Tamaño del cable fotovoltaico pt. 2: Reduzca de forma segura el tamaño de los cables para maximizar la rentabilidad del proyecto

Por Billy Ludt | 6 de abril de 2023

Por Joe Jancauskas, ingeniero eléctrico sénior en Castillo Engineering

Si bien sobredimensionar moderadamente los cables de su panel solar puede garantizar la seguridad contra incendios y ayudarlo a cumplir con sus criterios de caída de voltaje, sobredimensionar 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 de dimensionamiento de cables fotovoltaicos, analizamos por qué exactamente los cables fotovoltaicos son tan sobredimensionados y cómo puede calcular mejor los tamaños de los cables para garantizar la seguridad y, al mismo tiempo, maximizar los rendimientos del proyecto.

¿Por qué los cables fotovoltaicos son tan grandes?

Crédito: Ingeniería Castillo

Para comprender por qué los cables son tan grandes, 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 cadena fotovoltaica se denomina "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 grandes se debe a que el NEC asume que la energía fotovoltaica es una carga continua. A menudo, esta es una suposición conservadora, ya que una fuente de energía variable como el sol no suele estar a pleno rendimiento durante más de tres horas, según la definición de NEC de carga continua. Muchos proyectos solares utilizan mucho más cobre del necesario para mantener la seguridad, lo que genera costos innecesarios y menores rendimientos del proyecto.

En segundo lugar, además del factor de dimensionamiento normal del 125 % para cargas continuas, se agrega un factor de dimensionamiento adicional del 125 % para tener en cuenta que la salida fotovoltaica ocasionalmente es mayor que la placa de identificación para aquellas combinaciones raras 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 porque las clasificaciones de los módulos solares se basan en 1000 W/m2 de radiación solar, que solo 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 ¿realmente es esto siempre necesario? Muchas preocupaciones de diseño provienen de una fijación en las clasificaciones de los equipos de "placa de identificación", incluso si esas clasificaciones no son relevantes en escenarios del mundo real.

Para calcular una clasificación de placa de identificación para una pieza de 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). Esta combinación de condiciones, sin embargo, casi nunca ocurre, razón por la cual muchos transformadores de servicios públicos y sistemas de cable todavía están en servicio mucho después de los 40 años iniciales de vida útil de diseño.

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

Clasificaciones de transformadores

Los transformadores fotovoltaicos sin almacenamiento de energía en 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 las sobrecargas a corto plazo de hasta el 200 % del valor nominal de la placa de identificación pueden ser posibles bajo ciertas condiciones sin una pérdida significativa de vidas. Algunas de las principales empresas de servicios públicos han adoptado clasificaciones de sobrecarga de emergencia de cuatro horas del 200% sobre las clasificaciones de la placa de identificación, 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 enfriamiento para comprar un transformador de menor capacidad y ahorrar costos de capital. Por ejemplo, cuando Florida Power & Light está diseñando un sistema de 85 MVA (75 MW de PV y 10 MVAr de capacitores), compra un transformador de 51 MVA. La primera etapa de ventiladores agregados lleva la calificación a 68 MVA y el segundo grupo de ventiladores lleva la calificación a 85 MVA.

Los ventiladores son menos costosos que comprar otro transformador de 34 MVA, y cada etapa de los ventiladores le brinda 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 "seguros para los dedos".

Cuando se dimensionan los 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 alimenta transformadores, los cables deben dimensionarse para "la suma de los valores nominales de la placa de identificación", suponiendo 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 usar una tabla específica proporcionada por IEEE, que proporciona tablas voluminosas para factores de carga del 100 % y del 75 %; con el factor de carga del 75 % opción que generalmente brinda una reducción del tamaño del cable de las tablas del 100 % que se asemejan mucho a las tablas del NEC.

El uso de un sistema de cable mensajero, como uno de CAB System, le permite usar una ampacidad de cable más alta, pero este valor más alto puede ser negado si los cables tienen que pasar bajo tierra por 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 línea. Las empresas de servicios públicos están aplicando tecnología para ahorrar dinero y aumentar las calificaciones. ¿Por qué los propietarios de PV no deberían hacer lo mismo?

Calificaciones de módulos fotovoltaicos

La clasificación de los paneles fotovoltaicos se basa en una temperatura de funcionamiento de 25 °C (77 °F) a 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 darse en los días frescos y ventosos de fines de la primavera, cuando las condiciones de temperatura serán mucho menores que las altas temperaturas incorporadas en las suposiciones de la placa de identificación de los demás equipos eléctricos, como transformadores y cables.

El estándar de clasificación internacional de módulos fotovoltaicos proporciona una buena consistencia para comparar las clasificaciones de módulos, con un solo inconveniente: según la ubicación geográfica, las condiciones que definen STC casi nunca ocurren en el mundo real. Una de las razones por las que 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 celda 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 los 32 °F. Esto depende de variables como qué tan cerca del techo está montado el módulo y cuánto flujo de aire de enfriamiento el módulo está recibiendo.

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

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

Para cada módulo fotovoltaico, hay tres factores de ajuste de temperatura que figuran en sus hojas de datos: potencia en relación con la temperatura, voltaje en relación con la temperatura y 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 de dónde podría haber venido ese factor extra 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 irradiación, pero sigue siendo una estimación conservadora.

Esto no se correlaciona con las condiciones climáticas del mundo real y ha dado lugar a que muchos proveedores de módulos solares publiquen las clasificaciones de condiciones operativas nominales (NOC) alternativas además de las clasificaciones STC. Las condiciones de NOC se definen como una irradiación de 800 W/m2, condiciones ambientales de 20 °Celsius (68 °F) y una masa de aire de 1,5. Esto da una indicación más baja y más realista de la potencia de salida esperada.

Sin embargo, una revisión de los datos de irradiación de los colegios comunitarios muestra que la NOC se produjo durante un total de 1306 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 funcionamiento real.

Caídas de voltaje

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

Crédito: Ingeniería Castillo

Para los inversores de cadena que tienen múltiples entradas de cadena, los criterios de caída de voltaje estándar y los cálculos de pérdida resultantes son realistas. Cuando las cajas combinadoras brindan una sola 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: esas cadenas variables los voltajes deben promediar a un solo voltaje porque eléctricamente no tienen otra opción. Para aquellos propietarios de PV que tienen criterios rígidos de caída de voltaje, una caída de voltaje de cadena en el peor de los casos puede generar un mayor tamaño de cable de diseño cuando se trata de un criterio de voltaje que no existe.

En muchos casos, los requisitos de NEC toman precauciones adicionales para prevenir incendios. La implementación de esas precauciones adicionales cuesta más, pero hubo un cambio en el NEC de 2017 que permite que el análisis de ingeniería determine la corriente máxima de tres horas para arreglos 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 arreglo.

Este método para reducir el factor 1.56 no se usa con frecuencia, porque un AHJ no ha adoptado el código NEC 2017. Luego está el factor "necesito ahora" para muchos proyectos, lo que excluye el tiempo adicional para el análisis de ingeniería. y hacer un diseño NEC tradicional se puede completar dentro de la línea de tiempo apresurada.

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.

Según la relación CC/CA y la ubicación geográfica de un conjunto fotovoltaico, 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 debe comprender las variaciones previstas durante un año 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, comuníquese hoy con uno de nuestros expertos en ingeniería. Además, permanezca atento a la tercera parte de nuestra serie de dimensionamiento de cables fotovoltaicos, donde incluiremos más información sobre cómo reducir los costos de los cables.