Ingeniero Civil Eléctrico / La tendencia a nivel mundial de explorar nuevos medios de generación no convencionales ha permitido el desarrollo de tecnologías como la eólica o la solar. A nivel nacional la energía solar fotovoltaica (FV) ha comenzado a mostrar los primeros signos de ser una alternativa de gran potencial para el norte del país, en especial para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). La energía FV se caracteriza por tener una gran variabilidad, la cual si bien puede ser bastante predecible como en amaneceres y atardeceres, también puede ser de carácter aleatoria producto de los efectos producidos por nubes. Lo anterior, sumado a las características del SING, un sistema aislado, puramente térmico y poco flexible, hace de la generación FV más que una alternativa alentadora en términos de la estabilidad del sistema una solución para la cual el sistema no está preparado.
Considerando lo anterior, este trabajo se enfoca en proponer estrategias de control para plantas FV de gran escala que ayuden a disminuir el riesgo asociado a la variabilidad inherente en la generación de este tipo de tecnología. Se analizan dos estrategias, un control para el amanecer y atardecer (control A/A) el cual busca limitar las pendientes de potencia que se producen en amaneceres y atardeceres, y un control para el llamado efecto nube (control EN) que disminuya la variabilidad de la potencia de salida de una planta FV producto de disminuciones intempestivas en la radiación recibida. Ambos controles se basan en la operación deloaded de la planta FV, es decir, dejando un margen de reserva de potencia de forma tal de permitir un control de potencia en la planta. Los modelos son desarrollados en el software DIgSILENT, donde se evalúa el desempeño de los controles propuestos bajo diferentes escenarios de radiación.
Los resultados muestran un comportamiento adecuado del control A/A, el cual solo es limitado por los niveles técnicos de operación del conversor y el nivel de reserva. Para el control de EN los resultados son alentadores para ciertos niveles de radiación, donde se ven disminuciones de hasta un 37% en la variabilidad de la potencia de salida en el escenario de radiación moderada con un 10% de deload. Para días con mayor nubosidad, con un aumento en el nivel de deload se logra disminuir la variabilidad de potencia en un 21% y con pérdidas de energía inferiores al 3%. El control de EN logra disminuir la variabilidad de potencia a la salida, disminuyendo así los niveles de reserva que serían necesarios en el sistema para compensar estas variaciones, producidas por fluctuaciones en la radiación.
Como trabajo futuro se propone evaluar económicamente estas alternativas, contemplando las pérdidas que se generan por la operación deloaded de centrales FV, los beneficios a nivel sistema al disminuir los niveles de reserva, etc. Por otro lado, proponer un control que adapte el nivel de reserva a partir de pronósticos meteorológicos puede conseguir mejores resultados que un nivel de reserva predefinido.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UCHILE/oai:repositorio.uchile.cl:2250/114813 |
| Date | January 2013 |
| Creators | Astudillo Jara, Alejandro Aladino |
| Contributors | Rahmann Zúñiga, Claudia, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Departamento de Ingeniería Eléctrica, Palma Behnke, Rodrigo, Morales Osorio, Nelson |
| Publisher | Universidad de Chile |
| Source Sets | Universidad de Chile |
| Language | Spanish |
| Detected Language | Spanish |
| Type | Tesis |
| Rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Chile, http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/cl/ |
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