CNO - Anexo acuerdo1226 0 de 2019

Protocolo de confiabilidad de la medición, verificación de calidad y reporte de variables meteorológicas en Plantas Solares Fotovoltaicas conectadas al STN Y STR Bogotá, Colombia Septiembre 2019Índice 1 INTRODUCCIÓN 3 2 OBJETIVO 3 3 ÁMBITO DE APLICACIÓN 3 4 GLOSARIO 3 5 REFERENCIAS NORMATIVAS 4 6 DEFINICIÓNYCLASIFICACIÓNDELOSSISTEMASDEMONITOREO DE VARIABLES METEOROLÓGICAS 5 7 VARIABLES METEOROLÓGICAS 6 8 PROCEDIMIENTO DE INSTRUMENTACIÓN 6 8.1 SELECCIÓN DE SENSORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 8.2 REQUERIMIENTOS PARA LA INSTALACIÓN DE LOS SENSORES . . . 7 8.3 CANTIDAD Y DISTRIBUCIÓN DE LOS SENSORES . . . . . . . . . . . . 8 9 PROCEDIMIENTOS MONITOREO Y REPORTE DE INFORMACIÓN METEOROLÓGICA 9 9.1 RANGO DE TIEMPO DE MONITOREO DE LAS VARIABLES METEOROLÓGICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 9.2 MANTENIMIETO DEL SISTEMA DE MONITOREO . . . . . . . . . . . . 10 9.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA INFORMACIÓN . . . . . . 11 9.3.1 Verificaciones generales del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

9.3.2 Verificación de parámetros medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 9.4 REPORTE DE INFORMACIÓN METEOROLÓGICA AL CND . . . . . . . 12

APÉNDICE A PARÁMETROS MEDIDOS E INSTRUMENTACIÓN 13

A.1 MEDICIÓN DE LA IRRADIANCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

A.1.1 Sensores de medición de la irradiancia . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 A.1.2 Localización y cantidad de los sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 A.1.3 Alineación de los sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 A.2 Temperatura de los módulos fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 A.2.1 Selección e instalación de sensores de temperatura de módulos fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 A.3 Temperatura del ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2APÉNDICE B MONITOREO DE LAS VARIABLES METEOROLÓGICAS 19

B.1 Toma de muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

B.2 Reporte en tiempo real de datos: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1 INTRODUCCIÓN En la resolución 060 de 2019 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)[1], por la cual se hacen modificaciones al Reglamento de Operación para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se exige la definición del protocolo de verificación de calidad, confiabilidad de la medición y reporte al CND de las variables meteorológicas correspondientes a irradiancia horizontal global (GHI), irradiancia en el plano (POA ), temperatura posterior del panel fotovoltaico (Tmod) y temperatura ambiente (Tamb) para las plantas solares fotovoltaicas. Este protocolo define los requerimientos respecto al sistema de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta y reporte de las mismas al CND. Las técnicas de medición y análisis técnicamente precisas recomendadas en este documento deben ser seguidas por todas las partes con el fin de asegurar la calidad y confiabilidad de la medición de las variables meteorológicas de interés. Este documento presenta procedimientos de medición y reporte que aseguran la calidad de los resultados y que éstos puedan ser replicados por otros. 2 OBJETIVO Establecer los procedimientos para la instrumentación, menitoreo, verificación de la calidad y confiabilidad de la información meteorológica en plantas solares fotovoltaicas y su reporte al CND.

3 ÁMBITO DE APLICACIÓN Las plantas de generación solar fotovoltaica conectadas al STR y STN deberán acogerse al protocolo definido y aprobado mediante este Acuerdo. Las plantas conectadas al SDL lo pueden adoptar de forma opcional. 4 GLOSARIO • Intervalo de tiempo de muestra:Tiempo comprendido entre toma de muestras por parte de los sensores. • Intervalo de tiempo de reporte en tiempo real: Tiempo comprendido entre reportes en tiempo real al CND. • Irradiancia [G]: Flujo de potencia radiante incidente por unidad de área [W m2 ] . 3• Irradiancia en plano [Gi o POA ]: La suma de la irradiancia incidente, directa, difusa y reflejada en el suelo, sobre una superficie inclinada paralela al plano de los módulos de celdas fotovoltaicas. También se conoce como irradiancia en el plano de celdas (POA, plane-of-array) [W m2 ] . • Irradiancia horizontal global [GHI ]: Irradiancia directa más la difusa que inciden en una superficie horizontal [W m2 ] . • Muestra: Datos adquiridos de un sensor o instrumento de medición cadaintervalo de tiempo de muestra. • Planta Solar Fotovoltaica:Planta de generación eléctrica por medio de paneles de celdas fotovoltaicas. • Reporte en tiempo real:Envío delpromedio temporal de los datos de las variables meteorológicas registradas por los instrumentos de medición principales. Esta acción se ejecuta en unintervalo de reporte en tiempo real. • Sistema de monitoreo de variables meteorológicas: Es el sistema de toma,

