Dimensionamiento del cable fotovoltaico pt. 2: Reduzca de forma segura los tamaños de los cables para maximizar la rentabilidad del proyecto

Por Billy Ludt | 6 de abril de 2023

Por Joe Jancauskas, ingeniero eléctrico senior de Castillo Engineering

Si bien sobredimensionar moderadamente los cables de sus paneles solares puede garantizar la seguridad contra incendios y ayudarlo a cumplir con sus criterios de caída de voltaje, sobredimensionar enormemente sus cables y cumplir estrictamente con un mandato de caída de voltaje podría reducir innecesariamente la rentabilidad a largo plazo de sus proyectos solares.

En esta segunda parte de nuestra serie sobre dimensionamiento de cables fotovoltaicos, analizamos por qué exactamente los cables fotovoltaicos son tan sobredimensionados y cómo se pueden calcular mejor los tamaños de los cables para garantizar la seguridad y al mismo tiempo maximizar la rentabilidad del proyecto.

¿Por qué los cables fotovoltaicos son tan grandes?

Crédito: Castillo Ingeniería

Para entender por qué los cables son tan sobredimensionados, debe tener en cuenta que el cableado de entrada de corriente continua (CC) al inversor generalmente se divide en dos términos según el Código Eléctrico Nacional (NEC): el cableado de la cadena fotovoltaica se conoce como “fuente fotovoltaica”. “circuitos”, mientras que el cableado de salida de las cajas combinadoras se denomina “circuito de salida fotovoltaica”. Si se utiliza un recombinador, su cableado de salida se denomina "circuito de entrada del inversor".

En primer lugar, parte de la razón por la que los cables fotovoltaicos son tan sobredimensionados es porque el NEC supone que la fotovoltaica es una carga continua. Esta es a menudo una suposición conservadora, ya que una fuente de energía variable como el sol no suele estar a su máxima potencia durante más de tres horas, según la definición de carga continua del NEC. Muchos proyectos solares utilizan mucho más cobre del necesario para mantener la seguridad, lo que genera costos innecesarios y menores retornos del proyecto.

En segundo lugar, además del factor de tamaño normal del 125 % para cargas continuas, se agrega un factor de tamaño adicional del 125 % para tener en cuenta que la producción fotovoltaica ocasionalmente es mayor que la placa de identificación para aquellas raras combinaciones de irradiancia y temperatura que son mejores que las condiciones de prueba estándar, para un factor de dimensionamiento resultante del 156% aplicado a la corriente de carga completa de los circuitos de salida fotovoltaicos.

Otra razón por la que los cables fotovoltaicos están significativamente sobredimensionados es que las clasificaciones de los módulos solares se basan en 1.000 W/m2 de irradiancia solar, que sólo se supera en raras ocasiones en entornos terrestres. Como resultado, muchos piensan a menudo que este incidente poco frecuente debe planificarse como ingeniería de diseño en el peor de los casos, pero ¿es esto realmente siempre necesario? Muchas preocupaciones de diseño surgen de una fijación en las clasificaciones de equipos “placa de identificación”, incluso si esas clasificaciones no son relevantes en escenarios del mundo real.

Para calcular la clasificación nominal de un equipo eléctrico, debe establecer un conjunto específico de condiciones, como una carga del 100 % durante 40 años a una temperatura ambiente de 30 °C (86 °F). Sin embargo, esta combinación de condiciones casi nunca ocurre, razón por la cual muchos transformadores y sistemas de cables de servicios públicos todavía están en servicio mucho después de sus 40 años iniciales de vida útil de diseño.

Las clasificaciones de placa de identificación en tiempo real no son valores fijos, sino que fluctúan con los cambios en las condiciones ambientales y de carga. Para los transformadores y cables, la mayor preocupación con respecto al envejecimiento y el final de su vida útil es la degradación de sus materiales aislantes de base orgánica. Veamos algunas de las condiciones de clasificación para los principales elementos del proyecto fotovoltaico: transformadores, cables, líneas de transmisión y módulos fotovoltaicos.

Clasificaciones de transformadores

Los transformadores fotovoltaicos sin almacenamiento de energía de batería (BESS) no siempre se pueden cargar, pero las sobrecargas menores de corta duración no deberían ser un problema. Incluso el estándar IEEE C57.91-20 reconoce que, bajo ciertas condiciones, pueden ser posibles sobrecargas a corto plazo de hasta el 200% de la clasificación nominal sin una pérdida significativa de vidas. Algunas empresas de servicios públicos importantes han adoptado clasificaciones de sobrecarga de emergencia de cuatro horas del 200% sobre las clasificaciones nominales, ya que el costo de capital de proporcionar el doble de la clasificación del equipo, que rara vez se usaría, es prohibitivo.

