Monitorización de Plantas Fotovoltaicas
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ISM Solar - Expertos en sistemas de monitorización de platas fotovoltaicas

ISM Solar - Expertos en sistemas de monitorización de platas fotovoltaicas | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
Expertos en ENERGIA SOLAR en MALAGA. Somos especialistas en la MONITORIZACION de PLANTAS FOTOVOLTAICAS. SOFTWARE de MONITORIZACION de SISTEMAS ENERGETICOS.
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PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 1

PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 1 | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
Ejemplo de planta fotovoltaica en Parsol-Geolit
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Michel Piliougine's curator insight, February 27, 2014 11:55 AM
Vamos a ver un poco, con ejemplos prácticos y casos reales, distintos protocolos y alternativas de monitorización.
Instalación de 250 KWp en Mengíbar(Jaén) Los módulos están integrados en unas estructuras que sirven de parasol para un aparcamiento de coches.

Son tres inversores de la marca Ingecon, de 80 KW cada uno. Los tres inversores están conectados mediante un bus RS485 y a pesar de que RS485 es bastante robusto frente a ruido, tuvimos que sustituir el cable que pusieron inicialmente por uno apantallado, porque habían problemas de comunicación (los mismos inversores meten mucho ruido). La pantalla del cable se conecta a GND (masa) para una mayor inmunidad. Cada inversor tienen su memoria interna y han sido programados para tomar un registro cada 15 minutos, de PCA, PCC, ICC… (entrada y salida del inversor). Uno de los inversores (sólo uno de ellos) dispone de una tarjeta de comunicaciones con slot para tarjeta SIM, con un número de teléfono asociado (como un móvil cualquiera). Desde un ordenador con modem GSM (y con otra tarjeta SIM) en la sede de ISM (Málaga) se realiza una llamada al día para descargar los datos de los tres inversores (aunque la tarjeta SIM esté solo en uno de ellos). Un servidor traduce del protocolo de Ingecon al protocolo OPC_HDA y la aplicación cliente toma las medias que publica el servidor las inyecta en una base de datos, junto con datos de otras plantas de otros clientes de ISM (en una misma base de datos están las medias de varios clientes) . A la hora de visualizar los datos almacenados, la Web específica de agener-online sólo visualiza las medidas de la base de datos que corresponden a esa planta, filtrando las medias de las otras plantas. Esto es monitorización de históricos.

En esta planta también se hace monitorización en tiempo real. Hay una pantalla de presentación para los visitantes (muy bonita, con colorines, rótulo animado con las medidas, fotitos… Esa pantalla está controlada por un PC donde se ejecuta una aplicación que actúa como cliente OPC-DA, y que recoge la medidas en tiempo real que publica el servidor OPC-DA específico para inversores Ingecom(que se ejecuta en la misma computadora). Es el servidor quien busca los datos de los inversores. La comunicación entre los inversores y el PC se implementa se forma muy sencilla: al mismo bus RS485 donde están los inversores, conectamos un conversor RS485 a RS232, y el conversor se conecta a la computadora que tiene RS232 (las nuevas computadoras ya no lo traen, pero hay conversores de RS232 a usb)

Cabe destacar, que el mismo inversor que tiene la tarjeta de comunicaciones, tiene una tarjeta (se vende por separado) con 4 entradas analógicas y dos entradas de sensores Pt100 de dos hilos*(para temperatura). Una de las entradas analógicas admite señales de 0-400 mV, donde podemos conectar una célula calibrada de Isofotón con shunt de 4A/150mV (si se hubiera puesto un shunt de 300 mV se aprovecharía mejor el rango de la entrada). Esa célula tiene una constante de calibración específica, valor por el que hay que multiplicar la salida en mV para obtener la correspondiente irradiancia en W/m2 (ese dato hay que meterlo en la plataforma de monitorización para que se haga el producto automáticamente)

La célula está a unos 40 metros del inversor donde está la tarjeta (digo 40 metros de cable, la distancia en línea recta es menor). 

También en una de las células de unos de los módulos hay un sensor Pt100, pegado a la parte trasera del módulo, para medir temperatura. Como la tarjerta no mide Pt100 a 4 hilos (sólo admite Pt100 de dos hilos) la a medida de resistencia del sensor (que depende casi linealmente de la temperatura) le estamos sumando la resistencia de los 40 metros de cable. Si usamos un cable con mucha sección (en este caso 2.5 mm2) minimizamos este efecto, pero incluso así falseamos la temperatura 1 ó 2 grados.
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YIELD, YIELD DE REFERENCIA y PR

La irradiancia a lo largo del día no es fija, sino que sube por la mañana, es máxima a mediodía y disminuye por la tarde.Imaginad que se quiere comparar las horas de sol de Jaén y Oslo. En verano y primavera, a mayor latitud amanece antes y anochece después de forma que los días en Oslo duran más horas que en Jaén (ellos tienen más horas de sol que nosotros):
p.e. el 21 de junio
Oslo tiene 18 horas y media de sol
Jaén tiene 14 horas y media de sol