registro y reporte de datos de parámetros meteorológicos de la planta solar fotovoltaica con el objetivo de evaluar su desempeño y detectar posibles fallas y necesidad de mantenimiento y corrección de sus componentes. • Temperatura ambiente [Tamb]: Es la temperatura de la atmósfera en el entorno de la ubicación de la planta solar fotovoltaica[◦C]. • Temperatura del módulo [Tmod]: Temperatura de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas [◦C]. 5 REFERENCIAS NORMATIVAS La calidad de las mediciones depende fundamentalmente de la selección, calibración y la correcta instalación, operación y mantenimiento de los instrumentos de medición.Al respecto, se han desarrollado diversas normas, estándares y guías de mejores prácticas relacionadas con la medición de las variables meteorológicas relevantes en la operación de las plantas solares fotovoltaicas, entre las que destacan y se usan principalmente en la industria: • El estándar IEC 61724-1 (Edición 1.0 2017-03)Photovolaic system performance - Part 1: Monitoring es uno de los referentes más utilizados en la industria de la energía solar para la medición de las variables meteorológicas y otras que pueden afectar el rendimiento de las plantas solares fotovoltaicas. Este estándar define la forma y el aseguramiento de la calidad de los datos medidos [2]. Si bien este estándar está dirigido al análisis del desempeño de potencia de plantas solares fotovoltaicas, las especificaciones allí descritas definen un conjunto de criterios técnicos que permiten garantizar

la calidad y confiabilidad de los datos medidos. 4• La Guía de Instrumentos Meteorológicos y Métodos de Observación(Edición de 2014) de la Organización Meteorológica Mundial (WMO) [3], cuya descripción de instrumentos y sistemas de medición más usados lo convierte en el recurso principal para la correcta selección, calibración, instalación y operación de instrumentos meteorológicos apropiados. • Los estándares ISO9060:2018 (Solar Energy: Specification and clasification of instruments for measuring hemispherical solar and direct solar radiation) [4], IEC 60904-2 (Photovoltsic devices - Part 2: Requeriments for photovoltaic reference devices) [5] y demás mencionados en este documento, que indican los parámetros para la selección y calibración de los sensores de irradiancia usados en el sistema de monitoreo de las variables meteorológicas. El presente protocolo parte de las recomendaciones indicadas en los estándares anteriormente citados, sin embargo, se hace la claridad quela vigencia de este documento no está ligada a la vigencia de los anteriores. 6 DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE MONITOREO DE VARIABLES METEOROLÓGICAS El estándar IEC 61724-1 [2] establece una clasificación de la exactitud de los sistemas de monitoreo de variables meteorológicas para plantas solares fotovoltaicas según su tamaño y uso de los datos. En la tabla 1 se presenta esta clasificación relacionándola con los requerimientos del sistema de monitoreo de las plantas solares. El estándar establece que para plantas conectadas a un sistema interconectado y con el propósito de la planeación y correcta operación de la red, se requiere la implementación de sistemas de monitoreo Clase A. Bajo este criterio se establecen los requerimientos consignados en este protocolo. Tab. 1: Clasificación de los sistemas de monitoreo de las plantas solares fotovoltaicas según IEC 61724-1 según su aplicación. Aplicación de los sistemas de monitoreo Clasificación Clase A Clase B Clase C Exactitud alta Exactitud media Exactitud básica Evaluación del desempeño básico del sistema X X X Documentación de la garantía del desempeño X X Análisis de pérdidas del sistema X X Evaluación de la interacción con la red eléctrica X Localización de fallas X Evaluación de la tecnología fotovoltaica X Medida de degradación de la PSF X 57 VARIABLES METEOROLÓGICAS Las variables meteorológicas, de acuerdo con la resolución 060 del 2019 de la CREG, que se deben medir y reportar por parte de los agentes operadores de plantas solares fotovoltaicas son [1]:

• IRRADIANCIA EN EL PLANOPOA

• IRRADIANCIA GLOBAL HORIZONTALGHI

• TEMPERATURA DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOSTmod • TEMPERATURA AMBIENTETamb Lasvariablesdeirradianciasereportaránenunidadesdevatiosobremetrocuadrado (W/m2), y las variables de temperatura se reportarán en unidades de grados celsius(◦C).

8 PROCEDIMIENTO DE INSTRUMENTACIÓN A continuación, se plantea el procedimiento con los requerimientos mínimos para realizar la instrumentación de tal forma que se busque garantizar la confiabilidad y calidad en la medición de la irradiancia en el plano, irradiancia global horizontal, temperatura de los módulos fotovoltaicos y temperatura ambiente en plantas solares fotovoltaicas conectadas al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Los soportes para cada uno de los requerimientos y mayor detalle pueden ser revisados en los anexos. El procedimiento propuesto está dividido en secciones (o etapas) las cuales deben ser cumplidas en su totalidad para garantizar el objetivo del protocolo. La primera de estas es la Selección de los sensores, la segunda etapa son los Requerimientos para la instalación de los sensores y la tercera es la cantidad y distribución de los sensores. 8.1 SELECCIÓN DE SENSORES Para la medición de las variables meteorológicas, los instrumentos y sus correspondientes niveles de exactitud están regulados por estándares internacionales. En la tabla 2 se encuentran los instrumentos requeridos por el presente protocolo para la medición de las variables meteorológicas indicadas en la sección 7 [2]. 6Tab. 2:Tipo de instrumento a seleccionar Variable Instrumento Observaciones POA Piranómetro de termopila Seleccione según ISO9060:2018 (Clase A) o WMO N◦8 (Alta calidad) Celda de referencia1 Seleccione según IEC60904-2 GHI Piranómetro de termopila2 Seleccione según ISO9060 (Clase A) o WMO

N◦8 (Alta calidad) Celda de referencia Seleccione según IEC60904-2 Tmod Termocuplas tipo T o E Planos Termómetros de resistencia Resistencias con coeficiente de temperatura bajo, ≤ 10ppm por◦CTermistores Tamb Convencional Convencional Para la medición de la irradiancia global horizontal (GHI) y la temperatura ambiente (Tamb) se requieren dos instrumentos, unoprincipal y unosecundario de respaldo en caso de contingencias y con fines de control de calidad. El número de instrumentos requeridos para la medición de la irradiancia en el plano (POA ) y la temperatura de los módulos fotovoltaicos (Tmod) se establece en función del área cubierta por la planta solar fotovoltaica, según la tabla 5. 8.2 REQUERIMIENTOS PARA LA INSTALACIÓN DE LOS SENSORES Los sensores de irradiancia deben estar ubicados en sitios donde no haya sombras incidentes, más que las propias de la atmósfera. Los requerimientos para la instalación y la localización correcta de los sensores de irradiancia se listan en la tabla 3 [2]. Para los sensores de temperatura, los requerimientos se listan en la tabla 4. 1Instrumento preferido para esta variable. 2Instrumento preferido para esta variable. 7Tab. 3:Instalación y localización de los sensores de irradiancia Irradiancias primarias (obligatorias) POA • Distribuidos adecuadamente1 por el área de la planta solar • Deben estar inclinados en el mismo ángulo en el que están inclinados los paneles

