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.
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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