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Este documento y la información contenida en el mismo no puede ser copiada, usada o revelada en sutotalidad o en parte sin el consentimiento expreso de todos los participantes: CIEMAT, REE, UNED-FUE, IBERDROLA, ENDESA.

OCI - CIEMAT

Proyecto 052030-01 (UN-002)

Límites y Competitividad de la Penetración de la EnergíaSolar Fotovoltaica en la Red

TÍTULO DEL INFORME:

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED:

CONDICIONES TÉCNICAS Y

ESTÁNDARES EN EE. UU.

Realizado por:M. Castro, L. Dávila, A. Colmenar, F. J. Argul, F. Yeves, J. Carpio y J. Peire – UNED

Emitido por:UNED

Abril 1999

Proyecto FOTORED – “Sistemas fotovoltaicos conectados a red: condiciones técnicas y estándares en EE.UU.” Página 1

ÍNDICE

1. RESUMEN.............................................................................................................. 3

2. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 4

3. ESTÁNDAR IEEE P929.......................................................................................... 5

3.1 Introducción.............................................................................................................................................. 5

3.2 Requerimientos en cuanto a la calidad de la señal generada ................................................................... 53.2.1 TENSIÓN DE SERVICIO................................................................................................. 63.2.2 PARPADEO ..................................................................................................................... 63.2.3 FRECUENCIA ................................................................................................................. 63.2.4 ARMONICOS................................................................................................................... 63.2.5 FACTOR DE POTENCIA................................................................................................. 7

3.3 Seguridad. Protecciones............................................................................................................................ 73.3.1 PERTURBACIONES DE TENSIÓN................................................................................. 73.3.2 PERTURBACIONES EN FRECUENCIA ......................................................................... 83.3.3 PROTECCIÓN CONTRA FUNCIONAMIENTO EN ISLA .............................................. 83.3.4 RECONEXIÓN................................................................................................................. 83.3.5 INYECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA.................................................................... 83.3.6 PUESTA A TIERRA......................................................................................................... 83.3.7 INTERRUPTOR DE DESCONEXIÓN ............................................................................. 9

4. ESTÁNDAR UL 1741 ........................................................................................... 10

4.1 Introducción............................................................................................................................................ 10

4.2 Riesgo de descarga eléctrica ................................................................................................................... 10

4.3 Riesgo de incendio................................................................................................................................... 10

4.4 Compatibilidad en aplicaciones conectadas a red .................................................................................. 104.4.1 CALIDAD DE LA SEÑAL ............................................................................................. 114.4.2 PROTECCIÓN ANTE CAÍDA DE RED......................................................................... 114.4.3 DESCONEXION ANTE SITUACIONES ANÓMALAS DE LA RED............................. 11

4.5 Equipos de control de carga.................................................................................................................... 11

4.6 Módulos AC ............................................................................................................................................ 12

5. MÉTODOS PARA EVITAR EL FUNCIONAMIENTO EN ISLA ............................ 13

5.1 Definiciones ............................................................................................................................................. 135.1.1 INVERSOR SIN FUNCIONAMIENTO EN ISLA........................................................... 135.1.2 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN ........................................................... 135.1.3 TEST DE INVERSORES SIN FUNCIONAMIENTO EN ISLA ...................................... 14


5.2 Métodos para desconexión ...................................................................................................................... 145.2.1 SANDIA VOLTAGE SHIFT (SVS) ................................................................................ 145.2.2 SANDIA FREQUENCY SHIFT (SFS) ............................................................................ 14

5.3 Resultados ............................................................................................................................................... 15

6. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 17

7. ANEXOS............................................................................................................... 18


1. RESUMEN

El presente trabajo pretende resumir los esfuerzos que se están realizando en EE.UU.para normalizar la conexión de sistemas fotovoltaicos a la red. En él se presentan losestándares más importantes en este aspecto, el IEEE P929 y el UL1741. Asimismo, sepresentan métodos que implementan los requerimientos de dichos estándares.

Para realizar el presente texto, los autores se han valido del material suministrado porel Centro de Energía Solar de Florida, Sandia National Laboratories y el National RenewableEnergy Laboratory. El Centro de Energía Solar de Florida, dependiente de su universidad,lleva trabajando en estos temas los últimos 15 años. Este centro realiza investigación,desarrollo y certificación de productos fotovoltaicos, además de supervisar y proporcionarsoporte técnico a proyectos de instalaciones fotovoltaicas.

