viernes, 3 de diciembre de 2010

ENERGÍA GENERADA POR UNA CENTRAL FV 9 MW EN CHILE

INTRODUCIÓN
La estimación de la energía producida por una instalación fotovoltaica es una de las cifras más importantes y necesarias que permiten decidir acometer la inversión necesaria para llevar a cabo la ejecución de la planta.
La producción, medida en Horas Equivalentes (kWh/kWp), que una central fotovoltaica espera generar a lo largo de un año, es la que permite obtener los ingresos obtenidos y que se introducirán en el flujo de caja, soporte para la posterior realización de los modelos “base” o modelos “financieros” que permitirán, a su vez, conocer las variables económicas de TIR, VAN, etc. Estos ingresos son calculados a través de la multiplicación de los kWh generados, por el precio establecido para cada kWh.
La figura 1 describe el flujo de potencia a través de un sistema fotovoltaico. G,Pdc,Pac representan, respectivamente, la irradiancia incidente, la potencia DC producida por el generador fotovoltaico y la potencia AC entregada por el inversor a la red.
La radiación solar es esencialmente aleatoria. Sírvase de ejemplo los parámetros característicos del clima solar de Madrid en diferentes fuentes de información, asumiendo que los correspondientes “años típicos”, descritos cada uno por 12 valores del promedio mensual de la irradiación diaria horizontal, representan diferentes posibilidades de ocurrencia futura. La tabla I presenta los años típicos de Madrid, tal y como aparecen en las diferentes fuentes de información que aparecen a pie de tabla.

Como podemos ver, para el mes de enero, las diferencias llegan hasta el 32% [(2,29-1,73)/(1,73)x100]. Sin embargo, y esto es una consecuencia ineludible del carácter aleatorio de la radiación solar, NO es posible decir que uno de los años típicos sea MAS REPRESENTATIVO que otro. El FUTURO puede ajustarse a cualquiera de ellos con la misma probabilidad.[1]
Siendo conscientes del apartado anterior, y aplicando el sentido común, vamos a tratar de estimar la energía producida por una instalación fotovoltaica multimegavatio en una zona del denominado “SunBelt” perteneciente al país de Chile.
MARCO REGULATORIO CHILENO
Según el marco regulatorio Chileno, la clasificación de medios de generación renovables no convencionales, agrupa un conjunto de sub-clasificaciones a las que la Ley 19.940, Ley 20.257 y el reglamento del D.S. 244 han conferido derechos y obligaciones particulares. La Figura 24 muestra en forma esquemática los distintos medios de generación y sus interrelaciones.

Clasificación:
1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución.
2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.
3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC, no es excluyente con las categorías indicadas en los dos puntos precedentes. Esta categoría junto a los proyectos ERNC menores a 20 MW también incluye los proyectos de cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles menores a 20 MW.
La integración a los sistemas eléctricos parte por la identificación del tipo de subsistema en el cual se pretende lograr la conexión del proyecto ERNC. De acuerdo a la reglamentación vigente esto corresponde a seleccionar si la conexión se hará a nivel de distribución o en los sistemas de transmisión.
Es importante notar que la normativa técnica aplicable a la conexión y operación del generador ERNC difiere según sea el sistema de conexión seleccionado. La Figura 30 muestra la normativa aplicable al proyecto ERNC en función de si su conexión es en un sistema de distribución o en transmisión. En este contexto, y dado el alcance de este capítulo, se muestran las normas y/o reglamentos21 de aplicación para tres etapas que son: estudio de impacto ambiental, conexión al sistema eléctrico y operación en el sistema.
Por lo tanto, si el proyecto ERNC pretende la conexión a un sistema de distribución, la normativa aplicable es la Norma Técnica de Conexión y Operación en media tensión (NTCO). Si por el contrario, la conexión es a sistemas de transmisión, la normativa técnica aplicable es la que se encuentra en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSCS). Una clara distinción entre los sistemas de distribución y los otros se logra identificando el voltaje de operación de la red, ya que las redes de distribución son todas aquellas que operan a voltajes menores o iguales a 23 kV. En la figura 30, se muestra esquemáticamente lo anteriormente mencionado.

CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA
Ateniéndonos, por tanto, a la clasificación de la legislación de Chile, debemos de establecer primero la potencia para nuestra huerta fotovoltaica. Como el marco regulatorio establece una frontera para un PMGD en los 9 MW, vamos a fijar como potencia nominal de la instalación fotovoltaica los 9.000 kW. La conexión la realizaremos en infraestructuras de Distribución, ya que debido a la menor tensión, significa menor coste en cuanto a las infraestructuras necesarias para la interconexión.
Determinada ya la potencia nominal de la instalación y los términos de interconexión, pasamos a definir los criterios de diseño de ingeniería básica de la huerta fotovoltaica.
Conexionado de módulos
A la hora de definir la topología de una central fotovoltaica multimegavatio, existen diferentes criterios, pero basados todos ellos, como siempre he dicho y nuevamente, en el director de orquesta de las instalaciones fotovoltaicas; el inversor. El inversor establece, en relación a su potencia y a su ubicación dentro de la instalación, la configuración eléctrica de los módulos y por tanto, directamente relacionado con lo anterior también el bus dc.
La legislación española, al amparo del RD661/2007 y sobretodo, debido al régimen económico establecido según la tarifa regulada para las instalaciones con potencia menor o igual a 100 kW, de nada menos que 44,0381c€/kWh, provocó una “fotovoltaicofilia”, que unido a la “picaresca española”, provocó la proliferación de huertas fotovoltaicas multimegavatio compuestas de tantas unidades de 100 kWn como fuesen necesarias hasta completar los MW objetivo, subunidades que compartían infraestructuras de evacuación comunes con “objeto” de disminuir los costes.
Hoy en día, y después de pasar de la “fotovoltaicofilia” a la “fotovoltaicofobia”, los escasos, por no decir ninguno, parques fotovoltaicos que se construyen, en el año 2008 se conectaron 2.500 MW, todavía se plantean con este esquema.
Una vez establecido los 100 kWn como potencia base de formación vamos a buscar la configuración serie-paralelo de los subcampos que componen cada instalación de 100 kWn. Para ello, es necesario previamente seleccionar un panel fotovoltaico, en este caso nos decantamos por uno cuyas características eléctricas se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1.
Una vez elegido el panel, el conexionado de éstos viene condicionado por las características técnicas del inversor seleccionado, ya que la ventana de entrada de continua marcará tanto la tensión de entrada (paneles en serie) como la intensidad necesaria (paneles en paralelo). En nuestro caso, las características eléctricas y físicas del inversor elegido son las siguientes:

Tabla 2.
Tras la evaluación de las características técnicas anteriores, establecemos una configuración de paneles de 20s x 24p (24 ramales de 20 paneles en serie cada uno), es decir, cada subinstalción de 100 kWn (correspondientes a la potencia del inversor) llevará asociada 480 paneles con una potencia pico total cada una de 110,4 kWp. Esta configuración está dentro de la horquilla que nos permite el inversor; 20x30,2V=604Vdc, inferior a los 750Vdc permitidos, 24x7,62 A=182,88Adc, inferior a los 255 A admitidos. Comprobamos también que la tensión de circuito abierto 20x37,2V=744V es inferior a la máxima tensión de entrada admitida, en este caso 900V.
Como la potencia total de la huerta fotovoltaica la hemos fijado en 9 MW, hace que la central fotovoltaica conste de 90 subinstalaciones de 110,4 kWp cada una, lo que hace que la potencia pico de la planta sea de 9.936 kWp, formada por 43.200 módulos fotovoltaicos como los de la tabla 1.
Configuración eléctrica de la planta
Cada subinstalación de 100 kWn estará dividida, a su vez, en 6 subcampos fotovoltaicos, formados cada uno de ellos por 4 ramales en paralelo de 20 paneles en serie, formando un bus de corriente continua que recoje los positivos y negativos de cada ramal y que finalizarán en una caja general de protección de subcampo PV, como se ve en la imagen 2.

