sistemas de reactive power compensaci n de compensation

ESPECIAL AMÉRICA LATINA: SOLAR | LATAM SPECIAL EDITION: SOLAR PV

Sistemas de compensación de potencia reactiva en grandes proyectos fotovoltaicos en MéxicoEl cumplimiento de los requisitos de potencia reactiva y factor de potencia del vigente código de red mexicano pasa por un estudio exhaustivo que aborde cuestiones tanto técnicas como económicas, para conseguir una óptima combinación de tamaño de planta, relación potencia alterna y continua, junto con una capacidad de inversores fotovoltaicos y baterías de condensadores adecuada.

LUIS TRIJUEQUEDIRECTOR DE INGENIERÍA DIVISIÓN ENERGÍA SOLAR TYPSA

El código de red emitido por la Comisión Regu-ladora de Energía (CRE)

el 8 de abril de 2016 es de ca-rácter obligatorio para todos los centros de carga y centrales generadoras interconectadas al Sistema eléctrico Nacional mexicano (SEN).

Este Código de Red contiene los requisitos técnicos mínimos necesarios para asegurar la correcta operación, planifica-ción, generación y consumo de aquellos actores que estén conectados al SEN o preten-dan estarlo en un futuro.

Los requisitos se definen en función de tres factores: • La Capacidad de la Central

Eléctrica• El Sistema Interconectado

al que se desea integrar• La tecnología de gene-

ración, considerando la siguiente clasificación: sín-crona y asíncrona.

Mayoritariamente, las gran-des plantas fotovoltaicas con potencias nominales superio-res a 30 MW y conectadas a la red, se definen como Centra-les eléctricas tipo D.

Entre los requisitos más re-levantes para el cumplimiento del código de red de este tipo de plantas se encuentran el control primario de frecuencia, la capacidad de regular la po-tencia reactiva y, ligada a esto último, su participación en el control de tensión.

Para el primero de ellos, a pe-sar de la limitación inherente de las plantas solares fotovol-taicas para regular su potencia activa, el propio código acepta que en caso de baja frecuen-cia, la entrega real de potencia activa dependerá de la dispo-nibilidad de la fuente primaria de energía, en nuestro caso la radiación solar. Con esto, en la mayoría de las localizaciones en México, se evita la nece-sidad de instalar sistemas de almacenamiento de energía

Reactive power compensation systems in large photovoltaic projects in MexicoCompliance with the reactive power and power factor requirements in Mexico’s current network code require a comprehensive analysis involving both technical and financial factors in order to achieve an optimal balance between the size of the plant, the relationship between alternating and continuous power, and the adequate capacity of photovoltaic inverters and capacitor batteries.

LUIS TRIJUEQUEHEAD OF ENGINEERING AT TYPSA’S SOLAR ENERGY DIVISION

On 8th April 2018, the Energy Regulatory Commission (CRE for

its Spanish name Comisión Re-guladora de Energía) issued a network code to be adopted by all load centres and power plants connected to the Mexi-can National Electric System (SEN for its Spanish name Sis-tema Eléctrico Nacional).

The network code contains the minimum technical re-quirements needed to ensure correct operation, planning, generation and consumption for those who are connected to the SEN or who intend to connect to the network in the future.

The requirements revolve around three factors: • The capacity of the power

plant.• The interconnected system

into which the network would integrate.

• The technology for gene-rating power, classified

either as synchronous or asynchronous.

Large-scale photovoltaic plants with power ratings greater than 30 MW and which are connected to the network are mostly defined as type D plants.

For this type of plant to com-ply with the network code, it must control its primary frequency, be able to regula-te its reactive power control the voltage, among other requirements.

With regard to the first of these requirements and despi-te the basic limitation of solar photovoltaic plants to regulate their active power, the code states that, when the frequen-cy is low, the actual active power delivered will depend on the availability of the pri-mary source of energy — in this case, solar radiation. Thus, most Mexican locations avoid the need to install energy sto-rage systems to supplement the injection of active power.

