Solicita tu presupuesto personalizado para baterías
Dinos qué necesitas antes de irte. Indícanos la tensión nominal, la capacidad, la aplicación, la cantidad del pedido y el mercado de destino, y Brovolt te ayudará a evaluar la solución de batería de LiFePO4 más adecuada.
Obtén una recomendación personalizada, asesoramiento técnico y un presupuesto rápido para tu proyecto de almacenamiento de energía, ya sea para fabricantes de equipos originales (OEM), residencial, comercial o industrial. Nuestro equipo está listo para ayudarte a dar el siguiente paso hoy mismo.
Parámetros nominales y capacidad de soporte de fallos de los equipos de conmutación para la interconexión de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)
La selección de los equipos de conmutación para un sistema de almacenamiento de energía en baterías no puede reducirse a la placa de características de un sistema de control de potencia (PCS) ni a un multiplicador genérico de la corriente de fallo. Esta guía muestra cómo calcular las condiciones de fallo de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), comprobar las capacidades nominales de los interruptores y poner de manifiesto los supuestos que suelen pasar desapercibidos en estudios de interconexión poco rigurosos.
La conexión del sistema BESS parece, a simple vista, muy sencilla en un esquema unifilar: bloques de baterías, sistemas de conversión de potencia, un bus de entusiastas, varios transformadores y un interruptor en el punto de interconexión.
A continuación, llega el estudio sobre fallos.
Las placas identificativas pueden llevar a confusión.
Una planta de baterías puede alimentar un inversor con una potencia estrictamente limitada que funcione a un único factor de carga; sin embargo, su aparamenta puede seguir haciendo frente a una carga indeseable en cuanto se tengan en cuenta el pago de la energía, la impedancia del transformador, la distribución geográfica de los colectores, la configuración de control, la relación X/R y los soportes de red previstos.
Entonces, ¿por qué los proyectos siguen comprando aparatos de conmutación basándose únicamente en las fichas técnicas de los ordenadores?
La cruda realidad es que muchos sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) están completamente desarrollados desde el punto de vista mecánico, pero presentan especificaciones eléctricas insuficientes. Los diseñadores conocen los megavatios. Los proveedores conocen la química de las celdas. Los contratistas EPC conocen el trazado del cableado. Pero nadie dispone de los datos completos sobre la corriente de fallo hasta que la adquisición de los equipos ya está en marcha.
Esa serie está en orden inverso.
Por qué los errores en la calificación de afiliación de BESS están saliendo cada vez más caros
El volumen de almacenamiento que se está incorporando a la red ha hecho que resulte más difícil ocultar las hipótesis poco sólidas. La Administración de Información Energética de EE. UU. informó de que a lo largo de 2023 se incorporaron 6,4 GW de capacidad de almacenamiento en baterías, lo que supone un aumento anual del 70%. En julio de 2024, ya había más de 20,7 GW de capacidad de almacenamiento en baterías a escala industrial disponibles en EE. UU.
Ese crecimiento se está produciendo a través de un procedimiento de investigación que actualmente se encuentra saturado. La FERC informó de más de 10 000 solicitudes de conexión activas, que representan más de 2 000 GW de capacidad de generación y almacenamiento propuesta a finales de 2022; 68% de los 2 179 estudios de interconexión finalizados ese año se entregaron con retraso. En consecuencia, la Orden n.º 2023 exigió estudios agrupados, plazos de estudio más estrictos y una modelización más precisa de las fuentes asíncronas, como la energía eólica, la solar y el almacenamiento en baterías. La Orden n.º 2023-An entró en vigor el 21 de marzo de 2024.
Mi opinión es sincera: una configuración más rápida de las líneas de interconexión no garantiza automáticamente un mejor diseño eléctrico. De hecho, podría ocurrir lo contrario cuando se impone información insuficiente por parte de los proveedores dentro de los plazos estandarizados de los estudios de investigación.
Un estudio puede estar completo desde el punto de vista metodológico y, sin embargo, ser poco sólido en la práctica.
Empieza por el factor de afiliación, no por el bastidor de baterías
La batería no es la fuente del fallo detectado por el sistema de aire acondicionado. El sistema de conversión de energía, sus controles, los transformadores de la red de distribución, la configuración de la puesta a tierra, el transformador principal, los cables, las bobinas de choque y la energía en su conjunto determinan la respuesta ante el fallo.
Esta distinción se debe a que, con frecuencia, se malinterpreten los datos relativos a las baterías.
Piensa en un Batería de almacenamiento solar de 51,2 V y 460 Ah, de suelo y desplazable. Las especificaciones del BM48460 incluyen aproximadamente 23,55 kWh de energía y una corriente máxima de carga o descarga de 200 A. Estas cifras son adecuadas para una configuración de sistema de corriente continua, pero no alcanzan la capacidad de corte de un interruptor de 13,8 kV, 34,5 kV o 69 kV.
La función «Range» transforma los números. No altera la lógica.
En lo que respecta a la interconexión de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), el ámbito de la investigación debe abarcar desde los terminales del inversor, pasando por todos los elementos del sistema colector, hasta el punto de conexión. La norma sobre sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de la NERC de junio de 2023 se refiere específicamente a la fuente como el conjunto de la central hasta el punto de interconexión (POI), que incluye los principales transformadores de potencia, y no solo las celdas de batería o los convertidores.
Los parámetros de clasificación de los equipos de conmutación que deben comprobar los ingenieros
“Clasificado para 25 kA” no es una especificación completa.
¿Veinticinco kiloamperios de qué? ¿De corriente de interrupción? ¿De resistencia a picos de corriente? ¿A qué tensión máxima? ¿Durante cuántos ciclos o segundos? ¿Según qué norma de ensayo?
Una rutina de gestión de conmutadores bien fundamentada distingue cada obligación.
Criterio relativo a los equipos de conmutación
Contra qué protege
Error de estilo habitual
Aportaciones necesarias para la investigación
Tensión nominal óptima
Estrés y ansiedad relacionados con la frecuencia de la red eléctrica y la tensión de conmutación
Elegir basándose únicamente en la tensión del sistema pequeño
Tensión de funcionamiento óptima, tomas del transformador, puesta a tierra y recorrido del sistema
Clasificación por corriente continua
Calefacción térmica a largo plazo
Cálculo de la potencia actual de MW a potencia unitaria variable
MVA máximo, procedimiento de potencia reactiva, temperatura ambiente, altitud y refuerzo
Corriente de resistencia de corta duración
Tensiones térmicas y mecánicas mientras la falla permanece conectada
Considerarla idéntica a la capacidad de interrupción del disyuntor
Corriente de fallo RMS óptima y tiempo de restablecimiento
El disyuntor altera la clasificación
La capacidad del interruptor para eliminar la corriente presente
Comparándolo únicamente con un resultado RMS preliminar trifásico
Carga de trabajo, relación X/R, tiempo de contacto-separación y ciclo de trabajo
Clasificación de «apertura y cierre»
Fuerzas de altura y de desplazamiento de CC en la primera vuelta
Una visión general de un presente desequilibrado
Pico actual, relación X/R del sistema y escenario de cierre
El BIL o el impulso resisten frente a
Descargas atmosféricas y picos de tensión en los sistemas de conmutación
Si se da por hecho que existe capacidad de conducción de corriente de fallo, se deduce que existe capacidad de aislamiento.
Estudio de investigación sobre la coordinación del aislamiento e información sobre descargadores de sobretensión
Puntuación del autobús y de la unidad
Tensión electromecánica interna
Se inspecciona el disyuntor, pero no el conjunto de barras colectoras
Responsabilidad en caso de averías en los autobuses, duración y herramientas para la construcción y edificación
Categoría de resistencia al arco eléctrico
Redirigir o contener la energía del arco interno
El uso de la resistencia al arco como sustituto de una capacidad de soporte de fallos adecuada
Facilidad de acceso, espacios libres para la instalación y tiempo de limpieza y protección
Rendimiento de la TC y del relé
Detección precisa en caso de errores
Revisión de los equipos principales mientras los transformadores de corriente están saturados
Magnitud del error, relación X/R, problema, clase de CT y algoritmo de relé
El interruptor es solo uno de los componentes. Las conexiones de los cables, los pulsadores de puesta a tierra, los transformadores de corriente, los seccionadores, el barramento principal, el barramento de conexión, los dispositivos de neutro, los descargadores de sobretensión y los cables del transformador pueden tener, cada uno de ellos, una capacidad de carga máxima diferente.
Considero que cualquier tipo de estudio que arroje una única cifra de corriente de fallo para toda una central es un documento de evaluación preliminar, no un documento de contratación.
¿Por qué la corriente de error de los sistemas BESS es de baja magnitud pero de gran complejidad?
La respuesta inicial de un generador en paralelo ante una avería está estrechamente relacionada con la reactancia del fabricante. Un inversor reacciona a través del programa de software, los límites de corriente de los semiconductores, la tensión máxima admisible, el comportamiento del bucle de sincronización de fase, la lógica de prioridad de corriente, los umbrales de protección y las órdenes del controlador de la planta.
Esa es una mascota muy diferente.
La NERC describe los inversores de los sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS) como fuentes de corriente dependientes de la tensión. La corriente activa y reactiva que inyectan durante una falla depende de la tensión en los terminales y de la lógica de control no lineal. El resultado también puede variar en función del modo de funcionamiento previo a la falla —carga o descarga—, incluso cuando el propio estado de carga tenga, en realidad, un impacto limitado sobre la corriente de corta duración.
La NERC recomienda recabar información sobre corrientes de fallo para:
Fallos trifásicos, de una sola línea a tierra, de línea a línea y de dos líneas a tierra.
Operaciones de carga y descarga independientes.
Elementos de secuencia favorable, desfavorable y cero.
Numerosos momentos temporales, que corresponden aproximadamente a uno, tres y cinco ciclos tras el inicio de la falla.
Modos de máxima prioridad para la corriente energética y la corriente reactiva.
Configuraciones de control de seguimiento de la red y de formación de la red, cuando proceda.
Esa lista pone de manifiesto un error sistemático del sector: solicitar al proveedor del PCS el “error máximo presente”, como si un único valor escalar pudiera representar a toda la central.
No puede.
La respuesta del proveedor de “1,2 por unidad durante 3 ciclos” deja sin resolver importantes dudas. ¿Se basa ese valor de 1,2 pu en la corriente nominal del aire acondicionado o en la sobrecarga existente? ¿Se aplica con una tensión terminal de 0,9 pu? ¿La contribución está equilibrada? ¿Cuál es la retroalimentación de secuencia negativa? ¿Da prioridad el inversor a la respuesta en tiempo real? ¿Qué ocurre una vez que se activa la limitación de corriente?
¿Y qué ocurre durante la facturación?
Los controles de formación de red añaden otra capa. Pueden mantener la tensión en sistemas débiles; sin embargo, siguen estando limitados por las restricciones existentes de los semiconductores y los cambios de control. Las recomendaciones de la NERC sobre EMT de diciembre de 2024 solicitan la monitorización de la tensión instantánea y eficaz, las magnitudes de secuencia existentes, los resultados P/Q, las órdenes de los controladores, los indicadores de resistencia a fallos y las señales de control internas en torno al inicio y la resolución de la falla.
Una corriente de fallo baja no supone automáticamente una mayor seguridad. Puede hacer que la protección sea menos fiable, ya que los criterios estándar de sobrecorriente pueden disponer de un menor margen de funcionamiento, mientras que los criterios direccionales y de rango pueden ver cómo las relaciones entre fases se ven determinadas por el razonamiento de control en lugar de por la física de las máquinas rotativas.
Cómo determinar la capacidad de soporte de fallos de los equipos de conmutación para sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)
El cálculo correcto de una tarea de fallo es un estudio de caso, no una fórmula aislada.
1. Elaborar las dotaciones presupuestarias para los servicios públicos
Determinar las condiciones óptimas y mínimas de cortocircuito en el punto de interés (POI), que consisten en:
Grados trifásicos y de fallo a tierra.
Resistencias de secuencia favorable, negativa y cero.
Proporciones X/R.
Acuerdos de red en condiciones normales y de contingencia.
Actualizaciones existentes y previstas para el futuro.
Año académico correspondiente al estudio de investigación.
La resistencia óptima suele determinar el rendimiento de los dispositivos. Una resistencia mínima puede influir en el nivel de sensibilidad de la defensa, la estabilidad del control y el rendimiento en situaciones extremas.
Ambas cosas son importantes.
2. Modelar todas las resistencias entre la red eléctrica y el inversor
Consta del transformador principal, los transformadores de las subestaciones de distribución, los cables, las bobinas de choque, las barras colectoras, los transformadores de puesta a tierra, las resistencias de neutro y las vías en paralelo.
La resistencia del transformador no debe considerarse como un valor nominal ideal indicado en la placa de características. El modelo debe tener en cuenta la ubicación de los tomadores, las tolerancias de fabricación, la configuración de los devanados, la trayectoria de secuencia cero y la base real de MVA.
Una pequeña variación porcentual en la resistencia del transformador puede alterar considerablemente la carga cuando el bus se encuentra cerca de la capacidad nominal estándar del cuadro eléctrico.
3. Determinar el funcionamiento máximo existente por separado
Para un sistema trifásico bien equilibrado:
[I _ =\ frac \ sqrt, V ] Donde:
(I) es la corriente de línea.
(S) parece tener poder en Virginia.
(V) es la tensión entre fases.
No sustituyas MW por MVA a menos que se garantice un factor de potencia unitario en todas las condiciones de funcionamiento requeridas. Un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) de 100 MW con capacidad de potencia reactiva de ± puede requerir herramientas basadas en 110 MVA, 120 MVA o un margen adicional específico de la central.
La corriente continua también requiere un análisis térmico que tenga en cuenta la temperatura ambiente, la carga solar, la ventilación de la sala, la altitud, el agrupamiento de cables, los armónicos, las sobrecargas de emergencia y, más adelante, la ampliación de la batería o del sistema de conversión de potencia (PCS).
4. Importar diseños de errores de BESS específicos de cada proveedor
Utiliza el modelo PCS real previsto para la edificación y la construcción.
Para una evaluación preliminar de viabilidad, es aceptable utilizar un modelo genérico de inversor. Sin embargo, no es aceptable para la clasificación de la última interrupción del disyuntor, las configuraciones de los relés o la puesta en marcha de los dispositivos, a menos que se haya demostrado que la versión genérica funciona correctamente en todas las situaciones pertinentes.
La postura de la NERC para 2023 es clara: los sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS) y las centrales híbridas deben incluirse en los programas de cortocircuito durante los trabajos de interconexión, preparación continua, diseño y configuración de protecciones.
5. Elabora la matriz de situaciones completa
Como mínimo, comprueba lo siguiente:
Niveles máximos y mínimos de averías en la red eléctrica.
Todos los bloques BESS están en línea.
Varias zonas de recogida están fuera de servicio.
Facturación, desconexión y funcionamiento a cero MW.
Capacidad máxima de corriente reactiva.
Ajustes de seguimiento y formación de la red.
Configuraciones de barra principal y de barras seccionadas.
El desempate es muy claro.
Casos de insusceptibilidad óptima y mínima del transformador.
Errores trifásicos y de desequilibrio.
Fallos en el punto de interés (POI), el bus principal, el bus de la red de distribución, los terminales del transformador y los extremos de las líneas de alimentación remotas.
Casos de sistemas actuales y futuros.
La responsabilidad trifásica más elevada puede determinar el valor de disparo del interruptor. La corriente de tierra más elevada podría producirse en un lugar completamente distinto.
6. Compara cada importe calculado con la puntuación correspondiente
No compares el valor de pico no simétrico existente con un valor nominal RMS simétrico. No compares el valor de resistencia del bus de un segundo con la capacidad de interrupción de un interruptor. No utilices un valor nominal de 60 Hz sin modificarlo en un sistema con una frecuencia diferente sin la confirmación del fabricante.
Las unidades son básicas. Es habitual hacer un uso indebido de ellas.
Ejemplo de fallo de funcionamiento: un sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS) de 100 MW a 34,5 kV
Supongamos, a modo de ejemplo, un sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS) de 100 MW/200 MWh con un bus de 34,5 kV. Se trata de un ejemplo ilustrativo, no de un estudio sobre edificación y construcción.
A 100 MW y con un elemento de potencia unitario:
[I = \frac{100 000 000}{1} = 1 673 \text{ ] Sin embargo, se prevé que la central deba funcionar dentro de un rango de capacidad de 120 MVA para suministrar potencia reactiva. La corriente equivalente es:
[I = \frac{120 000 000 \sqrt{34 500}} = 2 008 \message] Ya se ha tenido en cuenta de forma eficiente un bus de 2.000 A antes de considerar la reducción de potencia por condiciones ambientales, la resistencia de las dimensiones, los lotes auxiliares, las tareas de sobrecarga o futuras mejoras. Esto no implica automáticamente que se deba utilizar un equipo de conmutación de 3.000 A, pero sí debería evitar que el diseñador defina con demasiada precisión los equipos de 2.000 A.
Supongamos ahora que la empresa eléctrica comparable genera 1.200 MVA de potencia de cortocircuito trifásica en la barra colectora de 34,5 kV:
[I _ \ message =\ frac =20,1 \ message ] Supongamos, únicamente a efectos de pruebas preliminares, que el BESS aporta 1,2 veces su potencia nominal de 100 MVA:
[I _ \ mensaje = 1,2 \ × 1,673 = 2,0 \ mensaje ] Un simple cálculo aritmético da como resultado unos 22,1 kA. Esa cifra no representa la corriente de fallo definitiva, ya que la contribución del BESS depende de la tensión, puede que no esté alineada en fase con la contribución de la red eléctrica y varía con el tiempo.
Aun así, nos aporta algo útil.
Un proyecto de cuadro eléctrico de 25 kA tendría, sin duda, un margen aparente de tan solo 2,9 kA antes de tener en cuenta el error en la previsión de energía, las tolerancias de los transformadores, la compensación de los motores eléctricos, el futuro refuerzo de la red de transmisión, el desplazamiento de corriente continua o los distintos modos de funcionamiento. Sin duda, pondría a prueba esa elección de forma exhaustiva.
Una clase de 31,5 kA puede ofrecer un margen de seguridad adicional, pero la decisión final debe basarse en el estudio de investigación completo, el plan de márgenes del propietario y la norma elegida, y no en mis cálculos preliminares.
La falsa precisión elimina tareas. Lo mismo ocurre con el falso ahorro.
¿Cuál es el equipo de conmutación más eficaz para la interconexión de sistemas de almacenamiento de energía en batería (BESS)?
El mejor equipo de conmutación para la integración de sistemas de almacenamiento de energía en batería (BESS) no tiene por qué ser necesariamente de carcasa metálica, aislado con gas, resistente al arco, con interrupción al vacío o controlado digitalmente. Se trata de la gama cuyos valores nominales verificados superan los requisitos reales, al tiempo que cumple con los criterios exigidos en cuanto a serie de funcionamiento, facilidad de mantenimiento, aspectos medioambientales, diseño de protección y viabilidad económica del proyecto.
En varias instalaciones de media tensión, los interruptores de vacío en los cuadros de distribución metalizados son una opción habitual. Sin embargo, el hecho de que sean habituales no significa que sean fiables.
La elección debe compensar:
Tensión nominal y máxima del sistema.
Obligación de corriente continua con un MVA óptimo.
En la función de interrupción proporcional.
Máximo rendimiento y responsabilidad en el cierre y bloqueo.
El autobús permanece parado durante un breve periodo de tiempo.
Grado de aislamiento y condiciones ambientales.
Instalación en interiores, exteriores, en entornos corrosivos, con polvo o a gran altitud.
Requisitos de construcción resistentes a los arcos eléctricos.
Número de operaciones mecánicas y eléctricas.
Método de puesta a tierra.
Precisión de la TC y esquema de retransmisión.
Integridad de los procedimientos remotos y del servicio de las estaciones.
Cabinas de repuesto y futuros alimentadores para aficionados.
Mantenimiento de la accesibilidad y técnica de sustitución.
Y el momento en que se realizan las adquisiciones es importante. Adquirir una gama de productos con una calificación baja en una fase temprana podría suponer un ahorro de dinero en teoría, pero luego podría resultar mucho más caro cuando la empresa eléctrica actualice su proyección de corriente de fallo o el acuerdo de afiliación exija una configuración de red más potente.
El cobre es caro. La renovación es aún peor.
Deficiencias habituales en la atribución de responsabilidades por fallos en los sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS) que pasan la revisión del diseño
Tratamiento de la corriente de fallo del inversor como un multiplicador ya tenido en cuenta
En un estudio conceptual, puede ser válido partir de una hipótesis de 1,1 pu o 1,2 pu. Sin embargo, resulta insuficiente cuando se desconocen la dependencia de la tensión, la carga actual, la configuración de carga, la respuesta secuencial y el comportamiento en el dominio del tiempo.
Pasar por alto el coeficiente X/R de la empresa de servicios públicos
La corriente RMS, por sí sola, no define por completo la tensión y la sobrecarga del interruptor. Las relaciones X/R elevadas ralentizan la degradación de la parte de corriente continua, lo que aumenta la altura del primer bucle y la corriente desequilibrada en el momento de la apertura.
Es posible que el interruptor supere la prueba de contraste equilibrado, pero no la de responsabilidad real.
Se ha evaluado el interruptor principal, pero no la barra principal
Un interruptor con suficiente capacidad de corte no compensa un barrido sobredimensionado, un interruptor de derivación, un transformador de corriente, una interrupción en el cable o una desconexión.
La alineación es un sistema.
Utilizar los datos actuales de la empresa de servicios públicos simplemente
Los proyectos de la BESS se desarrollan a lo largo de décadas. Un soporte de subestación, una nueva línea de transmisión, la sustitución de un transformador o un generador adyacente pueden aumentar la corriente de fallo disponible tras el inicio de la explotación comercial.
El ciclo de investigación de las afiliaciones y la vida útil prevista de los equipos casi nunca coinciden a la perfección.
No recordar el procedimiento de facturación
Una planta de baterías es bidireccional. Los ajustes de facturación tienen en cuenta las instrucciones de corriente activa previas a la falla y pueden modificar la asignación de potencia activa/reactiva del inversor durante la falla.
La NERC recomienda especialmente utilizar datos distintos sobre la corriente de fallo para la facturación y para la resolución de incidencias.
Competencia en defensa compleja con herramientas adecuadas
Un interruptor puede ser físicamente eficaz a la hora de interrumpir la falla, mientras que el relé deja de funcionar para detectarla con la rapidez suficiente. Por el contrario, un relé rápido no hace que un interruptor o una barra colectora con una intensidad nominal insuficiente sean aceptables.
Es necesario comprobar conjuntamente el nivel de seguridad y la resistencia del hardware.
A la espera de la información definitiva del proveedor
Esto es una cuestión política.
Las rutinas de EPC suelen exigir una orden de compra de aparatos de conmutación antes de que se presente el diseño informático definitivo. La opción es no alegar que no existe esa falta de datos. Utiliza los procedimientos legales habituales, especifica los entregables de diseño requeridos, obtén los márgenes de potencia nominal y establece las variaciones de los proveedores basándote en la evaluación oficial del diseño.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el pago por corriente de error del sistema BESS?
La corriente de fallo BESS es la corriente regulada de aire acondicionado suministrada por el sistema de conversión de energía de un sistema de almacenamiento de energía en batería durante un fallo de la red, que se caracteriza por su magnitud, ángulo de fase, componentes en serie y comportamiento en función del tiempo, en lugar de por la capacidad en amperios-hora de las celdas de la batería o por la corriente de cortocircuito de CC sin restricciones.
Su rendimiento suele verse limitado por los equipos inversores y el software de control. La tensión no regulable, la carga o la descarga previas a un fallo, el razonamiento basado en la prioridad de la corriente, el tipo de error, los ajustes de «ride-through» y la configuración de formación de red o de seguimiento de la red pueden alterar la respuesta.
¿Cómo se calcula exactamente la capacidad de error de los equipos de conmutación para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)?
La capacidad de resistencia a fallos de los equipos de conmutación de un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) es la corriente óptima, tanto simétrica como asimétrica, que cada barra colectora, interruptor, punto de corte de cable, pieza de base y transformador de medida debe soportar o interrumpir en las condiciones de diseño de la red eléctrica, el transformador, el inversor, el modo de funcionamiento, las contingencias y las condiciones futuras del sistema en su ubicación eléctrica específica.
Determina las contribuciones de la red eléctrica y de la instalación utilizando los modelos de serie adecuados, calcula los errores trifásicos y desequilibrados, aplica la relación X/R del sistema, evalúa la corriente en el momento de la separación de los contactos del interruptor y compara cada resultado con los valores equivalentes de capacidad de interrupción, de cierre, de resistencia a corto plazo y de resistencia a picos.
¿Qué valor de corriente de cortocircuito debe tener el cuadro eléctrico de un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS)?
La capacidad de corriente de cortocircuito requerida es el valor nominal estandarizado más bajo del equipo que supere la carga calculada en el punto de configuración, una vez tenidas en cuenta la incertidumbre del modelo, las desviaciones debidas a los factores X/R, las futuras modificaciones de la red, las condiciones de funcionamiento, las resistencias de los generadores, las hipótesis sobre el envejecimiento de los equipos y el margen de diseño formalmente aceptado por el responsable de la instalación.
No existe una clasificación universal de los sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS). Una gama de 25 kA puede resultar adecuada en una barra colectora, pero inadecuada en una instalación por lo demás similar conectada a una fuente de suministro público de mayor potencia.
¿El valor nominal de interrupción de un disyuntor es similar al valor nominal de resistencia a cortocircuitos de corta duración?
La capacidad de interrupción de un disyuntor es la corriente de fallo equilibrada eficaz que el disyuntor puede interrumpir a una tensión y en un régimen de funcionamiento determinados, mientras que la capacidad de resistencia a cortocircuitos de corta duración es la corriente que las barras y los conductores de la instalación de conmutación, una vez desconectados, pueden soportar térmica y mecánicamente durante un periodo de tiempo especificado sin sufrir daños indeseables.
Uno se enfrenta a una interrupción. El otro se preocupa por la supervivencia mientras la vida sigue su curso. Ambos deben ir más allá de sus funciones específicas, y ninguna de las dos alternativas afecta a la fabricación del equipo ni a su capacidad máxima de resistencia.
¿Influye el estado de carga en el pago por errores del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS)?
El estado de carga es el porcentaje de energía almacenada disponible en un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) y, por lo general, influye menos en las corrientes de error de CA de corta duración que las restricciones y los controles de corriente del inversor; no obstante, el modo de carga frente al de descarga, las restricciones de tensión de CC, los umbrales de protección y los criterios específicos de cada fabricante pueden modificar la forma de onda y el comportamiento de la secuencia.
La NERC señala que el estado de la carga no suele modificar la capacidad de la inversora frente a sobrecargas de corriente durante fallos breves; sin embargo, sigue solicitando datos diferentes sobre la facturación y la descarga de la corriente de fallo, ya que el problema de funcionamiento previo al fallo puede alterar la reacción.
¿Cuál es el cuadro eléctrico más eficaz para la conexión a un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS)?
El mejor equipo de conmutación para la interconexión de sistemas de almacenamiento de energía en batería (BESS) es aquel cuyos parámetros de tensión, intensidad nominal continua, capacidad de interrupción, resistencia a picos de corriente de corta duración, capacidad de cierre, grado de aislamiento, diseño ecológico, interfaz de protección y disposiciones de desarrollo se hayan verificado con arreglo a estudios específicos del proyecto, en lugar de seleccionarse a partir de un folleto genérico del tipo “listo para BESS”.
El requisito para adjudicarse el contrato no es la partida certificada más barata, sino el diseño con el menor coste del ciclo de vida que siga cumpliendo los requisitos cuando las versiones reales de los proveedores, las modificaciones de las empresas de servicios públicos, los modos de funcionamiento y los futuros problemas de red alteren las hipótesis iniciales.
Especifica los datos antes de obtener el metal
Antes de emitir una orden de compra de aparatos de conmutación, es necesario disponer de un paquete de afiliación BESS deducible que incluya las correspondencias de recursos de la empresa de suministro eléctrico, la información sobre los transformadores, la versión del sistema colector, las tablas informáticas de corrientes de fallo, los casos de facturación y descarga, la respuesta de la secuencia de corrientes, proporciones X/R, tiempos de despeje de la protección, causas de intervención de los técnicos de emergencias médicas, hipótesis sobre el sistema futuro y una comparación de responsabilidades equipo por equipo.
