La energía fotovoltaica tiene un gran potencial para suministrar energía con un impacto mínimo en el medio ambiente, ya que es limpia y libre de contaminación. Un gran número de células solares conectadas en serie y en paralelo configuran los paneles fotovoltaicos o solares. Una forma de utilizar la energía fotovoltaica es en un sistema de energía distribuida como fuente de energía en pico.
Por otro lado, se han aplicado estrictas regulaciones a los equipos conectados a las líneas de servicios públicos. Algunas de estas regulaciones están relacionadas con la distorsión armónica y el factor de potencia. Sin embargo, con el desarrollo de la electrónica de potencia, muchos equipos tienden a aumentar los niveles de distorsión armónica. La corriente de línea en la entrada al rectificador de puente de diodos se desvía significativamente de una forma de onda sinusoidal y esta corriente distorsionada también puede provocar distorsión en el voltaje de línea. Además, muchos equipos modernos utilizan controladores digitales, basados en microprocesadores sensibles a las variaciones en las formas de onda de voltaje y corriente. Por lo tanto, para aumentar la utilización del sistema fotovoltaico, la conversión de potencia se puede diseñar para proporcionar también funciones de un acondicionador de calidad de energía unificado.
La utilización de dos convertidores CC / CA totalmente controlados hace que el sistema tenga la estructura más versátil de convertidores aplicados como acondicionador de energía. En este caso, dependiendo del controlador, los convertidores pueden tener diferentes funciones de compensación. Por ejemplo, pueden realizar filtros activos en serie y de derivación combinados para compensar simultáneamente la corriente de carga y los armónicos de la tensión suministrada. De esta manera, el equipo se denomina Acondicionador de Calidad de Energía Unificada (UPQC). Un filtro de derivación activo es un dispositivo adecuado para la compensación basada en la corriente. Esta configuración incluye armónicos de corriente y compensaciones de potencia reactiva. El filtro de derivación activo también puede equilibrar corrientes de desequilibrio.
El filtro de serie activa se utiliza normalmente para la compensación basada en voltaje. En este caso, se compensan los armónicos de tensión y las caídas y caídas de tensión. Se pueden encontrar otras aplicaciones en la literatura para fines de compensación de la frecuencia fundamental, como compensación de potencia reactiva, control de flujo de potencia activa y regulación de voltaje. En este caso, se llama Controlador de Flujo de Potencia Unificado (UPFC).
Convencionalmente, los sistemas de conversión de energía fotovoltaica conectados a la red se componen de un convertidor CC-CC y un inversor. El convertidor CC-CC se controla para rastrear el punto de máxima potencia del conjunto fotovoltaico y el inversor se controla para producir corriente de tal manera que la corriente del sistema tenga una baja Distorsión Armónica Total (THD) y esté en fase con el voltaje de la red eléctrica. La eficiencia del sistema convencional es baja porque el convertidor CC-CC y el inversor están conectados en serie. El propósito de este artículo es diseñar un sistema de generación fotovoltaica para la conexión en un sistema trifásico utilizando solo un inversor de CC/CA.
El sistema propuesto aumenta la eficiencia de conversión y también proporciona una función útil en cualquier momento, operando como fuente de alimentación, así como compensador de potencia armónica y reactiva cuando el sol está disponible. A baja irradiación, el sistema funciona solo como compensador de potencia armónica y reactiva. Otro convertidor de CC / CC se utiliza para proporcionar compensación armónica de voltaje. La estimación de costos muestra que el uso de componentes adicionales aumenta el costo en menos del 12% para tener otra función para mejorar la calidad de la energía. Además, este convertidor no cambia la eficiencia de la conversión de energía fotovoltaica, ya que los convertidores están conectados en paralelo.
El control se implementó con el método del Marco de Referencia Síncrono (SRF). El sistema y el controlador fueron diseñados y simulados. Se han comparado diferentes técnicas de Modulación de ancho de pulso (PWM) para sugerir una configuración con una eficiencia óptima. El sistema proporciona aproximadamente 2,8 kW de generación fotovoltaica.
