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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones
Fotovoltaicas Autónomas
Titulació: Enginyeria Tècnica industrial en Electrònica industrial
AUTOR: David Hernando Ureta
TUTOR: Nicolau Cañellas Alberich
FECHA: 4/2005
A María del Carmen.
1. ÍNDICE
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ÍNDICE
1. Índice.........................................................................................................3
2. Memoria descriptiva ................................................................................6
1. Objetivo .................................................................................................................. 7
2. Introducción ........................................................................................................... 7
2.1. Energía solar fotovoltaica ................................................................................ 7
2.2. Instalaciones fotovoltaicas ............................................................................... 9
2.2.1. Dimensionado........................................................................................11
3. Gestión de la energía .............................................................................................16
4. Sistema de gestión .................................................................................................20
4.1. Control de cargas............................................................................................20
4.2. Calculo del estado de carga de un acumulador plomo-acido............................27
4.3. Implementación del método............................................................................33
4.4. Adquisición de variables.................................................................................37
4.5. Comunicaciones .............................................................................................39
5. Descripción del programa de gestión ...................................................................46
5.1. Centralita de adquisición ................................................................................46
5.2. Relé de autogestión ........................................................................................58
6.Descripción de los circuitos....................................................................................65
6.1. Centralita de adquisición ................................................................................65
6.2. Relé de autogestión ........................................................................................73
3. Memoria de cálculo ................................................................................81
1. Estado de carga de la batería................................................................................82
1.1. Correcciones y reset .......................................................................................83
2. Tiempo de adquisición ..........................................................................................85
3. Velocidad de transmisión de datos .......................................................................87
4. Refresco de los displays.........................................................................................88
5. Configuración de los registros del microcontrolador ..........................................89
5.1. Centralita de adquisición ................................................................................89
5.2. Relé de autogestión ........................................................................................98
6. Cálculo de la fuente de alimentación..................................................................102
6.1. Centralita de adquisición ..............................................................................102
6.2. Relé de autogestión ......................................................................................104
7. Cálculo del disipador para el regulador 7805 ....................................................106
7.1. Centralita de adquisición ..............................................................................106
7.2. Relé de autogestión ......................................................................................107
8. Cálculo del disipador para el triac .....................................................................108
4. Planos ....................................................................................................110
1. Esquema centralita de adquisición.....................................................................111
2. Esquema relé de autogestión...............................................................................114
3. Esquema MODEM PLC .....................................................................................117
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ÍNDICE
5. Presupuesto ..........................................................................................120
1. Estado de Mediciones..........................................................................................121
2. Precios elementales .............................................................................................123
3. Aplicación de precios ..........................................................................................126
4. Resumen del presupuesto....................................................................................129
6. Anexos ...................................................................................................131
1. Anexo 1. Comunicaciones ...................................................................................132
2. Anexo 2. Acumuladores ......................................................................................150
3. Anexo 3. Código programa ................................................................................161
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2. MEMORIA DESCRIPTIVA
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
1. Objetivo
Las instalaciones fotovoltaicas autónomas tienen unas prestaciones limitadas que
hacen de su uso, en ciertos aspectos, algo restrictivo. Como consecuencia de estas
limitaciones se impone un uso racional de la instalación, variando el nivel de su utilización
en función del estado en que se encuentre la instalación fotovoltaica. Teniendo en cuenta
estas situaciones, podremos conseguir un funcionamiento óptimo de la instalación
aprovechando en cada momento sus prestaciones al máximo. Como contrapartida tenemos
que el usuario debe dedicar un tiempo y esfuerzo para controlar el funcionamiento de la
instalación.
En este proyecto se pretende el desarrollo y construcción de un equipo que permita la
gestión energética en las instalaciones fotovoltaicas autónomas automáticamente. Con este
equipo se permitirá al usuario gestionar la instalación fotovoltaica autónoma de una forma
sencilla y cómoda, consiguiendo como resultado mejorar el rendimiento de la instalación.
Se establecerán los criterios para la gestión de los consumos y se diseñarán los
circuitos impresos con los componentes necesarios para implementar el sistema
físicamente. La gestión de la energía se basará en el control inteligente de los consumos
presentes en la instalación fotovoltaica. Como criterio principal a tener en cuenta durante la
realización del proyecto será la implantación del sistema de gestión sobre infraestructuras
fotovoltaicas ya acabadas. Por esto motivo, se ha de buscar una fácil integración en la
instalación del equipo de gestión permitiendo que sea sencilla y flexible con el menor coste
posible. Además de estas características se buscará la robustez y el bajo coste del sistema.
2. Introducción
2.1. Energía solar fotovoltaica
La energía solar es una energía garantizada para 6.000 millones de años y sólo en
España sobre cada metro cuadrado de su suelo inciden al año unos 1.500 kilovatios-hora de
energía. Además, es una energía limpia y de gran disponibilidad. Entre otros, por estos
motivos en los últimos años se ha experimentado un notable crecimiento en la utilización
de la energía fotovoltaica, con ello se abre un nuevo ámbito para el desarrollo de
tecnologías específicas en este campo, en las que la electrónica es básica para la
optimización y aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles.
En cuanto a la energía solar fotovoltaicas el crecimiento ha sido espectacular (Figura
1), con un crecimiento del 33,3 % en la producción de células fotovoltaicas entre los años
2001-2002, periodo en el que se paso de una producción anual de 401,4 MWp en el año
2001 a 535,2 MWp en el 2002. Esto sólo es consecuencia del aumento de la demanda en
este sector, en el que se prevé un crecimiento medio anual del 20% en los próximos 5 años,
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
expectativas avaladas por los diversos programas gubernamentales de impulso y
promoción de la utilización de las energías renovables.
800
700
600
500
400
300
200
100
0
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
19
00
20
01
20
02
20
03
20
Figura 1. Evolución de la producción mundial de células fotovoltaicas (en MWp).
En el campo de aplicación de la energía solar fotovoltaica, existen dos bloques
básicos, las instalaciones fotovoltaicas de conexión a red y las instalaciones fotovoltaicas
autónomas. Por un lado, los sistemas solares fotovoltaicos de conexión a red que no son
más que centrales fotovoltaicas de producción de energía eléctrica conectadas a la red
general. Este sistema ha revolucionado el campo de aplicación de la energía solar
fotovoltaica, ya que bajo planes estratégicos de ámbito mundial (Tabla 1) se ha promovido
la proliferación de minicentrales fotovoltaicas que ocupan básicamente espacios urbanos
infrautilizados con buen nivel de radiación, acercando así la generación de energía limpia a
los puntos de consumo.
País
Japón
EE.UU
Alemania
Inglaterra
Austria
España
Italia
Francia
Suiza
Programa y tarifa de compra (€/KWh)
Subvenciones ( €/Wp)
70.000 tejados solares
0,30
1,13
1.000.000 tejados solares
Según estado
100.00 tejados solares
0,50
0,75-1,00 + financiación al 1,90%
70.00 tejados solares
0,72
Según región
0,47
2,64
10.000 tejados solares
0,35 – 0,40
7,8
0,15 – 0,30
4,6
0,30 – 0,60
1,3 – 2,7
Tabla 1. Principales programas de impulso de los sistemas
fotovoltaicos de conexión a red (EurObser’ER 2002)
Por otro lado, históricamente los sistemas solares fotovoltaicos han sido utilizados
como sistemas energéticos para aplicaciones remotas, aisladas de la red de suministro. En
la actualidad la principal aplicación de los sistemas fotovoltaicos autónomos se ha centrado
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
en el ámbito rural, especialmente para cubrir la demanda energética de viviendas o
poblaciones aisladas.
Este tipo de aplicación, contrariamente a lo que pudiera parecer, está en plena
expansión, especialmente en zonas donde el déficit de electrificación todavía es
importante. Este es el caso de las zonas rurales de España, país donde en la actualidad las
instalaciones solares fotovoltaicas autónomas, superan en número y potencia a las de
conexión a la red.
País
Alemania
Holanda
Italia
España
Francia
Austria
Suecia
Finlandia
Inglaterra
Dinamarca
Grecia
Portugal
Bélgica
U.E.
Potencia instalada 2001
Potencia instalada 2002
Conectada a red
Autónomas
Total
Conectada a red
Autónomas
Total
178,00
16,18
8,35
5,35
0,97
4,68
0,15
0,12
2,23
1,29
0,55
0,27
0,40
16,70
4,33
11,65
10,30
12,88
1,96
2,88
2,64
0,52
0,21
0,85
0,98
0,00
194,70
20,51
20,00
15,63
13,86
6,64
3,03
2,76
2,75
1,50
1,40
1,25
0,40
258,00
23,68
10,35
7,91
1,47
7,88
0,18
0,14
3,63
1,44
1,04
0,27
0,53
20,00
4,63
12,40
11,39
15,18
2,16
3,10
2,89
0,62
0,23
1,33
1,19
0,00
278,00
28,31
22,75
19,30
16,66
10,04
3,28
3,03
4,25
1,66
2,37
1,46
0,53
218,54
65,9
284,43
316,52
75,12
391,64
Tabla 2. Potencia solar fotovoltaica instalada en MWp (Agencias energéticas europeas)
En este campo en los últimos años también ha variado el perfil de la demanda, a
medida que ha variado el perfil sociológico del usuario tipo. Inicialmente el usuario tipo de
una instalación fotovoltaica autónoma, no presentaba grandes pretensiones de confort,
únicamente requería cubrir sus necesidades básicas de iluminación y poco más. Con la
mejora de las vías de comunicación y el “bum” inmobiliario, paulatinamente la ocupación
(como primera o segunda residencia) de viviendas aisladas ha ido en crecimiento;
repercutiendo directamente sobre el aumento de la demanda de instalaciones fotovoltaicas
autónomas con un nivel y calidad de servicio muy superior al ofrecido hasta ahora.
2.2. Instalaciones fotovoltaicas
Como se ha descrito anteriormente, existen dos configuraciones básicas de los
sistemas fotovoltaicos: instalaciones fotovoltaicas de interconexión e instalaciones
fotovoltaicas autónomas. En este proyecto trabajaremos sobre las instalaciones
fotovoltaicas autónomas, por este motivo, veremos su principio de funcionamiento y los
factores que intervienen sobre las instalaciones de este tipo.
Las instalaciones solares fotovoltaicas son básicamente sistemas generadores de
electricidad que utilizan la luz solar como fuente de energía primaria. En aplicaciones
autónomas, será necesario complementar la generación energética con un sistema de
acumulación de energía eléctrica ya que la producción de electricidad se basa en un
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
elemento variable e incontrolable, en el que no suelen coincidir los momentos de demanda
con los de producción. Las instalaciones solares fotovoltaicas se pueden esquematizar de la
siguiente manera:
Figura 2. Esquema básico de una instalación fotovoltaica autónoma.
En el funcionamiento de la instalación fotovoltaica autónoma se distinguen 3 etapas:
producción, acumulación y consumo. A cada una de las etapas podemos asociar un
elemento de la instalación que realiza esta acción o interviene directamente. De la
producción se encargan los paneles solares fotovoltaicos que convierten la energía del sol
en corriente eléctrica. Esta energía se acumulará en las baterías de la instalación mediante
una reacción electroquímica para posteriormente volver a convertirse en electricidad
invirtiéndose la reacción. Finalmente, esta energía se gastará en los consumos de la
instalación y para ello se utilizará un inversor que transformará la corriente continua en
corriente alterna. También existe la posibilidad de alimentar los consumos directamente
con corriente continua pero debido a las altas intensidades que se necesitan y a la poca
versatilidad que ofrece a la hora de conectar cargas este sistema cada vez es menos
utilizado.
SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO AUTÓNOMO
Función
Equipo típico
Producción
Paneles fotovoltaicos
Acumulación Acumulador electroquímico (plomo-ácido)
Consumo
Inversor CC/AC tecnología digital
Tabla 3. Asignación de funciones
Cuando se proyecta una instalación fotovoltaica se tienen, normalmente, como
condicionantes de partida el coste económico y la necesidad energética que debe cubrir la
instalación. Rápidamente, nos damos cuenta que estos dos condicionantes o criterios de
diseño, son contrapuestos y se limitan mutuamente. Es decir, si se desea diseñar una
instalación para suministrar una gran cantidad de energía su coste será elevado, mientras
que si por el contrario, pretendemos minimizar el coste económico las prestaciones de la
instalación serán limitadas. Por este motivo, siempre se tendrá que buscar un compromiso
entre ambos condicionantes y establecer un criterio correcto para cada caso.
Independientemente del criterio elegido todas las instalaciones se deberán dimensionar
correctamente para garantizar un funcionamiento óptimo. El dimensionado en las
instalaciones fotovoltaicas autónomas es fundamental puesto que nos va a permitir cumplir
los requisitos energéticos impuestos sin incrementar innecesariamente los costes
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
económicos. Además garantiza el máximo rendimiento de los elementos que componen la
instalación, paneles solares, acumulador e inversor, obteniendo las mejores prestaciones de
cada uno ya que trabajan en su zona óptima de trabajo evitando envejecimientos
prematuros por sobreesfuerzos.
2.2.1. Dimensionado
Supondremos una instalación fotovoltaica como modelo que nos va a permitir ver las
necesidades y requisitos de una instalación autónoma. Mediante este ejemplo conoceremos
cuales son los requisitos de partida y los elementos que se necesitan para satisfacer los
criterios de diseño de una instalación fotovoltaica autónoma. También nos servirá como
base de cálculo y justificación de las hipótesis de gestión para la energía dentro de la
instalación.
La instalación mencionada está situada en un emplazamiento aislado donde no llega el
suministro eléctrico por lo que no existe otro sistema para conseguir energía eléctrica que
el autoabastecimiento. En esta instalación se desarrollan diferentes actividades que
podemos agrupar de la siguiente manera: actividades domésticas y actividades industriales.
Por un lado las actividades domésticas corresponden al funcionamiento típico de una
vivienda de 4 personas con los consumos eléctricos de los electrodomésticos y resto de
servicios habituales. Mientras que la actividad industrial engloba los consumos de las
actividades dedicadas al trabajo de gestión y de producción agropecuaria. Aunque la
instalación se concentra en un mismo recinto haremos una separación de los consumos
eléctricos según su utilización, de esta manera, establecemos tres grupos: casa, oficinas y
maquinaria. En las oficinas se llevará a cabo el trabajo de gestión por lo que el
equipamiento básico son equipos informáticos, mientras que la maquinaria agrupa todos
los recursos dedicados a la producción.
Los valores expresados en la siguiente tabla recogen el peor de los casos, es decir,
tienen en cuenta el máximo consumo posible en la instalación puesto que es la única
manera de garantizar el suministro en todas las situaciones. No se tendrán en cuenta
consumos dedicados a la calefacción ya que en la instalación planteada se dispone de un
sistema de calefacción con gasoil. Para el suministro de agua caliente sanitaria en la casa y
de los aseos en las oficinas se utiliza un termo eléctrico. El termo eléctrico utilizado tiene
la posibilidad de funcionar en dos modos diferentes y calentar a dos velocidades, es decir,
se puede seleccionar externamente la potencia que consume para calentar agua. Este
comportamiento se ve reflejado en la tabla de consumos indicando las dos potencias
posibles.
Equipo
Lavadora
Lavavajillas
Frigorífico
Congelador (Arcón)
CONSUMOS INSTALACIÓN
LINEA CASA
Potencia Nominal W /
Cantidad
Potencia Máx. W
1
750 / 2000
1
300 / 2000
1
150
1
180
Energía diaria
kWh./día
0,75
1,1
1,4
1,3
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Termo eléctrico
Iluminación y pequeños
electrodomésticos
TV/vídeo
Bombas circuladoras
Alarma
Equipo
1
1000 / 2000
6,2
1
375
1,5
1
3
1
85
100
15
Total (kWh./día) =
LINEA OFICINA
0,4
0,8
0,4
13,85
Energía diaria
kWh./día
4,6
0,3
1,5
0,5
0,6
7,5
Cantidad Potencia Nominal W
Equipo informático
Equipo laboratorio
Iluminación
Cafetera eléctrica
Equipo telefonía
Equipo
3
2
1
1
1
400
100
480
750
25
Total (kWh./día) =
LINEA MAQUINARIA
Cantidad
Iluminación
Cámara refrigeración
Energía diaria
kWh./día
2,1
3,0
1,3
0,7
1,4
0,5
20,8
29,8
51,2
Pot. Nominal. W
1
1
2
1
1
4
2
400
450
Equipo de ventilación
350
Bomba circuladora
70
Grupo presión
350
Electro-válvulas
20
Maquinaria pesada
5200
Total (kWh./día) =
TOTAL INSTALACIÓN (kWh./día) =
Tabla 4. Consumos de la instalación fotovoltaica autónoma
Tenemos entonces que el consumo energético total de la instalación es de 51.2 kWh
diarios que quedarán distribuidos en tres zonas: casa, oficina y maquinaria.
14 kWh/día
Casa
Oficina
29,8 kWh/día
Maquinaria
7,5 kWh/día
Figura 3. Consumos de la instalación.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
Aun siendo una instalación fotovoltaica autónoma, el suministro energético no se hace
exclusivamente con energía solar y se dispone de un grupo electrógeno que también hará
un aporte de electricidad importante. Concretamente, el funcionamiento principal de la
instalación se basa en el generador mientras que la instalación fotovoltaica hará de
suplemento para liberar al generador de funcionar continuadamente. La instalación solar
pasa a un segundo lugar en importancia de producción energética pero su correcto
funcionamiento será del todo necesario para ahorrar combustible y aumentar la vida del
generador evitando arranques innecesarios o funcionamientos en vacío.
El generador tiene una potencia nominal de 30kVA y funcionará durante dos horas
diarias, periodo durante el cual, se conectarán los consumos de gran potencia. Dentro de
estos consumos se destaca la maquinaria pesada cuyo funcionamiento es prácticamente
imposible de asumir mediante una instalación fotovoltaica de tamaño medio. Además,
durante este periodo también se conectarían otros consumos que puedan ser desplazados a
las horas de funcionamiento del generador como el termo eléctrico funcionando a máxima
potencia, lavavajillas, lavadora o cafetera eléctrica. También se tiene en cuenta que parte
de la energía que produzca el generador servirá para recargar la batería del sistema solar
con un cargador, aumentando de esta manera la autonomía del sistema fotovoltaico. De
esta manera, se estima que el generador suministrará unos 45 kWh diarios y el resto deberá
ser suministrado por los paneles solares.
6,5kWh/día
Solar
Generador
44,7kWh/día
Figura 4. Producción energética.
El panel fotovoltaico es el elemento de la instalación encargados de transformar la
radicación solar en energía eléctrica. Un panel fotovoltaico está formado por un conjunto
de células solares o pequeños generadores fotovoltaicos conectados en serie, encapsulados
con vidrio reforzado y varias capas de material plástico. El conjunto se refuerza con
perfiles metálicos de aluminio formando un marco exterior que dará firmeza y
funcionalidad en la colocación. En la parte posterior del módulo se ubica la caja de
conexiones con los terminales: positivo y negativo. Un panel fotovoltaico estándar para
sistemas fotovoltaicos autónomos, normalmente, está formado por una asociación serie de
36 células y un voltaje de 12 Vcc, aunque podemos encontrar módulos con el doble de
células para 24Vcc de tensión de salida.
La potencia que pueda producir la instalación dependerá, por lo tanto, de dos factores:
la cantidad de módulos fotovoltaicos instalados y de la radiación solar disponible. De estos
dos factores hay uno que viene fijado por defecto, la radiación solar disponible no es
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
ajustable y viene marcada por la zona donde nos encontremos y las condiciones
metereológicas.
Figura 5. Mapa de irradiación global diaria, media anual de 2000 (MJ/m2).
Un factor importante, a parte de la radiación, es el ángulo en el que los rayos del sol
inciden en el panel. El mayor rendimiento se consigue cuando los rayos son
perpendiculares a la superficie del panel pero esta circunstancia es difícil de conseguir
puesto que el sol se “mueve”. En la práctica se intentará colocar los paneles en la posición
donde la media de las radiaciones anuales sea más elevada. En el caso de colocar las placas
en la ciudad de Tarragona deberán tener una orientación sur y una inclinación de 35º con la
que obtendríamos la máxima radiación media diaria anual de 18,64 MJ/m2/día que
equivalen a 5.17 kW·h/m2/día.
Cada panel solar tendrá una determinada potencia pico, la cual hace referencia al
producto de la tensión por la intensidad en unas condiciones estándares de prueba y
homologación de 1000 W/m2 y 25ºC. En el caso de nuestra instalación utilizaremos
paneles de 12 V de 120 Wpico con una intensidad de carga de 7,1 A. Teniendo en cuenta
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MEMORIA DESCRIPTIVA
las propiedades de los penes y la radiación disponible, sabemos que cada panel producirá,
en el mes más desfavorable 395.6 W·h/día. Por lo tanto, si nuestra instalación ha de llegar a
producir 6,5 kW·h/día serán necesarios 16 paneles.
Una vez disponemos de la energía eléctrica a partir del sol ahora se ha de almacenar en
un acumulador para disponer de ella en los momentos en los que no haya radiación solar.
Gracias al acumulador podremos mantener el suministro eléctrico en ausencia de radiación
solar: noche y días nublados, permitirá mantener la tensión del sistema estable y a
diferencia de los módulos solares ofrecerá potencias instantáneas más elevadas. El estado
de carga del acumulador marca la disponibilidad de energía en la instalación por lo que su
capacidad marcará la autonomía del sistema en el caso que falle el suministro eléctrico de
las placas por falta de radiación. La batería de la instalación está calculada para ofrecer una
autonomía de 4 días teniendo en cuenta un rendimiento del 90% y una profundidad
máxima de descarga del 60%. La instalación solar deberá suministrar 6,5 kW·h/día, puesto
que la instalación operará a 48 V para reducir la magnitud de las intensidades que circulan
en la zona de corriente continua, serán necesarios 135,5 Ah/día. Teniendo en cuentas los
requisitos para la batería esta tendrá una capacidad de unos 1000 Ah y comercialmente la
que mas se acercará a esta valor una batería con una capacidad de 1240 Ah en 100 horas a
25ºC (896 Ah en C10).
Por último solo quedará dimensionar el inversor, este equipo transformará la corriente
continua en corriente alterna a la vez que aumenta el voltaje, es decir, a partir de la tensión
de la batería conseguiremos una tensión con unas propiedades similares a las de la red
eléctrica. Permitiendo de este modo conectar las cargas habituales de cualquier instalación
eléctrica en alterna.
Potencia W
6000
5200
5000
4000
3000
2000 2000
2000
2000
1000
150
180
375
85
100
400
15
100
480
750
25
400
450
350
70
350
20
La
va
La dora
va
va
jill
Fr as
igo
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Co ífico
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lad
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Ilu o e or
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Bo ven n
tila
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l
Gr ado
ra
up
o
pr
El
es
e
M ctro- ión
aq
vá
uin
lvu
ar
las
ia
pe
sa
da
0
Figura 6. Potencias máximas consumos.
El inversor se ha de dimensionar en función de la tensión de trabajo y la potencia que
debe entregar. En este caso el condicionante más importante a la hora de escoger un
inversor es el coste económico que tiene, ya que una diferencia de 1000W en la potencia
nominal de convertidor puede suponer un incremento del coste del 400%. Por este motivo
ser tratará de utilizar el convertidor que mejor se adecue a las necesidades sin
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
sobredimensionarlo en exceso. Puesto que los consumos de potencias más elevadas
funcionarán habitualmente con el generador para el inversor sólo tendremos en cuenta los
consumos inferiores a 2000W. Al igual que en el caso de la previsión de consumos en la
instalación, para el cálculo del convertidor supondremos también el peor caso, que
corresponde a una simultaneidad en el funcionamiento de todas las cargas de potencia
inferior a 2000 W. Si hacemos un cómputo de estos consumos tenemos una potencia de
4400W. Para poder absorber pequeños picos y tener más flexibilidad en la conexión de
consumos además de una mayor disponibilidad comercial, se optará por un conversor de
5000W.
Obviamente, todas las cargas no se activaran en mismo instante y probablemente el
convertidor permitirá la conexión de alguna carga superior a 2000W por lo que salvo la
maquinaria pesada el resto de cargas son susceptibles a funcionar con el convertidor.
Dichas cargas podrán entrar en funcionamiento si el convertidor ser encuentra libre de
carga y la batería está en un estado óptimo de carga, en este punto es donde intervendrá el
sistema de gestión permitiendo o no su funcionamiento.
3. Gestión de la Energía
En este proyecto se persigue mejorar el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas
autónomas para conseguir un mayor y eficiente aprovechamiento de la energía disponible
mediante la automatización de la gestión de la energía. Se consigue además que el usuario
dedique menos tiempo a administrar los recursos de la instalación con el consecuente
beneficio que esto significa. Aunque la gestión de la energía se realizará a través del
control de las cargas veremos las diferentes posibilidades para mejorar el funcionamiento
de la instalación fotovoltaica. A nivel de gestión energética podemos determinar que la
energía dentro de un sistema fotovoltaico se puede “optimizar” en 3 etapas: producción,
conversión y consumo.
La producción depende principalmente de la cantidad de paneles fotovoltaicos y de la
radiación solar disponible en la zona donde está emplazada la instalación. Estos dos
factores se consideran como fijos ya que vienen impuestos por las propias características
de la instalación. Existe, sin embargo, la posibilidad de mejorar la producción energética
de la instalación haciendo trabajar los paneles siempre en su punto de mayor eficiencia.
Para conseguir esta mejora se puede actuar sobre dos vías: consiguiendo que los rayos
solares incidentes siempre sean perpendiculares a los paneles solares y/o conseguir que el
panel trabaje sobre la misma impedancia. En el primer caso, la premisa de conseguir la
perpendicularidad de los rayos se consigue con un seguidor solar que sigue la trayectoria
de sol y hace que los paneles estén perfectamente alineados tanto en orientación como en
inclinación. Por otro lado, hacer que el panel trabaje con la misma impedancia de salida se
debe a que el panel solar es un generador de energía no lineal y solo para unas determinas
condiciones de trabajo se obtiene el mayor rendimiento. Estas condiciones de trabajo sólo
se dan para una tensión y corrientes concretas donde su producto, es decir, la potencia es
máxima. Con este fin, se utilizará un regulador de carga que hace de seguidor de punto de
máxima potencia para los paneles solares de manera que siempre cargan la batería en su
zona de trabajo óptimo.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Figura 7. Curvas I-V de BP 585 para diferentes temperaturas.
Como se vio en el dimensionado la energía solar va pasando de una forma de energía a
otras. Inicialmente se toman los rayos del sol que se transforman en corriente continua en
los paneles solares, a continuación, mediante una reacción química esta energía se
almacena en la batería. Posteriormente, se deshace la reacción química y se transforma de
nuevo en corriente continua que en el inversor se transforma en corriente alterna. Todo este
proceso desde que se toma la energía del sol hasta que llega a los consumos no es ni mucho
menos ideal y se pierde energía de conversión en conversión. Los paneles solares tienen
una eficiencia alrededor del 14%, en la batería y el convertidor entorno al 80%, esto
significa que de la energía disponible inicialmente solo se aprovecha un 11,2 %. Aunque la
mayor parte del rendimiento se pierde en la conversión fotovoltaica el resto de
componentes también son susceptibles a se mejorados según avance la tecnología.
Por último, sólo quedan los consumos como opción para controlar o administrar la
energía de la instalación solar. Es obvio que el control de la energía desde el lado de los
consumos no nos va a permitir crear nueva energía pero si aprovechar mejor de la que se
dispone, por lo tanto, estamos dando un valor mayor a los recursos disponibles y en cierta
manera es como se aumentáramos estos recursos energéticos. En la actualidad no existe
una consciencia de lo que la falta de electricidad supone y no se ponen medios para limitar
o controlar los consumos. Pero en una instalación donde la electricidad está limitada por
una cuota máxima de disponibilidad diaria e instantánea se deberá tener especial cuidado,
ya no sólo para un confort óptimo, sino para poder garantizar siempre una suministro
mínimo. La disponibilidad energética diaria y a largo plazo está determinada por dos
factores: la cantidad de radiación solar disponible y la cantidad de energía almacenada en
la batería. Por otro lado, la disponibilidad instantánea es directamente proporcional a la
potencia que tenga el inversor de la instalación, y en caso que lo haya y esté funcionando,
también se tendrá en cuenta la potencia del generador.
En este proyecto nos centraremos en el trabajo de la gestión energética sobre el
consumo actuando sobre las cargas en función de sus características y del estado de la
propia instalación. La gestión en las cargas estará encaminada a conseguir una
optimización de la instalación que se centra en la operación de generador, el inversor y la
batería.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
La mayoría de instalaciones solares autónomas ya estaban construidas antes de la
implantación de la energía solar y, normalmente, el abastecimiento de energía se realiza
con un grupo electrógeno que esta situado en una sala de máquinas. Por este motivo la
infraestructura eléctrica no contempla una separación de líneas exhaustiva para alimentar
las cargas de la casa sino que simplemente se envía una línea desde la sala de máquinas
hasta el cuadro general de la instalación. El funcionamiento con un grupo electrógeno es
apropiado para potencias elevadas, además, la relación potencia/precio es mejor que en una
instalación solar. En contrapartida resulta molesto por el ruido y el humo que produce,
tiene un consumo de gasoil y el rendimiento cuando funciona a baja potencia es malo. En
parte, por las desventajas que presenta el grupo electrógeno, el usuario colocará una
instalación fotovoltaica. Como se vio, en el ejemplo de instalación solar, esta cubre los
consumos más extendidos en el tiempo pero de menor potencia y así el uso del generador
se restringe para los consumos más potentes y puntuales. El inconveniente de esta
discriminación es que se necesitan líneas independientes para la alimentación de las
diferentes cargas o estar pendiente antes de conectarlas que el generador este encendido.
De lo contrario, el convertidor se saturaría al demandarle más potencia de la que es capaz
de entregar y se bloquearía por sobre consumo. Una parte de la gestión en el proyecto se
encargará de controlar de forma automática las cargas que funcionen con el generador
permitiendo la inserción de la energía solar en una instalación con generador consiguiendo
el máximo provecho, permitiendo un ahorro económico en la instalación de nuevas líneas
eléctricas y evitando al usuario tener que esta pendiente de las carga que se deben conectar
o desconectar.
Como ya sabemos el inversor tiene una potencia de salida limitada y si se sobrepasa el
equipo deja de funcionar con el consiguiente corte de suministro eléctrico. Normalmente,
las instalaciones fotovoltaicas no suelen disponer de aparatos de gran potencia ya que
además de su alto consumo energético implican también un inversor potente hecho que
encarece la instalación. Sin embargo, nos podemos encontrar en el supuesto de tener en la
instalación una carga que entra dentro de la potencia nominal del inversor pero siempre y
cuando no haya más cargas conectadas. Esto significa que la carga en cuestión solo podrá
ser conectada siempre y cuando el convertidor este funcionando por debajo de un nivel que
en conectarse esta última no sature el inversor. Teniendo en cuenta esta circunstancia en la
gestión de las cargas se consigue aprovechar el funcionamiento del inversor permitiendo el
uso de cargas más potentes sin el riesgo de causar una sobrecarga. El usuario no deberá
observar ni tener en cuenta el estado del inversor para conectar la carga puesto que esta ya
solo se activará cuando sea apropiado.
La situación ideal de trabajo en las instalaciones fotovoltaicas es que al cabo del día se
haya consumido tanta energía como la que se ha producido pero este equilibrio es
complicado de conseguir. Hemos de tener en cuenta que la producción puede ser muy
cambiante debido a la meteorología que puede hacer variar considerablemente la radiación
solar real recibida, respecto a la estimada. Por otro lado, los consumos eléctricos de la
instalación también son variables e influirán de una manera importante en el estado de la
instalación. Estos desequilibrios en el consumo y la producción provocarán que el estado
de carga de la batería fluctúe.
Si suponemos que el consumo eléctrico se mantiene constante a lo largo del año nos
damos cuenta que en determinadas épocas de año tenemos un exceso de producción
energética que no puede almacenarse en la batería, dado que esta cargada al 100%. Esto se
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MEMORIA DESCRIPTIVA
debe a una característica intrínseca de las instalaciones solares y es la estacionalidad. Esto
quiere decir que si dimensionamos la instalación para que funcione correctamente durante
el invierno, cuando menos horas de sol hay, luego en verano tendremos un excedente de
energía. Esto significa que los paneles solares suministrarán más energía de la que estaba
programada utilizar y cuando la batería esté completamente llena la energía que se
produzca se estará desperdiciando. Con el equipo proyectado se tendrá en cuenta este
estado de carga máxima de la batería y permitirá que otros consumos no programados se
conecten aumentando el rendimiento de la instalación.
A continuación, se muestra una gráfica representando la radiación global media diaria
por m2 para los 12 meses del año más una media anual. Se entiende por radiación global a
la suma de la radiación difusa y la directa, en concreto, en este caso, se representa la
radiación global recibida sobre una superficie con orientación sur y una inclinación de 35º
situada en la comarca del Tarragonès en el año 2000. Esta representación ofrece la
radiación media expresada en potencia por unidad de superficie al cabo de un día por este
motivo lo expresamos en kWh/m2/día o de forma equivalente en kWh·día/m2. Rápidamente
se puede conocer que cantidad de radiación disponible en un día en cada uno de los meses
pudiéndose apreciar claramente la variación estacional.
Radiación solar global diaria (kW·h/m 2/día)
6,41
6,52
6,46
6,19
5,31
5,56
3,30
Dic
Oct
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
Nov
3,72
3,60
Feb
5,18
4,61
4,37
Anual
6,06
Ene
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Figura 8. Radiación solar global diaria (kW·h/m2/día).
También nos podemos encontrar con una situación contraria a la anterior y que por
falta de radiación o exceso de consumo la carga de la batería se reduzca y se alcancen
niveles críticos. Antes de que se alcance este punto y se deba de cortar el suministro
eléctrico se deberán tomar medidas. En el caso del modelo de instalación fotovoltaica
autónoma presentado existe una fuente de energía complementaría a la energía solar. El
grupo electrógeno que alimenta las cargas que están fuera del alcance de la instalación
solar también nos permitirá garantizar el subministro eléctrico del resto de cargas si falla la
instalación solar. Sin embargo, en otras instalaciones donde los consumos sean más
moderados, la instalación fotovoltaica se puede calcular para cubrir íntegramente estos
consumos por lo que no será necesario el generador y así se reduce el coste de los equipos
ha instalar. En este tipo de instalación la disponibilidad de electricidad está totalmente
ligada al estado de carga de la batería y su descarga total supone un fallo total en el
suministro. Para evitar esta situación y conseguir una óptima utilización de la energía se
deberá tener en cuenta la disponibilidad energética y restringir los consumos conectados en
función de su prioridad.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
4. Sistema de Gestión
El sistema de gestión se puede dividir en dos etapas: control de consumos y
adquisición de variables. El control de consumos se realiza mediante los relés de
autogestión que controlan el funcionamiento de las diferentes cargas de la instalación. Los
relés deberán determinar si están conectados o desconectados en función de su propia
configuración, fijada según la carga asociada, y el estado de la instalación en todo
momento. Para hallar el estado de la instalación fotovoltaica será necesario realizar una
adquisición de las variables más representativas de la instalación. De esta tarea se encarga
la centralita de adquisición de datos que recopilará las diferentes variables y las procesará.
Como resultado obtendremos una información más útil que nos indicará el estado de la
instalación fotovoltaica autónoma. Esta información es la que posteriormente reciben los
relés de autogestión a través del bus de comunicaciones.
4.1. Control de consumos
La gestión energética se basa principalmente en la actuación de forma inteligente
sobre el funcionamiento de las cargas de la instalación fotovoltaica. Las cargas utilizan
corriente alterna para su operación y se deberá de encontrar un control que no impida su
funcionamiento normal y sea sencillo de instalar. El sistema más extendido que reúne estas
características es el control todo-nada y se puede implementar con un interruptor en alterna
colocado en serie con la alimentación del consumo. La construcción de este interruptor en
alterna es posible utilizando dispositivos electromecánicos o electrónicos. En el primer
caso utilizaríamos un relé o contactor en alterna, mientras que en el segundo caso,
podemos emplear un semiconductor triac. En este proyecto optaremos por el uso de los
semiconductores ya que resultan más compactos y fiables, además de tener un consumo en
funcionamiento más reducido.
El control de cargas se debe hacer individualizado para cada consumo y así permitir
una gestión energética más exacta. En las instalaciones fotovoltaicas, al igual que en la
mayoría de las instalaciones eléctricas, los consumos se distribuyen a lo largo de la
infraestructura dedicando diferentes líneas de distribución sobre las que se agrupan los
consumos de similares características. Aún así, esta distribución no es lo suficiente
detallada y nos va ha obligar ha hacer un control distribuido de los consumos, ya que si
intentáramos hacerlo de una manera centralizada, necesitaríamos disponer en el cuadro de
control con una línea independiente para cada dispositivo, con lo que se encarecería la
instalación eléctrica. El elemento del sistema de control que nos va a permitir realizar el
control todo-nada de las cargas se denominará relé de autogestión.
Una vez tenemos las cargas con su relé de autogestión conectado tenemos dos sistemas
para controlar el estado de los relés: gestión centralizada y gestión descentralizada. En el
sistema centralizado tenemos un equipo maestro que se encarga de procesar el estado de la
instalación que a partir de unos datos de partida calcula la disponibilidad energética y
aplica las actuaciones correspondientes. Este sistema permitirá disponer de todo el control
de la instalación en un solo punto y será más sencilla y rápida la administración de la
instalación controlada. En la gestión centralizada los actuadores remotos serán de una
constitución sencilla ya que únicamente deberán activarse o desactivarse en función de la
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
orden que envíe la centralita que en este caso si que deberá ser relativamente más
compleja. Como contrapartida a tener unos actuadores más rudimentarios será la necesidad
de disponer de una centralita para la gestión de 20 ó tan solo 1 actuador. Este
inconveniente también se verá en el hecho de que si sucediera un error en la centralita todo
el sistema quedaría invalidado.
Por otro lado, la gestión descentralizada se basa en la utilización de actuadores capaces
de establecer por ellos mismos su estado de funcionamiento, encendido o apagado, a partir
de la configuración de cada actuador y la información que ofrecen los sensores de la
instalación. Esta distribución requiere unos actuadores remotos “inteligentes” hecho que
encarece su coste unitario aunque el global se mantiene equiparable al del sistema
centralizado ya que ahora la centralita sólo tiene que recoger la información de la
instalación y enviársela.
Como solución final adoptada se elegirá el sistema descentralizado puesto que
haciendo un análisis más profundo de los relés se puede observar que entre los utilizados
en el sistema centralizado y el descentralizado hay pocas diferencias. En el modo
centralizado los actuadores deberán disponer de un dispositivo capaz de gestionar las
comunicaciones con la centralita, este mismo dispositivo también estará presente en el
actuador descentralizado además de una pequeña interficie para poder se configurado por
el usuario. Esto significa que la mayor diferencia entre un tipo y otro de actuadores será el
software de control que llevará incorporado, que en un caso será un simple gestor de
comunicaciones y en el otro será además un gestor de energía. También se tendrá en cuenta
como criterio decisivo la robustez que ofrece el sistema descentralizado y la menor
complejidad en las comunicaciones entre dispositivos.
El relé de autogestión será, por lo tanto, un dispositivo inteligente, que en función de
su configuración y del estado de la instalación se encarga de decidir cuando la carga
asociada está activada o desactivada. El estado de la instalación fotovoltaica vendrá
determinado por: el estado de carga de la batería y el estado de funcionamiento del
generador e inversor. Puesto que el relé puede llevar diferentes tipos de cargas conectadas
y cada una con un tipo de gestión particular, el relé, deberá programarse con la
configuración adecuada. De esta manera, se establecerán diferentes modos de
funcionamiento para permitir un óptimo aprovechamiento del relé y cumplir los requisitos
de gestión para la instalación.
Se establece, en primer lugar, la posibilidad de hacer funcionar el relé en modo manual
o modo automático permitiendo que el relé sea comandado externamente o siguiendo el
programa interno. Si funciona el modo manual podrá mantener la carga conectada al relé
encendida o apagada según la voluntad del usuario. Por otro lado, en el modo automático
se establecerá una diferenciación de zonas diarias: sólo día, sólo noche y noche-día. Esta
discriminación tiene como fin restringir el funcionamiento de la cargas de una manera
automática en función de la radiación solar presente. En la franja sólo día se permite la
conexión de cargas una vez que la radiación solar alcanza unos niveles aceptables para
comenzar a cargar la batería. Con esta opción podemos introducir en el sistema una cierta
previsión de recarga de la batería antes de activar las cargas. Por otro lado, el modo noche
es el opuesto al día y sólo conecta las cargas durante las horas de poca radiación. El
encendido “nocturno” nos va ha permitir automatizar la conexión de los consumos que
sólo tienen aplicación durante la noche como la iluminación exterior. Otro utilización será
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
para derivar el funcionamiento de determinadas cargas por la noche cuando el convertidor
está menos solicitado. Si la carga no ha de seguir ningún tipo de criterio basado en la
radiación solar simplemente se colocar el modo noche-día.
Para poder hacer esta diferenciación diaria se tendrá en cuenta la radiación luminosa
presente. Tomaremos como referencia los siguientes valores de radicación: en un día
soleado es de 1000 W/m2, a partir 200 W/m2 consideraremos que es una radiación óptima
para la visión y si está muy nublado es aproximadamente de 5 W/m2 . Tomaremos por lo
tanto como referencia para establecer la frontera entre las dos franjas diarias 200 W/m2.
NOCHE à Radiación solar inferior a 200 W/m2
DÍA
à Radiación solar superior a 200 W/m2
En la siguiente imagen tenemos la representación de los valores de radiación global a
lo largo de un día en el mes de enero, se aprecia claramente como en función de la posición
del sol la radiación incrementa hasta su máximo valor y de nuevo vuelva a decrecer según
llega el anochecer. Podemos ver como durante las primeras horas del día hay unas
irregularidades en la progresión de la gráfica de radiación, hecho que indica la presencia de
nubes que disminuyeron temporalmente la radiación.
Figura 9. Radiación global a lo largo de un día.
Si consideramos los valores mencionados para definir la zona diaria, a nivel teórico
no habría ningún problema en su implementación, pero en un caso práctico probablemente
tendríamos una oscilación. Esta oscilación tendría lugar cuando el valor de radiación es
200 W/m2 haciendo cambiar rápidamente el valor de la zona diaria creando perturbaciones
sobre los equipos que utilicen este valor. Para evitar este problema se incorpora una
histéresis de la siguiente manera:
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
Figura 10. Ciclo de histéresis para la zona diaria.
