ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y SISTEMAS DE TELECOMUNICACIÓN
PROYECTO FIN DE GRADO
TÍTULO: Control de un sistema fotovoltaico con baterías conectado a red.
AUTOR: Adrián Lekuona Zuazo
TUTOR (o Director en su caso): Luis Narvarte Fernández
TITULACIÓN: Grado en Ingeniería Electrónica de Comunicaciones
DEPARTAMENTO: Departamento de Ingeniería Telemática y Electrónica
VºBº
Miembros del Tribunal Calificador: PRESIDENTE: Manuel Vázquez López
VOCAL: Luis Narvarte Fernández
SECRETARIO: Ignacio Antón Hernández Fecha de lectura:
Calificación:
El Secretario,
Resumen
Al tiempo que la demanda de energıa global aumenta ano tras ano, el peso de
las energıas renovables en el mix energetico mundial es cada dıa mayor. La energıa
solar fotovoltaica, en concreto, se ha consolidado como una opcion madura, econo-
micamente competitiva y de numerosos beneficios ambientales, lo que la convierte
en una tecnologıa que sin duda continuara en expansion durante los proximos anos.
Sin embargo, el incremento de la penetracion de la misma en la red electrica plantea
una serie de retos tecnicos en torno a los cuales se centra buena parte de la activi-
dad investigadora del sector. La combinacion de sistemas de almacenamiento
energetico con generadores fotovoltaicos se presenta como una de las lıneas de
trabajo que presumiblemente contribuira a la expansion de la energıa solar.
En este contexto, este proyecto desarrolla una plataforma de control en tiem-
po real que instrumenta y comanda, mediante diferentes tecnologıas, todos los ele-
mentos de un laboratorio que integra generacion fotovoltaica y almacenamiento de
energıa electrica basado en baterıas. El sistema de control se ha desarrollado garanti-
zando la flexibilidad y la modularidad del conjunto, ya que esta prevista su utilizacion
en futuros trabajos de investigacion orientados a analizar las aportaciones potenciales
de este tipo de instalaciones.
Ademas, se ha desarrollado y validado una estrategia de gestion energetica
orientada a reducir las fluctuaciones en el intercambio con la red de una
instalacion fotovoltaica domestica. El estudio teorico y la simulacion de resultados de
dicha estrategia se realizo en el marco del proyecto europeo PV¿ROPS, por lo que el
presente trabajo fin de grado esta centrado en la implementacion de la estrategia
en una instalacion real y su validacion experimental.
El analisis de resultados de diferentes ensayos ha permitido mejorar la primera
version de la plataforma de control, validar la estrategia y cuantificar, mediante indi-
cadores objetivos, los beneficios tecnicos concretos que tiene para una instalacion
fotovoltaica domestica la incorporacion de baterıas y el control de las mismas con
algoritmos como los de la estrategia bajo estudio.
1
Abstract
The global energy consumption is increasing year by year and so is the importance
of renewable sources in the electrical mix. Particularly, photovoltaic solar energy has
proved to be a reliable clean technology as well as economically viable, and it is
expected to expand over the next years. However, higher penetration rates create an
unexplored scenario and researchers are still working on the massive integration of
such an intermittent source, what cannot be achieved without facing some technical
challenges. Combining energy storage systems with photovoltaic generation
is one of the hot issues, since it can contribute to solar energy proliferation.
Within this context, this diploma project presents a real time Supervisory
Control And Data Acquisition (SCADA) system for monitoring and comman-
ding, through different technologies, all the devices of a laboratory integrating both
photovoltaic generation and battery based energy storage. The control system has
been developed aiming to the flexibility and modularity of the final result, which will
be used in future research into these kind of facilities. In other words, the SCADA is
intended to be a useful and powerful tool for photovoltaic integration scientists.
Moreover, an energy management strategy has been developed and vali-
dated. The strategy optimizes, in terms of peaks and fluctuations, the power
exchanged with the grid in a domestic photovoltaic and electrical energy storage
system. Theoretical work and simulations on the behavior of the strategy were done
under the PV¿ROPS European project by other researchers, so this diploma project
is focused on implementing and experimentally validating the algorithm.
Taking the results of various experiments, the first version of the real time control
system has been improved and the strategy validated. In fact, attending to objective
quality criteria, the technical benefits of introducing batteries and implementing
the discussed strategy in domestic photovoltaic applications have been proved.
3
Agradecimientos
Quiero agradecer a Luis Narvarte, tutor del proyecto, la confianza que ha deposi-
tado en mı al permitirme colaborar con el Instituto de Energıa Solar y al ofrecerme
un proyecto de estas caracterısticas. Ası mismo, debo destacar el papel que ha teni-
do Aitor Makibar, director del trabajo, durante todas las fases del desarrollo. Sin su
gentileza, buena disposicion y capacidad para ensenar, los resultados hubieran sido,
sin duda, mucho peores. Le deseo los mejores exitos personales y profesionales.
A todas esas personas que han hecho de Madrid un hogar y de la carrera una
aventura: Ana, Pablo, Cesar, Alejo, Guille y tantos otros. Espero que los lazos no se
desaten nunca. Ana Gonzalez y Alejo Arias me ensenaron el sentido de la vida aquella
tarde en el tejado. Tambien me han dado sus mejores consejos para la escritura de
este documento.
A Juantxu Beitia, por su ejemplo de trabajo y teson a la hora de inculcarme la
importancia de una buena educacion. A la memoria de Javier Garay, que se hubiera
alegrado de este momento tanto como yo mismo.
Nunca podran ser suficientemente agradecidos los esfuerzos realizados por mi fa-
milia para brindarnos a mi hermana y a mı las mejores oportunidades.
Los aciertos de este proyecto estan dedicados a mi padre, mi madre y mi hermana.
5
Indice general
1. Introduccion 17
1.1. Contexto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.1.1. Integracion de la energıa solar FV en el sistema electrico . . . 18
1.1.2. Almacenamiento de energıa en instalaciones fotovoltaicas co-
nectadas a red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
1.1.2.1. Aplicaciones especıficas del EES en sistemas fotovol-
taicos conectados a red . . . . . . . . . . . . . . . . 23
1.1.2.2. Tecnologıas de almacenamiento de energıa electrica en
sistemas fotovoltaicos conectados a red. . . . . . . . 26
1.1.3. Sistemas de control y adquisicion de datos en instalaciones fo-
tovoltaicas conectadas a red con baterıas . . . . . . . . . . . . 26
1.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
1.3. Estructura del documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
2. Descripcion del laboratorio 29
2.1. Elementos electricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.1.1. Generadores fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.1.2. Inversor fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
2.1.3. Sistema de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
2.2. Instrumentos de medida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
2.2.1. Analizadores de corriente continua . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.2.2. Analizadores monofasicos de corriente alterna . . . . . . . . . 34
2.2.3. Analizador trifasico de corriente alterna . . . . . . . . . . . . . 35
2.3. Sistema de control y adquisicion de datos . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.3.1. Conceptos generales sobre PXI . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.3.2. PXI del laboratorio demostrador . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.3.3. Sistemas operativos en tiempo real . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.4. Ordenador de desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
7
INDICE GENERAL
3. Diseno e implementacion del sistema SCADA 39
3.1. Requisitos especıficos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
3.2. Esquema general del SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
3.3. Nucleo de control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
3.3.1. Integracion en el SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.4. Comunicaciones digitales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.4.1. Capa fısica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
3.4.2. Protocolo utilizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
3.4.3. Diseno de arquitectura de comunicacion . . . . . . . . . . . . 48
3.4.4. Interaccion con otros bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
3.5. Procesado de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
3.6. Adquisicion analogica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.6.1. Conexionado hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
3.6.2. Adquisicion DAQ y escalado de senal . . . . . . . . . . . . . . 54
3.6.3. Integracion de G(t) el SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
3.7. Entrada/Salida de ficheros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
3.7.1. Implementacion software del sistema E/S . . . . . . . . . . . . 57
3.8. Acceso remoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
3.8.1. Alternativas de HMI disponibles . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
3.9. Protecciones SW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3.10. Arranque y parada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
3.11. Operacion completa del sistema SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.11.1. Ejecucion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.11.2. Proyecto Labview . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
4. Diseno e implementacion de estrategia Constant Power Control 67
4.1. Descripcion de la estrategia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
4.1.1. Etapa 1: reparto de potencia neta . . . . . . . . . . . . . . . . 69
4.1.2. Etapa 2: Control de SOC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
4.1.3. Etapa 3: Filtrado horario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
4.2. Implementacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
5. Validacion del sistema 77
5.1. Metodologıa de trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5.2. Depuracion del SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5.2.1. Zona muerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5.2.2. Errores de comunicacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
8
INDICE GENERAL
5.2.3. Registro de datos complementarios . . . . . . . . . . . . . . . 81
5.3. Validacion de la estrategia CPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
5.3.1. Criterios de evaluacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
5.3.2. Dimensionado de la instalacion y adaptacion de la estrategia . 83
5.3.3. Primera aproximacion: Dimensionado mendiante Toolbox . . . 83
5.3.4. Segunda aproximacion: Aplicacion de escalado a parametros de
control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
5.3.5. Ensayo final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
6. Conclusiones 93
6.1. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
6.2. Lıneas de trabajo futuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
Referencias 97
Anexos 101
A. Librerıa Modbus.vlib 103
B. Otros diagramas y figuras 109
C. Manual de usuario del sistema SCADA 115
C.1. Pautas para la adaptacion del SCADA a otros Nucleos de Control . . 115
C.2. Compilacion y ejecucion de proyectos LabVIEW en el PXI . . . . . . 117
C.3. Transferencia de archivos entre el ordenador de desarrollo y el PXI . . 121
C.4. Otros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
9
Indice de figuras
1.1. Evolucion de la potencia fotovoltaica instalada mundial. . . . . . . . 18
1.2. Simulaciones del balance de tres dıas del sistema electrico de EEUU
con distintas penetraciones de energıa eolica. . . . . . . . . . . . . . 21
2.1. Esquema general del laboratorio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
2.2. Generadores fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
2.3. Inversor fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
2.4. Sistema de almacenamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
2.5. Analizador DH-96 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.6. Analizador CVM-1D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.7. Analizador EM24 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.8. Sistema PXI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
3.1. Diagrama de librerıas y bloques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
3.2. Bloque de estrategias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.3. Red de comunicaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
3.4. Topologıas RS485. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
3.5. Pines del conector DB9 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
3.6. Configuracion del transceptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
3.7. Uso de I/O Servers en LabVIEW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.8. Configuracion del I/O Server. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
3.9. Anadir variables al Servidor Modbus . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.10. Resultado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.11. Bloque de comunicaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
3.12. Bloque de procesado de datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.13. Conexionados entre PXI 6221 y senales flotantes. . . . . . . . . . . . 55
3.14. Bloque de adquisicion analogica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
3.15. Bloque de E/S de ficheros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
11
INDICE DE FIGURAS
3.16. Bloque de acceso remoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
3.17. Bloque de proteccion y alarma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3.18. Rutina de arranque e integracion de bloque . . . . . . . . . . . . . . . 63
3.19. Proyecto LabVIEW generado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
4.1. Balance energetico anual de la vivienda de estudio. . . . . . . . . . . 68
4.2. Diagrama de bloques de la estrategia . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
4.3. Curvas Kpp y Kpnde la etapa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
4.4. Etapa 2 de CPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.1. Metodo de trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
5.2. Fluctuaciones causadas por bajas consignas. . . . . . . . . . . . . . . 80
5.3. Zona muerta entre +0.5 y 0.5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
5.4. Dıa tıpico durante los ensayos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
5.5. Primer ensayo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
5.6. Ensayo tras correccion del escalado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
5.7. Ensayo final. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
5.8. Dıa de ensayo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
5.9. Paso de nubes durante CPC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
B.1. Bloque de acceso remoto: Visualizacion . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
B.2. Flujograma de ejecucion del sistema SCADA . . . . . . . . . . . . . . 111
B.3. Codificacion de CPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
B.4. Ensayo final de CPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
C.1. Habilitacion de Front Panel Remotos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117
C.2. Panel de propiedades de la build specification . . . . . . . . . . . . . . 118
C.3. Source files . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
C.4. Destinations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
C.5. Source File Setings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
C.6. Advanced . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
12
Indice de tablas
2.1. Caracterısticas de los generadores FV a STC . . . . . . . . . . . . . . 30
2.2. Caracterısticas del inversor FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
2.3. Caracterısticas del BESS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.1. Bloques del sistema SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
3.2. Configuracion MODBUS en cada uno de los dispositivos . . . . . . . 47
4.1. Variables y parametros de control de la etapa 1 . . . . . . . . . . . . 71
4.2. Variables y parametros de control de la etapa 2 . . . . . . . . . . . . 73
4.3. Variables y parametros de control de la etapa 3 . . . . . . . . . . . . 74
5.1. Parametros de control de la primera aproximacion . . . . . . . . . . . 84
5.2. Factores de merito del ensayo final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
5.3. Escalado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
5.4. Parametros de control tras aplicar Kesc . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
5.5. Factores de merito en el segundo ensayo . . . . . . . . . . . . . . . . 87
5.6. Factores de merito del ensayo final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
5.7. Valores de SOC durante ensayo final . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
5.8. Eficiencias de operacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
13
Nomenclatura
API Interfaz de programacion de aplicaciones, del ingles Application
Programming Interface. Conjunto de subrutinas ofrecidas por
una biblioteca que implementan funciones de menor nivel de abs-
traccion.
E/S Entrada/Salida. En ingles, I/O.
EES Electrical Energy Storage. Sistema de almacenamiento de energıa
electrica. Tambien se utiliza el termino BEES, Batery Electrical
Energy Storage.
FV FotoVoltaica o FotoVoltaico. Es habitual la nomenclatura PV,
del ingles PhotoVoltaics.
HMI Interfaz Hombre-Maquina, del ingles Human Machine Interface.
El termino se refiere, sobre todo, a los sistemas de visualizacion
en automatizacion industrial.
HW Hardware
IES Instituto de Energıa Solar de la Universidad Politecnica de Ma-
drid
OPC OLE for Process Control, estandar de comunicacion en sistemas
de control industriales.
PbatSET,SN Consigna de potencia en AC para el sistema de almacenamiento
tras la evaluacion de la etapa N del algoritmo. Por criterio de
signos, positivo siginifica descarga (aportacion a la red).
PbatSET Consigna de potencia en AC para el sistema de almacenamiento.
Por criterio de signos, positivo siginifica descarga (aportacion a
la red).
15
NOMENCLATURA
Pbat,AC Potenica intercambiada con el BEES en nodo AC
Pcons Potencia instantanea consumida en la instalacion. Siempre tiene
valor positivo.
Pgrid,SN Potencia de intercambio con la red tras evaluacion de la etapa N
del algoritmo. Por criterio de signos, positivo significa consumo
de la red y negativo inyeccion.
Pgrid Potencia total de intercambio con la red. Por criterio de signos,
positivo significa consumo de la red y negativo inyeccion.
Pnet Potencia neta, diferencia entre consumo y generacion fotovoltaica
AC. Por criterio de signos, positivo significa que hay mas consu-
mo que generacion. Serıa la potencia de intercambio con la red en
caso de que la instalacion no tuviera sistema de almacenamiento.
PPV Potenica aportada por el generador FV tras su transformacion
en el inversor fotovoltaico a AC.
PLC Controlador Logico Programable, por sus siglas del ingles Pro-
grammable Logic Controller. Sistema informatico utilizado para
el control industrial y la automatizacion.
PXI PCI Extensions for Instrumentation. Puede referirse al estandar
del consorcio PXI o a las plataformas modulares que siguen dicho
estandar.
RT Tiempo Real, por sus siglas en inges Real Time.
RTOS Sistema Operativo en Tiempo Real, por sus siglas en inges Real
Time Operative System.
SO Sistema Operativo. En ingles, OS por sus siglas de Operative
System.
SOC State of Charge o Estado de Carga de la baterıa. Porcenta
STC Standard Test Conditions, Condiciones de Test Estandar que uti-
lizan la mayorıa de fabricantes del sector fotovoltaico para carac-
terizar sus equipos. G=1000W/m2, Tcelula=25ºC, AM=1.5
SW Software
16
Capıtulo 1
Introduccion
1.1. Contexto
En un mercado electrico mundial en el que la demanda de consumo es cada dıa
mayor, el aumento en la potencia electrica proveniente de energıas renovables se ha
consolidado como una tendencia al alza durante la ultima decada y ha alcanzado valo-
res record en 2015. A ello han contribuido el aumento de la competitividad economica
de las tecnologıas renovables gracias a la disminucion de costes en toda la cadena de
suministro, la creciente demanda electrica en las economıas emergentes, las polıticas
activas gubernamentales y la mayor conciencia ambiental de la poblacion global.
En ese contexto se enmarca la celebracion en diciembre de 2015 de la COP21,
la Conferencia Internacional sobre Cambio Climatico que promueven las Naciones
Unidas. En la misma, 195 paıses mostraron su determinacion a mantener el aumento
de la temperatura global media por debajo de los dos grados Celsius entre el momento
de la firma y el ano 2100, y una mayorıa de los gobiernos participantes se mostraron
dispuestos a cumplir el objetivo facilitando, entre otros, un aumento en su potencia
electrica renovable instalada. En 2015, cuando todavıa los acuerdos de COP21 no
eran efectivos, este aumento fue de 147 GW, y se estima que un 19.2 % de la energıa
consumida en 2014 tenıa su origen en fuentes renovables [1].
En concreto, la energıa solar fotovoltaica es la tecnologıa que mayor crecimiento
esta experimentando en la actualidad, segun indica la Agencia Internacional de la
Energıa. Los cerca de 50 GW instalados durante el ultimo ano la convierten en una
tecnologıa dominante que aglutina el 33 % del crecimiento renovable, y en paıses del
entorno como Italia, Alemania o Grecia, la penetracion en la red es superior al 7 % de
la demanda electrica [2]. La industria, por su parte, continua reduciendo los costes:
el precio de las celulas de silicio policristalino utilizadas en los paneles solares baja
17
1. INTRODUCCION
Figura 1.1: Evolucion de la potencia fotovoltaica instalada mundial.Datos obtenidos de [1]
ano tras ano a un ritmo cercano al 8 %, y se situa en la actualidad en torno a los
0.55$ por vatio. En definitiva, la competitividad de la energıa fotovoltaica es cada dıa
mayor, como demuestran los records en el precio de salida a las subastas del mercado
electrico que en Alemania han alcanzado mınimos historicos durante 2015. [1]
En cualquier caso, no debe perderse de vista el caracter intermitente de la
generacion solar fotovoltaica. La produccion de los generadores solares, a diferencia
de la proveniente de fuentes convencionales, varıa sujeta a condiciones meteorologicas
y estacionales. La integracion a gran escala de la energıa solar, por tanto, no es una
cuestion trivial. En el siguiente apartado se estudia la problematica existente.
