Ejemplo Diseño FV_Cabo Verde

1. INTRODUCCIÓN

En este tema seguiremos los pasos fundamentales para proyectos de microrredes MGShíbridas.

En particular, tomaremos como ejemplo un caso real para ejemplificar la metodología tra-tada en el tema anterior. Así, destacaremos las fases más interesantes, desde un puntode vista técnico, económico y social, teniendo en cuenta los aspectos didácticos.

El ejemplo se refiere a un proyecto de electrificación rural de una aldea remota insular enCabo Verde, pero se quiere subrayar que los principios de toma de decisión no son exclu-sivos de este caso.

1.1. CONTEXTO: PROYECTO DE UNA ISLA

Cabo Verde es un país con pocas infraestructuras básicas de transporte, comunicación,energía, agua, asistencia sanitaria, etc.

Su posición geográfica, la orografía del país y la alta tasa de habitantes en zonas ruralesinsulares dificultan el suministro de electricidad, impidiendo así su desarrollo.

El país tiene dificultades para asegurar el suministro energético a una población que crecea ritmo elevado. A esta limitación se añade un alto índice de dispersión de los habitantesen las zonas rurales sin conexión a red.

Se ha identificado una población pesquera de la isla de Santo Antao (Monte Trigo) quecarece de un servicio eléctrico básico, fiable y sostenible; esta situación limita su desa-rrollo. La base de la acción es mejorar el acceso a un servicio eléctrico fiable y económi-camente sostenible para mejorar la calidad de vida y facilitar actividades generadoras derenta y de empleo.

Actualmente el pueblo está alimentado por un grupo electrógeno de 20 kVA que funcionacuatro horas al día con un elevado coste de operación, principalmente por falta de untransporte adecuado del combustible, que se acopia una vez por semana desde un cen-tro cercano por barco.

Las energías renovables son, a medio y largo plazo, una solución atractiva para esta apli-cación.

1.2. OBJETO

Cubrir las necesidades elementales de la población de Monte Trigo mediante una micro-rred alimentada con un generador multifuente fotovoltaico-grupo electrógeno. El servicioserá de 24 horas/7 días. Debe establecerse un modelo de gestión que permita la soste-nibilidad económica y técnica a largo plazo.

ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

T4 EJEMPLO DE DIMENSIONADO DE UNA MICRORRED CON GENERACIÓN SOLAR HÍBRIDAIL3

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3

El objetivo es que, gracias a la mejora del servicio eléctrico, puedan impulsarse tam-bién actividades generadoras de renta: máquinas productoras de hielo para con-servar los productos del mar, nevera para comercios, iluminación e introducir lascomunicaciones, permitiendo una integración gradual a la economía regional ynacional.

Los servicios propuestos también ayudarán a mejorar la calidad de vida de los grupos vul-nerables: la iluminación permitirá a los niños estudiar o leer por la noche, las bombas deagua permitirán a las mujeres reducir el acarreo de agua, etc.

Desde el punto de vista ambiental, se conseguirá un impacto importante ya que casi nose usará el grupo electrógeno, teniendo como consecuencia la reducción:

– De las emisiones de gases de efecto invernadero.

– Del ruido de los grupos electrógenos, que funcionan 4-5 horas al día en la actualidad.

– De las importaciones de combustible mediante vehículo 4×4 o embarcación.

1.3. REQUISITOS TÉCNICOS

Se exponen las características, detalles y condiciones técnicas más importantes de lamicrorred de generación eléctrica catalogada como instalación generadora de baja ten-sión.

Se pretende que la instalación dé servicio eléctrico con las prestaciones que se descri-ben a continuación:

– Corriente eléctrica a 230 V CA con una estabilidad de tensión y frecuencia adecuada.

– Diseño de la microrred eléctrica para entrega de energía en función de las necesida-des de la zona evaluada en el estudio de demanda.

1.4. ENCUESTAS Y VOLUNTAD DE PAGO

Como se verá en el apartado siguiente, se ha realizado una detallada encuesta a los habi-tantes de Monte Trigo como paso inicial del dimensionamiento, la cual permitirá conocerlos usos actuales de electricidad y la probable tendencia futura de estos.

Como resultado, que puede ayudar a ilustrar el contexto en el que se realiza este proyec-to, se concluye que la voluntad de pago indica el valor que los encuestados dan al servi-cio eléctrico en general y, en particular, si el servicio fuera de 24 horas. El resultado de laencuesta indica que el 100 % considera justo pagar más por un servicio de más calidad.

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4



1.5. EMPLAZAMIENTO

El proyecto se realizará en la localidad de Monte Trigo, en del municipio de Porto Novo,isla de Santo Antao. Las coordenadas geográficas son 17°1'16.82"N; 25°19'52.65"O.

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Figura 1. Mapa de Cabo Verde y ubicación de la isla de SantoAntao. Fuente: Modificado a partir de «United States Central Intelligen-ce Agency's World Factbook».

Figura 2. Ubicación de Monte Trigo en la isla de Santo Antao. Fuente: Google Earth.

Figura 3. Detalle de la distribución de viviendas en MonteTrigo. Fuente: Google Earth.

2. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

2.1. RESULTADOS DE LA ENCUESTA

Se intenta afinar lo máximo posible el escenario futuro de la demanda para luego poderrealizar un diseño de la microcentral y el tendido eléctrico ajustado a los consumos futu-ros estimados.

Realizamos encuestas a los usuarios potenciales, ya sean familias, comercios, etc. utili-zando una plantilla como la que se puede consultar en el Anexo III.

Ha respondido el 95 % de los encuestados, obteniéndose los resultados que se muestrana continuación, y que justifican la hipótesis de demanda que se validará o corregirá másadelante con las siguientes consideraciones, como se comentó anteriormente:

• Datos disponibles de:

– Los perfiles de demanda del grupo electrógeno situado en la comunidad deMonte Trigo.

– Las lecturas de contadores de una población cercana y similar (Tarrafal).

• Comparación con los valores de referencia de experiencias en comunidades similares.

El primer paso es organizar y analizar los datos recogidos a través de las encuestas ini-ciales. Aquí ponemos ejemplos de los resultados más importantes, agrupados en «Datosgenerales y aspectos sociales» y «Demanda eléctrica».