Donde TL = 100 W/m2 y TH = 200 W/m2
El modo automático además de la zona diaria también tiene en cuenta el estado de la
instalación para la conexión o desconexión de la carga. Cada carga en función de sus
características verá condicionado su funcionamiento para unas condiciones particulares de
la instalación fotovoltaica. A continuación, veremos las diferentes situaciones que el
sistema de gestión implementa con el relé de autogestión.
• Estado del inversor
Como vimos anteriormente, en una instalación fotovoltaica la cantidad de cargas que
se pueden conectar está limitada por la potencia del inversor. Este elemento de la
instalación fotovoltaica transforma la corriente continua procedente de la batería en
corriente alterna, de manera que permite conectar cargas en alterna. Cuando el consumo
conectado a la salida de convertidor excede su potencia máxima se interrumpe el
funcionamiento, para evitar daños al equipo que trabaja por encima de sus posibilidades, y
en consecuencia deja toda la instalación sin suministro. Antes de llegar a este punto
mediante los relés de autogestión podremos seleccionar cargas para que se desconecten
cuando la potencia suministrada por el convertidor sea crítica. Puesto que en el sistema de
control existirán retardos en la actuación sobre las cargas y el periodo máximo antes de que
el convertidor se desconecte por sobre consumo no es superior a 2 segundos se establecerá
el control de la carga desde el punto de vista preventivo. Esto significa que sólo se
permitirá la conexión de las cargas cuando el convertidor pueda soportarlas. De esta
manera, se establecerán los niveles mínimos de potencia entregada por el convertidor para
dejar paso a la carga asociada. Los niveles de funcionamiento previstos para activar el relé
son:
1. Conectar si es inferior al 25% de la potencia nominal máxima.
2. Conectar si es inferior al 40% de la potencia nominal máxima.
3. Conectar si es inferior al 50% de la potencia nominal máxima.
Al configurar el relé con una de estas opciones le estamos indicando que cuando la
potencia del convertidor está por debajo del valor marcado conecta la carga asociada. La
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
carga permanecerá activa hasta que el convertidor se encuentre en una situación crítica de
demanda energética por lo que cuando la potencia esté por encima de 90% se desconectará
la carga. Tomaremos como referencia el 90% de la potencia del inversor para asegurarnos
que el inversor no llegará ha trabajar a su máxima potencia teniendo todavía un 10% de
margen antes de una posible sobrecarga. Si tomamos como referencia la instalación
fotovoltaica de ejemplo en la que se disponía de un inversor de 5000 W, en el caso 1 el relé
se conectará cuando la potencia este por debajo 1250 W y en 3 sucederá lo mismo para
2500W. Con esta condición, en el caso 3, podemos conectar, por ejemplo, una carga de
2000W a la instalación fotovoltaica utilizando el inversor sin miedo a que se sature. Esto es
posible puesto que la carga sólo entrará en funcionamiento si el convertidor puede entregar
como mínimo 2500W. En el caso que el nivel de trabajo vaya aumentando hasta la
potencia crítica se desconectarán las cargas liberando al inversor hasta otro momento de
menos trabajo. Para evitar problemas de oscilación tendremos que controlar que la carga
conectada no tenga un potencia equivalente al 65% de la capacidad del convertidor en el
primer caso, del 50% en el segundo y del 40% en el tercer caso puesto que esta será la
capacidad máxima que puede entregar el convertidor. Pongamos un ejemplo numérico,
tenemos el relé de autogestión configurado en el modo 3, el inversor esta trabajando al
40% de capacidad por lo que el relé dejará paso a la carga asociada. Si hemos conectado
una carga que va ha necesitar el 50% de la potencia del convertidor en cuanto que se
conecte, si el convertidor no ha reducido su nivel de trabajo, se alcanzará el 90% de
potencia entregada y el relé se verá obligado a desconectar de nuevo la carga. Para evitar
esta situación tan sólo habrá que tener en cuenta la potencia de la carga conectada y
configurar el relé de manera apropiada.
Analizando el funcionamiento descrito para los relés de autogestión observamos otro
posible problema de funcionamiento para los dispositivos que observan el estado del
inversor. Supongamos la siguiente situación en la instalación propuesta: disponemos de
dos relés de autogestión configurados en el modo 3, que debido a las condiciones
anteriores del sistema, están en funcionamiento dando paso a la carga conectada a ellos.
Supongamos que el convertidor está funcionando al 80% de su capacidad cuando entra otra
carga y hace que el convertidor trabaje al 95% de su capacidad. En esta situación los relés
se desconectarán al rebasarse el 90% de la capacidad del convertidor, la cual rápidamente
volverá a bajar al haberse liberado el inversor de varias cargas. En esta situación los relés
tratarán de reconectar pudiendo darse la situación que lo hagan al mismo tiempo
volviéndose otra vez a la situación anterior, en la que la potencia entregada por el
convertidor esta por encima de 90%, desconectándose de nuevo las cargas. Puesto que esta
situación supone un grave problema para el funcionamiento del sistema provocando
conexiones y desconexiones frecuentes introduciremos unos retardos a la conexión del
relé. Cada relé dispondrá de un valor entre 0 y 60, en función del cual, implementará un
retardo antes de la conexión, una vez que se cumpla la condición de activación. De esta
manera se romperá la posible simultaneidad de conexión de las cargas ya que cada relé
tendrá un retardo diferente que el resto haciendo las conexiones de forma progresiva en
instantes diferentes.
• Estado de carga de la batería
La cantidad de energía disponible en una instalación fotovoltaica autónoma depende
en gran medida de estado de carga de la batería. Será necesario, por lo tanto, poder
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
restringir el consumo de determinadas cargas cuando la batería comienza a presentar
síntomas de una excesiva descarga. De esta manera se preservará la energía para otros
equipos que tengan una utilización más prioritaria.
El otro extremo es cuando al batería esta totalmente cargada, es decir, ha alcanzado un
ciclo completo de carga o se encuentra en un ciclo de flotación. En estos casos la
instalación tiene un exceso de energía que podría ser dedicado para consumos superfluos
normalmente desconectados. A continuación, tenemos los diferentes niveles a tener en
cuenta para las carga en función del estado para la batería.
1.
2.
3.
4.
5.
Desconectar si la batería esta por debajo del 40% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por debajo del 30% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por debajo del 20% de su capacidad.
Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo de flotación.
Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo de flotación y entra energía
en la batería.
Las tres primeras condiciones tratan de mantener una cantidad mínima de energía en la
batería desconectando los equipos que son menos necesarios. Para entender el significado
de las restricciones tenemos en cuenta la instalación de ejemplo que tiene 5 días de
autonomía. En el primer caso la batería se encuentra al 40% de su capacidad por lo que si
no entra más energía en el sistema la autonomía es de 2 días. En el caso 3 el estado de la
batería es crítico y se deberá iniciar una secuencia de ahorro energético hasta que la batería
recupere algo de su carga. Por último tenemos el caso 2 con un valor intermedio que
permite más flexibilidad en la selección de la restricción energética. En todos los casos las
restricciones se suspenden una vez que el estado de carga de la batería se recupere
habiéndose alcanzado de nuevo el 50% de su capacidad.
Por lo que respecta a los casos restantes, cuarto y quinto, tratan de aprovechar la
energía sobrante en el supuesto que la batería de la instalación este completamente
cargada. Se distinguirán dos matices en el supuesto de carga completa, el primero es
cuando la batería ha alcanzado a lo largo del día la carga completa pero trascurrido este
punto no es obligado que haya entrada de energía en la instalación solar. Mientras que en
el segundo, la batería también ha de alcanzar la carga máxima además de que siga entrado
energía en la instalación solar. Con el primer sistema se pretende conseguir que la batería
alcance ciclos completos de carga antes de conectar determinadas cargas, de esta manera se
consigue mejorar la vida del acumulador. La diferencia entre ambos es que en 5 realmente
se está gastando energía cuando sobra y es que una vez alcanzado un ciclo de flotación no
tiene porque mantenerse durante el resto del día puesto que la radiación solar puede
desaparecer rápidamente. En la condición 4 se considerará un ciclo de flotación diario, es
decir, una vez que se haga de noche y vuelva a amanecer se desconectará la carga y se
esperará a conseguir un nuevo ciclo de flotación.
• Estado del generador
Como se ha comentado la potencia del convertidor esta limitada, por este motivo,
todas las cargas que superen la capacidad del inversor se deberán de conectar con un
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
equipo auxiliar. Normalmente, este equipo auxiliar es un grupo electrógeno que por
diferentes razones no estará permanente encendido.
Mediante esta configuración del relé podremos determinar que cargas verán su
conexión limitada sólo en los momentos en los que el generador esté encendido. Para
evitar problemas durante los arranques y paros del generador se tendrá en cuenta un retardo
en la conexión de la carga desde que la señal del generador esta activa.
Selección de modos
Todos estos modos han de poder programarse en el relé de autogestión y se ha de
buscar un sistema rápido y sencillo, en el cual, no haya que intervenir en el mecanismo
interno sino con una simple maniobra se puede habilitar una configuración u otra. El
sistema que se nos plantea como más apropiado es la selección del modo de
funcionamiento mediante unos selectores externos que permitan diferentes combinaciones.
Antes de plantear el sistema de selección de modos para el relé hagamos un resumen del
funcionamiento del relé de autogestión. El primer parámetro que se deberá seleccionar nos
permitirá determinar si el relé trabaja en modo manual o automático. Si está activo el modo
manual el resto de parámetros configurados son omitidos y relé se activará o desactivará a
voluntad del usuario. En el caso que este activo el modo automático se diferencian 3
modos de trabajo en función de la zona horaria: día, noche y noche-día. Nos encontramos
con 2 modos posibles que se separan en cinco situaciones: manual ON, manual OFF,
automático noche, automático día y automático noche-día. Por lo tanto el sistema de
selección deberá tener presente que estas 5 situaciones son independientes y no se pueden
dar simultáneamente.
Por otro lado, una vez que tenemos puesto el modo automático definiendo una zona de
trabajo se deberá determinar que elementos de la instalación se tienen en cuenta para el
control de la carga asociada al relé y en que magnitud. Como se ha explicado, la gestión de
la energía en la instalación, prevé la monitorización del estado del inversor, la batería y el
generador. En el caso que la instalación funcione con inversor se podrán controlar el relé
en función del estado de la batería y del propio inversor. Sin embargo, si la instalación está
recibiendo el suministro eléctrico a partir del generador se omitirán las anteriores
configuraciones y sólo se tendrá presente el estado del generado para activa el relé. De esta
manera, será necesario disponer de un selector que nos permita elegir un sólo valor de los
posibles para la gestión en función del inversor, otro selector independiente de las mismas
características que el anterior para esta vez para la batería. Por último también se deberá
utilizar un selector independiente para el generador que a la vez en su activación
deshalibilitará a los dos anteriores. En la siguiente tabla se resumen los modos y los
selectores empleados.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
SISTEMA DE SELECTORES
0
1
2
3
4
MODO
Función automática solo día
Función automática solo noche
Función automática día y noche
Función manual siempre ON
Inversor
0
1
2
3
Función manual siempre OFF
0
1
2
3
4
5
Desactivado
Conectar si es inferior al 25% de la
potencia nominal máxima.
Conectar si es inferior al 40% de la
potencia nominal máxima.
Conectar si es inferior al 50% de la
potencia nominal máxima.
Batería
Desactivado
Desconectar si la batería esta por debajo
del 40% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por debajo
del 30% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por debajo
del 20% de su capacidad.
Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo
de flotación.
Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo
de flotación y entra energía en la batería.
Generador
0
1
Desactivado
Solo se activa cuando funciona el grupo
generador
Tabla 5. Tabla de codificación de modos.
Cada recuadro indica las condiciones que se seleccionan con un mismo selector, las
dos columnas separan la selección de modo y las condiciones propias de la instalación.
Cualquier combinación será posible entre ambas columnas al igual que entre inversor y
batería excepto el caso que esté conectada la opción del generador donde tomará prioridad
sobre cualquier selección en inversor y batería.
4.2. Cálculo del estado de carga de un acumulador plomo-ácido
Como ya se comento la energía en las instalaciones fotovoltaicas autónomas se
almacena en el acumulador, por lo que el estado de carga del acumulador es uno de los
parámetros más importantes para conocer y predecir la disponibilidad energética de la
instalación. Hallar el estado de carga (EDC) no es sencillo debido a la imposibilidad de
contabilizar de forma directa la cantidad de materia activa que queda por reaccionar dentro
de una batería. Además, las características del acumulador se ven afectadas por diversos
factores externos variando también el EDC.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Dentro de los diferentes tipos de acumuladores basaremos el estudio del estado de
carga en los acumuladores de plomo-ácido puesto que su uso es el más extendido en el
campo de las instalaciones fotovoltaicas autónomas. A continuación, veremos diferentes
métodos para encontrar el EDC de una batería y cuales son ventajas y desventajas.
Densidad del electrolito
El método más directo para encontrar el EDC de una batería plomo-ácido es
mediante la lectura de la densidad del electrolito. En la reacción química que tiene lugar en
la batería para producir electricidad, el ácido sulfúrico se transforma en agua y en sulfato
de plomo. En consecuencia, la densidad del electrolito irá cayendo desde su valor máximo,
cuando la batería esta cargada, a otros inferiores según se descarga.
A continuación, tenemos los valores de densidad en función del estado de carga
para las baterías de plomo-ácido de tipo estacionario. Se ha de remarcar que estos valores
cambiarán según el modelo, la aplicación a la que se destina el acumulador e incluso la
zona de trabajo.
Porcentaje de carga
100%
75%
50%
25%
Descargada
Densidad del electrolito (kg/m3)
1260
1220
1185
1150
1120
Voc (V)
≥ 12,60
12,36
12,18
11,94
= 11,85
Tabla 6.
La relación entre carga y densidad del electrolito es directa y solo se deberá realizar
una compensación del valor de la densidad en función de la temperatura a la que se realiza
la lectura.
Temperatura ºC
Corrección
Temperatura ºC
Corrección
54
+0,020
16
-0,008
49
+0,016
10
-0,012
43
+0,012
4.5
-0,016
38
+0,008
-1.1
-0,020
32
+0,004
-7
-0,024
27
0,000
-12
-0,028
21
-0,004
Tabla 7.
Para hacer lecturas de la densidad manualmente se utiliza el densímetro, cuyo
manejo es relativamente sencillo y es un instrumento de un bajo coste. Sin embargo, se
presenta el inconveniente que actualmente no existe ningún sensor electrónico que nos
permita adquirir la densidad del ácido sulfúrico de forma automática. Otra desventaja se
plantea cuando la lectura se debe realizar en una batería cerrada o estanca.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Método por impedancia
Actualmente se esta desarrollando un método que nos permite determinar el estado
de carga de una batería a partir de la impedancia interna presentada para diferentes
frecuencias.
Consiste en la aplicación de una señal de excitación en forma de corriente/voltaje a
la batería y monitorizar la respuesta en voltaje/corriente. En la espectrografía de
impedancia electroquímica se aplican señales AC de pequeña amplitud para perturbar a la
batería entorno a su condición de equilibrio. La frecuencia de la señal de excitación debe
recorrer una amplia gama de frecuencias y la respuesta de la batería se usa para determinar
un circuito equivalente de la batería relacionado con su EDC.
Las medidas de impedancia tienen una característica importante y es que aportan
una información rica relacionada con el estado de salud de la batería que en un sistema de
mantenimiento de baterías puede ser muy útil como herramienta de diagnóstico.
En el dominio temporal espectroscópico, la señal de excitación para la batería es
una cadena de pulsos en forma de onda cuadrada. La tensión de respuesta de la batería es
una serie de respuestas transitorias en el dominio temporal que cambian de forma y de
valor de continua según se va descargando la batería.
A continuación tenemos la respuesta de una batería de plomo-ácido de 2.5 Ah para
un ensayo de impedancia a diferentes frecuencias:
Figura 11. Impedancia |Z| en función de la frecuencia para diferentes EDC. Nota: predis
es 100% de carga y _135m es el 0%.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Figura 12. Ángulo de desfase en función de la frecuencia para diferentes EDC. Nota:
predis es 100% de carga y _135m es el 0%.
EDC a partir del voltaje
La resistencia interna de las baterías plomo-ácido va variando en función de
diferentes parámetros, el más relevante es el estado de carga de la batería. A medida que
una batería se agota la resistencia interna crece por lo que la caída interna de tensión,
cuando circula intensidad a través de la batería, es mayor y como consecuencia la tensión
que se puede leer exteriormente decrece.
Si consideramos que la tensión de la batería es: Vi = E - Iri tomado como E la fuerza
electromotriz y ri la resistencia interna de la batería. Se puede ver como el voltaje de una
batería estará afectado por el estado de carga, la corriente y en cierta medida por la
temperatura que afecta la resistencia interna. De esa relación solo hay una incógnita que es
el estado de carga por lo que habrá que relacionar la tensión en bornes, la intensidad que
circula y la temperatura para poder hallar el estado de carga de la batería.
A continuación tenemos como ejemplo el comportamiento de unas baterías plomoacido de ciclo profundo modelo Trojan L-16W. Cada Trojan L-16W se compone de tres
celdas en serie con una capacidad de 350 Amperios hora cada una. Las gráficas obtenidas
se consiguen conectando seis celdas de las anteriores para conseguir 12 V.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Figura 13. Estado de carga en función de la tensión durante carga.
Figura 14. Estado de carga en función de la tensión durante descarga.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Estas gráficas relacionan el EDC de una batería con su voltaje y la intensidad que
circula para la carga y la descarga. Aunque esta característica es similar para todas las
baterías plomo-ácido según el modelo y propiedades presentará matices en la respuesta.
Este sistema permite una fácil implementación ya que sólo se requiere de un
voltímetro y un amperímetro. El método permite un cálculo inmediato del estado de carga
de la batería pero tiene el inconveniente que es algo impreciso y cuanto menor es la
intensidad que circula mayor es el error.
Método de retardo de tensión
Hay otro sistema que basa la averiguación del estado de carga de una batería
observando el voltaje. Se denomina método de retardo de tensión y se utiliza comúnmente
para baterías que están almacenadas o desconectadas de la carga.
En este método la batería está sujeta a una descarga temporal controlada y
posteriormente se observa la respuesta de tensión. En función del transitorio de
recuperación de la tensión se podrá caracterizar el estado de carga de la batería.
Contaje de Coulombs
Un método intuitivo para calcular el estado de carga es suponer que la batería es un
depósito en el cual entra y sale la carga. Esta carga nosotros la podemos medir en forma de
intensidad (coulombs/segundo) que circula a través de la batería. De esta manera si vamos
sumando lo que entra y restando lo que sale tendremos la cantidad de carga que queda
dentro de la batería. Matemáticamente se expresa de la siguiente manera:
I(t) es la intensidad de carga.
T
La carga total será Q = ∫ I (t )dt .
0
Es por lo tanto un sumatorio de la intensidad resultante de carga por cada
diferencial de tiempo.
n
Q = ∑ I (n)·∆t
i =0
Idealmente es un sistema correcto para calcular el EDC salvo por el inconveniente
que presenta derivas ya que realizamos una integración pura. Cada error en la lectura de la
intensidad se va acumulando, pudiendo llegar un punto en que el error acumulado sea
mayor en magnitud que la carga resultante.
Otro inconveniente es que no tiene en cuenta la no linealidad entre intensidad de
carga y la correspondencia en carga para la batería. Por lo que se deberán realizar
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MEMORIA DESCRIPTIVA
compensaciones según la temperatura y el régimen de carga y de descarga para conseguir
unos buenos resultados en la estimación del estado de carga.
Este sistema es bastante utilizado ya que la batería no requiere ser desconectada de
la carga para calcular el estado de carga. Por el contrario, a diferencia con otros métodos el
contaje de coulombs no nos permite conocer el estado de salud de la batería.
A la hora de implementar este método se nos presenta la necesidad de una
memoria. Como hemos visto la relación de partida es una integral lo cual requiere un
acumulador para el resultado del sumatorio de intensidades. Conseguirlo de forma
analógica será de complicada fiabilidad ya que los intervalos de integración son muy
largos por lo que la solución será una memoria digital.
A pesar de estos inconvenientes el sistema de contaje de coulombs es el método
tecnológicamente más abastable y con una principio de funcionamiento intuitivo. Además
se puede mejorar considerablemente la precisión del EDC calculado mediante las
adecuadas correcciones.
4.3. Implementación del método
El sistema elegido para hallar el estado de carga de un batería en una instalación
fotovoltaica es el contaje de coulombs aplicándole unas correcciones. Este método
necesitará como dato de partida la capacidad en ampere-hora y la carga inicial del
acumulador que se quiera monitorizar. A partir de aquí mediante un amperímetro
obtendremos la intensidad de entrada o salida a la batería para calcular su EDC.
Normalmente en el tipo de instalaciones donde se centra este proyecto aparecen una
serie de equipos que requieren conocer determinadas variables de la instalación. Entre
estas variables destacamos la intensidad que entregan los paneles fotovoltaicos y por otro
lado la intensidad dirigida al consumo.
Figura 15.
Estas dos lecturas de intensidad para nuestro propósito son del todo útiles ya que
tan sólo habrá que hacer la diferencia para saber que intensidad va a la batería.
En la utilización del método para hallar el EDC tenemos en cuenta la aplicación a
que son destinadas las baterías monitorizadas. Para nuestro caso, dentro de las aplicaciones
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fotovoltaicas autónomas podemos partir de unas premisas que nos ayudarán a concretar el
método, mejorar su eficacia y simplificarlo. Algunas particularidades de la utilización de
baterías en instalaciones fotovoltaicas autónomas son:
-
Descargas lentas, normalmente en C100
Intensidad máxima de carga limitada
Inexistencia de periodos largos de inactividad
Régimen de descarga y temperatura.
Como se ha mencionado, para conseguir una buena precisión con el método de
contaje de coulombs se ha de realizar una compensación en función de la intensidad que
circula por la batería. Esto se debe a que la intensidad de descarga y de carga no es
proporcional al nivel de carga almacenado o extraído, respectivamente, en la batería.
Normalmente la capacidad de una batería se expresa para una descarga en 10 horas.
Por lo que si estamos trabajando con una batería de de 200 Ah C10, significa que podrá
entregar 20 A durante 10 horas. Si cambiamos el régimen de descarga por otro más rápido
la capacidad eficaz de la batería se reducirá.
Figura 16. Capacidad de carga en función de la temperatura.
En la siguiente tabla podemos ver las capacidades de diferentes modelos de en
función del tiempo de descarga.
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Tipo
4 OPzV 240
8 OPzV 960
16 OpzV 2300
24 OPzV 3500
C1
C3
C5
C10
C100
1.67V/C 1.75V/C 1.77V/C 1.80V/C 1.85V/C
108
151
175
200
240
432
605
701
800
960
1035
1449
1679
2000
2300
1575
2205
2555
3000
3500
Tabla 8. Capacidades C1-C100 (20ºC). Serie A600 de Sonnenschein.
Además del régimen de descarga, la capacidad también se verá afectada por la
temperatura, este efecto se ve claramente en la figura 16.
Para poder hace un tratamiento sencillo se hará una linealización del efecto de la
temperatura sobre la capacidad. Tomaremos como referencia la representación de C10 que
es la que más se aproxima a nuestra aplicación. Tomaremos la temperatura de 25 ºC como
punto medio y partir de aquí haremos dos aproximaciones lineales de -15ºC hasta 25ºC y
de 25ºC a 40ºC.
En el primer tramo tenemos una reducción de 1% de la capacidad en cada grado por
debajo de 25 ºC. Mientras que para el segundo tramo se establece un incremento de 0.3%
de la capacidad por cada grado por encima de 25ºC.
Al igual que en la descarga durante la carga de la batería toda la intensidad que
entra no se convertirá en carga. A diferencia que en la descarga, la carga está controlada y
el régimen esta estandarizado. En este caso se establece un 7% de pérdidas producidas por
perdidas en los contactos y en la transformación química.
Cálculo tensión de flotación
La principal fuente de imprecisión en el cálculo de EDC para este método es la
acumulación de errores en la integración. Como solución se plantea la creación de un
“reset”. Al igual que si se tratase del depósito de gasolina de un vehículo convencional
podemos considerar que una vez se ha realizado un repostado completo la carga es del
100%. En el caso de las baterías cuando se haga una carga profunda se considerará que ha
alcanzado su máxima carga.
Los reguladores convencionales para conseguir una carga completa de la batería
elevan la tensión de carga hasta lo que denominamos tensión de carga profunda. Esta
tensión para una batería tubular abierta de plomo-ácido a 12V es igual a 14.70 V. Una vez
alcanzada la tensión de carga profunda se considera que la batería esta plenamente cargada
por lo que el regulador impedirá que entre más carga en el acumulador. Idealmente la
recarga del acumulador ya habría acabado y hasta que no se extrajera carga del mismo se
podría considerar que está al 100% de su capacidad. En la práctica vemos que no es así, ya
que la batería se va descargando lentamente debido a un proceso de autodescarga. Para
poder mantener la batería en su máxima carga se realizará un ciclo de flotación. Este
sistema consiste en poner en bornes de la batería una tensión apropiada para conseguir
contrarrestar la autodescarga.
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Normalmente para una temperatura de 20 ºC en una batería a 12 V la tensión de
flotación es de 13.38 V. Para los reguladores de carga estándar es difícil conseguir una
tensión fija por lo que se hará es mantener la tensión de la batería dentro de unos
márgenes: 14.40 V-13.80 V.
En consecuencia, nuestra aplicación realizará un seguimiento de la tensión de la
batería. Cuando detecte que se ha llegado a un carga profunda considerará que la batería ha
alcanzado su estado máximo de carga y se mantendrá en este mientras la batería esté
dentro del ciclo de flotación.
Un aspecto importante a tener en cuenta es la influencia de la temperatura sobre la
tensión de la batería. Para poder establecer correctamente la tensión de flotación se hará
una compensación en temperatura de -2mV/ºC/V tomando como temperatura de referencia
los 25ºC.
Figura 17. Tensión de flotación en función de la temperatura.
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Envejecimiento de la batería
Un factor importante a tener en cuenta a la hora de calcular el estado de carga es el
envejecimiento de la batería. Según la utilización que haya tenido el acumulador tendrá un
nivel de envejecimiento que repercutirá sobre la capacidad disponible en la batería. Este
efecto se ve claramente expresado en la figura 18, donde se muestra la relación de
capacidad extraíble en función del número de ciclos.
Figura 18. Profundidad de descarga en % de 10/h capacidad nominal en función del
número de ciclos.
Contabilizar el número de ciclos de carga y descarga es complicado y más en una
instalación basada en la energía solar donde rara vez se completará totalmente una
descarga. Como referencia se establecerá la realización de un ciclo de carga cuando el
acumulado de descargas en la batería sea equivalente a su capacidad nominal.
4.4. Adquisición de variables
Para poder llevar a cabo el cálculo del estado de carga de la batería será necesario
conocer el voltaje, la intensidad de entrada, la intensidad de salida y la temperatura de la
batería. A parte de estos datos también necesitaremos el nivel de radiación solar y el estado
del generador que nos permitirán completar la información necesaria para la gestión de la
instalación. Resumiendo, las variables necesarias para la gestión de la instalación solar
fotovoltaica son:
-
Tensión de batería
Intensidad producida
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-
Intensidad consumida
Temperatura de batería
Radiación solar
Estado del generador
Todas las variables a excepción del estado del generador son de tipo analógico por lo
que su adquisición se realizará con el sensor adecuado que transforme la magnitud en una
señal eléctrica. Veamos las características de las diferentes magnitudes:
Tensión de batería
Es una magnitud de gran importancia en una batería y su lectura es muy sencilla
puesto que es tensión. En los sistemas fotovoltaicos autónomos las tensiones de trabajo
habituales sonde 12, 24 y 48 voltios por lo que el rango general de esta variables es de 0 a
60 englobando a los tres tipos.
Intensidades
La intensidad producida es la que proviene de los paneles solares u otro equipo
auxiliar y entra en la batería. Por otro lado la intensidad consumida corresponde a la que se
dedica en los consumos conectados a la batería. El rango para la intensidad producida es de
0 a 255 A mientras que el de la intensidad consumida es de 0 a 255 A, con estos dos
valores se intenta abarcar todas las posibilidades dentro de las instalaciones fotovoltaicas.
Radiación solar
La energía solar es la principal fuente de energía en las instalaciones solares y se
manifiesta en forma de radiación luminosa. Esta radiación solar podrá ser medida mediante
un pequeño panel solar calibrado que responde de una manera conocida y delimita para
una determinada radiación.
Temperaturas
La temperatura de la batería es un factor determinante para el funcionamiento del
acumulador por lo que deberá ser constantemente monitorizado. La toma de datos se
realizará con sensores de temperatura que ofrecen una salida lineal de tensión en función
de la temperatura.
Estado del generador
El estado del generador vendrá marcado por la posición de un contactor accionado
con la tensión de salida del grupo electrógeno. De esta manera cuando el generador este en
marcha y produzca tensión excitará la bobina y cerrar el contacto dando un “1” que
significa generador encendido.
Como hemos visto tenemos hasta 6 variables en el sistema que debe ser adquiridas y
tratadas de forma específica, además, a partir de estas variables se deberán de calcular otras
magnitudes como es el estado de carga de la batería aplicando el contaje de Coulombs.
Todas estas acciones se han de llevar a cabo en un dispositivo específico dentro del sistema
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de gestión de la energía que se denominará centralita de adquisición. Las principales
características que debe cumplir la centralita de adquisición son: lectura de valores
analógicos, posibilidad de almacenamiento de datos, ejecución de operaciones aritméticas
y bajo consumo.
Para implementar la centralita de adquisición se plantean diferentes opciones como
pueden ser: los PCs industriales, los PLCs, microcontroladores o componentes discretos.
Los PCs industriales tienen toda la potencia de un ordenador doméstico pero con la
robustez necesaria para resistir las duras condiciones del lugar de trabajo que se exigen.
Con unas tarjetas de expansión podemos disponer de todo tipo de periféricos para
relacionarnos con el medio y con la memoria interna se podrán almacenar y procesar una
gran cantidad de datos. Como desventaja principal encontramos su elevado precio,
dimensiones y consumo energético. Estos aspectos se mejoran en los PLCs y los
microcontroladores que aunque dispongan de menos recursos ya alcanzarían un nivel
aceptable de prestaciones para este proyecto. Como diferencias entre el PLC y el
microcontrolador destacaremos la mayor facilidad de programación e implantación del
PLC. Por otro lado, el microcontrolador resultará más barato y se podrá alcanzar un grado
mayor de personalización puesto que se deberá diseñar gran parte de la interface con el
medio externo. Por último, se contemplan los componentes discretos que sin necesidad de
diseñar un software específico permitirán personalizar totalmente el dispositivo. Sin
embargo, nos encontramos que para ciertas aplicaciones más o menos complejas el diseño
exclusivamente con componentes discretos puede ser muy engorro e incluso imposible.
Intentaremos resumir las características de los diferentes sistemas en la siguiente tabla.
PC industrial
Alto
Coste
Alto
Tamaño
Media(Sw)
Complejidad
Flexibilidad diseño Bajo
PLC
Alto
Bajo
Baja(Sw)
Bajo
Microcontrolador
Bajo
Bajo
Media (Hw+Sw)
Media
Discretos
Medio
Medio
Alta (Hw)
Alta
Tabla 9. Comparación de controladores.
Para este proyecto se seleccionará el microcontrolador como dispositivo preferido
entre otros motivos por la gran flexibilidad que nos va a permitir en el diseño hardware sin
hacerlo excesivamente complicado como sucedería con el diseño mediante componentes
discretos. Además es fácilmente programable y con un gran abanico de periféricos
integrados que le dan una buena versatilidad, todo unido a un bajo coste, tamaño reducido
y bajo consumo energético con comandos como sleep o la desconexión de periféricos no
utilizados.
4.5. Comunicaciones
Una vez tenemos los diferentes elementos del sistema de gestión de energía se han de
emplazar dentro de la instalación fotovoltaica. Los relés de autogestión se colocan cerca de
la carga que deban controlar, mientras que la centralita de adquisición de datos se emplaza
próxima a la batería donde llevan las señales de los diferentes sensores. Estos dos
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dispositivos, centralita y relé, deben estar unidos para transmitir la información de la
instalación de uno a otro, gráficamente se puede expresar de la siguiente manera:
Centralita
de
adquisición
Relé 1
Carga 1
Relé 2
Carga 2
Figura 19. Esquema de distribución elementos.
Podemos ver como será necesario establecer una comunicación entre los diferentes
elementos del sistema de gestión. Dado que la distancia entre los diferentes elementos
puede ser grande se opta por la comunicación serie que aunque es más lenta necesitan
menos cableado. A parte del tipo de transmisión, dentro de las comunicaciones es
importante elegir el medio sobre el cual se realiza el envío de los mensajes. Existen una
gran cantidad de medios de transmisión que normalmente se agrupan en medios guiados y
no guiados. En este proyecto la comunicación se ha de establecer entre la centralita de
adquisión y los relés de autogestión, lo cuales se distribuyen por la instalación eléctrica.
Esta distribución es flexible, y como se comento, descentralizada por lo que la utilización
de un medio guiado en la comunicación puede significar un alto coste en su instalación.
Por lo que tan soóo queda pensar una distribución de las comunicaciones de forma
inalámbrica, es decir, con un medio no guiado basado en infrarrojos o radiofrecuencia.
Pero este sistema presenta a su vez otros inconvenientes, en el caso de los infrarrojos las
comunicaciones se han de realizar en un espacio abierto, condición difícil en una vivienda.
Por otro lado, las comunicaciones por radio frecuencia, aunque también presentan este tipo
de problemas es menos acusado y su principal inconveniente es el elevado coste que
presentan y la necesidad de un complejo sistema de recepción y emisión con la
implementación de una antena.
Como alternativa para conseguir una comunicación óptima recurriremos a la
utilización de un medio poco común y es que a pesar de ser un medio guiado lo tendremos
disponible para cualquier carga que conectemos. Se trata de utilizar la línea de distribución
eléctrica de la instalación como soporte para enviar los mensajes entre dispositivos. En
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cualquier ubicación de la instalación de una manera rápida y sin preinstalación
conseguiremos un punto de acceso para establecer las comunicaciones.
Partiendo del sistema de comunicaciones elegido tendremos que encontrar la interficie
que nos relaciones el medio de comunicaciones con el emisor y el receptor. El medio
afectará mucho a la transmisión de las señales y en mayor medida si la información se
envía en series de bits. Por lo tanto hemos de modular la señal que enviamos con la
información desde el emisor al receptor. La modulación consistirá en enviar una señal
adaptada a las particularidades del medio. Normalmente, se utilizará una señal portadora de
forma senoidal que contendrá incorporada mediante una modulación apropiada la
información que se quiere enviar. El dispositivo que se encargará de modular y más tarde
demodular la señal para introducir y extraer respectivamente la información de la señal
portadora es el MODEM.
De dispositivos MODEM disponemos de una gran gama en función del principio de
funcionamiento, aplicación y prestaciones que ofrezca. Para este proyecto será necesario
un MODEM que permita la transmisión de información a través de la red eléctrica
doméstica que cumpla la reglamentación exigida. Después de buscar entre los fabricantes
más importantes de componentes electrónicos se han encontrado dos circuitos integrados
que cumplen las propiedades exigidas: TDA5051A de Philips y ST7537HS1, ST7538 de
SGS-Thomson.
TDA 5051A
El TDA5051A es un MODEM integrado dedicado a la transmisión de información a
través de la red eléctrica domestica. Utiliza la modulación de amplitud (ASK) para
transmitir a una velocidad de 600 o 1200 baudios. Necesita una alimentación única de +5
V y esta disponible en un encapsulado SO16. El MODEM solo necesitará unos pocos
componentes electrónicos externos para realizar un circuito operativo. Generará una
portadora con una frecuencia de 132.5 kHz con un cristal oscilador de 8.48 MHz.
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Figura 20. Diagrama de bloques TDA 5051A.
Se ha de destacar de este circuito su gran sencillez de funcionamiento que se refleja en
un encapsulado de tan solo 16 patas. Además comercialmente esta disponible y este
integrado se puede conseguir en RS componentes por un coste de 9,36 euros.
SÍMBOLO PIN
DESCRIPCIÓN
1
Entrada
datos digital
DATA IN
2
Salida datos digital
DATA OUT
VDDD
3
Tensión alimentación
CLKOUT
4
Salida reloj
DGND
5
Tierra digital
SCANTEST 6
Entrada test
OSC1
7
Entrada oscilador
OSC2
8
Salida oscilador
APGND
9
Tierra amplificador
TXOUT
10 Salida señal analógica
VDDAP
11 Alimentación amplific.
AGND
12 Tierra analógica
VDDA
13 Alimentación analógica
RXIN
14 Salida señal analógica
PD
15 Desconexión
TEST1
16 Entrada test
Tabla 10. Asignación de pine en TDA 5051A.
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Figura 21.TDA 5051AT.
ST7537HS1
El ST7527HS1 es un MODEM half duplex asíncrono con modulación de frecuencia
(FSK) diseñado para las comunicaciones a través de la rede eléctrica doméstica. Al igual
que el TDA5051A cumple con las especificaciones EN 50065-1 marcadas por CELENEC.
Funciona con una alimentación de +10 V y una de +5 V para el microcontrolador
digital asociado. Se une a la red eléctrica con un driver y un transformador de fácil montaje
y disponibilidad. La transmisión se realiza sobre una portadora de 132.45 kHz y la régimen
de transmisión es de 2400bps.
Este MODEM dispone de más funciones que el anterior modelo como detector de
portadora, entrada de watch-dog y entrada de reset desde el microcontrolador. Todas estas
características extra repercuten sobre el número de patas del integrado. El ST7537 tiene 28
pines y viene presentado en un encapsulado PLCC28.
Este circuito integrado también esta disponible en el RS componentes con un coste de
13,11 euros.
Figura 22. Encapsulados
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ST7538
Es un integrado de que ha aparecido recientemente en el mercado. Su principio de
funcionamiento se fundamente en su predecesor ST7537HS1 cubriendo la necesidad de
enviar información modulada en frecuencia por la red eléctrica doméstica pero con un
mayor nivel de prestaciones. El MODEM es half-duplex pero la interface es programable
pudiendo trabajar de forma síncrona o asíncrona. Tiene integrado un regulador lineal de
tensión de 5 V. El funcionamiento del integrado esta controlado por un registro interno que
puede ser programado a través de una interface síncrona serie. El MODEM se podrá
programar para trabajar en 8 frecuencias diferentes y permitirá una velocidad de
transmisión de hasta 4800 BPS. Además de las funciones propias del ST7537HS1 también
dispone de un detector de paso por cero de la señal de la red para la sincronización y
detector de la banda en uso.
Este modelo vendrá en un encapsulado TQFP con 44 patas. Y de momento, no se
encuentra disponible en los distribuidores habituales de componentes electrónicos.
La gama de MODEM en circuitos integrados no es muy extensa pero claramente
cubren las necesidades dentro de una comunicación dentro de una red eléctrica doméstica.
En nuestro caso la información que deberemos de transmitir no es grande y no se
necesitaran de velocidades de transmisión elevadas. Un factor relevante en las
comunicaciones PLC es, como hemos visto, la impedancia de línea. En el caso de nuestras
instalaciones este parámetro está bastante controlado ya que la red eléctrica está aislada de
la red general y delimitada en aplicaciones. De esta manera, no será necesario un sistema
excesivamente complejo de comunicaciones y con una modulación en amplitud ya será
suficiente. El MODEM TDA5051A es el más versátil ya que sólo necesita una tensión de
alimentación y el montaje sobre circuito impreso será menos complejo. El coste del
circuito también será un punto a favor y su más extendida disponibilidad que para los otros
modelos disponibles de MODEM.
Como hemos visto la transmisión PLC se realiza a través de la red eléctrica, esto
significa que se deberá de establecer una comunicación serie entre los dispositivos. La
distribución será de tipo bus ya que la única línea de transmisión será común para todos los
dispositivos.
Existe una gran cantidad de protocolos para la transmisión de información a través de
la red eléctrica de ámbito doméstico. La gran mayoría de estos sistemas están pensados
para instalaciones muy avanzadas para cubrir unas necesidades de información y
automatización grandes. Esto se traducirá un protocolo complejo y un hardware sofisticado
que cubra los bps necesarios que repercutirá a su vez en el coste de equipo.
El protocolo más simple de todos es el X10 que fue el pionero dentro de las
comunicaciones PLC. Al contrario que el resto de protocolos este no llega a cubrir las
necesidades especificas del proyecto propuesto. Por este motivo se plantea un protocolo
específico que cubra los requisitos del sistema de comunicación y al mismo tiempo sea la
forma más sencilla de implementar.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
En el equipo de gestión sólo la centralita de adquisición envía información por la línea
y los demás la reciben. La información se enviará en ráfagas y se compondrá por un byte
de identificación más 6 bytes de datos. Entre envío y envío se realizará una pausa para
tratar la información y a continuación se volverán a enviar los registros con los valores
actuales de las magnitudes.
Byte Nº
Datos
0
Identificación inicio de trama
1
Estado de carga de la batería (%)
2
Tensión de batería (V)
3
Intensidad producida (%)
4
Intensidad consumida (%)
5
Zona Hor., Estado Gen
6
Radiación
Tabla 11. Descripción de bytes enviados.
La cantidad de información que se debe enviar desde la centralita a los relés de
autogestión son 7 registros de 8 bits. Puesto que cada registro se envía desde la USART del
microcontrolador deberemos añadir un bit de inicio, uno de paro y otro bit más para la
paridad. Por lo tanto, cada transmisión supone un coste de 8 bits de datos más 3 de
información adicional. En total teniendo en cuenta los siete registros tenemos que enviar
por cada secuencia de transmisión 77 bits.
Consideramos que la información se ha de enviar con una frecuencia suficiente como
para que los relés dispongan del estado de la instalación lo más actualizado posible pero
evitando que puedan recibir información incorrecta debida a perturbaciones momentáneas
en la instalación. Puesto que la información se debe procesar en la centralita de gestión
para conseguir unos datos fiables y puesto que la respuesta de los relés puede estar
retardada hasta en 2 minutos, tomaremos como tiempo óptimo entre trasmisiones 2
segundos. Es decir, cada 2 segundos la centralita de adquisición enviará una ráfaga de
datos que serán leídos por los diferentes relés de la instalación.
A parte de la frecuencia con la que se envían los datos también se ha de tener en
cuenta a que velocidad se envía la información. Dado que se han de enviar 77 bits en un
máximo de 2 segundos podríamos transmitir a velocidades inferiores a 100 baudios. En
nuestro caso tenemos un MODEM que nos permite hacer transmisiones con una velocidad
típica de 600 baudios y de hasta 1200 baudios como máximo. En este caso puesto que no
es necesaria una velocidad muy elevada de transmisión y permitiendo al MODEM que
trabaje de una manera más cómoda optaremos por una velocidad de 300 baudios.