Imagen 2.
Existirán 6 cajas tipo como la de la imagen 2. por cada subinstalación de 100 kWn. De cada caja general de protección de subcampo PV, partirá el cableado (positivo y negativo) hacia una caja general de conexiones cuya función será la de centralizar el cableado proveniente de los 6 subcampos, previo a la entrada a cada inversor de 100 kWn, como se muestra en la imagen 3.
Imagen 3.
Los conductores tendrán una sección adecuada para que, en cualquier condición de trabajo, éstos, garantizen que la caída de tensión no sea superior al 1,5%. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados.
De cada caja de conexiones por subinstalación se llevará a su inversor asociado, transformando la corriente cc en ca. De la salida del inversor en ca, previo paso por una caja general de protección y medida (esto último si es necesaria la medida en BT 400V), llegará a la entrada de BT de un transformador de 100 kVA´s. La tensión de salida de MT del transformador corresponderá con la tensión de la línea de distribución donde se realice la interconexión con el sistema nacional; en este ejemplo será de 20 kV.
El cableado de MT, a la salida de los respectivos transformadores, se llevarán a la aparamenta de MT corespondiente, formada por una celda de protección de transformador y una celda de línea de MT.
Todos los equipos mencionados anteriormente (caja general de conexión, inversor asociado, protecciónes, transformador y celdas asocialdas) estarán ubicados, en grupos de dos, en edificios prefabricados denominados CT´s, cuyo esquema unifilar se muestra en la imagen 4.
Imagen 4.
Para evacuar la energía de cada CT se proyecta la realización de dos anillos de media tensión que unan, a través de dos celdas de entrada salida en cada centro, las infraestructuras de media tensión asociadas a cada anillo. Al ser una planta fotovoltaica de 90 CT´s, proyectamos dos anillos; uno formado por 23 CT´s de 200 kWn cada uno, con lo que evacuaremos la potencia generada de 4.600 kWn y otro anillo formado por 22 CT´s, que a su vez evacuará la potencia restante de 4.400 kWn.
En la imagen 5. se muestra el unifilar de los dos anillos comentados.
Imagen 5.
Ambos anillos se cerrarán en un edificio prefabricado de hormigón, denominado centro de reparto, con todos los equipos de protección necesarios previamente negociados con la compañía eléctrica. Además, en este edificio se instalará un transformador para los servicios auxiliares de la planta, así como los propios necesarios para el propio centro (iluminación, fuerza, telemando, etc). En la imagen 6. se puede ver el unifilar del centro de reparto y en la imagen 7. una sección de éste.
Imagen 6.