2.2. DATOS GENERALES Y ASPECTOS SOCIALES

Primeramente, es importante conocer los posibles puntos de gasto energético y su ubi-cación. O sea, si están agrupados, a qué distancia media el uno del otro, etc.

Así, considerando que Monte Trigo es una localidad en la que los usuarios están con-centrados dentro de una circunferencia aproximada de 50 metros de diámetro (véase lafigura 3), se justifica la solución en microrred en vez de una tipología de generadores indi-viduales.

En la siguiente tabla se presenta la muestra a la que se le ha realizado al encuesta.

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6



Para cada acometida tiene interés conocer el número de personas y la actividad (figuras4 y 5). El primer concepto proporciona una idea que permitirá saber el número medio depersonas por acometida y, por tanto, obtener una estimación de consumo de acuerdo alos perfiles de usuario presentados en el tema anterior (en el apartado «Caracterizaciónde la demanda»).

Por otro lado, la distribución de actividades a las que se dedican los montetrigueños per-mitirá prever qué tipo de equipos serán necesarios o deseados para esta economía y, porende, qué demanda eléctrica adicional y total habrá que suministrar en el futuro (comoilustra la tabla 4 de la página 11).



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Tabla 1. Representatividad de la muestra de la encuesta realizada.

Número de usuarios (posibles acometidas) encuestados

% de acometidas potenciales encuestadas

Población total aproximada

TOTAL

56

95 %

~ 600

Figura 4. Distribución por tamaño de familia en Monte Trigo, en comparación con la población cercana deTarrafal.

Además, es importante analizar las posibilidades de pago de estas familias. En la figura6 se muestra la base sobre la que, más adelante, se podrán justificar las posibles tarifasdel nuevo servicio eléctrico (aunque este paso no se desarrollará en este ejemplo).



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Figura 5. Actividades principales y porcentaje de la población por actividad.

Figura 6. Distribución de renta mensual según personas encuestadas.

2.2.1. DEMANDA ELÉCTRICA

Se pretende conocer los consumos actuales y prever los consumos futuros que sean pre-visibles en función de la distribución de actividades económicas explicada anteriormente.

Algunos resultados relevantes en este sentido son:

La iluminación artificial es uno de los gastos más importantes desde un punto devista de evaluación de la demanda futura porque tiene un perfil horario rígido, esdecir, que se repite y que no se puede desplazar.

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9



Figura 7. Número de usuarios y funcionamiento de electrodomésticos (Monte Trigo).

Los siguientes conceptos ayudan a entender qué nuevas demandas eléctricas habrá en elfuturo; es decir: cómo cambiará la cantidad de energía a suministrar por el generador queestamos diseñando.

Tras los resultados que se muestran en la tabla 3, se optó por incluir frigoríficos en losconsumos de algunas viviendas.

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(*) De una muestra de 39 encuestas.

Tabla 2. Distribución inicial de luminarias por potencia y tipo (Monte Trigo).

hasta 18 W

hasta 36 W

hasta 52 W

hasta 72 W

más de 75 W

TOTAL

TOTAL nº elementos (*)

Fluorescente IncandescentePotencia (W)

70 %

20 %

10 %

0 %

0 %

100 %

10

1 %

14 %

42 %

35 %

7 %

100 %

138

Lámpara de emergencia

100 %

0 %

0 %

0 %

0 %

100 %

1

Tabla 3. Distribución de electrodomésticos que piensan comprar primero cuando haya servicio eléctrico 24h(Monte Trigo).

Frigorífico

Televisor

Arca frigorífica

Plancha

Otros

Monte Trigo

56 %

30 %

7 %

2 %

5 %

Electrodoméstico que piensa comprar primero

La producción de hielo aparece como principal actividad generadora de ingresos (recor-demos que la pesca es la actividad principal en el municipio); por esta razón, se incluiránmáquinas de producción de hielo eficientes en la hipótesis de demanda futura.

2.3. HIPÓTESIS DE DEMANDA ACTUAL

De la información recopilada en las encuestas, obtenemos una determinada distribución

de usuarios, que se resume en la siguiente tabla:

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Tabla 4. Distribución del equipamiento necesario para actividades generadoras de ingresos según los encues-tados (Monte Trigo).

Producción de hielo

Informática

Bar

Comercio

Ocio

Monte Trigo

33 %

20 %

26 %

7 %

14 %

Equipos necesarios para la generación de ingresos

Tabla 5. Distribución de usuarios de acuerdo con la encuesta realizada.

A

B

C

Alumbrado público

ED (Wh)/día

<_ 1000

1000 < ED <_ 2200

2200 < ED <_ 5000

Tipo de usuario % de usuarios

35

60

5

–

Asimismo, utilizando los perfiles horarios asociados a estos consumos, sepuede obtener el siguiente perfil horario de demanda, considerando un con-sumo de 24h.

2.4. VALIDACIÓN DE LA HIPÓTESIS REALIZADA

Para validar la hipótesis de demanda, o para corregirla, se considerarán también los valo-res actuales de los contadores que estén disponibles, así como el funcionamiento delgrupo electrógeno y, finalmente, se recurrirá a la experiencia en proyectos similares.

2.4.1. DATOS ACTUALES DE GENERACIÓN

Se han utilizado los registros de funcionamiento del grupo electrógeno anotados por lostécnicos. El grupo electrógeno es trifásico y proporciona anotaciones horarias de tensióne intensidad de cada fase durante una muestra de 20 días seguidos. El gráfico de la figu-ra 9 muestra los resultados de potencia media horaria.

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Figura 8. Hipótesis del perfil horario de la demanda como resultado de la encuesta.

Z Acerca de los perfiles hora-

rios asociados a estos consumos,

véase el Anexo I en la página 36.

Se puede observar que los valores de potencia se mueven en un rango del orden estima-do (representado en la figura 8).

2.4.2. LECTURA DE CONTADORES

No existen contadores individuales en Monte Trigo, pero sí se dispone de lecturas de con-tadores de un pueblo vecino, Tarrafal.

Los datos de este municipio se pueden utilizar, en este caso, como orienta-ción para determinar con más seguridad la demanda eléctrica en MonteTrigo ya que, como demuestran los resultados de la encuesta (que tambiénse realiza en la localidad de Tarrafal), los dos pueblos tienen característicassimilares.

En Tarrafal se dispone de lecturas de 57 contadores; se segmentan los consumos paraagrupar los consumos muy bajos, bajos, medios y altos.