El uso de sistemas fotovoltaicos como fuente segura y limpia de energía solar ha aumentado rápidamente. La aplicación de sistemas fotovoltaicos en sistemas de energía se puede dividir en dos campos principales: aplicaciones fuera de la red o independientes y aplicaciones conectadas a la red o conectadas a la red. Los sistemas fotovoltaicos independientes se pueden utilizar para proporcionar energía para cargas remotas que no tienen acceso a redes eléctricas, mientras que las aplicaciones conectadas a la red se utilizan para proporcionar energía para cargas locales y para el intercambio de energía con redes de servicios públicos.
Se instaló en Lugo, California, EE.UU., la primera gran planta de energía fotovoltaica conectada a la red con una capacidad de 1 MW. La segunda planta con 6.Se instaló una capacidad de 5 MW en Carissa Plains, California, EE. UU. Actualmente, muchos grandes sistemas fotovoltaicos conectados a la red con diferentes rangos de potencia están operando en varios países.
Los sistemas fotovoltaicos pueden mejorar el funcionamiento de los sistemas de energía al mejorar el perfil de voltaje y reducir las pérdidas de energía de los alimentadores de distribución, los costos de mantenimiento y la carga de los cambiadores de tomas de transformadores durante las horas punta. Sin embargo, en comparación con otras tecnologías renovables, los sistemas fotovoltaicos todavía enfrentan grandes dificultades y pueden presentar algunos efectos adversos para el sistema, como la sobrecarga de los alimentadores, la contaminación armónica, el alto costo de inversión, la baja eficiencia y la baja confiabilidad, lo que dificulta su uso generalizado. Además, las variaciones en la irradiación solar pueden causar fluctuación de energía y parpadeo de voltaje, lo que resulta en efectos indeseables en los sistemas fotovoltaicos de alta penetración en el sistema de energía. Algunos métodos de control, como el Seguimiento del Punto de Máxima Potencia (MPPT), se pueden utilizar para mejorar la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos.
En tales controladores, se debe controlar tanto el voltaje producido como la corriente de la matriz fotovoltaica. Esto puede complicar la estructura del sistema fotovoltaico con una mayor posibilidad de falla mientras rastrea la potencia máxima en condiciones climáticas inesperadas. Con respecto al esquema de protección del sistema, las Generaciones Distribuidas (DGs) basadas en el sistema fotovoltaico deben energizar las cargas locales después de que el sistema se haya desconectado de la red eléctrica durante condiciones defectuosas.
En estas situaciones, cualquier islado involuntario puede aumentar el riesgo de problemas de seguridad o daños en otras partes de los componentes del sistema, lo que puede disminuir la fiabilidad del sistema.
Estos problemas significan que es necesario analizar con precisión los efectos de instalar grandes sistemas fotovoltaicos conectados a la red sobre el rendimiento de la red eléctrica.
Esta evaluación es importante porque puede proporcionar soluciones viables para posibles problemas operativos que los sistemas fotovoltaicos conectados a la red pueden causar a otros componentes de los sistemas de distribución.
En la literatura, muchos trabajos se centran en el modelado de estado estacionario y el análisis de sistemas fotovoltaicos. Sin embargo, todavía no se ha hecho ningún intento de estudiar los efectos de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red en el funcionamiento dinámico y el control del sistema antes de su implementación en tiempo real.
Modelado de sistemas fotovoltaicos
Los sistemas fotovoltaicos de alta penetración conectados a la red, que se conocen como un tipo de DG en el rango de megavatios, se desarrollan rápidamente. Estos cubren la mayoría del mercado fotovoltaico en diferentes países de todo el mundo.
Los componentes principales de un sistema fotovoltaico conectado a la red incluyen una mezcla en serie / paralela de matrices fotovoltaicas para convertir directamente la luz solar en energía de CC y una unidad de acondicionamiento de energía que convierte la energía de CC en energía de CA; esta unidad también mantiene los sistemas fotovoltaicos funcionando con la máxima eficiencia. La Figura 1 muestra el diagrama general de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red.
En particular, en muchos casos, los dispositivos de almacenamiento de energía, como baterías y supercondensadores, también se consideran el tercer componente de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red.
Estos dispositivos mejoran el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos, como la generación de energía por la noche, el control de potencia reactiva sobre los sistemas fotovoltaicos, el cambio de carga máxima y la estabilización de voltaje de las redes.
Para proporcionar una interfaz adecuada entre los sistemas fotovoltaicos conectados a la red y la red de servicios públicos, se deben cumplir algunas condiciones, como la secuencia de fases, la frecuencia y la coincidencia de niveles de voltaje. Proporcionar estas condiciones depende en gran medida de la tecnología de electrónica de potencia aplicada de los inversores fotovoltaicos.