Se incluyen como anexos a este informe diversas publicaciones de carácter restringidoy que denotan la actualidad de este tema, una vez producida la publicación del Real Decreto1888/1998 con fecha del 23 de diciembre de 1998, sobre “Producción de Energía Eléctricapor Instalaciones Abastecidas por recursos o Fuentes de Energía Renovables, Residuos yCogeneración”, (incluido también como anexo), principalmente obtenidas de la Asociación dela Industria Fotovoltaica (ASIF) y del Instituto de Energía Solar, (IES).


2. INTRODUCCIÓN

La producción de módulos fotovoltaicos ha experimentado un crecimiento mundial del126 % en los últimos 6 años, pasando de 54 MW en 1991 a 122 MW en 1997.

Por zonas, EE.UU. ha experimentado el mayor crecimiento, con un 211 % frente al171 % de Europa y el 65 % de Japón. Se pasa así de una situación de producciónequitativamente repartida entre los tres en 1991 a una situación en la que EE.UU. tieneaproximadamente la mitad de la producción (41 %) y Europa (22,5 %) y Japón (25 %) sereparten el resto (datos de 1997).

La mayor parte de la demanda de sistemas se dirige a países en vías de desarrollo, enaplicaciones como iluminación, bombeo, sanidad, etc. En cuanto a los países desarrollados,existe un creciente interés por los sistemas fotovoltaicos conectados a red.

El desarrollo de esta industria hace que los costes bajen constantemente. Tambiénaumenta la eficiencia, seguridad y fiabilidad. En EE.UU., cada día más módulos soncertificados como seguros por los laboratorios UL (Underwriters Laboratories), unaorganización especializada en temas de seguridad.

En cuanto a los sistemas conectados a red, en EE.UU. tienen instalados en todo el paísun millar de sistemas conectados a red, siendo el más importante el de la ciudad deSacramento. Como iniciativas para el futuro, el gobierno apoya desde 1997 una iniciativa de 1millón de tejados solares (tanto fotovoltaicos como térmicos) para el año 2010.

Para la interconexión de sistemas a red es necesario el apoyo político mediantenormativas que lo regulen. Está a punto de ser aprobado el estándar IEEE P929 sobreinterconexión. Los inversores, pieza clave de la interconexión, están empezando a probarse deacuerdo al borrador del estándar UL 1741, obteniéndose resultados prometedores.


3. ESTÁNDAR IEEE P929

3.1 Introducción

El estándar IEEE P929 “Recommended practice for utility interface of photovoltaicsystems” está siendo desarrollado en coordinación con el estándar UL 1741 “Static invertersand charge controllers for use in photovoltaic power systems” de forma que los inversores quecumplan los requerimientos de este estándar lo harán porque pasan los test propuestos en eldocumento UL 1741.

El estándar contiene guías acerca de equipamiento y funciones precisas para asegurarun funcionamiento adecuado en la interconexión de un sistema fotovoltaico a la red eléctrica.

Es de aplicación a sistemas fotovoltaicos conectados en paralelo a la red que utiliceninversores estáticos para la conversión de continua a alterna.

A la hora de especificar el tamaño de los sistemas fotovoltaicos a conectar con la red,el documento hace una distinción en tres grupos:

v Pequeños sistemas: aquellos con potencia pico hasta 10 kW. Para este tipo deinstalaciones, el estándar describe requerimientos precisos para poder realizar lainterconexión.

v Sistemas de tamaño medio: con potencias instaladas de entre 10 y 500 kW. Enestos casos, además de los ya detallados para el caso anterior, se pueden precisarotros requerimientos especificados por la compañía eléctrica.

v Grandes sistemas: de 500 kW en adelante. Aquí es seguro que las compañíasprecisarán con seguridad unos requerimientos especiales, ya que el porcentaje degeneración en función de la capacidad total de la compañía es mayor.

El campo más claro de aplicación de este estándar es el relacionado con sistemasfotovoltaicos pequeños y medianos, siendo su pretensión normalizar el proceso deinterconexión en dicho segmento para evitar disparidades en las instalaciones, minimizar loscostes y aumentar la seguridad de los mismos.

3.2 Requerimientos en cuanto a la calidad de la señal generada

Este parámetro se evalúa mediante medida de las características de la señal eléctrica:tensión, parpadeo, frecuencia y distorsión armónica.