Un error que se puede producir en la transmisión de datos es la alteración de la
información enviada por distorsiones o interferencias en el medio de transmisión. Como
consecuencia la información que llega al receptor será incorrecta. La solución que se
adoptará será enviar en cada byte un bit extra llamado bit de paridad que nos permitirá
comprobar el estado de cada byte individualmente. En el caso que se produzca un error y el
bit de paridad no coincida con el bit de paridad calculado en el receptor se descartará la
información recibida. Puesto que la información no es relevante se esperará hasta el
siguiente ciclo de transmisiones para recibirla.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
5. Descripción del programa de gestión
Tanto en la centralita de adquisición como en el relé de autogestión tenemos un
microcontrolador que debe ser programado para llevar a cabo la misión encomendada. El
programa consistirá en un conjunto de instrucciones que el microcontrolador ejecutará de
manera lineal para conseguir el propósito deseado. Antes de escribir las instrucciones o
comandos específicos para el microcontrolador haremos una descripción del programa.
5.1. Centralita de adquisición
La centralita de adquisición tiene como misión mantener informados a los relés de
autogestión sobre el estado de la instalación fotovoltaica, de manera que estos puedan
llevar a cabo las tareas de gestión de las cargas. Para generar esta información, la centralita
debe adquirir los valores de las magnitudes básicas de la instalación. Posteriormente,
mediante el procesado de estas variables se obtiene una información más útil que se
enviará a los relés. Las variables básicas a partir de las cuales la centralita de adquisición
calculará los parámetros que determinan el estado de la instalación son las siguientes:
-
Tensión de trabajo para la instalación
Capacidad en C10 de la batería de la instalación
Intensidad máxima de placas
Intensidad máxima de consumo
Tensión de batería
Intensidad producida
Intensidad consumida
Temperatura de batería
Radiación solar
Estado del generador
Como veremos más adelante algunas de estas variables se deberán adquirir mediante
sensores colocados en la instalación solar y otras deberán ser configuradas por el usuario.
A partir de estas variables mediante operaciones aritméticas y la aplicación de algoritmos
la centralita conseguirá otras variables indirectas de la instalación. Estas nuevas variables
serán de mayor utilidad para la gestión de las cargas y no será necesario realizar más
tratamientos para poder utilizarlas en los relés de autogestión. A continuación, tenemos una
enumeración de estas variables secundarias obtenidas del procesado de las variables
principales:
-
Estado de carga de la batería
Intensidad producida expresada de forma relativa
Intensidad consumida expresada de forma relativa
Ciclo de flotación
Zona horaria
Para realizar estas funciones la centralita contendrá un programa que permitirá el
correcto funcionamiento del microcontrolador que es el corazón de la centralita de
adquisición. Podemos hacer una enumeración de las diferentes etapas que sigue el
programa de la centralita: inicialización, adquisición de datos, procesamiento de datos y
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MEMORIA DESCRIPTIVA
envío de información a los relés. Para verlo de una forma más gráfica tenemos el siguiente
esquema donde se ve el funcionamiento del programa principal en la centralita.
Inicialización de
puertos y TIMERs
Inicialización
interrupciones
Inicialización
parámetros de la
instalación
Inicialización
comunicaciones
Inicialización
conversor
analógico/digital
Adquisición de
variables
Actualización
estado de carga
batería y variables
No
¿Inicio
comunicación?
Sí
Enviar trama
Figura 20. Esquema del programa principal.
Inicialización de puertos y Timers
La primera acción del programa de la centralita de adquisición consiste en inicializar
los puertos del microcontrolador de manera que se configuran como entradas o salidas. La
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MEMORIA DESCRIPTIVA
inicialización es necesaria debido a que los pines del microcontrolador tienen una gran
funcionalidad y permiten diferentes configuraciones. De esta manera se deberán configurar
los puertos y en concreto los pines según la misión que lleven a cabo siendo de tipo digital
o analógico y si es entrada o salida.
Del mismo modo también se deberá configurar el Timer0 que nos permitirá crear una
referencia de tiempo para el refresco de los displays 7 segmentos, del inicio de
comunicaciones y la creación de retardos. También se inicializa el Timer1 que utilizaremos
para calcular el incremento de tiempo (? t) entre actualizaciones de la carga de la batería.
Inicialización de interrupciones
Una vez tenemos todo el hardware configurado se puede comenzar a ejecutar la parte
del programa más dedicada a la aplicación de la centralita de adquisición. Para ello
habilitaremos las interrupciones de manera que el Timer0 podrá comenzar a generar
eventos y los displays ya serán operativos.
Inicialización de los parámetros de la instalación
Después de la primera secuencia de inicialización, el microcontrolador ya es operativo
y nos va a permitir configurar los parámetros de la instalación: tensión de trabajo, la
capacidad de la batería, la intensidad máxima de la instalación y la intensidad máxima de
consumo. Estos parámetros son la base para el cálculo del estado de carga de la batería y
para la gestión de la instalación. Dado que cada instalación es diferente o que incluso una
misma instalación pueda cambiar su configuración han de ser susceptibles a poder ser
cambiados. Por lo tanto, durante la inicialización de los parámetros de la instalación se
permitirá al usuario introducir unos nuevos valores de los parámetros en caso de que sean
diferentes de los que tiene preestablecidos por defecto la centralita de adquisición.
Inicialización de comunicaciones y conversor analógico/digital
Para poder establecer las comunicaciones se deberá configurar la USART del
microcontrolador y de igual manera se hará con el conversor analógico-digital para
adquirir las variables de la instalación fotovoltaica. A partir de este momento todos los
periféricos del microcontrolador están preparados para funcionar y la centralita dispone de
la información relativa a las características de la instalación. Por lo tanto, la centralita
comenzará ha adquirir las variables del sistema, calcular el estado de carga de la batería y
finalmente enviar los datos obtenidos.
Adquisición de variables y actualización del estado de carga de la batería
La tarea principal del microcontrolador en la centralita será adquirir las variables de la
instalación. A partir de estos datos se calculará el estado de carga de la batería y cada cierto
tiempo se procederá ha enviar la información a través del sistema de comunicaciones para
que los relés de autogestión puedan conocer el estado de la instalación. Tanto la
adquisición de variables con el conversor analógico-digital como la transmisión de
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MEMORIA DESCRIPTIVA
información a través de la red eléctrica se efectuará mediante la técnica de polling o espera.
Este procedimiento es correcto porque el tiempo de envío de datos es pequeño y no se
interrumpe de manera importante la adquisición de variables.
Interrupción Timer0
Además del programa principal también tenemos una rutina de servicio a la
interrupción que se ejecutará para cada interrupción del Timer0. Esta rutina se puede
ejecutar en cualquier momento, interrumpiendo al programa principal, por lo que en cierta
manera se puede considerar como si se ejecutará de forma paralela al programa principal.
Esta rutina se ejecutará de manera periódica de manera que se utiliza como una base de
tiempo fija para marcar el momento en los que se ejecutan o se inician determinadas
funciones. En este caso, cada vez que entre en la rutina se hace el refresco del display siete
segmentos y se establece el momento para iniciar las comunicaciones.
El refresco de los displays es una acción crítica y se debe ejecutar periódicamente y sin
retardo puesto que sino aparecerán parpadeos y malas visualizaciones en los displays. Por
este motivo se opta por la utilización de interrupciones y garantizar la ejecución de la
rutina de refresco del display.
A continuación, tenemos el diagrama de flujo del programa principal y la rutina de
interrupción asociada al Timer0 del microcontrolador en la centralita de gestión.
Interrupción
TIMER 0
Refresco display
¿Transmisión
datos?
No
Sí
Iniciar
comunicaciones = 1
Fin interrupción
Figura 21. Esquema de la rutina de interrupción Timer0.
Ahora entraremos más en detalle para cada bloque del diagrama del programa de la
centralita de adquisición viendo las acciones que se agrupan en cada función.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
5.1.1. Inicialización de puertos y TIMERs
El microcontrolador que utilizaremos en este proyecto permite diferentes funciones
para una misma patilla pudiendo, por ejemplo, convertirse en una entrada analógica o en
una salida digital con niveles TTL. Por este motivo antes de comenzar a utilizar el
microcontrolador PIC se deberán configurar los puertos utilizados en la aplicación. En el
caso del de la centralita de adquisición necesitaremos entradas analógicas y digitales
además de salidas digitales.
Para poder contabilizar las entradas y salidas necesarias haremos una enumeración de
los requisitos necesarios según las especificaciones para la centralita de adquisición. Por un
lado se debe adquirir las siguientes variables de tipo analógico:
§ Tensión de batería
§ Intensidad producida
§ Intensidad consumida
§ Temperatura de batería
§ Radiación solar
Por lo tanto, vemos que son necesarias 5 entradas analógicas que el PIC utilizado en la
centralita deberá disponer. En el caso de las entradas digitales se restringen a la señal del
generador y de los pulsadores, en total 5 entradas digitales:
§ Estado del generador
§ Pulsador 1
§ Pulsador 2
§ Pulsador 3
§ Pulsador 4
Finalmente, se tienen en cuenta las salidas que en caso de la centralita serán utilizadas
para controlar los display 7 segmentos y los leds indicadores. Los displays 7 segmentos
están multiplexados, esto quiere decir que comparten las mismas señales de datos pero sólo
estarán habilitados en función de la señal de control. Todo el conjunto display y leds se
traduce en 14 salidas digitales de tipo TTL.
§ Segmento 1
§ Segmento 2
§ Segmento 3
§ Segmento 4
§ Segmento 5
§ Segmento 6
§ Segmento 7
§ Punto decimal
§ Control display 1
§ Control display 2
§ Control display 3
§ LED 1
§ LED 2
§ LED 3
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Partiendo de estos requisitos tendremos que determinar que puerto del
microcontrolador es el adecuado para la aplicación y configurarlo en consecuencia como
entrada o salida. En los microcontroladores PIC la designación de las propiedades de cada
puerto se realizará mediante los registros dedicados de cada puerto, normalmente con los
registros TRIS.
Como hemos visto el Timer0 se encargará de generar interrupciones con el fin de
establecer una referencia de tiempos para la ejecución periódica de unas rutinas. Para ello
se deberá configurar apropiadamente el Timer0 y habilitar la generación de interrupciones
con el periodo deseado.
El Timer1 se utiliza en la implementación del método para encontrar el estado de
carga de la batería. Para hallar el estado de carga de la batería nos basamos en el cálculo
discretizado de la carga que entra o sale de la batería a partir de la lectura de intensidad.
Por este motivo, será necesario conocer el intervalo de tiempo que ha pasado entre una
lectura y otra de manera que el cálculo de la carga sea lo más exacto posible. En la
siguiente ecuación se puede ver el cálculo de la carga donde aparece el incremento de
tiempo (?t) que debe contar el Timer1
n
Q = ∑ I (n)·∆t
i =0
5.1.2. Inicialización de los parámetros de la instalación
Como sabemos la centralita de adquisición tiene como principal misión calcular el
estado de carga de la batería y transmitir a los relés de autogestión el estado de la
instalación fotovoltaica. El primer paso es introducir en la centralita los parámetros de la
instalación que utilizará posteriormente para calcular el estado de la instalación. Los
parámetros necesarios son:
•
•
•
•
Tensión de trabajo de la instalación (12 V,24 V,48 V)
Capacidad en C10 de la batería de la instalación. (0 – 2550 Ah)
Intensidad máxima de placas (0 – 255 A)
Intensidad máxima de consumo (0 – 255 A)
Estos valores sólo pueden introducirse en la centralita cuando se enciende, si fuera
necesario cambiarlos se debería resetear el dispositivo. La necesidad de cambiar los
valores será poco habitual puesto que los parámetros de la instalación cambiarán sólo
cuando sufra alguna remodelación importante. El programa cargará unos valores de los
parámetros por defecto y esperará a que el usuario acepte estos valores o los modifique
según sea necesario. Si se sobrepasa el tiempo de espera el programa tomará los valores
por defecto y acaba la fase de configuración.
Para introducir estos valores no serviremos de tres pulsadores que permitirán
seleccionar y modificar los parámetros y de 3 displays de siete segmentos para
visualizarlos. El botón 1 sirve para pasar de un parámetro a otro: capacidad batería en C10
à intensidad máxima placas à intensidad máxima consumo. Por su parte los botones 2 y
3 sirven para incrementar o decrementar el valor del parámetro seleccionado. El siguiente
esquema representa el funcionamiento de la función para inicializar los parámetros de la
instalación.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Inicialización
parámetros
Sí
Incrementar
parámetro
Sí
Decrementar
parámetro
¿Pulsador 2?
No
¿Pulsador 3?
No
No
¿Pulsador 1?
Sí
Siguiente
parámetro
No
¿Último
parámetro?
Sí
Fin
Figura 22. Esquema de la configuración de parámetros.
Vemos como sólo existe la posibilidad de avanzar hacia delante en la selección de
parámetros y una vez se ha aceptado su valor, pasando al siguiente o acabando la
inicialización, no se puede retroceder. Puesto que los parámetros son pocos y los valores
no son variables a lo largo del tiempo, en el caso que se quiera modificar uno anterior al
que nos encontramos en el momento de la configuración se deberá reiniciar el equipo.
5.1.3. Inicialización de comunicaciones y conversor analógico/digital
Para establecer las comunicaciones entre la centralita de adquisición y los relés de
autogestión se necesitará utilizar la USART del microcontrolador. USART significa
“Addressable Universal Synchronous Asynchronous Receiver Transmitter” y nos va a
permitir establecer comunicaciones serie síncronas o asíncronas entre dispositivos. En el
caso de la centralita la USART se deberá configurar como un transmisor asíncrono que
transmita a una velocidad apropiada para la red y envíe un bit de paridad junto a la
información.
Las comunicaciones se establecen de manera unidireccional, desde la centralita hasta
los relés de autogestión. Esto significa que la centralita funcionará siempre como emisor
por lo que en consecuencia la USART del microcontrolador ser configurar como
transmisor.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Al igual que el resto de periféricos utilizados, el conversor analógico/digital tiene que
ser configurado para poder trabajar correctamente y obtener los resultados esperados.
Según hemos visto, por las variables analógicas que se deben adquirir el número total de
canales que serán necesarios en el conversor analógico/digital es de 5. Además será
necesario disponer de una resolución mínima de 10 bits para conseguir una precisión
óptima en las lecturas realizadas.
5.1.4. Adquisición de las variables
Una vez tenemos el conversor analógico digital operativo podemos empezar a adquirir
las variables del sistema. Esta tarea se hará por encuesta, es decir, se solicitará al conversor
el valor de una determinada entrada analógica y hasta que no haya finalizado el proceso de
conversión no se hará otra tarea. Durante este proceso se adquieren las variables de tipo
analógico por lo que se realizará la conversión analógica de los 5 canales. Dado que la
conversión no se puede realizar de forma simultánea deberemos recorrer los diferentes
canales del conversor analógico/digital. A continuación, tenemos el diagrama de bloques
en que se puede ver la secuencia de adquisición de las variables analógicas para los
diferentes canales.
Inicio
Canal analógico = 0
Iniciar nueva
conversión
No
¿Fin
conversión?
Sí
Guardar resultado
No
¿Último
canal?
Incrementar canal
analógico
Sí
Canal analógico = 0
Fin
Figura 23. Esquema de la adquisición de señales analógicas.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
5.1.5. Actualización del estado de carga de la batería y variables del sistema
Dentro de este proceso tenemos diferentes funciones que irán recalculando los
parámetros de la instalación con el fin de mantenerlos actualizados. A grandes rasgos
podríamos subdividir la función en tres subfunciones: cálculo de la zona horaria, cálculo de
máxima carga y actualización del estado de carga.
El primero de estos cálculos sirve para determinar la zona horaria en que nos
encontramos teniendo en cuenta la radiación solar presente y el valor anterior de zona
horaria. En el siguiente diagrama vemos el funcionamiento de esta función con la
implementación de la histéresis.
Inicio
Sí
¿Radiación
solar < 100?
¿Zona diaria
= día?
No
No
No
¿Radiación
solar > 200?
Sí
Sí
Zona diaria = Noche
Zona diaria = Día
Fin
Figura 24. Esquema del cálculo de la zona horaria.
La siguiente función que se realizará consistirá en determinar el punto de máxima
carga de la batería que nos sirve como reset para el método de cálculo de estado de carga.
Para ello se observará que se alcanza la tensión de carga profunda y que posteriormente se
mantiene la tensión en el rango de tensión de flotación.
Puesto que la centralita puede ir conectada a instalaciones con diferentes voltajes,
después de compensar la tensión leída en función de la temperatura se determina en que
rango de tensión trabajamos: 12 V, 24 V ó 48 V. Esta selección de rango se hace teniendo
en cuenta la configuración que a hecho el usuario al iniciar la centralita. En función de la
tensión de trabajo se seleccionarán los valores de tensión de carga profunda y tensión en
ciclo de flotación para la tensión de trabajo de la instalación.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Posteriormente observaremos que se haya alcanzado en algún momento la tensión de
carga profunda, en ese caso, si la batería está en un ciclo de flotación indicará la máxima
carga de la batería. En el siguiente esquema se puede ver con más detalle el diagrama de
bloques de esta función.
Inicio
Calcular corrección
temperatura
Obtener VBat
Sí
¿Vinst = 48?
No
No
¿Vinst = 24?
Sí
V profunda = 14.7
V flotación = 13.8
V profunda = 29.4
V flotación = 27.6
Sí
¿VBat >
Vflotación?
Sí
¿Carga
profunda = 1?
No
V profunda = 44.1
V flotación = 41.4
No
¿VBat >
Vprofunda?
Carga profunda = 0
Carga batería = 100%
No
Sí
Carga profunda = 1
Fin
Figura 25. Diagrama de bloques del cálculo de la carga máxima.
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Finalmente, se procede a la actualización del estado de carga de la batería mediante la
implementación del método del contaje de Coulombs. El primer paso es calcular la
intensidad de batería y determinar las correcciones que se deben aplicar en cada caso.
Conociendo el valor de la intensidad de la batería se parará el Timer1 y se leerá el valor
almacenado que nos permitirá calcular la carga de la batería instantánea y se volverá a
conectar Timer1 borrando el valor acumulado. A continuación, se sumará el valor
instantáneo de carga con la carga total acumulada y mediante la corrección de temperatura
apropiada se calculará el estado de carga actual de la batería.
Inicio
Lectura intensidad
batería
Sí
¿IBat > 0?
No
No
¿|IBat| >
IDesc C20?
Corrección para
intensidad de carga
Sí
Corrección para
intensidad descarga
lenta
Corrección para
intensidad descarga
rápida
Apagar Timer1
Calcular Q
instantánea
Encender Timer1
Cálculo Q Total
Calculo del EDC
corregido en temp.
Fin
Figura 26. Diagrama de bloques del cálculo del estado de carga de la batería.
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5.1.6. Enviar trama
El envío de tramas se realiza mediante polling por lo que mientras se envía una trama
el microcontrolador se espera a que acabe y no hace nada más. Dado que la USART envía
la información de byte en byte y que cada trama de datos se compone diferentes grupos de
bytes se deberá realizar una función que observe el estado de la USART y coloque los
bytes que se deben enviar en cada momento. A continuación, vemos el esquema de la
rutina para envío de una trama realizada por el método de espera.
Enviar trama
¿Número
bytes = 0?
Sí
No
No
Calcular paridad
Calcular paridad
Enviar byte de
datos
Enviar byte
identificación
Incrementar número
de bytes enviados
Número bytes = 1
¿Byte
enviado?
Sí
No
¿Último byte
de datos?
Sí
Número bytes = 0
Apagar USART
Fin enviar trama
Figura 27. Esquema de la rutina al servicio de la interrupción de la USART durante el envío.
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5.2. Relé de autogestión
El relé de autogestión será el dispositivo último encargado de la gestión de las cargas
dentro de la instalación. Cada relé determinará si la carga asociada esta conectada o
desconectada del suministro eléctrico. Para llevar a cabo la gestión, los relés estarán
configurados en función de la carga que tengan conectada y dispondrán de información
acerca de la instalación. La configuración de los relés viene dada por el usuario de la
instalación fotovoltaica, mientras que la información de la instalación, se recibe a través
del bus de comunicaciones procedente de la centralita de gestión. Veremos seguidamente
el esquema del programa que permite al relé gestionar la carga conectada.
Inicialización
puertos y TIMER
Inicialización
comunicaciones
Asignación de
valor de retardo
Leer parámetros
de gestión
Leer variables
instalación
Actualizar estado
relé
Figura 28. Esquema del programa principal en el relé.
Inicialización de puertos y Timers
Antes de utilizar el relé de autogestión se deberán seleccionar los parámetros de
gestión que tiene asignados el relé en función de la carga que tenga que controlar. Como ya
vimos estos parámetros vienen definidos por las posiciones de los interruptores conectados
al microcontrolador del relé de autogestión, los cuales, deben ser configurados por el
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usuario. Cuando conectamos el relé a la alimentación el primer paso consiste en inicializar
los puertos definiéndolos como entradas o salidas y activar el Timer0 del
microcontrolador. Al igual que en la centralita después de esta inicialización el
microcontrolador estará preparado para interactuar con los dispositivos externos y gracias
al Timer0 podremos gestionar retardos dentro del propio programa del relé.
Inicialización de la USART y asignación de valor de retardo
Para recibir las información procedente de la centralita de adquisición se procede a la
inicialización y activación de la USART. Dado que las comunicaciones se realizan por
interrupción no será necesario realizar ningún tipo de encuesta sobre el estado de la
USART en el programa principal.
Por otro lado, para resolver la problemática de simultaneidad en el funcionamiento de
los relés de autogestión que podía provocar una desconexión y conexión brusca en las
cargas, se decidió introducir unos retardos variables para cada relé. Estos retardos estarán
definidos por un valor diferente para cada relé que se elige de manera aleatoria durante la
inicialización del relé en la función para la asignación del retardo.
Actualización del estado del relé
La rutina principal se encargará de determinar el estado del relé, conectando o
desconectando la carga asociada. Su funcionamiento se divide en tres pasos: lectura de
parámetros de gestión, lectura de variables en la instalación y actualización del estado del
relé. La primera fase consiste en acceder a los puertos conectados a los interruptores y leer
la configuración que se almacenará en memoria de una forma ordenada para poder trabajar
con ella de forma más sencilla. Del mismo modo se hará con la información de la
instalación recibida a través de la USART procedente de la centralita de adquisición. Una
vez que el microcontrolador conoce la configuración del relé y dispone de la información
procesada y enviada por la centralita ya es posible actualizar el estado del relé y decidir si
se activa o desactiva la carga.
5.2.1. Comunicación
En paralelo al programa principal tenemos la gestión de las comunicaciones que
funcionan por interrupción. Cada vez que la USART del microcontrolador reciba una
transferencia se activará la interrupción asociada a la recepción de la USART y se
ejecutará la rutina de atención a la interrupción que tratará la información. De esta manera
se libera al programa principal y la recepción de información se gestiona de manera
autónoma según las necesidades de la transmisión de datos entre los dispositivos de la
instalación. En el siguiente esquema tenemos el diagrama de bloques para la rutina de
atención a la interrupción de la USART en el relé de autogestión.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
Interrupción
USART (recepción)
¿Número
bytes = 0?
No
Comprobar paridad
byte recibido
Sí
¿Identificador
de trama?
No
Sí
Número bytes = 1
No
¿Paridad
correcta?
Sí
Guardar dato
Incrementar número
de bytes recibidos
Sí
Número bytes = 0
¿Ultimo byte
de datos?
No
Fin interrupción
Figura 29. Esquema de la rutina al servicio de la interrupción de la USART durante la recepción.
5.2.2. Inicialización de puertos I/O
Del mismo modo que en la centralita, en el relé de autogestión tenemos que los
puertos del microcontrolador tienen una gran versatilidad y pueden desempeñas diferentes
funciones. Para poder satisfacer los requisitos de funcionamiento de los relés, los puertos
deberán ser configurados apropiadamente.
Para poder conocer las necesidades que debe cubrir el microcontrolador y cual será la
configuración que aplicaremos a sus puertos veremos las especificaciones del relé de
autogestión. Primeramente, observamos que el relé recibe mediante entradas digitales los
parámetros para la gestión de las cargas. Esta configuración viene marcada por la posición
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MEMORIA DESCRIPTIVA
de unos selectores de modo de tipo binario por lo que cada posición necesitará una entrada
en el microcontrolador. Los modos que tiene el relé de autogestión son:
Modo funcionamiento:
§ Función automática día.
§ Función automática noche.
§ Función automática día-noche
§ Función manual ON.
§ Función manual OFF.
Inversor
§ Modo inversor desactivado
§ Conectar si es inferior al 25% de la potencia nominal máxima.
§ Conectar si es inferior al 40% de la potencia nominal máxima.
§ Conectar si es inferior al 50% de la potencia nominal máxima.
Batería
§ Modo batería desactivado
§ Desconectar si la batería esta por debajo del 40% de su capacidad.
§ Desconectar si la batería esta por debajo del 30% de su capacidad.
§ Desconectar si la batería esta por debajo del 20% de su capacidad.
§ Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo de flotación.
§ Conectar si la batería ha alcanzado un ciclo de flotación y entra energía en la
batería.
Generador
§ Modo generador desactivado.
§ Solo se activa cuando funciona el grupo.
Si utilizáramos un selector para cada uno de los modos necesitaríamos una gran
cantidad de entradas en el microcontrolador. Por este motivo, haremos agrupaciones de
funciones sobre un mismo interruptor que serán posibles gracias a su comportamiento
binario ofreciendo dos valores: 1 ó 0.
En primer lugar tenemos un interruptor dedicado a seleccionar entre modo automático
y modo manual. Un segundo selector permitirá en el modo manual diferenciar entre estado
ON y estado OFF del relé. Mediante dos interruptores más seleccionaremos en el modo
automático sólo noche o sólo día respectivamente, en el caso que estuvieran ambos
activados se seleccionaría el modo automático día-noche.
En los modos de inversor y batería se ha optado por utilizar un interruptor para cada
configuración por lo que se necesitarán el mismo número de entradas digitales. Se tendrá
en cuenta que el modo estará desactivado cuando no haya ningún interruptor activo.
Finalmente, para el generador se contempla un solo interruptor binario, mientras este
activo, seleccionará la función ‘solo activar relé cuando funciona el grupo’ y cuando este
desactivado este modo se anulará. Haciendo una enumeración de los selectores necesarios
obtenemos:
§ Modo automático/manual.
§ Modo manual ON / OFF.
§ Modo automático día.
§ Modo automático noche.
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MEMORIA DESCRIPTIVA
§ Modo inversor I
§ Modo inversor II
§ Modo inversor III
§ Modo batería I
§ Modo batería II
§ Modo batería III
§ Modo batería IV
§ Modo batería V
§ Modo generador
Si hacemos un cómputo de las entradas digitales necesarias para la lectura de los
parámetros de configuración mediante los selectores tenemos un total de 13 entradas. Se
podría reducir el número de entradas necesarias utilizando un sistema más complejo de
codificación o multiplexación de los modos de funcionamiento. Pero también se hubiera
incrementado la dificultad para el usuario a la hora de programar el dispositivo por lo que
se ha optado por una codificación más sencilla.
Por lo que respecta a las salidas el microcontrolador deberá de poder controlar dos leds
que servirán al relé para dar información.
§ LED rojo.
§ LED verde.
El rojo indicara el estado de la carga advirtiéndonos si está conectada o desconectada.
Por otro lado, el LED verde mostrará el estado del relé de autogestión indicando que está
funcionando correctamente.
5.2.3. Asignación de valor de retardo
Para conseguir un número aleatorio de una forma sencilla se optará por utilizar una
situación externa al relé como condición aleatoria. Esta condición vendrá marcada por el
momento en que se reciba la primera comunicación por parte de la centralita de
adquisición. En este momento se leerá el contenido el Timer0 y el valor obtenido será
utilizado como referencia para el retardo que deberá implementar el relé.
5.2.4. Actualización del estado relé
Como ya comentamos esta función se divide en 3 etapas: lectura de parámetros,
lectura de variables y actualización del estado del relé. En la lectura de los parámetros de
configuración se accede a los puertos donde están conectados los interruptores de
configuración. Aunque el valor de la configuración del relé no debe cambiar habitualmente
y no sería necesario adquirir con tanta frecuencia los valores de los parámetros de gestión,
dado que no requiere muchos recursos y el microprocesador en esta aplicación tiene
Pág. 62
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
recursos de sobra no supondrá ningún inconveniente. Por lo que respecta a las variables de
la instalación, su refresco vendrá marcado por el tiempo establecido entre envío y envío de
datos desde la centralita de adquisición. Finalmente, a partir de la información recogida se
calculará el estado del relé mediante un árbol jerárquico de condiciones que se van
comprobando sucesivamente. Inicialmente se discrimina entre modo manual y modo
automático, de manera que si es modo manual, se observa el estado que impone el usuario.
En caso de que esté activo el modo automático se procede a comprobar si el estado del relé
es definido en función del generador que prevalece sobre las otras condiciones de gestión.
Si no existe ningún parámetro en función del generador se pasará a la comprobación de los
parámetros en función de la batería y del convertidor que se encuentran dentro de la misma
prioridad. La desconexión del relé tendrá preferencia ante las condiciones de conexión, por
lo que si se detecta una condición de desconexión en el estado de la batería se desconectará
el relé y no se continuará con la inspección de más parámetros. Si por una incorrecta
configuración del relé se han seleccionado más de un parámetro referentes a la batería o al
inversor sólo se tendrá en cuenta el más restrictivo. En el caso que no haya seleccionado
ningún parámetro de gestión el relé desconectará la carga asociada hasta que no reciba
ninguna orden.
A continuación, tenemos el esquema de la rutina para determinar el estado del relé:
encendido (ON) o apagado (OFF). Para no hacerlo demasiado extenso se han omitido las
diferentes comprobaciones dentro del modo batería y del modo inversor agrupándolas
dentro de una misma condición para cada modo. También hemos de tener en cuenta que
una vez determinada la conexión del relé la condición de activación se ha de mantener
durante el tiempo estipulado por el retardo del relé.
Figura invisible 30
Pág. 63
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
Inicio actualizar relé
¿Modo
manual?
No
¿Modo
generador?
Sí
No
¿Modo
batería?*
Sí
Sí
¿Activar
relé?
No
Relé = ON
Relé = OFF
¿Activación
carga?
No
¿Activación
carga?
Sí
Relé = ON
Relé = OFF
Sí
No
No
¿Modo
inversor?
Relé = OFF
¿Activación
carga?
Sí
No
Relé = OFF
Relé = OFF
Relé = ON
Fin
Pág. 64
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
6. Descripción de los circuitos
Para la construcción de la centralita de adquisición y del relé de autogestión se decidió
utilizar como dispositivo de control un microcontrolador. Dentro de la familia de los
microcontroladores existe una gran variedad de integrados con diferentes formatos y
prestaciones. En este proyecto se utilizará el microcontrolador PIC del fabricante
Microchip y más concretamente el modelo 16F877. Este microcontrolador tiene una gran
cantidad de prestaciones y un precio aceptable. Este circuito está comercialmente muy
extendido y es de fácil adquisición además de la disponibilidad de los accesorios para su
programación y debug en los laboratorios de la universidad.
Para la centralita de adquisición utilizaremos el PIC 16F877 ya que cumple con todos
los requisitos necesarios para implementar todas las funciones que debe llevar a cabo la
centralita. El relé de autogestión podría funcionar perfectamente con el mismo
microcontrolador pero no necesita tantos puertos I/O como la centralita de manera que se
utilizará el PIC 16F876. Estos dos modelos de microcontrolador, 16F877 y 16F876, son
idénticos internamente pero el PIC 16F876 tiene menos pines reduciéndose el número de
puertos I/O disponibles externamente. Esta diferencia se traducirá en un ahorro económico
dado que el encapsulado es más pequeño pero manteniendo en todo momento una
compatibilidad total con la versión extendida 16F877.
Veremos a continuación la solución circuital adoptada para la centralita de adquisición
y el relé de autogestión basando su funcionamiento en los microcontroladores PIC 16F877
y 16F876.
6.1. Centralita de adquisición
A continuación, veremos las diferentes partes de la centralita de adquisición, con su
descripción de función y la enumeración de los elementos que las forman.
6.1.1. Fuente de alimentación
La centralita de adquisición incorpora una fuente de alimentación propia que
suministra una tensión estabilizada a partir de la tensión de red.
D7
1N4001
U10
LM7805/TO
2
1
T 630 mA
Neutro
4
8
D10
1N4001
D9
1N4001
1
230V/6V 0.8VA
2
C8
470uF
C9
VIN
VOUT
GND
1
3
VDD
C10
100nF
2
5
1
J6
T1
1
1
2
3
Fase
1
2
F1
2
AC RED
100nF
D8
1N4001
Figura 31. Fuente de alimentación.
Los componentes de la fuente de alimentación son:
Pág. 65
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
•
•
•
•
•
•
Transformador: Reduce la tensión de red (220Vac) a 6Vac.
4 diodos 1N4001: Colocados en una configuración de rectificador de onda
completa.
LM7805: Es un regulador de tensión fija a 5V que estabiliza la tensión de
salida de la fuente.
Fusible 630 mA: Garantiza una protección del circuito electrónico en caso
de sobreconsumo.
Condensador electrolítico: Es un condensador de filtrado que elimina el
rizado del la tensión rectificada.
Condensadores cerámicos: Filtran la tensión continua eliminando ruidos e
interferencias.
6.1.2. Conector ICD debugger
El circuito dispondrá de un conector para poder hacer el debug del programa del
microcontrolador durante la fase de desarrollo.
J3
ICD_CON
1
RB3
RB6
RB7
D6
R35
1N4004
1k
VDD
2
1
2
3
4
5
6
VPPx
Figura 32. Conector para ICD debugger.
Está compuesto por:
•
•
•
Conector RJ-45 para una fácil y rápida unión con el ICD.
Diodo 1N4004: Colocado en paralelo con la alimentación para proteger al
circuito de inversiones de polaridad.
Resistencia de reset: que limita la corriente desde el ICD al
microcontrolador.
6.1.3. Conector para MODEM y sensores
La principal misión del circuito es capturar las variables del entorno que deberán
ser adaptadas para poder ser leídas correctamente por el microcontrolador. Concretamente
las señales deberán estar comprendidas en Vref+ y Vref- que en nuestro caso será 5 y 0
Voltios respectivamente. Para simplificar la circuitería de la centralita módulo adaptador
de señales se hará por separado y se unirá con la centralita mediante un conector donde se
introducirán las señales ya tratadas.
Pág. 66
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
De la misma manera se puede localizar otro conector que permitirá la fácil
conexión con el MODEM de red permitiendo simplificar la circuitería en la placa de la
centralita de adquisición.
J4
J3
Bateria
Radiacion
Intensidad placas
Intensidad consumo
Temp Bateria
Generador
Vref +
1
2
3
4
5
6
7
8
7
6
5
4
3
USART_TX
USART_RX
Clock_PLC_Modem
VDD
2
1
Fase
Neutro
MODEM
Señales
Figura 33. Conectores para señal y Modem.
6.1.4. Display 7 segmentos
La centralita de adquisición dispone de tres displays 7 segmentos basados en LED
que están controlados por el microcontrolador. Cada display utiliza 8 salidas del
microcontrolador para poder mostrar los dígitos y controlar el punto decimal. Puesto que si
se conectarán cada uno por separado representarían una gran cantidad de salidas para el
PIC se opta por la multiplexación. De esta manera, para controlar los tres display se
utilizarán 8+3 salidas, de las cuales 8 son las necesarias para excitar a un display y las otras
3 se utilizan para activar el display que se esta controlando.
180 d7
R13
180 d8
1
2
3
4
5
6
7
8
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
a
b
c
d
e
f
g
dp
1
2
3
4
5
6
7
8
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
a
b
c
d
e
f
g
dp
7-segment
7-segment
CT1
R14
2
Control_1
a
b
c
d
e
f
g
dp
7-segment
CT2
R15
Q1
BC337
2.7k
1
2
3
4
5
6
7
8
com
R12
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
2
Control_2
CT3
R16
Q2
BC337
2.7k
9
180 d6
U4
1
180 d5
R11
U3
2
Control_3
Q3
BC337
2.7k
3
R10
U2
com
180 d4
9
R9
1
180 d3
3
R8
d[1:7]
com
180 d2
9
R7
1
180 d1
3
R6
Figura 34. Esquema conexionado displays 7 segmentos.
Pág. 67
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
6.1.5. LEDs de estado
La centralita de adquisición dispone de tres diodos LED que servirán para indicar
diferentes situaciones del dispositivo. Los LED están controlados por el microprocesador y
se conectan directamente utilizando una única resistencia. Esto es posible gracias a que las
salidas de PIC son capaces de entregar hasta 20 mA por lo que no es necesaria ningún tipo
de circuitería adicional. La resistencia tendrá como misión limitar el paso de corriente ya
que el LED no necesitará los 20 mA pero suministrar un brillo adecuado.
LED 1: Su parpadeo indica que el microcontrolador esta inicializado y funcionando.
LED 2: Indica que la batería esta en estado de flotación.
LED 3: Comunicación activa.
6.1.6. Pulsadores
Tenemos 4 pulsadores conectados al microcontrolador que nos permitirán
configurar la centralita de adquisición. Los pulsadores están conectados a RB0, RB1, RB2,
RB4 que corresponden al puerto B y estarán configurados como entradas con la resistencia
de pull-up activada. De las entradas utilizadas, RB0 y RB4, disponen de interrupciones que
nos permiten hacer un reconocimiento de pulsación por interrupción.
6.1.7. Microcontrolador
El circuito gira entorno al microcontrolador el cual se encarga de gestionar la
adquisición de las variables externas, activar los indicadores y controlar las
comunicaciones. En este proyecto se ha optado por la utilización de los microcontroladores
PIC y más concretamente los modelos 16F876 y 16F877. Estos dos dispositivos son, a
nivel estructural, idénticos con la única diferencia que el modelo 16F877 tiene un
encapsulado de 40 pines lo que permite disponer externamente un mayor número de
puertos que el 16F876. En la centralita de adquisición se usa la versión extendida puesto
que el modelo más sencillo no dispone de suficientes puertos.
Tenemos a continuación la distribución del patillaje y sus funciones en el PIC
16F877:
Pág. 68
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
Figura 35. Esquema pines PIC 16F877.
Nombre del pin
OSC1/CLKIN
Pin#
Tipo de
búfer
13
ST/CMOS
Descripción
Entrada oscilador de cristal/entrada reloj externo
OSC2/CLKOUT
14
-
Salida de oscilador de cristal. Se conecta al cristal o
resonante en el modo oscilador de cristal. In modo RC,
en el pin OSC2 sale CLKOUT con una frecuencia ¼ la
frecuencia de OSC1 y denota el ciclo de instrucción.
MCLR/VPP
1
ST
Entrada Master Clear (Reset) o entrada de tensión de
programación. Este pin es un Reset del dispositivo activo
para nivel bajo.
PORTA es un puerto I/O bidireccional
RA0/AN0
2
TTL
RA0 puede ser la entrada analógica 0
RA1/AN1
3
TTL
RA1 puede ser la entrada analógica 1
RA2/AN2/VREF-
4
TTL
RA2 puede ser la entrada analógica 2 o la referencia
negativa de tensión analógica.
RA3/AN3/VREF+
5
TTL
RA3 puede ser la entrada analógica 3 o la referencia
positiva de tensión analógica.
RA4/T0CKI
6
ST
RA4 puede ser la entrada de reloj del Timer0. Salida
por emisor abierto.
RA5/SS/AN4
7
TTL
RA5 puede ser la entrada analógica 4 o el selector de
esclavo para el puerto síncrono serie.
PORTB es un puerto I/O bidireccional. Se pueden
programa vía software resistencias internas de pull-up en
todas las entradas.
RB0/INT
33
TTL/ST
RB1
34
TTL
RB2
35
TTL
RB3/PGM
36
TTL
RB0 puede ser un pin de interrupción externa
RB3 puede ser la entrada de tensión baja de
programación
Pág. 69
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
RB4
37
TTL
Pin de interrupción por cambio.
RB5
38
TTL
Pin de interrupción por cambio.
RB6/PGC
39
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Reloj de programación en serie.
RB7/PGD
40
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Datos de programación en serie.
PORTC es un puerto I/O bidireccional
RC0/T1OSO/T1CKI
15
ST
RC0 puede ser la salida del oscilador del Timer1 o la
entrada del reloj de Timer1
RC1/T1OSI/CCP2
16
ST
RC1 puede ser la entrada del oscilador del Timer1 o la
entrada/comparador salida/PWM2 del Capture2.
RC2/CCP1
17
ST
RC2 puede ser la entrada/Comparador1 salida/PWM1
de Capture1
RC3/SCK/SCL
18
ST
RC3 puede ser entrada/salida del reloj serie síncrono
para los modos SPI e I2C
RC4/SDI/SDA
23
ST
RC4 puede ser en modo SPI Data in o data I/O para
I2C
RC5/SDO
24
ST
RC5 puede ser Data out en modo SPI
RC6/TX/CK
25
ST
RC6 puede ser Tx o reloj síncrono en USART
RC7/RX/DT
26
ST
RC7 puede ser Rx o datos síncronos en USART
PORTD es un puerto I/O bidireccional o el puerto paralelo
esclavo cundo interactúa con un bus de microprocesador
RD0/PSP0
19
ST/TTL
RD1/PSP1
20
ST/TTL
RD2/PSP2
21
ST/TTL
RD3/PSP3
22
ST/TTL
RD4/PSP4
27
ST/TTL
RD5/PSP5
28
ST/TTL
RD6/PSP6
29
ST/TTL
RD7/PSP7
30
ST/TTL
PORTE es un puerto I/O bidireccional
RE0/RD/AN5
8
ST
RE0 puede ser el control de lectura para el puerto
paralelo esclavo o la entrada analógica 5.
RE1/WR/AN6
9
ST
RE1 puede ser el control de escritura del puerto
esclavo paralelo o la entrada analógica 6.
RE2/CS/AN7
10
ST
RE2 puede ser el selector de control para el puerto
esclavo paralelo o la entrada analógica.
Vss
12,31
-
Referencia de tierra para la lógica y los pines I/O.
VDD
11,32
-
Tensión positiva para la lógica y los pines I/O.
Tabla 12. Asignación de pines PIC 16F877.