de celdas solares • Sobre los soportes de los paneles o sobre una extensión hecha a estos soportes • Sin sombras incidentes GHI • Ubicación representativa de la planta • Deben estar montados de manera horizontal • Sin sombras incidentes Tab. 4:Instalación de los sensores de temperatura Temperatura de los módulos solares Posicionamiento En la planta:Distribuidos adecuadamente2 por los módulos de la planta solar En el módulo:Debajo del centro de una celda en o próxima al centro del módulo • Fijación permanente:Cinta de poliéster y pegante epóxico • Fijación temporal:Cinta de poliéster Tipo Termocuplas tipo T o E Termómetros de resistencia Termistores Geometría Se recomienda que sean planos Resolución e incertidumbre ≤ 0.1◦C y± 2◦C Temperatura ambiente Posicionamiento En un punto alejado al menos 1m de los paneles solares y demás instalaciones de la planta, donde el aire circule libremente Tipo Convencional Resolución e incertidumbre ≤ 0.1◦C y± 1◦C 8.3 CANTIDAD Y DISTRIBUCIÓN DE LOS SENSORES Los agentes, quienes conocen las características de sus plantas solares fotovoltaicas, deben propender por entregar información fiable al CND. Esto implica la prevención de proveer datos sesgados, que perjudiquen la precisión de los modelos predictivos por parte del CND. 1Observar sección 8.3 y A.1.2. 2Observar sección 8.3 y A.1.2

8En este sentido, la ubicación de los sensores es determinante para que se consiga un conjunto de datos representativo de las variables meteorológicas[2].

1. Para la medición de la irradiancia global horizontal,GHI, y la temperatura ambiente, Tamb, el número mínimo de sensores requeridos es de dos (2), donde uno es el sensor principal y el otro, denominadosecundario, tiene la función de sensor de control cruzado para verificación de calidad y respaldo.

2. El númeromínimo de instrumentosprincipales requeridos para la medición de la irradiancia en el plano (POA ) y la temperatura de los módulos fotovoltaicos se establece en función de la capacidad AC de la planta según la tabla 5 [2]. La distribución de los mismos debe garantizar que las mediciones hechas estén libres de sesgos y de la incidencia de perturbaciones ajenas a la naturaleza física de las variables monitoreadas.

En ese sentido se sugiere una distribución uniforme, procurando cubrir todo el área donde se encuentren instalados los módulos fotovoltaicos. Los puntos de ubicación de los sensores de temperatura en los módulos deben ser los más cercanos posible a los puntos de instalación de sensores para la medición de la irradiancia en el plano. Cada agente y el CND acordarán de manera bilateral el número de datos de la irradiancia en el plano (POA ) y de temperatura en los módulos (Tmod) que serán transmitidos de manera que sea posible caracterizar de manera adecuada la planta solar fotovoltaica. En cualquier caso se transmitirá como mínimo un valor de cada variable y hasta un máximo correspondiente al número de sensores instalados.

Tab. 5: Número mínimo de sensores de irradiancia en el plano (POA ) y temperatura de los módulos fotovoltaicos (Tamb) según la capacidad de la planta solar fotovoltaica (AC) Capacidad del sistema (AC) Número de sensores < 40 MW 2 ≥ 40 MW y< 100MW 3 ≥ 100 MW y< 200 MW 4 ≥ 200 MW y< 300 MW 5 ≥ 300 Mw y< 500 MW 6 ≥ 500 MW y< 750 MW 7 ≥ 750 MW 8 9 PROCEDIMIENTOS MONITOREO Y REPORTE DE INFORMACIÓN METEOROLÓGICA Tanto las irradiancias,GHI y POA como las temperaturas de los módulos fotovoltaicos, Tmod deben ser reportadas en tiempo real, comopromedios temporales de 5 minutos de 9datos tomados con un intervalo de muestreo de 10s. Para la temperatura ambiente,Tamb el intervalo de muestreo será de 1 minuto, manteniendo el reporte en tiempo real como promedio de 5 minutos. Esta información deberá ser reportada por los agentes al CND. Los intervalos para la ejecución de estas tareas correspondientes al sistema de monitoreo se muestran en la tabla 6. Tab. 6:Intervalos de muestreo y reporte en tiempo real Intervalo de muestreo Irradiancias y temperatura en los módulosTmod 10 s Temperatura ambienteTamb 1 min Intervalo de reporte en tiempo real 5 min Los datos usados para el cálculo de los promedios que serán transmitidos provendrán de