Desviaciones de los valores considerados “normales” indican empeoramiento de lacalidad. Para sistemas pequeños, se deben desconectar de la red cuando empeore la calidad.Para sistemas medianos y grandes, la compañía puede preferir que no se desconecte aunque lacalidad empeore un poco, para que éstos ayuden a superar la perturbación eléctrica.


Todas las características se especifican en el “punto de acoplo común”1.

Todos aquellos inversores que cumplan el estándar UL1741 cumplirán todos losrequerimientos en cuanto a calidad de la señal generada.

3.2.1 TENSIÓN DE SERVICIO

En Norteamérica se usa el estándar ANSI C 84.1 para especificar esta tensión, que esla que la compañía ha de poner en el punto de acoplo común. La tensión de uso es la que hayen la carga. Se permite una pérdida del 5 % debido al cableado.

El rango de tensiones “ normales “ es de 106 a 127 voltios con tensión nominal de 120voltios. Para otras tensiones nominales los márgenes se fijan entre el 88 % y el 106 %. Lossistemas pequeños deben tener en esos valores extremos el punto de desconexión2, es decir105 y 128 voltios. Para sistemas medianos y grandes, la compañía puede requerir otrosmárgenes. En caso contrario, se utilizarán los límites anteriormente vistos.

3.2.2 PARPADEO

Normalmente los sistemas fotovoltaicos estarán “dominados” por la red (siguiendosiempre a ésta), y su variación será debida a la lenta variación de la radiación solar provocadapor las nubes.

Si existiesen problemas, se aplicará el estándar IEEE 519 – 1992, parte 10,5.

3.2.3 FRECUENCIA

La red controla la frecuencia del sistema eléctrico, y el sistema fotovoltaico seacoplará a ella, siempre que dicha frecuencia se encuentre en el rango de ± 0,5 Hz del valornominal y el sistema sea pequeño. Los sistemas medianos y grandes pueden requerir otraventana de frecuencias distintas.

3.2.4 ARMONICOS

El sistema fotovoltaico debe de inyectar a la red una corriente con baja distorsiónarmónica. Los límites los determina el estándar IEEE 519 – 1992 punto 10 y se medirán en elpunto de acoplo común.

Este estándar especifica:

v La distorsión armónica total de la corriente será menor del 5 % a la máximapotencia.

1 Punto de acoplo común: en inglés “point of common coupling”, (PCC), es el punto físico donde el sistema fotovoltaico y la red se

conectan.

2 En todo el documento se utiliza la expresión “desconectado de la red” cuando se quiere indicar que el inversor deja de transferir energía a

la red, permaneciendo sin embargo conectado a ésta a través de sus circuitos de monitorizado. En el original inglés se utilizan expresiones

como “cease to energize the utility line” o “de-energize the utility”.


v La distorsión de cada armónico impar no podrá superar los siguientes valores:

ARMÓNICO DISTORSIÓN3º AL 9º < 4 %11º AL 15º < 2 %17º AL 21º < 1.5 %23º AL 33º < 0,6 %33º EN ADELANTE < 0,3 %

v La distorsión de los armónicos pares no superará la cuarta parte de los valores queles correspondan de la anterior tabla.

3.2.5 FACTOR DE POTENCIA

El factor de potencia de un sistema fotovoltaico será mayor que 0,85 cuando trabaje amás del 2 % de su capacidad.

3.3 Seguridad. Protecciones

Cuando se producen condiciones anormales en el suministro, es decir, excursiones detensión y/o frecuencia fuera de los límites marcados anteriormente, o caída de la red, elsistema fotovoltaico debe responder en la dirección de evitar daños a las personas, equiposconectados o a él mismo.

Cuando se produzcan dichas condiciones, el sistema fotovoltaico debe desconectar susalida de la red.

3.3.1 PERTURBACIONES DE TENSIÓN

La siguiente tabla muestra los márgenes de tensión y el tiempo de desconexiónmáximo del inversor, medidos con tensión en valor RMS y en el punto de acoplo común.