Dentro del circuito el PIC queda integrado de la siguiente manera:
Pág. 70
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
VDD
VDD
VPPx
R1
1k
10nF
11
VDD
VDD
VDD
32
C1
C2
1n
RB0/INT
JP1
1
2
1
RB1
MCLR/VPP
RB2
JUMPER
2
RB4
SW5
RB5
33
34
35
37
SW1 SW_1
1
2
SW2 SW_2
1
2
SW3
SW_3
1
2
SW4 SW_4
1
2
38
Generador
1
C3
1n
RB3
RB6
RB7
36
39
40
U1
RB3
RB6
RB7
D2 LED
RC0/T1SOI/TCLK
Clock_PLC_Modem
13
14
RC1/T1OSO/CCP2
OSC1/CLK
OSC2/CLKOUT RC2/CCP1
RC3/SCK/SCL
USART_TX
USART_RX
25
26
RC6
RC7
RC4/SDI/SDA
RC5/SDO
Intensidad placas
Vref +
3
4
5
6
Intensidad consumo
Temp Bateria
7
8
9
16 R4
1k
17 R5
1k
D3 LED
D4
18
23
24
LED
Control_1
Control_2
Control_3
RA1
RA2
RA3
RD0/PSP0
RA4/T0CLK
RD1/PSP1
RD2/PSP2
RA5/SS
RE0/RD
RD3/PSP3
RE1/WR
RD4/PSP4
RE2/CS
RD5/PSP5
12
GND
10
1k
RA0
GND
Radiacion
2
31
Bateria
15 R3
RD6/PSP6
RD7/PSP7
19
R6
180
20
R7
180
21
R8
180
22
R9
180
27
R10
180
28
R11
180
29
R12
180
30
R13
180
PIC16F877
Figura 36. Esquema del PIC 16F877 dentro del circuito.
Las funciones de cada pin quedan detalladas en la siguiente tabla:
Nombre del pin
Pin#
OSC1/CLKIN
13
OSC2/CLKOUT
14
MCLR/VPP
1
Descripción
Entrada reloj externo
Reset y tensión de programación Vppx.
PORTA es un puerto I/O bidireccional
RA0/AN0
2
Entrada analógica 1
RA1/AN1
3
Entrada analógica 2
RA2/AN2/VREF-
4
Entrada analógica 3
RA3/AN3/VREF+
5
Tensión de referencia positiva
RA4/T0CKI
6
RA5/SS/AN4
7
Entrada analógica 4
Pág. 71
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
PORTB es un puerto I/O bidireccional. Se pueden
programa vía software resistencias internas de pull-up en
todas las entradas.
RB0/INT
33
Pulsador 1
RB1
34
Pulsador 2
RB2
35
Pulsador 3
RB3/PGM
36
RB3 puede ser la entrada de tensión baja de
programación
RB4
37
Pulsador 4
RB5
38
Entrada generador
RB6/PGC
39
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Reloj de programación en serie.
RB7/PGD
40
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Datos de programación en serie.
PORTC es un puerto I/O bidireccional
RC0/T1OSO/T1CKI
15
LED1
RC1/T1OSI/CCP2
16
LED2
RC2/CCP1
17
LED3
RC3/SCK/SCL
18
Control display 1
RC4/SDI/SDA
23
Control display 2
RC5/SDO
24
Control display 3
RC6/TX/CK
25
USART Tx hacia MODEM PLC
RC7/RX/DT
26
USART Rx hacia MODEM PLC
PORTD es un puerto I/O bidireccional o el puerto paralelo
esclavo cundo interactúa con un bus de microprocesador
RD0/PSP0
19
Segmento 1 display
RD1/PSP1
20
Segmento 2 display
RD2/PSP2
21
Segmento 3 display
RD3/PSP3
22
Segmento 4 display
RD4/PSP4
27
Segmento 5 display
RD5/PSP5
28
Segmento 6 display
RD6/PSP6
29
Segmento 7 display
RD7/PSP7
30
Punto decimal display
PORTE es un puerto I/O bidireccional
RE0/RD/AN5
8
RE1/WR/AN6
9
RE2/CS/AN7
10
Entrada analógica 5
Vss
12,31
Referencia de tierra para la lógica y los pines I/O.
VDD
11,32
Tensión positiva para la lógica y los pines I/O.
Tabla 13. Asignación de funciones del PIC en la centralita de adquisición
Pág. 72
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
6.2. Relé de autogestión
El relé de autogestión tiene como base de funcionamiento un microprocesador que
interpretará las señales del MODEM y actuará sobre un conmutador, veamos cuales son el
resto de parte que lo componen.
6.2.1. Fuente de alimentación
El circuito incorpora una fuente de alimentación propia que suministra una tensión
estabilizada a partir de la tensión de red.
D4
1N4001
T1
1
5
4
8
1
U3
LM7805/TO
2
1
630mA
J4
D7
1N4001
D6
1N4001
1
2
470uF
1
1
Neutro
C3
C4
VIN
VOUT
GND
Fase
3
VDD
C5
100nF
2
1
2
3
F1
2
Fase_sf
2
AC RED
100nF
D5
1N4001
220 V/6V 0,6VA
Figura 37. Fuente de alimentación.
Los componentes de la fuente de alimentación son:
•
•
•
•
•
•
Transformador: Reduce la tensión de red (220Vac) a 6Vac.
4 diodos 1N4001: Colocados en una configuración de rectificador de onda
completa.
LM7805: Es un regulador de tensión fija a 5V que estabiliza la tensión de
salida de la fuente.
Fusible 0.05 A: Garantiza una protección del circuito electrónico en caso de
sobreconsumo.
Condensador electrolítico: Es un condensador de filtrado que elimina el
rizado del la tensión rectificada.
Condensadores cerámicos: Filtran la tensión continua eliminando ruidos e
interferencias.
6.2.2. Selectores de modo
Los selectores permiten configurar el relé de autogestión de una manera sencilla
para usuario sin tener que modificar el programa interno. Tendremos 4 grupos de
interruptores que implementan los diferentes modos de gestión del relé: selección entre
modo manual y automático y la selección de los parámetros de gestión para batería,
inversor y generador.
El primer conjunto de interruptores selecciona entre el modo manual y el
automático. El primer interruptor selecciona entre manual y automático, si está en posición
Pág. 73
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
0 tenemos activo el modo manual en el caso contrario estará puesto en automático. El
segundo interruptor actuará cuando este activo el modo manual y pondrá el relé en OFF o
en ON. Por lo que respecta a los interruptores 3 y 4 seleccionan modo noche y modo día
respectivamente, en el caso que estuvieran los dos desconectados o encendidos se
selecciona el modo noche-día.
0
1
2
3
4
MODO
Función automática solo día
Función automática solo noche
Función automática día y noche
Función manual siempre ON
Función manual siempre OFF
R1
100k
R1
100k
SW1
1A
2A
3A
4A
R4
100k
1
2
3
4
8
7
6
5
R4
100k
VDD
Automatico / Manual
Figura 38. Selector manual/automáticos.
Para seleccionar los diferentes modos de control de la carga en función del estado
de la batería o del inversor se utilizan lo siguientes grupos de interruptores. Cada uno
implementa uno de los casos que queda validado en cuanto se activa un interruptor, cuando
están todo a 0 se considera el caso 0 (desactivado). La implementación ideal para estos dos
selectores es con un interruptor que sólo permita la selección de una posición ya que no
existen combinaciones las diferentes opciones.
Batería
0
1
2
3
4
5
Desactivado
Desconectar si la batería esta por
debajo del 40% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por
debajo del 30% de su capacidad.
Desconectar si la batería esta por
debajo del 20% de su capacidad.
Conectar si la batería ha alcanzado
un ciclo de flotación.
Conectar si la batería ha alcanzado
un ciclo de flotación y entra
energía en la batería.
R9
100k
R2
100k
SW2
1B
2B
3B
4B
5B
R5
100k
R5
100k
1
2
3
4
5
10
9
8
7
6
R11
100k
Estado Bateria
Figura 39. Selector batería.
0
1
2
3
Inversor
Desactivado
Conectar si es inferior al 25% de la
potencia nominal máxima.
Conectar si es inferior al 40% de la
potencia nominal máxima.
Conectar si es inferior al 50% de la
potencia nominal máxima.
R9
100k
R2
100k
SW3
1C
2C
3C
1
2
3
R11
100k
6
5
4
VDD
Estado Inv ersor
Figura 40. Selector inversor.
Pág. 74
VDD
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
Finalmente, queda el selector para el generador que consistirá simplemente en un
interruptor único que permitirá configurar el relé en el modo de generador.
JP2
1
0
1
Generador
Desactivado
Solo se activa cuando funciona el
grupo generador
2
VDD
Generador
R4
100k
Figura 41. Selector generador.
En el circuito las salidas activas se conectan al común del interruptor que es VDD,
mientras que los inactivos quedan flotantes. Para evitar posibles problemas de espúreos o
tensiones flotantes sobre las salidas inactivas se coloca una resistencia de pull-down.
6.2.3. Triac
Para ejercer su función como interruptor de cargas en alterna, el relé utiliza un triac
excitado con un optocoplador que garantiza el aislamiento del circuito de control del de
potencia. El triac empleado es el BT 139 que tiene una intensidad RMS máxima de 16 A
que será suficiente para controlar cargas de hasta 2500W en alterna.
R13
R14
U2
1
AC_LOAD
6
220
Fase_sf
360
2
Q1
TRIAC BT139
4
ZERO
CROSS
CIRCUIT
R15
330
MOC3041
2
1
Neutro
J3
Carga AC
Figura 42. Esquema triac.
El MOC 3041 es un optocoplador adecuado para excitar triacs de forma segura para
el controlador que en este caso es un microcontrolador. El microcontrolador se une al
optocoplador a través de una resistencia que tiene como misión limitar el paso de corriente.
6.2.4. LEDs de estado
El relé de autogestión ofrecerá, mediante dos LEDs, información relativa a su
estado de funcionamiento.
Pág. 75
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
D1 LED verde
R6
1k
R7
1k
D2 LED rojo
Figura 43. LEDs indicadores.
Los LED están conectados al microcontrolador y serán de color rojo y verde. Cada
uno aporta una información que servirá para chequear el funcionamiento del dispositivo:
LED rojo
Encendido: carga AC conectada
Apagado: carga AC desconectada
LED verde
5 parpadeos rápidos: indican que el relé se ha inicializado correctamente.
Encendido: dispositivo en espera.
Parpadeo intermitente: recibiendo información.
Apagado: dispositivo no operativo.
6.2.5. Conector ICD debugger
Se incluirá en la circuito impreso un conector RJ45-6P6C que permitirá el fácil
conexionado del PIC con el ICD debugger. Este accesorio permite la programación y el
debug del microcontrolador sobre el que se está trabajando, incluyendo el conector sobre la
placa donde se encuentra el microcontrolador permite una fácil y cómoda interconexión.
J2
RB3
RB6
RB7
1
1
2
3
4
5
6
D3
R8
1N4001
ICD_CON
2
1k
VDD
VPPx
Conector para ICD debugger
Figura 44. Conector para ICD debugger.
El conector supone un elemento extra en el circuito impreso pero al tratarse de un
prototipo donde los ensayos y múltiples grabaciones van a ser más que probables, el coste
añadido del conector se compensa con la rapidez y comodidad de conectar el módulo de
debug al circuito impreso del microcontrolador.
Pág. 76
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
6.2.6. Microcontrolador
Los equipos planteados en este proyecto basan su funcionamiento en los
microcontroladores PIC y más concretamente en los modelos 16F876/7. Para el relé de
autogestión se utilizará el modelo 16F876 puesto que los puertos de entrada/salida
disponibles son suficientes.
Tenemos a continuación la distribución del patillaje y sus funciones en el PIC
16F876:
Figura 45. Esquema de pines PIC 16F876.
Nombre del pin
Pin#
Tipo de
búfer
Descripción
OSC1/CLKIN
9
ST/CMOS
OSC2/CLKOUT
10
-
Salida de oscilador de cristal. Se conecta al cristal o
resonante en el modo oscilador de cristal. In modo RC,
en el pin OSC2 sale CLKOUT con una frecuencia ¼ la
frecuencia de OSC1 y denota el ciclo de instrucción.
MCLR/VPP
1
ST
Entrada Master Clear (Reset) o entrada de tensión de
programación. Este pin es un Reset del dispositivo activo
para nivel bajo.
Entrada oscilador de cristal/ entrada reloj externo
PORTA es un puerto I/O bidireccional
RA0/AN0
2
TTL
RA0 puede ser la entrada analógica 0
RA1/AN1
3
TTL
RA1 puede ser la entrada analógica 1
RA2/AN2/VREF-
4
TTL
RA2 puede ser la entrada analógica 2 o la referencia
negativa de tensión analógica.
RA3/AN3/VREF+
5
TTL
RA3 puede ser la entrada analógica 3 o la referencia
positiva de tensión analógica.
RA4/T0CKI
6
ST
RA4 puede ser la entrada de reloj del Timer0. Salida
por emisor abierto.
RA5/SS/AN4
7
TTL
RA5 puede ser la entrada analógica 4 o el selector de
esclavo para el puerto síncrono serie.
PORTB es un puerto I/O bidireccional. Se pueden
programa vía software resistencias internas de pull-up en
todas las entradas.
RB0/INT
21
TTL/ST
RB1
22
TTL
RB0 puede ser un pin de interrupción externa
Pág. 77
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
RB2
23
TTL
RB3/PGM
24
TTL
RB3 puede ser la entrada de tensión baja de
programación
RB4
25
TTL
Pin de interrupción por cambio.
RB5
26
TTL
Pin de interrupción por cambio.
RB6/PGC
27
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Reloj de programación en serie.
RB7/PGD
28
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Datos de programación en serie.
PORTC es un puerto I/O bidireccional
RC0/T1OSO/T1CKI
11
ST
RC0 puede ser la salida del oscilador del Timer1 o la
entrada del reloj de Timer1
RC1/T1OSI/CCP2
12
ST
RC1 puede ser la entrada del oscilador del Timer1 o la
entrada/comparador salida/PWM2 del Capture2.
RC2/CCP1
13
ST
RC2 puede ser la entrada/Comparador1 salida/PWM1
de Capture1
RC3/SCK/SCL
14
ST
RC3 puede ser entrada/salida del reloj serie síncrono
para los modos SPI e I2C
RC4/SDI/SDA
15
ST
RC4 puede ser en modo SPI Data in o data I/O para
I2C
RC5/SDO
16
ST
RC5 puede ser Data out en modo SPI
RC6/TX/CK
17
ST
RC6 puede ser Tx o reloj síncrono en USART
RC7/RX/DT
18
ST
RC7 puede ser Rx o datos síncronos en USART
Vss
8, 19
-
Referencia de tierra para la lógica y los pines I/O.
VDD
20
-
Tensión positiva para la lógica y los pines I/O.
Tabla 14. Asignación de pines PIC 16F876.
En nuestro circuito el microcontrolador relaciona y controla el resto de elementos el
esquema es el siguiente:
Pág. 78
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
VDD
C1
10nF
R3
1k
VDD
20
VDD
VPPx
2
JUMPER JP1
1
2
1
9
Clock_PLC_Modem
RA0
RA1
RA2
OSC1/CLKIN
RA3
RA4/TOCKI
RA5/SS
MCLR/Vpp
RB0/INT
RB1
RB2
RB3
RB4
RB5
RB6
RB7
1
Reset
OSC2/CLKOUT
U1
Vss
8
19
Vss
RC0/T1OSO/T1CKI
RC1/T1OSI/CCP2
RC2/CCP1
RC3/SCK/SCL
RC4/SDI/SDA
RC5/SDO
RC6/TX/CK
RC7/RX/DT
10
2
3
4
5
6
7
21
22
23
24
25
26
27
28
11
12
13
14
15
16
17
18
1A
2A
3A
4A
1C
2C
D1 LED rojo
R6
1k
AC_LOAD
RB3
R7
1k
D2 LED v erde
3C
RB6
RB7
1B
2B
3B
4B
5B
JP2
1
USART_TX
USART_RX
2
VDD
Generador
R4
100k
PIC16F876
Figura 46. Esquema del PIC 16F876 dentro del circuito.
Podemos observar en el circuito la implementación de un circuito de reset formado
por una resistencia de pull-up y el propio pulsador de reset. Colocaremos un condensador
en la patilla de alimentación y tierra que es recomendado para eliminar posibles ruidos en
la línea de alimentación. A continuación tenemos una tabla con las funciones asignadas a
casa pata del PIC en el relé de autogestión.
Nombre del pin
Pin#
Tipo de
búfer
OSC1/CLKIN
9
ST/CMOS
OSC2/CLKOUT
10
-
MCLR/VPP
1
ST
Descripción
Entrada reloj externo procedente del MODEM.
Reset y tensión de programación Vppx.
PORTA es un puerto I/O bidireccional
RA0/AN0
2
TTL
Selector Manual(“0”) / Automáticos (“1”)
RA1/AN1
3
TTL
Modo manual OFF(“0”) / ON (“1”)
RA2/AN2/VREF-
4
TTL
Modo automático DÍA (“1”)
RA3/AN3/VREF+
5
TTL
Modo automático NOCHE (“1”)
RA4/T0CKI
6
ST
Convertidor 25%
RA5/SS/AN4
7
TTL
Convertidor 40%
PORTB es un puerto I/O bidireccional. Se pueden
programa vía software resistencias internas de pull-up en
todas las entradas.
RB0/INT
21
TTL/ST
RB1
22
TTL
LED rojo
Pág. 79
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
RB2
23
TTL
Triac
RB3/PGM
24
TTL
RB3 puede ser la entrada de tensión baja de
programación
RB4
25
TTL
LED verde
RB5
26
TTL
Convertidor 50%
RB6/PGC
27
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Reloj de programación en serie.
RB7/PGD
28
TTL/ST
Pin de interrupción por cambio o pin de In-CircuitDebugger. Datos de programación en serie.
PORTC es un puerto I/O bidireccional
RC0/T1OSO/T1CKI
11
ST
Batería 40%.
RC1/T1OSI/CCP2
12
ST
Batería 30%.
RC2/CCP1
13
ST
Batería 20%.
RC3/SCK/SCL
14
ST
Batería flotación.
RC4/SDI/SDA
15
ST
Batería flotación más entrada de energía.
RC5/SDO
16
ST
Generador (“1”)
RC6/TX/CK
17
ST
USART Tx hacia MODEM PLC
RC7/RX/DT
18
ST
USART Rx hacia MODEM PLC
Vss
8, 19
-
Referencia de tierra para la lógica y los pines I/O.
VDD
20
-
Tensión positiva para la lógica y los pines I/O.
Tabla 15. Asignación de funciones del PIC en el relé de autogestión.
Pág. 80
3. MEMORIA DE CÁLCULO
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
1. Estado de carga de la batería
El estado de carga de la batería se calcula con el método estudiado anteriormente
basado en el contaje de Coulombs. Resumiendo su principio de funcionamiento, podemos
suponer que la batería es un depósito en el cual entra y sale la carga. Si hacemos un
seguimiento de la intensidad que entra y sale de la batería podremos deducir la carga que
queda en la batería. Puesto que este proceso tiene errores habrá que aplicar alguna
corrección para conseguir una buena aproximación de la carga real de la batería. El estado
de carga calculado se expresará en % e indicará la cantidad de carga de la batería de forma
relativa.
Según el método de contaje de Coulombs, la carga total de la batería se puede
T
expresar de la siguiente manera: Q = ∫ I (t )dt .
0
Donde I (t) es la intensidad de carga resultante que entra o sale en la batería, que es
igual a la diferencia entre la intensidad de entrada y la de salida:
I bateria = I c arg a − I desc arg a = I paneles − I consumo
Tendremos, por lo tanto, que si la intensidad de batería es positiva significa que la
batería se está cargando y si por el contrario es negativa quiere decir que predomina la
descarga de la batería.
Volviendo a la expresión de la carga de la batería, donde tenemos la integral de la
intensidad que circula por la batería en función del tiempo, se nos ocurre expresarla en
forma de sumatorio. Con esta aproximación podemos realizar la integral para hallar la
carga de la batería mediante un sistema digital que es el utilizado en este proyecto. La
expresión de la carga total acumulada en la batería queda de la siguiente manera.
n
Q = ∑ I (n)·∆t
i =0
Donde ∆t es el incremento de tiempo entre muestra y muestra de intensidad.
Finalmente, para disponer del valor de estado de carga de una forma sencilla e
intuitiva lo expresamos de forma relativa en tanto por ciento. El estado de carga en tanto
por cierto se encuentra de la siguiente manera:
EDC =
Q
*100
Ci
Para realizar los cálculos se tiene como dato de partida la capacidad inicial de la
batería. Este dato tiene que ser configurado por el usuario y será igual a la capacidad de la
batería en C10 expresada en Ah, la cual denominaremos Ci.
Pág. 82
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
1.1. Correcciones y reset
Para conseguir una buena precisión en el cálculo del estado de carga de la batería
deberemos realizar una serie de correcciones sobre el cálculo básico y la aplicación de un
reset sobre el estado de carga. Este reset será de suma importancia para contrarrestar los
efectos de las derivas provocados al realizar la integral de la intensidad. Veamos a
continuación en que consisten estas correcciones:
Intensidad de descarga
Según sea la magnitud de la intensidad de descarga esta se verá reflejada en mayor o
menor medida sobre la carga de la batería. Se establecen dos regimenes de descarga
tomando como punto de referencia la descarga en 20 horas o una intensidad igual a 0.2*Ci.
Todas las descargas que sean más lentas, se consideran en C100 y las que sean iguales o
inferiores, es decir, más rápidas se tomarán en C10. Este criterio es válido dentro de las
instalaciones fotovoltaicas ya que el régimen de descarga es lento, normalmente en C100 y
no hará falta estableces más franjas o niveles de descarga.
Por lo tanto la carga consumida en cada una de las situaciones es:
Descarga inferior a 20 horas:
Q = I Batería ·∆t
Descarga superior a 20 horas:
Q = I Batería ·∆t·0,84
Vemos como para las descargas lentas en más de 20 horas la carga consumida
repercute en menor medida sobre la carga total de la batería.
Intensidad de carga
Para la intensidad de carga solo se considera un nivel de intensidad ya que esta es más
estable al ser una carga más controlada y sólo se tienen en cuenta pequeñas perdidas en la
conversión. La capacidad cargada es igual a:
Q = I Batería ·∆t ·0.93
Influencia de la temperatura
La temperatura influye de una manera importante sobre la capacidad de la batería, de
manera que cuanto más caliente está mayor es la capacidad aprovechable del acumulador.
Para tener en cuenta este factor se linealiza el comportamiento de la capacidad en función
de la temperatura en dos tramos. Se considerará la capacidad al 100% en una descarga en
10 horas a 25ºC, por encima de esta temperatura de referencia la capacidad aumentaría y
por debajo se reduce.
Pág. 83
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Figura 47. Linealización de la capacidad en función de la temperatura.
A partir de este gráfico obtenemos las capacidades compensadas en función de la
temperatura que se aplicaran en forma de un factor corrector Kct que se calcula de la
siguiente manera:
t d > 0 → K ct = 0.003 * t d + 1

t d = t − 25 
→t d < 0 → K ct = 0.015 * t d + 1
t d = 0 → K ct = 1
El cálculo del estado de carga una vez se haya aplicado la corrección por
temperatura quedará de la siguiente manera:
EDC =
Q
*100
C i * K ct
Tensión de flotación
El método de contaje de coulombs tiene como principal desventaja las derivas en el
tiempo. Estas derivas se deben al principio del sistema para hallar el estado de carga de la
batería que consiste en integrar la intensidad de la batería. Este carácter acumulativo
permite que un pequeño error en la lectura de la intensidad se convierta a la larga en un
error más grande que puede llegar a ser más grande que la propia magnitud. Para corregir
este error se considera un punto de reinicio para el cálculo del estado de carga que se
Pág. 84
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
realiza cuando la tensión de la batería alcanza la tensión de carga profunda. En este punto
se supone la batería cargada al 100% de su capacidad y se mantendrá en este estado
mientras la tensión en bornes este en el intervalo de tensión de flotación. Se aprovechará
entonces esta condición de carga máxima para resetear el valor del estado de carga de la
batería y ponerlo al 100%.
Los niveles de tensión para la carga profunda y la tensión de flotación vienen fijados
por el regulador de carga de la instalación fotovoltaica. Los valores típicos para baterías de
ácido-plomo son:
Tensión de carga profunda = 14.7V
Franja de flotación =
14.4 V – 13.8 V
Puesto que la tensión de flotación es un parámetro sensible en las baterías y su
correcto ajuste influye directamente sobre las carga de los acumuladores se realiza una
compensación de temperatura. Esta compensación corrige las variaciones de la tensión de
la batería en función de la temperatura y es igual a -2mV/ºC/V tomando como temperatura
de referencia 25ºC.
t d = t − 25 
→ K vt = t d ·2e − 3·VBat
La tensión compensada seria igual a VBat + K vt
2. Tiempo de Adquisición
La centralita de adquisición es la encargada de capturar las magnitudes que intervienen
en la gestión de la instalación solar. Gran parte de estas variables son de tipo analógico por
lo que se tendrá que utilizar el conversor analógico/digital del microcontrolador utilizado
en la centralita de adquisición. Las variables analógicas que se han de capturar son:
-
Tensión de batería
Intensidad producida
Intensidad consumida
Temperatura de batería
Radiación solar
Cada una de las magnitudes están conectadas directamente a un canal del conversor
analógico/digital por lo que no se necesitará hacer una multiplexación exterior. De esta
manera, el tiempo de adquisición de las variables tan solo se verá afectada por el
funcionamiento interno de microcontrolador. El tiempo de adquisición (TACQ) mínimo para
que la capacidad de hold se cargue está definido por la resistencia de la fuente analógica, la
resistencia interna del interruptor de sample y algún factor más que vemos en la siguiente
ecuación:
Pág. 85
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
TACQ = Tiempo settling amplific. + Tiempo de carga capacidad de hold + Coef. de Temp
TACQ = TAMP + TC + TCOFF
TACQ = 2 µs + TC + [(Temperatura − 25º C )(0.05µs /º C )]
TC = C HOLD ( RIC + RSS + RSS ) ln( 0.0004885)
TC = 120 pF (1kΩ + 7 kΩ + 10kΩ) ln( 0.0004885)
TC = 16.47 µs
T ACQ = 2µs + 16.47 µs + [(50 − 25º C )(0.05µs /º C )]
T ACQ = 19.72µs
Para determinar la resistencia del interruptor de muestra (RSS) se considera que la
tensión de alimentación (VDD) es igual a 5V. A continuación, tenemos el modelo de la
entrada de un canal analógico.
Figura 48. Modelo de la entrada de un canal analógico en el PIC 16F87x.
Una vez tenemos el condensador de entrada cargado se procede a la conversión digital
que requiere un tiempo de conversión por bit llamado TAD. El mínimo tiempo es de 12 TAD
para la conversión de 10 bits. TAD se configura en función de la frecuencia a que funcione
el microcontrolador y ha de ser como mínimo de 1.6 µs. En muestro caso puesto que la
frecuencia de funcionamiento es de 4 MHz utilizaremos 8 TOSC y tendremos un TAD de 2
µs. En la siguiente tabla podemos ver las diferentes configuraciones según la frecuencia de
reloj:
Tabla 16. .TAD para diferentes frecuentas típicas de funcionamiento.
Pág. 86
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
La adquisición de una muestra tarda TACQ + 12·TAD + 2·TAD (delay ) por lo que en
nuestro caso es de 47.72 µs y teniendo en cuenta que se han de capturar 5 variables el
tiempo necesario por el conversor analógico es de 238.6 µs. En nuestro sistema no será
necesario realizar un muestreo de las variables tan rápido ya que la naturaleza de las
instalaciones fotovoltaicas es relativamente lenta. Para nuestro caso haremos un muestreo
cada 0.25 segundos son lo que el conversor analógico digital esta perfectamente preparado.
3. Velocidad de transmisión de datos
La cantidad de información que se podrá enviar está determinada por la velocidad a la
que se transmitan los datos, la cual, estará limitada por las características de los
dispositivos en comunicación. Puesto que se determino una velocidad de transmisión de
300 baudios y el MODEM la soportaba perfectamente tendremos que comprobar si la
USART del microcontrolador permite también esta velocidad y como se debe configurar.
Si miramos las características de este dispositivo podemos ver que la velocidad es variable
y depende del valor que se introduzca en un registro de 8 bits, denominado SPBRG. Los
valores de transmisión que se pueden conseguir van desde 244 baudios hasta 62.500
Kbaudios por lo que únicamente se deberá configurar para conseguir la velocidad deseada.
El valor que se debe introducir en el registro del generador de baudios toma valores desde
0 a 255 queda relacionado de la siguiente manera con la velocidad de transmisión y la
frecuencia de trabajo:
Baud Rate = FOSC /(64( X + 1))
Donde
X = valor registro SPBRG
FOSC = 4 MHz
En la siguiente tabla podemos ver algunas de las velocidades más comunes junto con
el valor que se debe colocar en el registro SPBRG.
Tabla 17. .Velocidad de transmisión para el modo asíncrono.
Pág. 87
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Aunque en la tabla aparece el valor que se debe introducir en el registro SPBRG para
conseguir la frecuencia deseada, a continuación, haremos el cálculo del valor que hemos de
colocar en el registro SPBRG a partir de la expresión que relaciona el valor del SPBRG
con la frecuencia de oscilación y la velocidad de transmisión.
Baud Rate = FOSC /(64( X + 1))
Baud Rate
1
=
FOSC
64( X + 1)
FOSC
= 64( X + 1)
Baud Rate
X =
X=
FOSC
−1
(Baud Rate)·64
4MHz
−1
(300 baudios)·64
X=207
El valor expresado en hexadecimal es: X=00CF
4. Refresco de los displays
Puesto que los displays de la centralita de adquisición están multiplexados, y sólo se
puede encender uno cada vez, se deberá ejecutar una función de refresco para los displays
de manera que se vayan encendiendo uno detrás de otro. Se busca conseguir un efecto de
continuidad de manera que todos los displays parezcan encendidos al mismo tiempo. Este
efecto se consigue ejecutando la secuencia a una velocidad lo suficiente rápida como para
que el ojo humano no la perciba. Consideramos que una imagen muestreada cada 50 Hz da
sensación de continuidad por lo que el conjunto de displays tiene que ser refrescado en
0,02s. Por lo que cada 6.5 ms se ha de realizar el cambio de display activo y pasar al
siguiente.
Dentro del programa la tarea del refresco la lleva a cabo el TIMER 0 que generará una
interrupción cada vez que se haya de cambiar el display seleccionado. A continuación,
indicaremos la configuración que ha de tener el TIMER para poder implementar
interrupciones cada 6.5 ms teniendo el microcontrolador una frecuencia de trabajo de
4MHz.
F
La frecuencia a la que cuenta el TIMER 0 es de OSC . Por lo que podemos deducir el
4
número de cuentas que deberá hace el contador.
6,5e − 3s
= 6500
1e − 6s
Puesto que el TIMER sólo alcanza a contar hasta 255 utilizaremos el prescaler de 1:32
por lo que el valor que deberemos carga en el registro del contador es:
6500
= 203
32
Pág. 88
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
5. Configuración de los registros del microcontrolador
Como vimos en la descripción del software de nuestra aplicación el microcontrolador
ha de ser configurado para que los periféricos integrados (puertos I/O, USART,
TIMER,....) trabajen según esperamos. Esta configuración se lleva a cabo mediante
registros internos del microcontrolador que deben ser escritos con los valores apropiados.
Estos valores dependen de las especificaciones del software, las características del
hardware y de la constitución interna del PIC. En adelante, se detallan las configuraciones
que se aplican para los diferentes periféricos de la centralita de gestión y el relé de
autogestión.
5.1. Centralita de adquisición
Puertos I/O y Timers
Para la centralita de adquisición tendremos que configurar los puertos de la siguiente
manera:
Puerto
A
B
C
C
D
E
Pines
0-3,5 y6
0-2, 4 y 5
0-5
6y7
0-7
0
Configuración
Entradas analógicas
Entradas digitales con resistencias de pull-up
Salidas digitales
RX y TX de la USART
Salidas digitales
Entrada analógica
Tabla 18. Configuración puertos centralita de adquisición.
Estas configuraciones se consiguen accediendo a los registros TRIS de cada puerto y
escribiendo los valores para cada puerto según su función. Habitualmente, escribiendo un 1
en el registro TRIS se consigue que el pin asociado se comporte como una entrada y si
colocamos un 0 se convertirá en salida. A continuación, tenemos algunos de los diagramas
de bloques de los puertos y las configuraciones de los registros.
El puerto A funcionará como entradas analógica por lo que parte de su configuración
se definirá en el apartado del conversor analógico-digital.
Dir. Nombre
85h
TRISA
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
1
Bit
4
-
Bit
3
1
Bit
2
1
Bit
1
1
Bit
0
1
Pin 0 entrada
Pin 1 entrada
Pin 2 entrada
Pin 3 entrada
Pin 5 entrada
Tabla 19. Configuración TRISA.
Pág. 89
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Figura 49. Diagrama de bloques de los pines RA0:RA3 y RA5
El puerto B tiene la particularidad de disponer de resistencias de pull-up que deberán
ser activadas mediante la configuración del bit RBPU del registro OPTION_REG. Estás
resistencias se activan para conseguir un correcto funcionamiento de los pulsadores
conectados al puerto B evitándonos así colocar las resistencias de pull-up externamente.
Con las resistencias de pull-up evitaremos que el pin del microcontrolador no se quede en
flotación mientras el pulsador no está activo. De esta manera se evitarán posibles tensiones
espurias y falsas señales en el pin donde está conectado el pulsador.
Figura 50. Diagrama de bloques de los pines RB0:RB3
Pág. 90
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Dir. Nombre
06h
TRISB
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
1
Bit
4
1
Bit
3
-
Bit
2
1
Bit
1
1
Bit
0
1
Pin 0 entrada
Pin 1 entrada
Pin 2 entrada
Pin 3 entrada
Pin 5 entrada
Tabla 20. Configuración TRISB.
Por lo que respecta al registro OPTION_REG quedará de la siguiente manera:
Dir.
Nombre
81h
OPTION_REG
Bit
7
0
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
-
RBPU
Tabla 21. Configuración de OPTION_REG para poner las resistencia de pull-up.
El puerto C al igual que los anteriores también está multiplexado y sus pines pueden
tener diferentes funciones. Para la aplicación en la centralita de adquisición se configurarán
de la siguiente manera:
Dir. Nombre
07h
TRISC
Bit
7
1
Bit
6
1
Bit
5
0
Bit
4
0
Bit
3
0
Bit
2
0
Bit
1
0
Bit
0
0
Pin 0 salida
Pin 1 salida
Pin 2 salida
Pin 3 salida
Pin 4 salida
Pin 5 salida
Pin 6 TX USART
Pin 7 RX USART
Tabla 22. Configuración TRISC.
El puerto D colocamos todos los bits del TRISD a 0, dado que son todo salidas.
Además hemos de tener en cuenta que este puerto puede funcionar como puerto de
entradas y salidas o como puerto paralelo esclavo. Dicha configuración se reflejará en el
bit PSPMODE del registro TRISE que en la configuración del puerto E se modificará.
Pág. 91
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Figura 51. Diagrama de bloques de puerto D en modo I/O.
Dir. Nombre
88h
TRISD
Bit
7
0
Bit
6
0
Bit
5
0
Bit
4
0
Bit
3
0
Bit
2
0
Bit
1
0
Bit
0
0
Pin 0 salida
Pin 1 salida
Pin 2 salida
Pin 3 salida
Pin 4 salida
Pin 5 salida
Pin 6 salida
Pin 7 salida
Tabla 23. Configuración TRISD.
Finalmente, tenemos el puerto E el cual se debe configurar la patilla RE0 como
entrada analógica.
Dir. Nombre
89h
TRISE
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
0
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
1
Pin 0 entrada
PSPMODE off
Tabla 24. Configuración TRISE.
Pág. 92
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
De los TIMER disponibles en el microcontrolador se utilizarán el Timer0 y el Timer1.
El primero es un temporizador/contador de 8 bits que permite su lectura y escritura,
dispone de un prescaler programable y la entrada de reloj puede ser interna
correspondiente a ¼ de la frecuencia de oscilación o externa mediante el pin RA4/TOCKI.
Este TIMER también tiene la capacidad de generar interrupciones cuando se desborda y
pasa del valor FFh a 00h.
Figura 52. Diagrama de bloques del prescaler para el Timer0 y el WDT.
En la aplicación de la centralita de adquisición utilizaremos el Timer0 para crear una
referencia de tiempos constante para ejecutar rutinas de manera temporizada. Para ello
configuraremos el Timer0 como temporizador utilizando el reloj interno utilizando el
registro OPTION_REG.
Dir.
Nombre
81h OPTION_REG
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
0
Bit
4
-
Bit
3
0
Bit
2
x
Bit
1
x
Bit
0
x
Configuración
prescaler
Presc. Timer0
Reloj interno
Tabla 25. Configuración OPTION_REG.
Pág. 93
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
El valor del Timer0 se encuentra en el registro TMR0 el cual permite la lectura y la
escritura aunque en esta aplicación solo utilizaremos la escritura para reiniciar el valor de
la temporización.
Por lo que respecta al Timer1 las características básicas son similares a las del Timer0
aunque el Timer1 tiene un registro de 16 bits TMR1 (TMR1H:TMRL1) y en este caso
prescindiremos de sus posibilidades para generar interrupciones. La configuración del
Timer1 se realiza con el registro T1CON.
Dir. Nombre
10h
T1CON
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
x
Bit
4
x
Bit
3
0
Bit
2
1
Bit
1
0
Bit
0
0
Timer1 off
Reloj interno
No sync.
Oscilador off
Prescaler
Tabla 26. Configuración de Timer1.
En la siguiente figura tenemos el esquema de funcionamiento del Timer1 donde se
puede ver claramente el tratamiento de la señal reloj a través del prescaler y como
posteriormente con la TMR1ON se puede activar o desactivar el contaje del Timer1.
Figura 53. Diagrama de bloques del Timer1.
Interrupciones
El microcontrolador dispone de hasta 14 fuentes de interrupción que según la
aplicación será interesante tener en cuenta y tratarlas.
Pág. 94
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Figura 54. Lógica de interrupciones.
Podemos ver en la figura anterior como cada interrupción tiene un bit que nos permite
habilitarla o deshabilitarla y de forma más general disponemos de GIE y PEIE que
habilitan las interrupciones de forma global y las interrupciones procedentes de los
periféricos respectivamente. En el caso de la centralita de adquisición solo vamos a
permitir interrupciones procedentes del Timer0. Por lo tanto, tan sólo habilitaremos las
interrupciones globales con GIE y la interrupción asociada al Timer0 con TOIE. Estos bits
están en el registro INTCON que deberemos configurar de la siguiente manera.
Dir.
Nombre
0Bh INTCON
Bit
7
1
Bit
6
0
Bit
5
1
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
-
Int. Timer0 ON
Int. Perifer. OFF
Int. Global ON
Tabla 27. Configuración INTCON.
USART
Para inicializar la USART del microcontrolador primero se ha de configurar el bit
SPEN del registro RCSTA y habilitar los pines RX y TX del puerto C para la
comunicación serie.
Pág. 95
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Dir. Nombre
18h
RCSTA
Bit
7
1
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
Puerto serie ON
Tabla 28. Configuración RCSTA.
La velocidad de transmisión se controla mediante un registro de 8 bits que controla el
periodo de un Timer libre, este registro es el SPBRG situado en la dirección 99h de la
memoria. Además se deberá seleccionar con el bit 2 del TXSTA la velocidad de
transmisión entre lenta o rápida. En el registro TXSTA también encontramos otros bits que
nos permitirán configurar la USART de la centralita permitiéndonos seleccionar la
transmisión asíncrona y hacer transmisiones de 9 bits. Puesto que sólo se está inicializando
el dispositivo y todavía no vamos a transmitir mantendremos la transmisión apagada con el
bit 5 del registro TXSPA.
Dir. Nombre
98h
TXSTA
Bit
7
-
Bit
6
1
Bit
5
0
Bit
4
0
Bit
3
-
Bit
2
0
Bit
1
-
Bit
0
-
Velocidad baja
Modo asíncrono
Transmisión OFF
Transmisión 9 bits
Tabla 29. Configuración TXSTA.
Inicialización del conversor analógico/digital
El conversor dispone de 4 registros: ADRESH, ADRESL, ADCON0 y ADCON1, de
los cuales ADCON0 y ADCON1 nos sirven para configurar el dispositivo. Con el primero
de los registros de control configuraremos la velocidad del reloj para la conversión con los
bits ADCS1:ADCS0 y lo mantendremos apagado hasta que sea necesario utilizarlo
escribiendo un 0 en el bit 0 (ADON).
Dir.
Nombre
1Fh ADCON0
Bit
7
x
Bit
6
x
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
0
Conversor OFF
Reloj
conversión A/D
Tabla 30. Configuración ADCON0.
Pág. 96
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Por lo que respecta a ADCON1 contendrá la información acerca de tipo de
justificación que se le aplica al resultado de la conversión y la combinación entre entradas
analógicas y digitales del puerto A y E. En nuestro caso, dado que utilizaremos los 10 bits
de la conversión como información válida, optamos por la justificación a la derecha. En la
siguiente figura se puede ver claramente en que consiste la justificación del resultado de la
conversión.
Figura 55. Justificación del resultado de la conversión.
La configuración de las entradas analógicas se consigue configurando 4 bits
(PCFG3:PCFG0) del registro de control ADCON1. Para determinar la configuración
partiremos de las entradas analógicas que se necesitan y de la tabla de configuraciones:
Puerto
RE2
Función
deseada
RE1
-
RE0
A
RA5
A
RA3 RA2
Vref+
A
RA1
A
RA0
A
Vref+ VrefRA3
Vss
Tabla 31. Tabla de configuración de puertos analógicos centralita de adquisición.
Tabla 32. Tabla de configuración de puertos analógicos.
Pág. 97
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Comparando la solución que buscamos y la tabla de configuraciones posibles vemos
que la configuración 1010 es la que cumple nuestros requisitos.
Dir.
Nombre
9Fh ADCON1
Bit
7
1
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
1
Bit
2
0
Bit
1
1
Bit
0
0
Configuración
de puertos
Justicación
derecha.
Tabla 33. Configuración ADCON1.
5.2. Relé de autogestión
Puertos I/O y Timer
El primer paso de la inicialización consiste en configurar los puertos de acuerdo a la
función que van a realizar, del mismo modo que en la centralita, primero identificaremos
las necesidades.
Puerto Pines
Configuración
A
0-5
Entradas digitales
B
5
Entrada digital
B
1,2,4 Salidas digitales
C
0-5
Entradas analógicas
C
6 y 7 RX y TX de la USART
Tabla 34. Configuración puertos relé de autogestión.
A continuación, procedemos a modificar los registros TRIS que permitirán configurar
los puertos del microcontrolador.
Dir. Nombre
85h
TRISA
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
1
Bit
4
1
Bit
3
1
Bit
2
1
Bit
1
1
Bit
0
1
Pin 0 entrada
Pin 1 entrada
Pin 2 entrada
Pin 3 entrada
Pin 4 entrada
Pin 5 entrada
Tabla 35. Configuración TRISA.
Pág. 98
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Para el puerto A además del registro de control TRISA también se tendrá que
configurar el registro ADCON1 para configurar los pines como entradas digitales.
Dir.
Nombre
9Fh ADCON1
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
0
Bit
2
1
Bit
1
1
Bit
0
0
Puerto A modo
digital
Tabla 36. Configuración ADCON1.
Los registros TRISB y TRISC se deberán configurar de la siguiente manera:
Dir. Nombre
86h
TRISB
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
1
Bit
4
0
Bit
3
-
Bit
2
0
Bit
1
0
Bit
0
Pin 1 salida
Pin 2 salida
Pin 4 salida
Pin 5 entrada
Tabla 37. Configuración TRISB.
Dir. Nombre
87h
TRISC
Bit
7
1
Bit
6
1
Bit
5
1
Bit
4
1
Bit
3
1
Bit
2
1
Bit
1
1
Bit
0
1
Pin 0 entrada
Pin 1 entrada
Pin 2 entrada
Pin 3 entrada
Pin 4 entrada
Pin 5 entrada
Pin 6 TX USART
Pin 7 RX USART
Tabla 38. Configuración TRISC.
La configuración del Timer0 será idéntica que en el caso de la centralita de gestión con
la diferencia de que esta vez no provocará interrupciones sino que utilizaremos el Timer0
como un retardo por espera.
Pág. 99
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Dir.
Nombre
81h OPTION_REG
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
0
Bit
4
-
Bit
3
0
Bit
2
x
Bit
1
x
Bit
0
x
Configuración
prescaler
Presc. Timer0
Reloj interno
Tabla 39. Configuración OPTION_REG.
Los valores del prescaler y del registro TMR0 se deben escribir en función del retardo
que se quiera generar y variarán a lo largo de la ejecución del programa.
Inicialización de comunicaciones
En el caso del relé de autogestión se necesitará que la USART del microcontrolador
funcione como receptor para poder tomar la información procedente de la centralita de
adquisición. Por este motivo se deberá configurar la USART del dispositivo del mismo
modo que en la centralita pero, esta vez, en modo recepción. Deberá tener la misma
velocidad de transmisión, fijada con el valor del registro SPBRG, y permitir la recepción
en modo asíncrono en 9 bits.
Figura 56. Diagrama de bloques de la USAR en recepción.
Comenzaremos configurando el bit SYNC del registro TXSTA para habilitar el modo
asíncrono en la recepción y el bit BRGH que nos permite configurar la velocidad de
transmisión de datos.
Pág. 100
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Dir. Nombre
98h
TXSTA
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
-
Bit
4
0
Bit
3
-
Bit
2
0
Bit
1
-
Bit
0
-
Velocidad baja
Modo asíncrono
Tabla 40. Configuración TXSTA.
Para activar el puerto serie también se tendrá que activar el bit SPEN, el bit RX9 que
permite la recepción del noveno bit y finalmente poner a uno el bit CREN de registro
RCSTAT que habilitará la recepción.
Dir. Nombre
18h
RCSTA
Bit
7
1
Bit
6
1
Bit
5
1
Bit
4
1
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
-
Recepción ON
Recepción 9 bits
Puerto serie ON
Tabla 41. Configuración RCSTAT.
La USART ya está configurada para recibir información y tan sólo faltará habilitar la
interrupción asociada a la recepción de la USART de manera que cuando se reciba la
información se genere una excepción. Para habilitar las interrupciones de la USART se
deberán activar los bits GIE y PEIE del registro INTCON y el bit RCIE en el PIE1.
Dir.
Nombre
0Bh INTCON
Bit
7
1
Bit
6
1
Bit
5
-
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
Int. Perifer. ON
Int. Global ON
Tabla 42. Configuración INTCON.
Dir. Nombre
8Ch
PIE1
Bit
7
-
Bit
6
-
Bit
5
1
Bit
4
-
Bit
3
-
Bit
2
-
Bit
1
-
Bit
0
Int. USART ON
Tabla 43. Configuración PIE1.
Pág. 101
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
6. Cálculo de la fuente de alimentación
La fuente de alimentación tiene como función suministrar una tensión continua fija
y constante para cualquier demanda de corriente posible dentro de unos márgenes
preestablecidos. La fuente de alimentación se dimensiona en función de las cargas que ha
soportar por lo que el cálculo de la fuente de cada equipo será independiente. La fuente de
alimentación se basa en el regulador de tensión 7805 que suministra una tensión fija de 5V
con apenas componentes externos. Dispone de protección por sobrecalentamiento y por
cortocircuito. Esta disponible en diferentes encapsulados que permiten mayor flexibilidad
en el diseño.
Figura 57. Encapsulados para el regulador 7805.
6.1. Centralita de adquisición
La fuente de alimentación de la centralita deberá alimentar los siguientes
consumos:
§
§
§
§
Microcontrolador PIC
LEDs indicadores
Display 7 segmentos
MODEM PLC
6.1.1. Microcontrolador PIC
Para calcular la intensidad consumida por el microcontrolador hemos de conocer
como variables de partida del la frecuencia y la tensión de trabajo, en nuestro caso, son 4
MHz y una tensión de 5V. A partir del siguiente gráfico deduciremos que el consumo de
3mA.
Pág. 102
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Figura 58. IDD máxima versus Fosc y VDD.
6.1.2. LEDs Estado
EL consumo de los LEDs se limitará a 3mA aproximadamente y para ello se
utilizara una resistencia en serie con su alimentación. Para hacer el cálculo de la resistencia
se considerará que la alimentación del LED es a 5 V y la caída de tensión el LED es de 2 V
aproximadamente.
V
V = R·I 
→ R =
I
5−2
3e − 3
R = 1000Ω
R=
6.1.3. Display 7 segmentos
En la centralita de adquisición tenemos 3 displays 7 segmentos basados en
tecnología LED. Para el cálculo de la energía consumida se tendrá en cuenta tan solo el de
un display ya que están multiplexados. Para conseguir una intensidad mínima de 15 mA se
colocará una resistencia de 180 ? en serie con el microcontrolador.
Cada display tendrá como máximo el consumo de 7 LEDs, uno por segmento, más
un octavo LED correspondiente al punto decimal.
6.1.4. MODEM PLC
El consumo del MODEM es I DD ( Rx / Tx )(tot ) más I DD ( AMP )(max) :
Pág. 103
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
I DD ( Rx / Tx )(tot ) = 28mA
I DD ( AMP )(max) = 76mA
I DD (total ) = 104mA
Resumiendo los datos anteriores tenemos la siguiente tabla:
Consumo
Microcontrolador
LED
Display 7 seg.
Modem PLC
Cantidad Intensidad (mA) Subtotal
1
3
3
3
9
3
8
120
15
1
104
104
TOTAL I (mA) =
236
Por lo tanto la potencia que deberá suministrar la fuente es: P = V ·I
P = 5 * 236e − 3
P = 1.18W
6.2. Relé de autogestión
Los consumos que debe alimentar la fuente de alimentación en el relé de
autogestión son:
§
§
§
§
§
Microcontrolador PIC
LEDs Estado
Optocoplador triac
MODEM PLC
Interruptores binarios
6.2.1. Microcontrolador PIC
El microcontrolador en el rele de autogestión tendrá una frecuencia de reloj de 4
MHz y a una tensión de alimentación de 5V por lo que el consumo será, como se ha visto
anteriormente, igual a 3mA.
6.2.2. LEDs Estado
El consumo por cada LED es de 3 mA por lo que se colocará una resistencia en
serio de 1k? .
Pág. 104
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
6.2.3. Optocoplador Triac
La excitación del optocoplador triac se realiza igual que la de los diodos LED
debido a que en el interior de integrado la parte emisora del optocoplador es un diodo
emisor de luz. En este caso la intensidad buscada es de 15 mA y una caída de tensión
máxima de 1,5V.
V
V = R·I 
→ R =
I
5 − 1.5
15e − 3
R = 233Ω
Si aproximamos la resistencia a un valor comercial nos quedaremos con R = 220 ?
por lo que la intensidad se convertirá en 16 mA.
R=
6.2.4. MODEM PLC
En el funcionamiento del MODEM se distinguen dos consumos, por un lado los de
la circuitería digital-analógica del MODEM y por otro el consumo del amplificador de
emisión. En el caso del relé el MODEM tan solo recibe por lo que solo se contabiliza el
primer consumo.
I DD ( Rx / Tx )(tot ) = 28mA
6.2.5. Selectores de modo
Los interruptores para la selección de modo sólo consumen cuando está alguno de
ellos activo, concretamente:
V = R·I 
→ I =
V
R
5
100k
I = 0.05mA
I=
Resumiendo los datos anteriores tenemos la siguiente tabla:
Pág. 105
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
Consumo
Microcontrolador
LED
Optocoplador
Modem PLC
Interruptores binarios
Cantidad Intensidad (mA) Subtotal
1
3
3
2
6
3
1
16
16
1
28
28
13
0,65
0,05
TOTAL I (mA) =
53,65
Por lo tanto la potencia que deberá suministrar la fuente es: P = V ·I
P = 5·53,4e − 3
P = 0 . 27 W
7. Cálculo del disipador para el regulador 7805
Como se ha comentado cada fuente de alimentación dispone de un regulador de
tensión que se encarga de regular y estabilizar la tensión. Este componente debido a su
constitución y forma de trabajo disipa energía en forma de calor. Este calor se disipa de
forma natural con el encapsulado del circuito pero a veces no es suficiente para mantenerlo
por debajo de la temperatura óptima de trabajo.
Los parámetros térmicos máximos para el regulador con encapsulado (TO-220)
son:
Resistencia Térmica Unión-Encapsulado
RθJC
5
ºC/W
Resistencia Térmica Unión-Aire
RθJA
65
ºC/W
Rango de temperaturas de funcionamiento
TOPR
0~+125
ºC
-65~+150
ºC
Rango de temperaturas de almacenamiento TSTG
7.1. Centralita de adquisición
En la fuente de la centralita de adquisición el regulador de tensión trabajará en las
siguientes condiciones:
VIN = 6V
VO = 5V
I = 53,4mA
Por lo tanto la potencia disipada es:
Pág. 106
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
P = V ·I
P = (VIN − VO )·I
P = (6 − 5)·236e − 3
P = 236e − 3W
A partir de la resistencia térmica unión-encapsulado, la resistencia térmica uniónaire y la siguiente ecuación:
T j − Ta = Pd ·R ja
donde,
Tj = temperatura unión
Ta = temperatura ambiente
Pd = Potencia disipada
Rja = Resistencia térmica unión-ambiente
Encontraremos, sustituyendo valores, Tj:
T j = Pd ·R ja + Ta
T j = 236e − 3·(5 + 65) + 20
T j = 36.52º C
La temperatura de la unión será de 36.52ºC por lo que no se necesitará un disipador
ya que la temperatura esta por debajo de limite permitido.
7.2. Relé de autogestión
Para el regulador del relé de autogestión las condiciones de trabajo son:
VIN = 6V
VO = 5V
I = 53,4mA
Por lo tanto la potencia disipada es:
P = V ·I
P = (VIN − VO )·I
P = (6 − 5)·53,4e − 3
P = 53,4e − 3W
A partir de la resistencia térmica unión-encapsulado, la resistencia térmica uniónaire y la siguiente ecuación:
T j − Ta = Pd ·R ja
Encontraremos, sustituyendo valores, Tj:
Pág. 107
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
T j = Pd ·R ja + Ta
T j = 53,4e − 3·(5 + 65) + 25
T j = 28,74º C
La temperatura de la unión será de 28,74ºC que es correcta ya que está muy por
debajo del límite permitido. Por lo tanto el regulador no necesitará un disipador añadido.
8. Cálculo del disipador para el triac
El triac cuando esté conduciendo también disipará energía en forma de calor al
igual que el regulador de la fuente. Esta disipación se deberá de tener en cuenta por si es
necesario colocar un disipador para mantener la temperatura del transistor por debajo del
límite máximo de funcionamiento. Para conocer la potencia disipada recurrimos a las
gráficas suministradas por el fabricante
Figura 59. Máxima disipación en conducción frente a la intensidad IT(RMS) para a igual ángulo de conducción.
Las características térmicas del triac son:
Resistencia Térmica Unión-Encapsulado
RθJC
1
ºC/W
Resistencia Térmica Unión-Aire
RθJA
60
ºC/W
Rango de temperaturas de funcionamiento
TOPR
0~+125
ºC
-65~+150
ºC
Rango de temperaturas de almacenamiento TSTG
Si calculamos la temperatura de unión del transistor sin disipador externo para una
corriente de 12 A la potencia disipada es de 15W por lo que tenemos:
Pág. 108
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
MEMORIA DE CÁLCULO
T j = Pd ·R ja + Ta
T j = 15·(1 + 60) + 25
T j = 940º C
Podemos ver que la temperatura es exageradamente alta y el dispositivo se destruirá
antes de alcanzarla. Para moderar la temperatura del transistor se colocará un disipador
cuya resistencia térmica se calcula a continuación.
Rd =
T j − Ta
Pd
− R jc − Rcd
donde,
Tj = Temperatura unión
Ta = Temperatura ambiente
Pd = Potencia disipada
Rjc = Resistencia térmica unión-cápsula
Rcd = Resistencia térmica cápsula-disipador
Rd = Resistencia térmica disipador
125 − 25
− 0.12 − 1
15
Rd = 5.55º C / W
Rd =
Comercialmente encontramos el disipador PPD50PH con una resistencia térmica de
5.5 ºC/W al aire libre. Vista desde arriba tenemos las siguientes medidas, la altura es de
50mm:
Figura 60. Radiador 5.5 ºC/W.
Pág. 109
4. PLANOS
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
1. Esquema centralita de adquisición
VDD
C1
RB0/INT
JP1
1
2
1
RB1
MCLR/VPP
RB2
JUMPER
2
RB4
SW5
RB5
34
35
37
1
2
3
4
5
6
SW1 SW_1
1
2
SW2 SW_2
1
2
SW3
SW_3
1
2
SW4 SW_4
1
2
38
1k
13
14
J2
OSC1/CLK
RC1/T1OSO/CCP2
OSC2/CLKOUT RC2/CCP1
RC3/SCK/SCL
USART_TX
USART_RX
25
26
Conector para ICD debugger
D2 LED
RC0/T1SOI/TCLK
Clock_PLC_Modem
RC6
RC7
VDD
VPPx
U1
RB3
RB6
RB7
1N4004
R2
Generador
1
RB3
RB6
RB7
D1
ICD_CON
C3
1n
36
39
40
RB3
RB6
RB7
1
R1
1k
J1
C2
1n
33
2
VPPx
10nF
11
VDD
VDD
VDD
32
VDD
RC4/SDI/SDA
RC5/SDO
15 R3
1k
J3
16 R4
1k
17 R5
1k
1
2
3
4
5
6
7
8
D3 LED
D4
18
23
24
LED
Control_1
Control_2
Control_3
Bateria
Radiacion
Intensidad placas
Intensidad consumo
Temp Bateria
Generador
Vref+
7
6
Fase
Neutro
5
4
3
2
1
USART_TX
USART_RX
Clock_PLC_Modem
VDD
Señales
MODEM
RD7/PSP7
R9
180 d4
27
R10
180 d5
28
R11
180 d6
29
R12
180 d7
30
R13
180 d8
U2
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
1
2
3
4
5
6
7
8
U3
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
a
b
c
d
e
f
g
dp
PIC16F877
7-segment
1
2
3
4
5
6
7
8
7-segment
CT1
2
Control_2
D5
1N4001
1
1
T 630 mA
Neutro
4
8
D8
1N4001
D7
1N4001
2
1
1
230V/6V 0.8VA
2
Control_3
Q3
BC337
2.7k
U5
LM7805/TO
2
C4
470uF
C5
VIN
VOUT
GND
5
2
T1
1
J4
Fase
1
2
F1
1
2
3
3
VDD
C6
100nF
2
AC RED
CT3
R16
Q2
BC337
2.7k
3
2.7k
a
b
c
d
e
f
g
dp
7-segment
1
R15
Q1
BC337
3
2
1
2
3
4
5
6
7
8
CT2
1
R14
Control_1
U4
d1
d2
d3
d4
d5
d6
d7
d8
a
b
c
d
e
f
g
dp
GND
12
RD6/PSP6
22
d[1:7]
com
RD5/PSP5
180 d3
10
RE2/CS
R8
9
RD4/PSP4
180 d2
21
1
RD3/PSP3
RE1/WR
180 d1
R7
3
RE0/RD
R6
20
GND
RD2/PSP2
GND
10
RA5/SS
19
com
9
RD1/PSP1
10
8
RD0/PSP0
RA4/T0CLK
9
Temp Bateria
7
RA3
GND
Intensidad consumo
RA2
com
6
RA1
10
5
RA0
9
Vref+
4
GND
Intensidad placas
3
31
Bateria
Radiacion
2
100nF
D6
1N4001
Pág. 111
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout Centralita de Adquisición
Layout componentes Centralita de Adquisición
Pág. 112
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout circuito impreso Centralita de Adquisición
Pág. 113
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
2. Esquema relé de autogestión
J1
VDD
C1
R1
100k
R2
100k
SW1
1A
10nF
2A
3A
20
VPPx
JUMPER JP1
1
2
2
RA0
RA1
RA2
OSC1/CLKIN
RA3
RA4/TOCKI
RA5/SS
1
Clock_PLC_Modem
OSC2/CLKOUT
MCLR/Vpp
9
1
RESET1
Vss
RC0/T1OSO/T1CKI
RC1/T1OSI/CCP2
RC2/CCP1
RC3/SCK/SCL
RC4/SDI/SDA
RC5/SDO
RC6/TX/CK
RC7/RX/DT
8
19
Vss
U1
RB0/INT
RB1
RB2
RB3
RB4
RB5
RB6
RB7
2
3
4
5
6
7
1A
2A
3A
4A
1C
2C
21
22
23
24
25
26
27
28
Automatico / Manual
5
4
3
2
1
USART_TX
USART_RX
Clock_PLC_Modem
VDD
MODEM
J2
D1 LED rojo
R8
R6
100k
1k
R7
100k
1
2
3
4
5
6
SW2
AC_LOAD
RB3
R9
D2 LED verde
1
2
3
4
5
1B
1k
2B
3C
RB6
RB7
11
12
13
14
15
16
17
18
R5
100k
Fase
Neutro
VDD
10
R4
100k
7
6
3B
4B
5B
10
9
8
7
6
VDD
RB3
RB6
RB7
1
VDD
4A
R3
1k
8
7
6
5
D3
R10
1N4001
ICD_CON
1k
1B
2B
3B
4B
5B
R11
100k
R12
100k
R13
100k
Estado Bateria
VPPx
Conector para ICD debugger
JP2
1
USART_TX
USART_RX
VDD
2
VDD
1
2
3
4
2
VDD
Generador
R14
100k
R15
100k
PIC16F876
R16
100k
SW3
1C
2C
3C
1
2
3
R17
100k
6
5
4
VDD
Estado Inversor
R18
R19
U2
1
AC_LOAD
6
220
1
U3
LM7805/TO
2
1
630mA
4
J3
8
D7
1N4001
D6
1N4001
2
220 V/6V 0,6VA
1
1
Neutro
D5
1N4001
Fase_sf
360
C2
470uF
C3
VIN
VOUT
3
VDD
C4
2
Q1
TRIAC BT139
4
ZERO
CROSS
CIRCUIT
R20
330
100nF
100nF
TRIAC
Neutro
2
1
5
GND
T1
1
2
Fase
2
F1
2
Fase_sf
1
2
3
D4
1N4001
1
AC RED
J4
Carga AC
Pág. 114
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout Relé de Autogestión
Layout componentes Relé de Autogestión
Pág.115
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout circuito impreso Relé de Autogestión
Pág. 116
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
3. Esquema MODEM PLC
250 V (AC)
F1
1
2
1
2
T 630 mA
R1
RV1
250 V (AC)
J1
C1
33nF/X2 250 V
100 (0.5W)
7
J3
L1
47uH low Rs
2
T1
6
+5 V
9
Alimentación
VIN
VOUT
2
FDB08
100
1
C7
100uF (16 V)
C2
C6
470uF (16 V)
2
C8
47nF
5
1
4
GND
D3
R2
1
+
3
33nF 63V
L2
47uH
+5 V
+5 V
R5
R
APGND
13
C4
Q1
10nF
3
BC547
14
10
R6
1k
R8
33k
AGND
12
R4
TXout
9
PD
C3
1uF (16 V)
10nF
VDDA
VDDAP
VDDD
CLKout
R7
150k
2
RXin
TDA5051A
DGND
15
DATAout
OSC2
4
5
J2
2
DATAin
8
1
2
3
4
1
OSC1
Modem Signals
3
U1
11
1
C10
7
LED Rojo
D2
U2
LM7805/TO
-
R3
270
3
5
1
T3
NewPort 76250
3
2
4
230V/6V 1VA
+5 V
D1
SA5.0A
2.2 M
Y1
8.000MHz
C5
27pF
C9
27pF
Pág. 117
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout MODEM PLC
Layout componentes MODEM PLC
Pág. 118
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PLANOS
Layout circuito impreso MODEM PLC
Pág. 119
5. PRESUPUESTO
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
1. Estado de Mediciones
1.1. Centralita de adquisición
Código
Denominación
Concepto
Cantidad
CONDMK10K100
CONDMK1K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIO1N4004
DIOLED5A
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC4
REC3
TA2828
TRABC337
RES14180
RES141K
RES1427K
DIS43CC
PULP4ON
SW73
TRAFOE1228
CIPIC16F877
RE5LM7805
SECM310
DIN934
SCI40
SCI24
PCIPB80120
HORASM
C1
C2,C3
C6,C5
C4
D1
D2
D3,D4
D5,D6,D7,D8
F1
PF1
J2, J3
J4
J1
Q1,Q2,Q3
R6,R7,R8,R9,R10-R13
R1,R2,R3,R4,R5
R14,R15,R16
U2,U3,U4
SW1, SW2, SW3, SW4
SW5
T1
U1
U5
S1,S2,S3,S4
T1,T2,T3,T4
SO1
SO2,SO3,SO4
P1
Horas
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 1nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo rectificador 1N4004
Diodo LED 5 mm amarillo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Regleta 8 polos
Regleta 3 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Transistor NPN BC337
Resistencias carbón 1/4W 180
Resistencias carbón 1/4W 1K
Resistencias carbón 1/4W 2,7K
Display 7 segmentos 4/3" Cátodo común
Pulsador plástico redondo negro
Conmutador miniatura SW-73
Transformador epoxi 6V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F877
Regulador de tensión 5V LM7805
Separador hexagonal M-H M3x10
Tuercas M3
Soporte circuito integrado 40 pines
Soporte circuito integrado 10 pines
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
1
2
2
1
1
1
2
4
1
1
2
1
1
3
8
5
3
3
4
1
1
1
1
4
4
1
3
1
3
Tabla 44. Mediciones centralita de adquisición.
1.2. Relé de autogestión
Código
CONDMK10K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIOLED5R
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC2
Denominación
C1
C4,C3
C2
D1
D2
D3,D4,D5,D6,D7
F1
PF1
J4
Concepto
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo LED 5 mm rojo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Regleta 2 polos
Cantidad
1
2
1
1
1
1
1
1
1
Pág. 121
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
REC3
REC4
TA2828
OPTMOC3041
TRIBT139600
RADN55
RES14220
RES14330
RES14390
RES141K
RES14100K
SW73
CSW4
CSW4
CSW6
TRAFOE1228
CIPIC16F876
RE5LM7805
SCI28E
SECM310
DIN934
PICPB80120
HORASM
J3
J1
J2
U2
Q1
RA1
R18
R20
R19
R3,R8,R9,R10
R1,R2,R4-R7,R11-R17
SW4
JP2
SW1, SW2
SW3
T1
U1
U3
SO1
S1,S2,S3,S4
T1,T2,T3,T4
P1
Horas
Regleta 3 polos
Regleta 4 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Optocoplador MOC 3041
Triac BT139 600V
Radiador 5,5ºC/W
Resistencias carbón 1/4W 220
Resistencias carbón 1/4W 330
Resistencias carbón 1/4W 390
Resistencias carbón 1/4W 1K
Resistencias carbón 1/4W 100K
Conmutador miniatura SW-73
Conmutador switch 1 C
Conmutador switch 4 C
Conmutador switch 6 C
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F876
Regulador de tensión 5V LM7805
Soporte circuito integrado 28 pins estrecho
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
1
2
1
1
1
1
1
1
1
4
13
1
1
2
1
1
1
1
1
4
4
1
2
Tabla 45. Mediciones Relé autogestión.
1.3. MODEM PLC
Código
CONDMK33K250
CONDMK33K63
CONDMK116
CONDMK10K100
CONDMK27100
CONDER47016
CONDER10016
CONDMK47100
DIOZE5A
PDIOFDB08
DIOLED5R
PFCI520
450-0100
REC2
REC4
IND47LR
IND47R
TRABD547
RES12100
RES14100
RES14270
RES1422M
RES1410K
RES141K
Denominación
C1
C2
C3
C10,C4
C5,C9
C6
C7
C8
D1
D2
D3
PF1
F1
J1,J3
J2
L1
L2
Q1
R1
R2
R3
R4
R5
R6
Concepto
Condensador cerámico 33nF/X2 250 V
Condensador cerámico 33nF 63V
Condensador cerámico 1uF 16 V
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 27pF 100V
Condensador electrolítico 470uF 16 V
Condensador electrolítico 100uF 16 V
Condensador cerámico 47nF 100 v
Diodo zener SA5.0A
Puente de diodos rectificador FDB08
Diodo LED 5 mm rojo
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Fusible 100mA
Regleta 2 polos
Regleta 4 polos
Inductor 47uH baja resistencia radial
Inductor 47uH axial
Transistor NPN BC547
Resistencias carbón 1/4W 100 (0.5W)
Resistencias carbón 1/4W 100
Resistencias carbón 1/4W 270
Resistencias carbón 1/4W 2,2M
Resistencias carbón 1/4W 10k
Resistencias carbón 1/4W 1k
Cantidad
1
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Pág. 122
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
RES14150K
RES1433K
TRAFOE1228
TRAFNP76250
CITDA5051A
RE5LM7805
CRISCU8M
SECM310
DIN934
PICPB6080
HORASM
R7
R8
T1
T3
U1
U2
Y1
S1,S2,S3,S4
T1,T2,T3,T4
P1
Horas
Resistencias carbón 1/4W 150k
Resistencias carbón 1/4W 33k
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Transformador NewPort 76250
Modem integrado TDA5051A
Regulador de tensión 5V LM7805
Cristal Oscilador de cuarzo 8.000MHz
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 60x80
Horas de montaje
1
1
1
1
1
1
1
2
4
1
2
Tabla 46. Mediciones MODEM PLC.
1.4. Diseño del prototipo
Código
HORASD
Denominación
Horas
Concepto
Cantidad
Horas de diseño
130
Tabla 47. Mediciones diseño prototipo.
1.5. Programación microcontroladores
Código
HORASP
Denominación
Horas
Concepto
Cantidad
Horas de programación
40
Tabla 48. Mediciones programación microcontroladores.
2. Precios elementales
2.1. Centralita de adquisición
Código
CONDMK10K100
CONDMK1K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIO1N4004
DIOLED5A
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC4
REC3
TA2828
TRABC337
RES14180
RES141K
Concepto
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 1nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo rectificador 1N4004
Diodo LED 5 mm amarillo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusiles 5x20 circuito impreso
Regleta 8 polos
Regleta 3 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Transistor NPN BC337
Resistencias carbón 1/4W 180
Resistencias carbón 1/4W 1K
Precio
0,08 €
0,09 €
0,13 €
0,32 €
0,03 €
0,12 €
0,12 €
0,03 €
0,08 €
0,20 €
1,00 €
0,85 €
0,81 €
0,06 €
0,02 €
0,02 €
Pág. 123
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
RES1427K
DIS43CC
PULP4ON
SW73
TRAFOE1228
CIPIC16F877
RE5LM7805
SECM310
DIN934
SCI40
SCI24
PCIPB80120
HORASM
Resistencias carbón 1/4W 2,7K
Display 7 segmentos 4/3" Cátodo común
Pulsador plástico redondo negro
Conmutador miniatura SW-73
Transformador epoxi 6V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F877
Regulador de tensión 5V LM7805
Separador hexagonal M-H M3x10
Tuercas M3
Soporte circuito integrado 40 pines
Soporte circuito integrado 10 pines
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
0,02 €
1,27 €
0,41 €
0,39 €
5,49 €
10,00 €
0,60 €
0,10 €
0,07 €
0,26 €
0,70 €
2,89 €
15,00 €
Tabla 49. Precios elementales centralita de adquisición.
2.2. Relé de autogestión
Código
Concepto
CONDMK10K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIOLED5R
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC2
REC3
REC4
TA2828
OPTMOC3041
TRIBT139600
RADN55
RES14220
RES14330
RES14390
RES141K
RES14100K
SW73
CSW4
CSW4
CSW6
TRAFOE1228
CIPIC16F876
RE5LM7805
SCI28E
SECM310
DIN934
PICPB80120
HORASM
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo LED 5 mm rojo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Regleta 2 polos
Regleta 3 polos
Regleta 4 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Optocoplador MOC 3041
Triac BT139 600V
Radiador 5,5ºC/W
Resistencias carbón 1/4W 220
Resistencias carbón 1/4W 330
Resistencias carbón 1/4W 390
Resistencias carbón 1/4W 1K
Resistencias carbón 1/4W 100K
Conmutador miniatura SW-73
Conmutador switch 1 C
Conmutador switch 4 C
Conmutador switch 6 C
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F876
Regulador de tensión 5V LM7805
Soporte circuito integrado 28 pins estrecho
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
Precio
0,08 €
0,13 €
0,32 €
0,09 €
0,12 €
0,03 €
0,08 €
0,20 €
0,50 €
0,85 €
1,00 €
0,81 €
0,84 €
1,59 €
5,52 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,39 €
0,55 €
0,95 €
1,00 €
5,49 €
8,25 €
0,60 €
0,27 €
0,10 €
0,07 €
2,89 €
15,00 €
Tabla 50. Precios elementales Relé autogestión.
Pág. 124
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
2.3. MODEM PLC
Código
CONDMK33K250
CONDMK33K63
CONDMK116
CONDMK10K100
CONDMK27100
CONDER47016
CONDER10016
CONDMK47100
DIOZE5A
PDIOFDB08
DIOLED5R
PFCI520
450-0100
REC2
REC4
IND47LR
IND47R
TRABD547
RES12100
RES14100
RES14270
RES1422M
RES1410K
RES141K
RES14150K
RES1433K
TRAFOE1228
TRAFNP76250
CITDA5051A
RE5LM7805
CRISCU8M
SECM310
DIN934
PICPB6080
HORASM
Concepto
Condensador cerámico 33nF/X2 250 V
Condensador cerámico 33nF 63V
Condensador cerámico 1uF 16 V
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 27pF 100V
Condensador electrolítico 470uF 16 V
Condensador electrolítico 100uF 16 V
Condensador cerámico 47nF 100 v
Diodo zener SA5.0A
Puente de diodos rectificador FDB08
Diodo LED 5 mm rojo
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Fusible 100mA
Regleta 2 polos
Regleta 4 polos
Inductor 47uH baja resistencia radial
Inductor 47uH axial
Transistor NPN BC547
Resistencias carbón 1/4W 100 (0.5W)
Resistencias carbón 1/4W 100
Resistencias carbón 1/4W 270
Resistencias carbón 1/4W 2,2M
Resistencias carbón 1/4W 10k
Resistencias carbón 1/4W 1k
Resistencias carbón 1/4W 150k
Resistencias carbón 1/4W 33k
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Transformador NewPort 76250
Modem integrado TDA5051A
Regulador de tensión 5V LM7805
Cristal Oscilador de cuarzo 8.000MHz
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 60x80
Horas de montaje
Precio
0,74 €
0,08 €
0,10 €
0,08 €
0,02 €
0,32 €
0,22 €
0,02 €
0,81 €
0,15 €
0,09 €
0,20 €
0,08 €
0,50 €
1,00 €
0,87 €
0,28 €
0,07 €
0,03 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
5,49 €
3,60 €
9,45 €
0,60 €
0,68 €
0,10 €
0,07 €
2,89 €
15,00 €
Tabla 51. Precios elementales MODEM PLC.
2.4. Diseño del prototipo
Código
HORASD
Concepto
Horas de diseño
Precio
20,00 €
Tabla 52. Precios elementales diseño prototipo.
Pág. 125
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
2.5. Programación microcontroladores
Código
HORASP
Concepto
Precio
Horas de programación
15,00 €
Tabla 53. Precios elementales programación microcontroladores.
3. Aplicación de precios
3.1. Centralita de adquisición
Código
Concepto
Cantidad
CONDMK10K100
CONDMK1K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIO1N4004
DIOLED5A
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC4
REC3
TA2828
TRABC337
RES14180
RES141K
RES1427K
DIS43CC
PULP4ON
SW73
TRAFOE1228
CIPIC16F877
RE5LM7805
SECM310
DIN934
SCI40
SCI24
PCIPB80120
HORASM
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 1nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo rectificador 1N4004
Diodo LED 5 mm amarillo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusiles 5x20 circuito impreso
Regleta 8 polos
Regleta 3 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Transistor NPN BC337
Resistencias carbón 1/4W 180
Resistencias carbón 1/4W 1K
Resistencias carbón 1/4W 2,7K
Display 7 segmentos 4/3" Cátodo común
Pulsador plástico redondo negro
Conmutador miniatura SW-73
Transformador epoxi 6V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F877
Regulador de tensión 5V LM7805
Separador hexagonal M-H M3x10
Tuercas M3
Soporte circuito integrado 40 pines
Soporte circuito integrado 10 pines
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
1
2
2
1
1
1
2
4
1
1
2
1
1
3
8
5
3
3
4
1
1
1
1
4
4
1
3
1
3
Precio
Subtotal
0,08 €
0,09 €
0,13 €
0,32 €
0,03 €
0,12 €
0,12 €
0,03 €
0,08 €
0,20 €
1,00 €
0,85 €
0,81 €
0,06 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
1,27 €
0,41 €
0,39 €
5,49 €
10,00 €
0,60 €
0,10 €
0,07 €
0,26 €
0,70 €
2,89 €
15,00 €
0,08 €
0,18 €
0,26 €
0,32 €
0,03 €
0,12 €
0,24 €
0,12 €
0,08 €
0,20 €
2,00 €
0,85 €
0,81 €
0,18 €
0,16 €
0,10 €
0,06 €
3,81 €
1,64 €
0,39 €
5,49 €
10,00 €
0,60 €
0,40 €
0,28 €
0,26 €
2,10 €
2,89 €
45,00 €
TOTAL =
78,65 €
Tabla 54. Aplicación de precios centralita de adquisición.
Pág. 126
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
3.2. Relé de autogestión
Código
Concepto
Cantidad
CONDMK10K100
CONDMK100K100
CONDER47025
DIOLED5R
DIOLED5V
DIO1N4001
450-0100
PFCI520
REC2
REC3
REC4
TA2828
OPTMOC3041
TRIBT139600
RADN55
RES14220
RES14330
RES14390
RES141K
RES14100K
SW73
CSW4
CSW4
CSW6
TRAFOE1228
CIPIC16F876
RE5LM7805
SCI28E
SECM310
DIN934
PICPB80120
HORASM
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 100nF 100V
Condensador electrolítico 470uF 25V
Diodo LED 5 mm rojo
Diodo LED 5 mm verde
Diodo rectificador 1N4001
Fusible 100mA
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Regleta 2 polos
Regleta 3 polos
Regleta 4 polos
Base circuito impreso 6P6C acodado
Optocoplador MOC 3041
Triac BT139 600V
Radiador 5,5ºC/W
Resistencias carbón 1/4W 220
Resistencias carbón 1/4W 330
Resistencias carbón 1/4W 390
Resistencias carbón 1/4W 1K
Resistencias carbón 1/4W 100K
Conmutador miniatura SW-73
Conmutador switch 1 C
Conmutador switch 4 C
Conmutador switch 6 C
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Microcontrolador PIC 16F876
Regulador de tensión 5V LM7805
Soporte circuito integrado 28 pins estrecho
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 80x120
Horas de montaje
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
4
13
1
1
2
1
1
1
1
1
4
4
1
2
Precio
Subtotal
0,08 €
0,13 €
0,32 €
0,09 €
0,12 €
0,03 €
0,08 €
0,20 €
0,50 €
0,85 €
1,00 €
0,81 €
0,84 €
1,59 €
5,52 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,39 €
0,55 €
0,95 €
1,00 €
5,49 €
8,25 €
0,60 €
0,27 €
0,10 €
0,07 €
2,89 €
15,00 €
0,08 €
0,26 €
0,32 €
0,09 €
0,12 €
0,03 €
0,08 €
0,20 €
0,50 €
0,85 €
2,00 €
0,81 €
0,84 €
1,59 €
5,52 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,08 €
0,26 €
0,39 €
0,55 €
1,90 €
1,00 €
5,49 €
8,25 €
0,60 €
0,27 €
0,40 €
0,28 €
2,89 €
30,00 €
TOTAL =
65,71 €
Tabla 55. Aplicación de precios Relé autogestión.
3.3. MODEM PLC
Código
CONDMK33K250
CONDMK33K63
CONDMK116
CONDMK10K100
CONDMK27100
CONDER47016
CONDER10016
CONDMK47100
DIOZE5A
Concepto
Condensador cerámico 33nF/X2 250 V
Condensador cerámico 33nF 63V
Condensador cerámico 1uF 16 V
Condensador cerámico 10nF 100V
Condensador cerámico 27pF 100V
Condensador electrolítico 470uF 16 V
Condensador electrolítico 100uF 16 V
Condensador cerámico 47nF 100 v
Diodo zener SA5.0A
Cantidad
1
1
1
2
2
1
1
1
1
Precio
0,74 €
0,08 €
0,10 €
0,08 €
0,02 €
0,32 €
0,22 €
0,02 €
0,81 €
Subtotal
0,74 €
0,08 €
0,10 €
0,16 €
0,04 €
0,32 €
0,22 €
0,02 €
0,81 €
Pág. 127
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
PDIOFDB08
DIOLED5R
PFCI520
450-0100
REC2
REC4
IND47LR
IND47R
TRABD547
RES12100
RES14100
RES14270
RES1422M
RES1410K
RES141K
RES14150K
RES1433K
TRAFOE1228
TRAFNP76250
CITDA5051A
RE5LM7805
CRISCU8M
SECM310
DIN934
PICPB6080
HORASM
Puente de diodos rectificador FDB08
Diodo LED 5 mm rojo
Portafusibles 5x20 circuito impreso
Fusible 100mA
Regleta 2 polos
Regleta 4 polos
Inductor 47uH baja resistencia radial
Inductor 47uH axial
Transistor NPN BC547
Resistencias carbón 1/4W 100 (0.5W)
Resistencias carbón 1/4W 100
Resistencias carbón 1/4W 270
Resistencias carbón 1/4W 2,2M
Resistencias carbón 1/4W 10k
Resistencias carbón 1/4W 1k
Resistencias carbón 1/4W 150k
Resistencias carbón 1/4W 33k
Transformador epoxi 6 V 2,8VA
Transformador NewPort 76250
Modem integrado TDA5051A
Regulador de tensión 5V LM7805
Cristal Oscilador de cuarzo 8.000MHz
Separador hexagonal M-H 3x10
Tuercas M3
Placa circuito impreso baquelita 60x80
Horas de montaje
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
4
1
2
0,15 €
0,09 €
0,20 €
0,08 €
0,50 €
1,00 €
0,87 €
0,28 €
0,07 €
0,03 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
5,49 €
3,60 €
9,45 €
0,60 €
0,68 €
0,10 €
0,07 €
2,89 €
15,00 €
0,15 €
0,09 €
0,20 €
0,08 €
1,00 €
1,00 €
0,87 €
0,28 €
0,07 €
0,03 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
0,02 €
5,49 €
3,60 €
9,45 €
0,60 €
0,68 €
0,20 €
0,28 €
2,89 €
30,00 €
TOTAL =
59,59 €
Tabla 56. Aplicación de precios MODEM PLC.
3.4. Diseño del prototipo
Código
HORASD
Concepto
Cantidad
Horas de diseño
Precio
130
20,00 €
Subtotal
2.600,00 €
TOTAL = 2.600,00 €
Tabla 57. Aplicación de precios diseño prototipo.
3.5. Programación microcontroladores
Código
HORASP
Concepto
Horas de programación
Cantidad
Precio
40
Subtotal
15,00 €
600,00 €
TOTAL =
600,00 €
Tabla 58. Aplicación de precios programación microcontroladores.
Pág. 128
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
4. Resumen del presupuesto
Este presupuesto incluye los costes de material y de montaje del los diferentes equipos
que componen el sistema de gestión de energía para instalaciones fotovoltaicas autónomas,
además del coste para el desarrollo y programación. Como coste de programación se
entiende el diseño y simulación del software de los microcontroladores. No se incluye en el
presupuesto el coste de la grabación del software en los dispositivos, los sensores para la
adquisición de variables en la instalación fotovoltaica al igual que el montaje de los
equipos en la instalación.
El presupuesto para un equipo acabado variará respecto al anterior dado que las horas
de diseño y programación solo se tienen una vez en cuenta. Además tratándose de un
prototipo experimental algunos de los materiales utilizados resultarán redundantes o
innecesarios para una versión acabada. También, en función de las condiciones de mercado
y el proveedor los precios de los componentes pueden variar.
4.1. Precio del equipo de gestión
Concepto
Cantidad
Centralita de adquisición
Relé de autogestión
Modem PLC
Precio
1
1
2
Subtotal
78,56 €
65,71 €
59,59 €
78,56 €
65,71 €
119,18 €
TOTAL =
263,45 €
Tabla 59.Presupuesto equipo de gestión.
4.2. Precio diseño del prototipo del equipo de gestión
Concepto
Cantidad
Horas de diseño
Horas de programación
Precio
130
40
20,00 €
15,00 €
Subtotal
2.600,00 €
600,00 €
TOTAL = 3.200,00 €
Tabla 60.Presupuesto diseño.
4.3. Presupuesto total de ejecución
Concepto
Precio equipo de gestión
Precio diseño
Cantidad
1
1
Precio
Subtotal
263,45 €
3.200,00 €
263,45 €
3.200,00 €
TOTAL = 3.463,45 €
Tabla 61. Presupuesto total de ejecución.
Pág. 129
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
PRESUPUESTO
4.4. Presupuesto de ejecución por contrato
Concepto
Cantidad
Presupuesto de ejecución
Gastos generales
Beneficio industrial
Precio
1
13%
6%
Subtotal
3.463,45 €
3.463,45 €
3.463,45 €
3.463,45 €
450,25 €
207,81 €
TOTAL Presupuesto de ejecución por contrato =
4.121,51 €
Tabla 62. Presupuesto de ejecución por contrato.
4.5. Presupuesto de licitación
Concepto
Cantidad
Presupuesto de ejecución por contrato
IVA
1
16%
Precio
Subtotal
4121,51
4121,51
4.121,51 €
659,44 €
TOTAL Presupuesto de licitación =
4.780,95 €
Tabla 63.Presupuesto de licitación.
El presupuesto de licitación asciende a un total de CUATRO MIL SETECIENTOS
OCHENTA CON NOVENTA Y CINCO EUROS (4.780,95 €)
Pág. 130
6. ANEXOS
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
ANEXO 1. Comunicaciones
Pág. 132
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
SISTEMAS DE COMUNICACIÓN
1. Objectivo
A continuación se hará una introducción de los diferentes sistemas de comunicación
existentes. Se clasificarán en función de sus propiedades y se observarán las ventajas y
desventajas de cada uno. Seguidamente se describirá y analizará más profundamente el
sistema de comunicación elegido para este proyecto.
2. Introducción a los sistemas de comunicación
En cualquier sistema complejo donde haya un control o tratamiento de información
será indispensable establecer una comunicación. Normalmente estos sistemas se componen
de diferentes componentes que en la mayoría de casos se encuentran distribuidos en un
entorno o medio. Será fundamental poder conocer el estado de estos elementos y poder
gestionarlos, normalmente, por un sistema supervisor que controlará el proceso global.
Esta relación se establecerá mediante un sistema de comunicación que se deberá adaptar a
las propiedades del medio y las necesidades del sistema que requiere la comunicación.
Como definición de la comunicación podemos decir que los distintos elementos que
componen los sistemas de comunicación pueden intercambiar información, mensajes, entre
sí.
La comunicación requiere de los siguientes elementos genéricos:
-
Emisor, también fuente generadora del mensaje.
Medio de transmisión, por el que se emite el mensaje.
Receptor, recibe la información.
Figura A1. La comunicación.
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ANEXOS
Emisor
El emisor es el que elabora previamente el mensaje. La comunicación debe
realizarse con información rigurosa y preparada para el fin que se busca. Es más, se deben
conocer las posibilidades de entendimiento del mensaje por parte del receptor. Esto origina
que se introduzcan distintas forma de codificación de la información. Existe, por lo tanto,
un formato para el mensaje.
Receptor
En el receptor se recogen los mensajes que llegan por el medio de transmisión. Si el
formato del mensaje es reconocible, se extrae del mismo la información que se elaboró en
el emisor y se procesa. Si no es un mensaje con el formato adecuado, se puede descartar o
solicitar un reenvío al emisor.
Medio de transmisión
El medio de transmisión es el conducto físico por el que se comunican emisor y
receptor, es el medio físico por donde se transmite la información.
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ANEXOS
3. Medios de transmisión
El medio de transmisión es el conducto físico por el que se comunican emisor y
receptor, el medio físico se transmite la información. Existen dos tipos tipo generales de
medios:
à Guiado, medio interpuestos.
- Par trenzado
- Cable coaxial
- Fibra óptica
- Cable específico
à No guiado, el medio es el aire, también se denominan inalámbricos.
- Radiofrecuencia
- Infrarrojos
Consideraciones
Tipo de medio
Ancho de banda
Longitud
Instalación
Transferencia fiable
Seguridad
Coste
Comentarios
Guiado o no guiado
Dado que el ancho de banda esta relacionado con
la velocidad máxima en b.p.s, y las posibilidades
de comunicación. Depende del tipo de cable y su
construcción.
Longitudes totales y de cada segmento de la red,
dependiente de la tipología.
Tanto la vulnerabilidad del tipo del medio, por
las manipulaciones que se deban realizar.
Consideramos la fiabilidad afectada por las
condiciones de medioambientales (temperatura,
interferencias), atenuación (en dB/unidad de
longitud). Se evalúa el porcentaje obtenido de la
relación entre bits transmitidos y errores
generados.
Sobre si se puede o no permitir que se intercepten
las comunicaciones
Tanto de medio (cables o no) como de las
operaciones de instalación.
Tabla A1. Elección del medio de transmisión.
3.1. Medios Guiados
Una de las características de los medios de transmisión guiados es la envoltura de
uno o más hilos o cables conductores eléctricos u ópticos. Entre los medios eléctricos, uno
de los parámetros es la impedancia característica, Z0, que se mide en ohmios. Esta debe
mantenerse en toda la longitud de la conexión, si no se quiere sufrir la pérdida de
información. Sin embargo, en los cables de fibra óptica lo importante es mantener el
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ANEXOS
ángulo de incidencia del rayo luminoso, entre los inevitables empalmes, que sufre la
conexión.
Par trenzado
Son pares de hilos de cobre, aislados con recubrimiento plástico, los datos que hay que
transmitir se aplican a unos de ellos y el otro se conecta a tierra. El cable puede ser
apantallado (STP Shielded Twisted Pair), o no (UTP, Unshielded Twisted Pair). El
apantallado se realiza mediante un conductor con forma de malla que recubre a todos los
conductores de línea. En función de la calidad del apantallado y del trenzado tendremos
diferentes categorías.
El par trenzado soporta menores distancias, menor ancho de banda y menor velocidad
de transmisión que el cable coaxial y la fibra óptica. Las velocidades de transmisión para
un STP para longitudes inferiores a 100 metros van de 100 a 150 Mbps, mientras que para
el UTP pueden oscilar de 4 a 150 Mbps dependiendo de la calidad.
Cable coaxial
Los cables coaxiales constan de un par de conductores, uno de ellos, el más
externo, envuelve el más interno. Se trata, pues, de una construcción concéntrica. Entre
ellos existe un aislamiento, al igual que entre el externo con el exterior, en la siguiente
figura se puede ver claramente. El conductor más externo se denomina malla y el más
interno activo.
Figura A2. Cable coaxial.
Se utiliza para la transmisión de datos en redes locales y la distribución de
televisión. Es menos susceptible a las interferencias y a la diafonía que el par trenzado.
Tiene un gran ancho de banda y permite velocidades de 10 Mbps para distancias inferiores
a 1800 metros. Tiene la desventaja que es más complejo de montar e instalar que el par
trenzado.
Fibra óptica
Es el medio de transmisión más reciente, de finales de los setenta, y el de más
aplicación cuando se requieren altas velocidades de transmisión. La fibra óptica está
constituida pero un núcleo muy fino, circular, de fibra de vidrio. Este tiene un elevado
índice de refracción, lo que permite transmitir la energía óptica en su interior. Todo el
cable está envuelto por un revestimiento opaco y absorbente de luz.
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ANEXOS
El haz de luz que circula por la fibra óptica no es sensible a las radiaciones
electromagnéticas. Además, la fibra óptica produce muy poca atenuación por lo que
podremos tener grades distancias de fibra óptica sin necesidad de repetidores. En contra
tiene un elevado coste y su instalación es muy compleja ya que cada conexión o empalme
requerido necesitará un personal y un instrumental muy especializados para conseguir una
correcta alineación entre los dos extremos del cable.
Figura A3. Fibra óptica.
Cableado especifico
Existe cableado para enlaces directos o punto a punto cuyas características se basan
en las aplicaciones concretas de la conexión. Podemos destacar:
- Periféricos universales: cable de impresora paralelo, ratón o puntero, teclado.
- Dispositivos hardware: cables planos de 22, 40 pines.
- Redes en bus: cableado específico, muy utilizado en domótica y buses de campo.
Similar al par trenzado.
Se caracterizan por distancia muy cortas de comunicación entre 20 cm y 3 m. El
parámetro que más varía es la distancia máxima, con y sin repetidores, y la velocidad de
transmisión varia desde 125 Kbps a 2 Mbps.
3.2. Medios no guiados
Allí donde el tendido e instalación de cables resulta poco asequible (en cuanto a
coste y sencillez de instalación) se utilizan los medio no guiados. En este caso, el medio es
el aire y la comunicación se puede establecer mediante dos sistemas:
- Radiofrecuencia
- Infrarrojos
La transmisión por medios no guiados, se caracteriza por la utilización de transmisores,
de radiofrecuencia y microondas, con modulación (en el emisor) y demodulación (en el
receptor) además de la instalación de antenas, de diversos tipos, para enviar la señal al aire
y para recibirla.
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ANEXOS
Radiofrecuencia
Son adecuadas para la difusión simultánea a varios destinos como para los enlaces
punto a punto. Las ondas de radio destacan por:
• Se propagan aun en entornos cerrados, pueden obtenerse distancias de 20 y 30 metros
para aplicaciones de este tipo.
• Las estaciones de la red, además de disponer de las tarjeta de interfaz, incorporan una
emisor/receptor, una antena y el software de gestión, incluso requerir de una fuente de
alimentación adicional.
• Son sensibles a ciertas interferencias, aparecen las de tipo multitrayectoria, debido a las
reflexiones diferentes del agua, superficie terrestre u otros objetos interpuestos entre las
estaciones origen y destino.
• Penetran ciertas estructuras.
• Se precisas de un mecanismo que permita la emisión y recepción simultáneas
(separación de frecuencias de transmisión y de recepción).
• Requieren legislación para su uso, asignándose por las autoridades y según la UIT-T.
• Introducen sencillez para dar de alta o de baja equipos en la red, ya que no incluyen
conexión física.
Infrarrojos
Las radiaciones de infrarrojos se caracterizan por sufrir gran atenuación y distorsión
con la distancia, además no pueden atravesar objetos opacos. Se propagan en línea recta.
Sufren reflexión, por lo que hay que alinear o asegurar la recepción de las mismas. Son
bastante inmunes a loas interferencias de radio. Se requiere, por tanto, una visión libre de
obstáculos entre las estaciones.
Se utilizan en enlaces punto a punto (por ejemplo ratón inalámbrico), como en
redes de área local. Existen versiones de redes locales comerciales que ofrecen velocidades
de 230 Kbps y hasta 16 Mbps en conexiones por medio de redes Ethernet. Las distancias
van desde unos pocos centímetros hasta tres decenas de metros.
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ANEXOS
4. Clasificación de las comunicaciones de datos.
También podemos establecer una clasificación de los tipos de comunicación de
datos en función de los siguientes criterios:
-
Simultaneidad en el medio de transmisión: serie, paralelo.
Disposición de las estaciones de trabajo: punto a punto, multipunto
Simultaneidad de emisión y recepción: simplex, half-duplex.
Tipo de sincronismo: síncronas o asíncronas.
Tipo de señal transmitida: analógica, digital.
4.1. Simultaneidad de datos en el medio de transmisión
Si los datos se transfieren en secuencias de bits, pero solo disponemos de una línea
para los mismos estaremos hablando de transmisiones serie. Es la comunicación más
extendida en todo el mundo, y siempre está allí donde la longitud de la línea haría muy
cara la instalación de varias líneas paralelas.
Figura A4. Comunicación serie.
Ejemplo de comunicaciones serie es el protocolo I2C, utilizado en diferentes
aplicaciones como comunicaciones en automóviles, sistemas electrodomésticos, etc. Este
tipo de comunicaciones tan solo utiliza un cable de ida y otro de vuelta o masa. Aunque
hablemos de comunicaciones serie, siempre habrá como mínimo un hilo o una línea para
los datos y otra de masa. Puede existir malla o pantalla, como la que nos encontramos en
nuestro cable de antena de TV, domestico, que es el que recubre el activo y esta constituido
en forma de red o malla. La información se trata en palabras, según el tamaño de registros
internos o el tipo de chips utilizados. Es decir, se trabaja con grupos de bits en paralelo. Por
ello, para la transmisión serie se deben de “poner en fila” los bits y esto supone la
utilización de multiplexores en el emisor y demultiplexores en el receptor. En las
transmisiones serie se precisa enviar información adicional para establecer aspectos de
identificación o de control de la comunicación, esto supone el envío de bits extras, además
de la información propiamente dicha.
Figura A5. Comunicación paralelo.
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ANEXOS
Si disponemos de varias líneas para enviar y recibir datos digitalizados, nos
encontraremos con la transmisión en paralelo. Ejemplos de ello pueden ser los buses
internos de ordenadores o sistemas electrónicos de control. Existen con 8, 16, 32 y 64 bits
de datos. Es decir, el sistema de comunicaciones dispone del mismo número de líneas que
datos se quieren transmitir, más la masa o común. La comunicación paralela con la
impresora es otro de los casos comunes. Se componen líneas especiales que permiten
realizar el control de la comunicación. Las comunicaciones en paralelo se usan allí donde
la velocidad es crítica, por ejemplo, entre la memoria y el disco duro. También donde la
distancia es relativamente corta.
Consideraciones
Número de líneas
Añade
Longitud
Velocidad
Aplicaciones
Serie
Una y masa por línea.
Bits de control.
Grandes distancias varios
centenares de metros.
Lenta, un dato, tantos bits
como componen el dato
Cortas y largas distancias,
redes de comunicación,
periféricos serie USB
(Universal Serial Bus)
Paralelo
Varias según el tipo.
Líneas de control.
De centímetros a escasos
metros
Rápida, un dato, en dos o
cuatro bits por línea
Cortas distancias, buses de
controladores y periféricos.
Tabla A2. Comparación comunicación serie y paralelo.
4.2. Disposición de las estaciones de trabajo.
Conexión punto a punto
Si existe un enlace establecido entre cada par de estaciones, estamos hablando de
un enlace punto a punto. Esto obliga a dedicar una línea la de estación primaria o principal
con cada dispositivo.
Conexión multipunto
Si hay más de dos estaciones conectadas en el medio de transmisión, nos estamos
refiriendo a un enlace multipunto. La estación primaria o principal, dedica una sola línea
de entrada/salida a la comunicación de este enlace. Deberá establecer un criterio para
comunicar con el resto de estaciones. Es más, al existir un único medio, las estaciones
deberán competir por el mismo para, por ejemplo, responder a peticiones de la principal.
Este tipo de enlace es similar a un bus de conexión de dispositivos, como los que utilizan
los ordenadores personales (PC). La conexión multipunto es la más utilizada en redes de
área local en las comunicaciones industriales.
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ANEXOS
Figura A6. Disposición multipunto.
4.3. Simultaneidad de emisión y recepción
El flujo de información en un sistema de comunicación de datos puede establecerse
de las tres formas siguientes:
• Simplex, si la transmisión de establece en un solo sentido. Es decir, si un elemento
solicita información de otros dispositivos, y éstos sólo transmiten dicha información.
Cuando un sensor informa de una magnitud física a un sistema de medida y
regulación, se dispone de un enlace simplex.
• Semi-dúplex, también half-duplex. En este caso la transmisión es en ambos sentidos,
pero no simultáneamente. Esto puede tener lugar con un solo hilo o medio de
comunicación. Si un programa le solicita el dato de temperatura a un controlador y el
controlador responde cuando el medio esta libre, estamos ante una comunicación
semi-dúplex. El dispositivo encargado de la transmisión debe ser capaz de conmutar
entre dos estados: recepción y transmisión.
• Full-duplex, los dos extremos o estaciones pueden enviar y recibir datos. La
comunicación es simultánea en los dos sentidos. Se precisan dos medios de
transmisión en cada estación, uno para transmitir y otro para recibir. O en un solo
medio y modulación.
4.4. Tipo de sincronismo
Los dispositivos que se están conectados en un enlace de comunicaciones precisan
de un alto grado de coordinación. Dado que los dispositivos de datos, ordenadores,
controladores, no se conectan directamente a un enlace de comunicaciones, sino que lo
hacen por medio de un interfaz. Éste será el que realice la coordinación en el plano de bits.
Sea un grupo de bits transmitidos vía serie, si cada bit tiene establecida una duración de 1
µs, el receptor deberá detectar la presencia del mismo con ese tiempo. Normalmente la
detección se hace en la mitad de la celda o espacio de tiempo dedicado a cada bit. Ésta es
una forma de resolver la cooperación entre extremos. Sin embargo esta forma es fallida si
el medio de transmisión produce retardos, llegan con retardo los bits al receptor y
perdiéndose el sincronismo. Para resolver este problema se aplican dos estrategias, que dan
el nombre a los sistemas de comunicación asíncronos y síncronos.
Transmisión asíncrona
La transmisión asíncrona trata de evitar el problema de la pérdida de sincronismo
enviando ininterrumpidamente cadenas de bits, de no excesiva longitud. Esta longitud
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ANEXOS
puede variar entre 5, 7, 8, 9 y 11 bits. Al realizar el envío de pocos bits se disminuye el
efecto de retardos o adelantos excesivos, que originan la pérdida de sincronismo. Cada vez
que se envía una cadena se le da la oportunidad al receptor para que se sincronice. Se
añadirá una información de comienzo y de finalización, unos bits iniciales y finales que
ayuda al receptor a realizar el sincronismo. Esto lo consigue iniciando un reloj interno cada
vez que recibe los bits de comienzo o inicio y detiene el citado reloj cada vez que recibe
los bits de parada.
Figura A7. Cadena de 8 bits con bits de sincronización.
Es poco costosa, sencilla de implementar, tan solo viene a producir un 20% de bits
suplementarios. Los datos pueden ser enviados de una forma continuada o a diferentes
intervalos entre emisor y receptor. Por supuesto, esto obliga a mantener una la velocidad de
comunicación. Esta forma de coordinar o sincronizar se utiliza para los enlace de
comunicación punto a punto y comunicarse con numerosos dispositivos.
Transmisión síncrona
En cuanto a la transmisión síncrona los bits se transmiten en cadenas o secuencias
de tales. No existe un bit de inicio sino uno o varios octetos que delimitan la cadena
completa que puede tener muchos bits.
Para prevenir la pérdida de sincronismo se añade una línea adicional que marca los
pulsos para cada bit. A la par que el reloj de un bus de una CPU de ordenador clásico. Esta
solución funciona bien en sistemas de corta longitud (buses de interconexión cercanos o
locales), pero si se utilizan largas, con toda seguridad, el pulso de sincronismo citado
sufrirá las alteraciones que cualquier línea eléctrica puede (interferencias, retardos).
La solución adoptada hoy es la inclusión de información de sincronización el la
trama de bits, además de las direcciones de origen y destino, bits de control que
dependerán el protocolo usado y el resto de la información.
4.5. Tipo de señal transmitida
Para transmitir datos podemos realizar la conversión a una señal que se adapte al
medio de transmisión. Los dos tipos de señales que se transmiten son: analógica y digital.
Comunicación analógica
El procese por el que se varían las características de una señal según los datos, o
señales distintas, a transmitir, se denomina modulación, básicamente existen tres tipos de
modulación: FSK, ASK, PSK.
Comunicación digital
Si las señales (analógicas o digitales) se transforma, para se transmitidas en formato
digital, se dice que han sufrido una codificación. Existen varios tipo de codificación: NRZ,
NRZ1, RZ, Manchester, Manchester Diferencial, Bipolar-AMI, HDB3.
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ANEXOS
5. Comunicaciones por la red eléctrica
Hemos podido comprobar que para establecer una comunicación solo necesitamos un
emisor, receptor, una información que transmitir y un medio por donde enviarla. Existe un
medio extensamente instalado hoy en día que tiene como única misión transportar la
energía eléctrica pero que también nos podría servir como enlace entre emisor y receptor.
Este tipo de aplicación de la línea eléctrica se llama PLC (Power Line Communications)
que traducido al castellano sería comunicaciones por la línea de fuerza o en este caso
eléctrica.
Esta tecnología se engendra en 1997 cuando la compañía canadiense Nortel y la
británica West Electricity Board crean Norweb. Esta joint-venture con sede en Manchester
y al principio con 50 empleados, desarrolló un producto denominado Digital Power Line,
antecesor de PLC. Norweb estableció las bases de lo que se conoce como transmisión de
datos por la red eléctrica.
Se pueden destacar algunos antecedentes dentro de la historia de las comunicaciones PLC.
• Su origen data de 1997 con Norweb.
• OneLine completó con éxito una prueba en Alemania realizada sobre 8 hogares. 8
Mbps.
• Bewag. Dublin .Basadas en CDMA. No llegó a implementarse por falta de socio
tecnológico.
• DS2 Valencia. España. Desde 1998 desarrolla productos para PLC.
• RWE/ASCOM/Keyin. Primera prueba piloto probando tecnologías de acceso desde un
transformador de bajo voltaje a 200 hogares.
• Siemens/ENBW/Tesion . Agosto 1998. OFDM. 1,2 Mbps. Topología de red estrella.
• Endesa. PLC-ENDESA. En pruebas en Zaragoza. 2000 hogares pasados. Servicios de
Telefonía e Internet en una primera fase a 2 Mbps. Hasta 12 Mbps en pruebas.
• Iberdrola. En pruebas en Madrid y otras ciudades. Menos empuje que su competidora.
Las comunicaciones a través de la red eléctrica tienen ciertas dificultades que requieren
de continuo esfuerzo y desarrollo para conseguir unos resultados óptimos. Como veremos
más adelante donde si a conseguido una buena acogida esta tecnología es en el campo de la
domótica.
5.1. Características de la red eléctrica.
La red eléctrica no esta pesada para ser un medio de comunicaciones y por lo tanto
en determinados aspectos es algo hostil para este fin. La red eléctrica como medio esta
compuesta por el cableado en las paredes del edificio, los cabes de los electrodomésticos,
los propios electrodomésticos, la caja de conexiones, el cableado hasta el transformador y
el propio transformador. Si tenemos en cuenta que a un mismo transformador está
conectado más de un edificio, todo el cableado y las cargas asociadas a estos se deberán
tener incluir dentro de la red eléctrica que usamos como soporte para las comunicaciones.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Impedancia de las líneas eléctricas
Relacionado con este asunto podemos encontrar una gran cantidad de información
en la publicación de Malack y Engstrom de IBM, quien midió la impedancia para RF de 86
sistemas comerciales de distribución AC en seis países de Europa. Estas medidas muestran
la impedancia de las redes eléctricas domesticas en función de la frecuencia. En la
frecuencia de 100 kHz el valor de la impedancia esta entre 1.5 a 80 ? . Se denota que la
impedancia viene dada por dos parámetros: las cargas conectadas a la red y la impedancia
del transformador de distribución. Los cables no parecen influir en gran medida y
normalmente la impedancia es de tipo inductivo.
Para cargas resistivas típicas, la atenuación de la señal esta entre 2 y 40 dB a 150
kHz dependiendo en el tipo de transformador de distribución usado y el tamaño de las
cargas usadas. Además, es posible que las cagar capacitivas entren en resonancia con la
inductancia del transformador de distribución causando una gran variación de la
atenuación en función de la frecuencia.
Figura A8. Lectura de impedancia para diferentes líneas eléctricas.
El estudio esta enfocado a las residencias habituales en las que el suministro
eléctrico viene dado por la compañía eléctrica a través de un transformador. En el ámbito
de aplicación de este proyecto este transformador no existirá ya que la energía eléctrica
viene aportada con un inversor o en su defecto por un generador. Aunque estos elementos
también repercutirán sobre la impedancia de la red será menos variable que en caso de
comunidades de viviendas.
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ANEXOS
Ruido
La principal fuente de ruido son los aparatos conectado al mismo transformador.
Las fuentes básicas de ruido son los tríacs usados en los dimmers de iluminación y los
motores universales. Los tríacs generan ruido síncrono con los 50 Hz de la señal de red y el
ruido aparece como armónicos de 50 Hz. Los motores universales que encontramos en las
batidoras, maquinas de coser y lijadoras crean ruido pero no están fuerte como el de los
dimmers y normalmente no es síncrono con los 50 Hz. Además los reguladores de
intensidad luminosa suelen estar conectados por largos periodos de tiempo mientas que los
motores se usan de forma intermitente. La siguiente figura muestra las fuentes de ruido así
como el ruido de fondo en un ambiente residencial.
Figura A9. .
Se deberá de observar en el caso de las instalaciones fotovoltaicas la posibilidad
que el inversor o el grupo electrógeno introduzcan ruido sobre la línea eléctrica. Con este
motivo ser harán medidas de interferencias sobre los equipos usualmente usados en estas
instalaciones.
Ondas estacionarias
El efecto de las ondas estacionarias comienza a aparecer cuando las dimensiones
físicas del medio de comunicación son similares a un octavo de la longitud de onda que
para 100 y 150 kHz son 375 y 100 metros respectivamente. La longitud del medio de
comunicaciones en el secundario de un sistema de distribución se concentra en el cable que
conecta las residencias con el transformador. Normalmente más de un edificio se conecta
al mismo transformador pero es raro que una tirada lineal de este cable llegue a exceder los
250 metros. Así que los efectos de ondas estacionarias es difícil que aparezca en zonas
residenciales para frecuencias por debajo de los 150 kHz.
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ANEXOS
Pérdida de conexión
La atenuación a la que se ve sometida la señal que circula por la red eléctrica
dependerá principalmente de la distribución física de la esta dentro del edificio donde se ha
instalado el sistema de comunicaciones. A continuación tenemos la representación de las
perdidas típicas de conexión para las diferentes zonas de una vivienda en función de la
frecuencia.
Figura A10. Atenuaciones típicas por zonas de una vivienda.
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ANEXOS
6. Estándares y protocolos
Existen en la actualidad, una serie de tecnologías desarrolladas entorno a las
comunicaciones PLC domésticas. Para conseguir el mejor rendimiento posible y una
mayor comercialización se intenta desde diferentes empresas y entidades alcanzar un
estándar común. Algunos de estos sistemas ya no se limitan a la red eléctrica como medio
de transmisión sino que nos van a permitir, utilizando la misma base del protocolo, otros
medios como el cable trenzado y los infrarrojos. A continuación tenemos una descripción
de las tecnologías más extendidas.
X 10
X10 se puede considerar la tecnología domótica más extendida mundialmente.
Actualmente es la solución más barata para automatizar un entorno de forma rápida y
sencilla, ya que precisa de una instalación mínima. Utiliza corrientes portadoras
superpuestas a la red eléctrica (tecnología Power Line Carrier, PLC) y un protocolo no
confirmado muy poco eficiente y con una tasa de transferencia muy reducida.
El protocolo X-10, en sí, no es propietario, es decir, cualquier fabricante puede
producir dispositivos X-10 y ofrecerlos en su catálogo, eso sí, está obligado a usar los
circuitos del fabricante escocés que diseño esta tecnología. Aunque, al contrario de lo que
sucede con la firma Echelon y su Neuron Chip que implementa LonWorks, los circuitos
integrados que implementan el X-10 tienen un royalty muy bajo (casi simbólico).
Figura A11 Codificación de X10 en la red eléctrica de 60hz. En Europa los retardos se ajustan para 50Hz
El estándar X10 permite conectar hasta un máximo de 256 dispositivos a la red
eléctrica. Los dispositivos conectados al bus, se comunican entre sí con un ratio de 50bps
en Europa y utilizan portadoras de 120KHz. Los mensajes se envían utilizando una
modulación ASK binaria, sincronizando las ráfagas correspondientes a cada bit con los
pasos por cero de la corriente alterna.
La transmisión completa de un mensaje X10 necesita once ciclos de corriente (ver
figura, a la derecha). Los dos primeros ciclos representan el Código de Inicio. Los cuatro
siguientes representan el Código de Casa, mientras que los últimos pueden representar:
• Si se trata de un mensaje de selección, el último campo representa el Código
Numérico, que identifica al dispositivo que se pretende seleccionar.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
• Si se trata de un mensaje de acción, el último campo representa el Código de Función
(Encender, Apagar, Aumento de Intensidad, etc.).
Cada mensaje se transmite siempre dos veces, y después debe dejarse un periodo de
guarda de tres ciclos antes del siguiente mensaje.
Puesto que X10 utiliza el cableado de la red eléctrica, puede ser implementado con
diferentes topologías: bus, anillo, estrella, árbol, etc. Las distancias máximas varían
dependiendo de la calidad y condición de la red de suministro eléctrico de la casa en que se
instala. X10 es apropiado para aplicaciones de control en entornos simples por su
disponibilidad de productos comerciales de bajo coste y por la facilidad de configuración e
instalación.
Sin embargo, tiene algunos inconvenientes:
• La tecnología es propietaria y no disponible para terceras partes. Esto influye en la
escasa capacidad de integración de dispositivos. Tan solo se dispone de módulos
externos que se interponen entre la alimentación del dispositivo y la red eléctrica.
• El protocolo es demasiado limitado, ya que solo permite operaciones del tipo
encendido/apagado, y sus posibilidades de extensión son muy escasas.
LonWorks
La plataforma LonWorks, de Echelon, es una red peer-to-peer donde cada
dispositivo controla sus propias acciones y comparte la información con sus vecinos para
controlar el sistema completo. En la tecnología LonWorks, se utiliza un protocolo
denominado LonTalk, que implementa las siete capas del modelo de referencia OSI.
Echelon, al igual que X10, ejercía sus derechos de patente impidiendo
implementaciones de LonTalk diferentes de la suya: el chip Neuron. Esta situación ha
cambiado al adoptarse como estándar ANSI, por lo que actualmente es una tecnología
abierta. De todas formas, en la actualidad sigue siendo el chip Neuron la implementación
dominante del protocolo.
LonTalk
El protocolo LonTalk incorpora características avanzadas, como servicio de
autenticación, transmisiones prioritarias, detección de duplicados, acceso al medio
evitando colisiones, identificación de tipos transmitidos, direccionamiento unicast,
multicast y broadcast, detección y recuperación ante errores, etc.
Para simplificar el encaminamiento de los mensajes, el protocolo LonTalk define
una estructura jerárquica relativa al mecanismo de direccionamiento mediante el uso de
dominios, subredes y nodos. Esta forma de direccionamiento puede ser empleada para
direccionar un dominio completo, una subred determinada o un nodo concreto.
En la terminología de LonWorks, un dominio es una colección lógica de nodos en
uno o más canales. Estos canales constituyen una red virtual entre los nodos conectados a
él y permiten la comunicación de datos entre dichos nodos. Un mismo canal puede ser
utilizado por varios dominios, con objeto de impedir interferencias entre dispositivos.
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ANEXOS
Cada subred en LonTalk es una agrupación lógica de como máximo 127 nodos
dentro de un dominio, en el cual a su vez puede haber como máximo 255 subredes
definidas. Los nodos de una subred tienen asociado un identificador único y un canal que
los relaciona entre sí. Los nodos pueden agruparse en grupos, no necesariamente disjuntos,
con objeto de optimizar el uso de ancho de banda mediante comunicación de grupos.
Cada nodo tiene un identificador único de 48 bits de fábrica, que es utilizado como
dirección de red durante el proceso de instalación y configuración.
LonTalk y el núcleo de la mayor parte de los dispositivos LonWorks. Una
característica de LonTalk es que especifica una amplia gama de medios físicos (red
eléctrica, par trenzado, radiofrecuencia, fibra óptica, etc.) con total libertad en cuanto a
topología de la red (anillo, bus, estrella, etc.). Están disponibles comercialmente toda la
gama de pasarelas para interoperar redes LonTalk sobre distintos medios físicos.
EIB: European Installation Bus
El bus de instalaciones europeo EIB también es un sistema de control distribuido
orientado al control de edificios y hogares desarrollado por EIB Association.
EIB ofrece una amplia variedad de componentes y dispositivos: unidades de
acoplamiento de buses (BCU), fuentes de alimentación (PSU), filtros, repetidores
utilizando par trenzado o red eléctrica, módulos de interfaz con el bus (BIM), routers,
interfaces de datos mediante RS232, etc. Conectar un dispositivo al bus EIB implica la
incorporación de un pequeño módulo de acceso al bus (BAU) y uno de los interfaces
físicos estándar (PEI). Una red EIB puede incorporar hasta 65535 dispositivos y a pesar de
ser una arquitectura distribuida permite un control centralizado desde un Application
Controller.
Existen múltiples similitudes entre EIB y LonWorks:
• Soporta múltiples medios de transmisión: par trenzado, red eléctrica, infrarrojos, y
radiofrecuencia.
• Soporta direccionamiento unicast, multicast, y broadcast.
• Soporta múltiples tipos de datos de diferente longitud con significados plenamente
definidos en el estándar.
La estructura jerárquica de los dispositivos EIB agrupa en su nivel más bajo hasta 256
dispositivos en una línea. Hasta 15 líneas pueden conectarse a una línea principal para
formar una área. Hasta 15 de esas áreas pueden conectarse con una línea backbone para
formar un dominio.
La especificación está especialmente optimizada para aplicaciones de control. Por
ejemplo, el interfaz mediante par trenzado especifica detección de colisión con “0” lógico
dominante, lo que efectivamente elimina la necesidad de retransmisiones, reduciendo
drásticamente la latencia.
KNX: La convergencia europea
La heterogeneidad del mercado de los productos para domótica se observa incluso
en las iniciativas de estandarización. En Europa se constituyeron al menos tres
asociaciones de fabricantes con objetivos muy similares: BCI (Batibus Club International),
Pág. 149
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
EIBA (European Installation Bus Association) y EHSA (European Home Systems
Association).
En Mayo de 1999 los miembros de dichas asociaciones decidieron unir sus
esfuerzos en una única asociación: Konnex Association, aprovechando lo mejor de las tres
asociaciones previas.
El objetivo de esta asociación es promover un único estándar llamado KNX,
desarrollado sobre la experiencia previa de las tres asociaciones. Actualmente Konnex
Association representa más de 200 empresas de todo el mundo.
KNX tiene como objetivo la compatibilidad con dispositivos previos de las tres
asociaciones, añadiendo una capa de abstracción entre las tres. Aunque la especificación
está todavía en desarrollo, gran parte del núcleo de comunicaciones será tomado
directamente de EIB.
CEBus y Home Plug & Play
Home Plug and Play (HPnP) es una especificación promovida por el CEBus
Industry Council que busca la interoperabilidad en los productos de consumo.
Inicialmente esta especificación se basaba en CEBus [Eva01, EIA], protocolo de
comunicaciones a través de la red eléctrica. Sin embargo, actualmente incorpora una capa
de adaptación a otros protocolos, como IEEE 1394 (firewire).
CAL: Common Application Language
El estándar CEBus se desarrolló alrededor de un lenguaje universal de
comunicación llamado Common Application Language (CAL). Este lenguaje fue extraído
del estándar CEBus y constituido en estándar por sí mismo (EIA/CEMA 721) para su uso
generalizado en cualquier producto de red.
Un lenguaje común es solo el primer paso para la interoperabilidad. Además es
preciso definir unas reglas semánticas y gramaticales precisas, lo que constituye el objetivo
de Home Plug & Play.
Home Plug and Play no es un lenguaje, sino que define un conjunto de reglas
uniformes para usar CAL como lenguaje de comunicación entre productos domóticos. Esto
incluye la definición de identificadores comunes para los productos domóticos.
El estándar CEBus
CEBus es también un estándar EIA (ANSI/EIA 600) que fue desarrollado a la vez
que CAL. Actualmente tanto CAL como HPnP están estructurados de manera que puedan
utilizarse diferentes medios físicos y protocolos de transporte, uno de los cuales es CEBus.
CEBus permite la comunicación de dispositivos HPnP utilizando la red eléctrica de
forma descentralizada. Como en el caso de EIB, puede existir un controlador centralizado
si fuera necesario.
Además de su soporte de HPnP, el CEBus Industry Council participa activamente
en el desarrollo del Simple Control Protocol (SCP) liderado por Microsoft para Universal
Plug and Play.
La tecnología de portadoras de corriente de CEBus utiliza técnicas de espectro
ensanchado para mitigar los problemas de ruido de la red eléctrica.
Pág. 150
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
ANEXO 2. Acumuladores
Pág. 151
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
0. Objetivo
Uno de los apartados del proyecto consiste en hallar el estado de carga del
acumulador ubicado en la instalación solar. Este documento presenta la constitución y
características de los acumuladores, de manera que se puedan entender con más claridad
las técnicas para el cálculo del estado de carga utilizadas en este proyecto.
1. Introducción a los Acumuladores
El grupo más significativo de las celdas industriales está constituido por las celdas
secundarias reversibles de tipo húmedo. Esta clase de celdas por el tipo de reacción con
carácter repetitivo que tiene lugar, también se las denomina acumuladores.
En cualquier tipo de celda primaria o secundaria, que este perfectamente cargada, si
unimos los electrodos por medio de un hilo metálico, se produce una corriente eléctrica
cuya manifestación exterior es la que interesa a los fines prácticos.
Las celdas reversibles que ocupan nuestra atención, muestran su comportamiento a
través de ciclos de carga-descarga. Dentro de este grupo nos centraremos en las de plomoácido. En la industria de las baterías casi toda la producción de las celdas electroquímicas
gira alrededor de las alcalinas y las de plomo-ácido, correspondiéndoles el mayor peso a
las de plomo. Por supuesto que no debemos olvidar que nos estamos refiriendo a las celdas
secundarias, ya que en el terreno de las primarias les corresponde este papel a las pilas
secas.
1.1. Celdas de Plomo-Ácido.
En este tipo de celdas los electrodos están sumergidos en una solución electrolítica,
pero como los electrodos son de un mismo material se requiere prepararlos
convenientemente de forma que cada uno tenga su polaridad. Ello se consigue por el
proceso de formación del cual un el material de un electrodo adquiere polaridad positiva y
el otro, polaridad negativa. La celda de plomo muestra el caso de las configuraciones en
que las reacciones entre los electrodos y el electrolito son mutuas, es decir, el electrolito
interviene en todo el proceso. Esta particularidad hace que durante la descarga la celda
manifieste un descenso en el valor de la densidad de la solución que se debe a las
reacciones del ácido con la materia activa de las placas. La entrega de energía por parte de
la celda está indisolublemente vinculada a la reacción de la materia activa de las placas y el
electrolito. La capacidad de las celdas de plomo está fijada en función de las capacidades
individuales de las placas en cuyo factor intervienen: el número de placas, grueso, área,
etc. Por lo general, cuando se habla de la capacidad se acostumbra a hacer referencia a la
placa positiva.
Pág. 152
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Una celda de plomo cuando está completamente cargada, presenta la configuración
siguiente:
(-)Pb, PbSO4(s) // H2SO4 (27% ~ 37%) //PbO2,Pb(+)
Ecuación A1.
En la ecuación A.1 se dieron las concentraciones más usuales en las baterías de
plomo-ácido empleadas, por lo general, en servicio estacionario. La fuerza electromotriz
f.e.m. de estas celdas depende, en gran medida, de la concentración de la solución.
Ya en operación se sucede la siguiente reacción:
arg a
desc

→
Pb + PbO2 (s ) + 4 H + 2 SO
2 PbSO4 ( s ) + 2 H 2 O
←carga


+
2−
4
Ecuación A2.
No es difícil observar que durante la descarga desaparecen el Pb y el PbO2 sólidos y
aparece el sulfato de plomo PbSO4 en ambos electrodos. También se manifiesta la
desaparición de 2 mols de H2SO4 y la aparición de 2 mol de agua. Esto último explica la
reacción del electrolito con la materia activa de los electrodos y se comprende el porque de
la caída del valor de la densidad de la solución del ácido sulfúrico durante la descarga, ya
que el ácido se transforma y aparece agua, mientras que en la carga el fenómeno sucede en
sentido inverso.
1.2. Baterías Estacionarias
Una batería estacionaria, en su sentido conceptual, es definida como aquella que
está situada en un lugar fijo sin posibilidades de moverse. Las baterías de este tipo son
empleadas muy ampliamente en agrupaciones de actividades tan importantes como: los
servicios públicos, industria, comunicaciones, investigación científica, especialidades
militares y por supuesto encontramos baterías estacionarias en aplicaciones basadas en
energía solar. En cada una de ellas los factores que determinan su utilización pueden ser de
carácter económico o técnico, por separado, o una combinación de ambos.
En las instalaciones de suministro eléctrico autónomo la energía captada durante las
horas de sol se ha de almacenar para poder cubrir el subministro en las horas de no
insolación (ciclo diario). La principal característica de los acumuladores es asegurar el
suministro de electricidad en los momentos que no coincide con la producción como es
durante la noche o en un día nublado.
En términos de carácter eléctrico las baterías de plomo están construidas
principalmente para descargas lentas y de valor moderado. Aun así durante cortos instantes
de tiempo las baterías son capaces de entregar una gran potencia que permite conectar
cargas de superior potencia a la nominal de los paneles solares.
Pág. 153
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
1.2.1. Baterías estacionarias de plomo-ácido
La abrumadora mayoría de las celdas estacionarias empleadas en la acumulación de
energía en las instalaciones fotovoltaicas son de plomo-ácido. Las de tipo cerrado crecen
en uso en detrimento de las antiguas celdas abiertas o semiabiertas que aun mantienen su
utilización en determinadas aplicaciones. Del mismo modo, la tendencia actual ha
inclinado a los fabricantes a elaborarlas mediante el empleo de contenedores sintéticos
(PVC), los cuales han sustituido a los tradicionales contenedores, de ebonita en muchas
líneas de capacidades y han desplazado, casi completamente a los contenedores de vidrio.
Las facilidades en la manipulación y economía en los costos de producción, ejemplarizan
los factores que han influido en estos cambios tecnológicos.
Las cuestiones relativas a los tipos de placas aparecen mezcladas por los criterios
técnicos, económicos y comerciales. Significativamente, las celdas estacionarias pueden
estar provistas de placas empastadas, planté, tubulares y excepcionalmente de tipo cónico.
El material de que se fabrican las rejillas (nos referimos a las placas empastadas o
tubulares) es una aleación de plomo-antimonio (PbSb) o de plomo-calcio (PbCa),
incluyéndose las de plomo puro tal como aparece en las rejillas cónicas.
El electrolito empleado en las baterías de plomo es una solución de ácido sulfúrico
disuelto en agua en proporciones que pueden oscilar entre 27% y 34%. La densidad del
electrolito es escogida de acuerdo con las especificaciones del fabricante, las cuales son
definidas por las condiciones de diseño fijadas en función de los regímenes de trabajo a
que serán sometidas. Existe una vinculación directa entre la densidad del electrolito y las
temperaturas promedio de trabajo.
1.3. Elementos de una batería
Una batería es un conjunto de celdas donde se produce una reacción
electroquímica. Para llevar a cabo esta función se constituyen de unos bornes de conexión,
de un recipiente que contiene el electrolito y las placas. De estos elementos el más
significativo para el funcionamiento de la batería es la placa. En función de sus
propiedades estarán condicionadas en gran medida las de la batería.
