CNO - Anexo Acuerdo 1769 de 2023

Protocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

Autores: María Alejandra Vargas Torres.

Camilo Andrés Sedano Quiroz, M.Sc. Nelson Andrés Salazar Peña, M.Sc. Oscar David Salamanca Gómez, M.Sc. Andrés Leonardo González Mancera, Ph.D. Octubre 31, 2023Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Revisión Revisión Fecha Fecha Descripción Descripción 0 2023-06-09 1 2023-07-11 Se revisó de acuerdo a los comentarios públicos y acuerdos al interior del grupo de trabajo. 2 2023-10-31 Se revisó de acuerdo a los comentarios de XM.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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1. Objetivo

El presente protocolo define la metodología del modelamiento energético de plantas solares fotovoltaicas conforme con lo establecido en Artículo 5 de la Resolución CREG 101 007 de 2023.

2. Ámbito de aplicación

Plantas de generación solar fotovoltaica que van a participar en algún mecanismo de asignación de obligaciones del cargo por confiabilidad de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 (o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan), a plantas solares fotovoltaicas que apliquen procedimientos relacionados con asignación de

asignación de obligaciones del cargo por confiabilidad de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 (o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan), a plantas solares fotovoltaicas que apliquen procedimientos relacionados con asignación de obligaciones del cargo por confiabilidad, y a plantas solares fotovoltaicas que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF) previamente asignadas a la expedición de la presente resolución.

3. Etapas del modelamiento energético

El modelamiento energético de una planta solar fotovoltaica definida mediante Acuerdo por el Consejo Nacional de Operación (CNO) consiste en una serie de cinco etapas que representan l a cadena de transformaciones, transporte de energía y pérdidas durante el proceso de conversión desde el recurso hasta la frontera comercial:

1. Diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica.

2. Modelamiento de irradiancia en el plano del arreglo (POA, por sus siglas en inglés).

3. Modelamiento de la temperatura del panel fotovoltaico (𝑇𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙).

4. Modelamiento de la producción DC.

5. Modelamiento de la producción AC y generación de energía.

Las series de datos a utilizar en el modelo CNO de una planta fotovoltaica deben haber sido adquiridas conforme con lo dispuesto en el Acuerdo CNO 1724 de 2023 o aquel que lo modifique o sustituya y A cuerdo CNO 1725 de 2023 2023 o aquel que lo modifique o sustituya.

Nota: En los diagramas presentados en el protocolo, los recuadros color azul indican los parámetros de entrada y los recuadros color naranja indican los parámetros de

modifique o sustituya.

Nota: En los diagramas presentados en el protocolo, los recuadros color azul indican los parámetros de entrada y los recuadros color naranja indican los parámetros de salida para cada proceso.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Figura 3.1. Diagrama de flujo general del modelo CNO de una planta solar fotovoltaica.

4. Diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica

En el modelo CNO de una planta solar fotovoltaica, el diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica se debe realizar para cada configuración única de inversor disponible en la planta. Dicho diseño , junto con las series de datos en resolución horaria de irradiancia global horizontal (GHI, por sus siglas en inglés) y temperatura ambiente (𝑇𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒), son la entrada al modelo CNO para el modelamiento energético de la planta solar fotovoltaica.

El diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica se compone de cuatro grupos de parámetros (los parámetros de tipo decimal deben reportarse con dos decimales de precisión a menos que explícitamente se indique otro valor):

1. Ubicación geográfica: Abarca la información de localización de la planta solar fotovoltaica.

2. Paneles fotovoltaicos: Abarca el tipo de tecnología y eficiencia de conversión, incluyendo si son de una sola cara o bifaciales.

1. Ubicación geográfica: Abarca la información de localización de la planta solar fotovoltaica.

2. Paneles fotovoltaicos: Abarca el tipo de tecnología y eficiencia de conversión, incluyendo si son de una sola cara o bifaciales.

3. Inversores: Abarca sus características técnicas.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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4. Diseño de la planta fotovoltaica: Abarca (i.) el tipo de estructura a utilizar: fija con algún grado de orientación o con seguidor de un o o dos ejes, y (ii.) el número de inversores y configuración de paneles fotovoltaicos por inversor.