1.1.1. Integracion de la energıa solar FV en el sistema elec-
trico
La produccion de un generador fotovoltaico o FV guarda dependencia directa
con la disponibilidad del recurso que explota: la irradiancia solar. Se trata de un
recurso estacionario (la irradiancia no es la misma en invierno y en verano) variable
18
1.1 Contexto
(entre la manana, mediodıa y atardecer) e intermitente (se ve afectada por fenomenos
meteorologicos como el paso de nubes).
Esta variabilidad en la disponibilidad de los recursos, y por tanto en la produccion
electrica, afecta a la energıa solar fotovoltaica y a otras renovables como la eolica y
puede imponer, como se vera a continuacion, una serie de limitaciones a la maximi-
zacion de las mismas desde el punto de vista de la operacion de la red electrica y el
mantenimiento de la calidad del suministro.
Aunque el estudio detallado de las redes electricas excede los objetivos de este pro-
yecto, deben tenerse en cuenta algunas nociones sobre su operacion. Los generadores
y las plantas de generacion pueden clasificarse de la siguiente manera:
Generadores de carga base: Operan ininterrumpidamente y soportan gran parte
de las cargas constantes. Su puesta en marcha o parada tiene costes altos y se
recomienda su funcionamiento a potencia de generacion maxima y constante,
bien por razones tecnicas o por razones economicas. Las centrales nucleares y
las termicas de carbon, por ejemplo, son considerados generadores de base.
Generadores de seguimiento de carga: Operan de manera adaptada al consumo
de cada momento, suministrando la parte del mismo que no satisface la genera-
cion de carga base. Son, mayoritariamente, centrales de termicas de gas y fuel,
centrales hidroelectricas y plantas de generacion renovable. Existen distintos
tipos:
� Generadores de pico: Satisfacen la demanda variable diaria.
� Reserva de regulacion primaria: Generadores que pueden actuar en am-
bos sentidos (subir o bajar potencia) como consecuencia de un desvıo de
frecuencia de la red.
� Reserva de regulacion secundaria: Generadores que aportan un margen de
variacion para hacer frente a desajustes entre generacion-demanda debido
a fallos, errores de prediccion, ajustes tecnicos, etc. Tiene en cuenta la
componente horaria de la variabilidad.
� Reserva de regulacion terciara: Generadores que garantizan margen de va-
riacion maxima de potencia a subir o bajar en un tiempo inferior a quince
minutos para restaurar la reserva de regulacion secundaria.
Hasta ahora, la aportacion de las energıas renovables intermitentes frente a la ge-
neracion convencional ha representado un porcentaje modesto y se ha producido,
19
1. INTRODUCCION
mayoritariamente, en sistemas electricos robustos [3]. Cuando la penetracion es ba-
ja, la potencia generada por fuentes renovables intermitentes se utiliza junto con la
aportada por el resto de los generadores de seguimiento de carga (no renovables) para
satisfacer el consumo variable. En sistemas con mayores penetraciones, en cambio,
pueden darse ocasiones en las que con todos los generadores de seguimiento de carga
no renovables apagados, la suma de la potencia aportada por los generadores de carga
base y los generadores renovables supere la demanda del momento. Dado que no es
posible o viable adaptar la salida de los generadores de carga base, el operador de red
se ve obligado a limitar la generacion solar o eolica cuando se producen estos excesos
de produccion.
Esta situacion, conocida como curtailment se da, por ejemplo, en el sistema
electrico danes por su particular sistema de calefaccion basada en District Heating,
que consistente en distribuir en areas urbanas extensas el calor obtenido en centra-
les de co-generacion. En las noches frıas de invierno, que en Dinamarca suelen estar
acompanadas de fuertes rachas de viento, no es posible detener las centrales de gas
que garantizan el funcionamiento de las redes de calor urbano, y como la produc-
cion eolica es muy alta, el conjunto de la generacion puede superar la demanda. Por
eso, deben desactivarse algunos de los aerogeneradores, limitando la produccion re-
novable. Ası mismo, el curtailment se ha identificado como potencial en el sistema
estadounidense [4] si la penetracion eolica alcanza cotas superiores al 15 %, como pue-
de verse en la figura 1.2. Igualmente, en un escenario en el que la suma de muchos
pequenos generadores fotovoltaicos satisfaga un porcentaje similar, se reproducirıa la
problematica.
Parece intuitivo que dados los bajos costes de operacion y los notables beneficios
ambientales, serıa deseable no tener que parar la generacion de las fuentes renovables
en ningun momento, de manera que se pudiera almacenar el excedente de produccion
para los instantes en los que la generacion fuera menor consiguiendo ası un mayor
control sobre la produccion.
En cualquier caso, y aunque no se produjeran escenarios de curtailment como los
descritos anteriormente, las mayores penetraciones de renovables en sistemas robustos
y la incorporacion de las granjas solares o eolicas a redes electricas debiles (islas o areas
rurales remotas, por ejemplo), hacen necesario que la industria afronte retos tecnicos
para garantizar la calidad, fiabilidad y proteccion del suministro electrico. De hecho,
paıses como Alemania [5], Sudafrica [6] y Puerto Rico [7] cuentan ya con normativa
que fija fluctuaciones maximas en la inyeccion de los generadores fotovoltaicos para
evitar que estas pudieran provocar alteraciones en la red y en sus especificaciones
20
1.1 Contexto
(a) Penetracion eolica del 8 %
(b) Penetracion eolica del 16 %
Figura 1.2: Simulaciones del balance de tres dıas del sistema electrico de EEUU condistintas penetraciones de energıa eolica.
Fuente: [4] (adaptado).
21
1. INTRODUCCION
de tension, frecuencia o respuesta ante fallos. Para cumplir tanto con las nuevas
necesidades tecnicas como con los escenarios legales, los sistemas de almacenamiento
resultan de utilidad [8].
Independientemente de estas limitaciones, una de las grandes ventajas de la ener-
gıa solar fotovoltaica reside en su potencial para la descentralizacion de la pro-
duccion electrica. Un sistema electrico descentralizado o distribuido es aquel en el
que una parte notable de la demanda electrica se satisface mediante la generacion de
pequena escala, de manera que muchos consumidores de electricidad adoptan un rol
de productor-consumidor al ser propietarios de pequenos generadores. Se consigue ası
una mayor eficiencia en el transporte de la energıa (se acercan generacion y consumo,
eliminado perdidas intermedias) y un aumento de los actores participantes en el mix
electrico. Los generadores fotovoltaicos instalados en edificios (conocidos como BIPV
por sus siglas en ingles Building Integrated PhotoVoltaics) son una de las tecnologıas
que mejor se ajustan al proposito de la descentralizacion por su versatilidad y bajo
coste, pero para que estos sistemas tengan mayor eficiencia energetica y rentabilidad
economica es necesario tratar de casar el perfil horario de la generacion fotovoltaica
con el de consumo mediante sistemas de almacenamiento. Ademas, estos pequenos
propietarios deberan tambien ajustarse a las limitaciones tecnicas que impongan los
operadores de red para garantizar la calidad del suministro.
En resumen, como senalan en [9], la maximizacion de la solar fotovoltaica requiere
que la misma tenga un caracter mas gestionable 1 para tanto para los operadores
de red electrica como para los propietarios de los generadores y que la inyeccion se pro-
duzca cumpliendo especificaciones cada vez mas estrictas. Para adaptar la energıa
solar fotovoltaica a este nuevo escenario, los sistemas de almacenamiento
resultan de utilidad tal y como recogen en [8, 10, 11, 12].
1.1.2. Almacenamiento de energıa en instalaciones fotovol-
taicas conectadas a red
Los sistemas de almacenamiento electrico o EES (por sus siglas en ingles Electri-
cal Energy Storage) en instalaciones fotovoltaicas permiten que las mismas tengan un
caracter mas gestionable para operadores y propietarios. Ahora bien, tanto las apli-
caciones especıficas (entendidas como las ventajas concretas que se desean obtener
1En ingles se utiliza la palabra dispatchability, que no tiene una traduccion clara en espanol.
22
1.1 Contexto
al introducir el sistema de almacenamiento) de los mismos como las tecnologıas EES
disponibles en el mercado son diversas.
1.1.2.1. Aplicaciones especıficas del EES en sistemas fotovoltaicos conec-
tados a red
Los usos o aplicaciones a los que se puede orientar un sistema de almacenamiento
en un generador renovable intermitente conectado a red son multiples y complementa-
rios entre sı. Muchas de las aplicaciones mayoritarias descritas en la literatura ([4, 13])
ademas, pueden orientarse desde dos puntos de vista: si la instalacion es una planta
de generacion orientada unicamente a inyectar su produccion en la red, la aplicacion
del sistema de almacenamiento primara la gestionabilidad para el operador; si la ins-
talacion es un BIPV donde el propietario de la misma es productor-consumidor , la
aplicacion del sistema primara la rentabilidad y utilidad para el propietario.
Las aplicaciones mayoritarias son:
Peak shaving o Neutralizacion de picos: El objetivo de la aplicacion es
utilizar los sistemas de almacenamiento para hacer frente a demandas puntuales
altas de energıa.
� Enfocada hacia el beneficio para el operador de red: Apro-
vechando la rapida respuesta de los sistemas de almacenamiento, estos se
mantienen en el estado de carga optimo para garantizar la estabilidad de
la red suavizando picos de demanda, de manera que el operador evite tener
que poner en marcha otros generadores de seguimiento de carga mas caros
y de mayor huella ambiental.
� Enfocada hacia el beneficio para el productor-consumidor:
En este caso, se establece una potencia maxima que el productor-consumidor
puede absorber de la red y si el consumo instantaneo la excede, el sistema
de almacenamiento aporta la diferencia necesaria de manera que el pro-
pietario del sistema pueda reducir su potencia maxima contratada con su
proveedor electrico y reducir ası su factura.
Load shifting o Balance de carga: En este caso, el sistema tiene en cuenta
la evolucion horaria tıpica de los perfiles de consumo, generacion y precios de
mercado. Ası, como lo habitual es que las mayores demandas de consumo se
den cuando los picos de produccion han pasado [13], se carga el sistema de
23
1. INTRODUCCION
almacenamiento durante la primera mitad del dıa para soportar la demanda de
consumo despues.
� Enfocada hacia el beneficio para el operador de red: De mane-
ra similar a la aplicacion anterior, combinando esta tecnica con una buena
planificacion, el operador de red reduce la dependencia hacia otros gene-
radores de seguimiento de carga mas caros o de mayor huella ambiental.
� Enfocada hacia el beneficio para el productor-consumidor:
El productor-consumidor puede maximizar el beneficio contratando tari-
fas horarias que favorezcan el precio de compra de electricidad cuando la
demanda es menor. Por otro lado, el sistema de balance le permite ajustar
su inyeccion y consumo a las horas en las que los precios de mercado le
favorecen.
Power ramp rate control o Control de rampas de potencia: El sistema
filtra la salida del generador fotovoltaico de manera que aunque se produzcan
cambios bruscos en la produccion (paso de una nube sobre el generador, por
ejemplo) la salida se equilibre con suavidad.
� Enfocada hacia el beneficio el operador de red: El operador
puede contar con que la inyeccion puntual de un generador no se va a
reducir drasticamente durante un determinado intervalo de tiempo, situa-
cion que podrıa darse durante el paso de una nube en ausencia de sistema
de almacenamiento. Ası, puede aumentar la calidad de su prediccion y
planificacion electrica.
� Enfocada hacia el beneficio para el productor-consumidor: El
productor-consumidor equilibra el sistema teniendo en cuenta la produc-
cion fotovoltaica, el consumo y los lımites en la fluctuacion de la inyeccion
para beneficiarse de tarifas que premien la constancia en el intercambio
con la red.
Outage protection and grid power quality control o Proteccion ante
apagones y control de calidad del suministro: Los sistemas de almacena-
miento contribuyen en esta aplicacion a la robustez de la distribucion electrica.
� Enfocada hacia el beneficio para el operador de red: El ope-
rador puede aprovechar la rapida respuesta de los sistemas de almacena-
miento para rearmar el sistema electrico tras un apagon y la modificacion
24
1.1 Contexto
de parametros de inyeccion como frecuencia o factor de potencia para equi-
librar la red en determinadas situaciones.
� Enfocada hacia el beneficio para el productor-consumidor:
Con una configuracion electrica aislada para evitar inyeccion a la red en
caso de apagones de la red, el sistema garantiza el suministro electrico para
el productor-consumidor durante los mismos. Ademas, permite filtrar las
variaciones de tension o los armonicos espurios provenientes de la red.
Demand response o Respuesta de la demanda: El sistema de control de la
instalacion tiene capacidad para controlar durante los periodos de alta demanda
las cargas cuyo consumo es mayor, como la calefaccion o el aire acondicionado.
Requiere un correcto dimensionado del generador fotovoltaico y del sistema de
almacenamiento para que los efectos sobre el usuario sean mınimos.
Microgrids o Micro-redes: Las microgrids son“subredes”electricas que aglu-
tinan un conjunto de cargas y generadores en una pequena area y que operan
como un unico sistema controlado [14]. En las mismas, la combinacion de sis-
temas de almacenamiento con fuentes como la fotovoltaica favorece tanto la
integracion de la microred en la red general como su operacion aislada combi-
nando todas las aplicaciones descritas anteriormente.
Como ya se ha apuntado, este es solo un esquema de las aplicaciones mas extendidas,
que pueden combinarse entre sı para conseguir objetivos mas completos o buscar
enfoques que favorezcan tanto la operacion de la red como la rentabilidad de pequenos
productores. La investigacion en este campo sigue siendo notable.
La implementacion de las aplicaciones se realiza a partir de algoritmos de control
a los que llamaremos “estrategias de gestion energetica” que controlan el conjunto
de los elementos de la instalacion fotovoltaica conectada a red. Estos algoritmos son
ejecutados por un sistema de control que en funcion de diferentes variables de entrada
comanda los elementos de la instalacion para gestionar consumo, inyeccion y almace-
namiento. Obviamente, la definicion del algoritmo parte del analisis de los objetivos
de la aplicacion final. Por ejemplo, en [11] se propone un algoritmo orientado a la
neutralizacion de picos y al suavizado del perfil de intercambio con la red, en [15, 16]
han elaborado algoritmos orientados a una gestion de la produccion de base horaria
y en [17] se trabaja en un algoritmo que tenga en cuenta los precios del mercado
electrico en tiempo real para ası ajustar la demanda de un productor-consumidor sin
baterıa en su instalacion pero con un coche electrico que cargar.
25
1. INTRODUCCION
1.1.2.2. Tecnologıas de almacenamiento de energıa electrica en sistemas
fotovoltaicos conectados a red.
Sea cual sea la aplicacion final del sistema, las tecnologıas de almacenamiento que
pueden utilizarse en sistemas fotovoltaicos conectados a red son diversas. Tradicio-
nalmente, las baterıas de acido-plomo han sido las mas utilizadas debido a sus bajos
costos y su madurez tecnologica [13], aunque actualmente los avances y el abarata-
miento previsto [18] de las baterıas de ion-litio (Li-ion) han hecho de las mismas una
alternativa consolidada en aplicaciones fotovoltaicas [19]. En concreto, las baterıas de
Litio-ferrofosfato (Li-FePO) se han extendido por su alta durabilidad, potencia y se-
guridad en aplicaciones tanto de coches electricos como de almacenamiento de energıa
para fuentes renovables [20]. En [21] puede encontrarse un analisis comparativo de los
diferentes tipos de baterıa con potencial para ser usados en combinacion con genera-
dores renovables. Por otro lado, existe cada vez mas literatura sobre la introduccion
de super-condensadores como elementos de almacenamiento de energıa electrica.
1.1.3. Sistemas de control y adquisicion de datos en instala-
ciones fotovoltaicas conectadas a red con baterıas
Como ya se ha anticipado, la integracion de una baterıa en un generador solar
fotovoltaico requiere de un sistema de control que comande los diferentes elementos de
la instalacion. Lo habitual, ademas, es que este mismo sistema monitorice y registre
diferentes parametros de la misma (generacion fotovoltaica, estado de carga de la
baterıa, potencia de intercambio con la red, etc.), tome las decisiones de control en
funcion de estos y de las estrategias de gestion energetica y ofrezca cierta interfaz
que permita al usuario conocer el estado de la instalacion. En la literatura tecnica, un
sistema de estas caracterısticas recibe el nombre de SCADA (acronimo de Supervisory
Control And Data Acquisition).2
Existe software que facilita desarrollos de este tipo. LabVIEW (acronimo de La-
boratory Virtual Instrumentation Engineering Workbench), es una solucion comercial
2Tradicionalmente, el sector de la automatizacion industrial ha manejado de manera separadalos conceptos de SCADA y DCS (Distributed Control System). Hasta ahora, los sistemas SCADAeran los encargados de adquirir datos, registrarlos en bases de datos y ofrecer interfaz visual a losoperadores de una instalacion; y los sistemas DCS implementaban la logica de control. Actualmente,la potencia de los equipos informaticos permite combinar ambos sistemas en uno, de manera que lasfronteras entre ambos conceptos son cada vez mas difusas. En este trabajo, utilizaremos el terminoSCADA para referirnos a sistemas de funcionalidad completa: control, adquisicion y registro dedatos, supervision, interfaz visual, etcetera.
26
1.2 Objetivos
del fabricante norteamericano National Instruments que utiliza lenguaje de programa-
cion grafico y que ha sido muy utilizado por la comunidad fotovoltaica para estos fines.
En concreto, en [22] se propone un sistema de instrumentacion de precision para un
generador fotovoltaico mediante un dispositivo PXI , LabVIEW y desarrollo de hard-
ware propio; y en [23, 24] se utilizan medidores externos conectados a un ordenador
que ejecuta LabVIEW para controlar la produccion de una instalacion de generacion
solar. Por tanto, puede afirmarse que aunque existen alternativas basadas tanto en
software comercial fotovoltaico especıfico como en desarrollos ad hoc en otras platafor-
mas y lenguajes, la monitorizacion de instalaciones fotovoltaicas mediante LabVIEW
se ha demostrado efectiva.
En cuanto a instalaciones fotovoltaicas conectadas a red con baterıa, tambien pue-
den encontrarse diferentes ejemplos de sistemas SCADA en la produccion cientıfica:
[25] propone un sistema que combina analizadores de potencia digitales con PLCs y
monitorizacion Web para supervision remota del estado de la instalacion, [26] apunta
a la utilizacion del protocolo Modbus y a su combinacion con OPC para la integracion
con el software de visualizacion InTouch de Siemens y [27] basa su sistema SCADA
para una instalacion de alta potencia en tecnologıa TPC/IP y control en lazo abierto.