Muchos diseños fotovoltaicos no aprovechan el uso de un conjunto de ventiladores de refrigeración para comprar un transformador de menor potencia y ahorrar costos de capital. Por ejemplo, cuando Florida Power & Light diseña un sistema de 85 MVA (75 MW de fotovoltaico y 10 MVAr de condensadores), compra un transformador de 51 MVA. La primera etapa de ventiladores agregados eleva la calificación a 68 MVA y el segundo conjunto de ventiladores eleva la calificación a 85 MVA.

Los ventiladores son menos costosos que comprar otros 34 MVA de transformador, y cada etapa de ventiladores le da un impulso de ~33%. El transformador debe ubicarse dentro de una cerca para evitar la exposición del público a las aspas del ventilador en movimiento, que generalmente no tienen protectores "protectores para los dedos".

Al dimensionar cables para una carga continua, el NEC exige que se aplique un factor del 125 % a la clasificación, con una excepción. Según NEC, si el alimentador solo suministra transformadores, entonces los cables deben dimensionarse para “la suma de las clasificaciones de la placa de identificación”, con el supuesto de que el tamaño del transformador ya incorpora el factor del 125% de todas las cargas para las que fueron dimensionados. .

Clasificaciones de cables

Muchos sistemas fotovoltaicos tienen un factor de carga real de alrededor del 40%. Una forma de reducir el tamaño de un cable es utilizar una tabla específica proporcionada por IEEE, que proporciona tablas voluminosas para factores de carga del 100% y del 75%; La opción de factor de carga del 75 % generalmente ofrece una reducción del tamaño del cable con respecto a las tablas del 100 % que coinciden estrechamente con las tablas del NEC.

El uso de un sistema de cables mensajeros, como uno de CAB System, le permite utilizar una ampacidad de cable más alta, pero este valor más alto puede anularse si los cables tienen que pasar bajo tierra a una distancia significativa.

Las grandes líneas de transmisión de servicios públicos han estado adoptando "clasificaciones dinámicas" basadas en condiciones ambientales y de carga reales medidas por sensores colocados alrededor de los propios conductores de la línea. Las empresas de servicios públicos están aplicando tecnología para ahorrar dinero y aumentar las calificaciones. ¿Por qué los propietarios de energía fotovoltaica no deberían hacer lo mismo?

Clasificaciones de módulos fotovoltaicos

La clasificación de los paneles fotovoltaicos se basa en una temperatura de funcionamiento de 25 °C (77 °F) con una irradiancia de 1000 W/m2. Es importante tener en cuenta que a medida que aumenta la temperatura, los módulos fotovoltaicos producen menos energía. La producción fotovoltaica más alta suele producirse en los días fríos y ventosos de finales de la primavera, cuando las condiciones de temperatura serán mucho menores que las altas temperaturas previstas en las placas de identificación de otros equipos eléctricos, como transformadores y cables.

El estándar internacional de clasificación de módulos fotovoltaicos proporciona una buena coherencia para comparar las clasificaciones de módulos, con un solo inconveniente: dependiendo de la ubicación geográfica, las condiciones que definen STC casi nunca ocurren en el mundo real. Una de las razones por las que el STC ocurre tan raramente es que el parámetro de temperatura es una temperatura de funcionamiento de la celda de 25 °C. Esta es la temperatura de funcionamiento de cada célula solar detrás del frente de vidrio del módulo, no la temperatura ambiente.

Para que una celda individual funcione a 77° F, significa que la temperatura ambiente probablemente tendría que estar más cerca de 32° F. Esto depende de variables como qué tan cerca del techo está montado el módulo y cuánto flujo de aire de refrigeración. el módulo está recibiendo.

Hace varios años, trabajamos con un colegio comunitario en Ohio y obtuvimos datos de irradiancia de un minuto durante todo un año. Las "Condiciones de prueba estándar" en las que se califican los módulos solo estuvieron presentes durante aproximadamente 12 minutos durante todo el año, por lo que en este caso, va en contra de esa suposición general de "calificación STC".

Algunos puntos de datos casi alcanzan el valor tremendamente alto de 1.400 W/m2, probablemente debido a la “lente de nubes”, donde las nubes refractan la luz solar más brillante de lo habitual, pero fue solo durante un minuto. Más importante aún, no pudimos encontrar ningún intervalo superior a 1000 W/m2 que estuviera presente durante más de seis minutos, lo que fue menos que un período de tres horas de NEC para cargas continuas. Además, un buen porcentaje de minutos de alta irradiancia se producen a temperaturas superiores a 85 °F, lo que significa que la reducción de energía debido a las altas temperaturas significa que a continuación se debe esperar la máxima producción durante esos minutos.