The second requirement re-fers to the injection of reactive

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para suplementar la inyección de potencia activa.

El segundo requisito se refie-re a la inyección de potencia reactiva en el punto de inter-conexión. El código exige a las plantas solares fotovoltaicas contribuir a la regulación de potencia reactiva, de forma que éstas sean capaces de operar cada punto dentro de la curva de capabilidad PQ.

Así, cuando se opera la plan-ta fotovoltaica a una salida de potencia activa actual por debajo de la potencia máxima contractual en el punto de in-terconexión (P < Pmáx), la cen-tral debe ser capaz de operar en cada punto dentro de su curva de Capabilidad P-Q, por lo menos hasta el nivel mínimo de la potencia activa. La zona de obligado cumplimiento se encuentra en blanco y corres-ponde a un factor de potencia de 0.95 en atraso y adelanto para una potencia de genera-ción que abarca desde poten-cia activa nula hasta Pmáx. La zona gris no es obligatoria.

Como se ha comentado con anterioridad, la planta debe ser capaz de inyectar/absorber la potencia reactiva máxima (cos phi=0.95) mientras inyecta la potencia activa nominal en el punto de interconexión, no solo en condiciones de voltaje nominal sino incluso en la con-diciones límites de voltaje en el POI (p.u.=1.05 y p.u.=0.95). Por ello, es necesario conocer que el perfil de las curvas P-Q (t_amb y voltaje) puede variar sustancialmente de un fabri-cante a otro.

Las plantas fotovoltaicas puede potencialmente cum-plir con todos estos requisitos si utilizan un sistema de com-pensación reactiva, el cual se debe diseñar tomando en cuenta las características espe-cíficas de cada proyecto foto-voltaico, como capacidad de

la planta, sistema colector de MT, inversores solares, trans-formadores de media tensión y principal, líneas de transmisión hasta el punto de conexión, entre otros.

Un requerimiento adicional es la capacidad de compen-sación reactiva dinámica para poder controlar el factor de potencia en forma continua. Estos requerimientos se pue-den cumplir instalando un banco de capacitores en de-rivación para compensar las pérdidas reactivas de la planta, en combinación con la capaci-dad de compensación reacti-va dinámica de los inversores solares.

Según lo expuesto anterior-mente, el operador del sistema a través del Centro de Con-trol podrá enviar consignas a las instalaciones fotovoltaicas para el control de la potencia activa y reactiva. De manera general se puede decir que el controlador de la planta (PPC), recibirá las consignas del operador para controlar la tensión en el punto de interco-nexión que generalmente es en alta tensión. En este tipo de grandes plantas, el PPC debe controlar a los numerosos in-versores que pueden llegar a componer la instalación. Esto

power at the point of intercon-nection. The code requires that solar photovoltaic plants con-tribute to regulating reactive power so that they may opera-te at each point within limits of the PQ capacity curve.

Thus, when producing a cu-rrent active power output be-low the contractual maximum power at the point of intercon-nection (P < Pmax), the plant should be able to operate at each point within the P-Q ca-pacity curve, at least to the minimum level of active power. The required area is blank and corresponds to a range of from leading to lagging power factor of 0.95 for a generation power covering the whole range from null active power to Pmax. The grey area is not mandatory.

As mentioned previously, the plant must be able to inject/

absorb the maximum reactive power (cos phi=0.95) at the same time it injects the nomi-nal active power at the point of interconnection, not only under nominal voltage con-ditions but even under limit voltage conditions in the POI (p.u.=1.05 and p.u.=0.95). It must therefore be noted that the P-Q curve profiles (t_amb and voltage) can vary substan-tially from one manufacturer to another.

In theory, photovoltaic plants can meet all of these requirements using a reactive compensation system, which must be designed taking into account the specific charac-teristics of each photovoltaic project, such as the capacity of the plant, the MV system, the solar inverters, the me-dium and high voltage power transformers and the transmis-sion lines up to the point of connection.