En resumen, nos encontramos en un contexto favorable para la maximizacion de
la generacion solar fotovoltaica, pero existen algunas limitaciones propias del caracter
intermitente y no gestionable de la misma. Estas limitaciones pueden ser mitigadas
mediante la introduccion de sistemas de almacenamiento de energıa electrica de di-
ferentes tecnologıas y con diferentes aplicaciones finales, en funcion de si se trata de
grandes plantas o de instalaciones domesticas. En todo caso, deberan implementarse
sistemas de control y adquisicion de datos que ejecuten y supervisen las estrategias
de gestion energetica, comandando la generacion, almacenamiento e inyeccion a red
de grandes y pequenas plantas fotovoltaicas.
1.2. Objetivos
El objetivo de este proyecto es contribuir al desarrollo de estrategias de gestion
de energıa en sistemas fotovoltaicos conectados a red con baterıa. Una de las lıneas
de investigacion del Grupo de Sistemas Fotovoltaicos, perteneciente al Instituto de
Energıa Solar de la Universidad Politecnica de Madrid, esta orientada a maximizar
la penetracion de la energıa fotovoltaica en los sistemas electricos mediante la incor-
poracion de baterıas en instalaciones solares integradas en edificios, y este proyecto
27
1. INTRODUCCION
se ha elaborado como parte de la misma. Los objetivos especıficos que se pretenden
alcanzar son:
1. Desarrollo de una plataforma SCADA que incluya todos los elementos de un la-
boratorio de integracion de baterıas en sistemas fotovoltaicos. Esta plataforma
debe ser modular y escalable, y debe permitir la ejecucion de diferentes algorit-
mos de control de manera que las futuras investigaciones puedan adaptarla con
facilidad. Las funciones del sistema incluiran:
a) Obtencion de datos digitales en tiempo real provenientes de diferentes ana-
lizadores de potencia para medir parametros electricos.
b) Obtencion datos analogicos en tiempo real provenientes de modulos cali-
brados para medir variaciones de irradiancia con alta resolucion.
c) Actuacion en tiempo real sobre los elementos que controlan el flujo energe-
tico de la instalacion en funcion de diferentes estrategias de gestion ener-
getica.
d) Interfaz HMI que permita determinadas intervenciones de los usuarios.
e) Registro de datos y variables que permitan su posterior estudio teorico.
2. Desarrollo, implementacion y validacion de una estrategia de gestion energetica
orientada a intercambiar potencia con la red de manera constante y con valores
maximos limitados. .
1.3. Estructura del documento
Tras contextualizar el problema y centrar los objetivos, el Capıtulo 2 presenta el
laboratorio de integracion de baterıas en sistemas fotovoltaicos, cuyos elementos se
pretenden monitorizar y controlar. El Capıtulo 3, a partir de unos requisitos especıficos
y una revision de la arquitectura, introduce el SCADA desarrollado para controlar
dicho laboratorio, y en el Capıtulo 4 se expone el la estrategia de gestion energetica
implementada como Nucleo de Control. Posteriormente, en el Capıtulo 5, se validan
tanto el sistema SCADA como la estrategia de gestion energetica. Finalmente, el
Capıtulo 6, recoge las concluisones extraidas de este trabajo y propone algunas lıneas
de ampliacion futuras.
28
Capıtulo 2
Descripcion del laboratorio
El Instituto de Energıa Solar dispone de un laboratorio con los elementos necesa-
rios para el desarrollo de estrategias de gestion energetica en sistemas fotovoltaicos
conectados a red con baterıa. Se encuentra situado en la ETSIST y en el se ha desarro-
llado el presente proyecto. El laboratorio cuenta con los elementos electricos propios
de un BIPV con baterıa, instrumentos de medida, una plataforma PXI que actuara
como sistema de control y adquisicion de datos y un ordenador de desarrollo. La ins-
talacion del mismo quedo reflejada en el proyecto fin de carrera titulado “Integracion
de baterıas en sistemas fotovoltaicos conectados a red” [28].
2.1. Elementos electricos
Los elementos electricos que forman el laboratorio de integracion de baterıas en
sistemas fotovoltaicos son los generadores fotovoltaicos, el inversor fotovoltaico y el
sistema de almacenamiento compuesto por baterıa e inversor-cargador.
2.1.1. Generadores fotovoltaicos
El laboratorio cuenta con un conmutador que permite seleccionar entre dos gene-
radores fotovoltaicos: uno situado en la pergola del Hogar Digital y otro situado en
la terraza del bloque 3 de la ETSIST.
El generador fotovoltaico de la pergola del hogar digital consiste en 10 modu-
los (uno de ellos es un modulo calibrado no conectado al resto del generador)
de potencia de pico de 240W, modelo ISF-240/20 del fabricante ISOFOTON.
Estan orientados hacia el Sur con una inclinacion de 30 grados. En conjunto, el
29
2. DESCRIPCION DEL LABORATORIO
Figura 2.1: Esquema general del laboratorio.El laboratorio se compone de elementos electricos (generadores, inversor FV, sistema de
almacenamiento), medidores (DC, AC monofasicos y AC trifasico) y un sistema de
instrumentacion y control PXI. A modo ilustrativo, se ha colocado junto a cada medidor el
parametro de monitorizacion principal y junto a cada inversor, la consigna mas importante.
Pmax Voc Isc Eficiencia (η%)Modulos de pergola 240 Wp 37 V
8.6 A 14.5 %Generador completo pergola 2160 Wp 333 V
Modulos terraza 295 Wp 45.2 V8.95 A 15.2 %
Generador completo terraza 2950 Wp 452 V
Tabla 2.1: Caracterısticas de los generadores FV a STC
generador desarrolla una potencia pico PPV = 2.16 kW, una tension de circuito
abierto Voc = 333 V y una corriente de circuito cerrado Isc= 8.45 A.
El generador fotovoltaico de la terraza del bloque 3 consiste en 10 modulos de
potencia de pico de 295W, modelo JKM295P-72 del fabricante JINKO. Estan
orientados hacia el Sur con una inclinacion de 30 grados. En conjunto, el genera-
dor desarrolla una potencia nominal de PPV= 2.95 kW, una tension de circuito
abierto Voc 452 V y una corriente de circuito cerrado Isc = 8.95 A. Junto a este
generador se situa una celula calibrada Atersa que entrega, segun su hoja de
caracterısticas, 100 mVDC por cada 1000W/m2de irrandiancia.
30
2.1 Elementos electricos
(a) Pergola y hogar digital (b) Terraza del bloque 3
Figura 2.2: Generadores fotovoltaicos
Figura 2.3: Inversor fotovoltaico
2.1.2. Inversor fotovoltaico
Es el elemento que transforma la corriente continua entregada por el generador
fotovoltaico en corriente alterna inyectable en la red. Se trata del modelo Ingecom
Sun Lite 5TL, monofasico, sin transformador y con potencia nominal Pinv,AC= 5 kW.
Dispone de interfaces de comunicacion Ethernet y RS485 half-duplex con protocolo
Modbus RTU para conectarlo a otros inversores o a ordenadores y sistemas de control.
2.1.3. Sistema de almacenamiento
El sistema de almacenamiento o (B)EES (por sus siglas en ingles (Batery) Elec-
trical Energy Storage) esta compuesto por una baterıa de ion-litio y un convertidor o
inversor-cargador bidireccional AC-DC que la conecta con la red electrica.
La baterıa esta fabricada por Cegasa y formada por un string estacionario del
31
2. DESCRIPCION DEL LABORATORIO
Parametro Valor
Entrada (DC)PFV recomendada 5.7 - 6.5 kWp
VFV maxima 550 VIFVmaxima 33 A
Salida (AC)
Pinv,ACnominal 5.5 kWIinv, ACmaxima 26.2 A
Vinv, AC nominal 230/240 VFrecinv, AC nominal 50/60 Hz
Tabla 2.2: Caracterısticas del inversor FV
Figura 2.4: Sistema de almacenamiento.El BEES esta compuesto por una baterıa Li-ion del fabricante Cegasa y un inversor cargador o
convertidor del fabricante Ingeteam.
tipo Niquel-Manganeso-Cobalto (NMC). Se opera mediante un modulo de control
y protecciones que alberga el sistema de gestion de baterıa BMS (de sus siglas en
ingles Battery Management System). El almacenamiento se realiza en dos modulos de
energıa conectados en serie. Cada modulo, ası mismo, consiste en 36 celulas en serie,
divididas en 6 strings de 6 celulas, sumando cada modulo una capacidad de 5.3kWh.
Por lo tanto, la capacidad nominal del sistema es de Cbat= 10.6 kWh. Sin embargo,
debido a restricciones tecnicas impuestas por el fabricante y debido a condiciones de
operacion, la capacidad util del sistema se limita a Cbat,util=7.42kWh. Ademas de la
informacion proporcionada por el fabricante en el manual [29], en este trabajo se han
utilizado datos de operacion real obtenidos en la caracterizacion llevada a cabo en
[30], que se resumen en la tabla 2.3.
El inversor-cargador o convertidor es el elemento que transforma la corriente con-
tinua que entrega la baterıa en corriente alterna inyectable a la red y viceversa. Se
32
2.2 Instrumentos de medida
BaterıaParametro Valor
Tension nominal 266.4 VTension maxima (SOC 100 %) 302.4 V
Tension mınima (SOC 0 %) 194.4 VCorriente de descarga nominal 1C 40 A
Corriente de descarga maxima 50 ACorriente de carga maxima 50 APotencia constante maxima 6.4 kW
Potencia de pico (2 min) 6.9 kWPotencia de pico (3 sec) 7.9 kW
Eficiencia segun condiciones IEC61427-2 95.18 %Capacidad nominal segun fabricante 10.6 kWh
Capacidad real condiciones de operacion 9.1 kWhCapacidad real + lımites 7.72 kWh
Fuente: [30]
Inversor / CargadorParametro Valor
Lado DC (baterıas)Vbat,DC mınima 96 VVbat,DCmaxima 330 V
Ibat,DCmaxima carga/descarga 50 A
Lado AC (red)
Pinv, ACnominal 5 kWIinv, AC maxima 22 A
Vinv, ACnominales 220 / 230 / 240 / 250 VFinv,AC nominales 50 / 60 Hz
Tabla 2.3: Caracterısticas del BESS
trata del modelo Ingecom EMS Home 5TL del fabricante Ingeteam, monofasico, sin
transformador y con potencia nominal Pinv,AC = 5 kW. Dispone de interfaz de co-
municacion CANopen con especificacion CiA 418/419 para conectarlo al sistema de
almacenamiento e interfaces de comunicacion Ethernet y RS485 half-duplex con pro-
tocolo Modbus RTU para conectarlo a otros inversores o a ordenadores y sistemas de
control.
2.2. Instrumentos de medida
Todos los nodos electricos del laboratorio se encuentran instrumentados mediante
diferentes analizadores:
33
2. DESCRIPCION DEL LABORATORIO
2.2.1. Analizadores de corriente continua
Los nodos de corriente continua del generador FV y el BEES se encuentran ins-
trumentados mediante tres analizadores de corriente continua modelo DH96-CPM
del fabricante Circuitor. Los analizadores miden la tension y la corriente en el nodo
a monitorizar y a partir de estos valores calculan la potencia instantanea DC.
La tension se mide a traves de un divisor de tension interno del instrumento, al que
se conectan los polos + y - del nodo que se quiera medir. El valor de la corriente, en
cambio, se obtiene por medio de un shunt o resistencia calibrada, mediante la medida
de la caıda de tension entre sus bornes y el calculo de la corriente que la produce. El
shunt se coloca en el polo negativo y su relacion es 50A/60mV en el caso del usado
para el bus de la baterıa y 10A/60mV para el bus del generador FV.
Debe tenerse en cuenta que son unidireccionales, por lo que se requieren dos DH96-
CPM para analizar el flujo entre la baterıa y el inversor-cargador: uno para carga del
sistema de almacenamiento y otro para la descarga. Ası, puede conocerse la evolucion
de la potencia intercambiada con el sistema de almacenamiento: Pbat,DC(t). En el
caso de un proceso de carga se considerara, por convenio de signos, una potencia +,
mientras que en un proceso de descarga, el signo es -. El tercer analizador se utiliza
para monitorizar la potencia instantanea entregada por el generador FV: Ppv,DC(t).
Los DH-96 del laboratorio incluyen una tarjeta de comunicaciones con interfaz
fısica RS485 half-duplex y protocolo Modbus RTU.
Figura 2.5: Analizador DH-96
2.2.2. Analizadores monofasicos de corriente alterna
Los nodos de corriente alterna se encuentran instrumentados mediante analizado-
res bidireccionales de corriente alterna CVM-1D del fabricante Circuitor. Disponen
de comunicaciones con interfaz fısica RS485 half-duplex y protocolo Modbus RTU.
Ademas de los instalados en las conexiones entre los inversores y el bus AC, existen
34
2.3 Sistema de control y adquisicion de datos
dos analizadores dedicados a instrumentar las cargas crıticas y no crıticas del Hogar
Digital de la ETSIST para futuras aplicaciones.
Figura 2.6: Analizador CVM-1D
2.2.3. Analizador trifasico de corriente alterna
El nodo entre el bus AC del laboratorio demostrador y la red de distribucion tri-
fasica de la universidad se encuentra monitorizado con un analizador trifasico modelo
EM24 del fabricante Carlo Gavazzi, que obtiene medidas de tension, corriente, po-
tencia y energıa. Disponen de comunicaciones con interfaz fısica RS485 half-duplex y
protocolo Modbus RTU.
Figura 2.7: Analizador EM24
2.3. Sistema de control y adquisicion de datos
El sistema de control y adquisicion de datos es el encargado de procesar y regis-
trar la informacion que caracteriza el estado en tiempo real de la instalacion y de
35
2. DESCRIPCION DEL LABORATORIO
ejecutar diferentes estrategias de gestion energetica actuando sobre los inversores. Se
implementa en una plataforma PXI del fabricante National Instruments.
2.3.1. Conceptos generales sobre PXI
Figura 2.8: Sistema PXI
PXI, contraccion de PCI eXtensions
for Instrumentation, es un sistema mo-
dular de instrumentacion y medida ba-
sado en los consolidados buses infor-
maticos PCI y PCIe (PeripheralCom-
ponent Interconnect y Peripheral Com-
ponent Interconnect-Express, respectiva-
mente). El estandar PXI define un con-
junto de especificaciones mecanicas, elec-
tricas y de software que cualquier fabri-
cante puede optar por seguir, de manera
que todos los productos y modulos desarrollados bajo esas especificaciones sean com-
patibles entre sı. Los elementos que conforman un PXI son:
Chasis: Es la base del sistema PXI. Su backplane incluye los buses de ali-
mentacion y comunicacion, facilita el enfriamiento de los modulos y permite la
conexion de un numero dado de estos.
Controlador: Es el elemento encargado de la computacion y la implemen-
tacion software del sistema mediante la ejecucion de un sistema operativo, que
puede ser de proposito generalista como Windows y Linux o especıfico para so-
luciones en tiempo real como PharLapETS (tambien conocido como LabVIEW
RT METER DEFINICIONES RT) o NI Linux RT. Aunque existen otras opcio-
nes, es habitual el uso de controladores embebidos, sistemas de altas prestaciones
que ofrecen las caracterısticas propias de un ordenador de sobremesa —CPU,
disco duro, memoria RAM, raton/teclado, Ethernet, salida de monitor, USB,
etc.— y que se insertan en la ranura 1 del chasis.
Modulos: Son los bloques de entrada-salida que se introducen en las ranuras
del chasis. Existen actualmente en el mercado cerca de 2.000 modulos diferen-
tes, con tamano y caracterısticas electricas estandarizadas pero funcionen muy
diversas, que comprenden desde DAQs hasta generadores de radiofrecuencia o
bloques de conexion a redes industriales.
36
2.3 Sistema de control y adquisicion de datos
2.3.2. PXI del laboratorio demostrador
La configuracion del PXI del laboratorio es la siguiente:
Chasis: PXIe-1078. Es un chasis de 9 ranuras, 300W de potencia y rendimiento
medio.
Controlador: PXIe-8115. Controlador embebido de alto rendimiento basado
en el procesador de doble nucleo Intel Core i5. Cuenta con dos sistemas opera-
tivos instalados: Windows 7 y NI RT Phar Lap ETS 13.1. Con este ultimo se
ejecutan las aplicaciones elaboradas con LabVIEW Real Time.
Modulos:
� NI 8234: Tarjeta de Gigabit Ethernet con dos terminales.
� NI PXI 6221: Tarjeta de adquisicion de datos o DAQ, por sus siglas en
ingles Data AcQuisition, multifuncion destinada a la medida de tensiones.
Cuenta con 16 entradas analogicas, 2 salidas analogicas y 24 entradas-
salidas digitales.
� NI PXI 6238: Tarjeta aislada DAQ destinada a la medida de corrientes.
Cuenta con 8 entradas analogicas, 2 salidas analogicas, 6 entradas digitales
y 4 salidas digitales.
� NI PXI 8433/4: Modulo de comunicaciones RS485 y RS422 de velocidad
variable con aislamiento electrico. Cada modulo monta 4 conectores RJ45
y se dispone de adaptadores a DB9. Existen dos modulos instalados.
2.3.3. Sistemas operativos en tiempo real
Los sistemas operativos en tiempo real o RTOS son sistemas informaticos destina-
dos a ejecutar programas con estrictos requisitos temporales y alta fiabilidad.
En muchos proyectos de ciencia e ingenierıa es deseable no utilizar sistemas operati-
vos convencionales (Windows, MacOS, etcetera), porque pueden retrasar o parar la
ejecucion de los programas del usuario para ejecutar otras tareas de segundo plano:
analisis de virus, refresco de graficos, actualizaciones y otras. Un sistema en tiempo
real, en cambio, ejecuta los programas garantizando que estos cumplan las especifica-
ciones temporales del disenador con precision y fiabilidad durante semanas, meses y
anos. A cambio, no estan pensados para ejecutar mas de un programa y para ofrecer
interfaces de usuario de ultima tecnologıa.
37
2. DESCRIPCION DEL LABORATORIO
En resumen, los sistemas operativos en tiempo real se utilizan en escenarios donde
se requiere precision temporal, fiabilidad de largo plazo u operacion ininterrumpida.
Habitualmente requieren de un ordenador con sistema operativo comercial y herra-
mientas de desarrollo propias para la programacion de las tareas que se ejecutaran en
el SO RT.