Sólo con este dato cualquiera podría pensar que Oslo es mejor que Jaén para poner un planta fotovoltaica. Y sabemos que no es así.
Lo que pasa es que la altura solar también disminuye al subir de latitud, de forma que en Oslo el sol apenas sube del horizonte y al ser la altura solar tan pequeña la irradiancia es muy pequeña también(aunque tengan más horas de sol son horas de sol menos intensas).Al final resulta que la irradiación en el mes de junio sale muchísimo mayor en Jaén. Así que las horas de sol en bruto no me sirven para comparar dos emplazamientos. Incluso con dos ciudades a la misma latitud (los días duran lo mismo y tienen la misma altura solar día a día), puede que una de la ciudades esté cercana al mar, y tenga más nubosidad, y por lo tanto es peor para poner una planta fotovoltaica que la otra. Aunque las dos tengan las mismas horas de sol en bruto, como en una de ellas hay más nubes al final la irradiación en el mismo periodo probablemente sea menor. Al final lo que importa es la irradiación diaria (o mensual, o anual) y no el número de horas de sol. La irradiación se mide en Wh/m2 y depende del emplazamiento y sus condiciones meteorológicas. Pero si a una persona no familiarizada con esta terminología le dices que el la irradiación de ayer en Jaén fue de 6000 Wh/m2, la verdad es que la dejas a cuadros. La verdad es que es complicado saber si eso es mucho o poco, si fue un día bueno o malo. El Wh/m2 no es una unidad que usemos en nuestra vida cotidiana. Así que lo que se hace es cambiar de unidad, ¿ cómo ?

Cuando el sol da una irradiancia de 1000 W/m2, (aunque no es el máximo, ya que en muchos días de verano, por estas latitudes ese valor se ve superado en torno al mediodía), cualquier persona considera el el sol "está dando caña"...llamemos a este valor de irradiancia "irradiancia estándar". Si tu cojes el dato que antes te dí, los 6000 Wh/m2 de irradiación, y lo divides entre la irradiancia estándar 1000 W/m2, ¿ qué te queda?
Pues (6000/1000) (Wh/m2)/(W/m2) ="6 h"

Esto podría interpretarse como el número de horas que debe estar el dando una irradiancia fija de 1000 W/m2 para conseguir la irradiación total de ese día. Y quizás, si le dices a alguien que ayer hubo en Jaén 6 horas plenas de sol (plenas en el sentido de dar caña)... bueno no sé si lo entenderá, pero la unidad "h" a mi y a ti nos resulta más mundana y ahora sí que me puedo hacer una idea de si el día ha sido bueno o malo. El yield de referencia no tiene nada que ver con la características de la planta sólo con el emplazamiento.

 


**************************************
Otro concepto es lo que denominamos Yield, que trata de cuantificar lo bien o mal que se ha comportado una planta fotovoltiaca teniendo en cuenta las condiciones meteorológicas del día (un día muy nublado el Yield sería bajo mientras en un día despejado tenemos un Yiled alto). El Yield de una instalación se define como el cociente entre la energía de salida y la potencia pico del generador, que es el número de módulos por la potencia pico de cada módulo 

 

Yield = Eca / (num_modulos * Potencia_pico)

 

 La potencia pico de un módulo es la potencia de salida de ese módulo (con un área y un rendimiento propios de ese módulo) cuando recibe una irradiancia de 1000 W/m2. Así que la potnecia pico está relacionada con el rendimiento y el área del módulo : 

 

Potencia_pico= rendimiento * area_modulo * (1000 W/m2) 

 

 

De lo anterior tenemos que el Yield sabemos que se mide en Wh/Wp. Físicamente podríamos considerar que Wp y W es la misma unidad ¿no?, así que W se va con Wp, de forma que desde cierto punto de vista la unidad del Yield podría ser “h”. ¿ Cómo se interpreta eso ?
Imaginemos una planta real, en la que la radiación varía a lo largo del día. Imaginemos ahora una planta ficticia, idéntica, pero en la que tienes un interruptor que hace que haya bien 1000 W/m2 o bien 0 W/m2. (con los módulos a siempre a 25 ºC) Para un día concreto monitorizas la producción de la planta real y te da una energía X. La pregunta del millón sería…¿cuánto tiempo (en horas) debería estar funcionando la planta ficticia para producir la misma cantidad de energía? Pues, lo que te da es el Yield de ese día. Como los Wp están referidos a condiciones estándar, el Yield representa el número de horas equivalentes que ese generador necesita estar en condiciones estándar para producir esa energía. De manera que este parámetro habla tanto de lo bueno que es un sistema como de la cantidad de irradiación de un lugar. 
Por eso se define el PR que 

De todas formas cuando se dan datos de Yield... de dan datos del Yield de un día concrerto..
El día 25/04/2010 el Yield de la planta X fue 5,65 Wh/Wp

o bien el Yield Mesual Enero 2010: 138 Wh/Wp

o el Yield Anual...Año 2010: 1318 Wh/Wp
**************************************
Finalmente tenemos el PR (performance ratio), que trata de cuantificar las pérdidas de una instalación, como el cociente de la energía de salida real y la energía de salida ideal, o sea, la que debería dar si con esos módulos (con cierto rendimiento dado por el fabricante) si no hubiera pérdidas de ningún tipo: PR = Eca / Eideal La Eideal a su vez se calcula como la Esolar por el rendimiento de los módulos: Eideal = rendimiento * Esolar La Esolar es la energía que el generador ha recibido del Sol, que es igual a la irradiación H por el área del generador, que el el número de módulos por el área de cada módulo Esolar = num_modulos * area_modulo * H  Al dividir por la irradiación recibida, al contrario que el Yield, el PR ya depende sólo de lo buena que sea la instalación.  *****************************************  

 

Una vez que tenemos claro todo esto, podríamos establecer una relación entre PR, Yield y Yield de Referencia.

