Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las Plantas Solares Fotovoltaicas Fernando Vásquez Rodríguez Vicepresidencia Generación
AGENDA:
- Antecedentes. - Circular CREG 83 – 2015 Anexo: Consultoría para establecer una metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar - Resolución CREG 243 de 2016. - Comisión Temporal de Trabajo Plantas Solares.
Antecedentes La metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad, en el mercado mayorista, fue adoptada por la CREG mediante la Resolución 071 de 2006. este mecanismo asegura el suministro de energía y brinda cobertura de precio a la demanda nacional. Las plantas de Generación que participan en este mecanismo se comprometen a generar su Obligación de Energía Firme, OEF, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez.
Así la OEF que asume una planta de Generación corresponde a un valor menor o igual a la ENFICC que puede ofrecer. Debido a que las plantas de Generación que participan en el cargo por confiabilidad lo hacen de acuerdo a su ENFICC y esta depende de la tecnología utilizada para generar es necesario definir una metodología para Plantas Solares Fotovoltaicas.
Antecedentes
Para diseñar esta metodología se contrato una consultoría especializada con la firma FONROCHE, la cual se publicó a comentarios mediante documento anexo a la circular CREG 083 de 2015. Adicionalmente se publicó el proyecto de resolución CREG 227 de 2015 para comentarios, donde se define la metodología ENFICC para plantas solares. Para los comentarios recibidos se publicaron las respuestas en el Documento CREG 154 de 2016. Con base en los comentarios recibidos y análisis adicionales la CREG establece la metodología para determinar ENFICC de plantas solares fotovoltaicas mediante la resolución 243 de 2016.
Resolución CREG 243 de 2016
ENFICC de plantas solares fotovoltaicas que tengan información de irradiación horizontal y temperatura ambiente, con una serie igual o mayor a diez años y con resolución horaria. Define estimar la energía de una planta de acuerdo con la siguiente ecuación:
𝐸𝑁𝑚,𝑡 𝑘𝑊ℎ/𝑚𝑒𝑠 =
1 𝐼𝑆𝑇𝐶
∗ 𝐾𝐶 ∗ 𝐾𝑖𝑛𝑐 ∗ 𝑉𝑚,𝑡 𝑇𝐴𝑚,𝑡 ∗ 𝐺𝐻𝐼𝑚,𝑡 ∗ 1 − 𝐼𝐻𝐹 ∗ 𝑃𝑂𝑇𝑑𝑐
𝐸𝑁𝑚,𝑡 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠 𝑚 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 𝑡, 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ/𝑚𝑒𝑠
Circular CREG 83 – 2015
Principales aspectos que alimentan el modelo definido para el cálculo de ENFICC para plantas solares fotovoltaicas: 𝐼𝑆𝑇𝐶 = 𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠 = 1 𝑘𝑊/𝑚2 STC es acrónimo de Condiciones de Test Estándar, donde se armonizan las condiciones de ensayo descritas en los procedimientos de la norma IEC 60891 para correcciones de temperatura y radiación de células y módulos fotovoltaicos. Según la IEC 60891 se miden todos los parámetros en laboratorio con un simulador solar de clase alta 1000 W/m2, un trazador I-V y una célula de referencia calibrada. Durante el proceso de caracterización la temperatura del módulo o de la célula de referencia se controla a 25°C.
Circular CREG 83 – 2015
𝐾𝐶 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑟 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑜 = 0.9139
𝐾𝑐 = 𝐾𝑃𝑉𝑆 ∗ 𝐾𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝐾𝑑 ∗ 𝐾𝑆 ∗ 𝐾𝑛𝑑 Knd = Indisponibilidad de equipos. Valor garantizado por la empresa que opera y mantiene la central a lo largo de su vida útil. De acuerdo a la experiencia en el sector se define en un valor de 0.99 Ks = Pérdidas por suciedad. Este parámetro depende de la suciedad que se va acumulando en los módulos y produce pérdidas en el mismo. Se define un valor de 0.97
Kd = Pérdidas por dispersión. Pequeñas pérdidas de eficacia de los módulos fotovoltaicos debidas al mismatch entre strings de módulos y los inversores. Se define un valor de 0.98
Circular CREG 83 – 2015 Kohm = Pérdidas óhmicas en corriente continua (DC) y alterna (AC) que se presentan en los siguientes puntos (Se define un valor de 0.985): Tramo en DC desde el módulo al String Combiner Box (SCB) Tramo en DC desde el SCB al inversor de conexión a red Tramo en AC en baja tensión desde el inversor al transformador de campo. Tramo en AC en media tensión (10-34,5KV) desde los transformadores de campo hasta la subestación elevadora o punto de salida de la planta.
