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Resumen:
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[ES] En el presente trabajo se establece y desarrolla una metodología para dimensionar plantas fotovoltaicas que se vayan a conectar a un punto en la red de distribución de media tensión con una capacidad, en términos de ...[+]
[ES] En el presente trabajo se establece y desarrolla una metodología para dimensionar plantas fotovoltaicas que se vayan a conectar a un punto en la red de distribución de media tensión con una capacidad, en términos de potencia, limitada. La tecnología a la que se aplica es a plantas fotovoltaicas hibridadas con baterías de litio de almacenamiento de energía. De esta forma se busca almacenar el exceso de generación y verterlo durante el día con el objetivo de maximizar los ingresos de la venta de esta energía.
La legislación actual obliga a las empresas distribuidoras en España a publicar un Mapa de Capacidad , donde se indica la capacidad libre en términos de potencia en los nudos de su red para la conexión de generación. En los mapas de capacidad de estas empresas se puede observar como los nudos con capacidad disponible son limitados y, además, la capacidad en los que tienen disponibilidad es bastante limitada, generalmente por debajo de 1MW. Como consecuencia, las plantas de generación eléctrica por medio de placas fotovoltaicas que se conecten a la red de distribución se encuentran ante una difícil situación en la búsqueda de acceso y conexión. La metodología planteada en este TFM responde ante esta situación con un procedimiento que permite aprovechar al máximo las limitaciones de la red existente, y como alternativa al aumento de la capacidad de las redes y la inversión que ello conlleva.
La metodología es un proceso de cálculo que, empleando hojas de cálculo, determina el dimensionamiento de varios escenarios con potencias iguales y superiores a las del punto de conexión. Para la realización de los cálculos se necesita la previa elección de equipos de forma que se puedan introducir sus características y parámetros de funcionamiento. Con estos datos en conjunto con la información ambiental de la localización de la planta fotovoltaica se determinan los distintos escenarios a comparar. Primero se determina el dimensionamiento de cada uno de estos escenarios para, posteriormente y mediante un proceso iterativo, establecer una curva de carga y descarga de las baterías y, consecuentemente, de vertido de energía a la red de distribución con 8760 valores correspondientes a cada hora del año. Este cálculo se realiza manteniendo siempre el vertido por debajo del límite de capacidad del nudo de conexión y teniendo en cuenta el precio horario medio de la energía en un año.
Una vez obtenida la curva de vertido anual se calculan a partir de ella los flujos de ingresos que se obtendrían para cada escenario. Con estos ingresos, los precios de equipos y demás flujos de caja se determinan los parámetros económicos VAN, TIR y LCOE que son empleados para comparar los escenarios. El dimensionamiento óptimo será el del escenario con mayor VAN, menor TIR y menor LCOE, o mejor combinación de los tres parámetros de entre los escenarios estudiados.
Esta metodología ha sido aplicada a un caso real en la provincia de Castellón con el objetivo de comprobar su validez y de servir de ejemplo en el presente estudio. Concretamente, se han realizado los cálculos sobre un nudo de la red de la empresa i-DE en Atzeneta de Maestrat con un límite de capacidad de conexión de generadores de 0,5 MW. Se ha obtenido finalmente un dimensionamiento óptimo combinando generación fotovoltaica con almacenamiento de energía.
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[EN] This project establishes and develops a methodology for sizing photovoltaic plants to be connected to a point in the medium voltage distribution grid with a limited capacity in terms of power. Themethodology is applied ...[+]
[EN] This project establishes and develops a methodology for sizing photovoltaic plants to be connected to a point in the medium voltage distribution grid with a limited capacity in terms of power. Themethodology is applied to photovoltaic plants hybridized with lithium batteries for energy storage. The final aim is to store excess generation and discharge it during the day in order to maximize income from the sale of this energy.
Current legislation requires distribution companies in Spain to publish a "Capacity Map", which indicates the free capacity in terms of power at its networks nodes for the connection of generation facilities. In the capacity maps of these companies, nodes with available capacity are limited and, in addition, the capacity in those with availability is quite limited, generally below 1MW. Consequently, electricity generation plants using photovoltaic panels connected to the distribution grid are facing a difficult situation in the search for access and connection to the grid. The methodology proposed in this TFM responds to this situation with a procedure that allows to take full advantage of the limitations of the existing network.
The methodology is a calculating process that, using spreadsheets, determines the sizing of various scenarios with powers equal to and greater than those of the connection point. To perform the calculations, it is necessary to previously select the equipment so that their characteristics and operating parameters can be entered in the method. These data together with the environmental information of the location of the photovoltaic plant, allows the sizing of the different scenarios to be compared. First, the sizing of each of these scenarios is determined to, subsequently establish, through an iterative process, a charge and discharge curve for the batteries and, consequently, an energy discharge curve to the distribution grid with 8760 values corresponding to each hour of the year. For this calculations it is always considered that the energy discharge must be below the capacity limit of the connection node and taking into account the average hourly price of energy in a year.
Once the annual discharge curve has been obtained, the revenue flows that would be obtained for each scenario are calculated from it. With these revenues, equipment prices and other cash flows, the economic parameters NPV, ROI and LCOE are determined and used to compare the scenarios. The optimal sizing will be that of the scenario with the highest NPV, lowest ROI and lowest LCOE, or the best combination of the three parameters among the scenarios studied.
This methodology has been applied to a real case in the province of Castellón in order to check its validity and to serve as an example in this study. Specifically, calculations have been performed on a node of the i-DE grid in Atzeneta de Maestrat with a generator connection capacity limit of 0.5 MW. Finally, an optimal dimensioning has been obtained combining photovoltaic generation with energy storage.
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