La función principal de la placa es la de servir como electrodo para la entrada y
salida de la corriente eléctrica que debe circular por el interior de la celda por efecto de la
carga o de la descarga. Las placas de una misma polaridad están unidas entre si por la parte
superior con ayuda de puentes del mismo material base y a los mismos se les adiciona un
borne. Este borne debe sobresalir de la celda de forma que puedan realizarse las
mediciones eléctricas que interesen, además de servir como puntos de conexiones de unas
celdas con otras con el fin de formar baterías completas.
La placa está constituida por la rejilla y la materia activa. Algunos tipos de placas
poseen nervios verticales en lugar de las rejillas tradicionales. En cualquier caso, tanto la
rejilla como los nervios, cumplen dos propósitos: servir para la distribución armónica de
las corrientes por toda la placa y como soporte de la materia activa. Las placas son
agrupadas en paralelo con el fin de lograr el aumento de la capacidad de la celda, del
mismo modo que en función de su tamaño, así será mayor o menor la capacidad individual
de la placa.
Pág. 154
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Alrededor de los nervios o en el interior del tramado de la rejilla se coloca la
materia activa, la cual es la encargada de entrar en combinación con el electrolito para
producir energía. En las placas empastadas la materia activa es impactada a presión sobre
la rejilla, formando pequeñas celdas energéticas. La distribución uniforme por la placa
evita deformaciones y desprendimientos de la materia activa. No obstante de que la placa
esta unida en paralelo con otras, entre ellas se colocan separadores cuyo objetivo es el de
evitar cortocircuitos entre las mismas.
Las placas están destinadas siempre al mismo régimen de trabajo, por lo que estarán
diseñadas en función de su uso específico. Para corrientes de descarga prolongada y de
valores moderados o bajos, se emplean placas gruesas tal como ocurre en las baterías
estacionarias corrientes. Mientras que en presencia de altas corrientes y de duración
momentánea, se utilizan placas delgadas como en los casos de baterías automotrices. Por lo
general, las celdas cuentan con una placa negativa más que las positivas, es decir, las
placas de ambas polaridades se mezclan alternadas comenzando con una negativa y
terminando con una de la misma polaridad. Esto se hace con el fin de que los esfuerzo de
las placas esté repartido, además de asegurar el trabajo completo de todas las placas
positivas, las cuales son las más importantes según el concepto de capacidad. También es
costumbre emplear en las placas negativas exteriores del grupo de medias placas en lugar
de elementos completos. De acuerdo con el tipo de placa se hacen combinaciones prácticas
como en algunos modelos en que se sitúan placas positivas Planté y negativas empastadas.
Muchos ensayos se han efectuado con el propósito de mejorar los tipos
tradicionales (empastadas y Planté) de placas para lo cual se han empleado tramos
especiales en las rejillas, se han adicionado sustancias y materiales a la materia activa,
además de utilizar materia prima más purificada, ensayar aleaciones de plomo y otros
metales, etc. Los éxitos obtenidos han pasado, individualmente o colectivamente, a integrar
parte de los procesos y tecnologías actuales.
Gran parte de las baterías estacionarias utilizadas en las instalaciones fotovoltaicas
utilizan placas de tipo tubular, veamos en que consisten y cuales son sus propiedades.
1.3.1. Placa Tubular
La placa tubular forma parte del grupo de las placas blindadas. En ellas la materia
activa es sostenida por medio de recubrimientos especiales en los cuales pueden intervenir
la estructura de la rejilla o fundas que rodeen los nervios alrededor de los cuales se aglutina
la materia activa. En ello se basa la característica de blindaje en lo referente a la materia
activa.
La placa tubular está constituida por nervios verticales de plomo que están unidos
por la parte superior por un puente. Cada varilla está enfundada en un tubo poroso
fabricado con un tejido de lana de vidrio en cuyo interior se coloca la materia activa, la
cual se encuentra en contacto con la varilla a todo lo largo del electrodo. La materia activa
rodea el nervio, y la funda a la materia activa; la parte inferior de los nervio queda cerrada
por una pieza de material sintético.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Con esta construcción es prácticamente imposible un escape de la materia activa
mejorándose considerablemente el comportamiento eléctrico de las celdas con placas de
este tipo, si tomamos como referencia las placas empastadas. La placa tubular es la positiva
y la de tipo empastado, la negativa. La vida de las celdas con placas tubulares es algo
superior a las empastadas. En los últimos tiempos se ha intensificado extraordinariamente
su uso al disminuir sus costos de fabricación.
Figura A11. Placa tubular.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
1.4. Propiedades de las Baterías
Ahora ya conocemos alguna de las características estructurales más importantes de
las baterías, veamos alguna propiedad intrínseca de los acumuladores:
1.4.1. Resistencia interna
El circuito formado por una fuente electroquímica de corriente continua y el
consumidor presenta, como todo circuito eléctrico, la característica de ofrecer oposición al
paso de la corriente a través de él. Podremos diferencias dos resistencias en este circuito
una externa, perteneciente al consumo y otra interna relacionada con el generador.
El circuito total se podría expresar de la siguiente manera:
E = I (R’+ri)
Ecuación A3.
Donde:
R’= Resistencia del circuito externo.
ri = Resistencia del circuito interno de la celda.
Si E es la f.e.m o voltaje de circuito abierto de la celda e I la corriente del circuito,
aparecerán dos caídas de tensión según la relación:
E = IR’+Iri
Ecuación A4.
Debemos observar que el valor de r es muy bajo en las celdas estacionarias de
plomo por o que el producto de Ir puede ser despreciado en comparición con IR’. Sin
embargo, en presencia de valores elevados de la corriente I, el producto Ir puede aumentar
apreciablemente, cuyo efecto inmediato es reducir el voltaje útil de la celda.
La resistencia interna se ve modificada por diferentes factores como la temperatura
de la ceda, su tipo de construcción o el estado de carga de la misma.
La temperatura es un factor importante que afecta sobre la resistencia de los
acumuladores, a mayor temperatura menor será la resistencia interna, fundamentalmente a
causa del mayor coeficiente de la actividad de la solución electrolítica. El electrolito es el
factor de gran relevancia en la determinación del valor de la resistencia interna de las
celdas. La elección de los valores de la densidad específica obedece en primera instancia al
hecho de que en función de la concentración de la solución presentará mayor o menor
coeficiente de resistividad. Se conoce que las soluciones de ácido sulfúrico a 1220kg/m3 a
20ºC son las que muestran el mínimo de resistividad. Como se ve en la grafica el valor de
la resistividad de una solución esta muy directamente relacionado con la temperatura.
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Figura A12. Características de la resistividad y del coeficiente de temperatura en función
de la densidad especifica para una solución de ácido sulfúrico.
A. Resistividad. B. Coeficiente de temperatura.
También afectará a la resistencia interna los elementos que constituye la batería
como separadores rejilla y materia activa puesto que sus propiedades individuales también
ser reflejarán sobre el conjunto montado.
Finalmente tenemos el estado de carga como factor determinante de la resistencia
interna de la batería. Durante el proceso de descarga, según ésta progrese, varios de los
componentes de la celda cambian sus propiedades. La materia activa se convierte
lentamente en sulfato y la reacción electroquímica provoca que el electrolito pierda
densidad por la conversión del ácido y la aparición de agua. Tales fenómenos modifican el
valor de la resistencia interna aumentándola, y el segundo término de la ecuación A.5 gana
magnitud, descendiendo, por lo tanto, el voltaje terminal de la celda. Este proceso se
invierte durante la carga, ya que la celda presenta al inicio una alta resistencia y,
posteriormente, con el proceso de la carga la resistencia interna va disminuyendo hasta
alcanzar los valores que poseía al inicio.
Vi = E - Iri
Ecuación A5.
1.4.2. Capacidad de las celdas
Otra característica destacada de los acumuladores que determina sus capacidades de
funcionamiento y diferencia unas entre otras es la capacidad. La capacidad nominal de una
celda de plomo puede ser expresada en ampere-hora (Ah) o en watt-hora (Wh), siendo más
usual el uso de ampere-hora para referirse a la capacidad. La capacidad en ampere-hora es
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Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
la media de la energía entregada en función de la reacción electroquímica que ocurre en la
celda de acuerdo con la Ley de Farady, indicándose en este sentido la cantidad de
electricidad que la celda es capaz de entregar con la corriente determinada en un tiempo
también determinado.
Al igual que a resistencia interna la capacidad de las celdas estará afectada por las
diferencias constructivas de las placas, el grosor, el área eficaz y la porosidad de las
mismas son factores a tener en cuenta.
El régimen de descarga influye de un modo decisivo en la disponibilidad de la
capacidad obtenible. Independientemente de la capacidad entregada por la batería a un
régimen diferente del nominal, cuando los elementos son recargados, la batería adquiere su
plena capacidad nominal y puede ser sometida a descargas de control subsiguientes. Esta
disminución es el resultado o manifestación de fenómenos interiores de carácter
electroquímico.
Dinámicamente vistas las altas descargas, producen sulfatación en la superficie de
las placas y se produce una oclusión de los poros. El tiempo normal para una difusión
uniforme y gradual del electrolito aumenta consecuentemente y como resultado se
manifiesta una caída del voltaje interna a causa de la mayor resistencia creada de modo
artificial. El electrolito presente en las cercanías de la materia activa no es sustituido con
suficiente celeridad. Los regímenes lentos aminoran tales efectos al crearse condiciones
para una estabilización entre velocidades de sulfatación y difusión del electrolito en lo
referente a la conversión electroquímica. Estos aspectos son lo que dan origen a las curvas
de la siguiente figura representadas para diferentes regímenes. En la tabla A.1 se muestran
los resultados de estas mediciones, es decir, el valor de la corriente de descarga al régimen
dado, el voltaje final permisible y su conjugación con los tantos por ciento de la capacidad
disponible.
Figura A13. Características de descarga a diferentes regímenes de una batería de plomoácido con electrolito de alta densidad. (D =1270 kg/m3 a 25 ºC)
Pág. 159
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
t
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Ic
0.5
0.3
0.23
0.19
0.16
0.14
0.125
0.115
0.107
0.1
Ef
1,6
1,66
1,7
1,73
1,75
1,775
1,785
1,79
1,795
1,8
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
Cn
%Cn
50
60
70
76
80
84
87,5
92
96,75
100
Tabla A3
Donde :
t = Tiempo de duración de la descarga en horas (h)
Ic = Corriente de descarga en ampere (A) si Cn es la capacidad nominal en ampere-hora (Ah)
Ef = Voltaje final de descarga mínimo permisible (V)
%Cn = Tanto por ciento de la capacidad nominal en ampere-hora.
Figura A14. Variación del voltaje terminal (inicial de impacto) para una celda estacionaria de
plomo-ácido, de tipo abierto, en función de la corriente de descarga, cuando In = 0.1 Cn
La temperatura también afecta sobre la capacidad, si la temperatura es más elevada
favorecerá a aumentas los procesos químicos sobre las placas. Aunque el estado que es
más preocupante es cuando las temperaturas son bajas y puede existir la posibilidad de
congelación del electrolito. En la figura A.5 tenemos una representación de la temperatura
sobre la capacidad de una batería de plomo del tipo tubular para varios regímenes de
descarga y de ello la posible entrega en tanto por ciento de la capacidad nominal.
Pág. 160
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Figura A15. Variación de la capacidad de una celda de plomo-ácido en función de la
temperatura del electrolito para diferentes regímenes de descarga.
Por último consideramos el historial de funcionamiento de la batería como factor
que influye sobre la capacidad. En una celda estacionaria aumenta ligeramente su
capacidad durante los primeros ciclos de carga-descarga. Posteriormente, de continuarse
bajo este régimen de trabajo, la capacidad comienza a ver afectada. La disminución de la
porosidad de la placa negativa y la corrosión de la positiva, son factores que influyen sobre
la capacidad. Se ha demostrado que la capacidad de una batería cuando es descargada a
altos regímenes, su respuesta en los ciclos posteriores no es igual, aunque sean de menos
intensidad. La influencia de la historia anterior de la celda es señalada por algunos autores
como un efecto de histéresis.
Figura A16. Variación de la capacidad según el número de ciclos.
Pág. 161
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
ANEXO 3. Código programa
Pág. 162
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
;************************************************************************
;************************************************************************
;*
PROYECTO FINAL de CARRERA
*
;*
*
;*Gestión de la energía en instalaciones solares fotovoltaicas autónomas*
;*
*
;************************************************************************
;*
Programa de gestión para Centralita de Adquisición
*
;*
*
;*
Archivo: Centrali.asm
Version: 1.0
*
;*
Autor : David Hernando
Fecha: 10 de Marzo de 2005
*
;************************************************************************
;*
Archivos incluidos:
*
;*
- p16f877.inc
*
;*
- Math16.inc
*
;*
- FPCDEF.inc
*
;*
- Taleb32.a16
*
;*
- Fp32.a16
*
;************************************************************************
list p=16f877
include "p16f877.inc"
TRUE
FALSE
P16CXX
P16_MAP1
P16_MAP2
EQU
EQU
SET
SET
SET
1
0
TRUE
FALSE
TRUE
include "Math16.inc"
include "FPCDEF.inc"
; Si P16CXX, usa INHX8M file format.
; Definiciones para librería funcines mat.
; Definiciones de constantes en coma flot.
; Macro que carga los valores para hacer multiplicación 16bits
; dos registros y dos números.
Load_FyL MACRO AH,AL,LH,LL
movf AH, W
movwf AARGB1
movf AL, W
movwf AARGB0
movlw
movwf
movlw
movwf
LH
BARGB1
LL
BARGB0
ENDM
; Macro que carga los valores para hacer multiplicación 16bits
; dos registros y dos números.
Load_FLF MACRO AH,AL,LH,FL
movf AH, W
movwf AARGB1
movf AL, W
movwf AARGB0
movlw LH
movwf BARGB1
Pág. 163
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf FL,W
movwf BARGB0
ENDM
#define CONTROL1
#define CONTROL2
#define CONTROL3
PORTC,3
PORTC,4
PORTC,5
; Selectores de display
#define LED1
#define LED2
#define LED3
PORTC,0
PORTC,1
PORTC,2
; LEDs amarillo y verde.
; LED verde.
#define
#define
#define
#define
P_Mas
P_Menos
P_Enter
P_Next
PORTB,0
PORTB,4
PORTB,1
PORTB,2
; Pulsadores
#define I_Gener
PORTB,5
; Entrada con estado del generador.
#define Rad_Dia
.20
#define Rad_Noche .10
#define Max_Rad
.151
; Valores de referencia noche-día.
; Están divididos por 10.
; Valores máximos radiación.
#define Num_AD_Chanel .6
; Número de canales analógicos.
#define Num_Bytes_TX .7
#define Byte_ID
0xFF
; Número de bytes que se han de enviar+1.
; Byte de identificación.
#define
#define
#define
#define
DirIniPI
DirIniDD
DirIniVA
DirIniTX
0x3F
0x43
0x49
0x54
;
;
;
;
Dirección
Dirección
Dirección
Dirección
inicial
inicial
inicial
inicial
parámetros instalación.
dígito display 7 segmentos
variables conversor A/D.
de los bytes para enviar -1.
; Posiciones 0x20 - 0x3E Reservadas para las rutinas en coma flotante 32.
CBLOCK DirIniPI
VBinst, CBinst
IPinst, ICinst
ENDC
; Parámetros instalación.
CBLOCK DirIniDD
DISPLAY1, DISPLAY2, DISPLAY3 ; Dígitos 7-segmentos displays.
DIGITO1, DIGITO2, DIGITO3
; Dígitos decimales displays.
ENDC
CBLOCK DirIniVA
VBateriH,
RadiaciH,
IPlacasH,
FalsaadH,
IConsumH,
TempBatH,
ENDC
VBateriL
RadiaciL
IPlacasL
FalsaadL
IConsumL
TempBatL
; Variables instalación adquiridas.
CBLOCK 0x55
Pág. 164
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
ENDC
EstCarga, Tension, IPRelati
; Valores para envío relé.
ICRelati, ZoHoFGen, Radiacio ; ZoHoFGen 3bits zona horaria
; 2 bits flotación y 3 bits
gen.
; ZoHoGen -> ZZZFFGGG
DIGIT
DECIG
EQU
EQU
0x5B
0x5C
; Valor a convertir en formato 7 segmentos.
; Valor a convertir de dígitos decimales.
IndexPar
IndexTX
IndexDis
IndexPaD
EQU
EQU
EQU
EQU
0x5D
0x5D
0x5E
0x5F
;
;
;
;
TimeLed
TimeLedA
EQU
EQU
0x60
0x61
; Tiempo parpadeo LED estado centralita.
; Tiempo ajuste nº parpadeos.
CountLed
CountRet
CountTL1
CountTL2
CountTL3
CountLeA
CountPaA
CountPbA
CountRN
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
0x62
0x63
0x64
0x65
0x66
0x67
0x68
0x69
0x6A
; Contador LED centralita ON (parpadeo).
; Variable control retardo.
ReduLedA
ReduLedV
EQU
EQU
0x6B
0x6C
; Divisor parpadeo LED amarillo.
Temperat
P_Temp
EQU
EQU
0x6D
0x6E
; Almacena el valor de la Temperatura dec.
; Variable temporal estado pulsador (Next)
QExp
EQU
0x6F
; Variable coma flotante 32 bits para
QARGB0
QARGB1
QARGB2
EQU
EQU
EQU
0x70
0x71
0x72
; almacenar el valor de la carga de la
; batería total (Q).
ITExp
ITARGB0
ITARGB1
ITARGB2
EQU
EQU
EQU
EQU
0x73
0x74
0x75
0x76
; Variable coma flotante 32 bits para
; el incremento de temperatura (t-25).
CIExp
CIARGB0
CIARGB1
CIARGB2
EQU
EQU
EQU
EQU
0x77
0x78
0x79
0x7A
; Contiene la capacidad inicial de la
; batería en C10.
BitStat
EQU
0x7B
TMP_W
TMP_STATUS
TMP_PCL
TMP_FSR
EQU
EQU
EQU
EQU
0X7C
0X7D
0x7E
0X7F
;
;
;
;
;
Índice
Índice
Índice
Indica
parámetros instalación.
byte enviado USART.
display activo.
parámetro que muestra por display.
Retardo de tiempo límite configuración.
Contador Led parámetro seleccionado.
Contador encendido parpadeo LED amarillo.
Contador pausa parpadeo LED amarillo.
Contador para rebotes pulsador Next.
; Almacenamiento temporal W, Status y PCL.
; Almacenamiento temporal de FSR.
; Variables situadas en el Banco 1 de la RAM 80h-FFh
IndexCAD
EQU
0xA0
; Índice canal analógico.
Pág. 165
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
IndexRAD
EQU
0xA1
; Índice registros variables analógicas.
CountTX1
CountTX2
EQU
EQU
0xA2
0xA3
; Contadores retardo comunicaciones.
org 0x0000
goto MAIN
; Vector de Reset.
org 0x0004
goto RSI
; Vector de interrupciones.
org 0x04EB
include "Taleb32.a16"
org 0x0525
include "Fp32.a16"
; Librería comparación =< coma flotante.
; Librería rutinas coma flotante 32-bits.
org 0x0005
MAIN
; Programa principal.
;---------------- Inicialización de puertos y TIMERs -------------------banksel PORTA
clrf PORTA
clrf PORTB
clrf PORTC
clrf PORTE
clrf PORTD
; Limpieza registros puertos.
banksel TRISA
movlw B'00101111'
movwf TRISA
; Configuración puerto A.
movlw B'00110111'
iorwf TRISB,1
bcf OPTION_REG,7
; Configuración puerto B.
; Activación resistencias de pull-up.
movlw B'11000000'
movwf TRISC
; Configuración puerto C.
movlw B'00000000'
movwf TRISD
; Configuración puerto D.
bcf TRISE,4
bsf TRISE,0
; PSPMODE off
; Configuración puerto E.
banksel TMR0
movlw D'203'
movwf TMR0
; Configuración TIMER0.
banksel OPTION_REG
bsf OPTION_REG,2
movlw B'11010100'
andwf OPTION_REG,1
banksel T1CON
movlw B'00100100'
movwf T1CON
; Configuración posterior de prescaler.
; Configuración del Timer1 prescaler 1:4.
Pág. 166
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
;************************************************************************
;--------------- Inicialización de comunicaciones ----------------------banksel RCSTA
bsf RCSTA,SPEN
; Activación bit SPEN
banksel TXSTA
bsf TXSTA,TX9
; Transmisión en 9 bits
movlw B'11101011'
andwf TXSTA,F
bsf TXSTA,TXEN
movlw .207
movwf SPBRG
; Habilitación comunicaciones.
; Configuración velocidad transmisión.
;************************************************************************
;---------------- Inicialización variables -----------------------------banksel PORTA
movlw 0x20
; Inicialización a 0 de la RAM 0x20 a 0x70.
movwf FSR
NEXTRV
clrf INDF
incf FSR, F
movf FSR, W
xorlw 0x7E
skpz
goto NEXTRV
;************************************************************************
;------------------ Inicialización de interrupciones -------------------banksel INTCON
movlw B'10100000'
movwf INTCON
;************************************************************************
;------------- Inicialización de parámetros instalación ----------------banksel PORTA
movlw D'2'
movwf VBinst
; Inicialización valores por defecto.
movlw D'1'
movwf CBinst
movlw D'255'
movwf IPinst
movlw D'255'
movwf ICinst
movlw .120
movwf TimeLed
; Inicializamos parpadeo LED3 para configuración.
Pág. 167
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
INIPARAM
movf ReduLedV,W
xorlw .50
skpz
goto LED3Paus
movf CountLed,W
skpnz
bsf LED3
movf CountLed,W
xorwf TimeLed,W
skpnz
bcf LED3
incf CountLed,F
clrf ReduLedV
; Cuando es CountLed es 0 enciende LED3.
; El tiempo de encendido es variable.
; Control del parpadeo del LED3.
LED3Paus
incf ReduLedV,F
;*-*-*-* Cargar valor para mostrar en display *-*movlw
addwf
movwf
movf
movwf
DirIniPI
IndexPar,W
FSR
INDF,W
DECIG
; Cargar el valor mediante el puntero.
; Enviar valor a mostrar por display.
;*-*-*- Caso especial VBinst 1=12 2=24 3=48 *-*-*movf IndexPar,W
xorlw .0
skpz
goto NOVBinst
movf INDF,W
xorlw .1
skpz
goto VB24
movlw .12
movwf DECIG
goto NOVBinst
VB24
movf INDF,W
xorlw .2
skpz
goto VB48
movlw .24
movwf DECIG
goto NOVBinst
VB48
movlw .48
movwf DECIG
NOVBinst
;*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*
call TODISPLA
; Se escribe el valor en los 3 displays.
;*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*
btfss P_Mas
goto INCPARAM
; Comprobación pulsador incremento.
btfss P_Menos
; Comprobación pulsador decremento.
Pág. 168
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
goto DECPARAM
btfss P_Enter
goto ENTER
; Comprobación pulsador aceptación.
;*-*-*-* Comprobación tiempo límite = 40 sec *-*incf CountTL1,F
; 3 contadores anidados para contar nº pasadas.
movf CountTL1, W
xorlw .200
skpz
goto NEXTCO1
incf CountTL2,F
clrf CountTL1
NEXTCO1
movf CountTL2,W
xorlw .200
skpz
goto NEXTCO2
incf CountTL3,F
clrf CountTL2
NEXTCO2
movf CountTL3,W
xorlw .11
skpnz
goto FINIPARA
; Agotado el tiempo se acaba IniParam.
;*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*
goto INIPARAM
INCPARAM ;++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
call RESETTLI
; Reset del tiempo límite configuración.
btfss P_Mas
;
goto INCPARAM
call RETARDOr
;
movf IndexPar,W ;
skpnz
call VBinstr
;movf IndexPar,W ;
;xorlw .1
;skpnz
;call CBinstr
goto IPICinst
Esperamos a que se suelte el pulsador.
Rertardo simple para evitar rebotes.
Comprobamos si es VBinst.
Comprobamos CBinst.
;*-*-*-* Tratamiento especial tensión instalación *VBinstr
movf VBinst,W
xorlw .3
skpnz
decf VBinst, F
return
;*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*
;*-*-*-*-* Tratamiento especial capacidad batería *;CBinstr
;
movf CBinst,W
;
xorlw .250
;
skpnz
;
decf CBinst, F
;
return
;*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*-*
Pág. 169
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
IPICinst
movf INDF,W
xorlw .255
skpz
incf INDF,F
goto INIPARAM
; Comprobación > 255.
DECPARAM ;+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
call RESETTLI
; Reset del tiempo límite configuración.
btfss P_Menos
; Esperamos a que se suelte.
goto DECPARAM
call RETARDOr
decf INDF,F
skpnz
incf INDF,F
; Si encrementa y es 0 vuelve a sumar.
goto INIPARAM
ENTER ;++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
call RESETTLI
; Reset del tiempo límite configuración.
btfss P_Enter
goto ENTER
; Esperamos a qui se suelte el pulsador.
call RETARDOr
; Retardo para rebotes.
incf IndexPar,F
; Se incrementa el número de parámetro.
movf IndexPar,W
xorlw .4
skpz
goto INIPARAM
; Cuando es 4 continua hacia abajo.
;************************************************************************
;--------------- Inicialización del conversor A/D ----------------------FINIPARA
banksel ADCON1
clrf ADCON1
; Ponemos todos 0s
movlw B'0001010' ; Justificación a la izquierda.
iorwf ADCON1,F
banksel ADCON0
clrf ADCON0
bsf ADCON0,6
; TAD source Fosc/8
bsf ADCON0, 0
; Encender conversor A/D.
;************************************************************************
movlw .127
movwf TimeLedA
; Para hacer 4 parpadeos es de prueba 255/(nº*2).
bsf LED3
; LED fin de inicialización parámetros encendido.
bsf T1CON,0 ; Se enciende Timer 1.
bsf FPFLAGS,7
; Activamos el control de saturación.
clrf IndexTX
; Inicialización índice comunicaciones
; es una variable compartida.
call INICAPBAT
; Se inicializa la carga de la bateria al 50%
INICIO
Pág. 170
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
; Control pulsador selección de parámetro a visualizar.
btfss P_Next
; Comprobación pulsador siguiente parámetro.
bsf P_Temp,0
; Una vez pulsado se guarda en posición 0.
btfss P_Next
goto PulsadoN
btfss P_Temp,0
goto PulsadoN
incf CountRN,F
movf CountRN,W
xorlw .25
skpz
goto PulsadoN
bcf P_Temp,0
clrf CountRN
incf IndexPaD,F
; Si aun está pulsado saltamos.
; Comprobamos si una vez estuvo pulsado.
; Retardo para rebotes.
; Se comprueba si ha pasado el retardo.
;
;
;
;
Si no ha acabado el retardo salta.
Acabado el retardo para rebotes se permiten
nuevas pulsaciones, se limpia el contador de
de rebotes y se pasa al siguiente parámetro.
PulsadoN
call FUNPARDI
movwf TimeLedA
FUNPARDI.
; Selección parámetro para mostrar.
; Nuevo número de parpadeos que devuelve
call TODISPLA
; Carga del valor seleccionado en los displays.
call ConverAD
; Adquisición de variables analógicas.
call CALC_VAR
; Cálculo Variables instalación (I).
call CALC_ZOHO
; Cálculo de zona horaria.
call CALC_VFLOT
; Se calcula corrección tensión flotación.
call CALC_CI
; Cálculo de capacidad inicial batería en C10.
btfsc ZoHoFGen,3
goto NoEDCAct
call CALC_QPT
NoEDCAct
call CALC_EDC
; Si estamos en flotación no se actualiza Q.
; Cálculo de la carga parcial y total.
; Cálculo del estado de carga relativo.
btfss BitStat,0
goto INICIO
call ENVIARTX
; Envío datos instalación.
call CALC_IT
; Cálculo del incremento de temperatura IT.
goto INICIO
;************************************************************************
;************************************************************************
;************************************************************************
;----------- Función de selección de parámetros para display -----------; Coloca el parámetro que toca en el display y carga el número de
; parpadeos.
; El orden de parámetros es: Estado de carga batería, Tensión, Intensidad
; placas relativa, Intensidad consumo relativa, Radiación y Temperatura.
;
; Utiliza IndexPaD para saber que parámetro cargar.
Pág. 171
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
FUNPARDI
movf IndexPaD,W
movwf TEMP
bcf STATUS,0
; Se coloca el índice del parámetro en Temp.
; Limpiar bit de carry.
rlf TEMP, F
movf IndexPaD,W
addwf TEMP, W
; Multiplicamos por 3 el índice.
bcf PCLATH,0
addwf PCL,F
movf EstCarga,W
movwf DECIG
retlw .127
; La dirección es 0000.
movf Tension,W
movwf DECIG
retlw .63
; CASO 2
movf Radiacio,W
movwf DECIG
retlw .42
; CASO 5
movf IPRelati,W
movwf DECIG
retlw .31
; CASO 3
movf ICRelati,W
movwf DECIG
retlw .25
; CASO 4
movf Temperat,W
movwf DECIG
retlw .21
; CASO 6
; CASO 1 Estado de carga %.
; Se carga el nuevo valor a mostrar.
clrf IndexPaD
return
;************************************************************************
;-------------- Rutinas de atención a la interrupción ------------------RSI
movwf TMP_W
; Guardamos el acumulador W.
swapf STATUS,0
; Guardamos el status temporalmente sin modificar
clrf STATUS
;los flags.
movwf TMP_STATUS ; Guardamos el estatus.
movf PCLATH, 0
movwf TMP_PCL
clrf PCLATH
movf FSR,W
movwf TMP_FSR
clrf FSR
; Guardamos el FSR.
banksel PORTA
btfsc INTCON,2
goto INTTM0
; Comprobación de interrupción para TIMER0.
Pág. 172
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
FININT
movf TMP_FSR,W
movwf FSR
; Restauramos FSR.
movf TMP_PCL, 0
movwf PCLATH
swapf TMP_STATUS, 0
movwf STATUS
swapf TMP_W,1
swapf TMP_W,0
; Restauramos los valores previos de W y status.
retfie
; Fin interrupciones.
INTTM0
; Interrupción Timer0 cada 6.5ms.
movlw B'11000111'
andwf PORTC,F
; Desactivación de los CONTROL del display.
clrf
PORTD
IniCDis
bsf PCLATH,0
bcf STATUS,0
rlf IndexDis, W
addwf PCL,F
bsf CONTROL1
goto FinCDis
bsf CONTROL2
goto FinCDis
bsf CONTROL3
goto FinCDis
clrf IndexDis
goto IniCDis
; Se borra el digito anterior del puerto D.
; La dirección es 0100.
; Limpiar bit de carry.
; Se determina display activo.
; Último display reinicio índice.
; Cuando llega al último vuelve a empezar.
FinCDis
movlw
addwf
movwf
movf
movwf
DirIniDD
IndexDis,W
FSR
INDF,W
PORTD
incf IndexDis,F
; Dirección inicial DISPLAY1.
; Se escribe el valor 7-segmentos en el display.
; El siguiente display
; Control retardo comunicaciones USART.
banksel TRISA
incf CountTX1,F
; Retardo 2 segundos
skpnz
incf CountTX2,F
movf CountTX2,W
xorlw .4
skpz
goto NoActCom
banksel PORTA
Pág. 173
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
bsf BitStat,0
banksel TRISA
clrf CountTX2
clrf CountTX1
NoActCom
movf CountTX2,W
xorlw .1
banksel PORTA
skpnz
bcf LED2
; Activar comunicaciones.
; Apagamos LED2 con un poco de retardo para verlo
; Control Led parpadeo selección variables.
movf ReduLedA,W
xorlw .6
skpz
goto FINLedA
clrf ReduLedA
movf CountPbA ,W
skpnz
goto LEDAmarb
incf CountPbA, F ;
clrf CountLeA
;
bcf LED1
;
goto FINLedA
; Mientras es 0 hace secuencia parpadeo led.
Cuando es diferente de 0 apaga led.
Inicializa contador.
Esto se hace hasta que vuelva a valer 0.
LEDAmarb
incf CountPaA,F
; Contado de tiempo parpadeo
movf CountPaA,W
skpz
goto LEDAmari
incf CountPbA, F ; Cuando se acaba el tiempo parpadeo -> pause.
LEDAmari
movf CountLeA, W ; Control del parpadero LED amarillo.
xorwf TimeLedA,W
skpnz
bsf LED1
bcf STATUS,0
; Limpiar bit de carry.
rlf TimeLedA,W
; Se calcula el doble del tiempo de parpadeo.
xorwf CountLeA,W
skpz
goto INCLedA
bcf LED1
clrf CountLeA
goto FINLedA
INCLedA
incf CountLeA,F
FINLedA
incf ReduLedA, F
banksel TMR0
movlw D'203'
movwf TMR0
; Re-Configuración TIMER0.
banksel OPTION_REG
bsf OPTION_REG,2
Pág. 174
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw B'11010100'
andwf OPTION_REG,1
banksel INTCON
bcf INTCON,2
; Eliminamos peticiónn de interrupción.
goto FININT
;************************************************************************
;-------------- Conversión decimal a 7 segmentos puerto D --------------SEVSEG
bsf PCLATH,0
; La dirección es 0100.
banksel PORTA
movf DIGIT,0
addwf PCL,1
retlw 0x3F
; Segmentos del 0.
retlw 0x06
; Segmentos del 1.
retlw 0x5B
; Segmentos del 2.
retlw 0x4F
; Segmentos del 3.
retlw 0x66
;.
retlw 0x6D
;.
retlw 0x7C
;.
retlw 0x07
retlw 0x7F
retlw 0x67
; Segmentos del 9.
retlw 0x77
; Segmentos de A.
retlw 0x39
; Segmentos de C.
retlw 0x40
; Segmentos de -.
;************************************************************************
;----------- Adquisición de variables analógicas -----------------------ConverAD
movlw B'11000111'
andwf ADCON0,F
; Selector canal igual a 000.
banksel ADCON1
clrf IndexCAD
clrf IndexRAD
; Canal analógico igual al 0.
; Registro variable igual a 0.
INIConAD
call RETARDOC
; Retardo entre conversiones.
banksel ADCON0
bsf ADCON0,2
; Iniciar conversión.
BucleCAD
btfsc ADCON0,2
goto BucleCAD
banksel ADCON1
movf IndexRAD,W
movwf FSR
movlw DirIniVA
addwf FSR,F
banksel ADRESH
movf ADRESH,W
movwf INDF
banksel ADRESL
incf FSR,F
; Espera a finalizar conversión.
; Se carga el valor del índice de registros
; Se guarda el registro alto.
Pág. 175
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf ADRESL,W
movwf INDF
incf IndexCAD,F
movlw .2
addwf IndexRAD,F
; Se guarda el registro bajo
; Canal y registro siguientes.
; Salto de 2 en dos.
movf IndexCAD,W
xorlw Num_AD_Chanel
skpnz
goto FINConAD
; Fin conversiones.
banksel ADCON0
; Se incrementa el canal analógico seleccionado.
movlw B'00001000'
addwf ADCON0, F
goto INIConAD
; Siguiente conversión.
FINConAD
banksel PORTB
btfss I_Gener
goto GenerON
movlw B'00000111'
iorwf ZoHoFGen,F
return
; Lectura del estado del generador.
; Está apagado.
; Está encendido, se coloca xxxxx111.
GenerON
movlw B'11111000'
andwf ZoHoFGen,F ; Se escriben 4 ceros para indicar generador off.
return
;************************************************************************
;------------- EScribir 'DECIG' en los 3 displays ----------------------TODISPLA
call DIGTODEC
; Conversión de 8 bits a 3 digitos.
movf DIGITO1,w
movwf DIGIT
call SEVSEG
movwf DISPLAY1
; Conversión de binario a 7-segmentos.
movf DIGITO2,w
movwf DIGIT
call SEVSEG
movwf DISPLAY2
movf DIGITO3,w
movwf DIGIT
call SEVSEG
movwf DISPLAY3
return
;************************************************************************
;-------- Retardo por polling entre conversiones analógicas ------------RETARDOC
banksel CountRet
clrf CountRet
BucleRAD
incf CountRet,F
movf CountRet,W
Pág. 176
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
xorlw .4
skpz
goto BucleRAD
return
;************************************************************************
;-------------- Retardo sencillo por polling
RETARDOr
clrf CountRet
BucleReta
incf CountRet,F
movf CountRet,W
xorlw .255
skpz
goto BucleReta
rebotes -------------------
return
;************************************************************************
;------------ Conversión 8 bits a decimal 3 dígitos --------------------DIGTODEC
clrf DIGITO1
; Unidades
clrf DIGITO2
; Decenas
clrf DIGITO3
; Centenas
CENTENAS
movlw .100
subwf DECIG,W
skpc
goto DECENAS
movwf DECIG
incf DIGITO3,F
goto CENTENAS
DECENAS
movlw .10
subwf DECIG,W
skpc
goto UNIDADES
nivel.
movwf DECIG
incf DIGITO2,F
goto DECENAS
; Si es negativo se pasa al siguiente
UNIDADES
movf DECIG,W
movwf DIGITO1
return
;************************************************************************
;------------ Reset de contadores para el tiempo límite ----------------RESETTLI
clrf CountTL1
; Se reinician los contadores, tiempo = 0.
clrf CountTL2
clrf CountTL3
return
;************************************************************************
;------------ Rutina de comparación para unsigned de 8 bits ------------
Pág. 177
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
; Valor x = BARGB0 y valor y = AARGB0
; Sirve para comparar x=y, x>y, x<y
;
Si y=x entonces z=1
;
Si y>x entonces c=1
;
Si y<x entonces c=0
;-----------------------------------------------------------------------COMPUN8
movf BARGB0,w
subwf AARGB0,w
; Restar y-x.
return
;************************************************************************
;------------ Rutina de comparación para unsigned de 16 bits -----------; Valor x = BARGB0, BARGB1 y valor y = AARGB0, AARGB1
; Sirve para comparar x=y, x>y, x<y
;
Si y=x entonces z=1
;
Si y>x entonces c=1
;
Si y<x entonces c=0
;-----------------------------------------------------------------------COMPUN16
movf BARGB1,w
subwf AARGB1,w ; Resta y-x.
skpz
; Son iguales?
goto results16
movf BARGB0,w
; Son iguales comparar parte baja.
subwf AARGB0,w
; Restar y-x.
results16
return
;************************************************************************
;----------------- Suma de Doble Precisión (16+16 ->16) ----------------;
;
Suma: ACCd(16 bits) + ACCa(16 bits) -> ACCd (16 bits)
;
;
El resultado se coloca en AARGB6 y AARGB7 (16 bits)
;-----------------------------------------------------------------------SUM16
movf
BARGB0,0
addwf
AARGB6,1
movf
BARGB1,0
btfsc
STATUS,C
addlw
0x01
addwf
AARGB7,1
return
;************************************************************************
;-------------- Resta de Doble Precisión (16-16 -> 16) -----------------;
;
Resta: AARG(16 bits) - BARG(16 bits) -> AARG (16 bits)
;
;
El resultado se coloca en AARGB0, AARGB1
;-----------------------------------------------------------------------REST16
movf
BARGB0, W
subwf
AARGB0,F
movf
BARGB1,W
btfss
STATUS,C
; Comprobamos si nos llevamos una.
sublw
0x01
subwf
AARGB1,1
Pág. 178
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
return
;************************************************************************
;- Multiplicación de Doble Precisión (16x16->32) (optimizado en código) ;
; Multiplicación: ACCb(16 bits) * ACCa(16 bits) -> ACCd,ACCc (32 bits)
;
; ACCd,ACCc (32 bits output):
;
en ACCd (AARGB7, AARGB6) y la parte baja en ACCc (AARGB5, AARGB4)
;-----------------------------------------------------------------------MULU1616
clrf ACC
bsf ACC,4
; Count = 16.
movf AARGB0,0
movwf TEMPB0
movf AARGB1,0
movwf TEMPB1
clrf AARGB7
clrf AARGB6
BucleMul
rrf TEMPB1,1
rrf TEMPB0,1
btfss STATUS,C
goto NoSuma
;Shift a la derecha y suma 16 veces.
; Comprobación carry.
; LSB es 0 así que no se necesita sumar.
call SUM16
NoSuma
rrf AARGB7,1
rrf AARGB6,1
rrf AARGB5,1
rrf AARGB4,1
decfsz ACC,1
goto BucleMul
return
;************************************************************************
;---------- División de doble precisión (16/16 -> 16) ------------------;
; ( ACCb/ACCa -> ACCc con resto en ACCb ). Salida en 16 bits
;con cociente en ACCc (AARGB5,AARGB4) y resto en ACCb (AARGB1,AARGB0).
; El valor originial de B se pierde.
;
B/A = (Q) + (R)/A o B = A*Q + R
; donde,
; B : Numerator
; A : Denominador
; Q : Cociente (Entero)
; R : Resto
;
; Nota: La comprobación de cero en el denominador o numerador no se
; realiza. Un cero en el denominador produce un resultado erróneo.
;-----------------------------------------------------------------------DIVI1616
clrf AARGB5
; Inicialización del cociente.
Pág. 179
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
clrf AARGB4
BucleDiv
call COMPUN16
btfss STATUS,C
return
call REST16
movlw .1
addwf AARGB4,F
btfss STATUS,C
goto BucleDiv
incf AARGB5,F
goto BucleDiv
; Comprobamos que B sea mas grande que A.
; Si B < A se acaba división.
; Restamos B - A = B.
; Sumamos 1 al cociente.
; Tenemos en cuenta parte alta.
return
;************************************************************************
;---------------Cálculo variables instalación --------------------------; Cálculo incial de Tensión, Intensidad de placas y consumo relativo,
; radiación y Temperatura.
;-----------------------------------------------------------------------CALC_VAR
Load_FyL RadiaciH, RadiaciL, Max_Rad, .0 ; Valor radiación kW/m2.
call MULU1616
movf AARGB7,W
movwf Radiacio
Load_FyL IPlacasH, IPlacasL, .100, .0
call MULU1616
Load_FLF AARGB7, AARGB6, 0x00, IPinst
call DIVI1616
movf AARGB4,W
movwf IPRelati
; Valor Relativo IPinst.
Load_FyL IConsumH, IConsumL, .100, .0
call MULU1616
Load_FLF AARGB7, AARGB6, 0x00, ICinst
call DIVI1616
movf AARGB4,W
movwf ICRelati
; Valor Relativo ICinst.
return
;************************************************************************
;------------------ Cálculo de la zona horaria -------------------------; Se establece la zona horaria en función de la radiación presente.