los sensores denominados principales de no presentarse contingencias con alguno de estos sensores. Los sensores secundarios serán usados con fines de control cruzado para las veri- ficaciones del sistema y como respaldo ante posibles daños, descalibraciones, actividades de mantenimineto y limpieza de los sensores principales, teniendo en cuenta que la funcionalidad de dichos sensores debe ser reestablecida lo antes posible. 9.1 RANGO DE TIEMPO DE MONITOREO DE LAS VARIABLES METEOROLÓGICAS Para plantas solares el rango de tiempo diario de toma de muestras de las variables meteorológicas está limitado por la disponibilidad de luz solar. El estándar [2] indica que el límite de irradiancia disponible para comenzar y detener el registro de las mediciones es de20 W m2 . El registro de las mediciones de temperatura están ligadas a este mismo rango. Por fuera de este rango de irradiancia, no se efectúa ninguna tarea de registro de datos ni de reporte de los mismos. Así mismo, el porcentaje de pérdida de información anual está sujeta a la información que se presenta dentro de este rango. 9.2 MANTENIMIETO DEL SISTEMA DE MONITOREO Elmantenimientodelsistemademonitoreodebedarsesinqueinterfieraconelfuncionamiento de este. De ser posible, las intervenciones a los sensores,data loggersy demás componentes del sistema deben realizarse en campo, para rehabilitarlos en el menor tiempo posible. Cuando un sensor principal u otro componente se retira, la calidad de la medición no se

afecta en la medida que los sensoressecundarios y demás sensores y componentes instalados deben respaldar la función de dicho elemento retirado. No obstante, se aconseja tener sensores y demás componentes almacenados, para usarlos como reemplazo si un componente 10se retira y no hay facilidad en reemplazar su función con los demás instalados. Los procedimientos de limpieza y recalibración deben ajustarse a lo requerido en las fichas técnicas de los fabricantes [2]. La calibración de los piranómetros está regulada por el estándar ISO9846 y 9847, así como por el estándar ASTM G183. La calibración de los dispositivos fotovoltaicos de referencia se encuentra regulada por el estándar IEC60904-3. 9.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA INFORMACIÓN La calidad de los datos adquiridos por el sistema de monitoreo de las variables meteorológicas se asegura mediante la aplicación de los lineamientos expresados en este protocolo, haciendo énfasis en el posicionamiento correcto de los sensores, en el procedimiento de mantenimiento y calibración de los mismos y demás equipos del sistema, y en que se asegure la redundancia en las mediciones, haciendo chequeos cruzados entre las tomas de varios sensores para la verificación de su correcto funcionamiento. Los instrumentos de medición deben ir acompañados de sistemas de acondicionamiento de señales que hagan un filtrado de los datos adquiridos. Se debe establecer valores mínimos y máximos razonables para que el sistema deseche los datos atípicos, cuyos valores estén por fuera de este límite, para que no sean tenidos en cuenta para el cálculo del promedio de las

variables medidas. El establecimiento de los parámetros de este filtrado está a discreción de cada agente operador de las plantas solares de acuerdo con las condiciones ambientales del lugar de la planta. Para verificar la calidad de la información se sugiere implementar rutinas de validación, las cuales están diseñadas para evaluar cada parámetro medido y marcar valores sospechosos para su posterior revisión. Se pueden agrupar en dos categorías principales: verificaciones generales del sistema y verificaciones de parámetros medidos. 9.3.1 Verificaciones generales del sistema Dos pruebas simples que se describen a continuación evalúan la integridad de los datos recopilados: • Registros de datos. El número de campos de datos debe ser igual al número esperado de parámetros medidos para cada registro. • Secuencia de tiempo. El sello de fecha y hora de cada registro de datos se examina para ver si faltan datos o están fuera de secuencia. 9.3.2 Verificación de parámetros medidos Comúnmente se realizan tres verificaciones de parámetros de medición: pruebas de rango, pruebas relacionales y pruebas de tendencia. Estas pruebas se aplican en secuencia, y los 11datos deben pasar las tres para que se consideren válidas. • Pruebas de rango. En las pruebas de rango, los datos medidos se comparan con los valores límite superiores e inferiores permitidos. • Pruebas relacionales. Estas pruebas se basan en relaciones entre varios parámetros medidos. Por ejemplo, debe haber una relación entre el aumento de las temperaturas