5. Parámetros globale s: Abarca la información de pérdidas por temperatura, pérdidas por tipo de estructura, pérdidas en la instalación y pérdidas eléctricas consideradas hasta el punto de conexión al Sistema Interconectado Nacional

(SIN).

4.1. Ubicación geográfica La ubicación geográfica se define a partir de cinco parámetros.

Tabla 4.1. Parámetros para la definición de la ubicación geográfica. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Latitud ° Latitud de la ubicación geográfica de la planta solar fotovoltaica. Se requieren 5 decimales. -5 a 15 Decimal Longitud ° Longitud de la ubicación geográfica de la planta solar fotovoltaica. Se requieren 5 decimales. -80 a60 Decimal Zona horaria – Zona horaria de la localización de la planta solar fotovoltaica. – Texto Altitud m

de la planta solar fotovoltaica. Se requieren 5 decimales. -80 a60 Decimal Zona horaria – Zona horaria de la localización de la planta solar fotovoltaica. – Texto Altitud m Altura sobre el nivel del mar de la ubicación geográfica de la planta solar fotovoltaica -200 a 6000 Decimal Albedo – Albedo característico de la superficie. 0 a 1 Decimal Rango de la forma 𝑎 ≤ 𝑥 ≤ 𝑏.

4.2. Paneles fotovoltaicos

Los paneles fotovoltaicos se definen a partir de doce parámetros. Si los paneles fotovoltaicos son bifaciales, se deben incorporar tres parámetros adicionales resaltados en verde en la Tabla 4.2. (i.e., bifacialidad, alto de fila de paneles fotovoltaicos y ancho de fila de paneles fotovoltaicos).Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Tabla 4.2. Parámetros para la definición de los paneles fotovoltaicos. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Referencia Panel _ Nombre del fabricante y modelo de referencia del panel fotovoltaico. _ Texto 𝑇𝑁𝑂𝐶𝑇 °C Temperatura nominal de funcionamiento del panel fotovoltaico (NOCT, por sus siglas en inglés). 41 a 64 Decimal Tecnología – Tecnología del panel fotovoltaico.

Puede ser: Mono -Si, Multi -Si, Poli -Si,

CIS, CIGS, CdTe o Amorfo. – Texto

41 a 64 Decimal Tecnología – Tecnología del panel fotovoltaico.

Puede ser: Mono -Si, Multi -Si, Poli -Si,

CIS, CIGS, CdTe o Amorfo. – Texto 𝑁𝑠 – Número de celdas en serie del panel fotovoltaico. 3 a 450 Entero 𝐴 m2 Área de la superficie del panel fotovoltaico. 0.12 a 5.72 Decimal 𝐼𝑆𝐶,𝑆𝑇𝐶 A Corriente de corto circuito en condiciones de prueba estándar (STC, por sus siglas en inglés). 0.8 a 19.0 Decimal 𝑉𝑂𝐶,𝑆𝑇𝐶 V Voltaje de circuito abierto en condiciones STC. 3 a 280 Decimal 𝐼𝑀𝑃,𝑆𝑇𝐶 A Corriente en el punto de máxima potencia en condiciones STC. 0.6 a 17.6 Decimal 𝑉𝑀𝑃,𝑆𝑇𝐶 V Voltaje en el punto de máxima potencia en condiciones STC. 1.9 a 216.0 Decimal 𝛼𝑆𝐶 A/°C Coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito (𝐼𝑆𝐶). -0.14 a 0.53 Decimal 𝛽𝑂𝐶 V/°C Coeficiente de temperatura de voltaje de circuito abierto (𝑉𝑂𝐶). -0.40 a -0.20 Decimal 𝛾𝑃𝑀𝑃 %/°C Coeficiente de temperatura de la potencia DC en el punto de máximo. -0.68 a