 

Resulta que: 

 

Yield / Yield_ref=

= [ Eca / (num_modulos * Potencia_pico) ] / [ H / (1000 W/m2) ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * Potencia_pico * H ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * rend * area_modulo * (1000 W/m2) * H ]=

=[Eca ] / [ rend * num_modulos * area_modulo * H ]=

=[Eca ] / [ rend * Esolar ]=

=[Eca ] / [ Eideal ]=

=PR 

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YIELD, YIELD DE REFERENCIA y PR

La irradiancia a lo largo del día no es fija, sino que sube por la mañana, es máxima a mediodía y disminuye por la tarde.Imaginad que se quiere comparar las horas de sol de Jaén y Oslo. En verano y primavera, a mayor latitud amanece antes y anochece después de forma que los días en Oslo duran más horas que en Jaén (ellos tienen más horas de sol que nosotros):
p.e. el 21 de junio
Oslo tiene 18 horas y media de sol
Jaén tiene 14 horas y media de sol

Sólo con este dato cualquiera podría pensar que Oslo es mejor que Jaén para poner un planta fotovoltaica. Y sabemos que no es así.
Lo que pasa es que la altura solar también disminuye al subir de latitud, de forma que en Oslo el sol apenas sube del horizonte y al ser la altura solar tan pequeña la irradiancia es muy pequeña también(aunque tengan más horas de sol son horas de sol menos intensas).Al final resulta que la irradiación en el mes de junio sale muchísimo mayor en Jaén. Así que las horas de sol en bruto no me sirven para comparar dos emplazamientos. Incluso con dos ciudades a la misma latitud (los días duran lo mismo y tienen la misma altura solar día a día), puede que una de la ciudades esté cercana al mar, y tenga más nubosidad, y por lo tanto es peor para poner una planta fotovoltaica que la otra. Aunque las dos tengan las mismas horas de sol en bruto, como en una de ellas hay más nubes al final la irradiación en el mismo periodo probablemente sea menor. Al final lo que importa es la irradiación diaria (o mensual, o anual) y no el número de horas de sol. La irradiación se mide en Wh/m2 y depende del emplazamiento y sus condiciones meteorológicas. Pero si a una persona no familiarizada con esta terminología le dices que el la irradiación de ayer en Jaén fue de 6000 Wh/m2, la verdad es que la dejas a cuadros. La verdad es que es complicado saber si eso es mucho o poco, si fue un día bueno o malo. El Wh/m2 no es una unidad que usemos en nuestra vida cotidiana. Así que lo que se hace es cambiar de unidad, ¿ cómo ?

Cuando el sol da una irradiancia de 1000 W/m2, (aunque no es el máximo, ya que en muchos días de verano, por estas latitudes ese valor se ve superado en torno al mediodía), cualquier persona considera el el sol "está dando caña"...llamemos a este valor de irradiancia "irradiancia estándar". Si tu cojes el dato que antes te dí, los 6000 Wh/m2 de irradiación, y lo divides entre la irradiancia estándar 1000 W/m2, ¿ qué te queda?
Pues (6000/1000) (Wh/m2)/(W/m2) ="6 h"

Esto podría interpretarse como el número de horas que debe estar el dando una irradiancia fija de 1000 W/m2 para conseguir la irradiación total de ese día. Y quizás, si le dices a alguien que ayer hubo en Jaén 6 horas plenas de sol (plenas en el sentido de dar caña)... bueno no sé si lo entenderá, pero la unidad "h" a mi y a ti nos resulta más mundana y ahora sí que me puedo hacer una idea de si el día ha sido bueno o malo. El yield de referencia no tiene nada que ver con la características de la planta sólo con el emplazamiento.

 


**************************************
Otro concepto es lo que denominamos Yield, que trata de cuantificar lo bien o mal que se ha comportado una planta fotovoltiaca teniendo en cuenta las condiciones meteorológicas del día (un día muy nublado el Yield sería bajo mientras en un día despejado tenemos un Yiled alto). El Yield de una instalación se define como el cociente entre la energía de salida y la potencia pico del generador, que es el número de módulos por la potencia pico de cada módulo 

 

Yield = Eca / (num_modulos * Potencia_pico)

 

 La potencia pico de un módulo es la potencia de salida de ese módulo (con un área y un rendimiento propios de ese módulo) cuando recibe una irradiancia de 1000 W/m2. Así que la potnecia pico está relacionada con el rendimiento y el área del módulo : 

 

Potencia_pico= rendimiento * area_modulo * (1000 W/m2) 

 

 

De lo anterior tenemos que el Yield sabemos que se mide en Wh/Wp. Físicamente podríamos considerar que Wp y W es la misma unidad ¿no?, así que W se va con Wp, de forma que desde cierto punto de vista la unidad del Yield podría ser “h”. ¿ Cómo se interpreta eso ?
Imaginemos una planta real, en la que la radiación varía a lo largo del día. Imaginemos ahora una planta ficticia, idéntica, pero en la que tienes un interruptor que hace que haya bien 1000 W/m2 o bien 0 W/m2. (con los módulos a siempre a 25 ºC) Para un día concreto monitorizas la producción de la planta real y te da una energía X. La pregunta del millón sería…¿cuánto tiempo (en horas) debería estar funcionando la planta ficticia para producir la misma cantidad de energía? Pues, lo que te da es el Yield de ese día. Como los Wp están referidos a condiciones estándar, el Yield representa el número de horas equivalentes que ese generador necesita estar en condiciones estándar para producir esa energía. De manera que este parámetro habla tanto de lo bueno que es un sistema como de la cantidad de irradiación de un lugar. 
Por eso se define el PR que 

