En este artículo se explica cómo funciona la herramienta del factor de potencia en RatedPower y el concepto detrás del mismo.
Introducción
Una planta fotovoltaica a a gran escala, como cualquier otra instalación de generación eléctrica conectada a red, tiene que cumplir una serie de requisitos exigidos por dicha red. Un ejemplo de ello es la regulación de la potencia reactiva.
Este requisito puede concretarse en un determinado valor del factor de potencia inductiva que la planta fotovoltaica debe ser capaz de alcanzar en un momento dado.
Hay tres términos principales que hay que entender para hablar del factor de potencia: potencia aparente, potencia activa y potencia reactiva. La potencia aparente es la potencia total y se mide en voltios amperios (VA), la misma unidad en la que se expresa la potencia de su inversor (kVA). La potencia aparente engloba las otras dos: potencia activa y reactiva. Cuando hablamos de la producción de una planta fotovoltaica, el término al que solemos referirnos es la potencia activa, medida en vatios (W). La potencia activa es la parte útil de la potencia aparente, lo que se contabilizará como producción de energía a lo largo del tiempo. La potencia reactiva es la parte de la potencia aparente que no se traducirá en generación de electricidad. Se mide en VAr reactivos; la "r" significa reactiva. El factor de potencia, hasta cierto punto, define cuánta potencia activa y cuánta potencia reactiva hay en la potencia aparente.
Quizá le resulte más familiar el término coseno de phi, es un sinónimo de factor de potencia. El ángulo phi fija la relación entre la potencia activa (P) y la potencia reactiva (Q).
El coseno de phi representa cuánta potencia activa hay dada una potencia aparente (S).
Cuanto más se acerque a 1 (cuanto menor sea el ángulo), mayor será la potencia activa.
En RatedPower, somos conscientes de que la compensación de la potencia reactiva es obligatoria. Para reflejar esta realidad de la industria energética, hemos desarrollado una herramienta que le permite definir un factor de potencia para su planta fotovoltaica y sistema de almacenamiento BESS en RatedPower. Podrá estudiar en una fase temprana del desarrollo de su proyecto cómo influirá este efecto en su diseño final.
El Factor de Potencia en RatedPower
La herramienta de factor de potencia se encuentra en la pestaña Punto de red, en el apartado "Requisitos de red".
Active esta función haciendo clic en la casilla que aparece en la figura 1. De este modo, dimensionará la capacidad en CA de la planta teniendo en cuenta la potencia reactiva. Existen dos estrategias para dimensionar el factor de potencia y compensar así la potencia reactiva:
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- Instalando inversores adicionales para cubrir todo el campo de CC.
- Añadiendo inversores en campo y baterías de condensadores en la subestación.
Figura 1 - Factor de potencia en RatedPower.
Dependiendo de la estrategia elegida, puede definir dónde debe medirse el factor de potencia y su valor en dicho punto ("factor de potencia requerido"). Como se muestra en la Figura 2, para la estrategia de solo inversores puede definir este punto tanto en la entrada de la subestación o como en su salida.
Figura 2 - Punto de medición del factor de potencia ( a. Sólo inversores)
Si ha adoptado una estrategia de inversores y baterías de condensadores, puede definir el punto de corrección del factor de potencia a la entrada de la subestación, a la salida de la subestación o al final de la línea aérea (OHL), en el punto de interconexión (Figura 3).
Figura 3 - Punto de medición del factor de potencia (b. Inversores + baterías de condensadores)
Puede consultar más información acerca de la estrategia de usar Baterías de Condensadores en nuestro artículo: Cómo definir Bancos de Condensadores en RatedPower
Una vez que defina el valor de factor de potencia requerido en el punto seleccionado, RatedPower mostrará automáticamente el factor de potencia resultante en la salida del inversor. Más adelante, cuando genere su diseño, el software calculará la potencia reactiva que producirá su planta. Este valor se proporciona en el Informe de energía.
Requisitos del Factor de Potencia del BESS
El sistema de baterías acopladas en AC también puede dimensionarse teniendo en cuenta los requisitos del factor de potencia. Para cumplir los requisitos definidos por el usuario, el sistema calcula el factor de potencia necesario en la salida del inversor de almacenamiento, al igual que para la planta fotovoltaica. Aparecerá una línea adicional que muestra el factor de potencia resultante a la salida del inversor de almacenamiento.
Para tener en cuenta el factor de potencia del BESS, debe activarse el almacenamiento en baterías acopladas en AC. Consulte nuestro artículo sobre el almacenamiento en baterías acoplado en AC para obtener más información.
¿Cómo se calcula el factor de potencia resultante a la salida del inversor?
Para entender mejor esta parte, tenemos primero que fijar todos los parámetros que RatedPower ofrece y que afectan al factor de potencia en la salida del inversor.
En RatedPower, podemos habilitar las pérdidas del transformador para la subestación, los centros de transformación, y los PCS. Y ya que el software nos permite simular el diseño básico de la subestación, podemos elegir entre un centro de seccionamiento y una subestación elevadora (como podemos ver en la Figura 4).
Figura 4 - Estación de interconexión en RatedPower.
¿Cómo afecta cambiar las Pérdidas de los Transformadores mi Factor de Potencia?
Vamos a ver cómo al variar dichos parámetros mencionados anteriormente, modificamos el factor de potencia resultante en RatedPower y además explicaremos por qué ocurre esto.