de circuito abierto (𝑉𝑂𝐶). -0.40 a -0.20 Decimal 𝛾𝑃𝑀𝑃 %/°C Coeficiente de temperatura de la potencia DC en el punto de máximo. -0.68 a -0.17 Decimal 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙,𝑆𝑇𝐶 W Potencia nominal del módulo fotovoltaico en condiciones STC. 9.7 a 675.7 Decimal 𝜓 % Degradación acumulada del panel fotovoltaico al momento de realizar la declaración de la serie más el producto del coeficiente de degradación del panel fotovoltaico dado por el fabricante y el número de 0 a 100 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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años de la asignación de Obligación de Energía Firme en los que la planta estará en operación. En caso de haber repotenciación por reemplazo de paneles fotovoltaicos, se debe estimar la degradación acumulada de forma ponderada. Bifacialidad – Relación entre la eficiencia del lado frontal y posterior del panel fotovoltaico, medida en condiciones STC. 0 a 1 Decimal Alto fila paneles m Altura de las filas de paneles fotovoltaicos medida en su centro. 0 a 10 Decimal Ancho fila paneles m Ancho de las filas de paneles fotovoltaicos en el plano 2D (e.g., 1P, 2P, 4L). 0 a 50 Decimal

fotovoltaicos medida en su centro. 0 a 10 Decimal Ancho fila paneles m Ancho de las filas de paneles fotovoltaicos en el plano 2D (e.g., 1P, 2P, 4L). 0 a 50 Decimal Rango de la forma 𝑎 ≤ 𝑥 ≤ 𝑏. Valores definidos a partir de última actualización de bases de datos (i.e., SNL, CEC, NREL) hasta el 28 de mayo de 2022. El rango puede variar con nuev os paneles fotovoltaicos.

4.3. Inversores La conversión DC -AC de los inversores se realiza mediante el modelo de Sandia National Laboratories (SNL), el cual se define a partir de ocho parámetros.

Tabla 4.3. Parámetros para la definición del inversor con modelo SNL. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Referencia Inversor _ Nombre del fabricante y modelo de referencia del inversor. _ Texto 𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 W Potencia AC nominal del inversor. ≥ 0 Decimal 𝑃𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 W Potencia DC nominal del inversor. ≥ 0 Decimal 𝑉𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 V Voltaje DC al que se alcanza la potencia AC nominal (𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙) con la entrada de potencia DC. ≥ 0 Decimal

Voltaje DC al que se alcanza la potencia AC nominal (𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙) con la entrada de potencia DC. ≥ 0 Decimal 𝑃𝐷𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 W Potencia DC necesaria para iniciar el proceso de inversión. ≥ 0 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Curva 𝑃𝐴𝐶 vs. 𝑃𝐷𝐶 en 𝑉𝐷𝐶𝑚𝑖𝑛 W Curva de potencia AC con respecto a la potencia DC tomada al voltaje DC mínimo de prueba de desempeño de Sandia [10] . La curva requiere siete puntos de medición. ≥ 0 Lista Decimal Curva 𝑃𝐴𝐶 vs. 𝑃𝐷𝐶 en 𝑉𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 W Curva de potencia AC con respecto a la potencia DC tomada al voltaje DC nominal del inversor ( 𝑉𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙). La curva requiere siete puntos de medición. ≥ 0 Lista Decimal Curva 𝑃𝐴𝐶 vs. 𝑃𝐷𝐶 en 𝑉𝐷𝐶𝑚𝑎𝑥 W

curva requiere siete puntos de medición. ≥ 0 Lista Decimal Curva 𝑃𝐴𝐶 vs. 𝑃𝐷𝐶 en 𝑉𝐷𝐶𝑚𝑎𝑥 W Curva de potencia AC con respecto a la potencia DC tomada al voltaje DC máximo de prueba de desempeño de Sandia [10] . La curva requiere siete puntos de medición. ≥ 0 Lista Decimal 𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑐𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜 W Potencia AC consumida por el inversor durante la noche. ≥ 0 Decimal