Para cada módulo fotovoltaico, existen tres factores de ajuste de temperatura que figuran en sus hojas de datos: la potencia en relación con la temperatura, el voltaje en relación con la temperatura y la corriente de cortocircuito en relación con la temperatura. Los dos primeros son factores negativos y la corriente de cortocircuito aumenta con la temperatura.

Entonces, echemos un vistazo independiente a de dónde podría haber venido ese factor adicional del 125%. Para empezar, a medida que aumenta la temperatura, aumenta la corriente de cortocircuito. Suponiendo un factor conservador de 0,6%/°C, pasar de las condiciones nominales de 25°C (77°F) a 50°C (122°F) produce un aumento insignificante del 1,5%. El resto del 23,5% provendría principalmente de la irradiancia, pero sigue siendo una estimación conservadora.

Esto no se correlaciona con las condiciones climáticas del mundo real y ha resultado en que muchos proveedores de módulos solares publiquen clasificaciones alternativas de Condiciones de Operación Nominales (NOC) además de las clasificaciones STC. Las condiciones NOC se definen como una irradiancia de 800 W/m2, condiciones ambientales de 20°Celsius (68°F) y una masa de aire de 1,5. Esto proporciona una indicación más baja y más realista de la potencia de salida esperada.

Sin embargo, una revisión de los datos de irradiancia de los colegios comunitarios muestra que la NOC ocurrió durante un total de 1.306 minutos o solo el 0,5% del tiempo total de luz diurna durante el año. Esta es una mejora con respecto a los 12 minutos en STC, pero aún no es un porcentaje significativo del tiempo de operación real.

Caídas de voltaje

Los criterios de diseño de caída de tensión varían de un proyecto a otro, con un criterio común del 2%. Hemos visto criterios tan bajos como 0,5% para DC, lo que lleva el diseño a no. 8 cables de cobre y grandes conductores de salida de caja combinadora de cobre.

Crédito: Castillo Ingeniería

Para inversores de cadena que tienen múltiples entradas de cadena, los criterios de caídas de voltaje estándar y los cálculos de pérdidas resultantes son realistas. Cuando las cajas combinadoras proporcionan una única entrada a un inversor de cadena que tiene un solo MPPT o a un inversor central con un recombinador, no es tan realista. Cada caja combinadora es un nodo eléctrico único y solo puede tener un voltaje: los de cadena variable. Los voltajes deben promediarse a un solo voltaje porque eléctricamente no tienen otra opción. Para aquellos propietarios de energía fotovoltaica que tienen criterios rígidos de caída de voltaje, una caída de voltaje en el peor de los casos puede generar un mayor tamaño de cable de diseño cuando se llega a un criterio de voltaje que no existe.

En muchos casos, los requisitos de NEC toman precauciones adicionales para evitar incendios. Esas precauciones adicionales cuestan más de implementar, pero hubo un cambio en el NEC de 2017 que permite que el análisis de ingeniería determine la corriente máxima de tres horas para matrices de más de 100 kW. Hemos aplicado esto a varios de nuestros clientes y les ha ahorrado al menos un tamaño de cable para partes del conjunto.

Este método para reducir el factor 1,56 no se utiliza con frecuencia, porque una autoridad competente no ha adoptado el código NEC de 2017. Luego está el factor de "necesidad ahora" para muchos proyectos, que impide el tiempo adicional para el análisis de ingeniería. y hacer un diseño NEC tradicional se puede completar en un cronograma apresurado.

Cuando los precios del cobre eran bajos, no importaba mucho monetariamente al proyecto, pero hoy es una historia diferente. Un sistema de más de 100 kW debe evitar el factor 1,56 siempre que sea posible.

Dependiendo de la relación CC/CA de un conjunto fotovoltaico y su ubicación geográfica, la salida máxima del inversor puede no estar presente durante tres horas continuas, o con una relación CC/CA alta en seguidores de un solo eje con módulos bifaciales y optimizadores de cadena, podría estar presente durante 10 horas o más.

La conclusión es que necesita comprender las variaciones anuales previstas en el comportamiento de su sistema fotovoltaico y aprovechar las reducciones de costos de ingeniería permitidas siempre que pueda; y no duplique los factores del peor de los casos que no van a ocurrir al mismo tiempo. Si tiene alguna pregunta sobre el tamaño del cable fotovoltaico, la caída de voltaje u otros aspectos, póngase en contacto con uno de nuestros expertos en ingeniería hoy. Además, permanezca atento a la tercera parte de nuestra serie sobre dimensionamiento de cables fotovoltaicos, donde incluiremos más información sobre cómo reducir los costos de los cables.