De todas formas cuando se dan datos de Yield... de dan datos del Yield de un día concrerto..
El día 25/04/2010 el Yield de la planta X fue 5,65 Wh/Wp

o bien el Yield Mesual Enero 2010: 138 Wh/Wp

o el Yield Anual...Año 2010: 1318 Wh/Wp
**************************************
Finalmente tenemos el PR (performance ratio), que trata de cuantificar las pérdidas de una instalación, como el cociente de la energía de salida real y la energía de salida ideal, o sea, la que debería dar si con esos módulos (con cierto rendimiento dado por el fabricante) si no hubiera pérdidas de ningún tipo: PR = Eca / Eideal La Eideal a su vez se calcula como la Esolar por el rendimiento de los módulos: Eideal = rendimiento * Esolar La Esolar es la energía que el generador ha recibido del Sol, que es igual a la irradiación H por el área del generador, que el el número de módulos por el área de cada módulo Esolar = num_modulos * area_modulo * H  Al dividir por la irradiación recibida, al contrario que el Yield, el PR ya depende sólo de lo buena que sea la instalación.  *****************************************  

 

Una vez que tenemos claro todo esto, podríamos establecer una relación entre PR, Yield y Yield de Referencia.

 

Resulta que: 

 

Yield / Yield_ref=

= [ Eca / (num_modulos * Potencia_pico) ] / [ H / (1000 W/m2) ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * Potencia_pico * H ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * rend * area_modulo * (1000 W/m2) * H ]=

=[Eca ] / [ rend * num_modulos * area_modulo * H ]=

=[Eca ] / [ rend * Esolar ]=

=[Eca ] / [ Eideal ]=

=PR 

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PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 1

PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 1 | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
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Vamos a ver un poco, con ejemplos prácticos y casos reales, distintos protocolos y alternativas de monitorización.
Instalación de 250 KWp en Mengíbar(Jaén) Los módulos están integrados en unas estructuras que sirven de parasol para un aparcamiento de coches.

Son tres inversores de la marca Ingecon, de 80 KW cada uno. Los tres inversores están conectados mediante un bus RS485 y a pesar de que RS485 es bastante robusto frente a ruido, tuvimos que sustituir el cable que pusieron inicialmente por uno apantallado, porque habían problemas de comunicación (los mismos inversores meten mucho ruido). La pantalla del cable se conecta a GND (masa) para una mayor inmunidad. Cada inversor tienen su memoria interna y han sido programados para tomar un registro cada 15 minutos, de PCA, PCC, ICC… (entrada y salida del inversor). Uno de los inversores (sólo uno de ellos) dispone de una tarjeta de comunicaciones con slot para tarjeta SIM, con un número de teléfono asociado (como un móvil cualquiera). Desde un ordenador con modem GSM (y con otra tarjeta SIM) en la sede de ISM (Málaga) se realiza una llamada al día para descargar los datos de los tres inversores (aunque la tarjeta SIM esté solo en uno de ellos). Un servidor traduce del protocolo de Ingecon al protocolo OPC_HDA y la aplicación cliente toma las medias que publica el servidor las inyecta en una base de datos, junto con datos de otras plantas de otros clientes de ISM (en una misma base de datos están las medias de varios clientes) . A la hora de visualizar los datos almacenados, la Web específica de agener-online sólo visualiza las medidas de la base de datos que corresponden a esa planta, filtrando las medias de las otras plantas. Esto es monitorización de históricos.

En esta planta también se hace monitorización en tiempo real. Hay una pantalla de presentación para los visitantes (muy bonita, con colorines, rótulo animado con las medidas, fotitos… Esa pantalla está controlada por un PC donde se ejecuta una aplicación que actúa como cliente OPC-DA, y que recoge la medidas en tiempo real que publica el servidor OPC-DA específico para inversores Ingecom(que se ejecuta en la misma computadora). Es el servidor quien busca los datos de los inversores. La comunicación entre los inversores y el PC se implementa se forma muy sencilla: al mismo bus RS485 donde están los inversores, conectamos un conversor RS485 a RS232, y el conversor se conecta a la computadora que tiene RS232 (las nuevas computadoras ya no lo traen, pero hay conversores de RS232 a usb)

Cabe destacar, que el mismo inversor que tiene la tarjeta de comunicaciones, tiene una tarjeta (se vende por separado) con 4 entradas analógicas y dos entradas de sensores Pt100 de dos hilos*(para temperatura). Una de las entradas analógicas admite señales de 0-400 mV, donde podemos conectar una célula calibrada de Isofotón con shunt de 4A/150mV (si se hubiera puesto un shunt de 300 mV se aprovecharía mejor el rango de la entrada). Esa célula tiene una constante de calibración específica, valor por el que hay que multiplicar la salida en mV para obtener la correspondiente irradiancia en W/m2 (ese dato hay que meterlo en la plataforma de monitorización para que se haga el producto automáticamente)

La célula está a unos 40 metros del inversor donde está la tarjeta (digo 40 metros de cable, la distancia en línea recta es menor). 

También en una de las células de unos de los módulos hay un sensor Pt100, pegado a la parte trasera del módulo, para medir temperatura. Como la tarjerta no mide Pt100 a 4 hilos (sólo admite Pt100 de dos hilos) la a medida de resistencia del sensor (que depende casi linealmente de la temperatura) le estamos sumando la resistencia de los 40 metros de cable. Si usamos un cable con mucha sección (en este caso 2.5 mm2) minimizamos este efecto, pero incluso así falseamos la temperatura 1 ó 2 grados.
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What’s The Difference Between The RS-232 And RS-485 Serial Interfaces?