Fuente: http://orion.unex.es
Circular CREG 83 – 2015
KPVS = Pérdidas debidas a la operación del inversor. Se define un valor de 0.976
𝐾𝑐 = 𝐾𝑃𝑉𝑆 ∗ 𝐾𝑜ℎ𝑚 ∗ 𝐾𝑑 ∗ 𝐾𝑆 ∗ 𝐾𝑛𝑑 KC = 0.99 * 0.97 * 0.98 * 0.985 * 0.976 KC = 0.90 pero con los comentarios y análisis adicionales la CREG define esta constante KC = 0.9139
Circular CREG 83 – 2015
𝐾𝑖𝑛𝑐 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎 𝑒𝑙𝑒𝑔𝑖𝑟 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑢𝑒𝑟𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑖𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑜𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒
𝐾𝐼𝑁𝐶 = 𝐾𝑆𝐴 ∗ 𝐾𝐼𝑅𝑅 ∗ 𝐾𝐹𝑆 ∗ 𝐺𝑃𝑂𝐴 KIRR = IAM y perdidas por irradiancia en el colector. Depende de la transmisión y reflexión del cristal que cubre el módulo fotovoltaico.
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
KSA = Servicios auxiliares de la planta. Representa los consumos de todos los equipos auxiliares para la operación de la planta solar fotovoltaica.
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
KFS = Factor mínimo de pérdida por sombreado. Estas pérdidas son las producidas a lo largo de cada día y durante todo el año entre módulos y por obstáculos externos durante el movimiento del sol.
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
GPOA = Ganancia en el plano incidente de radiación. Ángulo óptimo de inclinación para que un panel reciba el máximo de radiación solar durante todo el año.
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
Como resultado se obtienen los valores KINC para cada tecnología de soporte utilizada
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
𝑉𝑚,𝑡 𝑇𝐴𝑚,𝑡 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑜𝑟 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑏𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑎 𝑙𝑎 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎, según tipo de módulo utilizado
para
el
mes
m
del
año
t.
𝑇𝐴𝑚,𝑡 = 𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑠 𝑚 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 𝑡, 𝑒𝑛 ℃ La dependencia de la potencia de un módulo fotovoltaico respecto a la temperatura es debida a las propias características del material semiconductor utilizado en su fabricación. Esta dependencia es lineal y se conoce como coeficiente de temperatura, las unidades son tanto por ciento por grado centígrado (%/ºC) y es un valor negativo, es decir, mientras mayor es la temperatura mayor es la pérdida de potencia del módulo fotovoltaico.
Circular CREG 83 – 2015
Fuente: https://ingelibreblog.wordpress.com
Circular CREG 83 – 2015
Para incluir estas pérdidas en la fórmula de cálculo de la energía firme es necesario definir un coeficiente que las represente. Para ello se estudian 7 ubicaciones en Colombia con diferentes medias anuales. la temperatura para cada una de estas ubicaciones es prácticamente constante a lo largo de todo el año. Considerando esta característica se utiliza la temperatura promedio anual para buscar la correlación entre la temperatura ambiente y las pérdidas que esta genera. La línea de tendencia que mejor se ajusta es la poli nominal de 3er orden, con un R2 muy cercano a la unidad. Esto se replica en todos los casos analizados.
Circular CREG 83 – 2015
La forma de la ecuación que define el coeficiente de pérdidas por temperatura para el peor mes del año es:
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
GHI: Irradiación Global Horizontal. Esta Variable puede tener diferentes medios para ser obtenida. Dos de los más comúnmente utilizados son las fuentes secundarias de información de radiación solar y uso de medidas reales tomadas en el sitio de la planta. Bases de datos de radiación solar características deseables que debe tener una base de datos meteorológicos para garantizar un mínimo aceptable de fiabilidad en las simulaciones de producción que se realicen:
Circular CREG 83 – 2015 · La incertidumbre para cualquier punto geográfico no debe ser mayor a ±15%. · El histórico de datos debe tener al menos 10 años. · La resolución temporal de los datos debe ser al menos horaria, siendo preferible que se puedan obtener datos en intervalos de tiempos menores (por ejemplo 30 min). · Como mínimo debe contener datos de: radiación global horizontal, radiación difusa y temperatura ambiente. · La resolución espacial debe ser como máximo de 5 km. · La temperatura media del aire debe ser a 2 m de altura con respecto al suelo. · Debe permitir el cálculo o aportar series de datos con probabilidades de excedencia superiores al 50%.