4.4. Diseño de la planta fotovoltaica

El tipo de estructura de los paneles fotovoltaicos puede ser : fija con algún grado de orientación o con seguidor de uno o dos ejes. Los ángulos de la Tabla 4.4 son aquellos vistos por el panel fotovoltaico para la estructura fija con algún grado de orientación. Por el contrario, para la estructura con seguidor de un o o dos ejes, los ángulos de la Tabla 4.5 son aquellos vistos por el eje (ver Figura 4.1). En este caso, e l ángulo de rotación se determina en un sistema de coordenadas diestro. El seguidor define el ejey positivo, el eje-x positivo está a 90º en sentido horario desde el eje-y y es paralelo a la superficie, y el eje-z positivo es normal a ambos ejes (-x y -y), y está orientado hacia el cielo. El ángulo de rotación es una rotación hacia la derecha alrededor del eje -y en el sistema de coordenadas e indica la posición del seguidor en relación con la horizontal.

cielo. El ángulo de rotación es una rotación hacia la derecha alrededor del eje -y en el sistema de coordenadas e indica la posición del seguidor en relación con la horizontal. Por ejemplo, si 𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙 es 180º ( i.e., orientado al sur) y 𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 es 0º, entonces un ángulo del seguidor de 0º es horizontal, de 30º es una rotación hacia el oeste, y 90º es una rotación al plano vertical hacia el este.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Figura 4.1. Parámetros para la definición de una estructura con seguidor de un eje [1].

Tabla 4.4. Parámetros para la definición de la estructura fija con algún grado de orientación. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato 𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙 ° Ángulo azimutal del panel fotovoltaico en grados decimales (Norte = 0, Sur = 180, Este = 90, Oeste = 270). 0 a 359.9 Decimal 𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ° Ángulo de inclinación del panel fotovoltaico desde la horizontal. 0 a 90 Decimal Racking V Tipo de ventilación del montaje. Debe ser open rack , close mount o insulated back.

• Texto

fotovoltaico desde la horizontal. 0 a 90 Decimal Racking V Tipo de ventilación del montaje. Debe ser open rack , close mount o insulated back. - Texto Rango de la forma 𝑎 ≤ 𝑥 ≤ 𝑏. Open rack: Montaje sobre estructura abierta que permite que el aire circule libremente alrededor del panel fotovoltaico; Close mount: Montaje sobre estructura con poco espacio entre la superficie del edificio y la parte posterior del panel fotovoltaico, causando poco flujo de aire; Insulated back: Montaje directamente en la superficie de un edificio en una aplicación fotovoltaica integrada en el edificio (BIPV, por sus siglas en inglés) que evita que el aire fluya sobre la parte posterior del panel fotovoltaico.

Tabla 4.5. Parámetros para la definición de la estructura con seguidor de uno o dos ejes. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato 𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙 ° Ángulo perpendicular por regla de la mano derecha al eje de rotación. Por ejemplo, un valor de 180º (i.e., dirección sur) indica una rotación de este a oeste. 0 a 359.9 Decimal 𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ° Ángulo de inclinación del eje de rotación con respecto a la horizontal. Por ejemplo, un valor de 0º indica que 0 a 90 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Por ejemplo, un valor de 0º indica que 0 a 90 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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el eje de soporte de los paneles fotovoltaicos está horizontal. 𝜃𝑚𝑎𝑥 ° Ángulo de rotación máximo del seguidor desde su posición horizontal. Por ejemplo, un valor de 90º permite que el seguidor gire desde y hasta una posición vertical en la que el panel mira hacia el horizonte. 0 a 90 Decimal Racking – Tipo de ventilación del montaje. Debe ser open rack , close mount o insulated back. - Texto Rango de la forma 𝑎 ≤ 𝑥 ≤ 𝑏. Open rack: Montaje sobre estruct ura abierta que permite que el aire circule libremente alrededor del panel fotovoltaico; Close mount: Montaje sobre estructura con poco espacio entre la superficie del edificio y la parte posterior del panel fotovoltaico, causando poco flujo de aire; Insulated back: Montaje directamente en la superficie de un edificio en una aplicación fotovoltaica integrada en el edificio (BIPV , por sus siglas en inglés ) que evita que el aire fluya sobre la parte posterior del panel fotovoltaico.

Adicionalmente, los parámetros del número de inversores y configuración de paneles fotovoltaicos por inversor se presentan en la Tabla 4.6.

