Requerimientos de potencia reactiva para plantas fotovoltaicas. Caso de Estudio

La conexión de plantas fotovoltaicas al sistema eléctrico de México requiere el cumplimiento de las Reglas Generales de Interconexión al SEN, estipuladas en la Resolución RES/119/2012 de la CRE. Este decreto establece los requerimientos técnicos, administrativos y legales para la interconexión al SEN de las instalaciones con fuentes de energía renovables

Por Manuel Avendaño

Entre los requerimientos técnicos de interconexión destacan los de potencia reactiva, debido a su impacto inherente en el diseño y la operación de las plantas fotovoltaicas. En general, estos requerimientos dictan que las plantas fotovoltaicas tienen que ser capaces de producir y absorber potencia reactiva como requisito para transmitir la potencia activa que producen, así como de ajustar dicha potencia reactiva a solicitud de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

De manera particular, los requerimientos de dicha potencia establecen que las plantas fotovoltaicas interconectadas en media tensión (mayor a 1 y menor a 69 kV) y alta tensión (mayor o igual a 69 y menor o igual a 400 kV) deben ser capaces de controlar el factor de potencia en el rango de 0.95 en atraso o adelanto, y que las plantas mayores a 10 MW deben, además, participar en el control de tensión.

Las plantas fotovoltaicas cumplen con todos estos requisitos si utilizan un sistema de compensación reactiva (SCR), el cual se debe diseñar tomando en cuenta las características específicas de cada arreglo fotovoltaico, como capacidad de la planta, sistema colector, inversores solares, transformador principal, entre otros.

Este artículo presenta el análisis y diseño de un SCR para un proyecto fotovoltaico de 14 MW en México, cuyo punto de interconexión es un nodo de 115 kV de CFE. La metodología empleada es de aplicación general y puede utilizarse para el diseño del SCR que acompañará a las plantas fotovoltaicas en México, con el fin de cumplir los requisitos de interconexión.

Datos generales del proyecto
El proyecto fotovoltaico de 14 MW tiene como punto de interconexión una bahía de 115 kV perteneciente a una subestación 230/115 kV de CFE. El transformador principal es de 115 / 35.5 kV, con capacidades de 12 / 16 / 20 MVA y características técnicas en cumplimiento con la especificación CFE K0000-13. El sistema colector en 34.5 kV está compuesto de cables XLPE de media tensión calibre 4 / 0 AWG con conductor de aluminio.

La planta generadora comprende 10 sistemas de conversión de energía de 1.4 MVA, cada uno compuesto por dos inversores solares de 0.68 MVA con un transformador de tres devanados de 1.4 MVA 34.5 / 0.38 / 0.38 kV. El sistema fotovoltaico y su correspondiente balance de planta se resumen en la Tabla 1.

Análisis y diseño del sistema de compensación reactiva
Los objetivos del análisis y diseño del sistema de compensación reactiva son determinar la capacidad de compensación de potencia reactiva de la planta fotovoltaica y comprobar que es suficiente para cumplir con los requerimientos de la resolución RES / 119 /2012 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

Los requerimientos de potencia reactiva son la habilidad de controlar el factor de potencia en el rango de 0.95 inductivo hasta 0.95 capacitivo y participar en el control de voltaje. El rango de factor de potencia requerido se ilustra en la Figura 2. Un requerimiento adicional y particular para la planta analizada es la capacidad de compensación reactiva dinámica para poder controlar el factor de potencia en forma continua. Estos requerimientos se pueden cumplir instalando un banco de capacitores en derivación para compensar las pérdidas reactivas de la planta, en combinación con la capacidad de compensación reactiva dinámica de los inversores solares.

El modelado del sistema de compensación reactiva y la planta fotovoltaica se llevó a cabo en el programa computacional DIgSILENT PowerFactory, versión 15.0.2. El modelo desarrollado incluyó los siguientes componentes principales:

• Fuente equivalente de CFE en 115 kV
• Línea de transmisión aérea desde el punto de interconexión hasta la subestación de CFE
• Transformador de 12 / 16 / 20 MVA, 115 / 34.5 kV, con conexión delta / estrella
• Modelos equivalentes de los cables alimentadores del sistema colector en 34.5 kV
• Transformadores de tres devanados de 1.4 MVA, 34.5 / 0.38 kV, con conexión delta / estrella / estrella
• Generadores conectados electrónicamente representando a los inversores solares. La variabilidad de la potencia de salida de los inversores en función del voltaje CA en sus terminales se consideró asumiendo una relación lineal entre la potencia de salida y el voltaje CA y respetando la corriente límite nominal de los inversores. Para voltajes mayores a 1 p.u. en las terminales de los inversores se implementó el límite de potencia nominal, mientras que para voltajes menores a 1 p.u. se utilizó la corriente límite nominal
• Cargas auxiliares de 15 kW en cada sistema de conversión de energía y de 50 en la subestación

El análisis y la simulación del modelo se realizaron mediante estudios de flujos de potencia para verificar que la compensación dinámica de reactivos de la planta es suficiente para satisfacer los requerimientos de potencia reactiva y determinar el tamaño del banco de capacitores, en caso de que los inversores solares no sean capaces de cubrir las pérdidas de reactivos de la planta. La Tabla 2 enumera los cuatro casos de estudio analizados para dimensionar el sistema de compensación reactiva. Estos escenarios muestran las condiciones extremas de voltaje y de factor de potencia en las que el sistema de compensación reactiva debe operar, a fin de cumplir con los requerimientos de potencia reactiva.