;La rutina utiliza RadiaciH, RadiaciL y ZoHoGen para guardar el resultado
;-----------------------------------------------------------------------CALC_ZOHO
btfss ZoHoFGen, 5 ; Se comprueba estado inicial zona horaria.
goto ZoNoche
goto ZoDia
ZoDia
movf Radiacio,W
movwf AARGB0
Pág. 180
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw Rad_Noche
movwf BARGB0
call COMPUN8
btfsc STATUS,C
return
; Sigue siendo DÍA.
movlw B'00011111' ; Es noche.
andwf ZoHoFGen,F
return
ZoNoche
movf Radiacio,W
movwf AARGB0
movlw Rad_Dia
movwf BARGB0
call COMPUN8
btfss STATUS,C
return
; Sigue siendo Noche.
movlw B'11100000' ; Es día.
iorwf ZoHoFGen,F
return
;************************************************************************
;---- Cálculo del incremento de temperatura IT = TempBat -Tref. --------; A partir de la temperatura de la batería y de la temperatura de
; referencia se calcula el incremento de temperatura.
;----------------------------------------------------------------------CALC_IT
movf TempBatL,W
; Carga de TempBat en A 24 bits jus. derecha.
movwf AARGB2
movf TempBatH,W
movwf AARGB1
movlw .0
; El byte de mayor peso MSB es el 0.
movwf AARGB0
; 24 bits justificados a la derecha.
call FLO32
; Integer a Float resultado en AEXP y AARGB0-1-2.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga constante de escalado fondo esc. 50.
ExpE_50
BEXP
AA0E_50
BARGB0
AA1E_50
BARGB1
AA2E_50
BARGB2
call FPM32
movf AEXP,W
movwf DEXP
movf AARGB0,W
movwf DARGB0
movf AARGB1,W
movwf DARGB1
movf AARGB2,W
; Multiplicación constante escal * TempBat.
; Resultado = Temperatura batería escalada.
;Guardamos Tempbat en D.
Pág. 181
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movwf DARGB2
call INT32
; Conversión Float -> Integer.
movf AARGB2,W
movwf Temperat
movf DEXP,W
movwf AEXP
movf DARGB0,W
movwf AARGB0
movf DARGB1,W
movwf AARGB1
movf DARGB2,W
movwf AARGB2
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpT_25
BEXP
AA0T_25
BARGB0
AA1T_25
BARGB1
AA2T_25
BARGB2
call FPS32
movf AEXP,W
movwf ITExp
movf AARGB0,W
movwf ITARGB0
movf AARGB1,W
movwf ITARGB1
movf AARGB2,W
movwf ITARGB2
;Guardamos Tempbat en D.
; Se carga la temperatura de referencia en B .
; Resta de TempBat - TempRef.
;Guardamos resultado resta en IT.
return
;************************************************************************
;----- Cálculo de tensión de flotación (Reset EDC) ---------------------; Se calcula la tensión de la batería corregida en temperatura para
; determinar si la batería está en un ciclo de flotación y se ha de
; resetear el EDC de la batería.
;-----------------------------------------------------------------------CALC_VFLOT
movf VBateriL,W
movwf AARGB2
movf VBateriH,W
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
; Se carga Vbateri en A.
call FLO32
; Integer a Float de VBateri.
movlw ExpE_60
movwf BEXP
; Se carga constante de escalado fondo esc. 60.
Pág. 182
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
AA0E_60
BARGB0
AA1E_60
BARGB1
AA2E_60
BARGB2
call FPM32
; Multiplicación Vbateri * constante escala.
movf AEXP,W
movwf DEXP
movf AARGB0,W
movwf DARGB0
movf AARGB1,W
movwf DARGB1
movf AARGB2,W
movwf DARGB2
; Guardamos VBat en D.
movf ITExp,W
movwf BEXP
movf ITARGB0,W
movwf BARGB0
movf ITARGB1,W
movwf BARGB1
movf ITARGB2,W
movwf BARGB2
; Cargamos IT (Incremento Temperatura) en B.
call FPM32
; Multiplicación por la Vbateri * IncTemp.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
0x76 ; Se carga constante -2e-3.
BEXP
0x83
BARGB0
0x12
BARGB1
0x6F
BARGB2
call FPM32
; Multiplica la constante por el anterior producto.
movf DEXP,W
movwf BEXP
movf DARGB0,W
movwf BARGB0
movf DARGB1,W
movwf BARGB1
movf DARGB2,W
movwf BARGB2
call FPA32
; Cargamos D (Tensión Batería) en B.
; Suma de Vbat + Kvt.
movf AEXP,W
movwf BEXP
movf AARGB0,W
movwf BARGB0
movf AARGB1,W
;Guardamos resultado suma en B.
Pág. 183
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movwf BARGB1
movf AARGB2,W
movwf BARGB2
call INT32
; Conversión Float Integer tensión Batería .
movf AARGB2,W
movwf Tension
; Ponemos el LSB en la tensión de la instalación.
; Esta tensión la podemos compara con las referencias de tensión de
;flotación y carga profunda tomadas a 25ºC.
; Hay dos opciones corregir las tensiones de referencia o corregir la
; tensión leida.
btfsc ZoHoFGen, 3
goto FlotacON
FlotacOFF
call VPVINST
;
;
call TALEB32
;
;
;
xorlw .1
skpz
return
;
movlw B'00011000' ;
iorwf ZoHoFGen,F ;
return
FlotacON
call VFVINST
Se
En
Se
Si
Si
; Se comprueba si se está en flotación.
; Sí estamos en flotación.
; No estamos en flotación.
cargan parámetros de VPrf en A.
la B tenemos tensión batería compensada.
hace comparación A=<B
A <= B => True w = 0x01
A <= B => False w = 0x00
VPrf > Vbat sigue sin estar en flotación.
VPrf < Vbat inicio nuevo ciclo flotación.
Se activa flotación en el byte de control.
; Se cargan parámetros de VFlt en A.
call TALEB32
xorlw .1
skpz
goto No_Flot
goto Reset_C
; VFlt > Vbat no hay flotación.
; VFlt < Vbat -> esta en flotación entonces
;se resetea el estado de carga de la bat.
No_Flot
movlw B'11100111'
andwf ZoHoFGen,F ; Flotación desactivada en byte de control.
return
Reset_C
movf CIExp,W
movwf QExp
movf CIARGB0,W
movwf QARGB0
movf CIARGB1,W
movwf QARGB1
movf CIARGB2,W
movwf QARGB2
return
Pág. 184
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
;-----------------------------------------------------------------------; Determinación de tensión de flotación en función de la tensión de
;trabajo para la batería en la instalación.
; En A se carga el valor de la tensión de flotación.
;-----------------------------------------------------------------------VFVINST
movf VBinst, W
xorlw .1
skpnz
goto VBinst_12 ;Tensión trabajo batería = 12 V.
movf VBinst, W
xorlw .2
skpnz
goto VBinst_24
VBinst_48
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VFlt48
AEXP
AB0_VFlt48
AARGB0
AB1_VFlt48
AARGB1
AB2_VFlt48
AARGB2
;Guardamos VFlotacion en A.
return
VBinst_24
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VFlt24
AEXP
AB0_VFlt24
AARGB0
AB1_VFlt24
AARGB1
AB2_VFlt24
AARGB2
return
VBinst_12
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VFlt12
AEXP
AB0_VFlt12
AARGB0
AB1_VFlt12
AARGB1
AB2_VFlt12
AARGB2
return
;************************************************************************
;-----------------------------------------------------------------------; Determinación de la tensión de carga profunda en función de la
;tensión de trabajo para la batería en la instalación.
; En A se carga el valor de la tensión de carga profunda.
;-----------------------------------------------------------------------VPVINST
movf VBinst, W
xorlw .1
skpnz
goto VBinst12 ;Tensión trabajo batería = 12 V.
Pág. 185
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf VBinst, W
xorlw .2
skpnz
goto VBinst24
VBinst48
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VPrf48
AEXP
AB0_VPrf48
AARGB0
AB1_VPrf48
AARGB1
AB2_VPrf48
AARGB2
;Guardamos VProfunda en A.
return
VBinst24
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VPrf24
AEXP
AB0_VPrf24
AARGB0
AB1_VPrf24
AARGB1
AB2_VPrf24
AARGB2
return
VBinst12
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
Exp_VPrf12
AEXP
AB0_VPrf12
AARGB0
AB1_VPrf12
AARGB1
AB2_VPrf12
AARGB2
return
;************************************************************************
;--------- Cálculo de la capacidad en C10 a partir de CBinst------------CALC_CI
movf CBinst,W
; Carga de la capacidad en 10 horas batería.
movwf AARGB2
; Este valor esta dividio por 10 cuando el
movlw .0
; usuario lo introduce.
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
call FLO32
; Integer a Float resultado en A.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga el número 10 en B.
ExpN_10
BEXP
AA0N_10
BARGB0
AA1N_10
BARGB1
AA2N_10
BARGB2
Pág. 186
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
call FPM32
movf AEXP,W
movwf CIExp
movf AARGB0,W
movwf CIARGB0
movf AARGB1,W
movwf CIARGB1
movf AARGB2,W
movwf CIARGB2
; La capacidad inicial se multiplica * 10.
;Guardamos resultado multiplicación en CI.
return
;************************************************************************
;----------- Cálculo de la carga Q en la batería -----------------------CALC_QPT
movf CIExp,W
movwf AEXP
movf CIARGB0,W
movwf AARGB0
movf CIARGB1,W
movwf AARGB1
movf CIARGB2,W
movwf AARGB2
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpS_02
BEXP
AA0S_02
BARGB0
AA1S_02
BARGB1
AA2S_02
BARGB2
call FPM32
movf AEXP,W
movwf CEXP
movf AARGB0,W
movwf CARGB0
movf AARGB1,W
movwf CARGB1
movf AARGB2,W
movwf CARGB2
;Se carga CI en A.
; Se carga en número -0.2 en B.
; Es negativo porque es intensidad descarga.
; Hallamos el valor de la intensidad en C20
; Ci (C10) * 0.2. Ci(C10)= CBins*10.
;Guardamos resultado multiplicación en C.
movf IConsumL,W
movwf AARGB2
movf IConsumH,W
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
; Carga de IConsumo en A 24 bits jus. derecha.
call FLO32
; Integer a Float resultado en AEXP y AARGB0-1-2.
movlw ExpE_255
movwf BEXP
; Se carga constante de escalado fondo esc. 255.
; El byte de mayor peso MSB es el 0.
; 24 bits justificados a la derecha.
Pág. 187
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
AA0E_255
BARGB0
AA1E_255
BARGB1
AA2E_255
BARGB2
call FPM32
; Multiplicación constante escal * IConsum.
; Resultado = Intensidad consumo escalada.
movf AEXP,W
movwf DEXP
movf AARGB0,W
movwf DARGB0
movf AARGB1,W
movwf DARGB1
movf AARGB2,W
movwf DARGB2
; Guardamos resultado multiplicación en D.
movf IPlacasL,W
movwf AARGB2
movf IPlacasH,W
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
; Carga de IPlacas en A 24 bits jus. derecha.
call FLO32
; Integer a Float resultado en AEXP y AARGB0-1-2.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga constante de escalado fondo esc. 255.
ExpE_255
BEXP
AA0E_255
BARGB0
AA1E_255
BARGB1
AA2E_255
BARGB2
; El byte de mayor peso MSB es el 0.
; 24 bits justificados a la derecha.
call FPM32
; Multiplicación constante escal * IPlacas.
movf DEXP,W
movwf BEXP
movf DARGB0,W
movwf BARGB0
movf DARGB1,W
movwf BARGB1
movf DARGB2,W
movwf BARGB2
;Cargamos D (Iconsumo) en B.
call FPS32
; Resta de IPlacas - IConsumo = IBat
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga 0 en B.
ExpN_0
BEXP
AA0N_0
BARGB0
AA1N_0
BARGB1
AA2N_0
BARGB2
Pág. 188
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
; A = Ibat, B = 0.
call TALEB32
; Se hace comparación A <= 0.
xorlw .1
skpnz
goto Descarga
; Si A <= B => True w = 0x01 --> Descarga.
; Si A <= B => False w = 0x00 --> Carga.
Carga
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_093
BEXP
AA0N_093
BARGB0
AA1N_093
BARGB1
AA2N_093
BARGB2
call FPM32
; Se carga 0.93 en B.
; Multiplicación IBat * 0.93.
goto Q_CALC
Descarga
; Ibat es negativa.
movf CEXP,W
movwf BEXP
movf CARGB0,W
movwf BARGB0
movf CARGB1,W
movwf BARGB1
movf CARGB2,W
movwf BARGB2
call TALEB32
xorlw .1
skpnz
goto Q_CALC
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_084
BEXP
AA0N_084
BARGB0
AA1N_084
BARGB1
AA2N_084
BARGB2
call FPM32
Q_CALC
movf AEXP,W
movwf BEXP
movf AARGB0,W
movwf BARGB0
movf AARGB1,W
movwf BARGB1
movf AARGB2,W
movwf BARGB2
; Cargamos C (Intensidad descarga C20) en B.
; A = Ibat(es negativa!), B = -Ci(C10)*0.2.
; Se hace comparación A <= B.
; Si A <= B => False w = 0x00 --> Descarga rápida
; Si A <= B => True w = 0x01 --> Descarga lenta.
; Se carga 0.84 en B.
; Multiplicación IBat * 0.84.
; Guardamos A (IBat corregida) en B.
Pág. 189
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
bcf
T1CON,0
movf TMR1L,W
movwf AARGB2
movf TMR1H,W
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
clrf TMR1L
clrf TMR1H
; Apagamos el Timer 1.
; Carga del contador de Timer1.
; Se resetea el Timer 1.
movlw B'00100100' ; Re-configuración del prescaler Timer1.
movwf T1CON
; Configuración del Timer1 Prescales 1:4.
bsf
T1CON,0
; Encendemos el Timer 1.
call FLO32
; Integer a Float resultado en A.
call FPM32
; Multiplicación Lectura Timer1 (A) * Ibat (B).
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga la constante escalado us->H en B.
ExpE_4us
BEXP
AA0E_4us
BARGB0
AA1E_4us
BARGB1
AA2E_4us
BARGB2
call FPM32 ; Esta multiplicación se hace después para aprovechar
; B que teníamos cargada antes y luego hacemos el escal. a
us.
movf QExp,W
movwf BEXP
movf QARGB0,W
movwf BARGB0
movf QARGB1,W
movwf BARGB1
movf QARGB2,W
movwf BARGB2
; Cargamos Q total en B.
call FPA32
;Suma de Q parcial (A)+ Q total(B) = Qtotal(A)
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_0
BEXP
AA0N_0
BARGB0
AA1N_0
BARGB1
AA2N_0
BARGB2
call TALEB32
xorlw .1
skpnz
goto ValorNeg
; Comprobación de valores negativos de carga.
; Se carga 0 en B.
; A = Q, B = 0.
; Se hace comparación A <= B.
; Si A <= B => True w = 0x01 --> valor negativo.
; Si A <= B => False w = 0x00 --> valor correcto.
Pág. 190
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf AEXP,W
movwf QExp
movf AARGB0,W
movwf QARGB0
movf AARGB1,W
movwf QARGB1
movf AARGB2,W
movwf QARGB2
;Guardamos A en registro de la carga bat (Q).
return
ValorNeg
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_0
QExp
AA0N_0
QARGB0
AA1N_0
QARGB1
AA2N_0
QARGB2
; Se carga 0 en Q.
return
;************************************************************************
;----------- Cálculo del estado de carga (EDC) en % --------------------CALC_EDC
movf ITExp,W
movwf AEXP
movf ITARGB0,W
movwf AARGB0
movf ITARGB1,W
movwf AARGB1
movf ITARGB2,W
movwf AARGB2
; Se carga el incremento de temp. (IT) en A.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga 0 en B.
ExpN_0
BEXP
AA0N_0
BARGB0
AA1N_0
BARGB1
AA2N_0
BARGB2
; A = IT, B = 0.
call TALEB32
; Se hace comparación A <= 0.
xorlw .1
skpnz
goto Correcci
; Si A <= B => True w = 0x01 -> 0.015*IT+1.
; Si A <= B => False w = 0x00-> 0.003*IT+1.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_003
BEXP
AA0N_003
BARGB0
AA1N_003
BARGB1
AA2N_003
BARGB2
call FPM32
; Se carga 0.003 en B.
; Multiplicamos IT * 0.003
Pág. 191
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_1
BEXP
AA0N_1
BARGB0
AA1N_1
BARGB1
AA2N_1
BARGB2
call FPA32
; Se carga el número 1 en B.
; Sumamos un 1 a (IT*0.003).
goto RelatEDC
Correcci
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
ExpN_015
BEXP
AA0N_015
BARGB0
AA1N_015
BARGB1
AA2N_015
BARGB2
; Se carga 0.015 en B.
call FPM32
; Multiplicamos IT * 0.015
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga el número 1 en B.
ExpN_1
BEXP
AA0N_1
BARGB0
AA1N_1
BARGB1
AA2N_1
BARGB2
call FPA32
RelatEDC
movf CIExp,W
movwf BEXP
movf CIARGB0,W
movwf BARGB0
movf CIARGB1,W
movwf BARGB1
movf CIARGB2,W
movwf BARGB2
; Sumamos un 1 a (IT*0.015).
; Se carga la capacidad inicial (CI) en B.
call FPM32
; Multiplicamos Kct * CI
movf AEXP,W
movwf CIExp
movf AARGB0,W
movwf CIARGB0
movf AARGB1,W
movwf CIARGB1
movf AARGB2,W
movwf CIARGB2
;
;
;
;
;
movf
; Se guarda A en B.
AEXP,W
Se guarda A en CI. A partir de ahora CI es la
Capacidad corregida en temperatura que se
utilizará en el reset de Vflot. De nuevo
para el cálculo de Q se recalculará la CI sin
compensar.
Pág. 192
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movwf BEXP
movf AARGB0,W
movwf BARGB0
movf AARGB1,W
movwf BARGB1
movf AARGB2,W
movwf BARGB2
movf QExp,W
movwf AEXP
movf QARGB0,W
movwf AARGB0
movf QARGB1,W
movwf AARGB1
movf QARGB2,W
movwf AARGB2
call FPD32
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga la carga batería (Q)
en A.
; División Q / (Ci*Kct).
ExpN_100
BEXP
AA0N_100
BARGB0
AA1N_100
BARGB1
AA2N_100
BARGB2
; Se carga el número 100 en B.
call FPM32
; Multiplicación por 100.
call INT32
; Se transforma en Integer.
movf AARGB2,W
movwf EstCarga
; Se guarda el valor de EDC en decimal.
return
;************************************************************************
;----- Enviar trama de datos instalación mediante polling -------------ENVIARTX
bsf LED2
; Encendemos led
TSR_Vacio
banksel PORTA
movf IndexTX,w
xorlw Num_Bytes_TX
skpnz
goto Fin_TX
movf IndexTX,W
skpnz
goto IDByteTX
movlw DirIniTX
addwf IndexTX,W
movwf FSR
movf INDF,W
movwf TEMP
call PARITY
; Se han transmitido todos los bytes?.
; Se acaba transmisión trama.
; Caso especial para enviar el primer byte.
; Dirección inicial menos 1.
; Cálculo de la paridad.
Pág. 193
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
btfsc TEMP,0
goto IMPAR
banksel TXSTA
bcf TXSTA,0
banksel PORTA
goto Fin_Parity
; El número es IMPAR.
; Escritura del bit de paridad. PARIDAD PAR.
IMPAR
banksel TXSTA
bsf TXSTA,0
banksel PORTA
Fin_Parity
movf INDF,W
movwf TXREG
incf IndexTX,F
goto Bucle_TSR
IDByteTX
banksel TXSTA
bcf TXSTA,0
banksel PORTA
; Escritura del bit de paridad. PARIDAD PAR.
; Escribimos byte para enviar.
; Se pasa al siguiente registro.
; Escritura del bit de paridad. PARIDAD PAR.
movlw Byte_ID
movwf TXREG
; Escribimos byte para enviar.
incf IndexTX,F
; Se pasa al siguiente registro.
Bucle_TSR
banksel TXSTA
btfsc TXSTA,1
goto TSR_Vacio
goto Bucle_TSR
; Comprobación bit TRMT.
; Byte enviado se procesa siguiente byte.
Fin_TX
clrf IndexTX
banksel TRISA
clrf CountTX1
clrf CountTX2
banksel PORTA
bcf BitStat,0
return
;************************************************************************
;---------- Rutina para el cálculo de paridad para 8 bits --------------; El resultado se deja en el bit 0 del registro temp y el resto se pierde
; Si es '1' significa impar si es '0' significa par.
PARITY
swapf TEMP, W
xorwf TEMP, F
rrf TEMP, W
xorwf TEMP, F
btfsc TEMP, 2
incf TEMP, F
Pág. 194
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
return
;************************************************************************
;------- Se carga el valor inicial de la capacidad de la batería -------; Concretamente se carga el valor del 50% de la carga de la batería
INICAPBAT
movf CBinst,W
movwf AARGB2
movlw .0
movwf AARGB1
movlw .0
movwf AARGB0
; Carga de CBinst/2 en A en 24 bits jus. derecha.
; El byte de mayor peso MSB es el 0.
; 24 bits justificados a la derecha.
call FLO32
; Integer a Float resultado en AEXP y AARGB0-1-2.
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
movlw
movwf
; Se carga el número 5 en B.
ExpN_5
BEXP
AA0N_5
BARGB0
AA1N_5
BARGB1
AA2N_5
BARGB2
call FPM32
; Multiplicación por 5.
movf AEXP,W
movwf QExp
movf AARGB0,W
movwf QARGB0
movf AARGB1,W
movwf QARGB1
movf AARGB2,W
movwf QARGB2
;Guardamos A en registro de la carga bat (Q).
return
;************************************************************************
END
Pág. 195
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
;************************************************************************
;************************************************************************
;*
PROYECTO FINAL de CARRERA
*
;*
*
;*Gestión de la energía en instalaciones solares fotovoltaicas autónomas*
;*
*
;************************************************************************
;*
Programa de gestión para el Relé de autogestión
*
;*
*
;*
Archivo: Rele.asm
Versión: 1.0
*
;*
Autor : David Hernando
Fecha: 10 de Marzo de 2005
*
;************************************************************************
;*
Archivo incluido:
*
;*
p16f876.inc
*
;************************************************************************
list p=16f876
include "p16f876.inc"
#define Num_Bytes_RX .7
#define DirIniRX 0x20
#define Byte_ID
0xFF
#define
#define
#define
#define
Modo_M_A
M_ON_OFF
M_Dia
M_Noche
; Número de bytes que se han de recibir.
; Dirección inicial de los bytes recibidos.
; Byte de identificación.
PORTA,0
PORTA,1
PORTA,2
PORTA,3
#define Generador PORTC,5
#define Inver25
#define Inver40
#define Inver50
PORTA,4
PORTA,5
PORTB,5
#define
#define
#define
#define
#define
Batery40
Batery30
Batery20
BateryCF
BateryEE
PORTC,0
PORTC,1
PORTC,2
PORTC,3
PORTC,4
#define LEDVerde
#define LEDRojo
PORTB,4
PORTB,1
#define CargaAC
PORTB,2
CBLOCK DirIniRX
ID_byte
; Variables recepción USART.
EstCarga, Tension, IPRelati
ICRelati, ZoHoFGen, Radiacio ; ZoHoFGen = 3bits zona horaria
ENDC
; 2 bits flotación y 3 bits
gen.
; ZoHoGen -> ZZZFFGGG
IndexRX
USART_STA
EQU
EQU
0x27
0X28
; Índice del registro recibido.
; Recepción trama completa.
Bat_Select
EQU
0x29
; Se ha dado una condición de batería.
Pág. 196
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
Bat_Flot
EQU
0x2A
; Ha llegado a flotación.
CargaAC_T
EQU
0x2B
; Variable que indica petición de conexión.
CountRX1
CountE1
CountAC1
CountAC2
CountSD1
CountSD2
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
EQU
0x2C
0x2D
0x2E
0x2F
0x30
0x31
; Contador retardo recepción USART.
; Contador parpadeo led rojo.
; Contador espera encendido carga.
TEMP
TEMPM
EQU
EQU
0x32
0x33
; Variable temporal se usa en RSI.
; Variable temporal usada en MAIN.
PrimCom
EQU
0x34
Retardo
EQU
0x35
; Indica si hemos recibido la primera
; comunicación.
; Valor retardo asigando al relé.
TMP_W
TMP_STATUS
TMP_PCL
TMP_FSR
EQU
EQU
EQU
EQU
0X70
0X71
0x72
0X73
; Contador espera reset datos recibidos.
; Almacenamiento temporal W, Status y PCL.
; Almacenamiento temporal de FSR.
org 0x0000
goto MAIN
; Vector de Reset.
org 0x0004
goto RSI
; Vector de interrupciones.
org 0x0005
; Programa principal.
MAIN
;---------------- Inicialización de puertos y TIMERs -------------------banksel PORTA
clrf PORTA
clrf PORTB
clrf PORTC
banksel TRISA
movlw B'00111111'
movwf TRISA
movlw 0x06
movwf ADCON1
movlw
iorwf
movlw
andwf
B'00100000'
TRISB,F
B'11101001'
TRISB,F
movlw B'11111111'
movwf TRISC
banksel TMR0
movlw D'195'
movwf TMR0
; Limpieza registros puertos.
; Configuración puerto A.
; Todos los pines entradas digitales PORTA.
; Configuración puerto B.
; Configuración puerto C.
; Configuración TIMER0.
banksel OPTION_REG
Pág. 197
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movlw
iorwf
movlw
andwf
B'00000111'
OPTION_REG,F
B'11010111'
OPTION_REG,1
;************************************************************************
;---------------- Inicialización variables -----------------------------banksel PORTA
movlw 0x20
movwf FSR
NEXTRV
clrf INDF
incf FSR, F
movf FSR, W
xorlw 0x36
skpz
goto NEXTRV
; Inicialización a 0 de la RAM 0x20 a 0x33
movlw .100
movwf ICRelati
; Caso especial de inicialización
; intensidad consumo relativa.
movlw .1
movwf Retardo
; Retardo mínimo, antes de inicializarse.
;************************************************************************
;------------------ Inicialización de interrupciones -------------------banksel INTCON
movlw B'11100000'
movwf INTCON
banksel PIE1
bsf PIE1,5
;************************************************************************
;--------------- Inicialización de comunicaciones ----------------------banksel TXSTA
bcf TXSTA,4
bcf TXSTA,2
movlw .207
movwf SPBRG
; Configuración velocidad transmisión.
banksel RCSTA
movlw B'11010000'
iorwf RCSTA,F
;************************************************************************
banksel PORTA
Inicio
btfsc Modo_M_A
goto Modo_Manual
; Si está activo vamos a MODO MANUAL.
Pág. 198
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf
movwf
movlw
andwf
movlw
xorwf
skpz
ZoHoFGen,W
TEMPM
B'11100000'
TEMPM, F
B'11100000'
TEMPM,F
; Comprobación ZONA HORARIA.
goto EsdeNoche
goto EsdeDia
ZoHoOK
btfsc Generador
goto Gener
; MODO GENERADOR
btfsc Batery40
goto Bat_40
btfsc Batery30
goto Bat_30
btfsc Batery20
goto Bat_20
btfsc BateryCF
goto Bat_CF
btfsc BateryEE
goto Bat_EE
; MODO BATERÍA
Inverter
btfsc Inver25
goto Inversor_25
btfsc Inver40
goto Inversor_40
btfsc Inver50
goto Inversor_50
; MODO INVERSOR
; Se empieza por el más restrictivo.
btfsc Bat_Select,0
goto Rele_ON
goto Rele_OFF
; Si no hay nada seleccionado se apaga.
;-----------------------------------------------------------------------Modo_Manual
; MODO MANUAL.
btfss M_ON_OFF
goto Rele_OFF
btfsc M_ON_OFF
goto Rele_ON
goto Inicio
Gener
; MODO GENERAROR.
movf
movwf
movlw
andwf
movlw
ZoHoFGen,W
TEMPM
B'00000111'
TEMPM, F
B'00000111'
Pág. 199
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
xorwf TEMPM,F
skpz
goto Rele_OFF
goto Rele_ON
; MODO DÍA/NOCHE.
EsdeNoche
btfsc M_Noche
goto ZoHoOK
goto Rele_OFF
; Se cumple condición zona diaria.
; No se cumple condición entonces relé off.
EsdeDia
btfsc M_Dia
goto ZoHoOK
goto Rele_OFF
; MODO BATERÍA.
Bat_40
movlw .40
subwf EstCarga,w
btfss STATUS,C
goto Rele_OFF
bsf Bat_Select,0
goto Inverter
Bat_30
movlw .30
subwf EstCarga,w
btfss STATUS,C
goto Rele_OFF
bsf Bat_Select,0
goto Inverter
Bat_20
movlw .20
subwf EstCarga,w
btfss STATUS,C
goto Rele_OFF
bsf Bat_Select,0
goto Inverter
Bat_CF
btfsc ZoHoFGen, 3
bsf Bat_Flot,0
btfsc Bat_Flot,0
bsf Bat_Select,0
btfsc ZoHoFGen, 5
goto Inverter
bcf Bat_Flot,0
goto Rele_OFF
Bat_EE
btfsc ZoHoFGen, 3
bsf Bat_Flot,0
btfsc Bat_Flot,0
bsf Bat_Select,0
;40 = x, EstCarga = y
;y-x -> si y>x entonces c=1
;
si y<x entonces c=0
; No se cumple condición bat. -> relé off.
; Relé ON pero falta comprobar mod inversor
; Si está en ciclo de flotación se activa.
; El ciclo flotación hasta que sea noche.
; Mientras no sea noche se activa relé.
; Si es de noche y no está en flotación
; se apaga el relé.
; Si está en ciclo de flotación se activa.
; El ciclo flotación hasta que sea noche.
; Mientras no sea noche se activa relé.
Pág. 200
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf ICRelati,W
subwf IPRelati, W
btfsc STATUS,C
goto Entra_Inten
bcf Bat_Flot,0
goto Rele_OFF
Entra_Inten
btfsc ZoHoFGen, 5
goto Inverter
bcf Bat_Flot,0
goto Rele_OFF
; Resta IPlacas - IConsumo.
; Si es positivo aun entra energía.
; Es negativo, se acaba el ciclo.
; Si es de noche y no está en flotación
; se apaga el relé.
; MODO INVERSOR.
Inversor_25
movlw .26
subwf ICRelati,w
btfsc STATUS,C
goto Rele_OFF
goto Rele_ON
Inversor_40
movlw .41
subwf ICRelati,w
btfsc STATUS,C
goto Rele_OFF
goto Rele_ON
Inversor_50
movlw .51
subwf ICRelati,w
btfsc STATUS,C
goto Rele_OFF
goto Rele_ON
; ENCENDIDO Y APAGADO RELÉ.
Rele_OFF
bcf LEDRojo
bcf CargaAC
bcf CargaAC_T,0
goto Inicio
; Apagar led indicativo.
; Desconexión carga.
; Reset petición de conexión carga.
Rele_ON
bsf CargaAC_T,0
bcf Bat_Select,0
goto Inicio
; Petición conexión carga activada.
; Reset condición batería cumplida.
;************************************************************************
;************************************************************************
;-------------- Rutinas
RSI
movwf TMP_W
swapf STATUS,0
clrf STATUS
movwf TMP_STATUS
de atención a la interrupción ------------------; Guardamos el acumulador W.
; Guardamos el status temporalmente sin modificar
;los flags.
; Guardamos el estatus.
Pág. 201
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
movf PCLATH, 0
movwf TMP_PCL
clrf PCLATH
movf FSR,W
movwf TMP_FSR
clrf FSR
; Guardamos el FSR.
banksel PORTA
btfsc PIR1,5
goto USART_RX
btfsc INTCON,2
goto INTTM0
FININT
movf TMP_FSR,W
movwf FSR
; Comprobación interrupción RX USART.
; Comprobación de interrupción para TIMER0.
; Restauramos FSR.
movf TMP_PCL, 0
movwf PCLATH
swapf TMP_STATUS, 0
movwf STATUS
swapf TMP_W,1
swapf TMP_W,0
; Restauramos los valores previos de W y status.
retfie
; Fin interrupciones.
INTTM0
; Interrupción Timer0 cada 50ms.
btfsc CargaAC
goto No_Espera
; CONTROL PETICIÓN CONEXIÓN CARGA AC.
; Si ya está conectada no se hace nada.
btfss CargaAC_T,0
goto No_Led_ESP
; Si no está conectada ni petición espera.
incf CountE1,F
; Parpadeo Led rojo antes de activación 0.25-0.5s
movf CountE1,W
xorlw .5
skpnz
bcf LEDRojo
movf CountE1,W
xorlw .20
skpz
goto No_Rojo
bsf LEDRojo
clrf CountE1
No_Rojo
incf CountAC1,F
movf CountAC1,W
xorwf Retardo,W
skpz
; Comparamos con el retardo.
Pág. 202
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
goto No_Retard_AC1
incf CountAC2,F
; Tiempo parpadeo=Retardo(2min 20 max)*CountAC2
clrf CountAC1
; Cuando coinciden se reseta.
No_Retard_AC1
movf CountAC2,W
xorlw .5
skpz
goto No_Espera
bsf LEDRojo
bsf CargaAC
bcf CargaAC_T,0
clrf CountAC1
clrf CountAC2
goto No_Espera
No_Led_ESP
bcf LEDRojo
clrf CountAC1
No_Espera
; Se apaga el LED rojo por si estaba encendido.
btfsc USART_STA,0
goto Si_Trama
incf CountSD1,F
movf CountSD1,W
skpnz
incf CountSD2,F
movf CountSD2,W
xorlw .2
skpz
goto Sin_Trama
; CONTROL DE TIEMPO MAX. SIN RECIBIR DATOS.
; Espera de 30 segundos.
; Se ha acabado la espero y no hay trama.
clrf CountSD1
clrf CountSD2
clrf EstCarga
clrf Tension
clrf IPRelati
movlw .100
movwf ICRelati
clrf ZoHoFGen
clrf Radiacio
Si_Trama
clrf CountSD1
clrf CountSD2
Sin_Trama
btfss USART_STA,0
goto No_Trama
; Se borran los datos recibido anteriores.
; En modo automático el relé = off.
; Para el valor del consumo se pone al 100%
; que es el peor caso y el relé se apagará.
; Ha llegado trama nueva reset contadores.
; CONTROL LED VERDE RECEPCIÓN COMPLETA.
clrf CountSD1
clrf CountSD2
incf CountRX1,F
movf CountRX1,W
xorlw .15
skpz
Pág. 203
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
goto No_Trama
bcf USART_STA,0
; Pasado retardo de 0.75 s se bit borra.
bcf LEDVerde
; Led verde apagado.
clrf CountRX1
; Se reinicia contador.
No_Trama
banksel TMR0
movlw D'195'
movwf TMR0
; Configuración TIMER0.
banksel OPTION_REG
movlw B'00000111'
iorwf OPTION_REG,F
movlw B'11010111'
andwf OPTION_REG,1
banksel INTCON
bcf INTCON,2
; Eliminamos peticon de int
goto FININT
USART_RX
btfsc PrimCom,0
goto NoPriCom
bsf PrimCom,0
movf TMR0,w
movwf Retardo
movlw .189
subwf Retardo,F
bcf STATUS,C
rlf Retardo,F
rlf Retardo,F
NoPriCom
movf IndexRX,W
xorlw Num_Bytes_RX
skpz
goto No_Ultimo
bsf USART_STA,0
bsf LEDVerde
clrf IndexRX
No_Ultimo
movf IndexRX,W
skpz
goto No_ID_Byte
movlw DirIniRX
addwf IndexRX,W
movwf FSR
movf RCREG,W
xorlw Byte_ID
skpz
goto Error_RX
incf IndexRX,F
;
;
;
;
;
Comprobamos si es la primera comunicación
No lo es.
Activamos bit indicando 1ª comunicación.
Lectura del valor del Timer0.
El valor ser guarda en retardo.
; Le restamos 189, Retardo entre 6 y 66.
; Multiplicamos por 4. 24 - 264
; Se ha recibido una trama entera.
; Comprobamos si se ha recibido ID_byte.
; Dirección inicial bytes recibidos
; Identificador erróneo.
; Se prepara al siguiente dato.
Pág. 204
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
goto FININT
Error_RX
clrf IndexRX
goto FININT
No_ID_Byte
movlw DirIniRX
addwf IndexRX,W
movwf FSR
movf RCREG,W
movwf TEMP
call PARITY
; Se acaba rutina RX.
; Si hay error índice de datos sigue siendo 0 y
; se espera inicio siguiente trama.
; Si no es identificador se procesan datos.
; Dirección inicial bytes recibidos
; Cálculo paridad.
btfsc TEMP,0
goto IMPAR
btfss RCSTA,0
goto Correcto
goto Error_RX
;
;
;
;
;
Número impar.
Número par.
Lectura 9º bit.
Número par el 9º bit es 0.
Se produce error de paridad.
IMPAR
btfsc RCSTA,0
goto Correcto
goto Error_RX
Correcto
movf RCREG,W
movwf INDF
; Lectura 9º bit.
; Se produce error de paridad.
; Se guarda el byte recibido.
incf IndexRX,F
goto FININT
;************************************************************************
;-------Rutina para el cálculo de paridad para 8 bits --------------; El resultado se deja en el bit 0 del registro temp y el resto se pierde
; Si es '1' significa impar si es '0' significa par.
PARITY
swapf TEMP, W
xorwf TEMP, F
rrf TEMP, W
xorwf TEMP, F
btfsc TEMP, 2
incf TEMP, F
return
;************************************************************************
END
Pág. 205
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
;************************************************************************
;************************************************************************
;*
PROYECTO FINAL de CARRERA
*
;*
*
;*Gestión de la energía en instalaciones solares fotovoltaicas autónomas*
;*
*
;************************************************************************
;* Archivo con las definiciones de constantes tipo float en 32 bits
*
;*
*
;*
Archivo: fpcdef.inc
Version: 1.0
*
;*
Autor : David Hernando
Fecha: 10 de Marzo de 2005
*
;************************************************************************
#define
#define
#define
#define
ExpE_255
AA0E_255
AA1E_255
AA2E_255
0x76
0x7F
0x3F
0xD0
; Constante escalado 255 en coma flotante 32-bits
; Bin->Dec
; 0-65472 -> 0-255
#define
#define
#define
#define
ExpE_120
AA0E_120
AA1E_120
AA2E_120
0x75
0x70
0x3C
0x0F
; Constante escalado 120 en coma flotante 32-bits
; Bin->Dec
#define
#define
#define
#define
ExpE_60
AA0E_60
AA1E_60
AA2E_60
0x74
0x70
0x3C
0x0F
; Constante escalado 60 en coma flotante 32-bits
; Bin->Dec
#define
#define
#define
#define
ExpE_50
AA0E_50
AA1E_50
AA2E_50
0x74
0x48
0x32
0x0D
; Constante escalado 50 en coma flotante 32-bits
; Bin->Dec
;
#define
#define
#define
#define
ExpE_1us
AA0E_1us
AA1E_1us
AA2E_1us
0x5F
0x18
0xB5
0xBF
; Constante escalado lectura Timer1 a horas.
; Prescaler 1:1 con Fosc = 4MHz.
; Cada cuenta = 1/(1E6 * 3600) H
#define
#define
#define
#define
ExpE_4us
AA0E_4us
AA1E_4us
AA2E_4us
0x61
0x18
0xB5
0xBF
; Constante escalado lectura Timer1 a horas.
; Prescaler 1:4 con Fosc = 4MHz.
; Cada cuenta = 4/(1E6 * 3600) H
#define
#define
#define
#define
ExpN_100
AA0N_100
AA1N_100
AA2N_100
0x85
0x48
0x00
0x00
; Número 100 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_65
AA0N_65
AA1N_65
AA2N_65
0x85
0x02
0x00
0x00
; Número 65 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpT_25
AA0T_25
AA1T_25
AA2T_25
0x83
0x48
0x00
0x00
; Temperatura 25ºC en coma flotante 32 bits.
Pág. 206
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
#define
#define
#define
#define
ExpN_10
AA0N_10
AA1N_10
AA2N_10
0x82
0x20
0x00
0x00
; Número 10 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_5
AA0N_5
AA1N_5
AA2N_5
0x81
0x20
0x00
0x00
; Número 5 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_1
AA0N_1
AA1N_1
AA2N_1
0x7F
0x00
0x00
0x00
; Número 1 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_093
AA0N_093
AA1N_093
AA2N_093
0x7E
0x6E
0x14
0x7B
; Número 0.93 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_084
AA0N_084
AA1N_084
AA2N_084
0x7E
0x57
0x0A
0x3D
; Número 0.84 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpS_02
AA0S_02
AA1S_02
AA2S_02
0x7C
0xCC
0xCC
0xCD
; Número -0.2 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_015
AA0N_015
AA1N_015
AA2N_015
0x78
0x75
0xC2
0x8F
; Número 0.015 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_003
AA0N_003
AA1N_003
AA2N_003
0x76
0x44
0x9B
0xA6
; Número 0.003 en coma flotante 32 bits.
#define
#define
#define
#define
ExpN_0
AA0N_0
AA1N_0
AA2N_0
0x00
0x00
0x00
0x00
; Número 0 en coma flotante 32 bits.
; Tensiones de referencia para la flotació y la carga profunda expresadas
; en coma flotante.
#define
#define
#define
#define
Exp_VPrf12
AB0_VPrf12
AB1_VPrf12
AB2_VPrf12
0x82
0x6B
0x33
0x33
; 14.7 V
#define
#define
#define
#define
Exp_VFlt12
AB0_VFlt12
AB1_VFlt12
AB2_VFlt12
0x82
0x5C
0xCC
0xCD
; 13.8 V
#define Exp_VPrf24
0x83
; 29.4 V
Pág. 207
Sistema de Gestión de Energía para Instalaciones Fotovoltaicas autónomas.
ANEXOS
#define AB0_VPrf24
#define AB1_VPrf24
#define AB2_VPrf24
0x6B
0x33
0x33
#define
#define
#define
#define
Exp_VFlt24
AB0_VFlt24
AB1_VFlt24
AB2_VFlt24
0x83
0x5C
0xCC
0xCD
; 27.6 V
#define
#define
#define
#define
Exp_VPrf48
AB0_VPrf48
AB1_VPrf48
AB2_VPrf48
0x84
0x30
0x66
0x66
; 44.1 V
#define
#define
#define
#define
Exp_VFlt48
AB0_VFlt48
AB1_VFlt48
AB2_VFlt48
0x84
0x25
0x99
0x9A
; 41.4 V
Pág. 208