de los módulos con un aumento de la irradiancia en el plano para los paneles donde están montados. • Pruebas de tendencia. Estas verificaciones se basan en la tasa de cambio de un valor a lo largo del intervalo de medición. Cada agente operador está en la obligación de comunicar al CND cuando se detecten problemas durante las rutinas de validación, alertando de posibles errores en los datos que fueron transmitidos y emprender acciones de corrección en intervalos de tiempo razonables. Las rutinas de validación aquí presentadas deben ser realizadas por lo menos cada 7 días. 9.4 REPORTE DE INFORMACIÓN METEOROLÓGICA AL CND Las plantas solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR deben reportar al CND el promedio temporal de los datos medidos por los sensores de las variables meteorológicas que son representativas del recurso que experimenta sus plantas, según se indica en el numeral 7. Lo anterior se hará siguiendo los requisitos para supervisión definidos en la resolución CREG 060 de 2019 o aquellas que la modifiquen, con la periodicidad establecidas en el presente protocolo. Es decir, el reporte se podrá realizar "... por medio de unidades terminales remotas (RTU) o equivalente, de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre la red pública de datos internet que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que

garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del sistema interconectado nacional". 12APÉNDICE A PARÁMETROS MEDIDOS E INSTRUMENTACIÓN Tab. 7:Variables meteorológicas a medir por medio del sistema de monitoreo

PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES PROPÓSITO OBSERVACIONES

Irradiancia POA Gi W m2 Recurso solar Requerido para todos los tipos de plantas Irradiancia horizontal global GHI W m2 Recurso solar, conexión con datos históricos y de satélite Requerido para todos los tipos de plantas Factores ambientales Temperatura de módulo fotovoltaico Tmod ◦C Se determina las pérdidas relacionadas con la temperatura Requerido para todos los tipos de planta Temperatura del aire del entorno Tamb ◦C Conexión a los datos históricos y estimación de la temperatura de las celdas fotovoltaicas Requerido para todos los tipos de plantas En la tabla 7 se muestran las mediciones mínimas necesarias de un sistema de monitoreo de variables meteorológicas, las cuales se deben tomar directamente por medio de sensores. Para todos los tipos de plantas solares fotovoltaicas, es requisito medir la irradiancia en el plano, POA y la irradiancia global horizontal,GHI, así como la temperatura de los módulos fotovoltaicos y la temperatura ambiente. A.1 MEDICIÓN DE LA IRRADIANCIA Lasmedicionesdeirradianciasedebentomardirectamenteenellugarenelqueseencuentran

las celdas fotovoltaicas, según lo recomendado en la tabla 7. • Irradiancia en el plano (POA ): Es la irradiancia directa mas la difusa incidente en un plano inclinado, generalmente, el plano donde se encuentran los módulos fotovoltaicos. La irradiancia en el planose debe medir con un sensor puesto en el plano de los módulos, (POA , plane of array). La apertura del sensor debe tener un campo de al menos 160◦(en cualquier plano perpendicular a la apertura del sensor). El sensor debe estar montado sobre el soporte de las celdas o cualquier otra estructura alineada de forma paralela a ellas. Si la planta solar fotovoltaica tiene un seguidor del Sol que mueve el plano del arreglo de celdas, el soporte del sensor de Irradiancia en el plano debe seguir el cambio del ángulo de inclinación de dicha instalación para no desalinearse y tomar datos erróneos. • Irradiancia horizontal global (GHI): Es la irradiancia directa más la difusa que inciden sobre un plano horizontal. Se usa un sensor de irradiancia orientado horizontalmente. 13En la figura 1 se muestra un esquema general de la irradiancia del sol en el horizonte, donde se puede ubicar cada uno de los tipos de irradiancia explicados en esta sección, junto con otros tipos de irradiancia que también se pueden medir en una planta solar fotovoltaica. Fig. 1:Esquema sobre la irradiancia incidente en un plano, con algunos términos importantes en una planta solar fotovoltaica. A.1.1 Sensores de medición de la irradiancia Existen varios tipos de sensores de irradiancia, que se clasifican en piranómetros de termopila y dispositivos fotovoltaicos de referencia (celdas y módulos). Estos sensores, los acondicionadores de señales y el almacenamiento de datos deben garantizar un rango desde0 W m2 hasta 1500 W m2 , con una resolución de1 W m2

