fotovoltaica

BOLIVIA

Planta híbrida fotovoltaica–diésel de Cobija

0
(Exclusivo para suscriptores) Este proyecto en el norte de Bolivia, en medio de la selva, es una referencia para el abastecimiento eléctrico a núcleos aislados. Con un claro interés económico, por el ahorro que supone de combustibles líquidos, y estratégico, por el autoabastecimiento con recursos locales. Pero además plantea importantes retos desde el punto de vista del control de los parámetros eléctricos del sistema aislado, fundamentalmente tensión y frecuencia, que mantengan la confiabilidad del suministro eléctrico a la población, en un momento de clara expansión.

Carlos Álvarez Roca y Alberto Ceña Lázaro*
Planta híbrida fotovoltaica–diésel de Cobija

Cobija es un municipio y ciudad capital de la Provincia de Nicolás Suárez y a la vez la única aglomeración urbana del departamento de Pando, al norte de Bolivia. Está cubierto en un 90% por un denso bosque tropical prácticamente intacto. Su economía está marcada por la extracción de la castaña (conocida en Europa como nuez de Brasil), el fruto de un árbol silvestre (Bertholletia excelsa) que llega a medir más de 50 m y vivir más de 500 años, y que ha sido cuidado y explotado por los pobladores desde tiempos inmemoriales.
Cuenta con una población de aproximadamente 42.200 habitantes, con tasas de crecimiento del 6,6% y está situada a orillas del río Acre, frontera natural con Brasil, a una altitud de 235 m. Tiene un clima tropical y lluvioso.
Desde la perspectiva energética y de acuerdo con el estudio previo realizado por Niras con apoyo de la cooperación danesa, el Sistema Eléctrico Aislado de Cobija (SEAC) atiende a 11.631 consumidores de las ciudades de Cobija, Porvenir y Puerto Rico mediante una generación a base de motores diésel. La demanda máxima del sistema en el año 2012 fue de 7,75 MW y el consumo de energía durante todo el año fue de 33,9 GWh.
Dentro de este estudio se realizó también el predimensionamiento del sistema híbrido por los mismos ingenieros que luego participamos en el desarrollo de la ingeniería básica.
La generación de electricidad en el SEAC se realiza mediante generadores diesel en la planta de la empresa pública ENDE, situada al suroeste de la ciudad. El consumo de diésel del año 2012 fue de 10,8 millones de litros, lo que significa una subvención estatal total de 91,8 millones de bolivianos, la moneda del país, (para pasar de 9,47 Bs/litro, a 1,1 Bs/litro). Esos 91,8 millones son aproximadamente 12 millones de euros al cambio actual. Por lo tanto, la opción de generación fotovoltaica tiene un claro interés económico, por el ahorro que supone de combustibles líquidos, y estratégico, por el autoabastecimiento con recursos locales, lo que mejora el suministro de energías y evita los riesgos de transporte.
Plantea por otro lado, importantes retos desde el punto de vista del control de los parámetros eléctricos del sistema aislado, fundamentalmente tensión y frecuencia, que mantengan la confiabilidad del suministro eléctrico a la población, en un momento además de clara expansión.