Figura 1: Diagrama simplificado de la instalación fotovoltaica conectada a la red…
Figura 2: Circuito equivalente del módulo fotovoltaico
Las características eléctricas de una unidad fotovoltaica generalmente se pueden expresar en términos de las relaciones corriente-voltaje o potencia-voltaje de la celda.
Las variaciones en estas características dependen directamente de la irradiación recibida por la célula y de la temperatura de la célula.
Por lo tanto, para analizar el rendimiento dinámico de los sistemas fotovoltaicos en diferentes condiciones climáticas, se requiere un modelo adecuado para convertir el efecto de la irradiación y la temperatura en la corriente y el voltaje producidos de los conjuntos fotovoltaicos.
La figura 2 muestra el circuito eléctrico equivalente de un módulo fotovoltaico de silicio cristalino. En este modelo, I es la corriente del terminal de salida, IL es la corriente generada por la luz, Id es la corriente del diodo, Ish es la corriente de fuga de derivación, Rs es la resistencia interna y Rsh es la resistencia de derivación.
En la práctica, el valor de Rs depende en gran medida de la calidad del semiconductor utilizado. Por lo tanto, cualquier pequeña variación en el valor Rs puede cambiar drásticamente la salida fotovoltaica.
Posible efecto de los Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red En los Sistemas de distribución
Las fuentes de energía renovables, especialmente los sistemas fotovoltaicos, se han convertido en fuentes de energía más importantes, atrayendo un considerable interés comercial. Sin embargo, la conexión de grandes sistemas fotovoltaicos a redes de servicios públicos puede causar varios problemas operativos para las redes de distribución.
La gravedad de estos problemas depende directamente del porcentaje de penetración fotovoltaica y de la geografía de la instalación. Por lo tanto, conocer el posible impacto de los grandes sistemas fotovoltaicos conectados a la red en las redes de distribución puede proporcionar soluciones factibles antes de implementaciones prácticas y en tiempo real.
El objetivo de esta sección es introducir los posibles efectos que los sistemas fotovoltaicos pueden imponer a los sistemas de distribución. Corriente de Entrada. La pequeña diferencia inevitable entre los sistemas fotovoltaicos y los voltajes de la red puede introducir una corriente de entrada que fluye entre el sistema fotovoltaico y la red de servicios públicos en el momento de la conexión, y decae a cero a una velocidad exponencial. La corriente de entrada producida puede causar viajes molestos, estrés térmico y otros problemas.
Sistema fotovoltaico conectado a la red
El sistema de conversión de energía FotovOltaica propuesto tiene una alta eficiencia, bajo costo y alta funcionalidad. La Figura 3 muestra el diagrama de bloques del sistema propuesto. El convertidor 1 (convertidor fotovoltaico) de la Figura 3 es responsable de convertir la energía fotovoltaica a la red, así como de compensar los armónicos de corriente y la potencia reactiva. El convertidor 2 (Restaurador de voltaje Dinámico — convertidor DVR) en la Figura 3 es responsable de compensar los armónicos de voltaje o las caídas de voltaje.
Figura 3: Generación fotovoltaica con función UPQC…
Gráfico 4: Carga convencional con tensión mínima al final de línea
La utilización de dos convertidores controlados hace que el sistema tenga la estructura más versátil aplicada como acondicionador de energía. En este caso, dependiendo del controlador, los convertidores pueden tener diferentes funciones de compensación.
Por ejemplo, pueden realizar filtros activos en serie y de derivación combinados para compensar simultáneamente la corriente de carga y los armónicos de la tensión suministrada.
Seguridad
La seguridad es una de las principales preocupaciones en los sistemas fotovoltaicos debido al aislamiento involuntario en el momento de la aparición de fallas en el lado de la red. Aquí, los sistemas fotovoltaicos continúan alimentando la carga incluso después de que la red se desconecte de la red de servicios públicos, lo que puede provocar descargas eléctricas para los trabajadores.
Sobretensión
Los sistemas fotovoltaicos generalmente están diseñados para operar cerca del factor de potencia de unidad para utilizar completamente la energía solar. En este caso, el sistema fotovoltaico solo inyecta energía activa en la red de servicios públicos, lo que puede cambiar el flujo de potencia reactiva del sistema.
