19 agosto 2013

Los problemas de la energía fotovoltaica conectada a la red (2ª PARTE)


Ver 1ª PARTE

Si la producción solar excede la carga en la generación, el exceso de energía comenzará a retroalimentar, lo cual causará que los protectores de red se abran, y el cliente perderá potencia.
Cuando esto ocurre, los inversores que cumplen el IEEE 1547/UL 1741 se cerrarán y el bus de red se desenergizará. En este punto, todos los protectores de red en la generadora solar se abrirán y los relés de protección de red habrán cesado de detectar la corriente inversa. Ya que el bus de re está muerto y los cables del alimentador de fuente están calientes, los protectores de red automáticamente comenzarán a restaurar energía al bus de red en ese momento.
Tan pronto como el transformador de red y el protector restaura energía al bus de red, el sistema solar comienza su secuencia de arranque. Muchos diseños automáticamente permiten a los inversores de red restaurar el sistema solar después de recibir energía normal durante cinco minutos. En ese momento, el sistema solar comenzará a generar y exportar energía. La secuencia completa se repetirá y continuará hasta que fallen los protectores de red.
Cómo el almacenamiento puede ayudar
El desafío actual con la energía solar y eólica es cómo integrar, pero también el tipo de generación que puede usarse para equilibrar la red. Necesitamos una herramienta flexible para complementar la energía eólica y solar para reducir la incertidumbre, y esta herramienta puede ser el almacenamiento de energía.
Sin embargo, en tanto los sistemas de almacenamiento de energía son perfeccionados, la reducción de la generación solar será la solución a los defectos cuando las líneas están sobrecargadas, y Alemania, con su enorme penetración solar es el lugar donde tomar esto en consideración. En Alemania, en 2011, a los propietarios de energía solar y eólica se les pagó por verter 45 GWh  a la red y, a mediados de 2012 ya se había pagado por verter 100 GWh. A los alemanes se les está subvencionando por construir sistemas de almacenamiento de energía, pero el impulso real viene por gestionar mejor la variabilidad en la distribución de energía, y con los nuevos códigos que el país está implantando, los alemanes puede que no necesiten mucho almacenamiento.
Volviendo a California, allí también se está haciendo trabajo en el área de almacenamiento. En el área de Tchachapi, a unos 161 km al noreste de Los Ángeles – donde SCE tiene ya alrededor de 600 MW de capacidad eólica y proyectos que totalizan quizás 4500 MW – la sobrecarga de las líneas de 69 kV ha llegado a ser un freno. Es por tanto un punto caliente para probar el almacenamiento, y SCE está construyendo unas instalaciones de almacenamiento en baterías de ión litio de 8 MW/32 MWh.
El almacenamiento en baterías tiene aún muchos desafíos, ya que es un sistema ineficiente que se añade a la generación de energías renovables.
ABB está trabajando con General Motors en la reutilización  de baterías de vehículos eléctricos usados para el almacenamiento de energía localizada. Una vez que han bajado del 70 % de su capacidad, no serán convenientes para los vehículos eléctricos, pero pueden ser usadas para el almacenamiento de la red.
And Ionex está ofreciendo tres diferentes baterías con capacidades de descarga variables – desde 30 minutos en la standard hasta sólo 2 minutos – a lo que llaman aproximación híbrida para la generación de la integración solar.
Aprendiendo de Alemania
Con alrededor de 32,3 GW de capacidad solar instalada, Alemania claramente lidera el mundo. Pero la gran mayoría de estas nuevas instalaciones fotovoltaicas son pequeños sistemas instalados en cubiertas en las redes de distribución de bajo voltaje que no están diseñadas para la generación. Como resultado, a pesar de estar conectada a países vecinos con una significativa capacidad de generación – hidroeléctricas noruegas o austriacas por ejemplo – las redes alemanas han empezado a ser vulnerables a perturbaciones limitadas, incluyendo flujo de energía inversa tanto en las redes de distribución como de transmisión, además de problemas de estabilidad en las redes implicando fluctuaciones en la frecuencia y el voltaje.
Pero la experiencia alemana está siendo muy interesante para otros países que se van a beneficiar de estos proyectos pioneros en alta penetración renovable desarrollados en Alemania. Una vulnerabilidad clave es el hecho de que millones de paneles fotovoltaicos – quizás una capacidad de 10 GW – puedan desconectarse de la red si la frecuencia excede los 50,2 Hz. Para evitar un fallo de red catastrófico, el país tomó la decisión de reacondicionar 315.000 inversores que fueron instalados desde agosto de 2005 a un coste de 75 – 150 millones de euros.
Los inversores reacondicionados y los nuevos inversores alemanes son menos sensibles a las fluctuaciones y no se cortan tan rápidamente como los modelos más viejos. Pueden adaptarse a las fluctuaciones de frecuencia, y su respuesta puede ser asombrosa en tiempo para minimizar el impacto de conmutación.
En realidad, bajo los nuevos códigos de redes alemanes todos los inversores se requiere acepten controles de carga de forma que los operadores de red pueden señalarles para reducir su operación en pasos de 90 %, 70 % y 30 %. Con este tipo de control, los operadores de red pueden derramar la generación solar para equilibrar los flujos de carga sin comprometer el sistema. Los nuevos inversores tienen la capacidad de incrementar o disminuir la energía reactiva para mantener el voltaje de línea bajo control.
En resumen, los alemanes tienen tres aproximaciones para controlar la energía solar: local, descentralizada y central. Con control local, los inversores individuales reaccionarían automáticamente a las condiciones locales. Bajo una aproximación descentralizada, el control cambiaría a los sistemas de distribución, pero todos los inversores locales en un área dado estarían conectados a subestaciones a través de tecnología de comunicaciones de red inteligente. Finalmente, bajo una estrategia de control centralizada, todos los sistemas solares se comunicarían directamente con el centro de control de la distribuidora, donde operadores y computadoras pueden regular los flujos de energía.
Bibliografía:

Can Smart Solar keep the Sun shining on PV? Transmission & Distribution July 2013 
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