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Figura 9. Perfil de demanda horaria inicial con generador eléctrico.

Z Véase la distribución de

familias y de la renta mensual en

el Anexo II (página 38).

La segmentación de la demanda diaria de referencia tiene la siguiente distribución:

Se puede observar que el porcentaje de consumidores de tipo C en Tarrafal es mayor queen Monte Trigo, pero que el grueso se encuentra en el grupo B; podemos concluir que lahipótesis realizada para la distribución de usuarios en Monte Trigo es correcta.

2.4.3. EXPERIENCIA EN PROYECTOS SIMILARES

Por último, es importante ver si los resultados son coherentes entre ellos y con otros pro-yectos similares.

Un factor a tener en cuenta sería la consideración del crecimiento de la población y elaumento de la demanda que esto conllevará. Por esta razón, se ha considerado en elcálculo de este ejemplo un factor del 20 % de incremento de la demanda.

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Figura 10. Proyección de la distribución del consumo diario (en Tarrafal).

A

B

C

ED (Wh) % Monte TrigoTipo de usuario

<_ 1000

1000 < ED <_ 2200

2200 < ED <_ 5000

35

60

5

% Tarrafal

26

59

15

Tabla 6. Comparativa de tipologías de usuarios en Monte Trigo y Tarrafal.

Ejemplo

Rango de consumo diario (Wh/día)

2.5. CONCLUSIÓN

Según la experiencia y usando los datos de la encuesta, se ha podido desarrollar un mode-lo y una curva de perfil de consumo agregado.

Las hipótesis de partida son las siguientes:

– Uso exclusivo de bombillas eficientes para todas las aplicaciones de iluminación.

– Uso de máquinas de frío eficientes (frigorífico, congelador, etc.) con valores de 900Wh/día para un frigorífico.

– Empleo de máquinas de hielo eficientes.

– Servicio de alumbrado público con bombillas de 70 W (de sodio a baja presión) conbalasto electrónico programable a doble nivel de potencia según el momento del día.

La distribución de usuarios de Monte Trigo se corresponderá con la siguiente tabla:

Luego la energía diaria demandada será de 90,45 kWh/día. Aplicando el factor de cre-cimiento de la población mencionado anteriormente, este valor asciende a los 108,54kWh/día.

De la suma de los per files de consumo de todos los usuarios obtenemosun per fil de la ED horario y diario, tal y como se muestra en la figura 11(véase la página siguiente).



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15

825

1.100

1.650

2.200

3.300

4.200

4.000

8000

EDA (Wh/día) Núm. Uso % de usuariosWh total usuarios

20

18

11

6

2

1

1

1

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Hielo

Alumbrado

34 %

31 %

19 %

10 %

3 %

2 %

-

-

16.500

19.800

18.150

13.200

6.600

4.200

4.000

8.000

TOTAL

Wh/día

kWh/día

90.450

90,45

Tabla 7. Distribución de consumos en Monte Trigo.

Z La estructura de la demanda

detallada se puede consultar en el

Anexo I de la página 36.

– El pico de carga: 8.64 kW.

– El consumo total diario: 108.54 kWh/d.

– Pico instantáneo de carga: 13.62 kW, que es el pico de carga aumentado un 60 %,para tener en cuenta el caso improbable en que todos los consumos previstos parael momento de pico de carga funcionen simultáneamente.

CÁLCULO DE LA DEMANDA DE DISEÑO DIARIA DD

La suma total de demandas diarias se estima entonces en 108.540 Wh/día, consideradaconstante a lo largo de los distintos meses del año.

Utilizando la formula:

DDMGS [Wh/día] = f * α * (ED1 + ED2 + ... + EDx)

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Figura 11. Perfil agregado de demanda futura.

Potencia (kW)

Hora

Potencia (kW)

Hora

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

3,19 2,71 2,71 2,71 2,71 2,71 3,30 3,30 3,30 2,91 4,40 4,40

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

4,40 4,40 4,40 4,40 4,40 4,40 5,70 6,66 8,64 8,64 6,66 6,66

Tabla 8. Distribución horaria del consumo.

Donde:

f = 99.9 %, lo que quiere decir que el generador fotovoltaico se dimensionará para sumi-nistrar la totalidad de la demanda media. Es necesario recordar que si hubiésemos pre-visto una fracción solar menor y, por lo tanto, un apoyo mayor por parte del grupoelectrógeno auxiliar, el valor de la DD sería solo la parte de la demanda diaria que el gene-rador fotovoltaico debería suministrar, dado como cierto porcentaje f.

α = 0,7, es el factor de utilización de la energía considerado.

Obtenemos un valor de DDMGS = 75,98 kWh/día (DD, a partir de este punto).

Estos valores de demanda y potencia son los valores netos que hay que suministrar. Sedestaca que durante la fase de diseño se han de tomar en cuenta los picos instantáneosde carga que se producirán en la demanda y las pérdidas asociadas a la generación, altransporte y a la distribución.

Un paso ulterior que no se detalla en este ejemplo es decidir qué tarifas

pagarán estos usuarios y qué contratos se les ofrecerán, teniendo en cuen-ta la renta de los usuarios y la sostenibilidad del sistema. Así, se decide quela distribución de tarifas será la siguiente (tarifas que el dispensador ya tieneprogramadas). Utilizando la distribución A-B-C de usuarios anterior, se seg-mentarían los contratos como se muestra en la tabla 9, donde el primernúmero de la primera columna indica el consumo mensual máximo en kWh yel segundo la potencia contratada.

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TD-25/0,5

TD-33/1

TD-50/1

TD-67/1

TD-100/1

TD-134/1,5

TD-134/2

Alumbradopúblico (16 unidades)

Tarifa Potencia (kW) EDA (Wh/día) Núm. Uso

0,5

1

1

1

1

1,5

2

1,12

825

1.100

1.650

2.200

3.300

4.200

4.000

8.000

20

18

14

5

1

1

1

1

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Usuarios

Máquina de hielo

Alumbradopúblico

Tabla 9. Resúmenes de demanda.

7 Recordemos que en la intro-

ducción ya se ha mencionado –y

es una pregunta importante de la

encuesta– que existe voluntad de

pagar más por un servicio de más

calidad, más fiable y de mayor

duración.

