CNO - Anexo Acuerdo 1982 de 2025

AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

1 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. Universidad de los Andes Revisión Revisión Fecha Fecha Descripción Descripción 0 2023-06-09 Acuerdo específico 7 CNO – Uniandes: Desarrollo de los protocolos asignados al CNO por las Resoluciones CREG 101-006 y 101-007 de 20231 1 2023-07-12 y 13 El SURER dio concepto favorable al protocolo en las reuniones 488 y 489. 2 2024-10-30 Se eliminó la restricción de cifras decimales de los parámetros, se eliminó la restricción de los rangos para los parámetros de los módulos y de los inversores, se agregó la descripción de la fórmula para el cálculo de la degradación acumulada de la planta. 3 2025 –0515 Ajuste del cálculo de la degradación del panel incluyendo el coeficiente de degradación del panel en el primer año y ajuste de la definición del número de años en el cálculo de la degradación, diferenciando entre plantas nuevas, especiales y existentes.AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares

número de años en el cálculo de la degradación, diferenciando entre plantas nuevas, especiales y existentes.AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 1 de 36

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 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 la cadena de transformaciones, transporte de energía y pérdidas durante e l 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

pérdidas durante e l 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 aquelAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 2 de 36 que lo modifique o sustituya y Acuerdo 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 salida para cada proceso.

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

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.AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 3 de 36 El diseño técnico y eléctrico de la planta solar fotovoltaica se compone de cuatro grupos de parámetros:

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.

4. Diseño de la planta fotovoltaica: Abarca (i.) el tipo de estructura a utilizar: fija con algún grado de orientación o con seguidor de uno 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,

con algún grado de orientación o con seguidor de uno 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. -5 a 15 Decimal Longitud ° Longitud de la ubicación geográfica de la planta solar fotovoltaica. -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 adicionalesAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 4 de 36 resaltados en verde en la Tabla 4.2. (i.e., bifacialidad, alto de fila de paneles fotovoltaicos y ancho de fila de paneles fotovoltaicos).

Tabla 4.2. Parámetros para la definición de los paneles fotovoltaicos. Parámetro Unidad Descripción 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). 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. Entero 𝐼𝑆𝐶,𝑆𝑇𝐶 A Corriente de corto circuito en condiciones de prueba estándar (STC, por sus siglas en inglés). Decimal 𝑉𝑂𝐶,𝑆𝑇𝐶 V Voltaje de circuito abierto en condiciones STC. Decimal 𝐼𝑀𝑃,𝑆𝑇𝐶 A Corriente en el punto de máxima potencia en condiciones STC. Decimal

condiciones STC. Decimal 𝐼𝑀𝑃,𝑆𝑇𝐶 A Corriente en el punto de máxima potencia en condiciones STC. Decimal 𝑉𝑀𝑃,𝑆𝑇𝐶 V Voltaje en el punto de máxima potencia en condiciones STC. Decimal 𝛼𝑆𝐶 A/°C Coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito (𝐼𝑆𝐶). Decimal 𝛽𝑂𝐶 V/°C Coeficiente de temperatura de voltaje de circuito abierto (𝑉𝑂𝐶). Decimal 𝛾𝑃𝑀𝑃 %/°C Coeficiente de temperatura de la potencia DC en el punto de máximo. Decimal 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙,𝑆𝑇𝐶 W Potencia nominal del módulo fotovoltaico en condiciones STC. Decimal 𝜓 % Degradación acumulada del parque fotovoltaico (ver ecuación 4.1). En caso de haber repotenciación por reemplazo de paneles fotovoltaicos, DecimalAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 5 de 36 se debe estimar la degradación según la ecuación 4.2. Bifacialidad – Relación entre la eficiencia del lado frontal y posterior del panel fotovoltaico, medida en condiciones STC. Decimal Alto fila

se debe estimar la degradación según la ecuación 4.2. Bifacialidad – Relación entre la eficiencia del lado frontal y posterior del panel fotovoltaico, medida en condiciones STC. Decimal Alto fila paneles m Altura de las filas de paneles fotovoltaicos medida en su centro. Decimal Ancho fila paneles m Ancho de las filas de paneles fotovoltaicos en el plano 2D (e.g., 1P, 2P, 4L). Decimal

La degradación del panel fotovoltaico ( ψ) se calcula por medio de la siguiente ecuación:

ψ = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 𝑎ñ𝑜 + 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐷𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐹𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 ∗ (𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑎ñ𝑜𝑠 − 1) (4.1)

Donde: - ψ es la degradación del parque fotovoltaico [%]

Donde: - ψ es la degradación del parque fotovoltaico [%]

• 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑟 𝑎ñ𝑜 es coeficiente de degradación del panel en el primer año reportado por el fabricante [%/año]. En los casos en los que no se cuente con este parámetro de manera explícita en la información entregada por el fabricante, el agente deberá estimarlo a partir de la curva de degradación del panel, relacionando las memorias de cálculo correspondientes.