2.4. Ordenador de desarrollo
Se trata de un PC convencional con sistema operativo Windows 7 desde el que
se puede configurar el PXI y desarrollar software para el mismo. Para ello, se han
utilizado los siguientes programas:
LabVIEW: Plataforma de desarrollo software que utiliza un lenguaje de progra-
macion visual grafico. Cada uno de los programas desarrollados con LabVIEW
recibe el nombre de Instrumento Virtual o VI y consta de dos partes: el dia-
grama de bloques, con la programacion funcional, y el panel frontal, con la
interfaz de usuario. El ordenador del laboratorio tiene instalado el paquete de
expansion LabVIEW Real Time, para poder desarrollar software que ejecutara
el sistema operativo Real Time del PXI.
NI-Measurement & Automation Explorer o NI-MAX: Software del
fabricante National Instruments que permite configurar con facilidad desde un
ordenador de desarrollo todo el hardware externo conectado a el, como puede
ser un equipo PXI y sus respectivos modulos.
NI-Distributed System Manager: Software del fabricante National Instru-
ments que desde un ordenador de desarrollo permite monitorizar las variables
publicadas por un dispositivo Real Time y verificar su estado de funcionamiento
(carga de CPU, VIs en ejecucion, alarmas).
Real-Time Execution Trace Toolkit: Herramienta grafica del fabricante
National Instruments para analizar y verificar la ejecucion del codigo de Lab-
VIEW Real-Time en plataformas como PXI.
38
Capıtulo 3
Diseno e implementacion del
sistema SCADA
El laboratorio descrito en el Capıtulo 2 se utiliza, como ya se ha mencionado, para
investigar sobre las ventajas que ofrece el almacenamiento energetico en los sistemas
fotovoltaicos con baterıa conectados a red y experimentar con distintas estrategias
de gestion energetica. En este capıtulo se propone un sistema de supervision, control
y adquisicion de datos del conjunto de la instalacion que permitira la ejecucion de
diferentes estrategias y el posterior analisis de resultados. Para garantizar que pueda
ser reutilizado en el futuro en posteriores investigaciones del IES, el sistema propuesto
debe ser:
Escalable: El sistema debe poder ampliarse o reducirse tanto desde el pun-
to de vista hardware como software con facilidad si se amplıa o reducen los
elementos del laboratorio o se traslada a un demostrador diferente.
Modular: Debe estar construido mediante bloques funcionales autonomos y
bien definidos, de manera que estos puedan ser reutilizados y se aumente la
flexibilidad del conjunto. En algunos casos la reutilizacion puede suponer la
modificacion de los bloques para adaptarlos a diferentes experimentos y estra-
tegias.
Accesible de manera remota: Como algunos de los ensayos que se realizan
en el laboratorio tienen como objetivo validar estrategias de gestion energetica
durante semanas, se debe garantizar la posibilidad de monitorizacion e inter-
vencion en los mismos de manera remota para poder cancelarlos en caso de
imprevistos.
39
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Seguro para la instalacion: Debe incorporar medidas de seguridad que
anadan distintos grados de proteccion software a las medidas de proteccion hard-
ware que estan implementadas en los componentes activos como el convertidor
de la baterıa.
El sistema SCADA se ha programado mediante LabVIEW desde el ordenador de
desarrollo con la intencion de que se ejecute de manera autonoma en el PXI. Para ello,
se programan el conjunto de los VIs necesarios, se compilan formando una aplicacion
y se transfieren al PXI. Puede encontrarse una guıa de uso en el Anexo C.
3.1. Requisitos especıficos
Para abordar el desarrollo de un sistema como este, es recomendable seguir una
metodologıa de trabajo basada en la descomposicion de tareas. Ası, se han definido
una serie de requisitos especıficos que se deben cumplir:
1. El sistema debe ser capaz de ejecutar diferentes estrategias de gestion energetica.
2. El sistema debe adquirir datos de los medidores digitales.
3. El sistema debe adquirir datos y enviar comandos a los inversores, unicos ac-
tuadores de la instalacion.
4. El sistema debe adaptar los datos adquiridos segun los requisitos de entrada
(unidades, criterio de signos, etc.) de las estrategias, mientras que los datos de
salida de las estrategias deben adaptarse a los requisitos de los comandos de
entrada a los inversores.
5. El sistema debe medir la irradiancia inclinada sobre la superficie del generador
con una resolucion del al menos 1 s, adquiriendo para ello datos analogicos de
tension de la celula calibrada.
6. El sistema tiene que ser capaz de adquirir datos de ficheros y de registrar datos
en otros ficheros.
7. El sistema tiene que ofrecer monitorizacion remota en tiempo real del estado en
el que se encuentran los ensayos.
8. El sistema tiene que ofrecer la posibilidad de parar los ensayos o modificar
algunos parametros de manera remota.
40
3.2 Esquema general del SCADA
9. El sistema tiene que garantizar una serie de protecciones sobre el elemento mas
delicado de la instalacion: la baterıa.
10. El sistema tiene que ofrecer un sistema de alarma remota en caso de que se
produzca alguna situacion no deseada.
11. El arranque del sistema tiene que ser programable a una hora y fecha concretas.
Aun ası, no comenzara a funcionar hasta que no esten disponibles los recursos
que utilice, incluidos medidores digitales e inversores.
12. La hora de parada del sistema tambien tiene que ser programable, ası como la
parada automatizada bajo unas condiciones concretas
Como se ilustra en la tabla 3.1, estos requisitos se han descompuesto en una serie de
bloques funcionales.
Requisito Bloque funcional
Ejecucion de diferentes estrategias Nucleo de controlAdquisicion de datos de medidores
Comunicaciones digitalesAdquisicion/Escritura de datos en inversoresAdaptacion de datos de E/S de estrategias Procesado de datos
Medicion de irradiancia Adquisicion analogicaLectura/Escritura de ficheros E/S de ficheros
Monitorizacion remotaAcceso remoto
Intervencion remotaProteccion de elementos
Protecciones SWAlarma
Programacion arranque
Arranque y paradaComprobaciones iniciales
Programacion paradaParada automatica
Tabla 3.1: Bloques del sistema SCADA
3.2. Esquema general del SCADA
La forma de comunicacion que se ha elegido para conectar los diferentes bloques
funcionales entre sı esta basada en la utilizacion variables compartidas (en LabVIEW,
una variable compartida es aquella variable que puede ser accedida desde diferentes
VIs) que se estructuran en librerıas. Se han preparado tres librerıas:
41
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Figura 3.1: Diagrama de librerıas y bloques
Librerıa con todas las variables que proporcionan todos los instrumentos e in-
versores vıa Modbus.
Librerıa con todas las entradas, salidas y variables interncas que necesita la
estrategia bajo prueba.
Libreria de variables adicionales que complementan la informacion del sistema,
aunque no sean directamente usadas en la estrategia.
Como ilustra el diagrama de Venn de la figura 3.1, no todos los bloques acceden a
todas las librerıas. En los siguientes apartados se desgrana la comunicacion entre los
diferentes bloques.
3.3. Nucleo de control
El sistema SCADA es tambien el encargado de la ejecucion de los algoritmos de
control, integrados en este bloque funcional. El nucleo de control actua principalmente
como sistema de decision del comportamiento del ESS. Dependiendo del valor en
42
3.4 Comunicaciones digitales
tiempo real de los distintos parametros monitorizados en la instalacion y del algoritmo
de gestion energetica que implemente, creara consignas a enviar al ESS para que este
regule el flujo energetico a traves de todo el sistema. Por tanto, el bloque debera ser
modificado cada vez que se quiera ejecutar una nueva estrategia de gestion de energıa
y definira gran parte de los ajustes que haya que realizar en el resto de aspectos
del sistema que debe, en ultima instancia, adaptarse a los requisitos de la misma.
La implementacion de una estrategia de ejemplo queda documentada en el proximo
capıtulo de la memoria.
3.3.1. Integracion en el SCADA
Como se ilustra en la figura 3.2, el bloque de estrategias utiliza como metodo de
interconexion con otros modulos del SCADA unicamente la librerıa de variables de
estrategia “StrategyVariables.vlib”. Ademas, almacena en esta misma librerıa todas
aquellas variables fruto de calculos intermedios que sean de utilidad para el analisis
de resultados de los ensayos y que se deseen registrar en ficheros de salida o mostrar
en la visualizacion remota. Este bloque es invocado cada vez que se desee re-evaluar
el algoritmo de gestion energetica.
Figura 3.2: Bloque de estrategias
3.4. Comunicaciones digitales
El bloque funcional de comunicaciones digitales debe implementar las comunica-
ciones con todos los medidores e inversores aprovechando sus interfaces de comunica-
cion digital. El proceso seguido para completar el desarrollo de este bloque comenzo
43
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
con redefinir la capa fısica de las mismas. Aunque en [28] se apostaba por comuni-
caciones basadas en Ethernet con un conversor al estandar serie RS485, la solucion
era propensa a generar errores de medida por las limitaciones del conversor y no era
robusto en caso de fallos de red. Por tanto, aprovechando los modulos PXI-8433, se
ha configurado una red de comunicaciones basada ıntegramente en RS485.
Una vez definida la capa fısica, se procedio a estudiar el protocolo utilizado y sus
implicaciones de configuracion. Por ultimo, se estudiaron diferentes alternativas para
realizar la implementacion software.
3.4.1. Capa fısica
Como se ilustra en la figura 3.3, la red de comunicaciones queda formada por tres
conexiones fısicas diferentes. Por un lado, dos enlaces punto a punto entre cada uno
de los inversores y el PXI. Por otro lado, un enlace multipunto en cadena o daisy
chain que incluye todos los aparatos de instrumentacion.
Figura 3.3: Red de comunicaciones.
Todos los instrumentos e inversores (ver descripciones en los apartados ) inclu-
yen interfaz de conexion RS485 half-duplex, y las topologıas de conexion que se han
44
3.4 Comunicaciones digitales
(a) Topologıa RS485 half-duplex en cadena.
(b) Topologıa RS485 punto a punto.
Figura 3.4: Topologıas RS485.Fuente: [31].
utilizado son las descritas en los esquemas1 de la figura 3.4. El modo half-duplex con-
siste en la utilizacion de dos unicos hilos para el conexionado, de manera que el hilo
positivo se comparte para transmision y recepcion y que ocurre lo mismo con el hilo
negativo. Los puertos de los modulos PXI-8433 vienen por defecto configurados para
la comunicacion en modo full-duplex (cuatro hilos), por lo que es necesario realizar
adaptaciones tanto hardware como software.
Por un lado, hay que modificar el conexionado hardware a la salida de los modulos
PXI-8433. Teniendo en cuenta como queda la asignacion de pines del conector DB9
(figura 3.5), se deben cortocircuitar las lıneas RXD+ con TXD+ y RXD- con RXD-,
o lo que es lo mismo, los pines 4 con 8 y 5 con 9.
Por otro lado, hay que realizar cambios en la configuracion software del PXI.
Es necesario configurar los puertos PXI-8433 en modo half-duplex (dos hilos) si se
quiere utilizar una red como la descrita en el apartado anterior. El software NI-MAX
(seccion 2.4) permite realizar este ajuste. Para ello, debe navegarse en el arbol de
1A pesar de que en los esquemas se encuentran representadas las resistencias de terminacion ZT(orientadas a evitar problemas derivados de la reflexion), no se han incluido en el laboratorio puestoque la corta longitud de los cables y la velocidad de comunicaciones no las hace necesarias.
45
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Figura 3.5: Pines del conector DB9Fuente: [32].
dispositivos hasta seleccionar el PXI y, dentro de este, hasta el modulo PXI-8433 y
puerto a configurar. Una vez aquı y tras pulsar en la pestana Advanced, se muestra una
ventana como la de la figura 3.6, que permite seleccionar el modo de funcionamiento
del transceptor entre full-duplex y half-duplex.
3.4.2. Protocolo utilizado
El protocolo de comunicaciones utilizado para comunicar el PXI con todos los ins-
trumentos e inversores es Modbus en su variante sobre lınea serie y con codificacion
binaria, conocido como Modbus-RTU. Las especificaciones del protocolo y las indica-
ciones para su implementacion se encuentran disponibles en la web de la organizacion
industrial Modbus[33, 34]. Como puede comprobarse en dichos documentos, cada dis-
positivo Modbus en una red requiere de una direccion unica, siendo 32 el numero
maximo de dispositivos que pueden compartir una misma red. Las especificaciones no
recogen un unico valor para la velocidad de comunicacion —cada dispositivo puede
tener una a elegir entre un rango amplio—, por lo que se ha optado por configurar
cada uno de los instrumentos e inversores a su maxima velocidad. Ademas, todos los
dispositivos utilizan 8 bits de datos, un bit de stop y ningun bit de paridad. Con todo,
la configuracion en cada uno de los dispositivos sigue lo indicado en la tabla 3.2.
Aunque no es el objetivo de este trabajo hacer un analisis en profundidad de
Modbus, es interesante destacar algunas generalidades sobre su funcionamiento. Es
46
3.4 Comunicaciones digitales
Figura 3.6: Configuracion del transceptorEl selector permite elegir el modo de funcionamiento del transceptor entre modo half-duplex (2
Wire Auto) y full-duplex (4 Wire).
Conexion Dispositivo Baudrate Direccion
Cad
ena
CVM-1D Inv FV 19200 3CVM-1D Inv Bat 19200 4
DH96-CPM Bat Carga 19200 5DH96-CPM Bat Descarga 19200 6
CVM-1D Cargas1 19200 7CVM-1D Cargas2 19200 8
EM24 9600 9DH96-CPM FV DC 19200 10
Punto a punto Inversor FV 9600 1Punto a punto Inversor Cargador 9600 1
Tabla 3.2: Configuracion MODBUS en cada uno de los dispositivos
47
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
habitual su uso en sistemas SCADA, en los que un controlador (dispositivo“maestro”)
obtiene datos de diferentes instrumentos o actuadores (dispositivos“remotos”) y actua
sobre los mismos. Un dispositivo remoto ofrece un mapa de registros a los que un
maestro puede acceder especificando la direccion del dispositivo y del registro. Algunos
de los registros pueden ser consultados y modificados por el maestro, mientras que
otros solo permiten la consulta.
En la plataforma SCADA desarrollada, el PXI actua como un maestro Modbus
que se conecta con diferentes unidades remotas: los instrumentos e inversores. En el
caso de los instrumentos, solo se requiere la consulta de los registros que queramos
monitorizar (por ejemplo: los registros de la corriente, tension, potencia, etc.); en el
caso de los inversores, ademas de la consulta de algunos registros de monitorizacion,
deben ser modificados aquellos que sirven para actuar sobre los mismos (limitacion
de potencia fotovoltaica, potencia de intercambio entre la baterıa y la red, etc.).
3.4.3. Diseno de arquitectura de comunicacion
Monitorizar y controlar la instalacion electrica con la maxima rapidez y facilidad
es fundamental para la experimentacion con estrategias de gestion fotovoltaica. Por
eso, es necesario escoger la arquitectura de comunicacion mas efectiva que permita
hacer llegar los valores de los parametros instrumentados al nucleo de control lo mas
rapido posible. LabVIEW ofrece al menos tres maneras de acceder a los registros
Modbus de los terminales remotos.
Programacion a bajo nivel basada en el estandar Virtual Ins-
trument Software Architecture (VISA): Esta opcion consiste en crear
programaticamente las tramas a enviar, enviarlas, permanecer a la escucha y
desencapsular la respuesta recibida. El paquete NI-VISA, proporcionado por
National Instruments, actua como interfaz entre el hardware y LabVIEW.
Utilizacion de API: Supone un nivel de abstraccion mayor sobre la opcion
anterior. En este caso, el programador no tiene ni que crear las tramas ni que
utilizar la interfaz hardware NI-VISA. Cuando se desea realizar un acceso Mod-
bus, basta con introducir en el VI bajo desarrollo los sub-VIs de la API e indicar
que registros se quieren consultar o modificar.
Modbus I/O Servers: Es la opcion de mas alto nivel. Permite conectar re-
gistros Modbus a variables compartidas de LabVIEW sin que el desarrollador
tenga que escribir codigo. Como se desprende de la figura 3.7, una vez creado
48
3.4 Comunicaciones digitales
un servidor de entrada/salida Modbus maestro y configuradas las variables de
interes (“Coil 1” y “FP Reg 1”, en el ejemplo ilustrado), estas estaran disponi-
bles en LabVIEW por medio de su “motor de variables compartidas” para ser
accedidas como variables de lectura o lectura/escritura. El servidor se encarga
de establecer la conexion y de transmitir los datos necesarios para mantener el
valor de las variables actualizado. Debe tenerse en cuenta que cada I/O server
conecta con un unico dispositivo esclavo Modbus. La utilizacion de esta opcion
facilita la correcta monitorizacion de todos los instrumentos e inversores, y es
por esto que se ha optado por ella frente a las opciones con niveles de abstraccion
menores.
Figura 3.7: Uso de I/O Servers en LabVIEWOrigen [35]. Los dispositivos remotos (en el caso de la figura, un PLC) se conectan vıa serie o
TCP/IP utilizando Modbus al IO/Server del dispositivo maestro. El motor de variablescompartidas de es responsable de ofrecer los registros accedidos en el PLC como variables normales
LabVIEW.
Conforme a lo anterior, se ha elaborado una librerıa de variables Modbus de
nombre “Modbus.vlib” que incluye los servidores de entrada salida para conectar
con cada uno de los instrumentos y monitorizar y controlar en detalle la instalacion.
El proceso seguido para anadir servidores y variables es el descrito en los siguientes
pasos, que se debera seguir si en el futuro se quiere ampliar la librerıa:
1. En el arbol de proyectos, dentro del target (en nuestro caso, el PXI), se crea
una librerıa. Pinchando sobre la misma en new � IO server, se mostrara una
ventana en la que seleccionar el tipo de servidor E/S. Al seleccionar la opcion
Modbus, aparece un cuadro de configuracion (figura 3.8) con los parametros de
la comunicacion: direccion del dispositivo remoto, tasa de refresco, puerto serie,
velocidad de comunicacion, paridad, etc.
49
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Figura 3.8: Configuracion del I/O Server.
2. Una vez creado el servidor, que en el ejemplo se ha renombrado a “Servidor-
Modbus1”, un click con el boton derecho permite abrir la ventana Create Bound
Variables (figura 3.9). En el desplegable Browse Source debe navegarse hasta
desplegar la librerıa recien creada y el IO server a utilizar. Aparece entonces un
mapa de registros Modbus con diferentes tipos de variables asociadas (arrays,
enteros de 32 bits, enteros de 16 bits, valores booleanos), en el que debe seleccio-
narse el rango de la variable. Si se quiere anadir el registro 300001 como entero
de 16 bits y nombre de variable “Prueba”, por ejemplo, se debera seleccionar el
rango 300001-365535. El boton Add range (figura 3.9) permite seleccionar espe-
cıficamente el registro deseado. Custom-base name permite asignar un nombre
base a las variables a anadir.