Tabla 4.6. Parámetros para la definición del número de inversores y correspondiente configuración de paneles fotovoltaicos. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato 𝑁𝑖𝑛𝑣 –

Tabla 4.6. Parámetros para la definición del número de inversores y correspondiente configuración de paneles fotovoltaicos. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato 𝑁𝑖𝑛𝑣 – Cantidad de inversores con configuración eléctrica exactamente igual a la definida. ≥ 1 Entero 𝑁𝑠𝑢𝑏𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦𝑠 – Conjunto de arreglos conectados a un inversor. Cada subarray se compone de cantidad de paneles fotovoltaicos conectados en serie ( 𝑃𝑆) y cantidad de cadenas de paneles fotovoltaicos conectadas en paralelo por inversor (𝑃𝑃). ≥ 1 Entero 𝑃𝑆 – Cantidad de paneles fotovoltaicos conectados en serie por cadena en cada subarray. ≥ 1 EnteroProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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𝑃𝑃 – Cantidad de cadenas de paneles fotovoltaicos conectadas en paralelo en cada subarray. ≥ 1 Entero

4.5. Parámetros globales

Las pérdidas generales en corriente directa (i.e., por temperatura, por tipo de estructura, en la instalación y eléctricas) y las pérdidas eléctricas de transformación y transmisión hasta el punto de conexión al SIN en corriente alterna se presentan en la Tabla 4.7.

estructura, en la instalación y eléctricas) y las pérdidas eléctricas de transformación y transmisión hasta el punto de conexión al SIN en corriente alterna se presentan en la Tabla 4.7.

Tabla 4.7. Parámetros del diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato 𝐿 % Pérdidas globales en corriente directa (i.e., DC). 0 a 100 Decimal 𝑘𝑝𝑐 % Pérdidas de transmisión hasta el punto común de acople de los inversores. 0 a 100 Decimal 𝑘𝑡 % Pérdidas asociadas a la transformación (elevación de tensión). 0 a 100 Decimal 𝑘𝑖𝑛 % Pérdidas de interconexión, transmisión hasta el punto de conexión. 0 a 100 Decimal IHF % Indisponibilidad Histórica Forzada (IHF) según lo estipulado en Resolución CREG 071 de 2006 (o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan). 0 a 100 Decimal 𝑃𝑃𝐼 W Potencia límite del punto de inyección. ≥ 0 Decimal Rango de la forma 𝑎 ≤ 𝑥 ≤ 𝑏.

5. Irradiancia en plano del arreglo (POA)

El modelo CNO de una planta solar fotovoltaica requiere estimar la irradiancia en el plano del arreglo (POA, por sus siglas en inglés). De acuerdo con el estándar IEC 617241:2017, la irradiancia POA es la suma de la irradiancia directa (DNI , por sus siglas en inglés) y difusa (DHI, por sus siglas en inglés) que incide sobre una superficie inclinada

1:2017, la irradiancia POA es la suma de la irradiancia directa (DNI , por sus siglas en inglés) y difusa (DHI, por sus siglas en inglés) que incide sobre una superficie inclinada paralela al plano de los paneles fotovoltaicos. Al no contar con medición de las componentes DNI y DHI, dado que el Artículo 3 de la Resolución CREG 101 007 de 2023 no establece el reporte de dichas componentes, se requiere una secuencia de tres pasos para lograr estimar la irradiancia POA.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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El primer paso consiste en emplear el m odelo de descomposición DISC ( Direct Insolation Solar Code) para estimar la componente DNI. En el segundo paso se estima la componente DHI a partir de una relación matemática. Finalmente, el tercer paso permite estimar la irradiancia POA a partir de las componentes GHI, DNI y DHI mediante el modelo de transposición de Pérez-Ineichen 1990. El proceso de modelado sigue el flujo de trabajo sintetizado en la Figura 5.1.

Figura 5.1. Diagrama de flujo para estimación de irradiancia en plano de arreglo (POA).

5.1. Descomposición con modelo DISC

El modelo de descomposición DIS C requiere cuatro parámetros de entrada: (i.) GHI, (ii.) ángulo cenital del sol (𝑍), (iii.) estampas temporales, e (iv.) irradiancia extraterrestre

El modelo de descomposición DIS C requiere cuatro parámetros de entrada: (i.) GHI, (ii.) ángulo cenital del sol (𝑍), (iii.) estampas temporales, e (iv.) irradiancia extraterrestre (𝐼𝑒𝑥𝑡). Estos cuatro parámetros deben corresponder según la estampa temporal.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Figura 5.2. Diagrama de flujo del modelo de descomposición DISC.