They are also required to have the capacity for dynamic reactive compensation in order to be able to control the power factor in continuous form. These requirements can be met by installing some capa-citor banks to compensate for the reactive loss of the plant, combined with the capacity

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for dynamic reactive compen-sation of solar inverters.

Based on the above, the system operator can send instructions from the Control Centre to the photovoltaic plants to control active and reactive power. Usually, the power plant controller (PPC) will receive the operator’s instructions to control the voltage at the point of inter-connection, which is generally at high voltage level. In the-se types of large plants, the PPC must control the many inverters that can make up the plant. This gives rise to increasingly complex control algorithms in distributed ins-tallations. Normally — at least for design-phase studies — the PPC assigns the Q Total reactive power equally among the available inverters.

Our team has the latest tools for analysing and simulating

the different static and dyna-mic plant models using power flow studies. The analysis is used to determine the mini-mum number of photovoltaic inverter capacity which, com-bined with the proper requi-red capacitor/reactor bank, will allow the plant’s reactive power generation/absorption to meet both the static and dynamic reactive power re-quirements set in the network code.

The capacitor bank is insta-lled with the aim of injecting reactive power to compensa-te for the plant’s inherent in-ductive losses to the point of interconnection and to obtain the capacitive power factor required along with the ability of the photovoltaic inverters to inject reactive power. If the network operator demands an inductive power factor, this usually can be achieved

da lugar a algoritmos de con-trol cada vez más complejos en instalaciones distribuidas. Lo normal, al menos para los estudios que se realizan en la fase de diseño, es que el PPC consigne de potencia reactiva Q Total de forma idéntica entre los inversores disponibles.

Nuestro equipo de trabajo posee las herramientas más actuales para el análisis y la simulación de los diferentes modelos estáticos y dinámicos de planta mediante estudios de flujos de potencia. Este análisis permite determinar el número mínimo de inversores fotovol-taicos que en combinación con el banco de condensadores adecuado necesario consigue que la generación/absorción de potencia reactiva de la planta satisfaga los requerimientos tanto dinámicos como estáti-cos de potencia reactiva que marca el código de red.

El banco de capacitores se instala con el objetivo de in-yectar potencia reactiva que compense las pérdidas induc-tivas inherentes de la propia planta fotovoltaica hasta el punto de interconexión y con-seguir de factor de potencia capacitivo necesario junto con la capacidad de los propios inversores fotovoltaicos para inyectar potencia reactiva. Si el operador de red, demanda un factor de potencia inductivo, éste puede conseguirse úni-camente con los inversores y el banco de condensadores se desconectara.

En este sentido, es funda-mental conocer la capacidad de potencia activa y reactiva del inversor empleado a dife-rentes temperaturas ambien-tes y niveles de tensión.

En muchos casos, los inverso-res permiten aumentar la en-trega de potencia reactiva para

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using only the inverters and the layer capacitors will be disconnected.

It is therefore essential to know the active and reactive power capacity of the inverter used at different room tempe-ratures and voltage levels.

In many cases, the inverter can increase the delivery of re-active power for above-nomi-nal voltage values (below the maximum nominal current). This capacity is useful when the main power transformer (HV side) allows for on-load voltage regulation.

A proper study of reactive compensation must ensure that the voltage at the inver-ter terminals remains within its allowed operation range and that there is no undesired tripping due to excess or low voltage. Likewise, the voltage at the point of interconnection must remain between 105 and 95% of the nominal voltage.

The number of inverters can be substantially reduced by properly implementing a lo-gical operating system com-bining the best use of the inverter’s capacities along with the proper sizing of the layer of capacitors, and this could lead to savings in medium vol-tage transformers, switchgear and wiring.

Conclusions Since the entry into force of the latest Mexican network code (Resolution of the Energy Regulatory Commission (CRE for its Spanish name Comisión Reguladora de Energía) on 8

April 2016, any photovoltaic solar power plant developer who wishes to connect to the Mexican National Electric Sys-tem (SEN) must carry out a stu-dy to verify compliance with a series of interconnection re-quirements before obtaining authorisation to interconnect the plant.