3. Finalmente, tendremos creado el Servidor E/S “ServidorModbus1” y la variable
“Prueba” asociada al registro 300001. La variable puede utilizarse en cualquier
VI que se desarrolle dentro del proyecto, y su valor se actualizara automatica-
mente con la tasa de refresco fijada en el menu de configuracion del servidor.
50
3.4 Comunicaciones digitales
(a) Ventana Create Bound Variables
(b) Ventana Add range
Figura 3.9: Anadir variables al Servidor Modbus
Figura 3.10: Resultado
51
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
3.4.4. Interaccion con otros bloques
El bloque de comunicaciones interconecta los medidores e inversores con la librerıa
de variables ModBus mediante el uso de los I/O servers, tal y como queda ilustrado en
la figura 3.7. Los detalles de la librerıa “Modbus.vlib” pueden consultarse en el Anexo
A. O Este bloque se comienza a ejecutar de manera transparente para el usuario
cuando se lanza el sistema SCADA.
Figura 3.11: Bloque de comunicaciones.
3.5. Procesado de datos
El objetivo de este bloque es adaptar los datos adquiridos por el bloque de comu-
nicaciones digitales a los requisitos de entrada de las estrategias y viceversa. Ademas,
se calculan aquı determinadas variables adicionales que no son necesarias para la
estrategia de gestion energetica pero que aportan informacion de gran interes en el
analisis de resultados. Estas segundas variables se organizan en la librerıa “Additio-
nalVariables.VI”.
La implmentacion software se ha realizado en un unico VI llamado “DataProces-
sing.VI”. En el, se extraen las variables de la librerıa de variables Modbus, se adaptan
para la librerıa de variables de estrategia y se calculan otras variables informativas
52
3.6 Adquisicion analogica
Figura 3.12: Bloque de procesado de datos.
incluidas en la librerıa de variables adicionales, como la eficiencia de los inversores, la
potencia fotovoltaica DC y el modo de operacion de la baterıa. Ademas, activa una
variable binaria de error de comunicacion en caso de que alguno de los medidores o
inversores hayan fallado.
El bloque de procesado de datos actua como nexo de union entre los I/O Serveres
del bloque de comunicaciones y la librerıa que contiene las variables que utiliza la
estrategia, como ilustra la figura 3.12.
Una vez lanzado, este bloque se ejecuta de manera autonoma hasta la parada
del sistema con la frecuencia que el desarrollador de estrategias de gestion energetica
imponga.
3.6. Adquisicion analogica
Para registrar en tiempo real la irradiancia incidente sobre el generador fotovoltai-
co de la terraza del Bloque 3, se ha colocado junto a los paneles en el mismo plano y
con la misma orientacion, una celula calibrada Atersa, que segun el fabricante entre-
ga una tension de 100mV cuando la irradiancia es de 1000 W/m2. Por tanto, puede
utilizarse la celula como sensor de irradiancia, hallando mediante una relacion lineal
el valor instantaneo de la misma correspondiente a la VGmedida. A pesar del dato
del fabricante, se ha obtenido previamente la constante de calibracion KGmediante
53
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
un proceso de re-calibrado, cuyo resultado fue de 99mV cada 1000W/m2.
Ademas, una vez conocida la irradiancia, puede calcularse la potencia solar inci-
dente en cada instante sobre el generador, medida en W. Se obtiene multiplicando la
irrandiancia sobre el plano del generador por el area total del mismo.
G(t) (W/m2) = KG ∗ VG(t) (3.1)
PSUN (W ) = A ∗G(t) (3.2)
3.6.1. Conexionado hardware
Como se ha senalado en la seccion 2.3 del capıtulo de descripcion del laboratorio,
se dispone de un modulo de adquisicion de datos destinado a la medida de tensiones.
La senal de tension proveniente de la celula calibrada es una senal flotante, con masa
no referenciada respecto a la tierra del PXI y valores que estaran comprendidos entre
los 0 los 110mV aproximadamente.
Para medir una tension flotante, el manual de la tarjeta PXI6221 [36] nos propone
tres posibles configuraciones (figura 3.13) La conexion diferencial es recomendable en
nuestro caso porque se cumplen las siguientes condiciones:
1. Las tensiones de la senal son inferiores a 1V.
2. Hay mas de 3m entre la fuente de la senal y el DAQ.
3. La senal viaja por un entorno ruidoso.
4. Existen mas de dos terminales de entrada analogica disponibles en el DAQ.
Ası pues, se ha optado por este conexionado. Las dos resistencias eliminan problemas
de ruido y ofrecen un camino de retorno a las corrientes BIAS. En estos rangos de
tension, el modulo DAQ nos ofrece una resolucion nominal inferior a 6.4 μV.
3.6.2. Adquisicion DAQ y escalado de senal
Para que el PXI pueda adquirir datos del modulo DAQ de tension, es necesario
que el controlador PXI tenga instalado el driver NI-DaqMX, que conecta los recursos
hardware de este tipo con el sistema operativo. Una vez esta disponible en el PXI,
es posible utilizar el DAQ Assistant incluido en LabVIEW y NI-MAX para generar
de manera automatica y transparente para el usuario el codigo necesario para la
adquisicion de datos.
54
3.6 Adquisicion analogica
(a) Conexion diferencial
(b) Conexiones de unico terminal
Figura 3.13: Conexionados entre PXI 6221 y senales flotantes.Fuente: [36]
Como en el futuro esta previsto utilizar el PXI en estrategias de gestion ener-
getica que requieren monitorizar con alta resolucion las fluctuaciones de irradiancia
generadas por el paso de nubes, se ha programado una adquisicion de datos de 300
muestras con una tasa de muestreo de 1kHz. El escalado entre tension a la salida
de la celula calibrada e irradiancia en W/m2se realiza creando una nueva escala en
NI-MAX y configurando el valor KG como factor lineal en las opciones de la misma.
Posteriormente, se realiza un promediado de las trescientas muestras obtenidas para
filtrar los datos atıpicos causados por ruido.
Todo esto se ha codificado en unico VI llamado “MeasureVg.vi”
3.6.3. Integracion de G(t) el SCADA
La informacion de irradiancia no es una variable necesaria para la ejecucion de la
estrategia: forma parte de esas variables adicionales de monitorizacion que nos ayudan
a conocer el estado de la instalacion y a examinar los resultados de los ensayos (se
puede, por ejemplo, calcular la eficiencia del generador y analizar las fluctuaciones
en el recurso causadas por nubes). Como puede verse en la figura 3.14, el bloque
de adquisicion analogica utiliza los drivers DAQmx para conectarse con el DAQ y
adquirir la senal, y el resultado en unidades de irradiancia es almacenado en la librerıa
de variables adicionales. Al igual que el bloque de procesado de datos, una vez lanzado
55
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Figura 3.14: Bloque de adquisicion analogica
este bloque se ejecuta de manera autonoma con la frecuencia que el desarrollador de
estrategias de gestion energetica imponga hasta la parada del sistema SCADA.
3.7. Entrada/Salida de ficheros
Es fundamental que el SCADA tenga capacidad para leer y escribir en ficheros.
Por un lado, un escenario habitual en la implementacion de estrategias de gestion
de energıa es que estas tengan que utilizar como entrada informacion obtenida de
ficheros (datos simulados de produccion fotovoltaica, datos de consumo de una casa,
datos del precio del mercado electrico, etcetera). Por otro lado, es muy conveniente
mantener un registro lo mas completo posible de todas aquellas variables que resulten
de interes para el analisis de resultados de los ensayos.
Sin embargo, las operaciones que implican interactuar con el disco duro de un
sistema informatico deben ser reducidas en aquellas aplicaciones que tengan especifi-
caciones temporales muy estrictas, porque:
La E/S de ficheros en disco no es determinista en el tiempo: el sistema no puede
saber a priori cuanto tardara en ejecutar una operacion. Los discos duros rıgidos,
basados en tecnologıa magnetica y presentes en la mayorıa de dispositivos de
uso comun, son particularmente indeterministas.
56
3.7 Entrada/Salida de ficheros
La E/S de ficheros es un cuello de botella en el rendimiento de un sistema, pues
suele ser varios ordenes de magnitud mas lenta que la interaccion con memoria
RAM.
Como los discos duros son un recurso compartido por varios elementos de un
sistema operativo, la E/S de ficheros puede causar escenarios complejos de in-
version de prioridades2 que resulten en reinicios inesperados o bloqueos totales
del sistema, particularmente en RTOS.
Los discos duros pueden corromperse si se produce un fallo durante la escritu-
ra/lectura. Ası, si nuestro sistema se queda por ejemplo sin alimentacion du-
rante una de estas operaciones, existe el riesgo de corromper todo el sistema de
ficheros.
Por todo esto, se ha tratado de realizar una implementacion software cuidadosa de la
entrada y salida de datos desde y a ficheros.
3.7.1. Implementacion software del sistema E/S
Aunque el algoritmo de control que se ha implementado y validado en este pro-
yecto no tiene unos requisitos temporales de muy alta precision, el SCADA tiene que
poder utilizarse en el futuro para trabajar con estrategias que requieran muy rapidas
ejecuciones (pensemos en una estrategia que utilice la baterıa para alimentar una
casa frente a un apagon de la red sin que el usuario advierta el corte, el cambio de
alimentacion debera realizarse sin alterar en exceso la frecuencia de red). Por eso, se
ha tratado de minimizar las operaciones de disco de la siguiente manera:
2El acceso a recursos compartidos por parte de un sistema operativo se realiza tıpicamente me-diante exclusion mutua, tambien llamada mutex. Ası, en el caso de un disco duro, la tarea que estautilizandolo lo bloquea momentaneamente mientras dure su interaccion para que otra tarea no puedainterrumpir la escritura o lectura provocando errores de incoherencia.Por su parte, las tareas de un sistema operativo se clasifican por un parametro denominado ordende prioridad, de manera que una tarea de prioridad alta interrumpe la ejecucion de una de prioridadbaja o media.Pongamos que una tarea de prioridad baja accede a un recurso compartido y lo bloquea con mu-tex. Antes de que finalice el acceso, una tarea de prioridad media se comienza a ejecutar, y en esemomento, otra tarea de prioridad alta solicita el recurso compartido. El sistema se quedara colgado,pues la tarea de mayor prioridad no es capaz de acceder al recurso (esta bloqueado por la de menorprioridad) y el sistema operativo fuerza la ejecucion de la tarea prioritaria. Es lo que ocurrio conuno de los primeros rovers que la NASA envio a Marte en el marco de las misiones Mars Pathfinder :el vehıculo estaba programado mediante el RTOS VxWorks (similar al utilizado en este proyecto),y se produjo una situacion como la anterior cuando la tarea de baja prioridad (registro de datosmetereoogicos) bloqueo las tareas de comunicacion y de gestion de los buses de informacion. Afor-tunadamente, los ingenieros de la NASA pudieron reprogramar el sistema operativo del ordenadorde abordo desde la tierra.
57
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Lectura de datos: Los datos de un fichero se leen una unica vez antes de lanzar la
estrategia y se almacenan en memoria RAM. Es una buena practica reservar en
la inicializacion del SCADA la memoria que ocupara la matriz de datos leıdos,
lo que puede hacerse utilizando una variable con propiedad RT FIFO. La lectura
de ficheros queda codificada en el VI “ReadImputCSV.vi”.
Escritura de datos: En una primera version, los datos se registraban en dis-
co segundo a segundo. Aunque se trata de un tiempo muy razonable y no era
necesario para los objetivos del proyecto, se ha optimizado el sistema almace-
nando segundo a segundo los datos en RAM y volcandolos en disco cuando hay
una matriz de datos de los ultimos 10 segundos. Ası, se reducen diez veces las
operaciones de disco a cambio de una penalizacion en el uso de RAM, que si-
gue siendo baja en comparacion con la disponible en el equipo. La frecuencia
a la que se almacenan los datos en la memoria del PXI y la frecuencia con la
que se escriben en el disco duro deberan ser ajustadas segun las necesidades
de futuras aplicaciones. La escritura de ficheros se ha implementado en los VIs
“CreateCSV.vi” (crea el fichero en el que se registraran los datos y escribe la ca-
becera definida en “ExcelHeader.ctl” y “DataLog.vi”, que realiza el almacenado
en RAM y volcado a disco.
El bloque de E/S de ficheros debe tener acceso a todas las librerıas, pues puede ser
interesante registrar y leer variables de todo tipo. Por eso, se ha seguido un esquema
como el de la figura 3.15. Este bloque es invocado cada vez que se requiere de sus
funcionalidades.
Figura 3.15: Bloque de E/S de ficheros
58
3.8 Acceso remoto
3.8. Acceso remoto
Teniendo en cuenta que el sistema operativo en tiempo real sobre el que se ejecuta
el sistema SCADA no ofrece interfaz grafica, debe incluirse algun tipo de HMI que
permita conocer el estado de los ensayos en ejecucion. Ademas, es interesante que el
acceso a esa interfaz pueda realizarse de manera remota desde diferentes equipos de
la manera mas sencilla posible.
3.8.1. Alternativas de HMI disponibles
Motor de variables compartidas en red: Las variables del sistema que
se deseen monitorizar o controlar pueden ser publicadas en red mediante esta
herramienta. Si se programa un VI en el ordenador de desarrollo que consulte
esas variables, puede construirse una interfaz grafica.
Comunicacion a bajo nivel: Se pueden programar tanto en el PXI como en
el ordenador de desarrollo VIs que utilicen protocolos de comunicacion Internet
clasicos (TCP, UDP, etc.) para transferir datos entre ellos. Estos datos pueden
ser interpretados en un ordenador de desarrollo, implementando ası una interfaz
grafica.
Panel frontal remoto: Desde un ordenador con LabVIEW conectado a
la misma red que el sistema que se desea monitorizar, puede establecerse una
conexion que permite visualizar el panel frontal de un VI de la misma manera
que este se mostrarıa si estuviera ejecutandose en el propio PC.
Publicacion de paneles frontales vıa WEB: De manera similar al caso
anterior, el PXI puede ser configurado para ofrecer en red una pagina web
estandar con la visualizacion de los paneles frontales de los VIs en ejecucion.
Solo requiere que el navegador web desde el que se accede tenga un plug-in o
complemento, aunque merma mas que algunas de las otras opciones los recursos
computacionales del PXI.
Para garantizar la compatibilidad con mas equipos y simplificar el proceso de pro-
gramacion, se ha implementado la monitorizacion por medido de la publicacion de
paneles frontales vıa WEB. Para generar las WEBs que se quieran visualizar, deben
seguirse las siguientes pautas:
1. Programacion del VI a visualizar (visualization.VI) y diseno de panel frontal.
59
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
Figura 3.16: Bloque de acceso remoto
2. Generacion de archivo .html asociado al panel frontal a mostrar mediante la
herramienta integrada en LabVIEW Web Publishing Tool. Este archivo se mo-
dificara automaticamente cuando se altere el panel frontal.
3. Activacion de opcion de Panel Frontal Remoto y configurado de puerto. Estas
opciones se encuentran en el desplegable de propiedades del PXI, pinchando
sobre el mismo en el propio proyecto LabVIEW.
4. Especificacion en las opciones de compilacion de la ruta del sistema de ficheros
del PXI en la que debe almacenarse el archivo .html. En el caso de nuestro PXI
y sistema operativo: “c:\ni-rt\system\www”.
Ası, cuando el PXI este ejecutando el SCADA, bastara con utilizar un navegador
desde un ordenador que tenga conexion a la subred del PXI y teclear en la barra de
direcciones: “IP DEL PXI:PUERTO CONFIGURADO/NOMRE DEL VI.html”
El sistema de monitorizacion se interconecta a las tres librerıas (ver figura 3.16),
ya que puede ser interesante para el investigador de estrategias de gestion energetica
monitorizar de manera remota cualquiera de las variables del sistema. Ademas, tam-
bien puede requerirse en algun momento el forzado artificial del valor de algunas de las
variables (pongamos que el desarrollador quiere ver como reacciona el algoritmo utili-
zando puntualmente unas entradas fijadas por el mismo), por lo que la comunicacion
con las librerıas es bidireccional.
60
3.9 Protecciones SW
Figura 3.17: Bloque de proteccion y alarma
Una vez lanzado, el bloque se ejecuta de manera autonoma hasta que se produce
la parada del sistema SCADA. En el Anexo B puede encontrarse una captura de la
visualizacion que ofrece el sistema.
3.9. Protecciones SW
Una mala programacion del algoritmo de gestion energetica puede ocasionar una
descarga o una sobrecarga de la baterıa que vulnere los lımites especificados en [29, 30].
Por eso, se ha incluido un bloque de protecciones que evita que la baterıa inyecte po-
tencia a la red cuando esta muy descargada y que se cargue cuando esta muy cargada.
Ademas, el SCADA envıa una alarma por correo electronico cuando se produce una
de estas situaciones.
Cuando el bloque de procesado de datos detecta un estado de carga de la baterıa
inferior al 20 % o superior al 90 %, activa una variable binaria de alarma de SOC. Esta
variable es la que dispara la ejecucion del bloque de proteccion y alarma. A partir de
entonces, y tras enviar un correo electronico al desarrollador detallando lo ocurrido,
si la baterıa esta muy descargada el sistema comanda que al inversor-cargador que
la cargue a maxima potencia hasta alcanzar entre 25 % y el 27 % SOC, momento en
el cual el bloque de proteccion se desactiva y permite la ejecucion del SCADA. Si la
situacion que se da es la contraria, esto es, la carga alta, el sistema no permite que
se transfiera al inversor-cargador ninguna orden de la estrategia que no implique la
descarga de la baterıa.
Para que el PXI pueda enviar un correo, debe anadirse al sistema operativo un
cliente SMTP (protocolo de transmision de email, por sus siglas en ingles Simple Mail
Transfer Protocol) facilitado por National Instruments.
61
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
La implementacion se ha desarrollado en los VIs“MailAlarm.vi”y“GoTo25SOC.vi”.
El sistema debe tomar el control sobre la estrategia y anular cualquier orden que esta
hubiera comandado. Por tanto, el bloque de protecciones se relaciona con el resto
utilizando las variables de la librerıa de estrategia, como ilustra la figura 3.17.
3.10. Arranque y parada
Tanto si se quiere iniciar el ensayo a una hora concreta como si se quiere iniciar al
conectar el PXI (las aplicaciones en el PXI arrancan automaticamente tras conectar la
alimentacion y cargarse el sistema operativo), el sistema debe garantizar que todas las
comunicaciones estan funcionando adecuadamente antes de comenzar la estrategia.
