Una nueva estrategia de diseño de sistemas fotovoltaicos evita el sobredimensionamiento y los vertidos

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Investigadores de la King Mongkut’s University of Technology North Bangkok (Tailandia) han propuesto una nueva metodología para realizar evaluaciones tecnoeconómicas de sistemas fotovoltaicos distribuidos teniendo en cuenta el vertido inducido por la sobretensión.

Los científicos subrayaron que, a diferencia de los métodos anteriores de dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos, el nuevo enfoque no pretende determinar el tamaño óptimo de un conjunto solar basándose en la maximización de beneficios y las políticas de autoconsumo. Más bien sugirieron evitar el sobredimensionamiento y una “rentabilidad exagerada”, pero afirmaron que esta elección conduce a una mejora significativa del coste nivelado de la energía (LCOE), especialmente en escenarios en los que se prevé un aumento de las restricciones, debido a una mayor penetración de los recursos energéticos renovables.

El grupo de investigación llevó a cabo un análisis de sensibilidad para evaluar el impacto de distintos umbrales de sobretensión en el rendimiento tecnoeconómico de los sistemas fotovoltaicos distribuidos, basándose en las tarifas eléctricas establecidas por la Autoridad Metropolitana de Electricidad (MEA, por sus siglas en inglés) de Tailandia.

Los académicos monitorizaron la carga durante todo un año en 2018 y descubrieron que las cargas máximas se situaban a las 21:00, siendo el consumo más alto en abril. “Como resultado, las cargas de refrigeración por aire aumentaron considerablemente”, explicaron. “La carga tendió a disminuir cuando la temporada cambió de verano (de marzo a mayo) a invierno (de noviembre a febrero). La carga más baja se identificó en diciembre porque la temperatura solía ser agradable, lo que reducía sustancialmente las cargas de refrigeración por aire”.

Los precios de la electricidad en la zona analizada oscilaban entre 0,176 dólares/kWh y 0,057 dólares/kWh y se supuso que se aplicaba una estrategia de reducción de voltios/vatios. Este método requiere el despliegue de un controlador adicional en el punto de acoplamiento común (PCC) y suele utilizarse para la reducción local de la potencia fotovoltaica. “Esta estrategia reduce la generación fotovoltaica cuando la tensión alcanza el umbral de 1,06 p.u., según las normas ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 e IEC 60038-2009”, especifican los investigadores.

Su análisis tuvo en cuenta parámetros tecnoeconómicos, como la tasa de autoconsumo (SCR), la tasa de autosuficiencia (SSR), el valor actual neto (NPV) y el LCOE.

También adoptaron el denominado enfoque de optimización del dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos de Jiménez-Castillo, cuyo objetivo es maximizar los valores VAN, y consideraron cuatro escenarios diferentes: Escenario 0, en el que se desprecian la sobretensión y el vertido; Escenario 1, en el que se tienen en cuenta el vertido de generación inducido por la sobretensión y la ubicación de la instalación fotovoltaica y se instalan sistemas fotovoltaicos en cada nodo de cada zona; Escenario 2, en el que se instalan sistemas fotovoltaicos en cada nodo de dos zonas; y Escenario 3, en el que se instalan sistemas fotovoltaicos en cada nodo de cada zona del alimentador.

Mediante esta evaluación, los científicos descubrieron que, para evitar los vertidos y la sobretensión, el tamaño de los sistemas fotovoltaicos podría reducirse hasta un 58,33%, dependiendo del número de sistemas fotovoltaicos y de su ubicación. Esto supondría una reducción del VAN del 21,34%, pero también un aumento del LCOE del 22,96%.

“Además, los resultados indican que el SCR aumentó ligeramente hasta un 11%, pero el SSR disminuyó marginalmente hasta un 4% al aplicar el vertido de generación inducido por sobretensión”, añadieron. “Por último, el análisis de sensibilidad reveló que la capacidad fotovoltaica óptima no variaba aunque se aplicaran distintos umbrales de tensión. Sin embargo, el VAN disminuyó significativamente hasta un 25%, y el LCOE aumentó hasta un 20,72% cuando el umbral de tensión se redujo a 1,01 p.u. El SCR tendió a aumentar aproximadamente un 10%, mientras que el SSR se mantuvo sin cambios”.

Sus conclusiones están disponibles en el estudio “Techno-economic assessment of grid-connected residential photovoltaic systems considering overvoltage-induced generation curtailment” (Evaluación tecnoeconómica de sistemas fotovoltaicos residenciales conectados a la red considerando el vertido de la generación inducida por sobretensión), publicado recientemente en Energy Reports.

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