El ángulo cenital del sol (𝑍) corresponde a l ángulo entre la dirección del sol y el horizonte ideal (ver Figura 5.3). El valor de 𝑍 puede estimarse mediante el modelo SPA propuesto por Reda y Andreas (2004) disponible en [21], o a través de las herramientas PVLIB Solar Position.

Figura 5.3. Ángulos que describen la posición del sol. Adaptado de [2].

Por otra parte, la irradiancia extraterrestre (𝐼𝑒𝑥𝑡) es la cantidad teórica de irradiancia solar (en unidades de W/m 2) que estaría disponible en la superficie de la tierra perpendicular al sol y fuera de la atmósfera. El valor de 𝐼𝑒𝑥𝑡 puede estimarse a través de la herramienta PVLIB Extraterrestrial Radiation o mediante la Ecuación 5.1, donde 𝐷𝑂𝑌 es el número del día en el año.

𝐼𝑒𝑥𝑡 = 1361⋅(1+0.033⋅cos(2𝜋⋅𝐷𝑂𝑌 365 )) (5.1)

A partir de estos parámetros se estima:Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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1. El índice de claridad (𝑘𝑡) a partir de la Ecuación 5.2. El índice de claridad es una medida de la claridad de la atmósfera.

2. La masa de aire (AM) con el modelo Kasten-Young 1989 definido en la Ecuación 5.3. La masa de aire es la longitud del camino que toma la luz a través de la atmósfera, normalizada a la longitud del camino más corta posible (es decir, cuando el sol está directamente sobre la cabeza). La masa de aire cuantifica la reducción en el poder de la luz a medida que atraviesa la atmósfera y es absorbida por el aire y el polvo.

𝑘𝑡 = 𝐺𝐻𝐼 𝐼𝑒𝑥𝑡 ⋅max⁡(cos(𝑍),1.52) (5.2)

𝐴𝑀 = 1 cos(𝑍)+0.50572⋅(6.07995+(90−𝑍)) −1.6364 (5.3)

Luego, se calcula la transmitancia del componente DNI (𝑘𝑛) a partir de la Ecuación 5.4.

𝑘𝑛 = 𝑘𝑛𝑐 −Δ𝑘𝑛 (5.4)

Donde:

𝑘𝑛 = 𝑘𝑛𝑐 −Δ𝑘𝑛 (5.4)

Donde:

𝑘𝑛𝑐 = 0.866−0.122⋅𝐴𝑀+0.0121⋅𝐴𝑀2 −0.000653⋅𝐴𝑀3 +0.000014⋅𝐴𝑀4 (5.5)

y Δ𝑘𝑛 = 𝑎+𝑏⋅exp⁡(𝑐 ⋅𝐴𝑀) (5.6)

Ahora, si 𝑘𝑡 ≤ 0.6, se tiene que:

𝑎 = 0.512−1.56⋅𝑘𝑡 +2.286⋅𝑘𝑡 2 −2.222⋅𝑘𝑡 3 𝑏 = 0.370+0.962⋅𝑘𝑡 𝑐 = −0.280+0.932⋅𝑘𝑡 −2.048⋅𝑘𝑡 2 (5.7)

De lo contrario (i.e., 𝑘𝑡 > 0.6), se tiene que:

𝑎 = −5.743+21.77⋅𝑘𝑡 −27.49⋅𝑘𝑡 2 +11.56⋅𝑘𝑡 3 𝑏 = 41.40−118.5⋅𝑘𝑡 +66.05⋅𝑘𝑡

2 +31.90⋅𝑘𝑡 3 𝑐 = −47.01+184.2⋅𝑘𝑡 −222.0⋅𝑘𝑡 2 +73.81⋅𝑘𝑡 3 (5.8)

