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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



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.


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.


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


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


2.2.1. 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


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


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


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


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


(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


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


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


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


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


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


(a) Ventana Create Bound Variables

(b) Ventana Add range

Figura 3.9: Anadir variables al Servidor Modbus

Figura 3.10: Resultado

51


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


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


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


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


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


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

3.10 Arranque y parada

Figura 3.18: Rutina de arranque e integracion de bloque

63


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

3.11 Operacion completa del sistema SCADA

Figura 3.19: Proyecto LabVIEW generado.

65

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


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


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


(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


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)


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


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



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


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


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


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


5.3.2. 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


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


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


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



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


5.3.5. 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


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.


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


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


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


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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http://www.modbus.org/specs.php

http://www.modbus.org/specs.php

http://www.ni.com/white-paper/13865/en/

Anexos

101

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.


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


105


Analizador de corriente alterna trifasica EM24

Las variables de la librerıa Modbus provenientes de este medidor son:


Tension L1

V x10

300001

Int 32

Tension L1 300003

Tension L1 300005

Tension L1-L2 300007



Corriente L1

A x1000

300013

Corriente L2 300015

Corriente L3 300017

Potencia L1

W x10

300019

Potencia L2 300021

Potencia L3 300023


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


107


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


108

Anexo B

Otros diagramas y figuras

109

B. OTROS DIAGRAMAS Y FIGURAS

Figura B.1: Bloque de acceso remoto: Visualizacion

110

Figura B.2: Flujograma de ejecucion del sistema SCADA111

B. OTROS DIAGRAMAS Y FIGURAS

Figura B.3: Codificacion de CPCEl calculo previo de Pnetno se ha incluido en la figura por claridad.112

Figura B.4: Ensayo final de CPC113

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


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


Figura C.5: Source File Setings

Figura C.6: Advanced

120

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

proyecto fin de grado - archivo digital upmoa.upm.es/43918/1/tfg_adrian_lekuona_zuazo.pdf ·...

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