Resultados principales del estudio
Un banco de capacitores con un tamaño mínimo de 1.8 Mvar instalado en el nodo del sistema colector en 34.5 kV es suficiente para satisfacer los requisitos de potencia reactiva. El banco de capacitores debe permanecer conectado exclusivamente para cumplir con los requerimientos de factor de potencia capacitivo (produciendo reactivos) y debe desconectarse para poder cumplir con los requisitos de factor de potencia inductivo (absorbiendo reactivos).

Los requisitos de potencia reactiva se pueden cumplir con el cambiador de derivaciones en el lado de media tensión (34.5 kV) de los transformadores de tres devanados en su posición nominal. El mismo criterio aplica para el cambiador de derivaciones en el lado de alta tensión (115 kV) del transformador principal. No se detectaron posibles disparos indeseados de los inversores solares por sobretensión o bajo voltaje, puesto que el voltaje en sus terminales permanece dentro de su rango de operación de 0.85 a 1.15 p.u.

En los casos 1 y 2, cuando el voltaje en el punto de interconexión es 105 y 100 % del voltaje nominal, es decir, 120.75 y 115 kV, respectivamente, y la planta fotovoltaica debe de absorber la máxima cantidad de potencia reactiva requerida, la potencia activa de cada inversor se reduce a 98 (caso 1) y 97 % (caso 2) de su valor nominal, reducción causada por la absorción de reactivos de cada inversor. La potencia activa despachada a la CFE bajo estas condiciones se espera que sea aproximadamente 94 (caso 1) y 93 % (caso 2) de la potencial nominal de la planta. Las pérdidas totales de alrededor de 6 (caso 1) y 7 % (caso 2) están compuestas por las pérdidas bajo carga y en vacío de la planta, así como por la reducción de potencia de los inversores. El factor de potencia en ambos casos es menor a 0.95, por lo que la capacidad del SCR excede los requisitos de factor de potencia inductivo.

En los casos 3 y 4, cuando el voltaje en el punto de interconexión es 100 y 95 % del voltaje nominal, es decir, 115 y 109.25 kV, respectivamente, y la planta fotovoltaica debe de proporcionar la máxima cantidad de potencia reactiva requerida, la potencia activa de cada inversor se reduce a 95 % de su valor nominal en ambos casos. Esta reducción es causada por la provisión de reactivos de cada inversor. La potencia activa despachada a la CFE bajo estas condiciones se espera que sea aproximadamente 92 (caso 3) y 91 % (caso 4) de la potencia nominal de la planta. Las pérdidas totales de alrededor de 8 (caso 3) y 9 % (caso 4) están compuestas por las pérdidas bajo carga y en vacío de la planta, así como por la reducción de potencia de los inversores. El factor de potencia en ambos casos es menor a 0.95, por lo que la capacidad del SCR excede los requisitos de factor de potencia capacitivo.

Conclusiones
Los requisitos de potencia reactiva establecidos en la Resolución RES / 119 / 2012 de la CRE para la planta fotovoltaica de 14 MW analizada se pueden cumplir con un banco de capacitores de 1.8 Mvar instalado en el sistema colector de 34.5 kV y operando con la capacidad dinámica de potencia reactiva de los inversores solares.

No se prevé el disparo indeseado de los inversores solares debido a sobretensiones o condiciones de bajo voltaje, debido a que el voltaje en sus terminales varía de 0.981 a 1.069 p.u. y el rango de operación continua de los inversores es de 0.85 a 1.15 p.u.

Se requiere una reducción de potencia de salida entre 2 y 5 % para cumplir con los requisitos de potencia reactiva bajo los escenarios analizados. Esta disminución se anticipa únicamente cuando la planta fotovoltaica esté despachando más de 95 % de su potencia nominal. Se debe determinar el impacto económico de la reducción de potencia a lo largo del proyecto para establecer la necesidad de medidas correctivas.

Los requerimientos de potencia reactiva para plantas fotovoltaicas en México exigen el diseño de un sistema de compensación reactiva mediante un estudio analítico exhaustivo. Este estudio debe incluir la recolección de datos, el modelado, la simulación y la elaboración de un reporte con los resultados. La correcta interpretación de los requisitos generales y particulares del factor de potencia reviste una importancia primordial para obtener la autorización de interconexión de la planta.
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José Manuel Avendaño Mora
Ingeniero de Proyectos en el departamento de Consultoría y Servicios Analíticos de S&C Electric Company desde 2013. Sus áreas de especialidad incluyen la interconexión de proyectos de energía renovable y los sistemas de compensación reactiva para parques eólicos y fotovoltaicos. Obtuvo el doctorado en Ingeniería Eléctrica en la Universidad de Manchester, Reino Unido, en 2012.