TENSIÓN(PARA UNA RED DE120 V NOMINALES)

TENSIÓN(PARA OTRO VALOR DE

TENSIÓN NOMINAL)

TIEMPO DEDESCONEXIÓN

V < 60 V < 50 % 6 CICLOS60 < V < 106 50 % < V < 88 % 120 CICLOS106 ≤ V ≤ 127 88 % ≤ V ≤ 106 % FUNCIONAMIENTO

NORMAL127 < V < 165 106 % < V < 137 % 120 CICLOS

165 < V 137 % < V 2 CICLOS


3.3.2 PERTURBACIONES EN FRECUENCIA

Los sistemas pequeños tendrán una ventana de trabajo de ± 0,5 Hz respecto de lafrecuencia nominal. Cuando se salga de este rango, el sistema desconectará su salida de la reden un tiempo no superior a 6 ciclos de señal.

Los sistemas de tamaño mediano y grandes pueden precisar otro ajuste distintodefinido por la compañía eléctrica.

3.3.3 PROTECCIÓN CONTRA FUNCIONAMIENTO EN ISLA

Esta protección es necesaria en caso de caída de la red. Cuando ésta se produzca, elsistema fotovoltaico desconectará su salida. De esta forma, cualquier operario de la compañíapodrá operar de forma segura, ya que no habrá secciones alimentadas.

Normalmente, las protecciones ante tensión y frecuencia anormales producirán ladesconexión ante caída. Pero para ciertas cargas puede producirse un balance entre energíagenerada por el sistema fotovoltaico y consumida por la carga tal que no se sobrepasen loslímites de tensión y frecuencia. Esta circunstancia, aunque poco probable, debe ser evitada.

Para evitar esta situación, se utilizará un inversor con protección contrafuncionamiento en isla (non-islanding inverter) que cumplirá:

• Desconectará su salida de la red en 10 ciclos o menos si ésta cae y está enpresencia de una carga típica en la cual al menos una de estas condiciones secumpla:1. Haya al menos una diferencia del 50 % entre la potencia real consumida por la

carga y la generada por el inversor.2. El factor de potencia de la carga sea menor que 0,95.

• Si la diferencia entre la potencia real consumida por la carga y la generada por elinversor es menor que el 50 % y el factor de potencia es mayor que 0,95, ladesconexión ha de producirse como mucho en un tiempo de 2 segundos cuando lasección conectada al inversor tenga un factor de calidad de 2,5 o menor.

3.3.4 RECONEXIÓN

Después de una desconexión por anomalías o caída de la red, el sistema fotovoltaicono volverá a conectar su salida a la red hasta que ésta recupere su estado normal al menosdurante 5 minutos.

3.3.5 INYECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA

Los sistemas fotovoltaicos no inyectarán corriente continua mayor que el 0,5 % de lacorriente nominal.

3.3.6 PUESTA A TIERRA

La puesta a tierra debe de ser hecha según marquen los reglamentos de cada zona.


3.3.7 INTERRUPTOR DE DESCONEXIÓN

Se trata de un interruptor manual y bloqueable que sea accesible y esté bien señalizadopara que pueda ser utilizado por los trabajadores de la compañía eléctrica. Su función esdesconectar3 totalmente el inversor de la red, bien para labores de mantenimiento, bien por findel contrato de compra de energía entre consumidor y compañía eléctrica.

Los sistemas fotovoltaicos no asociados a edificios suelen tener interruptores paradesconectar la zona de continua y la de alterna. En muchos casos este último interruptorpuede servir como interruptor de desconexión.

Los sistemas asociados a edificios también deben tener estos interruptores. Si elinterruptor de alterna está montado de forma que cumpla lo dicho al principio de esteapartado, puede servir como interruptor de desconexión.

Hay casos en los que no es necesario este interruptor:• si la compañía eléctrica no los precisa.• si se usan inversores con protección ante funcionamiento en isla.

3 En este caso se refiere a una desconexión permanente de todo el inversor respecto de la red, incluidos los circuitos de control y

monitorizado.


4. ESTÁNDAR UL 1741

4.1 Introducción

Este estándar está prácticamente listo para ser publicado.

Los productos cubiertos por este estándar son los inversores, tanto en funcionamientoautónomo como conectados a red, ya sea integrados en forma de módulos de alterna (módulosAC) como por separado. Asimismo, también hace referencia a los equipos de control decarga.

Su objetivo es establecer consideraciones respecto a la seguridad de inversores en lossiguientes apartados:

ü Riesgo de descarga eléctrica.ü Riesgo de incendio.ü Compatibilidad en aplicaciones conectadas a red.

