Protección anti-isla de inversores fotovoltaicos

Uno de los requisitos obligatorios para los inversores fotovoltaicos es estar equipados con protección contra el aislamiento involuntario.

El aislamiento involuntario se refiere al funcionamiento inadecuado de los generadores fotovoltaicos en ausencia de la red eléctrica proporcionada por la empresa de servicios públicos local, como se muestra en la figura 1.

La formación de islas involuntarias, en general, ocurre en un pequeño número de casos. Aun así, los inversores conectados a la red eléctrica deben estar preparados para afrontar este problema.

Como la energía en el área aislada no es mantenida ni regulada por el concesionario, el voltaje y la corriente pueden variar de tal manera que dañen las cargas más sensibles de los consumidores y equipos de la propia red de distribución.

Además, la presencia del generador fotovoltaico conectado a una red de distribución desconectada podría poner en riesgo a las personas.

El tiempo límite de detección y desconexión por aislamiento es de hasta 2 segundos, definido en la norma ABNT NBR 16149 – Sistemas fotovoltaicos – Características de la interfaz de conexión con la red de distribución eléctrica.

Detección de islas

La detección de islas se realiza mediante el sistema de control integrado en el inversor. Los métodos de detección de islas se pueden clasificar en activos y pasivos. Los métodos pasivos se basan en observar el estado de la red eléctrica, comprobando si el sistema está en isla en base a la medición de la tensión y frecuencia de la red.

La red eléctrica puede sufrir perturbaciones cuando el sistema está en isla. Estas perturbaciones dependen de la relación entre las potencias activa y reactiva que inyecta el inversor y que utiliza la carga. La Figura 2 muestra el circuito eléctrico equivalente de un sistema fotovoltaico en el momento del aislamiento.

Durante el funcionamiento normal del sistema, la carga consume la suma de la potencia inyectada por el inversor (P,Qinverter) y la potencia suministrada por la red de distribución (si corresponde y representada por P,Qnetwork). Es decir, en funcionamiento normal: P,Qcarga = P,Qinversor + P,Qred.

En el momento en que se detiene el suministro de energía desde la red de distribución, el inversor sigue alimentando las cargas locales, representadas por el conjunto RLC. Cuando ya no hay influencia de la red pública (P,Qgrid = 0, sistema desconectado) la tensión del sistema variará según la relación entre la potencia activa suministrada por el inversor (Pinverter) y la potencia activa que la parte resistiva de el sistema consume (Pcarga).

En caso de aislamiento, la frecuencia de la corriente inyectada al sistema aislado también variará, respetando la relación entre la potencia reactiva suministrada por el inversor (Qinverter) y la potencia reactiva consumida por la capacitancia e inductancia equivalente de la carga (Qload). ).

Como es muy raro que el inversor alimente una red en la que tanto la potencia activa como la reactiva generadas por él estén perfectamente adaptadas a la carga suministrada, los métodos pasivos suelen ser suficientes para detectar el aislamiento.

Aun así, el estándar para inversores fotovoltaicos exige la existencia de métodos activos, que teóricamente son capaces de detectar cualquier situación de isla, incluso si existe una perfecta coincidencia entre la generación del inversor y el consumo local (en cuyo caso la isla no sería detectada). métodos pasivos).

Tabla 1 – Relación entre potencia activa y reactiva en el momento del aislamiento y su efecto eléctrico en el sistema

Si la potencia inyectada por el inversor es exactamente la misma que la consumida por la carga, es posible que el sistema siga funcionando de forma aislada. La Figura 3 muestra un experimento realizado en laboratorio con un inversor en el que fue posible desactivar la protección de isla. Esto no es posible en inversores comerciales, sino sólo en inversores desarrollados en laboratorio.

La carga fue sintonizada intencionalmente para que las potencias activa y reactiva que inyecta el inversor fueran iguales a la consumida. Es decir, se trata de un caso en el que el inversor no nota la ausencia de la red de distribución eléctrica y continúa suministrando la carga local de forma islada, al no producirse cambios eléctricos en la red tras producirse la isla.

Sólo los métodos de detección activos (que en este caso estaban desactivados) son capaces de detectar la isla en esta situación tan particular. En esta prueba, las cargas de los consumidores están representadas por una carga RLC (resistencia, inductor y condensador en paralelo) capaz de absorber toda la potencia suministrada por cuatro inversores fotovoltaicos (todos ellos con sus sistemas de detección de isla apagados).

Se puede observar que, al ser idénticas las potencias inyectada y consumida, no hubo variación en la tensión y frecuencia de la isla, que se mantuvo en torno a los 60 Hz. Sin un sistema anti-isla activado, esta situación podría durar mucho tiempo. tiempo, lo cual está prohibido por la normativa.

En la figura 3, el gráfico superior (rojo) muestra la tensión en el punto de conexión de los inversores con la instalación eléctrica. El gráfico inferior (azul) muestra la corriente eléctrica consumida por la carga. El islanding (desconexión de la red de distribución) se produjo en el momento resaltado en el gráfico.

Observamos que no se produjo ningún cambio en la frecuencia o amplitud del voltaje eléctrico y los inversores continuaron suministrando la carga de forma aislada. Para garantizar que el inversor no funcione de forma aislada en ningún caso, es necesario utilizar métodos de detección activos.

Los métodos activos utilizan perturbaciones directas en el punto de conexión para desestabilizar algunos de los parámetros de la red cuando hay aislamiento. La medición del efecto de esta perturbación se utiliza como criterio para que el inversor detecte o no el funcionamiento en isla.

Cada inversor utiliza alguna combinación de estos dos enfoques (activo y pasivo), generalmente lo suficientemente robusto como para evitar una inyección indebida de energía en momentos de falla de la red principal.

Zona de no detección

Para evitar que el inversor se apague debido a cualquier variación de tensión y frecuencia en la red pública, la norma NBR 16149 establece un rango de variaciones de tensión y frecuencia en el que el inversor puede seguir funcionando. Estos rangos operativos se pueden describir a través de la zona de no detección (NDZ) resaltada en el siguiente gráfico.

La zona rectangular de la figura 4 representa los rangos de variación que debe soportar el inversor sin activar la protección anti-isla. La variación de la potencia activa está representada por los límites UV (subtensión – subtensión) y OV (sobretensión – sobretensión). La variación de la potencia reactiva está representada por los límites UF (subfrecuencia) y OF (sobrefrecuencia). Para garantizar la seguridad del sistema, el NDZ del inversor debe respetar los límites de variación definidos por la norma NBR 16149.

Conclusión

Sin embargo, cuantos más inversores hay, aparecen nuevos problemas. Uno de ellos consiste en la interferencia mutua entre inversores de modo que un equipo anula las medidas de protección de otros inversores [2]. Se están llevando a cabo nuevos estudios para mitigar dichas interferencias y minimizar la probabilidad de que se produzca un aislamiento involuntario en presencia de múltiples inversores conectados en la misma área.

Referencia

• MVG dos Reis, “Estudio e implementación de estrategias de detección de isla en inversores para sistemas fotovoltaicos de generación distribuida” – tesis de maestría, Universidad Estadual de Campinas (UNICAMP), 2016