Circular CREG 83 – 2015
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
Uso de medidas reales en sitio. Asumiendo que se disponen de datos de radiación horizontal fiables en el sitio del proyecto, por un periodo no menor a un año, y datos satelitales de radiación en el largo plazo, los siguientes datos de incertidumbres pueden ser asumidos
Fuente: Consultoría para establecer una Metodología para el cálculo de energía firme de una planta solar
Circular CREG 83 – 2015
1 − 𝐼𝐻𝐹 ∗ 𝑃𝑂𝑇𝑑𝑐 IHF = Se calcula de acuerdo a la regulación vigente para plantas hidráulicas. POTdc = Hace referencia a la potencia pico instalada en la planta fotovoltaica
𝐸𝑁𝑚,𝑡 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠 𝑚 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 𝑡, 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ/𝑚𝑒𝑠
Resolución CREG 243 de 2016
Se calcula la Energía En en Kwh/dia: 𝐸𝑁
𝐸𝑛 𝑘𝑊ℎΤ𝑑í𝑎 = 𝐷í𝑎𝑠𝑚,𝑡
𝑚
𝐸𝑛 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑛é𝑠𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑎𝑡𝑜 𝐸𝑁𝑚,𝑡 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠 𝑚 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 𝑡, 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ/𝑚𝑒𝑠
𝐷í𝑎𝑠𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑑í𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠
Resolución CREG 243 de 2016
Con los valores de Energía En para toda la serie histórica, se construye una curva de distribución de probabilidad ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado, PSS, y el mayor valor corresponderá al 0% de PSS. Calcular
la
ENFICC
para
la
planta.
ENFICC BASE: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% de probabilidad de ser superada, PSS, de acuerdo con la distribución de probabilidad construida. ENFICC 95% PSS: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidad construida. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del 95% PSS.
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Resolución CREG 243 de 2016
La ENFICC calculada debe ser afectada por el factor de uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta, según esta ecuación:
ENFICC t kWh / día ENFICC BASE95% PSS K med ,t ENFICCt = ENFICC (kWh/día) base o 95% PSS para cada año t. ENFICCBASEV95%PSS = ENFICC (kWh/día) . Se tomará el valor base o el del 95% PSS. Kmed,t = Factor por uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta. El factor Kmed,t será el dato que corresponda al año t según la tabla.
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Resolución CREG 243 de 2016
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Resolución CREG 243 de 2016 Adición de formatos al anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006.
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Resolución CREG 243 de 2016
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Comisión Temporal de Trabajo Plantas Solares
El agente generador que representa la planta solar fotovoltaica deberá presentar un dictamen técnico de las medidas de irradiación horizontal y temperatura ambiente. El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista autorizada por el Consejo Nacional de Operación, CNO. Los resultados del dictamen técnico deberán ser aprobados por el CNO. Se requerirá un Dictamen Técnico para realizar una verificación de las contantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente.
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Comisión Temporal de Trabajo Plantas Solares
En caso de que el agente no cuente con las series o con los datos suficientes
de estas en el sitio de la planta para cumplir lo dispuesto en el artículo 1 de esta resolución, el dictamen técnico deberá dar concepto de la estimación de estas series partiendo de mediciones en el sitio de la planta y de series de irradiación horizontal y temperatura ambiente históricas conocidas de otros puntos de medición para cada hora.
ENFICC K med ,t tBASE 95% PSS
Comisión Temporal de Trabajo Plantas Solares
Construir lista de dictaminadores técnicos
Series de datos de irradiación y temperatura ambiente Diseñar protocolo para verificar calidad e integridad de los datos.
Medición en sitio
IEC 61724-1:2017*
Fuente Secundaria
Validar bases de datos satelitales vs estaciones en sitio (IDEAM)
* Describe los equipos, métodos y la terminología para el desempeño, Monitoreo y análisis de sistemas fotovoltaicos (PV). Se enfoca en sensores, instalación y precisión de los equipos de monitorización, además de la adquisición de Controles de calidad, parámetros calculados y métricas de rendimiento.
¡Gracias!
