ES2525883B2

ES2525883B2 - Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción energética de instalaciones solares fotovoltaicas

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Publication number: ES2525883B2
Application number: ES201431297A
Authority: ES
Inventors: Jonathan LELOUX; Luis NARVARTE FERNÁNDEZ; Rodrigo MORETÓN VILLAGRÁ; Eduardo Lorenzo Pigueiras
Original assignee: Universidad Politecnica de Madrid
Current assignee: Universidad Politecnica de Madrid
Priority date: 2014-09-08
Filing date: 2014-09-08
Publication date: 2015-07-21
Anticipated expiration: 2034-09-08
Also published as: ES2525883A1

Abstract

Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción energética de instalaciones solares fotovoltaicas.#El método solo requiere la medida de los datos de producción de energía, de manera que el material necesario por parte del operador de la instalación fotovoltaica se basa en un equipo capaz de medir la energía producida por las instalaciones y cuyo equipo puede ser el propio contador de energía de una vivienda o el contador incorporado en el inversor de la instalación en sí. En cualquier caso por parte de la entidad que realiza la generación de datos de irradiación solar, precisa de equipos que permitan la adquisición y el análisis de los datos de energía medidos, para llevar a cabo el envío de esos datos desde el contador de energía hasta el servidor donde se ejecutan los propios análisis, para que la información sea transferida y almacenada bien por ficheros de texto, bien por servicios Web, mediante los cuales se establece la comunicación entre usuario y servidor de forma automática, siendo almacenados los datos en una base de datos y tratados por un servidor de cálculo.

Description

DESCRIPCIÓN

Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción energética de instalaciones solares fotovoltaicas.

5

Objeto de la invención

La invención consiste en un método que permite generar datos de irradiación solar en un lugar a partir de la producción energética registrada en los contadores de los sistemas fotovoltaicos vecinos a este lugar. 10

Sector de la técnica

La metodología de predicción propuesta se encuadra en el sector energético, concretamente 15 en la producción de electricidad por tecnología fotovoltaica.

Antecedentes de la invención

20

El conocimiento de la irradiación solar que reciben los sistemas fotovoltaicos es necesario para su diseño y para la evaluación de su productividad energética.

Por una parte es necesario conocer los valores medios de la irradiación solar en periodos de varias décadas para estimar la producción energética de una instalación fotovoltaica, así como 25 su rentabilidad económica. Para este tipo de aplicación, suele ser suficiente conocer las medias mensuales de la irradiación solar. Por otra parte, otras aplicaciones requieren conocer los valores de irradiación solar en un momento determinado, con una resolución temporal más alta. Por ejemplo, es el caso de la monitorización de sistemas fotovoltaicos para la detección de fallos. Estas aplicaciones necesitan conocer la irradiación solar horaria, en tiempo real o con un 30 retraso máximo de un día.

Los sistemas de monitorización fotovoltaica actualmente comercializados basan sus análisis en un factor de rendimiento llamado Performance Ratio (PR), definido como la relación entre la energía que un sistema fotovoltaico inyecta en la red con respecto a la que inyectaría un 35 supuesto sistema fotovoltaico ideal funcionando en Condiciones Estándar de Medida (CEM), o en inglés Standard Test Conditions (STC). El PR se expresa como:

*)()(GTGPTEPRP

40

Donde:

 E es la producción inyectada

 G es la irradiación inclinada que incide sobre el panel

 Pp es la potencia pico propia del sistema

 G* es la irradiancia global bajo STC (1000 W/m2) 45

Como puede observarse, queda patente la necesidad de obtención de la irradiación solar para este tipo de evaluaciones. Puede citarse la siguiente referencia para más información sobre los análisis basados en el PR:

 Reich, N. H., Mueller, B., Armbruster, A., van Sark, W. G. J. H. M., Kiefer, K. and Reise, C. (2012), Performance ratio revisited: is PR > 90% realistic?. Prog. Photovolt: Res. Appl., 20: 717–726. doi: 10.1002/pip.1219

Existe un gran número de instrumentos capaces de medir la irradiación solar incidente sobre 5 una superficie. Los errores que podemos encontrar en la información otorgada por cada uno de ellos derivan tanto de aspectos relacionados con la calidad del sensor y de su calibración, como de aspectos matemáticos en los modelos de cálculo utilizados para su posterior tratamiento.

10

En cuanto a los datos de irradiación solar, los usuarios buscan, según las aplicaciones, y en grados diversos, la precisión de la información y la disponibilidad para obtenerlos. En el caso de las medidas terrestres, la precisión de las medidas puede ser mayor, pero éstas corresponden a localizaciones concretas, y su distribución no abarca la totalidad del territorio mundial. Con respecto a la información procedente de los satélites, la información de base 15 sobre tratamiento de imágenes sí cubre gran parte del ámbito territorial mundial, pero su adquisición supone costes elevados (sobre todo si se requieren datos de alta resolución temporal como por ejemplo datos horarios), y el dato de irradiación solar no siempre está disponible (a veces sólo se dispone de la información sobre condiciones meteorológicas).