Por lo tanto, los voltajes de los autobuses cercanos pueden aumentarse debido a la falta de potencia reactiva. La sobretensión producida puede tener efectos negativos en el funcionamiento tanto de la empresa de servicios públicos como del cliente. Fluctuación de potencia de salida, La fluctuación de la potencia de salida de los sistemas fotovoltaicos es uno de los principales factores que pueden causar graves problemas operativos para la red de servicios públicos. La fluctuación de energía se produce debido a variaciones en la irradiación solar causadas por el movimiento de las nubes y puede continuar durante minutos u horas, dependiendo de la velocidad del viento, el tipo y el tamaño de las nubes que pasan, el área cubierta por el sistema fotovoltaico y la topología del sistema fotovoltaico. La fluctuación de energía puede causar oscilaciones de energía en las líneas, cargas excesivas y por debajo, fluctuaciones de voltaje inaceptables y parpadeos de voltaje.
Fluctuación de potencia de salida
La fluctuación de la potencia de salida de los sistemas fotovoltaicos es uno de los principales factores que pueden causar problemas operativos graves para la red de servicios públicos. La fluctuación de energía se produce debido a variaciones en la irradiación solar causadas por el movimiento de las nubes y puede continuar durante minutos u horas, dependiendo de la velocidad del viento, el tipo y el tamaño de las nubes que pasan, el área cubierta por el sistema fotovoltaico y la topología del sistema fotovoltaico. La fluctuación de energía puede causar oscilaciones de energía en las líneas, cargas excesivas y por debajo, fluctuaciones de voltaje inaceptables y parpadeos de voltaje.
Armónico
La distorsión armónica es un grave problema de calidad de energía que puede ocurrir debido al uso de inversores de potencia que convierten la corriente continua en corriente alterna en sistemas fotovoltaicos. Los armónicos producidos pueden causar resonancias paralelas y en serie, sobrecalentamiento en bancos de condensadores y transformadores, y operación falsa de dispositivos de protección que pueden reducir la confiabilidad de los sistemas de energía.
Fluctuación de frecuencia
La frecuencia es uno de los factores más importantes en la calidad de la energía. Cualquier desequilibrio entre la potencia producida y la consumida puede provocar fluctuaciones de frecuencia. El pequeño tamaño de los sistemas fotovoltaicos hace que la fluctuación de frecuencia sea insignificante en comparación con otros recursos basados en energía renovable. Sin embargo, este problema puede agravarse al aumentar los niveles de penetración de los sistemas fotovoltaicos. La fluctuación de frecuencia puede cambiar la velocidad de bobinado de los motores eléctricos y dañar los generadores.
Límites de La Capacidad de Transmisión de la red
El diseño convencional de una red eléctrica considera un flujo de carga dirigido desde el transformador a la carga. Se han asumido cargas pasivas con corrientes sinusoidales para la clasificación de transformadores y líneas de distribución. La Figura 4 muestra la disminución de la tensión con la distancia del transformador.
Por lo tanto, el diseño generalmente se hace para mantener la tensión en el transformador por encima de la tensión nominal para lograr una caída de tensión que esté por debajo del valor mínimo especificado. En los últimos años, el uso de las redes de distribución ha cambiado mucho, ya que muchos dispositivos utilizan rectificadores de puente incontrolados en el lado de entrada de la red. En muchas zonas rurales se ha instalado una gran generación de energía descentralizada (por ejemplo, fotovoltaica, eólica, microturbinas y generación combinada). En algunas áreas, la energía de generación instalada es significativamente mayor que el consumo y, a menudo, alcanza la energía nominal de la red. Debido a los altos niveles de energía generada por las estaciones de generación descentralizadas, el flujo de carga puede cambiar de dirección. Particularmente en períodos de alta ganancia solar, cuando las plantas solares alimentan sus niveles de energía más altos a la red, mientras que el consumo de energía puede ser bastante bajo, puede ocurrir un flujo de energía inverso. Por lo tanto, la energía generada por energía solar se alimenta a la red de media tensión a través del transformador de esa rama. Si la potencia está en el rango de la potencia nominal de la rama, la tensión en el punto de conexión de la planta de generación puede aumentar significativamente. Si el voltaje excede la tolerancia de generalmente un 10% por encima del voltaje nominal, otros dispositivos y equipos podrían dañarse.