• 𝑪𝒐𝒆𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆 𝑫𝒆𝒈𝒓𝒂𝒅𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝑭𝒂𝒃𝒓𝒊𝒄𝒂𝒏𝒕𝒆 es coeficiente de degradación reportado por el fabricante [%/año].

• 𝑵ú𝒎𝒆𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒂ñ𝒐𝒔 dependerá de:

o Proceso de Verificación anual (Resolución CREG 127 de 2020): número de años desde la Fecha de inicio de pruebas de puesta en servicioFIPPS - hasta el último día del mes inmediatamente anterior a la declaración del parámetro.

o Proceso de Verificación anual (Resolución CREG 127 de 2020): número de años desde la Fecha de inicio de pruebas de puesta en servicioFIPPS - hasta el último día del mes inmediatamente anterior a la declaración del parámetro.

o Mecanismos del cargo por confiabilidad: número de años de la obligación a la que se está participando. En el caso de las plantas existentes y especiales en pruebas, el número de años cuenta desde laAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 6 de 36 Fecha de inicio de pruebas de puesta en servicio - FIPPS - hasta el último año del período al que se está optando por asignación. Para el caso de las plantas nuevas y especiales en construcción, cuenta desde la FPO definida en el cronograma de curva S hasta el último año del período al que se está optando por asignación.

En el caso de que exista una repotenciación de la planta, la degradación se deberá calcular de la siguiente manera:

ψ = ψ𝑛𝑜_𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 ( Capacidad𝑛𝑜_𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 ) + ψ𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 ∗ ( Capacidad𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 ) (4.2)

Donde:

• ψ𝑛𝑜_𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 corresponde a la degradación de la fracción del parque fotovoltaico que no ha sido repotenciada [%]

• ψ𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 corresponde a la degradación de la fracción del parque fotovoltaico que fue repotenciada [%]

• Capacidad𝑛𝑜_𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 corresponde a la capacidad de generación de la fracción del parque fotovoltaico que no fue repotenciada [MW]

• Capacidad𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 corresponde a la capacidad de generación de la fracción del parque fotovoltaico que fue repotenciada [MW]

• Capacidad𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑑𝑎 corresponde a la capacidad de generación de la fracción del parque fotovoltaico que fue repotenciada [MW]

• 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 corresponde a la capacidad de generación total del parque fotovoltaico [MW]

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 Tipo de Dato Referencia Inversor _ Nombre del fabricante y modelo de referencia del inversor. TextoAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 7 de 36 𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 W Potencia AC nominal del inversor. Decimal 𝑃𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 W Potencia DC nominal del inversor. Decimal 𝑉𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 V Voltaje DC al que se alcanza la potencia

𝑉𝐷𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 V Voltaje DC al que se alcanza la potencia AC nominal (𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 ) con la entrada de potencia DC. Decimal 𝑃𝐷𝐶𝑎𝑟𝑟𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 W Potencia DC necesaria para iniciar el proceso de inversión. Decimal 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. 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. 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

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. Lista Decimal 𝑃𝐴𝐶𝑛𝑜𝑐𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜 W Potencia AC consumida por el inversor durante la noche. 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 uno o dos ejes, los ángulos de la Tabla 4.5 son aquellos vistos por el eje (ver Figura 4.1). En este caso, el 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 unAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 8 de 36 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.

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

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 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 DecimalAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 9 de 36 𝜃𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ° Ángulo de inclinación del eje de rotación con respecto a la horizontal. Por ejemplo, un valor de 0º indica que el eje de soporte de los paneles fotovoltaicos está horizontal. 0 a 90 Decimal 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 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.

Adicionalmente, los parámetros del número de inversores y configuración de paneles

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 – 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 EnteroAnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 10 de 36 𝑃𝑆 – Cantidad de paneles fotovoltaicos conectados en serie por cadena en cada subarray. ≥ 1 Entero 𝑃𝑃 – Cantidad de cadenas de paneles fotovoltaicos conectadas en paralelo en cada subarray.

Cantidad de paneles fotovoltaicos conectados en serie por cadena en cada subarray. ≥ 1 Entero 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.

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.

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 61724-AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 11 de 36 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.

El primer paso consiste en emplear el modelo 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

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 DISC 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.AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

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

El ángulo cenital del sol ( 𝑍) corresponde al 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].

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:AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

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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

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:

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:

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)AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

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actualización del modelamiento de Plantas Solares Fotovoltaicas Subcomité de Recursos Energéticos RenovablesSURER

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 14 de 36 Finalmente, se calculan los componentes DNI (ver Ecuación 5.9) y DHI (ver Ecuación 5.10). 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 que deben corresponder según la estampa temporal:AnexoProtocolo de Definición de la Metodología de Modelamiento y Procedimiento de revisión y actualización del modelamiento de Plant