3. ESTUDIO DE RECURSO SOLAR:

INCLINACIÓN Y ORIENTACIÓN

Se realiza un estudio del recurso solar local; las bases de datos para efectuar los cálcu-los se han extraído del programa PVGIS para África.

Los criterios elegidos para la elección de la inclinación y orientación acimutal han sidoprincipalmente los siguientes:

– Obtener la máxima energía en el mes de diseño (diciembre) consiguiendo que la ener-gía media anual asegurada no disminuya.

– Conseguir que la inclinación de la estructura de soporte de los paneles fotovoltaicossea constructivamente fácil de ejecutar.

– Estudiar que la desviación de la demanda diaria respecto a la energía asegurada enel mes de diseño sea, como máximo, del 2-3 %.

– Valorar la incidencia de sombras en los módulos fotovoltaicos. Estas sombras pue-den ser provocadas por los propios módulos o por elementos no relacionados con lapropia instalación.

El estudio consiste en decidir cuáles serán la inclinación y orientación óptimas y asípoder dimensionar el generador fotovoltaico que consiga producir lo suficiente.

Los paneles solares no se verán afectados por la incidencia de sombras parciales sobreel generador fotovoltaico porque no hay construcciones lo suficientemente altas alrededor.

Las coordenadas del emplazamiento a considerar en PVGIS son las proporcionadas en laintroducción.

Tras una visita de inspección inicial al emplazamiento se ha decidido elegir un tipo deestructura de pérgola para cubrir el patio de una escuela de la localidad. Una estructurafija es capaz de dar un espacio de sombras a la escuela donde los niños puedan descan-sar y recrearse y también proporcionar protección contra los rayos solares a la propiaestructura de la escuela.

La escuela tiene una orientación de 20o Sur-Oeste, así que se valorará la posibilidadde orientar los módulos en este sentido por simplicidad de realización y montaje de lapérgola.

Como se demuestra más adelante, en el apartado 4, según PVGIS la pérdida con dichaorientación respecto de una orientación Sur es inferior al 1 %, y por lo tanto aceptable.Además, se puede observar que 16o es la inclinación óptima que maximiza la produccióneléctrica a lo largo del año para esta localización.

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Con esta inclinación hay que comprobar cuál es la desviación de la energía generada porel generador fotovoltaico respecto a la demanda de los consumos en el mes de diseñoestablecido (diciembre) puesto que es el mes en que la radiación solar en superficie incli-nada es menor.

Así, el estudio se centrará en establecer cuál es la inclinación óptima entre el rango de15o a 45o.

Un requisito a tener en cuenta es la facilidad constructiva de la estructura metálica.Desde este punto de vista, instalar los paneles sobre una estructura de 15o sería lo másoportuno ya que además reduce la dimensión de la pérgola que así seria perfectamenteencajable en el espacio físico del patio de la escuela.

Según PVGIS, para una inclinación de 15o, en un día de diciembre, tendremos de media5,25 horas pico, es decir 5.250 Wh/m2.

Adjuntamos también la tabla donde se muestra la radiación global mensual en función dela inclinación de los módulos fotovoltaicos.

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Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Anual

Mes Hh Hopt Iopt

4.820

5.600

6.470

7.170

7.030

7.390

7.060

6.510

6.350

5.770

4.970

4.450

6.130

5.670

6.290

6.820

7.070

6.590

6.710

6.490

6.300

6.510

6.310

5.760

5.290

6.310

44

35

21

4

-9

-17

-14

-1

15

30

41

46

16

Tabla 10. Datos de irradiación e inclinación óptima, para acimuth 20o Sur- Oeste.Fuente: PVGIS África.

Hh: Irradiación sobre plano horizontal (Wh/m2/día).Hopt: Irradiación sobre plano inclinado óptimo (Wh/m2/día). Iopt: Inclinación óptima (o).

Como se puede observar, la inclinación de los módulos fotovoltaicos que más electricidadgeneraría en el peor mes sería otra, pero la que más se ajustaría al cumplimiento de losrequisitos de diseño, desde un punto de vista de estructura, es 15o. Además, como se havisto, aunque no es un proyecto en el que queramos maximizar la electricidad producida,15o está muy cerca del ángulo óptimo de 16o.

En este caso particular hemos intentado poner todos los paneles en la estructura de pér-gola y, dado que el patio de la escuela tiene una dimensión limitada, es muy importantelimitar el efecto de sombreado entre las hilas de módulos para poder reducir la dimensióntotal de la pérgola, de manera que quepa en el patio.

En la siguiente figura se puede observar la configuración de los paneles escogida y su inte-gración sobre la pérgola construida en la escuela.

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Mes

RADIACIÓN EN FUNCIÓN INCLINACIÓN GENERADOR FOTOVOLTAICO (Wh/m2/día)

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Anual

5.630 5.840 6.010 6.150 6.240 6.290 6.310

6.250 6.400 6.510 6.570 6.600 6.580 6.520

6.830 6.860 6.850 6.800 6.700 6.560 6.380

7.120 7.000 6.850 6.650 6.410 6.130 5.810

6.630 6.420 6.170 5.890 5.570 5.220 4.840

6.760 6.470 6.150 5.780 5.390 4.970 4.520

6.510 6.270 5.990 5.670 5.330 4.960 4.560

6.320 6.190 6.020 5.810 5.570 5.290 4.990

6.520 6.500 6.440 6.340 6.210 6.030 5.820

6.290 6.390 6.450 6.470 6.450 6.390 6.290

5.730 5.920 6.070 6.180 6.260 6.290 6.280

5.250 5.460 5.640 5.780 5.880 5.950 5.980

6.320 6.310 6.260 6.170 6.040 5.880 5.680

15o 20o 25o 30o 35o 40o 45o

Tabla 11. Datos de la radiación global en plano inclinado, orientación Sur.Fuente: PVGIS África.

CONFIGURACIÓN DEL GENERADOR FV

Como muestra el perfil de carga, la mayor parte del consumo se realiza durante la noche.La ausencia de generación en este periodo del día significa que será la batería la que ten-drá que suministrar la electricidad requerida durante estas horas. Por esta razón, la con-figuración de la central debe ser tal que optimice la carga de la batería, en barra decontinua, como se vio en el tema anterior.



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Figura 12. Modelo 3D de la escuela y simulación de la irradiación sobre ésta.

Figura 13. Configuración barra en continua.

