Resumen de Improving the grid integration of large PV plants: inverter limitation and forecasting
- español
En los últimos años ha aumentado considerablemente el número de instalaciones fotovoltaicas de gran potencia. Esto ha llevado a algunos operadores de red a expresar su preocupación por los posibles efectos no deseados de las fluctuaciones de potencia fotovoltaica causadas por el paso de nubes, especialmente en escenarios de alta penetración fotovoltaica y/o redes eléctricas débiles (como las islas). Como resultado, algunos códigos de red están introduciendo requisitos de limitación de rampa a las plantas fotovoltaicas para que el sistema sea más resistente frente a estas variaciones bruscas de potencia. En este trabajo, se analizan y diseñan nuevos esquemas de limitación de fluctuaciones basados en el almacenamiento de energía y se comparan con estrategias de referencia de forma exhaustiva y detallada para determinar las estrategias con mayor rendimiento y su impacto en la viabilidad económica de futuros proyectos fotovoltaicos. En particular, se perfecciona el Control Clásico de Rampas (CRRC) identificando su correcta sintonización y aplicando una banda muerta en torno a su referencia de control (sCRRC). Se diseña una nueva estrategia (wCDRR), con requisitos mínimos de almacenamiento, que funciona con datos reales de predicción de la potencia fotovoltaica, basados en datos abiertos de predicción meteorológica, reduciendo significativamente el ciclado de la batería sin producir violaciones del límite de rampa preestablecido. Además, se propone un método capaz de controlar la evolución del punto de operación de toda la planta fotovoltaica con múltiples inversores (SLL), incluso en momentos de alta variabilidad, y se comprueba su capacidad implementando diferentes estrategias de atenuación de fluctuaciones basadas en la limitación de inversores (incluyendo el diseño de una nueva estrategia con pérdidas de limitación extremadamente bajas: SCIL). El análisis del costo de la electricidad (LCOE) muestra que, en todos los escenarios, las dos contribuciones principales (SCIL y wCDRR) son las estrategias con menor impacto económico para los proyectos fotovoltaicos que requieren limitación de rampas.
- English
In recent years, there has been a significant increase in the number of multimegawatt PV installations. This has led some Transmission System Operators (TSOs) to express concern about the potential unwanted effects of PV power fluctuations caused by passing clouds, especially in high penetration scenarios and/or weak power grids (such as islands). As a result, some grid codes are introducing PV ramp-rate requirements to make the system more resilient to these short-term power fluctuations. In this work, novel PV smoothing schemes, using energy storage systems (ESS), are analyzed, designed and compared with reference benchmark strategies in a comprehensive and detailed manner to determine the strategies with the highest performance and their impact on the economic viability of future PV projects. In particular, the Classical Ramp-Rate Control (CRRC) is refined by identifying its correct tuning and applying a deadband around its control reference (sCRRC). A new strategy is designed (wCDRR), with minimal storage requirements, it works with real PV power prediction, obtained from open weather forecast data and significantly reduces the battery cycling without producing violations of the desired ramp-rate limit. Furthermore, a method capable of controlling the evolution of the operating point of the hole PV plant with multiple inverters (SLL), even at periods of high variability, is proposed and its ability is confirmed by implementing different strategies based on inverter limitation (including a new one with extremely low limitation losses: SCIL). The levelized cost of electricity (LCOE) analysis shows that, in all scenarios, the two main contributions (SCIL and wCDRR) are the strategies with the lowest economic impact for PV projects requiring ramp-rate limitation.
