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Sábado, 28 febrero 2015
Ingeniería

Un modelo simula fluctuaciones de potencia para redes de centrales fotovoltaicas

Iñigo de la Parra Laita, ingeniero industrial en la Universidad Pública de Navarra, en España, ha llevado a cabo un estudio centrado en la integración en red de grandes centrales fotovoltaicas. Entre las aportaciones de su investigación ha desarrollado un modelo que ha sido patentado y es capaz de simular las fluctuaciones de potencia fotovoltaica.

 

Según explica, “con tan solo conocer la irradiancia registrada en un punto, el número de centrales agrupadas y la superficie media que ocupan, podemos simular qué fluctuaciones de potencia fotovoltaica pueden producirse”.

 

Actualmente, uno de los problemas a los que el operador se enfrenta es la imposibilidad de conocer las variaciones de potencia que se pueden dar en distintos puntos del sistema donde confluyen diversas centrales fotovoltaicas. “Para conocer ese dato podrían instalarse registradores de potencia en todas las centrales, pero es una solución muy costosa y, además, difícil porque generalmente las centrales son de distintos propietarios”.

 

Esta investigación se enmarca en el proyecto europeo “PVCROPS” (PhotoVoltaic cost reduction, Reliability, Operational performance, Prediction and Simulation), en el que colaboran instituciones de siete países, y que persigue un doble objetivo: aumentar hasta el 30% el cupo de la energía fotovoltaica en Europa e incrementar la eficiencia energética de los sistemas fotovoltaicos en un 9% para reducir el precio del kilovatio hora (kWh) de este origen.

 

Aunque tradicionalmente las instalaciones fotovoltaicas han sido pequeñas y distribuidas, hoy en día la tendencia es construir grandes plantas fotovoltaicas. Esto ha supuesto también adoptar nuevos criterios de actuación (códigos de red) que implican, por ejemplo, fijar la variación máxima de la potencia que una central fotovoltaica puede inyectar en la red eléctrica en un periodo de tiempo.

 

 

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El trabajo de Iñigo de la Parra trata de poner solución a este panorama en el que multitud de empresas se plantean qué necesitan para instalar una planta fotovoltaica en un lugar que impone cumplir esos códigos. “En primer lugar, queda claro que hace falta instalar un sistema de almacenamiento y en esta tesis se ha cuantificado cuáles son esos requerimientos energéticos, tanto en potencia como en energía”, señala.

 

El hecho de añadir un sistema de almacenamiento a una planta fotovoltaica hace que el coste total (central fotovoltaica más sistema de almacenamiento) sea bastante mayor, por lo que el retorno económico para el inversor será más lento.

 

“Por eso, cuanto más pequeño sea el sistema de almacenamiento requerido, menor será el coste total y mayor rentabilidad tendrá la central. El estudio muestra cuáles son los mínimos requerimientos energéticos para cumplir con un determinado código de red, para cualquier tipo y tamaño de central fotovoltaica y para distintas estrategias de control”. En este sentido, se ha patentado también una estrategia de control de rampas que permite cumplir con estos nuevos códigos de red utilizando los mínimos requerimientos energéticos del sistema de almacenamiento.

 

Otra de las aportaciones es cuantificar el ahorro del sistema de almacenamiento en términos energéticos. “La cuantificación se realiza teniendo en cuenta una agrupación de centrales fotovoltaicas, tratando todas ellas como un todo y situando el sistema de almacenamiento en un nodo de la red eléctrica en lugar de un sistema de almacenamiento en cada central”, concluye. (Fuente: SINC)

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