Finalmente, se calculan los componentes DNI (ver Ecuación 5.9) y DHI (ver Ecuación 5.10).Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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𝐷𝑁𝐼 = 𝑘𝑛 ⋅𝐼𝑒𝑥𝑡 (5.9)

𝐷𝐻𝐼 = 𝐺𝐻𝐼−𝐷𝑁𝐼 ⋅cos⁡(𝑍) (5.10)

Los valores obtenidos de DNI y DHI deben ser filtrados a cero si el ángulo cenital del sol para la estampa temporal correspondiente es mayor a 87°, o si los valores obtenidos son negativos (i.e., 𝐷𝐻𝐼 < 0 y 𝐷𝑁𝐼 < 0).

5.2. Transposición con modelo Pérez-Ineichen 1990

A partir de la medición de GHI y la estimación de los componentes de irradiancia (i.e., DNI y DHI), se determina la irradiancia POA, utilizando el modelo de irradiancia difusa del cielo de Pérez-Ineichen 1990.

Figura 5.4. Diagrama de flujo del modelo de transposición Pérez-Ineichen 1990.

El modelo de transposición Pérez-Ineichen 1990 requiere diez parámetros de entrada

del cielo de Pérez-Ineichen 1990.

Figura 5.4. Diagrama de flujo del modelo de transposición Pérez-Ineichen 1990.

El modelo de transposición Pérez-Ineichen 1990 requiere diez parámetros de entrada que deben corresponder según la estampa temporal:

1. Ángulo de elevación del panel fotovoltaico (𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛) respecto a la horizontal. En caso de tener un seguidor de uno o dos ejes, el ángulo de elevación corresponde a una serie de datos cuyo valor varía en el tiempo.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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2. Ángulo azimutal del panel fotovoltaico (𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙) tomando como referencia el norte (i.e., Norte = 0°, Este = 90°, Sur = 180° y Oeste = 270°). En caso de tener un seguidor de uno o dos ejes, el ángulo de elevación corresponde a una serie de datos cuyo valor varía en el tiempo.

3. Ángulo cenital del sol (𝑍), el cual corresponde al ángulo entre la dirección del sol y el horizonte ideal (ver Figura 5.3).

4. Ángulo azimutal del sol (𝜙) tomando como referencia el norte (i.e., Norte = 0°, Este = 90°, Sur = 180° y Oeste = 270°).

5. GHI.

6. Componente DNI, estimada con la Ecuación 5.9.

Este = 90°, Sur = 180° y Oeste = 270°).

5. GHI.

6. Componente DNI, estimada con la Ecuación 5.9.

7. Componente DHI, estimada con la Ecuación 5.10.

8. Irradiancia extraterrestre (𝐼𝑒𝑥𝑡), estimada con la Ecuación 5.1.

9. Masa de aire (AM), estimada con la Ecuación 5.3.

10. Albedo de la superficie. El albedo se define como la proporción existente entre la energía luminosa que incide en una superficie y la que se refleja. Si el albedo de la superficie no se conoce, es posible utilizar alguno de los valores típicos de albedo se presentan en la Tabla 5.1. En caso de n o encontrar una superficie exacta, se debe tomar la más próxima y agregar 3% a las pérdidas globales en corriente directa (𝑳).

Tabla 5.1. Valores de albedo según la superficie. Definido por Sandia National Laboratories. Superficie Albedo Urbano 0.18 Césped 0.20 Césped Fresco 0.26 Tierra 0.17 Arena 0.40 Nieve 0.65 Nieve Fresca 0.75 Asfalto 0.12 Hormigón 0.30 Aluminio 0.85 Cobre 0.74 Acero 0.35 Acero Sucio 0.08 Mar 0.06Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Acero Sucio 0.08 Mar 0.06Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

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Con estos parámetros de entrada primero se estima la irradiancia difusa del cielo (𝐼𝑐𝑖𝑒𝑙𝑜). Para esto, se inicia con el cálculo del brillo del cielo (Δ) con la Ecuación 5.11.

Δ = 𝐷𝐻𝐼⋅𝐴𝑀 𝐼𝑒𝑥𝑡 (5.11)

Se continúa con el cálculo del parámetro de claridad del cielo (𝜖) con la Ecuación 5.12.