Si el generador FV se conectase a través de un ondulador a los consumos con las baterí-as conectadas por un rectificador, las pérdidas de transformación serían elevadas, ya queen los momentos de mayor producción FV no habría suficiente consumo simultáneo y lamayor parte de la electricidad generada se derivaría a las baterías, pasando por dos trans-formaciones, primero de CC a CA y luego de CA a CC. Este paso doble es perjudicial.

Así, se decide la configuración de conexión a barra de continua, para cargar las bateríasa través de un regulador y convertir la electricidad procedente del generador FV o de lasbaterías a CA. Más adelante justificaremos la configuración final.

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4. DIMENSIONADO DEL GENERADOR FV

Los parámetros a tener en cuenta son:

– Demanda de diseño (DD), es decir el consumo medio diario (en Wh/día).

– Pérdidas de captación en caso de sombras, para el período más desfavorable.

– Factor de aprovechamiento global (PR) en %.

– Estudio de radiación solar.

– Intensidad de recarga de la batería, que no sobrepase el 15% de la capacidad en Ah(C120).

La tensión nominal de la barra de interconexionado es la nominal de la batería. Comonorma general y por seguridad intrínseca se opta por MBTS ( < 75 V CC). La tensión nomi-nal de la batería escogida es 48 V CC.

La fórmula para calcular la capacidad instalada del generador es la propuesta en el tema 3de este módulo.

Pfv = DD / (H(o) * PR)

Siendo:

– DD: Demanda de diseño total diaria (kWh/día).

– Pfv: Potencia del campo generador fotovoltaico necesario (kWp) en condiciones están-dar.

– H(o): Irradiación sobre el campo fotovoltaico a la inclinación estudiada (kWh/m2).

– PR: Índice de aprovechamiento global de campo fotovoltaico (60 %).

El generador fotovoltaico estará formado por módulos fotovoltaicos cristalinos de 36 célu-las. Los módulos elegidos son de 120 Wp de capacidad CEM.

A continuación, se muestran los datos de irradiación sobre un plano inclinado a 15o y conun acimut de 20o Sur-Oeste según la orientación de la escuela. Las pérdidas de irradia-ción son inferiores al 1 % anual, como se ve comparando la tabla 11 con la 12.

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Como se observa, la diferencia entre los doscasos es mínima, comparada con la obtenida conorientación Sur e inclinación de 15o (tabla meses-ángulos), 6.320 Wh/m2:

(6310 – 6320) /6320 = 0,001 (0,1 %)

Por lo tanto, la solución elegida (inclinación 15grados y acimut 20 grados Sur-Oeste) es correcta.

Así, el resultado obtenido para unos paneles inclinados a 15o y a 20o de acimut se mues-tra en la tabla:

La capacidad fotovoltaica CEM mínima necesaria es de 24.350 Wp. Debido a la configu-ración de las matrices fotovoltaicas, se instalará un generador fotovoltaico de 210 pane-les de 120 Wp con una capacidad máxima de 25.200 Wp, por lo tanto con ciertoexcedente.

Estos paneles pueden ser instalados en el espacio previsto según se muestra en la figu-ra 14, en la página siguiente, y en la figura 12 de la representación en 3D de la escuela.



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24

Mes

123456789101112

Anual

H (Wh/m2/día)

5.5906.2206.7907.1106.6506.8106.5806.3406.5106.2505.6705.200

6.310

Tabla 12. Datos de irradiación de módulosinclinados 15o y acimut de 20o.Fuente: PVGIS África.

DD (kWh/día)

Pfv (Wp)

H(o)

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98 75,98

5,59 6,22 6,79 7,11 6,65 6,81 6,58 6,34 6,51 6,25 5,67 5,2

22,65 20,36 18,65 17,81 19,04 18,59 19,24 19,97 19,45 20,26 22,33 24,35

Tabla 13. Datos de capacidad fotovoltaica requerida.Fuente: elaboración propia a partir de PVGIS África.

El cálculo del cableado no forma parte de este ejercicio, pero el criterio que se debe apli-car es el mostrado en la tabla 14, que determina la caída de tensión máxima que se debepermitir en cada tramo, información que determinará la sección:

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25



Figura 14. Esquema del generador fotovoltaico.

PLANTA FOTOVOLTAICA (GENERACIÓN Y CONTROL)

Entre módulos FV y regulador

Entre regulador y batería

Entre batería y ondulador

Entre regulador y ondulador

Potencia de cálculoTramo Caída de tensión máxima (%)

Potencia (en condiciones CEM)

Potencia nominal regulador

Potencia nominal ondulador

Potencia nominal ondulador

2 %

1 %

1 %

1 %

ENTRE ONDULADOR Y CUADRO GENERAL DE PROTECCIONES (EQUIPOS CA)

Entre ondulador y cuadro generalde protecciones (equipos AC)

Cuadro general de protecciones y protecciones individuales (equipos AC)


Según características de la red

Según características de la red

1 %

5 %



ENTRE CUADRO GENERAL DE PROTECCIONES Y RECEPTORES

Protecciones individuales y receptores (equipos AC)

Protecciones individuales y receptores (alumbrado AC)


Potencia nominal de trabajo delequipo(-s) alimentados por la línea

Potencia nominal de trabajo delequipo(-s) alimentados por la línea

3 %

3 %

Tabla 14. Criterios de caída de tensión para cálculos de sección de cables.

5. ACUMULACIÓN DE ENERGÍA

El horizonte del proyecto se ha establecido en 20 años. En este sentido se busca un acu-mulador que permita un alto ciclado.

CÁLCULO DE LA CAPACIDAD

La acumulación de energía se realizará mediante batería de acumuladores electroquími-cos de plomo-ácido tubular, de vaso abierto. El mínimo de ciclos de descarga/recarga delacumulador requerido será igual o superior a 1.500 ciclos al 80% de descarga a 20 oC.

La capacidad será suficiente para asegurar como mínimo tres días de autonomía aconsumo nominal (DDT) con una profundidad máxima de descarga del 75 %.

Para seleccionar la capacidad de acumulación de la batería se ha utilizado la fórmula pre-sentada en el tema anterior:

CA [Ah] = [(DDT * (1+ ϕ) * DA / (PD)] / 48

Siendo:

– CA: Capacidad faradaica (Ah).

– DDT: Total demanda diaria (Wh/día).