Las recomendaciones encaminadas a evitar riesgos eléctricos y de incendio, así comolas que definen las pruebas a realizarse, y son similares a los presentados en otros estándaresUL, serán tratados por encima. La parte referida a aplicaciones conectadas a red es la másnovedosa, y será tratada con más profundidad.

4.2 Riesgo de descarga eléctrica

Entre los distintos tipos de protecciones para prevenir las descargas se incluyen:~ toma de tierra para reconducir las corrientes de fuga o inducidas.~ prueba de la tensión de aislamiento de los materiales aislantes.~ pruebas consistentes en la provocación de fallos eléctricos para verificar la

idoneidad de los aislamientos y circuitos protectores (fusibles, automáticos..).

4.3 Riesgo de incendio

En este caso se presta especial atención a:Ø observación de las temperaturas normales de funcionamiento.Ø buen funcionamiento de transformadores bajo cortocircuito o sobrecarga.Ø la emisión de llama o metales fundidos en caso de fallo de componentes.

Como medidas de protección generales establece el etiquetado del producto con cartelesde aviso y el cuidado en la elaboración de los manuales de instalación y uso.

4.4 Compatibilidad en aplicaciones conectadas a red

En cuanto a interconexión con la red se refiere, se establecen los siguientes conceptos:§ Calidad de la señal de salida.§ Protección ante caída de la red.


§ Posibilidad de detectar bajadas o subidas anormales de tensión o frecuencia de lared y desconexión ante esas situaciones.

4.4.1 CALIDAD DE LA SEÑAL

Los elementos a estudiar en este apartado son los mismos que se vieron para elestándar IEEE P929, por lo que no se repetirán aquí. Como resumen, recordar algunos de losmás importantes:

q El factor de potencia ha de ser 0,85 % o mayor.q La distorsión armónica ha de cumplir lo establecido en IEEE 519.q El nivel de continua de la señal ha de ser a lo sumo el 0,5 % de la corriente de

salida.

4.4.2 PROTECCIÓN ANTE CAÍDA DE RED

En este otro caso, los criterios a cumplir son los indicados en el apartado de seguridady protecciones del estándar IEEE P929, por lo que no se volverán a repetir ahora. Comoresumen, recordar los aspectos a estudiar:

¿ Medida del tiempo que tarda el inversor en desconectarse ante caída de la red.¿ Medida del tiempo de desconexión del inversor cuando cae la red y la carga está

sintonizada.

4.4.3 DESCONEXION ANTE SITUACIONES ANÓMALAS DE LA RED.

Este caso es similar al anterior, y los criterios a cumplir son indicados en el apartadode seguridad y protecciones del estándar IEEE P929. Los aspectos a estudiar son los mismosque en el apartado anterior, pero en caso de excursiones anómalas de tensión o frecuencia dela red.

4.5 Equipos de control de carga

Los equipos de control de carga son dispositivos que regulan el paso de energíaeléctrica de los paneles solares a la carga y al acumulador, de forma que éste último no se veasobrecargado ni tampoco descargado en exceso. En este estándar tiene una corta seccióndedicada a su normalización, debido a que los aspectos generales de seguridad ya seencuentran recogidos en los apartados dedicados a inversores, y a ellos se refiere en casonecesario.

Como resumen, comentar que se describe el montaje necesario para hacer las pruebas,que constará de paneles solares o simuladores de éstos, un acumulador o un simulador a basede un condensador y una fuente de alimentación y diversas cargas. El equipo no deberá, bajocondiciones normales de funcionamiento, sobrepasar tolerancias del 10 % en sus valores deentrada, salida o ajustes de conexión y desconexión de acumuladores. Deberá soportar hasta el125 % de sus valores nominales de tensión y corriente de entrada.

Como condiciones anormales de funcionamiento, deberá soportar cortocircuitos a laentrada y salida e inversión de polaridad a la entrada.


4.6 Módulos AC

Los módulos AC son paneles solares con inversor incorporado. Al igual que en el casode controladores de carga, los aspectos generales de seguridad ya se encuentran recogidos enlos apartados dedicados a inversores, y a ellos se remite en caso necesario.

A destacar únicamente que en este caso, los inversores han de cumplir los mismosrequerimientos que los paneles solares, recogidos en el estándar UL 1703.


5. MÉTODOS PARA EVITAR EL FUNCIONAMIENTO EN ISLA

En esta sección se presenta un método para la conexión de sistemas a red que cumplalos estándares antes enumerados en lo referente a evitar el funcionamiento en isla.