Figura 5: Voltaje máximo o mínimo al final de la línea…
Figura 6: Estructura de adquisición y control de datos
La Figura 5 muestra la posible variación de voltaje con la distancia desde el transformador para diferentes condiciones de carga y generación. Por lo tanto, el diseño generalmente se hace para mantener la tensión en el transformador por encima de la tensión nominal para reducir las caídas de tensión por debajo del valor mínimo especificado.
Con la generación descentralizada, la tensión puede aumentar en el punto de conexión, como se muestra en la Figura 5. Con la tensión en el transformador configurada por encima del valor nominal, es muy probable que supere la tensión máxima especificada. En Alemania, se recomienda un aumento de tensión máximo del 2 o 3% en el futuro causado por centrales eléctricas distribuidas en redes de baja tensión. En caso de flujo de potencia inversa, la tensión máxima permitida se alcanzará incluso por debajo de la potencia nominal de la rama de red.
Por lo tanto, es necesario mejorar la red para ofrecer nuevos servicios y nuevas funcionalidades para hacer frente a los nuevos requisitos. Evitar altos costos de instalación u operación promueve un mayor crecimiento en la generación de energía descentralizada. En el pasado, la ampliación de la red era necesaria para aumentar la capacidad de transmisión, lo que daba como resultado un cableado adicional y un mayor costo de inversión, incluso si la capacidad adicional solo se utiliza durante unas pocas horas de funcionamiento al año, generalmente en días de ganancia solar, cuando realmente se necesita capacidad adicional de la red. A corto plazo, a menudo no se puede permitir la conexión adicional de los sistemas de generación solar hasta que se haya llevado a cabo la ampliación de la red.
Aumentar la Calidad del Voltaje y la Capacidad de la red
Mientras que la capacidad y la calidad de la red han sido proporcionadas principalmente por la expansión de la red hasta ahora, este proyecto tiene como objetivo utilizar las instalaciones que se distribuyen en las redes de manera efectiva. Esto se hace mediante el uso de la tecnología de medición distribuida, el control inteligente de la electrónica de potencia, las nuevas tecnologías de la información y la comunicación y las posibilidades del control de la red. El concepto se desarrolla y prueba en el ejemplo de sistemas fotovoltaicos distribuidos. Sin embargo, el uso no está restringido a esta aplicación. En todas las redes con instalaciones de alimentación y cargas controlables, la eficiencia de la red se puede aumentar mediante servicios de red distribuidos.
El estado de funcionamiento de la red debe medirse continuamente en puntos de conexión de grandes cargas y generación descentralizada. Los inversores solares están equipados con capacidades de adquisición de datos porque necesitan sincronizar su voltaje y frecuencia con el voltaje de la red. Para los puntos de conexión de carga se debe instalar tecnología de medición. Como se muestra en la Figura 6, un ordenador principal está conectado a una serie de dispositivos de adquisición de datos e inversores solares. Los dispositivos de adquisición de datos y los inversores solares monitorean el voltaje, la corriente y el flujo de energía en sus ubicaciones en la red. Los dispositivos de adquisición de datos se encuentran en grandes cargas (por ejemplo, plantas industriales) y nodos de red. La computadora principal recibe los datos de estado de la red y luego calcula los valores de la potencia reactiva requerida para los inversores solares individuales que se enviarán a través de la red de datos a los inversores.
La estructura de control consta de tres controles diferentes. La primera parte es la limitación de la tensión de red por absorción de potencia reactiva de los inversores. Para evitar pérdidas innecesarias, solo tantos inversores como sea necesario tienen que absorber solo la potencia reactiva necesaria para limitar el voltaje de la red. Por lo tanto, el ordenador principal solo activa los inversores con los niveles de tensión más altos en la red. Además, las fluctuaciones de voltaje debidas a cambios rápidos de carga y generación, por ejemplo, las nubes en movimiento se pueden compensar y suavizar inyectando y absorbiendo energía reactiva a través de los inversores solares. Los inversores también se pueden utilizar para la compensación local de la potencia reactiva requerida por otras cargas con el fin de minimizar las pérdidas de energía en la red.
