Fotovoltaica | PV www.futurenergyweb.es 66 FuturEnergy | Septiembre/Octubre September/October 2020 vista del operador, como del propietario. Las diferentes pérdidas obtenidas en el paso 3 se integran en un modelo de cascada de pérdidas que permite visualizar las caídas en cada categoría atribuible para cada periodo y poder hacer proyecciones a largo plazo así como enfocar las áreas donde es posible actuar para mejorar el retorno. System Performance Model (SPM) El modelo de UL utiliza inputs específicos del diseño final para cada planta (modelo de módulos e inversores, diseño de strings, layout y orientación demódulos, pendientes del terreno, detalles de funcionamiento de los seguidores y estrategias de backtracking, elevaciones, ángulo horizonte, albedo, diseño eléctrico, etc.). Una vez realizado el tratamiento de datos inicial, se obtienen las salidas esperadas de la planta en las condiciones de operación. El SPM empleado, integra el modelo de un diodo para caracterizar el comportamiento del campo fotovoltaico y estimar de forma precisa las expectativas de generación en las condiciones climáticas reales de operación evaluando de forma independiente el impacto de pérdidas sistemáticas como la disponibilidad, el soiling o el impacto de degradación (siempre que haya un histórico representativo para este último parámetro). Para determinar la irradiación disponible en el plano de captación de módulo (Plane of Array, POA), el SPM emplea modelos de transposición típicos en la industria (Perez, Hay/Davies, King, Reindl, Klucher, etc.) que permiten estimar la POA en caso de que solo se disponga de medición GHI en la planta o en aquellos casos en los que la medición POA en planta no sea adecuada. Por último, se utiliza el modelo King para estimar la variación de temperatura entre las caras del módulo utilizando la temperatura del mismo, la irradiación y los parámetros técnicos del módulo empleado. Pérdidas sistemáticas El SPM a través de la implementación del modelo de un diodo permite determinar con precisión las perdidas atribuibles al lado DC del activo (calidad módulos, degradación o soiling). Después se modelizan las pérdidas en el inversor para cuantificar su eficiencia, limitaciones de potencia, o disponibilidad. Finalmente se determinan las pérdidas eléctricas entre inversor, transformador BT/MT y los contadores de energía. elevations, horizon angle, albedo, electrical design, etc.). Having processed the initial data, the expected plant outputs under operating conditions are obtained. The SPM used integrates single-diode models to characterise the behaviour of the PV field and accurately estimate generation expectations under real operating weather conditions, by independently evaluating the impact of systematic losses, such as availability, soiling and the impact of degradation (provided representative historic data is available for this latter parameter). To determine the available irradiation on the Plane of Array (POA), the SPM uses industry-standard transposition models (Perez, Hay/Davies, King, Reindl, Klucher, etc.), which are able to calculate the POA in the event that only the GHG measurement is available at the plant or in those cases in which the POA measurement for the plant is inadequate. Lastly, the King model is used to calculate the temperature variation between the faces of the module, using its own temperature, the irradiation and the technical parameters of the module used. Systematic losses By using single-diode models, the SPM can accurately determine the losses attributable to the DC side of the asset (module quality, degradation and soiling). Next the losses in the inverter are modelled to quantify its efficiency, output limitations and availability. Finally, the electrical losses between the inverter, transformer LV/MV and the energy meters are determined. To quantify each loss, the UL models achieve highly accurate metrics at inverter level, in relation to degradation (by filtering out the influence of other parameters during time drift, evaluating a period of representative data in order to determine this effect), as well as seasonal losses, such as the impact of soiling. Backtracking losses are detected in periods of shading between neighbouring modules, which cause sudden, pronounced and distinguishable anomalies between modules, depending on their layout. Lastly, limitations at inverter level is are identified by comparing the expected inverter generation with real weather conditions against the actual generation obtained. Deviations can thus
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