Estas comprobaciones iniciales se han codificado en el VI “InitRoutine.vi”, que sigue
la rutina que ilustra el flujograma de la figura 3.18.
Ası mismo, el VI “CheckAutoEnd.vi” comprueba si se ha alcanzado la hora pro-
gramada de fin de ensayo o si se cumple alguna de las condiciones especificadas por
el desarrollador de estrategias de gestion energetica. En caso de que se cumplan, se
comienza la parada ordenada del sistema:
1. Parada de algoritmo de control.
2. Carga/descarga hasta 50 % SOC de BESS. (GoTo50SOC.vi)
3. Puesta a STOP del inversor/cargador del BESS. (StopEMS.vi)
4. Parada del conjunto de bloques.
Las condiciones de parada automatica pueden estar relacionadas con cualquiera de
las variables, y por tanto, con cualquiera de las librerıas. Por eso, el bloque debe
conectarse a todas ellas.
El usuario tambien puede comandar la parada del ensayo a traves del bloque de
acceso remoto, provocando entonces la misma secuencia de parada ordenada.
62
3. DISENO E IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA
3.11. Operacion completa del sistema SCADA
La operacion completa del SCADA se ha implementado en un VI de nombre
“FullTest.VI”, que contiene las llamadas a todo el resto de bloques. En este VI deben
configurarse las frecuencias de ejecucion de los bloques, las horas de inicio y fin y la
habilitacion de parada-arranque automaticos. Si se desea introducir un nuevo nucleo
de control, debe hacerse aquı.
3.11.1. Ejecucion
Como se ha anticipado, algunos de los bloques se lanzan una sola vez (procesado
de datos, adquisicion analogica, acceso remoto y comunicaciones digitales —no hace
falta lanzarlo—) y continuan su ejecucion en bucle hasta la parada del SCADA. Otros,
se ejecutan cada vez que son invocados (nucleo de control, arranque y parada, E/S
de ficheros y proteccion SW). En la figura B.2 del Anexo B puede encontrarse un
flujograma del funcionamiento.
3.11.2. Proyecto Labview
Todo lo recogido a lo largo de este capıtulo se ha concretado en un proyecto
LabVIEW que queda a disposicion de los futuros investigadores de estrategias de
gestion energetica del IES. Las pautas para su uso y modificacion se aclaran en el
Anexo C.
64
Capıtulo 4
Diseno e implementacion de
estrategia Constant Power Control
El desarrollo de nuevas estrategias de gestion energetica que comanden los ele-
mentos de las instalaciones fotovoltaicas con baterıa conectadas a red es fundamental
para continuar avanzando en la incorporacion de nuevas aplicaciones al sector foto-
voltaico. En ese sentido, los investigadores de la Universidad Publica de Navarra J.
Pascual, P. Sanchis y L. Marroyo [3, 37, 38] propusieron en el marco del proyecto euro-
peo PV¿ROPS (PhotoVoltaic Cost r¿duction, Reliability, Operational performance,
Prediction and Simulation), que el IES coordino y del que la mencionada universidad
formo parte, la estrategia Constant Power Control o CPC . Se ha utilizado el
laboratorio descrito en el Capıtulo 2 y el sistema SCADA propuesto en el Capıtulo 3
para implementar y validar dicha estrategia.
El estudio teorico de la estrategia parte del analisis del consumo electrico de una
vivienda unifamiliar situada en Pamplona, medido durante un ano con una resolu-
cion de 15 minutos y al que se ha anadido el consumo teorico de calefaccion y aire
acondicionado electricos. Ademas, se ha simulado la produccion anual de un BIPV de
8 kW de potencia nominal, orientado al sur e inclinado 30º. Aunque este generador
proveerıa el 80 % de las necesidades energeticas de la casa, hay momentos en los que
la vivienda registra consumo cuando no existe generacion fotovoltaica (noches, dıas
nubosos) y momentos en los que se da la situacion inversa, esto es, generacion foto-
voltaica alta cuando no hay consumo. Como resultado, el perfil de intercambio con
la red (diferencia entre consumo y generacion) tiene altas fluctuaciones y picos muy
superiores a sus valores medios.
Como se ha explicado en el Capıtulo 1, que los edificios con BIPV tengan
un perfil de intercambio con la red tan variable no es deseable si lo que se
67
4. DISENO E IMPLEMENTACION DE ESTRATEGIA CONSTANTPOWER CONTROL
Figura 4.1: Balance energetico anual de la vivienda de estudio.
El estudio del consumo de una vivienda con calefaccion y aire acondicionado electricos y de lageneracion de un BIPV que cubre sus necesidades arroja un perfil de intercambio con la red con
altas fluctuaciones y picos muy superiores a sus valores medios. En la potencia intercambiada conla red, positivo significa que la vivienda consume de la red electrica, negativo que inyecta.
pretende es incrementar la penetracion fotovoltaica en la red electrica. Por
eso, en los trabajos anteriormente citados se propone la estrategia Constant Power
Control, que trata de mitigar este fenomeno.
4.1. Descripcion de la estrategia
Los objetivo de la estrategia son obtener un perfil de intercambio con la red de
bajas fluctuaciones y picos suavizados y maximizar el autoconsumo almacenando
los excedentes de produccion para cuando esta sea menor. Esta fundamentalmente
orientada a aplicaciones domesticas, de manera que se pueda reducir la potencia
contratada en hogares con BIPV y que estos puedan adaptarse a marcos regulatorios
con estrictos requisitos en cuanto a variablidad del intercambio con la red, como los
introducidos en la seccion 1.1.1 de este trabajo.
Para ello, utiliza un algoritmo basado en tres etapas (figura 4.2). La primera de las
etapas realiza un reparto de la potencia neta Pnet (diferencia de consumo y generacion
instantaneos) entre la red electrica y la baterıa en funcion del SOC de esta; la segunda,
a partir de la potencia de intercambio con la red resultante de la primera etapa Pgrid,S1,
trata de equilibrar el SOC de la baterıa en valores cercanos a una referencia movil;
y la tercera, a partir de la potencia de intercambio con la red resultante de la etapa
68
4.1 Descripcion de la estrategia
anterior Pgrid,S2, suaviza las fluctuaciones intrahorarias mediante un filtrado paso bajo.
La estrategia se evalua cada segundo.
Figura 4.2: Diagrama de bloques de la estrategia
4.1.1. Etapa 1: reparto de potencia neta
En la primera etapa se realiza un reparto de la potencia neta a partir del SOC de
la baterıa y del signo de la potencia neta:
Pnet positiva (mas consumo que generacion): Si la baterıa esta muy cargada,
aporta gran parte del deficit de energıa. A medida que se va descargando, la red
realiza una aportacion mayor.
Pnet negativa (mas generacion que consumo): Si la baterıa esta muy descargada,
absorbe gran parte del excedente de energıa. A medida que se va cargando, la
inyeccion a red es mayor.
De manera matematica puede expresarse como en la ecuacion 4.1.
Pbat SET,S1 =
Kpp ∗ Pnet , si Pnet ≥ 0
Kpn ∗ Pnet , si Pnet < 0(4.1)
Donde Kpp y Kpn son coeficientes obtenidos mediante las ecuaciones 4.2 y 4.3, siendo
rx una constante de control:
Kpp =
cos[π2∗ SOC−rx
rx
], si SOC < rx
1 , si SOC ≥ rx(4.2)
69
4. DISENO E IMPLEMENTACION DE ESTRATEGIA CONSTANTPOWER CONTROL
Figura 4.3: Curvas Kpp y Kpnde la etapa 1
Con rx=60, obtenido de [3]. Para SOCs > rx cuando la potencia neta es positiva o SOCs <(100-rx ) cuando es negativa, la baterıa es responsable de compensar todo el deficit o excedente
energetico de la vivienda, donde rx es un parametro de control adaptable a cada caso de estudio.
Kpn =
1 , si SOC < 100− rx
cos[π2∗ SOC−(100−rx)
rx
], si SOC ≥ 100− rx
(4.3)
Ası, la potencia de intercambio con la red tras esta primera etapa queda calculada
como en la ecuacion 4.4:
Pgrid,S1 = Pnet − Pbat SET,S1 (4.4)
4.1.2. Etapa 2: Control de SOC
Una vez realizado el reparto de potencias inicial de la etapa 1, la etapa 2 trata de
mantener el SOC de la baterıa en torno a un valor de referencia movil. Para eso, se
calculan la potencia de intercambio con la red tras el fin de la etapas 1 y 2 (Pgrid,S2)
y la aportacion que tendra que hacer baterıa (P bat set,S2 ) para cumplir con la misma.
En primer lugar, debe calcularse el valor de referencia movil al que se quiere
aproximar el SOC real. En el algoritmo CPC, el valor SOCref varıa en funcion de la
media movil de las ultimas 24 horas de Pnet, que denominaremos Pnet,avg. El objetivo
70
4.1 Descripcion de la estrategia
Resumen de variables y parametros de etapa 1
EntradasPnet Potencia neta: diferencia entre
consumo y generacionSOC Estado de carga de la baterıa
Constantes de control rx Modificador de las funciones para Kpp
y Kpn
Variables intermediascalculadas
Kpp Factor de descarga de la baterıaKpn Factor de carga de la baterıa
SalidasPgrid,S1 Potencia de intercambio con la red
calculada tras etapa 1Pbat SET,S1 Potencia de intercambio con la baterıa
de etapa 1
Tabla 4.1: Variables y parametros de control de la etapa 1
de esto es que la baterıa tienda a cargarse si durante el ultimo dıa ha habido deficit
de energıa en la vivienda o a descargarse si ha habido excedente de produccion,
introduciendo ası un patron estacional. En el calculo, se utilizan las constantes de
control limite y A1. La funcion lineal que relaciona Pnet y SOCref se satura cuando
Pnet esta fuera del rango (-lımite, limite), fijando el SOC de referencia entre el 10 %
y el 90 % tal y como puede verse en la ecuacion 4.5 y en la figura 4.4a.
SOCref =
10 , si Pnet,avg < −limite
Pnet,avg ∗ A1limite
+ 50 , si − limite < Pnet,avg < limite
90 , si Pnet,avg > limite
(4.5)
Donde A1 es el parametro que ajusta la variabilidad de la funcion en torno al 50 %
SOC, expresado tambien en porcentaje de carga.
En la segunda fase de la etapa, si la potencia de intercambio con la red a la
salida de la etapa 1 (P grid,S1 ) se encuentra dentro de unos lımites Plim,pos y Plim,neg,
el algoritmo calcula que potencia Pbat SET,S2 debera absorber o suministrar la baterıa
para acercarse a SOCref. En caso de que P grid,S1 supere los lımites mencionados, la
etapa no tendra efecto sobre el sistema global y no se asignara ninguna potencia a la
baterıa, limitandolos picos de potencia entre la instalacion y la red. P grid,S1 sera por
tanto igual a P grid,S2 .
Sin embargo, con el objetivo de suavizar la componente diaria de las fluctuaciones,
el SOC que utiliza esta etapa no es el obtenido en tiempo real de la baterıa, sino que
utiliza la media movil de las ultimas 24h de SOC (SOCavg). Es decir, cuando Pgrid,S1
71
4. DISENO E IMPLEMENTACION DE ESTRATEGIA CONSTANTPOWER CONTROL
(a) Calculo de SOCref
(b) Calculo de Pgrid,S2
Figura 4.4: Etapa 2 de CPC
En (a), la lınea roja ilustra el SOCref que se obtiene si A1 vale 40 % y Pnet,avg 0.2 veces lımite. Conesos datos, se obtendrıa un valor de referencia del 60 %. En (b), si Pgrid,S2 se situa en las zonas
azuladas, la nueva potencia de intercambio con la red (Pgrid,S2) toma el valor de la lınea negra. Losinicios de la rampa de suavizado se calculan situando el ancho A1 centrado sobre SOCref. En el
ejemplo de la figura, Plim,pos vale 1 kW, Plim,neg -0.5 kW, SOCref 60 % y A1 40 %.
72
4.1 Descripcion de la estrategia
se encuentra dentro del rango definido por los lımites y SOCavg es superior al valor
de referencia, la potencia de intercambio con la red (Pgrid,S2) se reduce hasta Plim,neg,
provocando que la baterıa se descargue. En cambio, en el caso de que SOCavg sea
superior a SOCref, la potencia de intercambio con la red se lleva hasta Plim,pos para
cargar la baterıa.
Para evitar cambios bruscos en Pgrid,S2, se utiliza una rampa de suavizado cuyo
inicio y fin vienen dados por el ancho A1. Finalmente, se calcula la potencia de
intercambio con la baterıa que esta etapa requiere (ecuacion 4.6):
Pbat SET,S2 = Pgrid,S1 − Pgrid,S2 (4.6)
Resumen de variables y parametros de etapa 2
EntradasPnet,avg Media movil de 24h de Pnet
SOCavg Media movil de 24h de Pnet
Pgrid,S1 Potencia de intercambio con la redtras etapa 1
Constantes de control
limite Modificador de la funcion para SOCref
A1 Variabilidad de SOCref sobre 50 %SOC e inicio y fin de curva de
suavizadoPlim,pos Maximo consumo de redPlim,neg Maxima inyeccion a red
Variables intermediascalculadas
SOCref SOC de referencia al que llevar labaterıa
SalidasPgrid,S2 Potencia de intercambio con la red
calculada tras etapa 1 y 2Pbat SET,S1 Potencia de intercambio con la baterıa
de etapa 2
Tabla 4.2: Variables y parametros de control de la etapa 2
4.1.3. Etapa 3: Filtrado horario
Tras realizar el balance de potencia neta de la etapa 1 y el equilibrado de SOC de
la etapa 2, la potencia de intercambio con la red Pgrid,S2 ya aumenta el autoconsumo
de la vivienda y permite reducir la potencia contratada. Pero ademas, se anade una
etapa final suaviza las componentes bruscas de alta potencia y baja energıa causadas
por cambios repentinos en el sistema real o por fallos puntuales de medida durante la
operacion de la estrategia. Se trata de un filtrado paso bajo muy simple, implementado
73
4. DISENO E IMPLEMENTACION DE ESTRATEGIA CONSTANTPOWER CONTROL
Resumen de variables y parametros de etapa 3
EntradasPgridS2 Potencia de intercambio con la red
tras etapas 1 y 2PgridS2 avg Media movil de 1h de Pgrid,S2
SalidasPgrid Potencia de intercambio con la red
final, tras etapas 1, 2 y 3Pbat SET,S3 Potencia de intercambio con la baterıa
de etapa 3
Tabla 4.3: Variables y parametros de control de la etapa 3
mediante el calculo de la media movil de la ultima hora de Pgrid,S2. Esta media movil
sera la potencia de intercambio con la red tras la tercera etapa, o lo que es lo mismo,
la Pgrid final. La baterıa compensara la diferencia entre Pgrid,S3 y Pgrid,S2, segun lo
dispuesto por la ecuacion 4.7.
Pgrid,S3 = Pgrid,S2 avg
Pgrid = Pgrid,S3 (4.7)
Pbat SET,S3 = Pgrid,S3 − Pgrid,S2
Finalmente, la potencia total a intercambiar con la baterıa (ecuacion
4.8) se calcula como la suma de las tres Pbat obtenidas por separado de
cada una de las etapas.
Pbat SET = Pbat SET,S1 + Pbat SET,S2 + Pbat SET,S3 (4.8)
4.2. Implementacion
Una vez comprendido el funcionamiento de la estrategia, es posible comenzar la
programacion en LabVIEW y la implementacion de la misma como nucleo de control
del SCADA. Para facilitar la legibilidad del codigo a futuros usuarios y otros miembros
del proyecto PV¿ROPS, se ha optado por seguir el diagrama de la figura 4.2 a la
hora de codificar la estrategia, tal y como se puede comprobar en la figura B.3 del
Anexo B.
74
4.2 Implementacion
Ası, se ha desarrollado un VI para cada etapa del CPC, siguiendo para cada uno
de ellos la tabla correspondiente de la seccion 4.1. De ese modo, se ha completado
la librerıa de variables de estrategia ya mencionada en el Capıtulo 3 con todas las
entradas, variables intermedias y salidas de cada una de las etapas. Las constantes se
encuentran definidas como tales en el codigo LabVIEW, por lo que no se han incluido
en la librerıa.
Del mismo modo, se ha desarrollado un unico VI que calcula las medias moviles
necesarias para las etapas 2 y 3. A las entradas del mismo deben conectarse el array de
los ultimos N valores (donde N es el numero de horas de la ventana movil multiplicado
por 3600, el numero de segundos de una hora) y el nuevo valor que se desea tener
en cuenta. En sus salidas ofrecen el array de valores actualizado y el valor de la
media obtenida. El tamano de los arrays es fijo y puede modificarse mediante la
propiedad RT FIFO / Number of elements del panel de propiedades de las variables
correspondientes.
De una manera simplificada, puede decirse que cada ejecucion de CPC realiza la
siguiente secuencia:
1. Toma de dato de consumo P cons . Proviene de: Fichero almacenado en PXI �
Bloque E/S de ficheros � Librerıa de variables de estrategia.
2. Toma de dato de produccion fotovoltaica PPV . Proviene de: Analizador AC
� Red RS485 � Bloque de comunicaciones digitales � Librerıa de variables
Modbus � Bloque de procesado � Librerıa de variables de estrategia
3. Toma de dato de SOC. Proviene de: Inversor-cargador de baterıa � Enlace
RS485 � Bloque de comunicaciones digitales � Librerıa de variables modbus
� Bloque de procesado � Librerıa de variables de estrategia.
4. Calculo de Pnet.
5. Evaluacion de algoritmo y almacenado de datos en: Librerıa de variables de
estrategia.
6. Fijado de la nueva potencia de consigna de la baterıa Pbat SET,TOTALmediante:
Librerıa de variables de estrategia � Bloque de procesado de datos � Librerıa
de variables Modbus � Bloque de comunicaciones digitales � Enlace RS485
� Inversor-Cargador de la baterıa.
75
Capıtulo 5
Validacion del sistema
Una vez desarrollado el SCADA (Capıtulo 3) e implementada la estrategia Cons-
tant Power Control (Capıtulo 4), se ha procedido a la prueba y validacion del pro-
yecto. Ası, diferentes ejecuciones de ensayos han permitido depurar tanto el sistema
general como el algoritmo de gestion energetica hasta garantizar la robustez de am-
bos elementos. Finalmente, los resultados de un ensayo realizado durante varios dıas
han demostrado la utilidad de los BESS en sistemas fotovoltaicos conectados a red,
el funcionamiento del sistema SCADA adoptado y los beneficios que tiene para un
propietario-consumidor la estrategia CPC. Se proponen tambien unas lıneas de tra-
bajo a futuro que podrıan completar y mejorar lo propuesto en el presente trabajo
fin de grado.