Figura 7: Caída de tensión en una línea cuando se alimenta en potencia activa (izquierda), activa y reactiva (derecha)
Limitación de tensión
Los inversores solares por encima de 8 a 10 kW generalmente están conectados por tres fases a la red. Pueden operar en los cuatro cuadrantes, por lo que pueden inyectar o absorber energía reactiva mientras la energía activa se alimenta a la red. La Figura 7 muestra de manera cualitativa la caída de tensión en una línea de transmisión. Mientras que la tensión al final de la línea U2 es menor que la tensión U1 al principio (lado del transformador) en caso de condiciones de carga normales, esto cambia cuando se introduce energía activa al final de la línea (parte izquierda de la Figura 7).
El voltaje puede ser significativamente más alto al final de la línea que en el transformador. Al absorber adicionalmente la potencia reactiva (o corriente), se puede disminuir la sobretensión (lado derecho de la Figura 7). Este es también el caso de las redes de distribución de baja tensión con una relación R/X relativamente alta, especialmente cuando se tiene en cuenta la impedancia del transformador.
El flujo de potencia reactiva resulta en una corriente adicional que debe ser impulsada desde el inversor. Los estudios sobre la potencia reactiva han demostrado que un factor de potencia mínimo de cos y = 0,9 en redes de baja tensión típicas es suficiente para mantener la tensión dentro de los límites permitidos. Un factor de potencia cos y = 0,9 proporciona una potencia reactiva del 43% de la potencia activa. Esto provoca una corriente un 10% más alta del inversor. Si la potencia reactiva solo se absorbe a niveles de tensión elevados, la potencia más alta del inversor solar puede ser menor o incluso no ser necesaria. Si se utiliza potencia reactiva para limitar la tensión de la red, se generan pérdidas de potencia adicionales en el inversor y en las líneas de la red debido a la mayor corriente de la red. Pero el beneficio es que se puede transmitir una mayor potencia activa y el excedente de energía eléctrica generada por el sol se puede alimentar a la red. Por lo tanto, conviene proporcionar la potencia reactiva no mediante una característica estática de los inversores, sino para minimizar la absorción de la potencia reactiva activando individualmente los inversores que tengan el efecto más significativo en la tensión de red. La comunicación de cada inversor con un ordenador central garantiza la optimización de la absorción de potencia reactiva.
Figura 8: Aumento de voltaje debido a plantas de energía fotovoltaica
Suavizado de Fluctuaciones de voltaje
La entrada de energía fluctuante a sistemas fotovoltaicos debido al paso de nubes o cargas altamente fluctuantes causa fluctuaciones de voltaje en la red de baja tensión. El consumo de energía reactiva (capacitiva) en picos de tensión negativos y la absorción de energía reactiva (inductiva) en picos de tensión positivos por parte de los inversores solares distribuidos pueden suavizar las fluctuaciones de tensión en la red. El riesgo de parpadeo se puede reducir mediante un control adicional de este tipo que se implementa localmente en los inversores. El suavizado no necesita ninguna comunicación de los inversores con un ordenador central.
Compensación de potencia reactiva
Hasta la fecha, la compensación de potencia reactiva requiere equipo adicional y los costos de instalación y puesta en marcha asociados, que deben recuperarse con mayor eficiencia. Hasta ahora, la compensación se utiliza principalmente en grandes plantas industriales. Por lo tanto, la generación de potencia reactiva descentralizada para compensación reduce significativamente las pérdidas de potencia debido a las distancias de transmisión cortas de la potencia reactiva. Para generar energía reactiva se requiere un almacenamiento de energía a corto plazo. Esto se puede hacer con condensadores o inductores. Los inversores solares basados en enlaces de voltaje generalmente tienen condensadores, por lo que la capacidad ya instalada se puede utilizar para la potencia reactiva. Las reservas de potencia reactiva existentes que están intrínsecamente presentes en los inversores distribuidos se pueden utilizar para proporcionar potencia reactiva a la red de media tensión superpuesta o para reducir el consumo de potencia reactiva de la red de baja tensión para minimizar las pérdidas.
Prueba de campo
La prueba de campo se realiza en una red real de baja tensión con una alta penetración de plantas de energía fotovoltaica.
