Modelos de simulación facilitan expansión de redes de energía solar
Por medio de la simulación se obtienen indicadores para determinar el nivel máximo de penetración de energía solar que puede soportar una red interna al momento de ampliarla.
 |
| Foto: Agencia de Noticias de la Universidad Nacional de Colombia |
Daniel Alejandro Andrade Rosero, estudiante de la Maestría en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Manizales, se basó en el sistema solar fotovoltaico de la Universidad de Nariño, cuya potencia suple el 3 % de la energía que requiere esta institución, para plantear recomendaciones que mitiguen las posibles consecuencias de ejecutar un proyecto de expansión.
Como parte de la investigación se desarrollaron simulaciones utilizando datos reales de variables atmosféricas y eléctricas, con el fin de determinar los impactos producidos al masificar este tipo de sistemas.
El proyecto, que promueve la generación de energía limpia, busca aumentar el cubrimiento del sistema fotovoltaico en la red interna de energía de la institución, proceso que si no se planea correctamente ocasionaría problemas en los niveles de tensión, cargabilidad en conductores y transformadores.
La Universidad de Nariño cuenta hoy con dos sistemas fotovoltaicos instalados de 12,5 kW de inyección a red, “es decir que sirven para autoconsumo, ya que se sincronizan con la energía que llega al campus a través del sistema interconectado nacional”, explicó el investigador.
También cuenta con un sistema híbrido de inyección de 11 kW, equipado con un sistema de almacenamiento de energía, y además el campus está conformado por 72 nodos que conforman la red en media (postes y torres) y en baja tensión (conexiones dentro del campus), valores que varían entre 214 y 233 voltios (V).
Debido a la longevidad de los sistemas eléctricos tradicionales, los procesos internos de operación del campus presentan deficiencias como pérdidas de energía en líneas de transmisión y distribución, picos de consumo que abarcan cerca del 30 % de la capacidad de generación y desabastecimiento progresivo en sus circuitos, añadió el estudiante Andrade.
Técnicas de mitigación
 | |
|
El sistema de energía alternativa actual corresponde al 3 % de penetración, el cual permite tener un pico máximo de cargabilidad de los transformadores del 80 % a las 6:00 p. m., y sobre las 12:00 m. se presentan valores de cargabilidad muy cercanos al 100 %, tiempo en el cual la inyección por parte de los paneles solares es máxima.
Al respecto, el investigador explica que, con las simulaciones se pudo determinar que los niveles de penetración mayores al 30 %, en los que se incrementa la cargabilidad global del sistema, sobrepasan los niveles permitidos de los conductores, lo cual genera incrementos en la temperatura provocando daños tanto en el aislamiento como en las propiedades físico-químicas del material que compone el cable.
En el estudio se determinó que el nivel permitido de penetración en cuanto a cargabilidad de conductores es del 30 %, según lo cual los parámetros más afectados al masificar la generación fotovoltaica en la red de la universidad son la cargabilidad en conductores y transformadores, por lo cual el investigador propone implementar técnicas de mitigación enfocadas en reemplazar los conductores eléctricos por calibres mayores en las acometidas que presentan altos porcentajes de cargabilidad.
Además las conexiones de futuros sistemas fotovoltaicos conectados a la red se deben hacer con acometidas exclusivas y lo más cerca posible a cada punto para evitar que los niveles de pérdidas aumenten. Esto basado en los estudios de regulación, perdidas y selección de conductores, como lo establecen los códigos y reglamentos técnicos nacionales de electricidad, añadió el estudiante.
También es importante que los sistemas solares fotovoltaicos utilicen transformadores exclusivos para inyección de potencia, además de reemplazar los transformadores actuales por unos de mayor capacidad con el propósito de brindar mejores niveles de penetración y evitar sobrecargas en las subestaciones.
Estas recomendaciones permiten medir el impacto de los sistemas fotovoltaicos futuros sobre la red eléctrica y además determinar un nivel de penetración máximo con el cual se garantiza el correcto funcionamiento de la red eléctrica interna de la institución.
No hay comentarios.: