Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Máster Máster en Sistemas de la Energía Eléctrica Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Luis Alejandro Caldera Sudano Tutor: Miguel Ángel Gonzalez Cagigal Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iii Proyecto Fin de Máster Máster en Sistemas de la Energía Eléctrica Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Luis Alejandro Caldera Sudano Tutor: Miguel Ángel Gonzalez Cagigal Profesor Ayudante Doctor Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 v Proyecto Fin de Máster: Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Luis Alejandro Caldera Sudano Tutor: Miguel Ángel Gonzalez Cagigal El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos Quiero expresar mi más sincero agradecimiento a todas las personas e instituciones que han contribuido de manera significativa a la realización de este trabajo de fin de máster. En primer lugar, quiero agradecer a mi tutor de tesis, Miguel Ángel González, por darme una respuesta afirmativa desde el primer contacto, en el cual to le solicité ser mi guía y tutor de este trabajo final de máster, así como también por su apoyo y paciencia a lo largo de este proceso. Sus conocimientos y orientación fueron fundamentales para la realización de este trabajo. También deseo agradecer a mi familia; mis padres, hermano, tías y abuela, por su inquebrantable apoyo emocional y su constante estímulo. Sin sus palabras de aliento y constante muestras de amor, este logro no habría sido posible. Agradezco a mis amigos, quienes siempre han estado ahí para apoyarme, verme crecer, celebrar mis logros como si fueran propios e impulsarme a ser mejor cada día. También a mis compañeros de clase, por su colaboración incondicional y por los momentos de tensión, alivio y diversión que compartimos durante este desafiante camino. Incluyo además, a todas las personas que encontré durante esta etapa de mi vida y que muy a pesar de mi indisponibilidad de tiempo se mantuvieron apoyándome de cerca, esperando pacientemente verme llegar al final. Asimismo, quiero extender mi gratitud a mis superiores en Baywa-re S.L.U., entre tanto, por brindarme los recursos necesarios para llevar a cabo esta investigación, por apoyarme y creer en mi desde el primer momento en el que manifesté mi interés por llevar a cabo la realización de este máster. Por último, pero no menos importante, agradezco a todas las personas que fueron partícipe de este logro de algún modo, y a todos aquellos que dedicaron al menos un minuto para responder alguna pregunta específica, o bien, brindarme algún apoyo con cualquier opinión objetiva. Su tiempo y contribuciones fueron esenciales para los resultados obtenidos. En resumen, este logro no habría sido posible sin el apoyo inquebrantable de todos los mencionados anteriormente, y por eso les estoy agradecido. ¡Gracias a todos! Luis Alejandro Caldera Sudano Máster en Sistemas de la Energía Eléctrica Sevilla, 2023 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1-1 Datos actuales de 2023 de generación fotovoltaica en España 6 Tabla 2-1 Parámetros y sensores de una estación meteorológica típica 19 Tabla 3-1: Configuración de la planta a nivel de módulos y estructuras 30 Tabla 3-2: Configuración de la planta a nivel de inversores 31 Tabla 3-3: Configuración de la planta a nivel de centros de transformación 31 Tabla 3-4: Sensores Neteco 33 Tabla 3-5: Datos de irradiación global horizontal en kWh/m2 para la ubicación del proyecto [32] 35 Tabla 3-6: Datos de fracción de irradiación difusa en % para la ubicación del proyecto [32] 36 Tabla 3-7: Datos meteorológicos secundarios de la ubicación del proyecto [32] 36 Tabla 3-8: Datos de irradiación global horizontal, temperatura e irradiación difusa para la ubicación del proyecto [33] 37 Tabla 3-9: Valores de irradiación sobre los módulos con su respectivo ángulo de inclinación en kWh/m2 [33] 37 Tabla 3-10 Valores medios anuales de irradiación, generación, pérdidas y PR 39 Tabla 3-11 Valores promedios mensuales de irradiación, temperatura, generación y PR 40 Tabla 3-12 Valores promedios anuales de generación de energía y PR 41 Tabla 4-1 Pérdidas promedio mensuales y total anual por temperatura 48 Tabla 4-2 Pérdidas ponderadas por temperatura 49 Tabla 4-3 Irradiación solar monitorizada e irradiación solar Budget 54 Tabla 4-4 Actividades y pérdidas asociadas al mantenimiento de la planta 54 Tabla 4-5 Valores de pérdidas de producción estimados por factor 54 Tabla 4-6 Producción de energía eléctrica y PR estimado 55 Tabla 5-1 Valores de producción y PR esperados frente a valores reales 57 Tabla 5-2 Pérdidas esperadas vs. estimadas por factor 58 Tabla 5-3 Pérdidas asociadas a los mantenimientos de la planta 59 Tabla 5-4 Estimación de producción para 2027 y 2032 60 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1 Evolución de la generación de energía eléctrica 2015-2030, [2] 1 Figura 1-2 Objetivos de Desarrollo Sostenible (2015), [7]] 3 Figura 1-3 Generación de energía eléctrica global a partir de fuentes fotovoltaicas, [1] 3 Figura 1-4 Inversión global en generación de energía: métodos limpios vs. métodos que emplean combustibles fósiles, [1] 4 Figura 1-5 Inversión global en la generación de energía eléctrica a partir de distintas fuentes limpias, [1] 4 Figura 1-6 Potencia instalada por tecnología 2020-2022, [1] 5 Figura 1-7 Evolución de tecnologías de generación por carbón y solar FV, [1] 5 Figura 1-8 Distribución del potencial eléctrico fotovoltaico de acuerdo con recurso solar, [8]] 6 Figura 2-1 Efecto fotovoltaico, [9] 9 Figura 2-2 Estructura básica de una celda solar, [11] 10 Figura 2-3 Tipos de radiación solar [14] 11 Figura 2-4 Esquema de central o planta fotovoltaica 12 Figura 2-5 Celda, módulo y arreglo fotovoltaico 13 Figura 2-6 Tecnologías de estructuras fijas o con seguimiento solar o trackers, [16] 13 Figura 2-7 Diagrama de circuito inversor Huawei Sun2000-105KTL [17] 14 Figura 2-8 Representación simple del punto de máxima potencia, [19] 14 Figura 2-9 Esquema de protecciones 16 Figura 2-10 Centro de transformación tipo FEAG 17 Figura 2-11 Plano de centro de transformación tipo FEAG 17 Figura 2-12 Partes principales de una subestación eléctrica [22] 18 Figura 2-13 Estación meteorológica de la planta fotovoltaica Don Rodrigo II 19 Figura 2-14 Monitorización horaria de potencia activa [25] 20 Figura 2-15 Instalación de puesta a tierra 21 Figura 2-16 Curva I-V de una célula solar [26] 21 Figura 2-17 Curva I-V con valores óptimos de una célula solar [26] 22 Figura 2-18 Influencia de la irradiación sobre una célula fotovoltaica, [19] 23 Figura 2-19 influencia de la temperatura sobre una célula fotovoltaica, [19] 23 Figura 2-20 Mapamundi con probabilidad cuantitativa de ocurrencia de tormenta de arena anuales [25] 24 Figura 2-21 Porcentaje de cobertura de área respecto del área total de la superficie para cada tamaño de partícula [28] 25 Figura 2-22 Evolución de las pérdidas para diferentes inclinaciones de los cristales sin tener en cuenta efecto de la lluvia [29] 25 Figura 2-23 Ejemplo de evolución de las pérdidas de irradiación en función de la hora del día [30] 26 Figura 3-1 Imagen satelital de Don Rodrigo II [31] 29 Figura 3-2 Generación eléctrica específica mensual frente a PR 42 Figura 4-1 Pérdidas diarias por temperatura 47 Figura 4-2 Pérdidas mensuales por temperatura 47 Figura 4-3 Pérdidas ponderadas mensuales por temperatura 49 Figura 4-4 Pérdidas ponderadas mensuales por suciedad 52 Figura 4-5 Irradiación solar monitorizada vs irradiación solar budget 53 xix Notación T G Tera Giga M k W p h CC CA FV Mega Kilo Vatio Pico Hora Corriente continua Corriente alterna Fotovoltaico 1 1 INTRODUCCIÓN, CONTEXTO Y JUSTIFICACIÓN nivel mundial, durante los últimos cinco años, la generación de energía eléctrica a partir de centrales fotovoltaicas ha mantenido una evidente tendencia positiva (figura 1-1), cuyo crecimiento ha sido representativamente mayor durante los últimos años. En 2022, se obtuvo un incremento en la generación de energía eléctrica global del 26 %, [1], lo cual se traduce en una entrega de +270 TWh tomando como referencia al año anterior. Así mismo, esta tecnología representó un 4,5 % de la generación total de energía eléctrica para este mismo año, y se posicionó como la tercera tecnología renovable más importante, únicamente por detrás de la hidráulica y la eólica. Los porcentajes más significativos de este crecimiento se encuentran distribuidos de la siguiente forma: China 38 %, Unión Europea 17 % y Estados Unidos de América 15 %. Haciendo uso de esta tecnología, se prevé alcanzar una generación global de unos 8300 TWh para 2030 de acuerdo con los objetivos de “Huella de carbono cero” [2] esto se traduciría en un incremento anual promedio de 26% hasta la fecha objetivo. Figura 1-1 Evolución de la generación de energía eléctrica 2015-2030, [2] De acuerdo con datos extraídos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), [3], a nivel mundial y para el año 2022, se encuentran instalados 1.046.614 MW de energía solar fotovoltaica, unos 225.478 MW a nivel de Europa y unos 18.214 MW (19.977 MW según Red Eléctrica de España) a nivel de España. De este mismo modo, se conoce también que para el primer trimestre del año en curso correspondiente con el desarrollo de este trabajo de investigación (2023), la potencia fotovoltaica instalada en España alcanzó los A “El éxito parece depender en gran medida de persistir en algo después de que otros han dejado de hacerlo” - William Feather - Introducción, contexto y justificación 2 21.077 MW, [4], lo cual evidencia el crecimiento de este tipo de centrales en el territorio nacional español. Una vez construidas y puestas en marcha este tipo de centrales, entran en una fase de operación que involucra implícitamente un mantenimiento, cuyo objetivo principal recae en la garantía del correcto funcionamiento que prevé conseguir valores de producción muy próximos a los expuestos en los distintos estudios de ingenieria, obtenidos mediante simulaciones con diferentes software tales como lo son PVSyst y PVCASE, dentro de los cuales se incluyen las posibles pérdidas de acuerdo con las condiciones medioambientales, actividades preventivas y correctivas, entre otros. Sin embargo, este trabajo de investigación surge a razón de comparar la diferencia existente, si la hubiese, entre los valores de generación de energía eléctrica del budget o previstos antes de la fase de explotación y la energía real generada, tomada por el equipo de medida correspondiente. 1.1 Importancia y Desarrollo de plantas fotovoltaicas Actualmente, y desde hace ya varios años, la energía solar fotovoltaica se plantea como una vía o solución factible para hacer frente a la situación actual con relación al cambio climático; éste, se manifiesta como un incremento de la temperatura causado por la acumulación de gases de efecto invernadero (GEIs) en la atmósfera, principalmente protagonizado por el dióxido de carbono (CO2), lo que dificulta la salida de las radiaciones infrarrojas que emite el planeta al calentarse a la atmósfera, y en consecuencia genera un incremento de temperatura [5]. De acuerdo con los científicos del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático o Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC) de la Organización de las Naciones Unidas (ONU), esta problemática ha ido fortaleciéndose a medida que incrementan ciertas actividades humanas, tales como: la industrialización, el transporte y las plantas de producción de electricidad mediante la quema de combustibles fósiles, principalmente carbón y petróleo. Se estima que la temperatura media global aumente entre 3,7 y 4,8 ºC para el año 2100 a raíz de esta realidad, afectando la subida del nivel del mar dado el deshielo provocado [6]. Esto, ha despertado interés entre las distintas personalidades que representan importantes organizaciones internacionales y países, dando lugar a diferentes conferencias, tratados y acuerdos, como lo han sido: El Protocolo de Kioto (1997), La Cumbre de París 21 (2015), La Cumbre de Bonn COP 23 (2017) y La Cumbre de Cambio Climático de Katowice COP24 (2018). • Protocolo de Kioto (1997): se fijaron metas concretas de reducción de GEIs de los países desarrollados. Participaron 37 países en total, de los cuales 28 pertenecen a la Union Europea (EU), lo cuales representaban el 12% del total de las emisiones mundiales. Kioto entró en vigor en 2005, alcanzando diez años mas tarde una reducción del 22% de los 37 paises firmantes. • Cumbre de Paris COP 21 (2015): asistieron 195 paises firmantes de la convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC). En este tratado internacional que data de 1992, se reconoció la importancia del calentamiento global, y para 2015 se plantearon medidas concretas para hacer frente a esta situación y definir un protocolo post-Kioto con el objetivo principal de evitar que el incremento de temperatura del planeta antes mencionado supere los 2 ºC. • Cumbre de Bonn COP 23 (2017): puso de manifiesto la urgencia marcada por catástrofes que se estaban produciendo y sus efectos en la creación del fondo anual de 100.00 millones de dólares propuesto en la Cumbre de Paris para hacer frente a la problemática. • Cumbre de Katowice COP24 (2018): manifestó nuevamente las dificultades econonómicas aún existentes y se sellaron reglas para la aplicación del acuerdo de Paris. Todo esto, junto a la publicación de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) (ver figura 1-2) planteados por la ONU en septiembre de 2015, demuestran la severidad de la problemática a tal medida que se involucra la participación de gobiernos, sector privado, sociedad civil y ciudadanos, dando origen a nuevas tendencias, tecnologías y métodos de generación e industrialización innovadores, tal como lo ha venido siendo la industria fotovoltaica. 3 3 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 1-2 Objetivos de Desarrollo Sostenible (2015), [7]] La energía solar fotovoltaica se concibe como un método de obtención de energía limpio, de tecnología sencilla y poco riesgo, por lo que representa ser una de las alternativas más prometedoras en cuanto al cambio que se pretende ir logrando. Aunque es una realidad que esta técnica depende totalmente de un recurso externo no controlable (el Sol), lo cual acarrea consigo ciertas problemáticas en la conexión a red, así como a su contribución con la satisfacción de la curva de demanda eléctrica, se mantiene en auge su implementación y en continuo estudio sus características, evidenciándose en las figuras 1-3 y 1-4. Figura 1-3 Generación de energía eléctrica global a partir de fuentes fotovoltaicas, [1] Introducción, contexto y justificación 4 Figura 1-4 Inversión global en generación de energía: métodos limpios vs. métodos que emplean combustibles fósiles, [1] La generación de energía limpia, cuyos valores se presentan en la figura 1-4, se compone a su vez de los métodos de generación detallados a continuación en la figura 1-5, donde además se evidencia que la tecnología con mayor inversión durante los últimos tres años ha sido la solar fotovoltaica a nivel mundial. Figura 1-5 Inversión global en la generación de energía eléctrica a partir de distintas fuentes limpias, [1] 1.2 Conexto energético en España y relevancia en Sevilla Actualmente, y desde hace unos años, España se presenta como uno de los países que hace frente a las distintas medidas que pretenden llevar a cabo la descarbonización del planeta, así como a las iniciativas de reducción máxima de emisiones de GEIs. Según un informe emitido por McKinsey en 2022, para conseguir estos objetivos se requiere una inversión de unos 85.000 millones de euros al año en tecnologías verdes, y que como se muestra en la figura 1-6, ha tenido lugar en los últimos años. 5 5 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 1-6 Potencia instalada por tecnología 2020-2022, [1] En la figura 1-6, se muestran las capacidades por año (2018-2022) de las distintas tecnologías presente en la generación de energía eléctrica en España, y se observa como la mayoría de origen renovable mantienen un crecimiento, mientras que en contra parte, algunas otras como las que emplean carbón cada vez se hace más ausente dentro del sector; esto es posible notarlo con mayor detalle en la figura 1-7, donde se hace una ampliación a las tecnologías de carbón y solar FV. Figura 1-7 Evolución de tecnologías de generación por carbón y solar FV, [1] Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 12 Figura 2-4 Esquema de central o planta fotovoltaica 2.3 Componentes de una central o planta fotovoltaica A continuación, se presentan los principales componentes de una central o planta fotovoltaica conectada a red, cuya tipología es la estudiada en este trabajo de investigación. El orden en el que están presentados coincide con la secuencia de la figura 2-4. 2.3.1 Módulo fotovoltaico y estructuras Están formados por la unión de celdas fotovoltaicas conectadas en serie y paralelo, con el fin de alcanzar unos valores de tensión y corriente deseados, tal como se muestra en la figura 2-5, [15]. Estos dispositivos tienen como funcion principal la captura de radiación solar y generación de energía eléctrica a partir del efecto fotovoltaico, gracias a las propiedades del silicio presente en su estructura, y siguiendo lo previamente expuesto en el apartado 2.1. 13 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 2-5 Celda, módulo y arreglo fotovoltaico Generalmente, los modulos fotovoltaicos se encuentran dispuestos sobre estructuras fijas o móviles accionadas mediante elementos electromecánicos. Estas últimas son conocidas popularmente como trackers o seguidores, cuyo propósito principal, además de brindar protección física ante agentes del medio, es conseguir la inclinación óptima para el mayor aprovechamiento del recurso solar, [14]. Las estructuras fijas ofrecen menor coste dado su escaso mantenimiento, pero también proporcionan un menor aprovechamiento del recurso primario. En oposición, las estructuras electromecánicas tienen un coste significativamente más alto, pero permiten una mayor generación de energía eléctrica por parte del sistema gracias al mejor aprovechamiento del recurso solar. Ambas tipologías se muestran en la figura 2-6. Figura 2-6 Tecnologías de estructuras fijas o con seguimiento solar o trackers, [16] 2.3.2 Inversores Los convertidores CC/CA o inversores tienen como objetivo principal la transformación de corriente continua generada por los modulos fotovoltaicos en corriente alterna que es destinada a un consumo final o segunda transformación, representado una interfase entre el generador fotovoltaico y la red eléctrica, [15]. El inversor debe conseguir una frecuencia de la tensión correspondiente a la de la red a la que se encuentra conectado, buscando en todo momento minimizar el contenido de armónicos inyectados a la red. Se sugiere estar en el rango de valores incluido en la norma CEI 555/1/2/3 (Comité Electrotécnico Internacional) o su equivalente AENOR UNE-806-90/1/2/3. Estas normas contemplan la distorsión armónica máxima en corriente, en Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 14 porcentaje sobre la fundamental, dependiendo del orden del armónico producido por un receptor conectado a la red. Figura 2-7 Diagrama de circuito inversor Huawei Sun2000-105KTL [17] Además de transformar el tipo de corriente, estos dispositivos se encargan de extraer la máxima potencia posible del generador fotovoltaico, ya que esta varia de acuerdo con factores externos no controlables, como lo son la temperatura e irradiancia disponible. Esto último se consigue gracias a un dispositivo electrónico incorporado a los inversores, denominado “seguidor del punto de máxima potencia”, y conocido popularmente por sus siglas en inglés MPPT (Maximum Power Point Tracker), como se muestra en la figura 2-8. Este dispositivo se encarga de variar la tensión de entrada del inversor (o tensión de salida del generador fotovoltaico), consiguiendo que el producto V-I de salida (potencia de salida) del generador sea máximo, [18]. Figura 2-8 Representación simple del punto de máxima potencia, [19] 15 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW La operación de los inversores tiene que ser segura y de calidad, dada la importancia de estos dos parámetros para la compañía eléctrica, es por ello que estos dispositivos tienen que cumplir con ciertos requerimientos detallados a continuación, [20]: • El flujo de energía eléctrica tiene que ir en el sentido de las cargas, por lo que no debe haber inyección sin consumo. • Debe cumplir con especificaciones de la red eléctrica a la que se encuentran conectados, por lo que generalmente dentro de su configuración contienen distintos códigos de operación. • Deben contener sistemas de protección, por lo que no deberán entregar energía a una línea sin protecciones. • La desconexión debe ser automática ante la detección de alguna falta, y deberá existir algun punto de fácil desconexión que sea accesible al personal calificado. • Deben operar con factor de potencia unidad, ya que, si este disminuye, se puede afectar la eficiencia de la instalación. • La señal de salida no debe exceder las condiciones predefinidas para la operación, es decir, en caso de sobre/subtensión o sobre/subfrecuencia, el inversor deberá desconectarse automáticamente de la red, permitiéndose una reconexión segura una vez que el sistema de control y protección de red espera para internar una nueva conexión (3 minutos normalmente), [19]. Actualmente, existen dos grupos principales de inversores: el conmutado en línea y el autoconmutado, [20]: • Conmutado en línea: utilizan interruptores de tipo tiristores, capaces de controlar el tiempo de activación de la conducción, pero no el tiempo de parada. Precisan de una fuente o circuito adicional que reduce la intensidad de corriente que lo atraviesa como método de detención de la conducción. • Autoconmutados: utilizan los transistores IGBT y MOSFET, junto con el uso de dispositivos de conmutación que controlan libremente los estados de conducción y no conducción de los transistores. Son los más utilizados dado que cumplen las especificaciones técnicas establecidas por las compañías eléctricas. Dentro de esta categoría, se conocen dos tipos de inversores, en fuente de corriente (CSI) y en fuente de tensión (VSI), de modo tal que, cada tipo funciona manteniendo constante la variable eléctrica (intensidad o tensión) de entrada de acuerdo con su tipología. 2.3.3 Protecciones Las sobretensiones, sobreintensidades, los puntos calientes y las pérdidas de aislamiento representan los riesgos más típicos a nivel eléctrico de una instalación fotovoltaica [21], razón por la cual el dimensionamiento y selección tanto del cableado como de las protecciones constituye una parte fundamental de la instalación, dada su afección a las personas y equipos que la conforman. En cuanto a las personas, se consideran fundamentalmente los usuarios de red y operarios de la instalación, mientras que, en cuanto a la instalación se toman en cuenta todos los dispositivos que la integran, tanto del lado de corriente continua (CC) como de corriente alterna (CA). • Sobretensiones: constituyen el riesgo más importante y se pueden clasificar de acuerdo con su origen. Las ocasionadas por factores externos, como las descargas atmosféricas en las proximidades de la instalación, las cuales suelen tener mayor afección desde el punto de vista de niveles de tensión y se caraterizan por pulsos de crecimiento rápido y de corta duración; y las ocasionadas por factores internos, como los transitorios producto de conexiones y desconexiones de equipos del propio sistema. • Sobreintensidades: dado que los generadores fotovoltaicos se comportan como una fuente de intensidad, en lugar de fuente de tensión como en el caso de la red, los valores de sobrecorriente no superan el 20% de la intensidad nominal, considerándose este último como valor de sobrecarga ante el dimensionamiento de cableado y protecciones. • Puntos calientes: se presentan como elevaciones de temperaturas provocadas por sombras, fallos o deterioros en los módulos fotovoltaicos, de modo tal que estas partes afectadas pasan de ser generadores Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 16 a cargas, trayendo consigo consecuencias como pérdida de la eficiencia y disminución de la potencia de salida. • Pérdidas de aislamiento: se generan por una degradación progresiva del nivel de aislamiento original de la instalación, producto de las consecuencias que traen consigo las condiciones medioambientales del entorno, tales como: temperatura, radiación ultravioleta (UV), humedad y polución. A continuación, y clasificando la instalación en el lado de CC y CA, se presentan en la figura 2-9 algunas protecciones típicas implementadas en las instalaciones fotovoltaicas para prevenir o mitigar las consecuencias de los riesgos anteriormente mencionados. Figura 2-9 Esquema de protecciones 2.3.4 Centros de transformación Se define como centro de transformación (CT) a una instalación eléctrica física que permite la elevación o reducción de tensión para un uso final o secundario. Típicamente en las centrales fotovoltaicas, estas instalaciones tienen fines de transmisión o paso intermedio, por lo que convierten la energía eléctrica de baja tensión (1 kV, típicamente) proveniente de los inversores, en alta tensión (15, 20 o 30 kV, típicamente) para ser transferida a la subestación de la planta [20]. 17 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 2-10 Centro de transformación tipo FEAG Los centros de transformación se componen principalmente de: transformador, protecciones y sistemas de comunicaciones. Además, tienen una zona de entrada de conductores por donde llegan los cables de baja tensión (proveniente de los inversores), y una zona de salida donde se sitúa comúnmente la celda de media tensión, la cual permite la interconexión entre los distintos centros de transformación que componen la línea o anillo, de acuerdo con su configuración, que vierten la energía eléctrica a un mismo punto de entrada en la subestación. Figura 2-11 Plano de centro de transformación tipo FEAG 2.3.5 Subestación eléctrica Se define como una instalación eléctrica encargada de realizar transformaciones de tensión, frecuencia, número de fases o conexiones de dos o más circuitos. Generalmente, se localizan cerca de centrales eneradoras, en la periferia de las zonas de consumo y en el interior o exterior de edificios, de acuerdo con su tipología y función. Dentro de los tipos de subestaciones, se encuentran: subestaciones de transformación, encargadas de transformar la tensión mediante uno o más transformadores, pudiendo ser elevadoras o reductoras de esta variable, y subestaciones de maniobra, las cuales conectan dos o más circuitos y permiten maniobras de estos, sin transformar el nivel de tensión. En la figura 2-12 se muestran las partes principales de una subestación típica. Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 18 Figura 2-12 Partes principales de una subestación eléctrica [22] Las subestaciones de transformación de tipo elevadoras son las que están presentes dentro de las grandes plantas o centrales de generación fotovoltaica, ya que estas se encargan de elevar la tensión de la energía eléctrica procedente de una instalación generadora cercana, en este caso la instalación fotovoltaica, a través de uno o más transformadores de potencia, mejorando el nivel de tensión y emitiendo dicha energía a una ubicación remota mediante una línea eléctrica de evacuación. 2.3.6 Sistemas de Monitorización De acuerdo con la Real Academia Española, ‘monitorizar’ significa: “Observar mediante aparatos especiales el curso de uno o varios parámetros fisiológicos o de otra naturaleza para detectar posible anomalías”. Esto, trasladado a plantas fotovoltaicas, se aplica comúnmente como el sistema encargado de la lectura y visualización de datos que, a partir de distintos protocolos de comunicación, como lo es el RS-485, y software, permiten mostrar al usuario el estado actual o historórico de las variables eléctricas (Potencia de salida, tensiones, intensidades de corriente, entre otras), meteorológicas (irradiancia, irradiación, temperatura, entre otros) y de otra índole, de acuerdo con los tipos de sensores existentes en la instalación. El sistema de monitorización tiene como objetivo principal la supervisión remota de la producción de energía eléctrica y la detección de fallos en los componentes de la instalación. Generalmente, los datos son recibidos desde los inversores, estaciones meteorológicas, contadores, unidades de control de seguidores y otros sensores disponibles, en intervalos de tiempo pequeños (minutales o 10-minutales, por ejemplo), lo que permite extrapolar la información a datos horarios, diarios, semanales o mensuales. 2.3.7 Estación metereológica y sensores Las estaciones meteorológicas tienen gran importancia dentro de la fase de creación y explotación de una planta fotovoltaica, ya que, a partir de estas se obtienen datos que interfieren de forma directa en la producción de energía, dada la naturaleza de la tecnología de generación descrita. Se definen como un conjunto de sensores e instrumentos capaces de medir las condiciones atmosféricas y del suelo (figura 2-13), obteniendo valores de radiación solar, temperatura, humedad, lluvia y vientos. Así mismo, dentro de las condiciones el suelo, se incluyen la humedad, temperatura y conductividad eléctrica de este [23]. 19 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 2-13 Estación meteorológica de la planta fotovoltaica Don Rodrigo II Parámetros Aparatos y sensores Velocidad del viento [m/s] Anemómetro Temperatura [º] Termómetro Humedad relativa media [%] Sensor de humedad relativa Presión media [mb] Barómetro Radiación [W/m2] Piranómetro Intensidad lumínica [kLux] Fotómtro Lluvia acumulada [mm] Pluviómetro Partículas contaminantes (NO2, SO2, CO2) [ppm] Tabla 2-1 Parámetros y sensores de una estación meteorológica típica Su importancia reside en el conjunto de posisbles acciones que pueden realizarse a partir de la obtención de estos datos [24]: • Predicción de la producción de energía y pronósticos futuros según datos disponibles y reocpilados. • Optimización del rendimiento a partir del conocimiento de datos reales que influyen sobre la generación de energía eléctrica. • Ejecución óptima del mantenimiento preventivo para minimizar posibles impactos en la generación de energía eléctica. • Cumplimiento de requisitos normativos sujetos a regulaciones de índole meteorólogicas, generación de informes y justificaciones del rendimiento del sistema. Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 20 2.3.8 Sistemas de monitorización Los sistemas de monitorización son una parte fundamental dentro de la operación de una central o planta fotovoltaica, ya que constituyen la principal fuente de información del funcionamiento del sistema a los usuarios y operadores. A partir de los sistemas de comunicación y softwares informáticos que sirven de interfaz humanomáquina, es posible visualizar los datos proporcionados por las estaciones meteorológicas, inversores, contadores y demás componentes de la instalación en intervalos de tiempo muy pequeños (minutarios o diez minutarios), los cuales posteriormente suelen ser extrapolados a datos horarios, diarios, semanales y mensuales, para el control de la producción, manejo de alarmas y gestión de incidencias. Como ejemplo de esto, en la figura 2-14 se muestra la monitorización de datos horarios para un día en concreto a nivel de potencia activa disponible en inversores. Figura 2-14 Monitorización horaria de potencia activa [25] La visualización constante de estos datos permite una supervisión óptima del sistema, garantizando un funcionamiento seguro y correcto del mismo, de modo tal que las anomalías son vistas poco tiempo después de su aparición, lo cual favorece la mitigación de sus consecuencias, dentro de las que se destacan: pérdidas de producción, de recursos materiales y/o humanos y daños más graves. Esto también se logra gracias a que comúnmente, estos sistemas estan vinculados a un centro de control, cuya función principal es notificar a los operadores, con la mayor brevedad posible, la aparición de cualquier irregularidad vista a partir de la monitorización constante de la operación de la central. 2.3.9 Otros Es importante destacar que, de acuerdo con el reglamento electrotécnico de baja tensión, aprobado por el Real Decreto 842/2002 y como complemento de la sección de protecciones, todos los componentes que conforman a cualquier instalación generadora, entendiendo como tales las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica, requieren de un sistema de puesta a tierra. Este, constituye y representa una vía de evacuación de la corriente alterna en caso de falta. Esta vía de evacuación obligatoria tiene por objeto proteger a las personas en el caso de que un defecto provoque la aparición de tensión donde normalmente no debería haberla. El R.D. 1663/2000 establece que las masas de una instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, así como a las masas del resto del suministro. En este mismo orden de ideas, se indica entonces que las funciones principales de todo sistema de puerta a tierra son: 21 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW • Seguridad de las personas. • Protección de las instalaciones. • Mejora de la calidad del servicio. • Establecimiento y permanencia de un potencial de referencia. En la figura 2-15 se muestra una instalación de puesta a tierra, donde es posible observar la unión eléctrica directa, mediante un cable desnudo, sin fusibles ni protección de alguna parte del circuito, a una toma de tierra con un electrodo enterrado en el suelo. Figura 2-15 Instalación de puesta a tierra 2.4 Factores que influyen en la generación de energía eléctrica El primer elemento físico que interviene en la generación de energía eléctrica a partir del recurso solar aplicando tecnología fotovoltaica, es la célula solar. En ella ocurre el efecto fotovoltaico, que tal como se explicó anteriormente, basa su principio de funcionamiento en la circulación de una intensidad de corriente provocada por la diferencia de potencial que aparece tras conectar una carga cuando la célula solar se encuentra iluminada [19]. A continuación, se muestra la curva I-V de una célula solar en la figura 16, a partir de la cual se explica con mayor detalle los puntos más importantes que influyen en la generación y sus afecciones. Figura 2-16 Curva I-V de una célula solar [26] Energía solar fotovoltaica: fundamentos y contexto 28 29 3 CENTRAL FOTOVOLTAICA OBJETO DE ESTUDIO n este capítulo se encuentran todos los detalles de construcción y operación de la central fotovoltaica objeto de estudio, Planta Fotovoltaica (PFV) Don Rodrigo II. Además, se incluirá información detallada de cada uno de sus componentes, sistemas, parámetros claves, métodos de cálculo y estimaciones previas a su construcción. 3.1 Información de la central fotovoltaica Don Rodrigo II La PFV Don Rodrigo II se ubica en la localidad de Alcalá de Guadaira, en la provincia de Sevilla, Andalucía, España; bajo las coordenadas 37,2552 ºN; 5,8529 ºO. Ocupa una superficie total de 169 hectáreas, con una potencia pico instalada igual a 49.995,12 kWp, tratado de ahora en adelante como 50 MWp. La disposición geográfica de los módulos fotovoltaicos y estructuras que la conforman pueden ser apreciados en la figura 3-1. Figura 3-1 Imagen satelital de Don Rodrigo II [31] La puesta en marcha de esta planta tuvo lugar en mayo de 2020, previéndose una producción anual de energía eléctrica igual a 2.122 kWh por kWp instalado en módulos fotovoltaicos, lo cual se traduce en una producción de energía anual igual a 106.086 MWh para la capacidad pico instalada, equivalente al consumo anual de E “Las grandes obras las sueñan los genios locos, las ejecutan los luchadores natos, las disfrutan los felices cuertdos y la critican los inútiles crónicos” - Santiago Ramón y Cajal - Central fotovoltaica objeto de estudio 30 aproximadamente 32.800 hogares promedio en España. Los componentes que conforman al sistema fotovoltaico de la PFV Don Rodrigo II se presentan en las subsecciones a continuación. 3.1.1 Módulos fotovoltaicos y estructuras El sistema fotovoltaico de la planta se compone de 131.544 módulos monocristalinos del fabricante GCL Systems y de potencias nominales 375 Wp, 380 Wp y 385 Wp, dispuestos sobre un total de 1.566 estructuras seguidoras mono eje con orientación norte-sur, del fabricante Zimmermann. Estas últimas tienen una separación entre sí de 5,5 metros y rotan dentro del rango de -50 º a +50 º incluyendo el backtracking para reducir el sombreado entre modulos. Cada estructura contiene tres strings con veintiocho módulos dispuestos de forma vertical o retrato, para un total de 84 módulos por string conformando un sistema de 1500 V en CC. A continuación, en la tabla 3-1, se presentan algunos detalles de la planta a nivel de módulos y estructuras. Módulos fotovoltaicos Fabricante GCL System Tipo GCL-M3/72H, 375 Wp, 380 Wp, 385 Wp Configuraciones Total: 131.544 módulos • 25.536 x 375 Wp • 79.792 x 380 Wp • 27.216 x 385 Wp Potencia total en módulos 49.995,12 kWp 3.1.2 Inversores Los strings de módulos, a través de un cableado de CC, vierten la energía eléctrica producida por los generadores fotovoltaicos a los distintos inversores que componen al sistema, para su posterior conversión de CC a CA. El sistema de Don Rodrigo II cuenta con un total de 397 inversores del fabricante Huawei, de dos tipologías y configuraciones distintas, tal como se aprecia en la tabla 3-2. Estructuras Fabricante Zimmermann Tipo Sistema seguidor de 1 eje (Norte-Sur) Configuraciones Total: 1.566 estructuras • 84 módulos/estructura Tabla 3-1: Configuración de la planta a nivel de módulos y estructuras 31 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Inversores Fabricante Huawei Technologies Co. Ltd. Tipos • SUN2000-60KTL-HV-D1-001 • SUN2000-105KTL-HV-D1-001 Configuraciones Total: 397 inversores • 10 x SUN2000-60KTL-HV-D1-001 • 387 x SUN2000-105KTL-HV-D1-001 Strings por inversores: • 60KTL: 6 strings • 105KTL: 12 strings *(2 inversores de 105KTL c/ 9 strings) Tabla 3-2: Configuración de la planta a nivel de inversores Estos dispositivos se ubican en los extremos norte o sur de las estructuras seguidoras, aproximadamente cada 4 filas, ya que como se explicó antes, cada una de estas típicamente contiene tres strings y la configuración predominante de inversores (de 105KTL) recoge la energía proveniente de doce strings. Esta energía convertida en CA es vertida a los centros de transformación, cuyos detalles se ofrecen en la siguiente subsección. 3.1.3 Centros de transformacion Una vez convertida la energía producida en CA, se vierte a los centros de transformación (CT) por un cableado de tipo RV AI 0,6/1kV subterráneo, que sigue las normas UNE-HD 603-5N e IEC 60502-1. En estos, se eleva la tensión de 0,4 kV a 20 kV para su transmisión hasta la subestación más próxima a través de un cableado de tipo X-VOLT RHZ1 12/20 kV AI, cumpliendo con la normativa IEC 60502-2. A partir de un cocido que comprende entre 8 y 9 centros de transformación por línea eléctrica de 20 kV, se vierte la energía total generada por el sistema fotovoltaico en la subestación Don Rodrigo II. Los detalles y configuraciones existentes en cuanto a los centros de transformación que componen al sistema de Don Rodrigo II puede ser apreciados en la tabla 3- 3: Centros de transformación Fabricante FEAG Tipo Transformador trifásico de aceite, ONAN. Configuraciones Total: 40 centros de transformación • 12 x 1.000 kVA, 20/0,4 kV, 50 Hz • 8 x 1.250 kVA, 20/0,4 kV, 50 Hz • 12 x 1.600 kVA, 20/0,4 kV, 50 Hz Tabla 3-3: Configuración de la planta a nivel de centros de transformación Central fotovoltaica objeto de estudio 32 3.1.4 Subestación Eléctrica Don Rodrigo II La subestación eléctrica Don Rodrigo II se ubica en el interior de la planta fotovoltaica, en una zona muy próxima a la subestación Don Rodrigo, perteneciente a Red Eléctrica (REE), que además sirve como punto de evacuación a la red de transporte. Ésta, tiene como función principal ejecutar el conjunto de maniobras necesarias en condiciones de seguridad, correspondiente con la conexión y desconexión de la planta hacia su punto de evacuación, por lo que, recibe la energía eléctrica total generada por el sistema fotovoltaico a través de cinco líneas eléctricas a una tensión de 20 kV y, posteriormente se eleva su tensión, por un transformador de 50 MVA, a 60 kV. Finalmente, mediante una línea aérea de 60 kV, se hace llegar la energía producida al punto de evacuación antes mencionado. 3.2 Sistemas de digitalización utilizados (B4V, KIX, FRM(Salesforce)) Como se mencionó anteriormente, las centrales o plantas fotovoltaicas además de la aparamenta empleada para la generación de energía eléctrica, están dotadas también por sistemas de monitorización que son de vital importancia para la garantía y seguridad del correcto funcionamiento del sistema, en tiempo real o periódico constante. Éstos son manipulados principalmente por los operadores, cuyo rol principal es garantizar y/o mantener un funcionamiento adecuado y seguro de la planta solar. Típicamente, los sistemas de monitorización que se pueden conseguir son: sistemas de supervisión, control y adquisición de datos (SCADAs), herramientas de gestión y control de recursos, centros de control, entre otros. En el caso de la PFV Don Rodrigo II, el sistema se dota de los siguientes: • Be4Vision: es la plataforma oficial de Be4energy para la monitorización de plantas fotovoltaicas y sistemas de potencias. El software emplea una interfaz intuitiva que permite una vista rápida de los datos mas importantes de un sistema individual o todos los sistemas de un portafolio; faltas, estados, producción y rendimientos son presentados en vistas individuales simultáneamente y, a partir de una simple configuración, es posible adaptarlo al gusto del usuario para su mayor comodidad. Existe una versión más optimizada disponible para dispositivos móviles. Be4vision es el software que forma parte del SCADA integral de Don Rodrigo II, es frecuentemente utilizado por lo operadores con el objetivo de mantener monitorizado el funcionamiento del sistema, brindado así retroalimentación o asistencia efectiva ante cualquier avería mostrada en pantalla. Gracias a que este sistema contiene todos los componentes de la planta, y se encuentra asociado al centro de control, es posible identificar el componente afectado tras una anomalía de forma efectiva. Además, este software permite la descarga de datos históricos, los cuales son de gran utilidad para evaluaciones, análisis y estimaciones asociadas al funcionamiento de la PFV. • Neteco: es un software propio de Huawei para la monitorización de sus inversores fotovoltaicos. El principio de funcionamiento del sistema se basa en el procesamiento de datos obtenidos por los sensores que componen a las estaciones meteorológicas Huawei, descritos en la tabla 3-5, y su posterior envío por un único cable a distintos smartloggers por RS484 Modbus RTU, con el objetivo de presentar a través de su plataforma en línea o aplicación movil, el estado de los inversores y su tasa de eficiencia a nivel de planta completa. 33 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Piranómetro o sensor de radiación de celda de referencia Proporciona la irradiancia del sol cada 10 segundos, tiempo de respuesta al registrador de datos. Sensor de temperatura del módulo Se ubica en la superficie inferior del módulo fotovoltaico, y proporciona la temperatura del módulo. Sensor de temperatura ambiente Se ubica en zona de planta bajo sombra, y proporciona el valor de la temperatura ambiente. Sensor de velocidad del viento Proporciona datos de velocidad del viento a los SmartLoggers. Tabla 3-4: Sensores Neteco Los operadores de Don Rodrigo II emplean este software principalmente para visualizar las alarmas y detalles de funcionamiento de los 397 inversores que conforman a la planta. Cualquier anomalía aparente en el funcionamiento de alguno de estos dispositivos puede ser verificada con Be4vision, asegurándose así la verdadera existencia de esta antes de acudir in situ para efectuar el correctivo de esta. • Suntrack: es un software propio de P4Q Suntrack Services, permite a sus clientes visualizar y gestionar en todo momento el funcionamiento de los trackers. Presenta al usuario el estado actual e histórico de la totalidad de los trackers instalados en una planta, y basa su funcionamiento en la comparación del movimiento real del tracker con una curva objetivo, creada por un ángulo objetivo que va en función a la hora del día y momento del año. Esta herramienta es empleada frecuentemente por parte de los operadores de Don Rodrigo II para monitorizar el correcto funcionamiento de los 1571 trackers que componen a la planta. Cualquier anomalía es visible en su monitorización gracias a la apreciación de la desviación de la curva realizada por el movimiento real del tracker frente al objetivo. Además, es también posible validar cualquier anomalía detectada en Be4Vision. Los tres softwares descritos anteriormente son fundamentales para el cálculo de pérdidas de producción por actividades preventivas y correctivas que afectan a la producción de la planta. Esto se logra gracias a la capacidad de guardar históricos de datos que pueden ser visibles en diferentes formatos y a su vez, transferidos a hojas de cáclulos. Además, a partir de estos datos se realizan estimaciones y evaluaciones para planificación de actividades. A continuación, se presentan otras dos herramientas de gran importancia dentro del registro y gestión de los trabajos asociados al proyecto, estas son: • Kix: es la plataforma oficial empleada por el centro de control de la compañía prestadora de servicios de Don Rodrigo II, a partir de la cual se registra y administra cada incidencia. Tanto el centro de control, como los operadores autorizados, tienen la capacidad de crear tickets rellenando una serie de campos con los datos principales de la avería. En cualquier momento, cada dato o histórico de datos pueden ser descargado, de modo tal que es posible visualizar las incidencias comprendidas dentro de un rango de tiempo deseado. • Salesforce - FRM: es una plataforma completa que permite el registro y gestión de tickets de cada trabajo realizado, además se compone de un conjunto de herramientas que permiten la creación de Central fotovoltaica objeto de estudio 34 plantillas para estandarizar trabajos para las distintas partes de una misma organización, así como la verificación del cumplimiento de procedimientos de trabajos, creación de reportes inmediatos para cada actividad y para cada conjunto de actividades dentro de un determinado período de tiempo. También, permite visualizar gráficos de datos, estadísticas y comportamientos, que sirven para analizar y evaluar el funcionamiento de la planta o incluso hacer estimaciones futuras. En el caso de Don Rodrigo II, esta plataforma sirve de complemento a Kix, ya que, a pesar de que el centro de control y los operadores de planta autorizados registran todas las incidencias en este sistema, los trabajos asociados a correctivos y preventivos por parte de los técnicos son registrados en la herramienta de Salesforce. Es por ello que, cada incidencia se registra como un “case” y cada trabajo realizado para solventar dicha incidencia es registrado como una “work order”, por lo que al final cada case puede tener asociado un número distinto de work orders de acuerdo con las asistencias asociadas a este, lo que a su vez permite conocer tiempos y recursos necesarios para la solución de los distintos tipos de incidencias. 3.3 Parámetros claves considerados en el diseño de la planta Los informes de rendimiento que comprenden la evaluación y viabilidad técnica de la planta fotovoltaica Don Rodrigo II, previo a la construcción de esta y con el objetivo de estimar la energía que será generada por parte de la potencia instalada, fue realizado por dos empresas de ingenieria de renombre en Alemanía y Europa, estas son: Solpeg Gmbh y MetroControl Gmbh. Ambos informes fueron realizados para dar respuesta a un mismo requerimiento y con igualdad de condiciones, ya que ninguna de estas empresas visitó el lugar de forma presencial, por lo que los datos empleados para todos los cálculos fueron obtenidos a partir de diferentes fuentes y softwares descritos en el siguiente apartado, en conjunto con los proporcionados por el cliente, en este caso, el diseñador y contructor del proyecto “Baywa-re”. Cabe destacar que, todos los resultados mostrados a partir de estos cálculos se basan en medias anuales a largo plazo. 3.3.1 Fuentes de datos meteorológicos Como se mencionó anteriormente, los datos no porpocionados por el cliente, fueron obtenidos a partir de diferentes fuentes y softwares disponibles en el mercado y la web. Al tratarse de diferentes empresas independientes, cada una bajo su propio criterio definió las fuentes de datos meteorológicos a utilizar para las simulaciones realizadas posteriormente. A continuación se presentan las fuentes de datos consideradas, y la posterior elección y/o mecanismo para definir los datos que hacen parte de los cálculos y estimaciones finales. • MeteoNorm 7 (V7.3.1.20860): es un software muy conocido en todo el mundo para generar datos de irradiación. Ofrece una base de datos meteorológicos mundial y un algoritmo de interpolación con un mapa de irradiación precalculado basado en datos de satélite y terrestres para calcular los datos de cualquier lugar deseado. La estación más cercana, "Sevilla", a una distancia de unos 18 km, sólo proporciona datos de irradiación de un periodo corto y desfasado (1981 a 1988). Así pues, el cálculo se basa en datos de satélite (100%). En las simulaciones se utilizaron datos promedio mensuales a largo plazo. • MeteoNorm V7.3 times series: es una plataforma conocida a nivel mundial por la entrega de valores históricos globales por hora de irradiación, temperatura, humedad, viento y precipitación. Ofrece una combinación única de información climatológica y sofisticadas herramientas de cálculos para la interporlación de datos alrededor del mundo. Dispone de datos de irradiación y temperaturas anuales individuales del período 2010-2018. En las simulaciones se utilizaron datos promedio mensuales a largo plazo. • HelioClim: es un servicio privado en línea que proporciona datos de irradiación satelitales desde el año 1985. Sin embargo, sólo el nuevo método de construcción HelioClim-3, que incorpora una alta resolución espacial (aproximadamente 5 km) y datos desde el 2004 en adelante, proporciona valores coherentes para la ubicación del proyecto. Por este motivo, los datos tomados de esta plataforma van desde 2004 hasta 2019. • SolarGIS: es un servicio que ofrece datos meteorológicos históricos desde 1994, e incorpora un software 35 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW para diferentes estudios relacionados con la inversión en energía solar con una resolución espacial de 90 m. Proporciona diferentes servicios como series temporales en pasos de 15 minutos como máximo, y Años Meteorológicos Típicos (AMT) en resolución horaria. De acuerdo con la Universidad de Génova, SolarGIS ofrece la mejor correspondencia con los patrones de irradiación medidos en comparación con otros productos de datos obtenidos también por satélite. De esta fuente se tomaron valores promedios mensuales de largo plazo para el período 1994-2015. • 3TIER: es una plataforma que ofrece una gama de datos útiles para diversas aplicaciones de energías renovables. Proporciona promedios mensuales de datos de irradiación global, difusa y directa, a partir de datos satelitales treinta minutales comprendidos entre 1998-2010 con una resolución espacial de aproximadamente 3 kms. • NASA POWER Data Access Viewer: es un visor de datos de la NASA que, proporciona datos mensuales de climatología entre 1983-2013, y datos mensuales o diarios casi en tiempo real entre 1981- 2018. Para el proyecto, se consideraron datos diarios promediados entre el 1999-2018. • PVGIS: es un servicio libre en línea del Joint Research Centre (JRC) de la comisión europea. Recomienda el uso del método CMSAF y SARAH; el primero, proporciona datos de irradiación promedios mensuales de largo plazo derivados de imágenes satelitales, para los períodos 1996-2005 y 2007-2013. Mientras que, el método SARAH proporciona la misma tipología de datos pero para el período 2005-2016. • Instituto Andaluz de Investigación y Formación Agraria, Pesquera, Alimentaria y de la Producción Ecológica (IFAPA): es un organismo autónomo de la consejería de agricultura y pesca, agua y desarrollo rural con implantación en todo el territorio andaluz. Cuenta con multiple estaciones meteorológicas para medidas terrestres en la provincia de Sevilla, de las cuales se tomaron datos de medidas de los piranómetros para los años 2001-2017 de las estaciones meteorológicas de Los Morales y de la Puebla del Rio, ambas a unos 20 km en promedio de la ubicación del proyecto en diferentes direcciones. En el caso de Solpeg Gmbh, los datos de irradiación global y difusa utilizados para las simulaciones provinieron del promedio de todas las fuentes descritas anteriormente, a excepción del IFAPA. Esto puede verse representado en las tablas 3-6 y 3-7, respectivamente. Tabla 3-5: Datos de irradiación global horizontal en kWh/m2 para la ubicación del proyecto [32] Central fotovoltaica objeto de estudio 36 Tabla 3-6: Datos de fracción de irradiación difusa en % para la ubicación del proyecto [32] Aunque la irradiación solar es la variable que presenta mayor influencia en la generación de energía eléctrica a partir de la tecnología fotovoltaica, el estudio de Solpeg Gmhb considera también la influencia de otros parámetros meteorológicos secundarios que influyen en la generación, tales como los mencionados en la sección 2 y descritos en la tabla 3-8. Tabla 3-7: Datos meteorológicos secundarios de la ubicación del proyecto [32] En contra parte, las simulaciones de Meteocontrol Gmbh fueron realizadas con otros datos meteorológicos. Los valores de irradiación global horizontal fueron tomados de la IFAPA, mientras que los de temperatura e irradiación difusa de SolarGIS, tal como se presenta en la tabla 3-9. Este, a diferencia del estudio de Solpeg Gmbh, no considera con tanto detalle parámetros secundarios que afectan a la producción de energía eléctrica tales como las precipitaciones y velocidades del viento. 37 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Tabla 3-8: Datos de irradiación global horizontal, temperatura e irradiación difusa para la ubicación del proyecto [33] Ambos estudios realizaron una transformación de los valores de irradiación, dado que los datos presentados por las distintas fuentes son valores de irradiación global, compuestos por la irradiación directa y difusa sobre una superficie horizontal. Mientras que, los utilizados en la simulación son valores de irradiación sobre el ángulo de inclinación. Esto se logró a partir del promedio de dos modelos establecidos y validados aritméticamente, estos son: Hay y Perez. El primero, proporciona conmunmente valores mayores que el segundo, sin embargo, dado lo dicho anteriormente, fue tomado un promedio para cada mes del año, tal como se muestra en la siguiente tabla 3-10 con la denotación Ø, y su factor de transposición (TF) que indica el porcentaje de transposición entre el valor de irradiación sobre el módulo y la horizontal. Tabla 3-9: Valores de irradiación sobre los módulos con su respectivo ángulo de inclinación en kWh/m2 [33] Month Horizontal Irradiation Junta de Andalucia [kWh/m2] Temperatura SolarGIS [ºC] Diffuse Horizontal Irradiation SolarGIS [kWh/m2] January 80 9,1 29 February 96 10,4 35 March 144 13,4 51 April 178 15,5 62 May 220 20,2 73 June 237 25,5 69 July 249 28,8 63 August 219 27,9 61 September 165 23,7 54 October 122 18,8 46 November 87 13,5 31 December 72 10,6 26 Total 1869 18,1 600 Central fotovoltaica objeto de estudio 44 45 4 RECOPILACIÓN Y ESTIMACIÓN DE DATOS l presente capítulo presenta los diferentes tipos de sensores disponibles en la planta solar fotovoltaica Don Rodrigo II, implementados para la recopilación de datos y posteriores cálculos. Además, detalla el proceso de adquisición, tratamiento y estimaciones de los factores objeto de estudio que afectan la producción y tasa de rendimiento del sistema fotovoltaico. Finalmente, muestra los datos finales de pérdidas de producción por temperatura, suciedad y desviación de irradiación esperada. 4.1 Sensores y sistemas de monitoreo utilizados - Sensor de irradiación (Kipp & Zonen SMP10A): se trata de un piranómetro de mantenimiento sencillo con amplio rango de accesorios disponibles de acuerdo con su fin específico, la marca asegura su adecuado funcionamiento en todo tipo de condiciones climáticas, ofreciendo una fiabilidad de sus datos por un tiempo mínimo de diez años. Sus aplicaciones típicas son: meteorología, hidrología, investigación climática, energía solar, prueba de materiales, control de invernaderos, automatización de edificios, entre otros. En este caso, la disposición de cinco dispositivos de este tipo en diferentes ubicaciones de la planta tiene una aplicación de energía solar y se emplea para registrar datos de irradiancia y cuantificar la irradiación solar disponible durante las horas del día. En el anexo 4 es posible encontrar más detalles de este sensor. - Sensor de temperatura (Fuehler Systeme OM1/E-I): se trata de un transductor de superficie autoadhesivo que registra el valor de temperatura de una superficie, y posteriormente convierte dicho valor medido en una señal de salida lineal 0-10 V respectivamente con 4-20 mA. Comprende una tecnología que permite la configuración de la dirección, el modo/velocidad de transmisión, la resistencia de terminación y la función maestro/esclavo de los dispositivos de bus, por lo que puede realizarse fácilmente esta función utilizando la innovadora tecnología de interruptores DIP. De este modo, los dispositivos pueden integrarse rápida y fácilmente en el sistema y parametrizarse posteriormente a través del maestro. En el anexo 5, correspondiente con la ficha técnica, pueden apreciarse mayores detalles de este sensor. - Sensor de Suciedad (Kipp & Zonen DUST IQ): es un sensor capaz de controlar la pérdida de transmisión de luz causada por el polvo en los módulos fotovoltaicos mediante la tecnología OSM (Optical Soiling Measurement) de Kipp & Zonen. Esta tecnología se caracteriza por estimar el indice de suciedad a partir de la característica óptica de la suciedad acumulada en un cristal fotovoltaico, son diseñados para que requieran un mantenimiento nulo, por lo que no necesitan agua, limpieza y carecen de piezas móviles. A partir de una red de unidades de este modelo, es posible controlar la variación de suciedad en toda una planta. En el anexo 3 se encuentra la ficha técnica de este sensor, donde pueden ser vistos detalles específicos. - Be4vision: representa la única interfaz humano-máquina disponible en el sistema fotovoltaico Don Rodrigo II para la visualización de datos en tiempo real o históricos, obtenidos a partir de los sensores descritos anteriormente, a través de diferentes tipos de gráficas y tablas. E “El éxito está compuesto por un cinco por ciento de inspiración y un noventa y cinco por ciento de sudor” capítulo. - Ralph Waldo Emerson - Recopilación y estimación de datos 46 4.2 Proceso de obtención, tratamiento y estimaciones de datos A continuación se describen las tres etapas principales que dieron lugar a la realización de la parte práctica del proyecto, donde se incluyó trabajo de campo, utilización de software y SCADA, y finalmente herramientas tecnológicas y ecuaciones de cálculos matemáticos. 4.2.1 Obtención de datos La principal fuente de datos son los sensores en correcto funcionamiento disponibles en la planta, ya que representan la fuente primaria de registro de valores asociados al fenómeno específico para el cual estan diseñado, en este caso: temperatura, suciedad e irradiación. Luego, a partir de la interfaz humano-máquina Be4vision, se visualizaron los datos horarios para cada mes del año 2022, en formas de gráficas y/o tablas, efectuándose su posterior descarga y tratamiento en ficheros de formato Excel. 4.2.2 Tratamiento de datos y estimaciones Se llevó a cabo un tratamiento de datos independiente para cada variable, a partir de los ficheros en formato Excel obtenidos. Luego, se efectuaron los calculos pertinentes que permitieron conocer las pérdidas de producción porcentual asociadas a cada una de estas variables, para ello, se tomaron en cuenta las consideraciones expuestas por cada uno de los fabricantes y manuales de cada sensor, así como ciertas adecuaciones de acuerdo con la naturaleza de los datos. A continuación, se encuentra descrito este proceso de forma individual para los datos de temperatura, suciedad e irradiación. 4.2.2.1 Pérdidas por temperatura Los datos de temperatura provienen de cinco sensores ubicados en diferentes zonas de la planta. En primer lugar, se calculó la pérdida asociada al valor de temperatura muestreado por cada sensor y para cada hora del año 2022, siguiendo con la ecuación 5. 𝑇𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 =(𝑇𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 −25 º𝐶) 𝑥 𝑇𝐶𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 [5] 𝑇𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎: Pérdida por temperatura 𝑇𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜: Temperatura del módulo FV 𝑇𝐶𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛: Coeficiente de pérdida por temperatura Luego, se hizo un filtrado de datos conociendo las horas exactas en las que la planta se encuentra generando, para excluir los valores de temperatura y pérdidas asociadas con las horas en las que la planta no tuvo producción, con la intención de dar mayor fiabilidad a calculos posteriores como son las pérdidas promedio diarias, e interpolaciones en períodos de tiempo más grandes. Posteriormente, se realizó un segundo filtrado eliminando los valores positivos, ya que se deseaba evaluar únicamente las pérdidas asociadas a este fenómeno. Finalmente se promediaron los valores de pérdidas por día del año, tal como se presenta en la figura 4-1 y subsecuentemente los valores promedios de pérdidas mensual por temperatura, presentado en la figura 4-2 y en la tabla 4-1. Se conoció que la pérdida promedio anual total para el año 2022 asociado al factor temperatura fue de 5,7% 47 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 4-1 Pérdidas diarias por temperatura Figura 4-2 Pérdidas mensuales por temperatura Recopilación y estimación de datos 48 Fecha DRO II Pérdidas producción (%) ene-22 -2,3% feb-22 -4,5% mar-22 -3,1% abr-22 -6,0% may-22 -8,5% jun-22 -8,3% jul-22 -10,3% ago-22 -8,3% sep-22 -7,2% oct-22 -5,5% nov-22 -3,1% dic-22 -2,0% Total anual -5,7% Tabla 4-1 Pérdidas promedio mensuales y total anual por temperatura La producción de energía eléctrica es desigual para los doce meses del año, de modo tal que los meses con mayor temperatura suelen ser también los meses con mayor producción, ya que estos vienen cargados de altos niveles de irradiación, evidenciándose esto en los valores mostrados en la tabla 4-1. Tomando en cuenta esta realidad, se procedió a realizar un cálculo más específico por medias ponderadas, dando mayor importancia a los meses con mayor producción y aumentando la fiabilidad de los resultados finales en consecuencia. Sabiendo el porcentaje mensual de pérdidas causadas por altas temperaturas, y el valor de producción mensual en MWh, se procedió a conocer el equivalente en esta misma unidad para las pérdidas por temperatura para cada mes. Posteriormente, conociendo la cantidad total de energía producida y las pérdidas totales por temparatura del año 2022 en MWh, se estimó una nueva relación porcentual que se presentó finalmente como la cantidad total de pérdidas o afección a la producción a causa de temperatura superiores a las de condiciones STC. En la figura 4- 3 se presenta la producción total de energía en MWh, las pérdidas de energía por factor temperatura, en MWh, y la distribución porcentual de las pérdidas a lo largo del año 2022, mientras que en la tabla 4-2, se muestran los datos mensuales asociados al nuevo cálculo de medias ponderadas. 49 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 4-3 Pérdidas ponderadas mensuales por temperatura Mes DRO II Producción (MWh) DRO II Pérdidas de producción (MWh) ene-22 5.274,77 -121,81 feb-22 5.893,60 -262,42 mar-22 5.481,09 -168,60 abr-22 9.079,16 -546,78 may-22 11.306,79 -955,63 jun-22 11.390,80 -945,83 jul-22 12.345,66 -1269,42 ago-22 10.874,92 -898,22 sep-22 8.854,10 -633,56 oct-22 5.946,44 -329,27 nov-22 4.432,73 -137,73 dic-22 3.198,99 -63,33 Total anual 94.079,08 -6.332,61 Pérdidas ponderadas (%) -6,73% Tabla 4-2 Pérdidas ponderadas por temperatura 4.2.2.2 Pérdidas por suciedad Los datos de suciedad provienen de un sensor tipo Kipp & Zonnen DustIQ, localizado en la planta objeto de estudio. Este tipo de sensores mide y almacena una nueva medición de suciedad cada minuto, estando en línea con las recomendaciones de monitorización de plantas solares de 2017 de la IEC. Sin embargo, siguiendo con las recomendaciones del fabricante, se seleccionan los datos de una hora específica con menor influencia de Recopilación y estimación de datos 50 rocio, en este caso las 13:00h de cada día del año 2022. Esto se debe a que el funcionamiento del sensor es independiente a la irradiación solar disponible, lo que hace que no tenga sentido sondear, almacenar y calcular valores medios, ya que estos valores se pueden mantener fijos por hora e incluso días, hasta que este mismo detecta valores menos significativos. Posteriormente, se calcula el porcentaje de pérdida asociado a cada día del año 2022 a las 13:00h, mediante la ecuación 6. 𝑇𝑟𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 = [(100−𝑆𝑅) 𝑥 2] [6] 𝑇𝑟𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎: Pérdidas por transmisión obtenidas del sensor Dust IQ SR: Relación solar obtenida del sensor Dust IQ Luego, dado que el sensor de suciedad es un módulo rectangular que se compone de dos sensores que toma datos de diferentes alturas con registro de valores independientes, se calcula la media entre estos, obteniendo finalmente un valor medio diario porcentual, representado en la figura 4-4. Finalmente, se obtiene un valor medio por mes de pérdidas por suciedad, calculado a partir del promedio de las perdidas diarias de cada mes del año, representándose en la figura 4-5 y tabla 4-2, con un valor total anual de 1,7%. Figura 4-4 Pérdidas diarias por suciedad 51 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Figura 4-5 Pérdidas mensuales por suciedad Fecha DRO II Pérdidas (%) ene-22 -0,9% feb-22 -1,2% mar-22 -1,9% abr-22 -2,1% may-22 -2,5% jun-22 -3,6% jul-22 -1,9% ago-22 -2,2% sep-22 -1,9% oct-22 -1,2% nov-22 -0,9% dic-22 -0,7% Total anual -1,7% Tabla 4-3 Pérdidas promedio mensuales y total anual por suciedad Al igual que con la temperatura, se consideró la diferencia de producción existente entre los meses del año 2022, para llevar a cabo un cálculo de pérdidas con mayor fiabilidad, tomando en cuenta la cantidad de energía generada y afectada en MWh, para finalmente conocer el valor porcentual anual que las pérdidas anuales representan sobre el valor de producción total. Todo esto es apreciable en la figura 4-6 y la tabla 4-4, Recopilación y estimación de datos 52 consiguiendo un valor total de pérdida anual del 2 %. Figura 4-4 Pérdidas ponderadas mensuales por suciedad Mes DRO II Producción MWh DRO II Pérdidas de producción MWh ene-22 5.274,77 -50,08 feb-22 5.893,60 -70,59 mar-22 5.481,10 -101,75 abr-22 9.079,16 -189,00 may-22 11.306,79 -278,48 jun-22 11.390,80 -415,57 jul-22 12.345,67 -239,11 ago-22 10.874,92 -236,13 sep-22 8.854,10 -171,48 oct-22 5.946,44 -69,50 nov-22 4.432,73 -41,19 dic-22 3.199,00 -20,97 Total anual 94.079,08 -1.883,85 Pérdidas ponderadas (%) -2,0% Tabla 4-4 Pérdidas ponderadas por suciedad 53 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW 4.2.2.3 Pérdidas por irradiación Los datos de radiación solar fueron capturados por cinco piranómetros Kipp & Zonen SMP10A dispuestos en diferentes ubicaciones de la planta objeto de estudio. De acuerdo con su manual, estos equipos muestrean con un periodo de un segundo y almacenan promedios de datos por minuto, así mismo, a partir de la agrupación de estos datos se obtienen datos de irradiación en intervalos de tiempo más grandes. Para conocer la cantidad de irradiación total anual del año 2022, se partió de la descarga de datos horarios por día, y se prosiguió con un tratamiento de estos que consistió en descartar los valores para los cuales la planta no se encuentraba en producción, tal como se realizó con los datos de temperatura anteriormente explicados. Luego, sumando los valores de irradiación horaria, se consiguieron los valores de irradiación diaria y finalmente los valores de irradiación total anual. En la figura 4-5 y tabla 4-3 es posible observar una representación ilustrativa y numérica del comportamiento de estos valores. Figura 4-5 Irradiación solar monitorizada vs irradiación solar budget Fecha DRO II Radiación monitorizada [kW/m2] ene-22 123,61 feb-22 142,33 mar-22 135,57 abr-22 228,31 may-22 285,07 jun-22 310,08 jul-22 320,75 ago-22 285,14 sep-22 226,72 oct-22 150,45 nov-22 108,71 dic-22 82,44 60 5.4 Estimación futura de producción y PR en base a datos reales del 2022 Una vez presentados los resultados teóricos, estimados y desviaciones entre estos para los valores de pérdidas y, en consecuencia, de producción, para el tercer año de la fase de explotación de la planta Don Rodrigo II. A continuación, se muestra en la tabla 5-4 una estimación de producción para los años 8 y 13 de la fase de operación, correspondiente con los años 2027 y 2032. Esta estimación fue realizada a partir de la aplicación de un porcentaje de caída del PR y producción teórico por año, que de acuerdo con los estudios de Solpeg Gmbh y Meteocontrol Gmbh, se sitúa con un -0,29% por año, sobre el valor de producción y PR real conocido para el año 2022. Producción total de energía esperada Don Rodrigo II (MWh) PR esperado Don Rodrigo II (%) Producción total de energía estimado Don Rodrigo II (MWh) PR estimado Don Rodrigo II (%) 2022 104475,00 83,74 94079,08 78,49 2027 104172,02 82,52 93806,25 77,35 2032 103869,92 81,48 93534,21 76,23 Tabla 5-4 Estimación de producción para 2027 y 2032 Tal como se evidencia en la tabla 5-4, la planta fotovoltaica Don Rodrigo II mantendrá una producción por debajo de su valor esperado a medida que los años de funcionamiento transcurran, de modo tal que, tomando valores teóricos, se espera que para el año 2027, esta produzca 272,83 MWh menos que en el año de estudio (2022), y 10.365,77 MWh menos que su valor esperado para ese mismo año. La misma tendencia se mantiene para el año 2032, cuya predicción se sitúa en 544,87 MWh menos que el valor de producción para el 2022, distando de su valor esperado para dicho año unos -10.335,71 MWh. Es importante recalcar que los valores estimados en esta última subsección han sido calculados a partir de un factor neto teórico, por lo que se prevé que tanto los valores de producción como de PR real para los años próximos sean incluso menores a los indicados en la tabla 5-4. 61 6 CONCLUSIONES continuación se presentan las principales conclusiones obtenidas para este proyecto, las cuales fueron sustraídas a partir del análisis de los resultados obtenidos en la sección anterior. En ese mismo orden de ideas y dando respuesta a los objetivos y pregunta que dirigió la investigación, se expone que, existe una desviación significativa entre la producción de energía estimada esperada frente a la real, lo cual influye de forma directa con la tasa de rendimiento o PR del sistema. Esto se debe a que existen factores que afectan el funcionamiento óptimo de la planta en una medida mayor a la prevista. Tal como se evidenció en este estudio, en el cual se estudió la afección sobre la producción por los factores temperatura, suciedad y diferencia de niveles de irradiación de forma independiente, cuyo impacto es proporcional con la diferencia de sus valores respecto con las condiciones STC, todos tuvieron una afección real estimada por encima de lo esperado, lo cual condujo a los siguientes planteamientos: • Aunque existan previsiones en diferentes fuentes de valores que permiten estimar posibles pérdidas o afecciones sobre la producción de un sistema a lo largo de su vida útil, cuando estos están vinculados a variables independientes como es el caso de las variables meteorológicas, no es posible predecir un número exacto de alta fiabilidad. • Es posible desglosar las pérdidas que tuvo un sistema fotovoltaico en cualquiera de sus años de operación para conocer las desviaciones existentes para cada una de ellas con respecto a su valor esperado. En el caso de estudio, se tuvo un PR real de 78,49% frente a un 83,74% esperado, lo cual coincide al realizar una adición aritmética de los porcentajes de desviación de cada variable de estudio al PR real, cuyo valor es 4,57%. • La recolección de datos a partir de sensores de aplicaciones específicas favorece la obtención de datos fiables para conocer valores reales en todo momento y hacer estimaciones que permiten la comparación futura con valores de estudios realizados a partir de distintos softwares. • El tratamiento de datos reales obtenidos a partir de los sensores disponibles es esencial para dar mayor fiabilidad a los cálculos y estimaciones, ya que los valores en bruto para un período de tiempo comprenden datos de momentos en los que la planta no se encuentra en operación, lo cual no es significativo o coherente a efectos prácticos. • Las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo son una realidad en la fase de explotación de un sistema del tipo estudiado, por lo cual, aunque se desconozca y sea impredecible conocer su valor exacto antes de empezar la fase de explotación de un sistema fotovoltaico, se deben tener en cuenta al momento de hablar sobre un PR esperado. • La diferencia total entre la producción de energía eléctrica real frente a la esperada puede ser equivalente a la producción de dos meses de inverno o uno de verano, considerando que esta última estación del año contiene los valores máximos de producción. En este caso específico la diferencia ha sido 10,40 MWh. A raíz de lo expresado anteriormente, se tiene como conclusión que, no es viable esperar obtener valores reales de producción, rendimiento o pérdidas durante la fase de explotación de un sistema fotovoltaico iguales o sin desviación con respecto a los valores esperados tras la realización de un estudio previo. Finalmente, se añaden algunas recomendaciones asociadas con la minimización del impacto que tienen las variables de estudio sobre la producción de la planta, las cuales podrían ser consideradas para mantener el funcionamiento óptimo y consecuentemente, obtener los valores máximos posibles de producción de energía. A continuación, las propuestas: A Conclusiones 62 • Mantener e invertir en sistemas de monitorización de última generación, ya que estos ofrecen un número mayor de funciones y nivel de detalle con el paso del tiempo, producto de las actualizaciones y tecnología disponible. Una monitorización eficiente es sinónimo de ahorro de tiempo, lo cual se traduce en minimización de pérdidas al reducir tiempos en detección de anomalías. • Realizar pruebas períodicas a los componentes de las plantas, entre los que se destacan los módulos fotovoltaicos, inversores y conectores. Es importante que su nivel de degradación no sea superior con diferencia al esperado, y que el rendimiento de este este acorde con los objetivos del proyecto a lo largo de su vida útil. • Tras las pruebas mencionadas en el item anterior, considerar la actualización de tecnología y evaluar la viabilidad de dicha inversión. Este tipo de proyectos son denominados como ‘Revamping’. • Hacer estudios y/o análisis más profundos de la afección por parte de la suciedad, y de esta forma determinar si es viable y rentable la realización de más limpiezas totales o parciales de los módulos fotovoltaicos. • Complementar las estimaciones y/o estudios con datos reales de otro proyecto en zonas con condiciones meteorológicas similares, más allá de los resultados obtenidos a partir de cualquier software. 63 ANEXO 1: FICHA TÉCNICA DE MÓDULOS FV Anexo 1: Ficha técnica de módulos FV 64 65 ANEXO 2: FICHA TÉCNICA DE INVERSORES Anexo 2: Ficha técnica de inversores 66 67 Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW Anexo 2: Ficha técnica de inversores 68 69 ANEXO 3: FICHA TÉCNICA SENSOR DUST IQ Referencias 76 de Valladolid, 2021. [20] P. González and I. Lillo, “Evaluación de Pérdidas de Energía en la Operación de Plantas Fotovoltaicas .,” p. 130, 2016. [21] G. A. P.G. Vidal, J.C. Hern;andez, “Proteccion_seguridad_PORTUGAL.pdf.” Madrid. [22] C. Grasa Abancés, “Universidad Politécnica de Cartagena Universidad Politécnica de Cartagena,” p. 90, 2016. [23] “(PDF) What is a weather station and can it benefit ornamental growers?” Accessed: Oct. 23, 2023. [Online]. Available: https://www.researchgate.net/publication/317169273_What_is_a_weather_station_and_can_it_benefit _ornamental_growers [24] B. Toribio, A. Tutores, M. Ángel, and G. Rebollo, “MONITORIZACIÓN DEL ESTADO Y RENDIMIENTO DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA”. [25] “be4energy - Your solutions for the energy transition.” Accessed: Nov. 14, 2023. [Online]. Available: https://www.be4energy.com/en/ [26] “La importancia del regulador de carga en una instalación fotovoltaica.” Accessed: Nov. 14, 2023. [Online]. Available: https://autosolar.es/aspectos-tecnicos/la-curva-de-intensidad-voltaje-y-la-de- potencia-voltaje-de-un-panel-solar-el-papel-del-regulador-de-carga [27] J. C. 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