3. Cada tipo de sensor tiene sus ventajas: • Los piranómetros no son sensibles a las variaciones espectrales, por lo que miden la irradiancia solar total. Sin embargo, esta irradiancia total leída por un piranómetro puede variar de la irradiancia útil para una planta solar fotovoltaica (de un 1% a un 3%). Los tiempos de respuesta de los piranómetros son mas largos que los dispositivos

3Puede producirse sobre irradiaciones entre1000 W m2 y 1500 W m2 , producto de la reflexión por las nubes. 14fotovoltaicos y los fotodiodos. Se recomienda el uso de piranómetros para medir la irradiancia horizontal global (GHI)[2]. • Los dispositivos fotovoltaicos de referencia miden la irradiancia solar útil que incide sobre la potencia de salida de la planta solar fotovoltaica. Los datos leídos pueden diferir de los datos históricos y meteorológicos, según los instrumentos empleados. Se recomienda el uso de estos dispositivos para la medición de la irradiancia en el plano (POA )[2]. La selección de los instrumentos de medición de la irradiancia debe seguir los estándares indicados por laGuía de Instrumentos Meteorológicos y Métodos de Observación[3], y los estándares ISO9060 [4] e IEC60904-2 [5], según la tabla 8.

Tab. 8:Selección de sensores y requerimientos para las irradiancias en el plano y global Tipo de sensor Estándares de reglamentación Calibración Piranómetro de termopila ISO9060:2018 (Clase A) ISO9846 WMO N◦8 (Alta calidad) ISO9847 (Incertidumbre ≤ 3%) ASTM G183 Dispositivo fotovoltaico de referencia IEC60904-2 IEC60904-3Incertidumbre ≤ 3% de 100 W m2 a 1500 W m2 A.1.2 Localización y cantidad de los sensores En una planta solar, se solicita ubicar un punto de medición para la irradiancia global horizontal, GHI, y para la teperatura ambiente,Tamb. En dicho punto, ubicado en un sitio cercano al centro del área donde están ubicados los paneles fotovoltaicos, se deben tener un sensor principal, que es el que envía los datos al CND, y uno deredundancia que sirva de respaldo para el principal en contingencias y que tome datos redundantes de estas dos variables meteorológicas. Para la medición de las variables restantes, es decir, la irradiancia en el plano,POA , y la temperatura en los módulos,Tmod, se solicita usar la cantidad de sensores indicada en la tabla 5 y hacer una distribución adecuada de los mismos en el área de la planta solar. Esta distribución debe garantizar que los valores de las variables meteorológicas sean representativos de la planta, es decir, que su valor no esté sesgado por anomalías tales como sombras, reflejos de luz, efectos de procesos de la planta que puedan alterar su real valor

(salidas de aires acondicionados, exostos, configuraciones de los soportes de los modulos solares distintos entre si). Teniendo en cuenta este criterio, se requiere que la distribución sea uniforme en el área de la planta, procurando cubrir toda su extensión ajustando unradio representativo a la topografía de cada planta y al número solicitado de sensores para tal fin. Se recomienda [6] que los puntos de medición en los que se vaya a instalar los sensores de temperatura en los módulos sean los mismos en los que estén instalados los sensores de irradiancia en el plano. 15A.1.3 Alineación de los sensores Los sensores, dependiendo de la irradiancia que vana a medir, deben alinearse en el ángulo horizontal o en el ángulo en el que están los paneles de módulos solares. Se recomienda el uso de inclinómetros digitales para garantizar la exactitud en la posición de los sensores de irradiancia, indicada en la tabla 9. Para verificar la exactitud de los sensores respecto al ángulo azimutal, se recomienda el uso de un GPS. Tab. 9:Exactitud de la alineación de los sensores de irradiancia Ángulo de instalación 1◦ Ángulo Azimutal 2◦ A.2 Temperatura de los módulos fotovoltaicos La temperatura de los módulos fotovoltaicos puede variar en el área de los tableros y en un mismo arreglo de celdas, debido a la presencia de viento o de la misma estructura de soporte

de los módulos (que puede ser un disipador de calor). La diferencia es más acentuada en módulos fotovoltaicos con concentrador de luz solar, en donde las temperaturas más altas se dan en l