𝜖 = ( 𝐷𝐻𝐼+𝐷𝑁𝐼 𝐷𝐻𝐼+1.041⋅𝑍3) 1+1.041⋅𝑍3 (5.12)

Luego, se estiman los coeficientes 𝐹1 y 𝐹2 empleando la Ecuación 5.13 y Ecuación 5.14, respectivamente, y teniendo en cuenta los valores calculados de 𝜖 y las tablas de búsqueda Tabla 5.2 y Tabla 5.3.

Tabla 5.2. Categorías discretas del parámetro claridad del cielo (𝜖). Categoría de 𝝐 Límite inferior Límite superior

1. Nublado 1 1.065 2. 1.065 1.230 3. 1.230 1.500 4. 1.500 1.950 5. 1.950 2.800

1. Nublado 1 1.065 2. 1.065 1.230 3. 1.230 1.500 4. 1.500 1.950 5. 1.950 2.800 6. 2.800 4.500 7. 4.500 6.200

8. Claro 6.200 – Límites de la forma: límite⁡inferior ≤ 𝜖 < límite⁡superior.

Tabla 5.3. Coeficientes de irradiancia del modelo Perez-Ineichen 1990. Categoría de 𝝐 𝑭𝟏𝟏 𝑭𝟏𝟐 𝑭𝟏𝟑 𝑭𝟐𝟏 𝑭𝟐𝟐 𝑭𝟐𝟑 1 -0.008 0.588 -0.062 -0.060 0.072 -0.022 2 0.130 0.683 -0.151 -0.019 0.066 -0.029 3 0.330 0.487 -0.221 0.055 -0.064 -0.026 4 0.568 0.187 -0.295 0.109 -0.152 -0.014 5 0.873 -0.392 -0.362 0.226 -0.462 0.001 6 1.132 -1.237 -0.412 0.288 -0.823 0.056 7 1.060 -1.600 -0.359 0.264 -1.127 0.131Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 17 de 36

8 0.678 -0.327 -0.250 0.156 -1.377 0.251

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8 0.678 -0.327 -0.250 0.156 -1.377 0.251

𝐹1 = 𝐹11 +𝐹12 ⋅Δ+𝐹13 ⋅𝑍 (5.13)

𝐹2 = 𝐹21 +𝐹22 ⋅Δ+𝐹23 ⋅𝑍 (5.14)

El valor del coeficiente 𝐹1 se debe filtrar a cero en caso de ser negativo, es decir, 𝐹1 = max⁡(𝐹1,0).

Ahora, a partir del ángulo de elevación del panel fotovoltaico respecto a la horizontal (𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛), el ángulo azimutal del panel fotovoltaico (𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙), el ángulo cenital del sol (𝑍) y el ángulo azimutal del sol ( 𝜙), se estiman las proyecciones del ángulo de incidencia (AOI, por sus siglas en inglés) a partir del vector unitario perpendicular a la posición de los paneles fotovoltaicos y el vector unitario de posición del sol.

Nota: Cuando la posición del sol está detrás de la superficie del panel fotovoltaico, el valor devuelto es negativo. Estos valores negativos se deben filtrar a cero, es decir, 𝐴𝑂𝐼𝑝 = max⁡(𝐴𝑂𝐼𝑝,0).

valor devuelto es negativo. Estos valores negativos se deben filtrar a cero, es decir, 𝐴𝑂𝐼𝑝 = max⁡(𝐴𝑂𝐼𝑝,0).

𝐴𝑂𝐼𝑝 = cos(𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛)⋅cos(𝑍)+sin(𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛)⋅sin(𝑍)⋅cos⁡(𝑍−𝜃𝑎𝑧𝑖𝑚𝑢𝑡𝑎𝑙) (5.15)

Finalmente, se estima 𝐼𝑐𝑖𝑒𝑙𝑜 con la Ecuación 5.16.

𝐼𝑐𝑖𝑒𝑙𝑜 = 𝐷𝐻𝐼 ⋅(𝐴+𝐵+𝐶) (5.16)

Donde: 𝐴 = 0.5⋅(1−𝐹1)⋅(1+cos(𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