– ϕ: Sobredimensionado de acumulación (en este caso, no consideramos sobredi-mensionamiento de la batería porque ya se ha considerado un factor de crecimientode la demanda al tener en cuenta el crecimiento de la población, ϕ =0).

– DA: Días requeridos de autonomía (3 días).

– PD: Máxima profundidad de descarga (75 %).

La capacidad mínima de la batería es de 6.300 Ah (C100).

De acuerdo con el catálogo del fabricante, no existen baterías de esta capacidad y, por lotanto, se opta por instalar dos baterías de 3.610Ah (C100).

PÁGINA

27



Además, por esta razón, se decide separar en dos el generador FV y, consecuentemente,la configuración propuesta es la siguiente:

Se desea evitar poner baterías en paralelo y, para ello, se opta por una variante de la con-figuración con barra de interconexión en continua, en la que cada una de las dos bateríastiene su generador fotovoltaico, su controlador de carga y su ondulador. Los onduladoresse acoplan a través de la salida en CA de forma que puedan operar sincronizadamente.

SALA DE EQUIPOS

La batería se ubicará en una sala específica en el edificio a construir, con las proteccio-nes adecuadas y de forma que sea sencillo poder hacer las tareas básicas de conserva-ción y mantenimiento, como el llenado de líquido de la solución (agua destilada).

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28



Figura 15. Esquema general de la microrred y de la microcentral generadora.

6. EQUIPOS DE REGULACIÓN, CONVERSIÓN

Y CONTROL

La tabla siguiente nos da un resumen de las cantidades a tener en cuenta:

La potencia del ondulador se calcula considerando el factor de simultaneidad de potencia(β), que considera el efecto que tiene la conexión de diferentes viviendas a un mismoondulador. Debido a la no simultaneidad de los consumos, se puede diseñar la centralpara un valor inferior a la suma de potencias consideradas.

Para esta microrred el factor de simultaneidad (β) se considera β = 0,30 con lo que lapotencia nominal del ondulador se determina mediante la siguiente expresión:

PN = β · PT

Donde:

– PN: Potencia diseño ondulador.

– β: Coeficiente de simultaneidad.

– PT: Total potencia agregada.

En nuestro caso la PN > = 15,49 kW.

Para poder abastecer esta potencia se instalarán dos onduladores con potencia nominalde 8.000 W (30’) a 48 V, cada uno de ellos con las siguientes características:

– Onda senoidal pura (distorsión inferior al 3 %).

– Capacidad de sobrecarga de 21.000 VA de potencia durante cinco segundos parasuministro de las puntas de arranque.

– Tensión de alimentación de 48 V CC.

– Tensión de salida de 230 V a 50 Hz CA.

Por la configuración elegida, los onduladores deberán también tener la función de recarga

de batería desde grupo electrógeno a CA.

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29



Total acometidas 60

Total acometidas facturables 60

Total energía diaria agregada (EDT) 108.540 Wh/día

Total potencia agregada (PT) 51,62 kW

Demanda de diseño diaria (DDT) 76.000 Wh/día

Demanda de diseño mensual 2.280 MWh/mes

Tabla 15. Valores de demanda prevista.

CONTROL DE CARGA Y SUPERVISIÓN DE LA BATERÍA

Es aconsejable utilizar una central electrónica que integre todos los dispositivos electró-nicos necesarios para la explotación de la instalación.

El controlador de carga cumplirá las siguientes condiciones:

– Un autoconsumo energético mínimo para no disminuir el rendimiento global.

– Rastreo del punto de máxima potencia eléctrica del generador fotovoltaico (MPPT).

– Algoritmo de recarga de batería de tres etapas (carga gruesa, igualación y flotación).

GESTIÓN DE LOS CONSUMOS INDIVIDUALES

Para evitar que un usuario individual pueda excederse en su consumo y poner en riesgo laseguridad de suministro de toda la microrred, se instalan, en cada acometida, dispensa-

dores-contadores de electricidad que permiten limitar la energía a disposición de cadausuario de acuerdo con la tarifa contratada (tabla 16 de tarifas).

El dispensador-contador de electricidad mide continuamente la potencia y la energía con-sumidas. Se configura para cada usuario la máxima potencia permitida y la energía diariaasignada (EDA) para ser consumida. Si no se consume toda la energía disponible, el saldose acumula y se añade al de los días siguientes hasta un límite máximo que puede tam-bién configurarse. Para esta aldea establecemos los siguientes parámetros:

En las páginas 44 y 45 de este documento se adjunta el catálogo del dispensador deCircutor.

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30



Tabla 16. Tarifas y parámetros del dispensador.

Potencia

(kW)

Número

de acometidasTarifa

Umbral energía

disponible (Wh)

EDA

Wh/día

TD-25/0,5

TD-33/1

TD-50/1

TD-67/1

TD-100/1

TD-134/1,5

0,5

1

1

1

1,5

1,5

20

18

14

5

0

1

825

1.100

1.650

2.200

3.300

4.400

3.300

4.400

6.600

8.800

9.900

9.900

7. ENERGÍA DE APOYO

El modelo de cobertura de demanda que se utilizará será un modelo que prime una mediaanual adecuada de energía utilizando, de este modo, el grupo electrógeno solamente enmomentos puntuales.

En el caso de Monte Trigo se utilizará el equipo existente. La potencia aparente de dichogrupo electrógeno es de 20 kVA.

El aparato es un modelo con conexión trifásica (400 V) que trabaja a una frecuencia de50Hz.

La estrategia para la conexión y desconexión del grupo electrógeno es la siguiente:

• Se arrancará en casos de emergencia por fallo de la instalación solar fotovoltaica(conexión directa a consumos) y/o a la línea de alumbrado público en horas de acti-vación del temporizador.

• Se pondrá en marcha cuando el nivel de carga de las baterías sea un valor inferioral 40 %.

• Se parará cuando se cumpla una de las siguientes condiciones:

– El nivel de carga de las baterías sea del 90 % o superior.

– La tensión de baterías sea superior a su valor máximo (60 V).

PÁGINA

31



8. PROTECCIONES

Todos los equipos de transformación tendrán autoprotecciones electrónicas contra cor-tocircuito a la salida hacia el usuario. Las entradas estarán protegidas por fusibles y sec-cionadores de intensidad adecuada.