The way to meet these requi-rements is to optimally combi-ne plant size and DC/AC ratio, together with photovoltaic in-verters that allow for dynamic regulation of the power factor and an optimal size of the ca-pacitor bank to compensate for the losses of the system.

It is essential to choose the correct inverters to fit the re-quired P/Q operation profile, not only with a view to com-plying with the regulations but also to maximise the energy production under any condition.

Because there may be several technical solutions and com-binations, a detailed study of the available alternatives is re-quired in order to choose the optimal solution from both the technical and financial points of view.

This article focuses on the requirements of the Mexican code network currently in for-ce, but these same conclusions are perfectly valid for many other countries (Brazil, Chile, Arabia, etc.) where other large photovoltaic projects are being developed and where there is a huge price-based compe-tition for the sale of energy which requires analysing the best interconnection solution.

In order to carry out the stu-dies, the consultant should have the tools and expertise needed to find a cost-effective solution which optimises the client’s resources while provi-ding an effective and reliable technical solution �

valores de tensión mayores a su nominal (respetando la co-rriente nominal máxima). Esta capacidad puede ser aprove-chada cuando el transforma-dor de potencia principal (lado AT) permita la regulación del voltaje en carga.

Un adecuado estudio de compensación de reactiva debe comprobar que el voltaje en los terminales de los inver-sores permanece dentro de su rango permitido de operación y que no se produzcan disparos indeseados por sobretensión o bajo voltaje. Del mismo modo, se debe también comprobar que el voltaje en el punto de interconexión está entre 105 y 95% del voltaje nominal

La correcta implementación de una lógica de funciona-miento que combine el mejor aprovechamiento de las capa-cidades del inversor junto con el adecuado dimensionamien-to del banco de condensadores puede reducir sustancialmente el número de centros de inver-sores con el consiguiente aho-rro también en transformado-res, aparamenta y cableado de media tensión.

Conclusiones Desde la entrada en vigor del último código de red mexica-no (Resolución de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) el 8 de abril de 2016, cualquier promotor de una planta solar fotovoltaico que pretenda co-nectarse al Sistema eléctrico Nacional mexicano (SEN) de-ben presentar un estudio que

verifique el cumplimiento de una serie de requisitos de inter-conexión para obtener la auto-rización de interconexión de la planta.

Para el cumplimiento de estos requisitos, la solución pasa por una óptima combinación de tamaño de planta y su relación potencia alterna y continua, in-versores fotovoltaicos que per-mitan una regulación dinámica del factor de potencia junto con baterías de condensado-res de tamaño optimizado que permitan compensar las pérdi-das del sistema

La correcta elección de los in-versores que se ajuste al perfil de operación P/Q requerido es trascendental, no sólo en lo que se refiere al cumplimiento de la norma sino para conseguir maximizar la producción de energía en cualquier condición.

De este modo, pueden exis-tir varias soluciones técnicas y combinaciones por lo que se precisa de un estudio detallado de las alternativas disponibles que optimicen la solución des-de el puntos de vista tanto téc-nico como económico.

El artículo se centra en los requisitos del código de red vigente mexicano pero estas mismas conclusiones son per-fectamente válidas para mu-chos otros países (Brasil, Chile, Arabia, etc.) donde también se están desarrollando gran-des proyectos fotovoltaicos y la enorme competencia de pre-cios de venta de la energía obli-ga a estudiar la mejor solución de interconexión.

A la hora de realizar estos estudios, es necesario que el consultor posea las herra-mientas y experiencia necesa-rias para encontrar la solución coste-efectiva que consiga optimizar los recursos de nues-tro cliente, sin menoscabo de proveer una solución técnica eficaz y confiable �

La correcta elección de los inversores que

se ajuste al perfil de operación

P/Q requerido es trascendental

It is essential to choose the

correct inverters to fit the required

P/Q operation profile

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sistemas de reactive power compensaci n de compensation

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