Descripción general de la rejilla de ensayo
La figura 8 muestra la estructura de la rejilla de ensayo. La red es alimentada por dos transformadores (potencia nominal de 630 kVA) y operada en malla. La capacidad instalada del sistema fotovoltaico es de 400 kWp y ya es superior a la carga de red promedio. En los días soleados, la energía activa se alimenta regularmente en la red de media tensión. Hay numerosas plantas de energía fotovoltaica relativamente grandes en la red debido al gran número de edificios agrícolas con grandes áreas de techo.
Figura 9: Número de promedios de 10 minutos dependiendo del flujo de potencia activo de la red de prueba
La distribución de tensión y las cargas de cables y transformadores se calcularon mediante un software de análisis de sistemas de potencia comercial. La Figura 8 también muestra la distribución de voltaje en el área de la red como resultado de las plantas de energía fotovoltaica. De acuerdo con las recomendaciones VDEW, las tensiones se calculan sin cargas y con los inversores alimentándose en su potencia nominal. Es evidente que en esta red se observa un aumento de tensión < 2% solo cerca de los transformadores. El aumento es superior al 2% entre los transformadores y superior al 3 o 4% en las extensiones de red críticas. A pesar del aumento de tensión, los transformadores y cables de la red se cargan al 40%.
Figura 10: Alimentación de energía fotovoltaica y voltaje
Mediciones previas
Los datos de ambos transformadores han estado disponibles en promedios de 10 minutos durante un período de un año. La Figura 9 muestra el número de promedios medidos de 10 minutos en función del flujo de potencia reactiva de la red. En los días soleados, la energía generada por las plantas de energía fotovoltaica en la red supera la carga. Por lo tanto, hay un flujo de energía activo desde la red de prueba a la red de voltaje medio superpuesta.
Dos puntos de medición en los inversores de las plantas de energía fotovoltaica estaban disponibles para evaluar el estado de la rejilla de prueba por adelantado. Una se encuentra en una planta de energía fotovoltaica que se encuentra al final de una línea larga crítica y la otra se encuentra entre los transformadores.
El gráfico superior de la Figura 10 muestra el desarrollo de la alimentación de energía fotovoltaica en U. p. en función de la potencia nominal del inversor, que era un día soleado de verano. La potencia nominal no se logra debido al fuerte calentamiento de los módulos fotovoltaicos. El gráfico inferior de la Figura 10 también muestra los voltajes correspondientes en ambos puntos de medición (verde: punto de medición en la extensión de la rejilla crítica, rojo: punto de medición entre los dos transformadores). Los valores cero de tensión y potencia son el resultado de errores de transmisión a corto plazo en la medición. El perfil de tensión sigue muy bien la alimentación fotovoltaica. El transformador izquierdo estaba fuera de servicio debido al mantenimiento en este día. Esa es la razón por la que hay aumentos de alto voltaje. Estos valores se corresponden bien con los resultados del cálculo de la cuadrícula. La Figura 11 muestra un primer plano de la alimentación de energía fotovoltaica y los voltajes correspondientes, un día inestable (verde: punto de medición en las extensiones de red críticas, rojo: punto de medición entre los dos transformadores).
Figura 11: Detalle de alimentación y voltaje de PV
En este día, el transformador izquierdo también estaba fuera de servicio debido al mantenimiento. Los gradientes de los picos o caídas de tensión suelen ser más pequeños que los gradientes de los picos o caídas de potencia. Esto se debe a la distribución de los sistemas fotovoltaicos en la rejilla de prueba. Por lo tanto, las caídas de energía causadas por las nubes que pasan son escalonadas. Estas caídas de potencia escalonadas causan caídas de tensión escalonadas.
El gradiente de potencia más grande medido hasta ahora es de 0,07 p. u. / s en relación con la potencia nominal. El gradiente de tensión más grande medido hasta ahora es de 0,002 p. u. / s en relación con el voltaje nominal. El concepto descrito en este trabajo proporciona una calidad de tensión mejorada y mayores capacidades de transmisión en redes de baja tensión con una alta penetración de plantas de energía fotovoltaica. La tecnología descrita anteriormente se encuentra actualmente en desarrollo y se está probando con inversores solares en la red de baja tensión. En términos generales, la tecnología se puede aplicar a cualquier inversor electrónico de potencia que esté conectado a la red de forma permanente o temporal. Gracias a las instalaciones de comunicación y adquisición de datos incorporadas, el sistema se puede configurar automáticamente después de conectar un nuevo inversor a la red.