Los autores del método realizaron unas primeras pruebas con inversores comerciales,mostrando que:

♦ algunos inversores monofásicos no se desconectaban con la suficiente rapidez (elestándar IEEE 929 marca un máximo de 2 segundos).

♦ la presencia de un transformador de distribución produce una desconexión másrápida.

♦ el uso de múltiples inversores con distintas técnicas de desconexión ante fallos dered provoca tiempos de desconexión mayores.

♦ las pruebas deberán de incluir cargas reactivas, que lleven al sistema al peor caso.

5.1 Definiciones

5.1.1 INVERSOR SIN FUNCIONAMIENTO EN ISLA

Definen el inversor sin funcionamiento en isla (non-islanding inverter) como aqueldiseñado para operar conectado a red, de forma que se vuelva inestable (deje de suministrarenergía) ante la caída de red. Se diseñara de forma que pueda funcionar con un gran númerode inversores conectados a red y sus métodos de desconexión no interfieran con los otrosinversores presentes.

5.1.2 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN

Una sección de red desconectada del resto se denomina isla. Estará formada porgeneradores y cargas.

La carga total se puede modelar como un circuito RLC paralelo. Sus característicasson:

• frecuencia de resonancia, LC

f resπ2

1=

• factor de calidad, L

CRQres ==

ξ2

1

Los autores proponen que las condiciones normales de operación se definen como lacarga que cumple:

a) Qres < 5 cuando UF ≤ fres ≤ OFb) Qres = cualquier valor cuando fres < UF o fres > OF

siendo UF y OF los extremos de la ventana en frecuencia de funcionamiento de sistemasconectados a red tal como se define en IEEE P929 (UF = 59,5 Hz y OF = 60,5 Hz)


El que una carga no cumpla estas condiciones implica:ð que la potencia reactiva inductiva y capacitiva están en un margen del ± 1,65 %

una respecto de la otra, para que su frecuencia de resonancia esté entre 59,5 Hz y60,5 Hz.

ð que en el caso de que lo anterior sea cierto, la potencia reactiva ha de ser más de 5veces mayor que la potencia real para superar el valor Qres = 5.

El que ambas condiciones se cumplan es altamente improbable.

5.1.3 TEST DE INVERSORES SIN FUNCIONAMIENTO EN ISLA

El test necesario consiste en:Ä verificar la desconexión ante tensiones y frecuencias anormales, como las que

marca IEEE 929. Se utilizará como carga una que cumpla Qres ≈ 5 y UF < fres <OF.

Ä la prueba debe realizarse 10 veces para obtener resultados fiables.

5.2 Métodos para desconexión

A continuación se proponen dos métodos para provocar la desconexión.

5.2.1 SANDIA VOLTAGE SHIFT (SVS)

El método consiste en una deriva de la intensidad con realimentación en caso de fallode red.

Cuando aumenta la tensión, la corriente de salida del inversor también aumenta, ycuando la tensión decrece, la corriente también. La señal de control es la diferencia entre elvalor medio de tensión de salida de un filtro digital IIR y la tensión ciclo a ciclo. Si el circuitode realimentación positiva tiene una ganancia de 2, cuando la tensión de red fluctúa un 1 %, lacorriente de salida del inversor fluctúa un 2 %.

5.2.2 SANDIA FREQUENCY SHIFT (SFS)

Se trata de un proceso similar al anterior, pero que opera con la frecuencia en lugar decon la tensión.

Cuando la red funciona, controla la frecuencia, y el sistema inversor con SFS no afectaa la frecuencia. Cuando cae la red, el sistema SFS obliga a la frecuencia a salirse de la ventanade funcionamiento normal, de forma que el inversor se desconecta. Esto se realiza con uncircuito de realimentación positiva, de forma que una bajada de la frecuencia de la islaprovoca una bajada de la frecuencia de referencia con una mayor rapidez.

Para complementar este método, se pueden utilizar otros como el de punto dedesconexión inestable. En algunas pruebas se observó que este método causaba fluctuacionesde frecuencia mayores de lo esperado en momentos de desconexión de la red pero en los quetodavía la frecuencia no se había salido de los márgenes.


Este hecho se utilizó para modificar el algoritmo, añadiendo una deriva de 0,09Hz/ciclo a la señal de referencia y comparando con el valor absoluto de la fluctuación real enfrecuencia filtrada con un filtro IIR.