What’s The Difference Between The RS-232 And RS-485 Serial Interfaces? | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
Serial interfaces are used in most electronic equipment today.  Some of the original serial interfaces like RS-232 and RS-485 are still widely used. This article summarizes these interfaces and shows where they are still used today.
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ABARATAR COSTES CON OPC

ABARATAR COSTES CON OPC | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
Sistema de Monitorización basado en OPC
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Michel Piliougine's curator insight, February 27, 2014 11:49 AM

Distintas plantas fotovoltaicas suelen tener inversores de distintos fabricantes que ofrecen distintas aplicaciones informáticas que permiten la visualización de la información en tiempo real como la descarga en ficheros de la información almacenada. Dichas aplicaciones ofrecen interfaces poco amigables, especialmente cuando el número de dispositivos es elevado. Además, su funcionalidad es muy primitiva, pues no integran herramientas de análisis ni mecanismos de alarma. Al ser herramientas cerradas no existe la posibilidad de añadir nuevas opciones, tan sólo permitiendo la generación de ficheros para el posterior procesamiento. De todas formas, el formato de cada fichero es distinto según el fabricante, con los que la integración de la información procedente de ficheros de dispositivos heterogéneos es un proceso difícilmente automatizable, poco elegante y de costoso mantenimiento.


Una solución a estos problemas pasa por prescindir del hardware de monitorización integrado en los inversores y recurrir a un equipo de monitorización externo de un único fabricante para medir las entradas y salidas del inversor. Independientemente del fabricante del inversor, la monitorización de cualquier planta se lleva a cabo mediante este dispositivo y el mismo software de monitorización sería válido en cualquier planta. Esta solución tiene un coste muy elevado (necesitamos un equipo de monitorización por cada inversor), y además desaprovechamos el hardware de monitorización que incorporan los propios inversores.

 

Algunas empresas de monitorización tratan de atacar el problema desde otro punto de vista: prescinden sólo del software del fabricante, pero no del hardware de monitorización integrado en el inversor. Si conocemos el protocolo de comunicaciones de cada inversor es posible implementar un servidor de datos que publica las medidas de dicho inversor siguiendo un protocolo estándar llamado OPC (OLE for Process Control), basado en la tecnología DCOM de Microsoft. De esta forma, la plataforma de monitorización funciona a modo de cliente OPC y no necesita conocer los detalles de comunicaciones de cada uno de los inversores.

 

Una vez desarrollada y terminada la Aplicación de Monitorización, el integrar un nuevo tipo de inversor, tan sólo supone el diseño e implementación de un nuevo servidor OPC específico para el protocolo de comunicaciones de dicho inversor, que se encargará de traducir el “lenguaje específico” de dicho inversor a un “idioma común” que entiende la Aplicación de Monitorización. Cabe destacar que cada vez son más los fabricantes que tienen a la venta servidores OPC para sus equipos (y si no lo tienen es posible implementar dicho servidor sabiendo el protocolo). De esta forma se aprovecha el hardware que ya viene integrado en el mismo inversor ahorrando el gran desembolso que supone la solución hardware. Esta solución se hace más atractiva cuanto mayor número de inversores tenga la planta.

 

Tenemos dos tipos de monitorización: en tiempo real y offline. Por ello, OPC ofrece dos protocolos distintos: OPC−DA y OPC−HDA. Por un lado OPC−DA (data access) es capaz de proporcionar en el momento de la consulta el valor que en ese mismo instante tiene cada magnitud monitorizada. Por otra parte, OPC−HDA (historical data access) nos proporciona un mecanismo de acceso a información histórica que ha sido previamente almacenada. Estos son los dos protocolos principales, pero hay otros complementarios como OPC−AE (para la gestión de alarmas y eventos), OPC−Batch, OPC-Security y OPC−DA−XML.

 

La parte gorda y costosa de implementar es el cliente OPC , ya que los servidores OPC para cada hardware, dependiendo de la complejidad del protocolo sólo nos puede llevar unos dos meses de trabajo, como mucho. Además, al tener desacoplado cliente y servidor, cualquier mejora sobre cualquiera de las partes repercute en una mejora del sistema inmediatamente, sin tener que recompilar la otra parte.  
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PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 2

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Esquema de conexión de la planta de Isla Mayor
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Michel Piliougine's curator insight, February 27, 2014 11:59 AM
Vamos un segundo caso de monitorización.http://www.solarpack.es/cas/isla_mayor.aspx


Instalación de 8,4 MWp en Isla Mayor(Sevilla) Los módulos están en unos seguidores gigantescos a 1 eje (movimiento ESTE-OESTE). 

Como cada seguidor es tan grande, por cada uno hay 3 ó 4 inversores de 100 KW cada uno, algunos de la marca SMA, otros de la marca Ingecon. En total hay 70 inversores repartidos en un área geográfica bastante grande. Cada grupo de inversores de un mismo seguidor están juntos y se conectan entre ellos con RS485. Por cada grupo hay un conversor que pasa de RS485 a “Ethernet-par trenzado”(el de las redes locales de las oficinas) , y otro conversor que pasa de “Ethernet-par trenzado a “Ethernet-fibra óptica”. En realidad hay un anillo de fibra óptica que pasa por cada uno de los grupos de inversores. La fibra óptica pasa también por la caseta de control, donde hay otro conversor que pasa de “Ethernet-fibra óptica” a “Ethernet-par trenzado” que va un hub-concentrador donde también está conectado el PC de control. En realidad, en el PC hay un software de virtualización de puertos serie, de forma que, en el PC de control, habrá un puerto serie virtual por cada inversor (COM 1,COM2, COM3 … COM70). Es como si el todos los inversores y el ordenador de control estuvieran en el mismo bus RS485.