8.1 PUESTAS A TIERRA

En el conjunto generador (grupo electrógeno, planta fotovoltaica y control) se ejecutaráncuatro puestas a tierra diferenciadas:

– Puesta a tierra de las estructuras: se conectará con tierra la estructura metálica desoporte de los módulos y el marco de los mismos.

– Puesta a tierra de los equipos electrónicos: se realizará otra toma de tierra inde-pendiente para los negativos de la batería y los provenientes de los generadores foto-voltaicos. Se conectará con el mismo tierra el chasis de los equipos electrónicos.

– Puesta a tierra del grupo electrógeno: se realizará otra toma de tierra independien-te para el chasis del grupo electrógeno.

– Puesta a tierra de la instalación en el interior del edificio.

PÁGINA

32



9. CONCLUSIONES TÉCNICAS

El cuadro técnico que resume esta parte de diseño es mostrado en la siguiente tabla:

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33



MONTE TRIGO (SANTO ANTAO, CABO VERDE)

Número de contratos facturables

Número de acometidas

Número alumbrado

Fracción renovable

Potencia total

Factor de crecimiento de la demanda

Demanda de diseño

60

60

16

95

51,62

20 %

75,98

%

kW

kWh/día

TOPOLOGÍA DE LA MICROCENTRAL HÍBRIDA

Generación fotovoltaica

Capacidad CEM FV

Inclinación/orientación

Área de captación (aproximada)

Acumulación

Tipo de batería

Autonomía

Tensión de trabajo

Tensión por acumulador

Número de elementos

Capacidad C100

Regulación fotovoltaica (2 ud)

Capacidad

Forma de regulación

25.200

15/20 (S-SO)

201,6

Tubular Pb-Ácido

3,41

48

2

24

7.220

200

Rastreo p.m.p. (MPPT)

Wp

o

m2

días

V

V

Ah

A



TOPOLOGÍA DE LA MICROCENTRAL HÍBRIDA

Ondulador (2 uds)

Tensión de salida

Potencia nominal (30’)

Distorsión harmónica

Adquisición de datos

Frecuencia de lectura/memoria

230

8

< 3

300

V

kW

%

kbyte/un.

GESTIÓN DE LA DEMANDA Y USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA

Distribución monofásica

Calidad del servicio

Dispensador-medidor de energía

Alumbrado público

Puntos de luz

Tipo de luminaria

Factor de potencia

230 V CA

1 por acometida

16

VSAP 70

> 0,9

50 Hz

W

Tabla 17. Tabla con el resumen de datos de esta aplicación.

10. PRESUPUESTO

INVERSIÓN

Como primera aproximación, podemos hacer un presupuesto de los costes de ejecuciónde las obras utilizando baremos de unidades constructivas compuestas. Este presupues-to no incluye los costes de estudios previos, ingeniería, implantación del modelo de ges-tión, formación y medidas de acompañamiento.

PÁGINA

35



UNIDAD CONSTRUCTIVAPRECIO

UNITARIOUDS. PRECIO TOTAL

Generador fotovoltaico. Totalmente instalado. euros/Wp 25.200 4 100.800

Controlador de carga con rastreo del punto de máxima potencia (RPMM). Totalmente instalado. euros/A 400 20 8.000

Batería de plomo ácido, tubular, vaso abierto.Totalmente instalada. euros/kWh. 346,5 140 48.510

Ondulador senoidal. Totalmente instalado. euros/W. 16.000 0,8 12.800

Conjunto registrador de datos y sensores internos y externos y una célula de referencia. Totalmente instalado. euros/unidad 1 1.890 1.890

Cuadro general de protecciones de CA. Totalmente instalado. euros/unidad 4 374 1.496

Tendido de BT de conductor 25mm2 y postes de madera creosotada o equivalente. Totalmente instalado. Euros/m 800 40 32.000

Dispensador-contador de energía eléctrica digital limitador de la energía diaria asignada, con capacidad de corte, de hasta 40 A. Euros/unidad 60 135 8.100

Total presupuesto de referencia (euros): 213.596,00

ANEXO I

Cálculo de los perfiles de consumo eléctrico diario a partir de la hipótesis de demanda:

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36



%ED

/

Hora

12

34

56

78

910

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

TOTAL%

(=100)

A0

00

00

00,03

0,03

0,03

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,1

0,1

0,2

0,2

0,1

0,1

0,03

1

B,C

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

1

Hielo

00

00

00

00,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

00

00

00

01

Alumbrado

0,10

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

1

EDA

(Wh/día)

Num.

825

20

00

00

00

495

495

495

165

165

165

165

165

165

165

165

1.650

1.650

3.300

3.300

1650

1650

495

16500

1.100

18

594

594

594

594

594

594

594

594

594

594

990

990

990

990

990

990

990

990

990

990

990

990

990

990

19800

1.650

11

545

545

545

545

545

545

545

545

545

545

908

908

908

908

908

908

908

908

908

908

908

908

908

908

18150

2.200

6396

396

396

396

396

396

396

396

396

396

660

660

660

660

660

660

660

660

660

660

660

660

660

660

13200

3.300

2198

198

198

198

198

198

198

198

198

198

330

330

330

330

330

330

330

330

330

330

330

330

330

330

6600

4.200

1126

126

126

126

126

126

126

126

126

126

210

210

210

210

210

210

210

210

210

210

210

210

210

210

4200

4.000

10

00

00

00

400

400

400

400

400

400

400

400

400

400

00

00

00

04000

8000

1800

400

400

400

400

400

400

00

00

00

00

00

0800

800

800

800

800

800

8000

Total,Wh

2.659

2.259

2.259

2.259

2.259

2.259

2.754

2.754

2.754

2.424

3.663

3.663

3.663

3.663

3.663

3.663

3.663

4.748

5.548

7.198

7.198

5.548

5548

4393

90450,00

Wh/dia

Demanda,

kWh

2,66

2,26

2,26

2,26

2,26

2,26

2,75

2,75

2,75

2,42

3,66

3,66

3,66

3,66

3,66

3,66

3,66

4,75

5,55

7,20

7,20

5,55

5,55

4,39

90,45

kWh/dia

Demanda

+20%,

kWh

3,19

2,71

2,71

2,71

2,71

2,71

3,30

3,30

3,30

2,91

4,40

4,40

4,40

4,40

4,40

4,40

4,40

5,70

6,66

8,64

8,64

6,66

6,66

5,27

108,54

kWh/dia

EN

ER

GÍA

SO

LA

R F

OTO

VO

LTA

ICA

T4

EJE

MPLO

DE D

IMEN

SIO

NAD

O D

E U

NA M

ICR

OR

RED

CO

N G

EN

ER

AC

IÓN

SO

LAR

HÍB

RID

AIL3

PÁG

INA

37

ANEXO II

Datos de Tarrafal y Monte Trigo:

PÁGINA

38



ANEXO III

Plantilla de la encuesta:

PÁGINA

39



EN

ER

GÍA

SO

LA

R F

OTO

VO

LTA

ICA

T4

EJE

MPLO

DE D

IMEN

SIO

NAD

O D

E U

NA M

ICR

OR

RED

CO

N G

EN

ER

AC

IÓN

SO

LAR

HÍB

RID

AIL3

PÁG

INA

43

DISPENSADOR

DE ELECTRICIDAD B II

Aplicación

El DISPENSADOR DE ELECTRICIDAD B II se puede utilizar como

contador de energía con control de la demanda eléctrica en las micro-

redes en entornos rurales con energía solar, eólica u otras fuentes de

energía renovables. También se puede utilizar en viviendas autónomas

con micro-generación independiente de la red. También se puede utilizar

como control de pago muy fácil de usar para los clientes con un menor

consumo en la red eléctrica estándar, reduciendo el costo de facturación.

Cuando se requiere el control de la demanda de energía se puede uti-

lizar el DISPENSADOR DE ELECTRICIDAD B II por sí mismo o como

parte de una compleja red.

Características

Descripción

El DISPENSADOR DE ELECTRICIDAD B II es un contador mo-

nofásico digital multi-función de clase B, para la medida de la ener-

gía activa y clase 2 para la medida de la energía reactiva. El con-

tador cumple con la normativa europea vigente en contadores de

energía (MID) EN 50470-1 y EN 50470-3, la cual permite la insta-

lación de estos contadores en cualquier país de la Unión Europea.

El dispensador incluye un interruptor general, que se utiliza para contro-

lar la demanda de forma Þ able y segura. Incluye también un interruptor

auxiliar que puede ser utilizado para gestionar los consumos secunda-

rios. Además incorpora la función de dispensador de electricidad como

controlador de la demanda diaria asignada y la asignación de la energía.

Dispone de un puerto de comunicaciones estándar que puede utilizarse

para el intercambio de información con un sistema principal. La tarjeta

RFID permite una gestión ß exible de los usuarios de energía y el consu-

mo en cualquier dispensador y permite de forma fácil y rápida, tanto la

conÞ guración de los operadores, como el control de pagos. La Pantalla

LCD y el LED indican el estado de la gestión energética.

Contador monofásico con función de dispensador

e interruptor interno

Alimentación Batería

Tensión nominal 230 V Tipo Litio

Tolerancia 80 % ... 115 % Un

Vida >10 años a 30ºC

Consumo <2 W; 10 V·A Reloj

Frecuencia 50 ó 60 Hz Tipo Calendario Gregoriano

Medida de tensiónFuente

Oscilador compensado en temperaturaConexión Asimétrica

Tensión de referencia 230 V Precisión (EN61038) < 0.5 s/día

Frecuencia 50 ó 60 Hz Inß uencias del entorno

Consumo del circuito de tensión < 2 W; 10 V·A Rango de temperatura de trabajo -25ºC a +70ºC

Medida de intensidad Rango de temperatura de almacenamiento -40ºC a +85ºC

Corriente nominal de referencia (Iref) 10 A CoeÞ ciente de temperatura < 15 ppm/K

Corriente máxima (Imax) 40 A Humedad 95 % max.

Corriente de arranque (Ist) < 0.04 x Itr

Asilamiento

Corriente mínima (Imin) < 0.5 x Itr

Tensión de aislamiento 4 kV a 50 Hz durante 1 min

Consumo del circuito de corriente 0.024 V·A a 10 A Tensión de impulso 1.2/50 s - IEC 62052-11 8 kV

Clase de precisión Índice de protección (IEC 62052-11) II

Precisión medida de energía activa EN 50470 - Clase B Display

Precisión medida de energía reactiva UNE-EN 62053-21 - Clase 2 Tipo LCD

Memoria Número de dígitos de datos Hasta 6

Datos Memoria no volátil Tamaño de los dígitos de datos 9 mm

Setup y eventos Serial ß ash Lectura del display en ausencia de tensión Sí

mo

cro-

mo-

er-

on-

de

ta-

ea.

ro-

tor

da-

mo

gía.

se

eta

su-

la

alla

or

Vial Sant Jordi, s/n - 08232 Viladecavalls - Barcelona (SPAIN)Tel.: (+34) 93 745 29 00 - Fax: (+34) 93 745 29 14email: [email protected] - www.circutor.com

DimensionesConexión

Características

215

62 129

Interface de comunicaciones ópticas

Tipo Bi-direccional

Hardware IEC 62056-21

Protocolo Modbus

Canal de comunicaciones RS-485

Tipo Bi-direccional

ConÞ guración 9600, 8, n, 1

Protocolo Modbus

Relé

Corriente nominal 40 A

Corriente máxima 120 A / 5 minutos

Detección de intrusismo

Detección Apertura de la tapa cubrebornes

Tipo Micro-interruptor

FunciónDetección de intrusismo en ausencia de tensión

Características mecánicas

Conexión Asimétrica

Dimensiones externas DIN 43857

Características de la envolvente DIN 43859

Grado IP (IEC 60529) IP 51

RFID

Tecnología Mifare

MIFARE es una tecnología probada, Þ able y robusta para tarjetas inte-

ligentes sin contacto. La tarjeta MIFARE Classic es fundamentalmente

una memoria de almacenamiento, donde la información se divide en

segmentos y bloques con mecanismos simples de seguridad para el

control de acceso. Gracias a su Þ abilidad, esas tarjetas son ampliamen-

te utilizados para monedero electrónicos, control de acceso, tarjetas de

identiÞ cación, para la venta de tickets de transporte, etc.

Contador monofásico con función de dispensador e interruptor interno

DISPENSADOR DE ELECTRICIDAD B II

CARGAREDL

N

L

N

1

23 24

3 64

Ejemplo Diseño FV_Cabo Verde

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