5.1. Metodologıa de trabajo
Para depurar y validar el sistema a partir de la primera version del mismo, se ha
seguido un sistema de trabajo inspirado en la metodologıa de mejora continua PDCA,
tambien conocida como Cırculo de Deming y utilizado en planificacion de procesos.
Se trata de un metodo de mejora continua consistente en repetir de manera iterativa
las fases
1. Plan: Estudio de objetivos y especificaciones.
2. Do: Implementacion real del proceso bajo mejora.
3. Check: Analisis de resultados.
4. Adjust: Correccion o ajuste de las carencias observadas en el paso anterior.
77
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Figura 5.1: Metodo de trabajo
A partir de la misma, en este proyecto se han definido las etapas de mejora represen-
tados en la figura 5.1:
1. Antes de ejecutar un ensayo, se realiza un analisis previo de los resultados que
se esperan obtener y se realizan los ajustes especıficos para cada ensayo.
2. Ejecucion: En esta etapa se pone en marcha un ensayo y se monitoriza de manera
remota segun lo dispuesto en el Capıtulo 3. En caso de alcanzar alguna de las
condiciones de parada automatica o detener el ensayo de manera manual, se
procede al siguiente paso.
3. Analisis de resultados: Se valora el comportamiento del sistema SCADA du-
rante la ejecucion y se evalua el funcionamiento de la estrategia siguiendo unos
indicadores objetivos.
4. Ajuste: A partir del analisis de resultados, se definen nuevas necesidades del
sistema y se estudia en que bloques del SCADA o fases de la estrategia de
gestion energetica deben introducirse correcciones. Se implementan las mejoras
que solventaran las carencias detectadas en el analisis de resultados.
En las siguientes secciones se presentan las mejoras realizadas al sistema SCADA y a
la estrategia fruto de este proceso.
78
5.2 Depuracion del SCADA
5.2. Depuracion del SCADA
Siguiendo el procedimiento descrito en la seccion anterior (5.1), se han incorporado
al SCADA una serie de mejoras:
5.2.1. Zona muerta
En una de las primeras ejecuciones, se observo que si el valor de consigna Pbat SET,AC(t)
del inversor-cargador de la baterıa oscila entre pequenos valores positivos y negativos,
el mismo se ve forzado a cambiar el modo de operacion (carga-parada-descarga) de
manera abrupta. Debido a la electronica de potencia del convertidor, la conmutacion
entre el modo de carga y descarga tiene una constante de tiempo considerable. Por
ello, el convertidor precisa de un tiempo de regulacion del parametro Pbat,AC(t) de-
masiado alto para la frecuencia de operacion en la que se trabaja, incurriendo en un
error entre la consigna dada por el nucleo de control y el valor conseguido, que puede
llegar al causar picos superiores a 250 W para consignas inferiores a 5W. Esto causa
altas potencias de pico en la conexion AC entre la red electrica y el convertidor, como
puede verse en la figura 5.2.
Para evitar que el inversor trabaje de esta manera poco conveniente, se ha introdu-
cido en el SCADA una zona muerta de ±25W en la salida de consigna Pbat, SET(t)
al inversor-cargador de la baterıa. En teorıa de control, una zona muerta es un ele-
mento no lineal que genera en su salida un valor nulo mientras la entrada no supere
unos ciertos valores (ver figura 5.3). Se utiliza para evitar problemas de ruido o com-
portamientos indeseables en los actuadores, como en nuestro caso.
5.2.2. Errores de comunicacion
En otra de las ejecuciones se produjo un error fısico en la red de comunicacion
con los inversores causado por la desconexion de un cable poco ajustado. De manera
remota se comprobo que durante el fallo la estrategia se re-evaluaba para unas en-
tradas cuyos valores no eran consistentes, pudiendo darse el caso de que la baterıa se
pusiera en riesgo por exceso o falta de carga.
Para evitar esta situacion de peligro, se ha introducido como desencadenante de
la parada ordenada del sistema un error de comunicaciones sostenido durante mas de
un minuto. Esta misma situacion provocara el envıo de un correo electronico a los
desarrolladores. En el caso de que el error de comunicacion este provocado por una
caıda del enlace RS-485 entre el inversor de la baterıa y el PXI, se ha implementado
79
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Figura 5.2: Fluctuaciones causadas por bajas consignas.Durante uno de los primeros ensayos, se observo un error notable cuando la potencia de consigna
oscilaba de manera rapida entre valores positivos y negativos. En la figura, se ilustran 90 segundosde este fenomeno.
Figura 5.3: Zona muerta entre +0.5 y 0.5
80
5.3 Validacion de la estrategia CPC
un algoritmo redundante que tratara de parar el inversor de la baterıa utilizando
la conexion de red de la que disponen tanto el PXI como el equipo convertidor.
5.2.3. Registro de datos complementarios
En las primeras ejecuciones, ademas, el analisis de resultados del ensayo demostro
que los datos registrados eran insuficientes para tener una informacion completa del
comportamiento de la estrategia. Actualmente, se almacenan XXX variables en el
registro de salida, incluyendo variables internas de la estrategia, variables adicionales,
eficiencias de equipos, etcetera. Por contra, esto provoca que los ficheros de registro
tras un ensayo de una semana puedan llegar a pesar varios cientos de MB, por lo
que hay que tener en cuenta el tamano de los archivos de salida cuando se realizen
ensayos de larga y muy larga duracion.
5.3. Validacion de la estrategia CPC
La validacion de la estrategia se ha realizado durante los ultimos dıas del mes
de junio (cerca del solsticio de verano, cuando la disponibilidad del recurso solar es
mayor) utilizando el generador FV de la terraza del bloque 3, descrito en la seccion
2.1.1 del trabajo. Los dıas en los que se realizaron los diferentes ensayos fueron soleados
aunque presentaron algunas nubes esporadicas. En la figura 5.4 se han representado
los perfiles de irradiancia, G(t), y generacion FV, PPV,AC(t) de uno de los dıas. Como
puede verse, la generacion y la irradiancia se reducen de manera brusca a partir de
las 18:00 horas, momento en el que el generador de la terraza comienza a sombrearse.
Ademas, puede verse el paso de una nube en torno a las 16:00 horas. Es interesante
destacar que algunas de las nubes presentes durante los dıas del ensayo, por ser poco
opacas y pequenas, ocasionaron fluctuaciones muy rapidas en la salida del generador
FV. Se podra comprobar en apartados posteriores los efectos que esto tiene sobre la
estrategia de control.
5.3.1. Criterios de evaluacion
Para discernir sobre la validez o no de una estrategia de gestion energetica, deben
definirse unos factores de merito objetivos que seran calculados tras cada uno de los
ensayos en la etapa de analisis de resultados. Se calcularan estos mismos parametros
para el caso hipotetico de que la instalacion solar no contara con un sistema de
81
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Figura 5.4: Dıa tıpico durante los ensayos
almacenamiento, para poder ası cuantificar la mejora que supone la introduccion de
un BESS.
Los factores de merito utilizados son:
Pico positivo de potencia de intercambio con la red (P+): Maxima potencia
(W) absorbida de la red durante la ejecucion del ensayo.
Pico negativo de potencia de intercambio con la red (P-): Maxima potencia (W)
inyectada a la red durante la ejecucion del ensayo.
Potencia derivativa maxima (PDM ): Valor maximo de la variacion horaria de
la potencia intercambiada con la red durante la ejecucion del ensayo.
Potencia derivativa media (APD, por sus siglas en ingles Average Power Deri-
vative, para diferenciarla de la PDM ): Valor medio de la variacion horaria de la
potencia intercambiada con la red durante la ejecucion del ensayo.
82
5.3 Validacion de la estrategia CPC
5.3.2. Dimensionado de la instalacion y adaptacion de la es-
trategia
Uno de los grandes retos a la hora de implementar estrategias de gestion energetica
en viviendas con BIPV y BESS reside en disenar adecuadamente los elementos de la
instalacion, cuyo dimensionado vendra dado fundamentalmente por las necesidades
energeticas del caso de estudio y el porcentaje de las mismas que se desea cubrir con
la combinacion de generacion fotovoltaica y baterıa. Ası, debe buscarse un equilibrio
relativo entre consumo, capacidad de la baterıa y potencia del generador FV.
Por eso, en [38] se propone una Toolbox que ayuda a disenar sistemas de este tipo. En
este proyecto, sin embargo, se cuenta con una instalacion en la que la capacidad de la
baterıa (10 kWh) y la potencia del generador fotovoltaico (2.95 kW) ya estan fijadas
de antemano. Por eso, y para aumentar la flexibilidad en el dimensionado, sobre el
dato de potencia fotovoltaica adquirido por el SCADA se ha aplicado un escalado
lineal de manera que sea este dato adaptado el que el algoritmo de gestion energetica
evalue.
Ademas, en un escenario de aplicacion real, el dato de consumo de la vivienda
provendrıa de un medidor digital actualizado junto con el resto de instrumentos en el
bloque de comunicaciones. Aunque en el laboratorio se dispone de dos medidores que
instrumentan las cargas crıticas y no crıticas del hogar digital, como buena parte de
ellas estan apagadas y no reflejan los consumos de una vivienda tipo, se han utilizado
en esta fase de validacion de la estrategia los datos quinceminutales de consumo
obtenidos mediante la Toolbox sobre los que se ha aplicado un factor de correccion.
Para alcanzar el equilibrio buscado, se ha optado por seguir el proceso iterativo
descrito en la seccion 5.1, evaluar para cada una de las ejecuciones los factores de
merito y la conveniencia del dimensionado y modificar, en consecuencia, las contantes
de control de la estrategia desritas en el Capıtulo 4, la potencia de consumo simulada
y el factor de escalado aplicado al recurso FV.
5.3.3. Primera aproximacion: Dimensionado mendiante Tool-
box
Utilizando la Toolbox propuesta por [38], se obtuvieron los parametros de dimen-
sionado y control de la estrategia CPC asociados a un generador FV de PPV= 2.95
kWp, reflejados en la tabla 5.1. Ası mismo, se obtuvieron los datos de consumo quin-
ceminutales asociados a esas dimensiones.
83
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Resultado Toolbox
InstalacionPPV 3 kW
Cap. Baterıa 19 kWh
Parametros de controlLımite 570 WPlim,pos 566.3 WPlim,neg -501.2 W
Tabla 5.1: Parametros de control de la primera aproximacion
Figura 5.5: Primer ensayoPgrid presenta una serie de picos (especialmente visibles en las primeras horas de la figura 5.5) demuestra unica que se corresponden con las variaciones bruscas de los datos simulados de Pcons. Si
los datos de consumo tuvieran una frecuencia mayor o se obtuvieran en tiempo real con losmedidores del hogar digital, no se producirıa este fenomeno.
Aunque la baterıa de la instalacion es mas pequena, se introdujeron los parametros
de control en la estrategia y se ejecuto un primer ensayo para analizar como afecta
un mal dimensionado de la baterıa al conjunto del sistema.
Como se ve en la figura 5.5, el ensayo se comenzo a las 20:10 horas, ya sin recurso
fotovoltaico, y con un SOC del 65 % para situar una condicion de partida acorde al
dıa soleado que hizo. Durante las primeras horas, la baterıa comezo a descarse para
satisfacer la demanda de potencia neta Pnet(t), al tiempo que la red aportaba la parte
restante. El SOC alcanzo valores mınimos cercanos al 30 % en torno a las 23 horas,
momento en el que la baterıa comezo a cargarse. A partir de las ocho de la manana, el
excedente de potencia neta causado por el crecimiento de la generacion FV ocasiono
que la potencia de carga se disparara. La baterıa alcanzo el 86 % de SOC y se activo
84
5.3 Validacion de la estrategia CPC
la proteccion por sobrecarga del BESS, lo que genero un cambio de signo en el perfil
de potencia intercambiada con la red (el sistema comenzo a inyectar potencia a partir
de las 9.30). En ese momento, se detuvo el ensayo.
A partir de los datos registrados por el sistema SCADA, se ha procedido al analisis
y al calculo de los factores de merito, que quedan reflejados en la tabla 5.2. Aunque la
estrategia CPC consigue el objetivo de suavizar los intercambios con la red, su funcio-
namiento fue del todo incorrecto, pues entraron en juego las las protecciones hardware
por sobrecarga. Ademas, debido a la corta duracion del ensayo, los resultados no son
representativos.
Factor Con baterıa y CPC Sin baterıa Mejora
P+ 1012.4 W 1967.8 W 49 %P- 0 W -1314.1 W 100 %
PDM 539.8 W/h 1000.1 W/h 46 %APD 64 W/h 242.4 W/h 73 %
Tabla 5.2: Factores de merito del ensayo final
5.3.4. Segunda aproximacion: Aplicacion de escalado a para-
metros de control
Tras comprobar que la estrategia no funciono adecuadamente, se opto por escalar
el consumo, la generacion fotovoltaica y los parametros de control para afinar el
dimensionado. El factor de escala que se aplico a estas variables fue obtenido a partir
de la relacion entre las capacidades de la baterıa del laboratorio y la baterıa teorica
calculada en la Toolbox (ver tabla 5.3). El caso de estudio resultante de aplicar el
factor de escala queda recogido en la tabla 5.4.
Baterıa teorica Bateria del laboratorio Relacion Kesc
19 kWh 10 kWh 0.53
Tabla 5.3: Escalado
En este caso, tal y como ilustra la figura 5.6, el ensayo comenzo a las 13:10 horas
con un SOC inicial de la baterıa de aproximadamente 53 %. Durante las horas con
excedente de produccion Pnet(t), una parte de esta fue inyectado a la red y otra parte
fue absorbido por la baterıa. A medida que avanzaron las horas, la potencia excedente
se hizo menor por la disminucion del recurso FV y el aumento del consumo. Cuando
el generador se sombreo completamente por el edificio colindante, el sistema trato de
85
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Caso de estudio escalado
InstalacionP PV 1.75 kW
Cap. Baterıa 10 kWh
Parametros de controlLımite 302.1 WPlim,pos 300.1 WPlim,neg -265.6 W
Tabla 5.4: Parametros de control tras aplicar Kesc
Figura 5.6: Ensayo tras correccion del escalado
mantener constante el intercambio con la red utilizando la baterıa. Como resultado, el
BESS tuvo que aportar una potencia superior a 2000W (unos 1800 W para soportar
las cargas y unos 200 W para suavizar las fluctuaciones con la red). Por ese motivo,
el SOC experimento una bajada desde el 45 % al 18 % en aproximadamente una hora.
En torno a las 19:30 horas, el sistema de proteccion por bajo SOC interrumpio la
estrategia, envio un correo de alerta y comenzo a cargar la baterıa a maxima potencia
hasta que esta volvio a un rango seguro cercano al 25 % SOC, momento en el que la
estrategia volvio a tomar el control. Aunque no esta representado en la grafica, unos
minutos despues se reprodujo la situacion de bajo SOC y entrada de protecciones. Se
decidio parar el ensayo.
Del analisis de resultados se obtuvieron los factores de merito de la tabla 5.5,
que muestran claramente el mal funcionamiento de la estrategia (la activacion de la
proteccion por bajo SOC dispara el consumo de la red, pues la baterıa se carga a
maxima potencia).
86
5.3 Validacion de la estrategia CPC
Factor Con baterıa y CPC Sin baterıa Mejora
P+ 4198.1 W 1640.5 W -155 %P- -790.7 W -1182.7 W 33 %
PDM 4719.4 W/h 1565 W/h -201 %APD 100.7 W/h 424.6 W/h 76 %
Tabla 5.5: Factores de merito en el segundo ensayo
Como se ha explicado en la seccion 4.1.2, la variable de control de la segunda
etapa es el SOC promedio SOCavg, calculado como una media movil del estado de
carga durante las ultimas 24 horas. En este segundo ensayo, la bajada del estado de
carga fue brusca (30 % en aproximadamente una hora) por lo que la media de 24 horas
no era representativa de la evolucion del SOC real.
Para mitigar este problema, se propuso una modificacion sobre la estrategia con-
sistente en reducir a 4 horas el tamano de la ventana movil que calcula el valor medio
de estado de carga. A priori, puede anticiparse que a cambio de mantener el SOC en
valores mas cercanos al 50 %, esta variacion incrementara las fluctuaciones intradiarias
en el perfil de intercambio con la red.
87
5. VALIDACION DEL SISTEMA
5.3.5. Ensayo final
Tras reducir el tamano de la ventana movil del calculo del valor medio de SOC a
4 horas, se inicio un nuevo ensayo (figura 5.7) en la manana del dıa 24 de junio. El
SOC inicial de la baterıa era del 49 %. La estrategia funciono correctamente durante
casi cinco dıas, momento en el que se detuvo de manera manual por considerar que
los datos obtenidos eran suficientes para el analisis.
Figura 5.7: Ensayo final.Si no hubiera BESS, la potencia de intercambio con la red serıa Pnet(en naranja). Con CPC, se
consigue una potencia de intercambio Pgrid(en morado), mucho mas contenida . Una parte de lasfluctuaciones intrahorarias estan causadas por el paso de nubes y otras por el cambio de operacion
del convertidor de la baterıa. Un grafico mas grande puede encontrarse en el Anexo B.
Los factores de merito (ver tabla 5.6) revelan que la incorporacion de
88
5.3 Validacion de la estrategia CPC
una baterıa y la adopcion de la estrategia CPC consiguen disminuir sus-
tancialmente los picos y las fluctuaciones de la Pgrid de una vivienda con
generador FV. La minimizacion de los picos permite que el propietario de la misma
pueda minimizar su potencia contratada con el distribuidor electrico en casi un 50 %,
y reducir ası el termino fijo de su factura electrica Ası mismo, se consigue reducir la
potencia FV que el usuario inyecta a la red, por lo que se aumenta el autoconsumo,
lo cual resulta util en contexto regulatorio espanol actual en materia de peajes. Las
criterios relativos a la variabilidad de la potencia de intercambio con la red presentan
tambien una mejora notable en el escenario con estrategia, pero existen fluctuaciones
intradiarias causadas por la etapa de equilibrado de SOC, tal y como se habıa pre-
visto en el apartado anterior. Es decir, se ha garantizado el mantenimiento de valores
seguros de carga (ver tabla 5.7) a costa de una penalizacion en la mejora potencial
de las fluctuaciones que la estrategia ofrece.