También hay un contador por cada inversor. Los contadores disponen de puerto RS232 que se conecta a un dispositivo tiene 4 entradas RS232, para conectar 4 contadores (las conexiones RS232 son punto a punto). Ese mismo aparato tiene una salida RS485 que se conecta al mismo bus donde estaban los inversores… y de ahí a la fibra óptica como antes. Así que al final , igual que con los inversores, tendremos en el PC de control un puerto COM virtual por cada contador. 
Como en la planta se combinan módulos de hasta 8 modelos/marcas distintas, la irradiancia se mide con 8 módulos calibrados (uno de cada marca/modelo- estos módulos NO están conectados al inversor y son para medir irradiancia). Es como una célula calibrada, pero en lugar de usar una sola células con shunt, se usa un módulo entero y se le pone un shunt a su salida. Estas medidas se complementan con un piranómetro, y con otros sensores meteorológicos (lluvia, temperatura ambiente, humedad, velocidad de viento…)
Las señales de los módulos calibrados y de los otros sensores van a un equipo genérico de adquisición de datos y control, FieldPoint de National Instruments. Este equipo tiene interfaz Ethernet y va al mismo hub donde está la computadora de control.


Al final, en el PC de control, se ejecutan 4 servidores OPC-DA: uno para Ingecon (inversor), otro para SMA Sunny Boy (inversor), para LandysGyr (contador) y otro para FieldPoint. La aplicación de monitorización en tiempo real, actúa como cliente OPC-DA y lee lo que publica cada uno de los servidores OPC, mostrando las medias en las distintas pantallas de la aplicación. Los inversores aparecen dibujados en un gráfico según su localización, usando iconos para representar su estado, y etiquetas con números para mostrar su producción (ver Figura I de los apuntes de la parte I). Los otros valores se visualizan en otras pantallas seleccionables mediante el menú principal.

Esta plataforma también almacena datos históricos, en una base de datos. He hecho, la estructura de la base de datos y en motor de la base de datos (PostgreSQL) es exactamente la misma que se usa para guardar medidas en ISM para Parsol-Geolit. Pero en este caso los datos están en la misma planta de Isla Mayor. La inyección de datos y la generación de informes se hace usando la misma aplicación que usa ISM para traer datos de Parsol-Geolit, pero en este caso se ejecuta en una computadora de la misma planta (los datos históricos se también se ordeñan usando la red de fibra óptica) , y no de forma remota como pasaba en el caso anterior de Parsol.
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YIELD, YIELD DE REFERENCIA y PR

La irradiancia a lo largo del día no es fija, sino que sube por la mañana, es máxima a mediodía y disminuye por la tarde.Imaginad que se quiere comparar las horas de sol de Jaén y Oslo. En verano y primavera, a mayor latitud amanece antes y anochece después de forma que los días en Oslo duran más horas que en Jaén (ellos tienen más horas de sol que nosotros):

p.e. el 21 de junio
Oslo tiene 18 horas y media de sol
Jaén tiene 14 horas y media de sol 



Sólo con este dato cualquiera podría pensar que Oslo es mejor que Jaén para poner un planta fotovoltaica. Y sabemos que no es así.
Lo que pasa es que la altura solar también disminuye al subir de latitud, de forma que en Oslo el sol apenas sube del horizonte y al ser la altura solar tan pequeña la irradiancia es muy pequeña también(aunque tengan más horas de sol son horas de sol menos intensas).Al final resulta que la irradiación en el mes de junio sale muchísimo mayor en Jaén. Así que las horas de sol en bruto no me sirven para comparar dos emplazamientos. Incluso con dos ciudades a la misma latitud (los días duran lo mismo y tienen la misma altura solar día a día), puede que una de la ciudades esté cercana al mar, y tenga más nubosidad, y por lo tanto es peor para poner una planta fotovoltaica que la otra. Aunque las dos tengan las mismas horas de sol en bruto, como en una de ellas hay más nubes al final la irradiación en el mismo periodo probablemente sea menor. Al final lo que importa es la irradiación diaria (o mensual, o anual) y no el número de horas de sol. La irradiación se mide en Wh/m2 y depende del emplazamiento y sus condiciones meteorológicas. Pero si a una persona no familiarizada con esta terminología le dices que el la irradiación de ayer en Jaén fue de 6000 Wh/m2, la verdad es que la dejas a cuadros. La verdad es que es complicado saber si eso es mucho o poco, si fue un día bueno o malo. El Wh/m2 no es una unidad que usemos en nuestra vida cotidiana. Así que lo que se hace es cambiar de unidad, ¿ cómo ?

Cuando el sol da una irradiancia de 1000 W/m2, (aunque no es el máximo, ya que en muchos días de verano, por estas latitudes ese valor se ve superado en torno al mediodía), cualquier persona considera el el sol "está dando caña"...llamemos a este valor de irradiancia "irradiancia estándar". Si tu cojes el dato que antes te dí, los 6000 Wh/m2 de irradiación, y lo divides entre la irradiancia estándar 1000 W/m2, ¿ qué te queda?
Pues (6000/1000) (Wh/m2)/(W/m2) ="6 h"

Esto podría interpretarse como el número de horas que debe estar el dando una irradiancia fija de 1000 W/m2 para conseguir la irradiación total de ese día. Y quizás, si le dices a alguien que ayer hubo en Jaén 6 horas plenas de sol (plenas en el sentido de dar caña)... bueno no sé si lo entenderá, pero la unidad "h" a mi y a ti nos resulta más mundana y ahora sí que me puedo hacer una idea de si el día ha sido bueno o malo. El yield de referencia no tiene nada que ver con la características de la planta sólo con el emplazamiento.