20

Los recursos más utilizados, hasta la actualidad, para la obtención de datos de irradiación solar son los siguientes:

1) Heliógrafos

25

La irradiación incidente en la superficie terrestre depende principalmente de la altura solar, de la cantidad de aerosoles presentes en la atmósfera, y de las nubes presentes entre el disco solar y la superficie receptora. La altura solar puede ser calculada por funciones astronómicas, y la cantidad de aerosoles puede ser estimada con bases de datos climáticas o meteorológicas. Una vez conocidas dichas variables, existen modelos físicos que permiten estimar la irradiación 30 solar en condiciones de cielo claro, es decir, cuando no hay nubes entre el disco solar y la superficie receptora. El heliógrafo permite estimar, para cada intervalo de tiempo determinado (por ejemplo cada hora), la fracción de tiempo correspondiente a condiciones de cielo claro, y la fracción (complementaria) de tiempo durante la cual las nubes han tapado el disco solar. Para ello, el heliógrafo concentra los rayos solares sobre una banda de cartulina que se quema 35 en el punto en el que se forma la imagen del sol.

Con todo ello, puede observarse que las principales fuentes de incertidumbre proceden de la estimación de la irradiación a partir de esta última ecuación. En concreto, se deben a dos principales factores: 40

 La relación entre irradiación y condiciones de cielo claro no es estrictamente lineal, tal y como se muestra en la fórmula.

 Las condiciones de cielo claro no reflejan el estado real del cielo, despreciando las características de las nubes (transparencia, profundidad, etc.) y por lo tanto subestimando el valor de la componente de irradiación difusa. 45

Por el contrario, la sencillez de instalación y la necesidad de medidas de escasos parámetros, hacen que la estimación de la irradiación por este método sea ventajosa.

Véase la siguiente referencia para más información: 50

 Harry Suehrcke, Ross S. Bowden, K.G.T. Hollands, Relationship between sunshine duration and solar radiation, Solar Energy, Volume 92, June 2013, Pages 160-171, ISSN 0038-092X, http://dx.doi.org/10.1016/j.solener.2013.02.026.

2) Piranómetros

Los piranómetros son instrumentos capaces de medir la irradiación solar global incidente sobre una superficie plana cuyo campo de visión equivale a una media esfera. En general mide la irradiación solar horizontal. 5

Un piranómetro consiste en una superficie negra, un termopar, un disco blanco que limita la aceptación angular, y dos coberturas transparentes, semicirculares y concéntricas hechas de cristal. Estas coberturas, en forma de cúpula, protegen al sensor de la convección térmica, de la lluvia, el viento y la suciedad. El piranómetro ideal posee una respuesta espectral plana en 10 un rango de longitudes de onda de 0,29-2,8 µm.

Los piranómetros también pueden ser usados para medir la irradiación solar difusa, siempre y cuando se consiga eliminar la componente directa. Para ello, se monta un pequeño disco negro en un seguidor solar de tal forma que el piranómetro esté continuamente sombreado. 15 Alternativamente, también se puede utilizar un anillo que previene que la componente directa llegue al sensor.

La estimación de la irradiación solar global de este tipo de sensores se basa, por lo tanto, en la descomposición de las componentes solares. Y es en su medición, donde se encuentra la 20 principal fuente de incertidumbre. Sin embargo, se considera este tipo de sensores como los más fiables, ya que miden directamente la magnitud física deseada, y en ningún caso se basan en estimaciones derivadas de otras observaciones.

Véase la siguiente referencia para más información: 25

 M.P. Thekaekara, Solar radiation measurement: Techniques and instrumentation, Solar Energy, Volume 18, Issue 4, 1976, Pages 309-325, ISSN 0038-092X.

3) Satélites

30

Cada vez son más los métodos implementados para estimar la irradiación solar a partir de observaciones de los satélites empleando imágenes meteorológicas. Los satélites pueden ofrecer una resolución temporal de hasta 1 dato/15min y una resolución espacial de hasta 1 dato/(2x2km2). Los satélites meteorológicos almacenan imágenes de amplias zonas, donde son capaces de estimar la cobertura de nubes. Esta información es procesada por modelos de 35 tratamiento de imágenes, que permiten estimar la irradiación solar incidente en una superficie horizontal.

Para poder acceder a la información de los satélites, existen servicios Web destinados a su distribución. 40

Estos últimos sensores son los que presentan más ventajas en cuanto a disponibilidad de datos se refiere. Abarcan medidas de un ámbito territorial mucho más amplio que los sensores terrestres (piranómetros y heliógrafos). Sin embargo, presentan una fuente de incertidumbre que deriva de las condiciones de cielo, y en particular de las condiciones de nubosidad. 45

Todos los métodos descritos con anterioridad realizan medidas de irradiación horizontal; de tal forma que, para estimar la irradiación global inclinada, se necesita emplear métodos de descomposición y transposición de la radiación solar. En consecuencia, la estimación de la irradiación solar en un plano inclinado depende de la combinación de los errores de medidas y 50 también de los errores asociados a los modelos de transposición y descomposición.