Factor Con baterıa y CPC Sin baterıa Mejora
P+ 603.6 W 1137.1 W 47 %P- -606.5 W -869.6 W 30 %
PDM 563.8 W/h 1171 W/h 52 %APD 61.72 W/h 158.8 W/h 61 %
Tabla 5.6: Factores de merito del ensayo final
Si se analiza en detalle uno de los dıas del ensayo (figura 5.8), puede comprobarse
que hasta la aparicion del recurso solar en torno a las 07:30 horas la baterıa ha
estado cargandose segun lo dispuesto en la etapa 2 de la estrategia, absorbiendo el
sistema una potenica Pgrid=Plim,posla red. A partir de ese momento, Pnet tiene signo
negativo, o lo que es lo mismo, hay excedente de produccion energetica. El excedente
se utiliza para cargar la baterıa junto con la aportacion, cada vez menor, de la red.
Cerca del mediodıa solar (12:00 horas), se invierte el signo de Pgrid y se comieza a
inyectar energıa a la red, porque la baterıa, debido a su estado de carga, no puede
asimilar toda la potencia neta. En torno a las 14:30 horas, con un SOC del 74 %, la
baterıa comienza a descargarse (primeras fluctuaciones que se aprecian en Pgrid entre
SOC ( %)
Maximo 75Mınimo 25Medio 49.96
Tabla 5.7: Valores de SOC durante ensayo final
89
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Dispositivo η
Generador FV 13.3 %Inversor FV 91.3 %
Inversor-Cargador del BESS 78.4 %
Tabla 5.8: Eficiencias de operacion
las 14:24 y las 16:48, causadas por el cambio de operacion) y se mantiene la potencia
de intercambio con la red constante a Plim,neg. Cerca de las 16:00 horas, el paso de una
nube vuelve a generar fluctuaciones en Pgrid. El sistema continua inyectando energıa
a la red hasta que desaparece la produccion FV (18:30 horas) y el SOC del BESS baja
del 40 % (20 horas). Entonces, se comienza a absorber energıa de la red electrica, para
detener la bajada del SOC y satisfacer la creciente demanda de consumo, que alcanza
su maximo hacia las 21:00 horas. Se registra un pico P+ sobre las 22:00 de la noche,
cuando el SOC de la baterıa ya es bajo y esta, ademas de no poder aportar energıa,
debe cargarse con urgencia.
Aproximadamente, este comportamiento se repite dıa tras dıa. Puede verse que
la zona muerta introducida, aunque mejora notablemente las transiciones entre carga
y descarga, no consigue eliminar por completo las fluctuaciones propias del cambio
de operacion. El paso de nubes tambien provoca que la potencia intercambiada con
la red pierda constancia. En la figura 5.9 se ha representado un zoom entre las 15.30
y las 16.30 horas del tercer dıa de ensayo. Como se ve, las rapidas fluctuaciones que
las nubes causan en el recurso solar afectan a Pgridde manera muy notable. Es decir,
la estrategia CPC pierde parte de su utilidad en escenarios nubosos. De hecho, P-
se registra durante uno de estos momentos de alta variabilidad. Si la estrategia fuera
mas robusta en este sentido, el factor de merito tambien mejorarıa.
Durante el ensayo, el sistema SCADA ha registrado tambien las eficiencias de
operacion de los diferentes elementos. Las eficiencias promedio pueden encontrarse en
la tabla 5.8.
Finalmente, cabe destacar que la incorporacion de un BESS mayor permitirıa au-
mentar la constancia de Pgrid y conseguir factores de merito todavıa mejores. Ademas,
se reducirıa P- porque una mayor parte del excedente solar podrıa almacenarse para
las horas en las que la generacion FV es nula, aumentando ası el autoconsumo. Sin
embargo, como la baterıa es el elemento mas caro de de una instalacion como la que se
esta estudiando aquı, su tamano se vera limitado en buena parte de los casos por sus
costes de inversion. Por eso, se ha considerado que el equilibrio entre fluctuaciones,
90
5.3 Validacion de la estrategia CPC
Figura 5.8: Dıa de ensayoDurante la noche, la baterıa absorbe energıa de la red para situar su SOC cerca del 50 % en las
primeras horas de la manana. Hacia el medidoıa solar, la baterıa ya esta muy cargada y comienza adescargarse, inyectando corriente a la red. Cuando deja de estar disponible el recurso solar, elsistema trata de mantener Pgrid constante, pero el bajo SOC obliga a que la baterıa tenga que
cargarse hasta acabar el dıa.
91
5. VALIDACION DEL SISTEMA
Figura 5.9: Paso de nubes durante CPC.En pocos segundos se producen rapidas fluctuaciones en Pgrid que pueden alcanzar los 400W.
potencias de pico, generacion solar y consumo que se ha utilizado durante este ensayo
se ajusta a un escenario de implantacion real.
92
Capıtulo 6
Conclusiones
6.1. Conclusiones
El aumento de la penetracion de la energıa solar fotovoltaica en las redes electricas
de todo el mundo requiere de soluciones tecnologicas que mitiguen algunos problemas
derivados de su caracter intermitente y distribuido y que aumenten la rentabilidad
economica de los propietarios de pequenos generadores. En ese contexto, la incorpora-
cion de sistemas de almacenamiento a instalaciones fotovoltaicas y el desarrollo de los
algoritmos que las comanden es uno de los retos cientıfico-tecnicos que ha centrado
la atencion del sector.
En este proyecto se ha disenado e implementado una plataforma de
Supervision, Control y Adquisicion de Datos o SCADA para un laboratorio
de integracion de baterıas en sistemas fotovoltaicos conectados a red. Como
esta previsto que el Instituto de Energıa Solar de la UPM lleve a cabo numerosos
estudios al respecto en dicho laboratorio, se ha primado la flexibilidad y modularidad
del conjunto, de manera que los investigadores puedan experimentar con multiples
estrategias de gestion energetica modificando, fundamentalmente, uno de los bloques
de la plataforma: el Nucleo de Control.
Para demostrar el buen funcionamiento del sistema, se ha implementado un Nucleo
de Control basado en la estrategia Constant Power Control , propuesta por
investigadores de la Universidad Publica de Navarra en el marco del proyecto europeo
PV¿ROPS, que el IES coordino. La ejecucion de diferentes ensayos con la misma ha
permitido:
1. Validar la plataforma de control.
93
6. CONCLUSIONES
2. Demostrar la importancia del correcto dimensionado de los elementos que for-
men las instalaciones reales analogas a la del laboratorio.
3. Validar la propuesta de la estrategia CPC y cuantificar, mediante indicadores
objetivos, sus ventajas.
El presente trabajo fin de grado aporta una modesta contribucion a un campo de
investigacion en el que todavıa quedan muchos retos apasionantes que afrontar. El
desarrollo de sistemas SCADA fotovoltaicos mas completos permitira la incorporacion
de estrategias de gestion energetica de mayor complejidad, al tiempo que el estudio
teorico de nuevos algoritmos marcara condicionantes cada vez mas estrictos que los
sistemas SCADA tendran que cumplir. Por eso, se proponen aquı algunas lıneas de
trabajo a futuro.
6.2. Lıneas de trabajo futuras
Respecto del sistema SCADA
En primer lugar, aunque no ha quedado reflejado en la memorıa, esta prevista
la mejora de la zona muerta mediante una banda movil que consiga eliminar las
fluctuaciones en el intercambio con la red causadas por el cambio de operacion.
A largo plazo, el sistema SCADA propuesto puede completarse con nuevos bloques
hardware y software que aumenten la informacion y las posibilidades de control de
las que el investigador dispondra. Por ejemplo, puede explorarse la comunicacion
directa CAN con el modulo de control interno de la baterıa mediante un modulo PXI
destinado a tal efecto, o la incorporacion de modulos de analisis de senal que permitan
conocer la calidad del suministro de la red electrica en tiempo real e implementar ası
estrategias de control de calidad y proteccion ante apagones.
Ademas, queda abierta la elaboracion de un sistema de monitorizacion remota
optimizado que en lugar de la solucion de paneles frontales vıa WEB, emplee, por
ejemplo, codigo de bajo nivel y comunicacion TCP.
Por otro lado, no debe perderse de vista que los sistemas control de instalaciones
crıticas de diferentes paıses se han convertido, en los ultimos anos, en objetivo de
ataques informaticos y ciber-guerra. Por tanto, tambien queda pendiente la profun-
dizacion teorica y practica en los requisitos especıficos que tendrıa que cumplir una
solucion comercial de SCADA fotovoltaico exportable, por ejemplo, a grandes plantas
de generacion solar o a viviendas reales.
94
6.2 Lıneas de trabajo futuras
Respecto de la estrategia CPC
La estrategia CPC, por su parte, tambien puede combinarse con nuevos desarro-
llos. Por ejemplo, se ha demostrado que pierde efectividad en dıas de nubes rapidas,
por lo que podrıa anadirse otra etapa al algoritmo que compensara el efecto de estas
sobre el perfil de intercambio con la red. Ası mismo, el afinado en el dimensionado
de los parametros de control y de los tamanos relativos de la instalacion resulta en
la actualidad un proceso complejo que requiere del analisis sosegado de los resultados
de varios ensayos. La incorporacion de logica difusa y auto aprendizaje al algoritmo,
por ejemplo, podrıa solucionar este problema y potenciar las capacidades de cualquier
estrategia de gestion energetica.
95
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100
Anexo A
Librerıa Modbus.vlib
La librerıa Modbus esta preparada para recoger informacion de todos los anali-
zadores e inversores conectados vıa Modbus al PXI. Las variables de las que consta
son:
Analizadores de corriente alterna monofasicos CVM-
1D.
Cada uno de los cuatro analizadores de corriente alterna monofasicos ofrece las
siguientes variables en la librerıa Modbus. Los analizadores que instrumentan las
cargas del hogar digital, eso sı, no ofrecen las variables relativas a la generacion de
energıa.
103
A. LIBRERIA MODBUS.VLIB
Parametro Unidad Registro Tipo
Tension V x10 300001
Int 32
Corriente A x100 300003
Potencia Activa kW x100 300005
Potencia Reactiva kVAr x100 300007
Potencia Reactiva Inductiva kVArL x100 300009
Potencia Reactiva Capacitiva kVArC x100 300011
Potencia Aparente kVA x100 300013
Factor de Potencia - 300015
Maxima Demanda kW/A x100 300017
Energıa Activa kWh x100 300019
Energia Reactiva Inductiva kVArLh x100 300021
Energıa Reactiva Capacitiva kVArCh x100 300023
Energıa Reactiva (L/C) kVArh x100 300025
Energıa Activa Parcial kWh x100 300027
Energıa Reactiva Inductiva Parcial kVArLh x100 300029
Energıa Reactiva Capacitiva Parcial kVArCh x100 300031
Energıa Reactiva Parcial (L/C) kVAr x100 300033
Energıa Activa Generada kWh x100 300035
Energıa Reactiva Inductiva Generada kVArLh x100 300037
Energıa Reactiva Capacitiva Generada kVArCh x100 300039
Energıa Rectiva Total Generada (L/C) kVAr x100 300041
Energıa Activa Generada Parcial kWh x100 300043
Energıa Reactiva Inductiva Generada
Parcial
kVArLh x100 300045
Energıa Reactiva Capacitiva Generada
Parcial
kVArCh x100 300047
Energıa Reactiva Total Generada
Parcial (L/C)
kVAr x100 300049
Comm Fail True/False - Boolean
104
Analizadores de corriente continua DH96-CPM.
Cada uno de los tres analizadores de corriente alterna monofasicos ofrece las si-
guientes variables en la librerıa Modbus.
Parametro Unidad Registro Tipo
Tension V 300002
Int 16
Corriente A 300003
Potencia (kW) kW 300004
Potencia (W) W 300005
Energıa (MWh) MWh 300006
Energıa (kWh) kWh 300007
Energıa (Wh) Wh 300008
Comm Fail True/False - Boolean
105
A. LIBRERIA MODBUS.VLIB
Analizador de corriente alterna trifasica EM24
Las variables de la librerıa Modbus provenientes de este medidor son:
Parametro Unidad Registro Tipo
Tension L1
V x10
300001
Int 32
Tension L1 300003
Tension L1 300005
Tension L1-L2 300007
Tension L2-L3 300009
Tension L3-L1 300011
Corriente L1
A x1000
300013
Corriente L2 300015
Corriente L3 300017
Potencia L1
W x10
300019
Potencia L2 300021
Potencia L3 300023
Comm Fail True/False - Boolean
106
Inversor Fotovoltaico Sun Lite 5TL
Los registros de comanda y monitorizacion del inversor fotovoltaico recogidos en
la librerıa son:Parametro Unidad Registro Tipo
Codigo+Dato - 401001+401002 Array Int16 (escritura)
Codigo comando - 401001Int16 (escritura)
Dato - 401002
Tension DC V 300013
Int 16
Corriente DC A 300014
Tension Bus V 300015
Corrieiente AC A 300016
Potencia AC W 300017
Cos (φ) x100 300018
Sign of sin (φ) - 300019
Tension AC V 300020
Frecuencia AC Hz*100 300021
Comm Fail True/False - Boolean
107
A. LIBRERIA MODBUS.VLIB
Inversor/Cargador o Convertidor EMS Home
Los registros de comanda y monitorizacion del inversor cargador recogidos en la
librerıa son:Parametro Unidad Registro Tipo
Codigo+Dato - 401001+401002 Array Int16 (escritura)
Codigo comando - 401001Int16 (escritura)
Dato - 401002
Tension baterıa V 300015
Int16
Corriente baterıa A 300016
SOC baterıa % 300017
Modo operacion baterıa - 300018
Temperatura de baterıa ºC x10 300019
Tension inversor V 300020
Corriente inversor A x100 300021
Frecuencia inversor Hz x100 300022
Potencia activa inversor W 300023
Potencia reactiva inversor VAr 300024
Cos (φ) x100 300025
Tension red V 300026
Corriente red A x100 300027
Potencia red W 300028
Frecuencia de red Hz 300029
Tension BUS DC V 300030
Temperatura disipador ºC x10 300031
Temperatura IC ºC x10 300032
Power Reduction Cause - 300040
Comm Fail True/False - Boolean
108
B. OTROS DIAGRAMAS Y FIGURAS
Figura B.3: Codificacion de CPCEl calculo previo de Pnetno se ha incluido en la figura por claridad.112
Anexo C
Manual de usuario del sistema
SCADA
Si se desea ejecutar el SCADA con la estrategia de gestion energetica discutida en
este trabajo, puede avanzarse directamente al apartado C.2.
C.1. Pautas para la adaptacion del SCADA a otros
Nucleos de Control
Se recomienda seguir estas pautas para adaptar el sistema a una nueva estrategia
de gestion energetica:
1. Definicion de variables que requiere el nuevo Nucleo de Control.
2. Adaptacion de la librerıa de variables de estrategia.
3. Adaptacion del bloque de procesado para acondicionar las variables obtenidas
de los medidores e inversores a los requisitos del Nucleo de Control.
4. Codificacion de la estrategia en el Nucleo de Control y modificacion de Full-
Test.VI para incluir el nuevo Nucleo de Control.
5. Definicion de variables a registrar en ficheros y a visualizar en la HMI.
6. Modificacion, si se requiere conforme al paso anterior, de las librerıas de variables
adicionales.
7. Modificacion, si se requiere conforme al paso 4, de los VIs de Visualizacion y
Registrado de datos.
115
C. MANUAL DE USUARIO DEL SISTEMA SCADA
8. Modificacion, si lo requiere la estrategia, de las frecuencias de ejecucion de los
diferentes bloques.
9. Generacion, si se desea visualizar algun VI adicional, de los archivo .html corres-
pondientes mediante el intuitivo asistente Web Publishing Tool. Se encuentra
en el menu “Tools” de LabVIEW.
Una vez realizados estos pasos, se dispondra de un proyecto listo para su compilacion
y traspaso al PXI.
116
C.2 Compilacion y ejecucion de proyectos LabVIEW en el PXI
Figura C.1: Habilitacion de Front Panel Remotos
C.2. Compilacion y ejecucion de proyectos Lab-
VIEW en el PXI
1. Antes de nada, si se desea monitorizar el SCADA mediante paneles frontales
remotos, debe habilitarse dicha opcion. Tambien deben seleccionarse los puertos
por los que se realizara la comunicacion. Para ello, debe abrirse el desplegable
de opciones del PXI, pinchando con el boton derecho sobre su icono en el arbol
de proyecto. En el sub-apartado “Web Server” deben habilitarse las opciones
pertinentes con los puertos que se deseen utilizar (figura C.1).
2. Una vez realizado este paso previo, deben ajustarse las opciones de compilacion
o build specifications. Para ello, debe accederse a las propiedades de la build
specification que queramos usar. Se mostrara un panel como el de la figura.
Pueden modificarse los nombres, directorios y demas ajustes generales.
3. El siguiente punto es verificar la inclusion de los VIs necesarios en el apartado
Source Files. Debe colocarse en “Startup VIs” el VI de arquitectura superior
que se haya desarrollado, el que incluye todos los demas. Se recomienda anadir
a “Always Included” las librerıas que se usaran y los archivos .html de los VIs a
visualizar.
117
C. MANUAL DE USUARIO DEL SISTEMA SCADA
Figura C.2: Panel de propiedades de la build specification
Figura C.3: Source files
118
C.2 Compilacion y ejecucion de proyectos LabVIEW en el PXI
Figura C.4: Destinations
4. Posteriormente, en el apartado “Destinations” es necesario verificar los directo-
rios de destino. Se recomienda mantener la opcion por defecto para el ejecutable
de la aplicacion, pero debe generarse un destino de nombre “www” que este alo-
jado en “c:\ni-rt\system\www”.
5. Debe forzarse la inclusion de los .html a visualizar en dicho directorio, lo que se
puede hacer en el apartado “Source File Setings”.
6. Si se desea realizar un Debug de la aplicacion que ejecutara el PXI, debe habi-
litarse esa opcion en el apartado “Advanced”.
7. En el resto de apartados pueden dejarse las opciones por defecto. Debe realizarse
la compilacion pulsando “Build”.
8. De vuelta al arbol de proyectos, con el PXI encendido, el boton derecho permiti-
ra habilitar la opcion “Run as Startup”. Esto reiniciara el PXI, que re-arrancara
ejecutando la aplicacion generada.
Hasta que no se repita este proceso para otro proyecto LabVIEW, cada vez que se
encienda, el PXI ejecutara el SCADA generado en estos pasos.
119
C.3 Transferencia de archivos entre el ordenador de desarrollo y el PXI
C.3. Transferencia de archivos entre el ordenador
de desarrollo y el PXI
Se recomienda usar la interfaz web del PXI. Para ello basta con introducir en el
navegador del ordenador de desarrollo la direccion del IP de dicho equipo. Su uso es
intuitivo.
C.4. Otros
Se han desarrollado los VIs “Inversor EMS Command” e “Inversor PV Command”
que mediante una ejecucion realizada desde el ordenador de desarrollo en el PXI
permiten comandar estos equipos desde el ordenador pero vıa PXI.
121
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