estándares brasileños ABNT 16149 y ABNT 16150 exigir que el inversor fotovoltaico conectado a la red cumpla unos requisitos técnicos de funcionamiento en cuanto a factor de potencia.
En este artículo presentaremos el concepto de factor de potencia y presentaremos las normas técnicas vigentes en Brasil. se define como factor de potencia la relación entre las potencias activa y aparente de un sistema eléctrico, según la ecuación:
Donde:
P – es la potencia activa en [kW]
Q – es la potencia reactiva en [kVAr]
S – es la potencia aparente en [kVA]
Se utiliza un triángulo rectángulo para relacionar las potencias activa, reactiva y aparente.
En caso de que unoVástago monofásico sinusoidal, tenemos:
La potencia aparente en (VA) es el producto de los valores efectivos (RMS) de tensión y corriente. Se llama así porque su cálculo consiste en el simple producto del voltaje y la corriente, por analogía con los circuitos resistivos, pero su valor no revela las porciones de potencia activa y reactiva presentes en el sistema.
En las instalaciones eléctricas el factor de potencia (FP) Es un indicador de eficiencia energética, relacionando la potencia activa y reactiva presente en el circuito. un valor de FP cercano a la unidad (1,0) indica poco consumo de energía reactiva en relación con la energía activa.
Dado que la energía activa es aquella que realiza un trabajo útil, cuanto más cerca de la unidad esté FP, mayor será la eficiencia energética de la instalación o sistema eléctrico.
O FP Se clasifica como puramente resistivo cuando la corriente eléctrica y el voltaje del circuito tienen la misma fase, es decir, están perfectamente sincronizados y cruzan el cero (eje horizontal) en el mismo instante, como se muestra en la Figura 2. El factor de potencia también puede ser inductivo (Figura 3) o capacitivo (Figura 4), cuando la corriente está por detrás o por delante, respectivamente, con relación a la tensión del sistema.
En las Figuras 1 a 3 a continuación, la primera imagen muestra la información que muestra el analizador de potencia de precisión. Zimmer LMG 671 y el segundo muestra las formas de onda recogidas por un osciloscopio, la tensión de red y la corriente inyectada a la red por el inversor fotovoltaico. corbata.
Control del factor de potencia del inversor.
Los inversores fotovoltaicos de conexión a red (conectados a la red) tienen la capacidad de inyectar corriente con un desfase controlado, en relación con la tensión, a la red de distribución eléctrica. Esto permite al inversor controlar las cantidades de energía activa y reactiva que inyecta a la red eléctrica.
Por lo general, los inversores fotovoltaicos suelen estar programados para trabajar con PF unitario, es decir, para inyectar potencia puramente activa. Sin embargo, ha sido habitual utilizar esta capacidad de inyección de potencia reactiva para hacer que el propio inversor compense el factor de potencia de la instalación, realizando una función similar a la de una batería de condensadores.
Es importante tener en cuenta que existe un límite en la inyección de corriente que puede realizar el inversor. Por tanto, si está programado para inyectar una determinada cantidad de potencia reactiva, tendrá una capacidad reducida para inyectar potencia activa. También se puede solicitar ayuda a los inversores para controlar la estabilidad de la red eléctrica a través de su capacidad para inyectar potencia reactiva a la red de distribución.
Esto aún no sucede en Brasil, pero en el futuro nos encontraremos con situaciones en las que el concesionario de electricidad podrá enviar señales a los inversores de los sistemas de generación distribuida, haciéndolos inyectar energía reactiva según lo requieran las necesidades de la red eléctrica. Es decir, la distribuidora eléctrica podrá gestionar los inversores conectados a su red de distribución.
Esto ya ocurre, por ejemplo, en California, donde la “Regla 21 de interconexión de California”. En la fase 1 de implementación de este reglamento, los inversores conectados a la red debían ser “inversores inteligentes”, compatible con algunos requisitos de control requeridos para soportar el control de la red eléctrica.
En la fase 2, iniciada en 2019, se establecieron requisitos de comunicación para los inversores, integrándolos en una red IoT (internet de las cosas) para que pudieran ser controlados remotamente por las distribuidoras eléctricas.
En la fase 3, todavía prevista para el futuro, se concretarán funcionalidades avanzadas aprovechando los canales de comunicación creados en la fase 2.
Pruebas de control del factor de potencia
En el próximo artículo (Parte II: Pruebas normativas) hablaremos de las pruebas de control del factor de potencia, las cuales forman parte de los requisitos para la aprobación de inversores en el programa de certificación INMETRO (Instituto Nacional de Metrología, Calidad y Tecnología).
Las directrices y requisitos de prueba están determinados por las siguientes normas técnicas:
- ABNT NBR 16150 – Sistemas Fotovoltaicos (FV) – Características de la interfaz de conexión con la red de distribución eléctrica – procedimientos de prueba de conformidad;
- ABNT NBR 16149 – Sistemas Fotovoltaicos (FV) – Características de la interfaz de conexión con la red de distribución eléctrica.
Referencias
- Regla de interconexión 21 de California: qué significa para las empresas de servicios públicos y los clientes en los EE. UU. https://www.openintl.com/california-rule-21-interconnection/
- Folleto “Inversores Fotovoltaicos Conectados a la Red, Procedimientos de Prueba”, elaborado por el INRI (Instituto de Redes Inteligentes) de la UFSM (Universidad Federal de Santa María)
Comentários (7)
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Buenos días
Tengo una carga donde casi todos los motores están conectados a través de inversores, manteniendo el factor de potencia alrededor de 0,94.
Cuando desconecto las cargas, o el fin de semana, cuando la fábrica está parada, el inversor fotovoltaico inyecta en CEMIG un factor de potencia de 0,8.
¿Puedo corregir el factor de potencia generado por la fotovoltaica?
Tengo clientes que pagan multa por Factor de Potencia, incluso con batería de condensadores automática. El personal responsable de la instalación no brinda soporte. Al sol, el controlador varía. A veces indica 0.95, a veces 0.70 0ra – 0,45. De todos modos, necesito un consejo. Gracias.
Cuando la carga (consumo de la máquina, etc.) baja en relación a la potencia inyectada por el inversor, el Factor de Potencia se volverá inductivo y podrá caer por debajo de 0,92. De hecho, la inyección de reactivos no cambia, pero el medidor del Concesionario no lo ve así, ve como si la carga disminuyera y el reactivo permaneciera igual, es decir, se redujo el Factor de Potencia. Por este motivo, es interesante programar el inversor para inyectar reactivo capacitivo, por ejemplo sería interesante programar para inyectar 0,92 capacitivos para compensar este inductivo, o colocar una batería de condensadores automática en la entrada general de la instalación, o solo en el consumidor. cargas configurando para mantener el FP siempre lo más cerca de 1,00.
¡Me gustaría comprender mejor en futuros artículos y publicaciones cómo la red de distribución controlará el Factor de Potencia de cada generador fotovoltaico en la gestión de la red! ¿Podemos decir que cada generador fotovoltaico será un IP en esta red de información? Si es así, ¿esta red imaginada se construiría con los propios cables de alimentación de la red?
Este tema aún no se discute Jacques, en general los concesionarios imponen PF unitarios para los inversores. Pero si el concesionario solicita un PF diferente, ya sea capacitivo o inductivo, los inversores ya están preparados para ello. Creo que esto requerirá una regulación específica, ya que el propietario del sistema fotovoltaico debe ser remunerado por este servicio prestado a la red, sería un servicio auxiliar.
Excelente artículo.
Excelente artículo, felicidades Ing Guilherme.