Características de la planta híbrida
La planta de generación diésel actual se encuentra dentro del núcleo urbano por el crecimiento de la población y sin espacio para ubicar la planta fotovoltaica. Está constituida por 10 grupos generadores que suman 9,5 MW de potencia. Todos los grupos han incorporado sistemas de control avanzados Woodward Easy Gen-3000 para integrarse con la nueva planta fotovoltaica y el sistema estabilizador y el hecho de que existan tantos grupos otorga gran flexibilidad a la operación del conjunto, en cualquier caso compleja como se ha mostrado a través de la experiencia.
El despacho del SEAC se realiza desde la planta donde se ubican los grupos diésel y hasta la instalación de los nuevos equipos, el mismo era básicamente manual con el seguimiento de las tensiones en los nudos más importantes del sistema y el control de frecuencia tomando la referencia del grupo que se consideraba como base en cada momento. Por lo que se refiere a la distribución, parte de los 6,6 kV de los generadores, en algunos casos elevada mediante transformadores unitarios a partir de la generación en baja tensión, y se eleva la tensión a 34,5 kV mediante tres transformadores de 3 MVA cada uno. Estos tres transformadores alimentan una barra flexible a 34,5 kV de la que salen tres líneas de distribución. Una de las cuales es la que alimenta la zona de “El Porvenir” y discurre a menos de 100 m del emplazamiento seleccionado para la planta fotovoltaica. El consumo del aeropuerto y el hospital se atienden directamente por líneas exclusivas en 6,6 kV. Uno de los retos para el dimensionamiento de la instalación fotovoltaica, promovida por la Empresa Eléctrica Guaracachi (EGSA), filial de la empresa pública ENDE, fue contribuir al fuerte crecimiento de la demanda que se refleja en la figura siguiente. Este crecimiento está derivado en gran parte de la mejora general de la economía boliviana y, también, de la mayor actividad agrícola ligada a las castañas en el entorno del municipio de Cobija
Por otro lado, en la figura siguiente se refleja la curva de carga del SEAC donde se observa el buen encaje con la solución de generación fotovoltaica pues la radiación solar en este emplazamiento tan próximo al ecuador cubre gran parte de las horas de máxima demanda, muy marcadas por el incremento del uso del aire acondicionado también ligado al crecimiento económico.
Para el dimensionamiento de la planta fotovoltaica se establecieron como punto de partida la evolución de la demanda y la curva de carga de las figuras 1 y 2. Además, evidentemente, de la radiación existente en la zona, muy afectada por la nubosidad, sobre todo en el periodo de lluvias que luego se comenta. Como amortiguador de los periodos nubosos y para aportar inercia al sistema se incorporaron baterías de Ion-litio, un reto técnico de este proyecto habida cuenta de su ubicación en plena selva amazónica. Para dimensionar la planta FV se utilizó el modelo Pvsyst y para la operación del conjunto se utilizó el modelo Transys, algunos de cuyos resultados se presentan en las figuras adjuntas.
En la Tabla 1 se muestran las características finales de la planta fotovoltaica, de acuerdo con el resultado de las características de radiación, demanda y su evolución y curva de carga del sistema aislado.
Las figuras siguientes obtenidas a partir del Transys muestran la elevada variación del recurso solar en la zona y los índices de cobertura con la instalación fotovoltaica lo que pone una vez más en evidencia la importancia de aportar inercia por parte de las baterías así como la operación coordinada del conjunto (Figura 3).
Por lo que respecta al gráfico, el color magenta no das la radiación del emplazamiento a lo largo del año (Radiación W/m2 a la derecha) y en color azul se tiene la relación PV/Demanda del sistema (Relación % a la izquierda). De acuerdo con los resultados que se observan en el gráfico se puede concluir que para la plana de 5,1 MW no se darán niveles de penetración superiores al 60% y, por otro lado, las fluctuaciones son mayores en los primeros y últimos meses del año, que corresponden con los de mayores lluvias.
Además, la inclinación a 12º de los módulos hace que precisamente sea en este periodo cuando se producen las mayores puntas de generación fotovoltaica, tal y como se observa en la figura siguiente (Figura 4).
Para esta figura, los colores indican en marrón azul claro la potencia fotovoltaica inyectada (Potencia en kW a la derecha) y en color azul vemos la relación PV/Demanda del sistema (Relación % a la izquierda).
Por lo que respecta a los módulos fueron suministrados por Yingly modelo YL300P-35b de 300 Wp. Los módulos están conectados en series de 18 unidades.
Las series se conectan en paralelo en cajas de conexiones distribuidas por el campo FV. El resto del BOP (Balance de Planta) fue realizado por el constructor de la instalación llave en mano, Isotron, filial de la empresa española Isastur. El Ciemat realizó el informe de inspección de la planta una vez finalizada.
En cuanto a los inversores, los finalmente seleccionados fueron tres unidades de la serie Sunny Central 800 CP-XT de SMA con una potencia de salida de 4.800 kW.
Un tema importante dentro de este nuevo esquema operativo de la planta es la coordinación de las protecciones de los diferentes equipos. Por ejemplo, es importante evitar corrientes inversas de la planta FV y de las baterías hacia los grupos diésel.

Sistema estabilizador
Un tema más complejo fue el diseño de las baterías y el control del sistema en su conjunto, lo que se conoce como el estabilizador, dada la elevada nubosidad de la zona y por el hecho de que la generación fotovoltaica pudiera llegar a cubrir más del 50% de la demanda. Las funciones del estabilizador, constituido por baterías de ion-litio eran:
– Suavización de los perfiles de producción de la planta FV. El sistema permitirá un rango o tasa de variación máxima por minuto de la potencia de salida.
– Contribución a la regulación de frecuencia de la red. El sistema de estabilización se en encargará de mantener la frecuencia dentro unos límites admisibles, con respuestas rápidas inferiores al segundo.
– Contribución a la regulación de potencia reactiva de la red. El sistema de mantendrá la tensión de la misma dentro de niveles técnicamente admisibles y controlará el flujo de potencia reactiva en la red.
– Garantía de suministro. En todo momento se garantiza el suministro continuo de las cargas conectadas a la red eléctrica.
El sistema de control de todo el conjunto híbrido fue inicialmente diseñado con el apoyo de GpTech que suministraba la operación conjunta del conjunto, además de los correspondientes inversores, tanto de la planta FV como de las baterías. Sin embargo, una vez aprobado el concurso público, la electrónica de potencia y el sistema de control fueron suministrados por SMA. Su Fuel Save Controller coordinaba la operación del conjunto.
Las dos baterías fueron suministradas por SAFT, modelo Intensium Max 20M, con una potencia total de 2,3 MVA, aunque lo importante en este tipo de plantas es el tiempo de respuesta. Las baterías se ubicaron en la planta diésel para contribuir a la estabilización si se produce incluso la pérdida de la planta fotovoltaica unida por una sola línea.
Para el control de las baterías se utilizaron dos inversores Sunny Central Storage (SCS) de SMA. Uno era el maestro y el otro el esclavo. El primero se comunicaba con el sistema de gestión de las baterías BMS y con el Fuel Save Controller (FSC) suministrado por SMA. Este último es un elemento clave pues debe comunicar y gestionar no sólo los nuevos equipos, planta fotovoltaica y baterías, sino también los grupos diésel.