Imagen 7.
Desde este centro de reparto, saldrá una línea aérea de alta tensión de simple circuito que unirá la planta fotovoltaica con el entronque asignado en la línea de distribución, mediante un apoyo a la salida del centro subterráneo-aéreo.
Una vez hemos definido las características técnicas, equipos, topología etc. de la planta, vamos a seleccionar la ubicación de la central fotovoltaica.
UBICACIÓN
El primer paso es localizar una zona en la que la irradiación anual sea lo más alta posible. Para ello, vamos a seleccionar una base de datos oficial, en mi caso, opto por la de la NASA. Previamente, para detectar de forma genérica las zonas de mayor radiación, cargamos la imagen de radiación global horizontal sobre Chile, imagen 8, que se muestra a continuación.
Imagen 8.
Es evidente que la zona de mayor radiación corresponde con ubicaciones cuya altitud sobrepasa los 3.000 m. sobre el nivel del mar, cordillera de Los Andes, en su parte noreste. Si bien, con el objetivo de maximizar la energía solar captada, estas ubicaciones serían las idóneas, es conveniente, desde el punto de vista técnico-económico, evitarlas, ya que los equipos (inversores, contadores, celdas de MT, transformadores, etc) no están, en sus versiones “standard”, preparados para funcionar por encima de los 1.000 m.s.n.m. En la escuela de ingeniería teníamos un profesor que nos decía: “…técnicamente “todo” es posible, pero debe de ser económicamente viable…”. Con esto, lo que pretendo decir, es que se pueden realizar huertas solares, por encima de los 1.000 m., pero con un incremento de coste notable.
Una vez nos hemos decantado por no sobrepasar esa limitación en altura, también nos ponemos como criterio de selección de la mejor ubicación, que los terrenos se encuentren próximos a alguna infraestructura eléctrica que nos permita evacuar la energía generada por la planta. Vamos a suponer, como hemos comentado, que la línea eléctrica que debemos de ejecutar para la interconexión tiene una longitud de 1 km.
Seleccionamos como localización para la planta una zona cuyas coordenadas son 21º 12’S 69º 22’O, como se puede ver en la siguiente imagen.
Imagen 9.
RADIACIÓN
En la zona que hemos seleccionado, la base de datos de la NASA para una inclinación de 21º del plano del generador nos dice que existe una media anual de 6,38 kWh/m2, distribuida a lo largo de los meses como se puede ver en la imagen 10.
Imagen 10.
PÉRDIDAS ENERGÉTICAS
De la radiación recibida en el plano del generador fotovoltaico, no toda se inyecta en la red, sino que será sensiblemente inferior. Esta disminución de la energía generada a la red respecto de la energía solar incidente puede ser explicada mediante una serie de pérdidas energéticas, cuyas principales fuentes se presentan a continuación:
·         Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal. Los módulos FV obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idénticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC, presenta una determinada dispersión.
·         Pérdidas de mismatch o de conexionado. Son pérdidas energéticas originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico26. Esto tiene su origen en que si conectamos dos módulos en serie con diferentes corrientes, el módulo de menor corriente limitará la corriente de la serie. De modo semejante ocurre para la tensión de la conexión de módulos en paralelo.
·         Pérdidas por polvo y suciedad. Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV.
·         Pérdidas angulares y espectrales. La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que, además de 1000 W/m² de irradiancia y 25ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM1.5G.
·         Pérdidas por caídas ohmicas en el cableado. Tanto en la parte DC como en la parte AC (desde la salida de los inversores hasta los contadores de energía) de la instalación se producen unas pérdidas energéticas originadas por las caídas de tensión cuando una determinada corriente circula por un conductor de un material y sección determinados.
·         Pérdidas por temperatura. Los módulos FV presentan unas pérdidas de potencia del orden de un 4% por cada 10 ºC de aumento de su temperatura de operación (este porcentaje varía ligeramente en función de cada tecnología).
·         Pérdidas por rendimiento AC/DC del inversor. El inversor fotovoltaico se puede caracterizar por la curva de rendimiento en función de la potencia de operación. Es importante seleccionar un inversor de alto rendimiento en condiciones nominales de operación y también es importante una selección adecuada de la potencia del inversor en función de la potencia del generador FV.
·         Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV. El inversor fotovoltaico de conexión a red opera directamente conectado al generador FV y tiene un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV (éste punto de máxima potencia cambia con la irradiancia y la temperatura) cuyos algoritmos de control pueden variar entre diferentes modelos y fabricantes.
·         Pérdidas por sombreado del generador FV. Son pérdidas provocadas por la proyección de los paneles de las filas precedentes en determinadas horas del día.
Además de las pérdidas consideradas anteriormente puede haber otras específicas para cada instalación, como pueden ser: los tiempos de paradas del inversor por mantenimiento, averías o mal funcionamiento, los efectos de la disminución del rendimiento de los módulos FV a bajas irradiancias, etc...
Una vez enumeradas las principales pérdidas energéticas a las que está sometida una central fotovoltaica, calcularemos el Performance Ratio como el producto de todas las pérdidas consideradas en la instalación. Para el ejemplo considerado, vamos a realizar tres hipótesis, denominadas pesimista, optimista y realista en las que estableceremos para cada caso un valor de pérdidas. Estas tres hipótesis están resumidas en la Tabla 3.
Tabla 3.

Una vez hemos calculado las horas equivalentes para los tres escenarios, en el caso optimista además se ha supuesto una radiación un 10% superior a la de la base de datos, simplemente, para calcular la energía producida por la planta, bastará con multiplicar dichas cantidades por la potencia pico de la planta,que como hemos dicho es de 9.936 kWp, obteniendo los datos de la Tabla 4.


Tabla 4.
Para una segunda publicación quedará evaluar las características económicas una vez conocido la producción eléctrica de la central fotovoltaica propuesta.

Ref.:
Estimación de la energía generada por un sistema fotovoltaico conectado a red. Miguel Alonso Abella y Faustino Chenlo
Las energías renovables no convencionales (ERNC) en el mercado eléctrico Chileno. Comisión Nacional de la Energía
Retratos de la conexión fotovoltaica a la red (V). “De la AIE a los inversores” E.Lorenzo
Retratos de la conexión fotovoltaica a la red (IV) E.Lorenzo

[1] E. Lorenzo and L. Narvarte, On the Usefulness of Stand-Alone PV sizing Methods, Prog. Photovolt: Res. Appl. 2000; 8:231-409.