RatedPower nos permite modificar las pérdidas en el hierro y en el cobre del transformador. Al modificar estas pérdidas (en la subestación, los centros de transformación y los PCS) vamos a afectar tanto a las pérdidas de potencia activa, como a las de reactiva en el transformador respectivo. Esto va a afectar al factor de potencia resultante siempre y cuando el punto de medición esté localizado después del transformador. En otras palabras, la elección del factor de potencia a la entrada de la subestación hará que los cambios en las pérdidas del transformador del centro de transformación afecten al factor de potencia resultante a la salida del inversor. Del mismo modo, los cambios en las pérdidas del transformador del PCS afectarán al factor de potencia resultante a la salida del inversor de almacenamiento. Por otro lado, si el factor de potencia se selecciona a la salida de la subestación, cualquier variación en las pérdidas del transformador del centro de transformación o de la subestación afectará al factor de potencia resultante del inversor, y lo mismo ocurre con el PCS.
Los dos parámetros (las pérdidas de trafo y el factor de potencia resultante en la salida del inversor) son directamente proporcionales, así que al incrementar uno, incrementamos el otro. Esta proporcionalidad directa es debida a la relación entre las pérdidas de potencia activa y reactiva del transformador. Cuanto mayor son estas pérdidas de potencia activa, menor es la potencia reactiva que necesita ser compensada, y por lo tanto el factor de potencia resultante en la salida del inversor es mayor.
¿Qué efecto implicaría poner un valor de Cero en las Pérdidas del Trafo?
Como hemos mencionado antes, al modificar las pérdidas de hierro y cobre del trafo afectamos tanto la potencia activa como la reactiva. Poner un valor de cero en estas dos pérdidas va a despreciar la pérdida de potencia activa, pero la pérdida de potencia reactiva va a seguir siendo considerada ya que depende de varios otros factores. Esto va a resultar en un incremento en la pérdida de potencia reactiva y por lo tanto en una disminución en el factor de potencia resultante en la salida del inversor.
¿Cómo podemos desactivar tanto las Pérdidas de Potencia Activa como Reactiva del Trafo?
Para desactivar las pérdidas de potencia activa y reactiva del trafo a la vez, hay que simplemente desactivar las pérdidas del trafo en RatedPower. Pero esto, claramente, no va a reflejar el funcionamiento real de un transformador, ya que ahora, el trafo va a ser ideal, sin ningún tipo de pérdida. En realidad, siempre van a haber tanto pérdidas de potencia activa como de potencia reactiva y por lo tanto, siempre recomendamos dejar esta opción habilitada. Desactivar estas pérdidas va a resultar en un factor de potencia mayor en la salida del inversor.
Esto también va a incrementar el PR y la producción específica de la planta fotovoltaica. Esto es debido a que algunas pérdidas son menores cuando esta opción está desactivada, sobre todo la pérdida del factor de potencia del inversor, y a una menor escala, algunas pérdidas de cableado.
¿Por qué el Informe de Energía a veces muestra un Factor de Potencia distinto al que hemos elegido?
Un aspecto interesante a resaltar es que el factor de potencia final calculado, que aparece en el Informe de Energía, podría ser algo distinto del que especificamos. Para entender por qué ocurre esto, es necesario entender cómo se realiza este flujo de cálculo.
Al seleccionar los equipos y determinar los distintos parámetros de su proyecto en RatedPower, el software no puede saber la potencia de nuestra planta fotovoltaica hasta que lleguemos a la pestaña de "Layout". Sin embargo, para calcular el factor de potencia resultante en la salida del inversor, el software necesita saber esta potencia total. Para obtener esta información, RatedPower estima la potencia total de nuestra planta dependiendo de su tamaño y configuración eléctrica.
Después de esto, empieza a estimar las distintas pérdidas de los transformadores (pérdidas de potencia activa y reactiva) y de los cables (pérdidas de potencia activa) hasta llegar a la salida del inversor. Es decir que empezamos desde el punto donde definimos el factor de potencia y vamos aguas arriba hasta el inversor. Ahora este primer resultado (estimado) se utiliza para calcular el factor de potencia real en tres puntos diferentes: la entrada de la subestación, su salida y en el punto de conexión a la red. Estos cálculos están aplicados aguas abajo utilizando la estimación previa y se aplica sobre la potencia total real de la planta, que en este momento ya está calculada de una forma más precisa. Esto podría causar algunas discrepancias entre el factor de potencia predeterminado y el factor de potencia que se muestra en el Informe de Energía. En la siguiente imagen se listan todas las pérdidas aplicables para el cálculo del factor de potencia:
Veamos un ejemplo...
Como se ha mencionado anteriormente, si se sigue la estrategia de sólo inversores y se activa el factor de potencia en RatedPower, será necesario instalar más inversores para compensar la potencia reactiva. Esto se puede ver mejor a través del ejemplo de la Figura 5, donde, para mantener la misma capacidad total en su planta fotovoltaica con un factor de potencia más bajo, es necesario instalar más inversores.
Figura 5 - Una planta FV con dos factores de potencia diferentes.
Para entender esto mejor, podemos apoyarnos en la Ecuación 1.
Ecuación 1:
Dónde:
- PDC es la potencia pico DC de la planta FV.
- PAC es la potencia nominal AC de la planta (Activa). PAC = SAC * Factor de Potencia (dónde SAC es la potencia aparente AC total aparente de la planta FV).
Por lo tanto, cuando el factor de potencia es menor que 1, PAC disminuye y eso resulta en un incremento en el ratio DC/AC. Nuestro objetivo es siempre mantener la potencia pico y el ratio DC/AC fijos. Para esto, tenemos que incrementar el denominador de la ecuación de arriba. Ya que el factor de potencia también está fijo, solamente nos queda la opción de incrementar la potencia AC instalando más inversores.
Así es cómo funciona la herramienta del factor de potencia dentro de RatedPower. Esperamos que este artículo haya sido de ayuda.
Si quieres más información, no dudes en ponerte en contacto con nosotros mandando un correo a support@ratedpower.com.