 


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Otro concepto es lo que denominamos Yield, que trata de cuantificar lo bien o mal que se ha comportado una planta fotovoltiaca teniendo en cuenta las condiciones meteorológicas del día (un día muy nublado el Yield sería bajo mientras en un día despejado tenemos un Yiled alto). El Yield de una instalación se define como el cociente entre la energía de salida y la potencia pico del generador, que es el número de módulos por la potencia pico de cada módulo 

 

Yield = Eca / (num_modulos * Potencia_pico)

 

 La potencia pico de un módulo es la potencia de salida de ese módulo (con un área y un rendimiento propios de ese módulo) cuando recibe una irradiancia de 1000 W/m2. Así que la potnecia pico está relacionada con el rendimiento y el área del módulo : 

 

Potencia_pico= rendimiento * area_modulo * (1000 W/m2) 

 

 

De lo anterior tenemos que el Yield sabemos que se mide en Wh/Wp. Físicamente podríamos considerar que Wp y W es la misma unidad ¿no?, así que W se va con Wp, de forma que desde cierto punto de vista la unidad del Yield podría ser “h”. ¿ Cómo se interpreta eso ?
Imaginemos una planta real, en la que la radiación varía a lo largo del día. Imaginemos ahora una planta ficticia, idéntica, pero en la que tienes un interruptor que hace que haya bien 1000 W/m2 o bien 0 W/m2. (con los módulos a siempre a 25 ºC) Para un día concreto monitorizas la producción de la planta real y te da una energía X. La pregunta del millón sería…¿cuánto tiempo (en horas) debería estar funcionando la planta ficticia para producir la misma cantidad de energía? Pues, lo que te da es el Yield de ese día. Como los Wp están referidos a condiciones estándar, el Yield representa el número de horas equivalentes que ese generador necesita estar en condiciones estándar para producir esa energía. De manera que este parámetro habla tanto de lo bueno que es un sistema como de la cantidad de irradiación de un lugar. 
Por eso se define el PR que 

De todas formas cuando se dan datos de Yield... de dan datos del Yield de un día concrerto..
El día 25/04/2010 el Yield de la planta X fue 5,65 Wh/Wp

o bien el Yield Mesual Enero 2010: 138 Wh/Wp

o el Yield Anual...Año 2010: 1318 Wh/Wp
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Finalmente tenemos el PR (performance ratio), que trata de cuantificar las pérdidas de una instalación, como el cociente de la energía de salida real y la energía de salida ideal, o sea, la que debería dar si con esos módulos (con cierto rendimiento dado por el fabricante) si no hubiera pérdidas de ningún tipo: PR = Eca / Eideal La Eideal a su vez se calcula como la Esolar por el rendimiento de los módulos: Eideal = rendimiento * Esolar La Esolar es la energía que el generador ha recibido del Sol, que es igual a la irradiación H por el área del generador, que el el número de módulos por el área de cada módulo Esolar = num_modulos * area_modulo * H  Al dividir por la irradiación recibida, al contrario que el Yield, el PR ya depende sólo de lo buena que sea la instalación.  *****************************************  

 

Una vez que tenemos claro todo esto, podríamos establecer una relación entre PR, Yield y Yield de Referencia.

 

Resulta que: 

 

Yield / Yield_ref=

= [ Eca / (num_modulos * Potencia_pico) ] / [ H / (1000 W/m2) ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * Potencia_pico * H ]=

= [Eca * (1000 W/m2) ] / [ num_modulos * rend * area_modulo * (1000 W/m2) * H ]=

=[Eca ] / [ rend * num_modulos * area_modulo * H ]=

=[Eca ] / [ rend * Esolar ]=

=[Eca ] / [ Eideal ]=

=PR 

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PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 2

PROTOCOLOS EN MONITORIZACIÓN. CASO 2 | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
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Vamos un segundo caso de monitorización.http://www.solarpack.es/cas/isla_mayor.aspx


Instalación de 8,4 MWp en Isla Mayor(Sevilla) Los módulos están en unos seguidores gigantescos a 1 eje (movimiento ESTE-OESTE). 

Como cada seguidor es tan grande, por cada uno hay 3 ó 4 inversores de 100 KW cada uno, algunos de la marca SMA, otros de la marca Ingecon. En total hay 70 inversores repartidos en un área geográfica bastante grande. Cada grupo de inversores de un mismo seguidor están juntos y se conectan entre ellos con RS485. Por cada grupo hay un conversor que pasa de RS485 a “Ethernet-par trenzado”(el de las redes locales de las oficinas) , y otro conversor que pasa de “Ethernet-par trenzado a “Ethernet-fibra óptica”. En realidad hay un anillo de fibra óptica que pasa por cada uno de los grupos de inversores. La fibra óptica pasa también por la caseta de control, donde hay otro conversor que pasa de “Ethernet-fibra óptica” a “Ethernet-par trenzado” que va un hub-concentrador donde también está conectado el PC de control. En realidad, en el PC hay un software de virtualización de puertos serie, de forma que, en el PC de control, habrá un puerto serie virtual por cada inversor (COM 1,COM2, COM3 … COM70). Es como si el todos los inversores y el ordenador de control estuvieran en el mismo bus RS485.

También hay un contador por cada inversor. Los contadores disponen de puerto RS232 que se conecta a un dispositivo tiene 4 entradas RS232, para conectar 4 contadores (las conexiones RS232 son punto a punto). Ese mismo aparato tiene una salida RS485 que se conecta al mismo bus donde estaban los inversores… y de ahí a la fibra óptica como antes. Así que al final , igual que con los inversores, tendremos en el PC de control un puerto COM virtual por cada contador. 
Como en la planta se combinan módulos de hasta 8 modelos/marcas distintas, la irradiancia se mide con 8 módulos calibrados (uno de cada marca/modelo- estos módulos NO están conectados al inversor y son para medir irradiancia). Es como una célula calibrada, pero en lugar de usar una sola células con shunt, se usa un módulo entero y se le pone un shunt a su salida. Estas medidas se complementan con un piranómetro, y con otros sensores meteorológicos (lluvia, temperatura ambiente, humedad, velocidad de viento…)
Las señales de los módulos calibrados y de los otros sensores van a un equipo genérico de adquisición de datos y control, FieldPoint de National Instruments. Este equipo tiene interfaz Ethernet y va al mismo hub donde está la computadora de control.


Al final, en el PC de control, se ejecutan 4 servidores OPC-DA: uno para Ingecon (inversor), otro para SMA Sunny Boy (inversor), para LandysGyr (contador) y otro para FieldPoint. La aplicación de monitorización en tiempo real, actúa como cliente OPC-DA y lee lo que publica cada uno de los servidores OPC, mostrando las medias en las distintas pantallas de la aplicación. Los inversores aparecen dibujados en un gráfico según su localización, usando iconos para representar su estado, y etiquetas con números para mostrar su producción (ver Figura I de los apuntes de la parte I). Los otros valores se visualizan en otras pantallas seleccionables mediante el menú principal.

Esta plataforma también almacena datos históricos, en una base de datos. He hecho, la estructura de la base de datos y en motor de la base de datos (PostgreSQL) es exactamente la misma que se usa para guardar medidas en ISM para Parsol-Geolit. Pero en este caso los datos están en la misma planta de Isla Mayor. La inyección de datos y la generación de informes se hace usando la misma aplicación que usa ISM para traer datos de Parsol-Geolit, pero en este caso se ejecuta en una computadora de la misma planta (los datos históricos se también se ordeñan usando la red de fibra óptica) , y no de forma remota como pasaba en el caso anterior de Parsol.
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ABARATAR COSTES CON OPC

ABARATAR COSTES CON OPC | Monitorización de Plantas Fotovoltaicas | Scoop.it
Michel Piliougine's insight:

Distintas plantas fotovoltaicas suelen tener inversores de distintos fabricantes que ofrecen distintas aplicaciones informáticas que permiten la visualización de la información en tiempo real como la descarga en ficheros de la información almacenada. Dichas aplicaciones ofrecen interfaces poco amigables, especialmente cuando el número de dispositivos es elevado. Además, su funcionalidad es muy primitiva, pues no integran herramientas de análisis ni mecanismos de alarma. Al ser herramientas cerradas no existe la posibilidad de añadir nuevas opciones, tan sólo permitiendo la generación de ficheros para el posterior procesamiento. De todas formas, el formato de cada fichero es distinto según el fabricante, con los que la integración de la información procedente de ficheros de dispositivos heterogéneos es un proceso difícilmente automatizable, poco elegante y de costoso mantenimiento.


Una solución a estos problemas pasa por prescindir del hardware de monitorización integrado en los inversores y recurrir a un equipo de monitorización externo de un único fabricante para medir las entradas y salidas del inversor. Independientemente del fabricante del inversor, la monitorización de cualquier planta se lleva a cabo mediante este dispositivo y el mismo software de monitorización sería válido en cualquier planta. Esta solución tiene un coste muy elevado (necesitamos un equipo de monitorización por cada inversor), y además desaprovechamos el hardware de monitorización que incorporan los propios inversores.

 

Algunas empresas de monitorización tratan de atacar el problema desde otro punto de vista: prescinden sólo del software del fabricante, pero no del hardware de monitorización integrado en el inversor. Si conocemos el protocolo de comunicaciones de cada inversor es posible implementar un servidor de datos que publica las medidas de dicho inversor siguiendo un protocolo estándar llamado OPC (OLE for Process Control), basado en la tecnología DCOM de Microsoft. De esta forma, la plataforma de monitorización funciona a modo de cliente OPC y no necesita conocer los detalles de comunicaciones de cada uno de los inversores.

 

Una vez desarrollada y terminada la Aplicación de Monitorización, el integrar un nuevo tipo de inversor, tan sólo supone el diseño e implementación de un nuevo servidor OPC específico para el protocolo de comunicaciones de dicho inversor, que se encargará de traducir el “lenguaje específico” de dicho inversor a un “idioma común” que entiende la Aplicación de Monitorización. Cabe destacar que cada vez son más los fabricantes que tienen a la venta servidores OPC para sus equipos (y si no lo tienen es posible implementar dicho servidor sabiendo el protocolo). De esta forma se aprovecha el hardware que ya viene integrado en el mismo inversor ahorrando el gran desembolso que supone la solución hardware. Esta solución se hace más atractiva cuanto mayor número de inversores tenga la planta.

 

Tenemos dos tipos de monitorización: en tiempo real y offline. Por ello, OPC ofrece dos protocolos distintos: OPC−DA y OPC−HDA. Por un lado OPC−DA (data access) es capaz de proporcionar en el momento de la consulta el valor que en ese mismo instante tiene cada magnitud monitorizada. Por otra parte, OPC−HDA (historical data access) nos proporciona un mecanismo de acceso a información histórica que ha sido previamente almacenada. Estos son los dos protocolos principales, pero hay otros complementarios como OPC−AE (para la gestión de alarmas y eventos), OPC−Batch, OPC-Security y OPC−DA−XML.

 

La parte gorda y costosa de implementar es el cliente OPC , ya que los servidores OPC para cada hardware, dependiendo de la complejidad del protocolo sólo nos puede llevar unos dos meses de trabajo, como mucho. Además, al tener desacoplado cliente y servidor, cualquier mejora sobre cualquiera de las partes repercute en una mejora del sistema inmediatamente, sin tener que recompilar la otra parte.  
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