El sistema de control
Al añadir la planta FV y el sistema de baterías a los grupos diésel en funcionamiento, se modifica la necesidad de reserva rotante. Inicialmente hasta conseguir familiarizarse con la operación del conjunto y que el sistema de baterías sea totalmente operativo, en términos de potencia y con la respuesta de tiempo, es necesario dotar a los grupos diésel de la reserva adicional necesaria debido a la volatilidad de la potencia de salida de la planta fotovoltaica. Posteriormente, el sistema de control deber ser capaz de disminuir la reserva rotante gracias a la energía almacenada en las baterías en los diferentes estados de carga.
Desde un punto de vista operativo el Sunny Central Storage (SCS) maestro recibe comandos de carga y descarga de potencia activa y dispone de potencia reactiva según las demandas del FSC. Además, el SCS posee funciones especiales de integración a red que le permiten un funcionamiento independiente de un sistema de control superior.
El modo operativo es sencillo: si la frecuencia sobrepasa un límite regulable determinado, la batería se carga; si la frecuencia está por debajo de otro límite determinado, la batería se descarga. Esta función es esencial dentro de un sistema híbrido con sistema de baterías ya que estabiliza la frecuencia, por ejemplo, cuando ocurren cambios imprevistos en la potencia de salida o en la carga.
El FSC optimiza pues el consumo de diésel, controla también los Woodward de los grupos diésel que se comunican a través de una pasarela “Esenet” con el FSC y al mismo tiempo asegura que los cambios imprevistos de carga o las caídas de la potencia fotovoltaica de salida no desestabilicen el sistema. Por esta razón, calcula continuamente la cantidad de reserva rotante que debe suministrar el sistema de grupos diésel, teniendo en cuenta el estado de funcionamiento de la planta fotovoltaica y del sistema de baterías. El valor calculado se envía al sistema de control de los grupos diésel a través de la pasarela “Esenet” de Woodward.
El sistema de control de los grupos diésel proporciona la reserva rotante requerida considerando todos los grupos diésel preparados y disponibles. Además, el sistema de control podrá poner en marcha los grupos diésel automáticamente.

Resultados operativos iniciales
Tal y como se ha comentado al inicio de este artículo la zona tiene una elevada nubosidad lo que afecta a la irradiación de la planta y, por lo tanto, a su producción eléctrica.
En general la operativa actual ha demostrado la insuficiente respuesta de las baterías a las variaciones de la producción fotovoltaica lo que ha hecho operar a los grupos diésel con mayores reservas sobre todo por las necesidades de respuesta inercial.
La disminución de potencia por mayor carga de las baterías ha tenido, por lo general, una respuesta más rápida.

* Carlos Álvarez Roca trabaja en Termoelec y es el ingeniero responsable de la ingeniería básica y de las especificaciones técnicas por encargo de la compañía eléctrica EGSA. Y Alberto Ceña Lázaro, de Bepte, es ingeniero especializado en renovables y ha participado en el desarrollo de la ingeniería básica y en la elaboración de las especificaciones técnicas también por cuenta de EGSA.

Añadir un comentario
Baterías con premio en la gran feria europea del almacenamiento de energía
El jurado de la feria ees (la gran feria europea de las baterías y los sistemas acumuladores de energía) ya ha seleccionado los productos y soluciones innovadoras que aspiran, como finalistas, al gran premio ees 2021. Independientemente de cuál o cuáles sean las candidaturas ganadoras, la sola inclusión en este exquisito grupo VIP constituye todo un éxito para las empresas. A continuación, los diez finalistas 2021 de los ees Award (ees es una de las cuatro ferias que integran el gran evento anual europeo del sector de la energía, The smarter E).