5.3 Resultados

Las siguientes figuras muestran las trayectorias seguidas por tensión y frecuencia paraun inversor marca SunShine300 modificado para incorporar estos métodos:

La primera figura muestra el caso de una carga RLC en el que se intentó alcanzar elQres más alto posible, obteniéndose el valor 3,7. Se puede observar la buena respuesta delmétodo.

La segunda figura presenta los resultados usando un motor de medio caballo. En estecaso la desconexión se debió en todos los casos a derivas de la frecuencia y se llegó hasta los70 ciclos.

A continuación se muestran los resultados para tres inversores SunShine300conectados en paralelo a la red, simulando una sección de ésta.


CARGA SFS con deriva de frec. SFS y SVSR 0,068 segundos --

RL 0,028 segundos --RC 0,036 segundos --

RLC Isla con Q = 11 0,32 segundos con Q = 7MOTOR 0,228 con C = 67 µF 0,53 segundos C = 67 µF

RLC -- 0,78 segundos con Q > 8

Primero se realizaron las pruebas de la columna central, y se identificó el caso peor, enel que con una carga RLC resonante a 60 Hz se producía funcionamiento en isla. En lacolumna de la derecha tenemos los resultados para los casos peores, utilizando los dosmétodos propuestos y observándose la eliminación del funcionamiento en isla en cualquiercaso.


6. BIBLIOGRAFÍA

[1] Florida Solar Energy Center. “Interconnecting small photovoltaics systems to Florida’sutility grid” Proceedings of Technical Workshop for Florida Utilities, Florida, 1998.

[2] IEEE Draft Standard P929. “Recommended practice for utility interface of photovoltaicsystems”. IEEE.

[3] UL Draft Standard 1741. “Static inverters and charge controllers for use in photovoltaicpower systems”. Underwriters Laboratories Inc.

[4] G.A. Kern, R. H. Bonn, J. Ginn, S. González. “Results of Sandia National Laboratoriesgrid-tied inverter testing”. Sandia National Laboratories.

[5] Sandia National Laboratories. “The interconnection issues of utility-intertied photovoltaicsystem”. 1987.

[6] Sandia National Laboratories. “Interconnection issues of photovoltaic power system withthe utility grid: an overview for utility engineers”. 1994.

[7] J. Wiles. “Photovoltaic power systems and the National Electric Code: suggestedpractices”. Sandia National Laboratories, SAND96-2797, 1996.


7. ANEXOS

A continuación se incluyen los siguientes Anexos a este informe, para su usorestringido dentro del Proyecto FotoRED:

Anexo 1 Real Decreto 1888/1998 con fecha del 23 de diciembre de 1998, sobre“Producción de Energía Eléctrica por Instalaciones Abastecidas por recursos oFuentes de Energía Renovables, Residuos y Cogeneración”

Anexo 2 Publicación del periódico El País del 9 de enero de 1999 de las primeras noticiassobre el Real Decreto

Anexo 3 Propuesta de ASIF “Borrador 1º de Instalaciones Fotovoltaicas – CondicionesTécnicas de Conexión a la Red de Baja Tensión” – Enero 1999

ASIF – Asociación de la Industria Fotovoltaica

c/Dr. Arce, 14 – 28002 Madrid – España

Tel. 914-110-162 – Fax. 915-612-987 - e-mail [email protected]

Anexo 4 Comentarios de la Asociacion de la Industria Fotovoltaica al R. D. 2818/1998 delMinisterio de Industria y Energía de 23 de diciembre, sobre “Producción deEnergía Eléctrica por Instalaciones Abastecidas por Recursos o Fuentes deEnergía Renovables, Residuos y Cogeneración”, llamado también de RégimenEspecial

ASIF – Asociación de la Industria Fotovoltaica

c/Dr. Arce, 14 – 28002 Madrid – España


Anexo 5 “Seguridad y Condiciones Técnicas en Edificios Fotovoltaicos Conectados a laRed”. Instituto de Energía Solar, Enero 1999

Se está publicado un artículo sobre este texto en la revista ERA SOLAR, en dospartes, en los números 90 (mayo de 1999) y 91 (junio de 1999), con el mismotítulo anterior y de los autores del IES E. Lorenzo y E. Caamaño

IES – Instituto de Energía Solar

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