Véase la siguiente referencia para más información:

 Richard Perez, Marek Kmiecik, Christy Herig, David Renné, Remote monitoring of PV performance using geostationary satellites, Solar Energy, Volume 71, Issue 4, 2001, Pages 255-261, ISSN 0038-092X.

4) Células o módulos calibrados 5

Por último, y debido al número creciente de instalaciones fotovoltaicas, también se utilizan los módulos fotovoltaicos como sensores de irradiación solar, aprovechando la relación entre la potencia eléctrica que generan y la irradiancia solar que reciben.

10

Estos dispositivos no son más que células o módulos, iguales que los instalados en cada sistema fotovoltaico, preparados para obtener la medida de las condiciones de operación:

 Irradiancia efectiva en el plano del sistema Gef;

 Temperatura de operación de las células Tc.

15

La medida de la Gef viene determinada por la corriente de cortocircuito del dispositivo calibrado, y la Tc a partir de su tensión de circuito abierto.

De forma general, la precisión de las medidas realizadas por módulos calibrados es muy buena. Además, suelen medir directamente la irradiación sobre un plano inclinado. La 20 incertidumbre asociada a las medidas por módulos calibrados viene influenciada por:

 Precisión y calidad de la instrumentación;

 Situación en el que está instalado el módulo (diversos ángulos de incidencia de los rayos solares y aparición de sombras);

 Condiciones de viento (dispersión de la temperatura de célula). 25

Véase la siguiente referencia para más información:

 Nofuentes, G., Aguilera, J., Santiago, R. L., de la Casa, J. and Hontoria, L. (2006), A reference-module-based procedure for outdoor estimation of crystalline silicon PV module peak power. Prog. Photovolt: Res. Appl., 14: 77–87. doi: 10.1002/pip.636 30

Descripción de la invención

Antes de pasar a describir el método de la invención, es importante tener en cuenta lo siguiente: 35

 Los módulos fotovoltaicos calibrados pueden ser utilizados como fuentes de referencia para medir la irradiancia solar teniendo en cuenta la relación existente entre la potencia de salida del módulo (P) y sus condiciones de operación, en particular la irradiancia solar incidente (G) y la temperatura de célula (Tc): 40

cTGfP,

 La producción energética registrada en los sistemas fotovoltaicos puede ser utilizada, similarmente, como sensor de irradiación solar. La irradiancia solar tiene unidades de densidad de potencia (W/m2), mientras que la irradiación solar tiene 45 unidades de densidad de energía (Wh/m2). Pero si se trabaja con datos horarios, ambos conceptos (irradiancia solar e irradiación solar) pueden verse sustituidos entre sí. Buscamos una relación entre energía horaria (Eh) y la irradiación solar incidente horaria (Gh) y temperatura de célula del tipo:

50

chhTGfE,

Sin embargo, esta última relación no es tan directa como para el caso de módulos fotovoltaicos calibrados ya que la potencia de salida no es directamente proporcional a la irradiancia solar recibida. Existen otros factores que establecen la relación entre las condiciones de operación y la potencia de salida, tales como las pérdidas de conversión DC/AC, las pérdidas de temperatura de célula o las de balance del sistema. A continuación se explica un modelo 5 simple que permite tener en cuenta estos efectos de segundo orden de tal forma que se puedan usar los sistemas fotovoltaicos para obtener datos de irradiación solar, de la misma forma que lo hacen los módulos fotovoltaicos calibrados.

Según el método de la invención, el primer paso es calibrar estos sistemas fotovoltaicos de tal 10 forma que su energía producida nos permita generar datos de irradiación solar. Por lo tanto, buscamos ahora una relación de la forma general:

hnCalibratiohEfG

15

Donde el nuevo factor que aparece fcalibration (factor de calibración) debe ser lo más independiente de las condiciones externas de operación del sistema. El Performance Ratio (PR) de un sistema, es el indicador más frecuente utilizado en este sector y se define de la siguiente forma:

20

*GPGEPRPhh

Donde Pp es la potencia DC nominal (o de pico) y G* es la irradiancia solar bajo Condiciones Estándar de Medida (CEM) (o Standard Test Conditions - STC). El PR varía cuando el sistema fotovoltaico se encuentra bajo condiciones de operación variables. En consecuencia, se 25 necesita una versión normalizada del PR, para poder utilizarla como factor de calibración.

El PR de un sistema fotovoltaico está generalmente por debajo de 1 (o 100%) debido a las numerosas fuentes de pérdidas que pueden afectar la operación del sistema. Se han englobado esas fuentes de pérdidas en cinco categorías fundamentales. 30

 fG: factor de eficiencia del sistema fotovoltaico en función del nivel de irradiancia incidente.

 fTEMP: factor de eficiencia del sistema fotovoltaico en función de su temperatura de célula. 35

 fDCAC: factor de eficiencia de conversión DC/AC.

 fPDC: factor de potencia que representa el ratio entre potencia DC real y potencia DC nominal.

 fBOS: factor de eficiencia del resto del sistema (Balance Of System - BOS).

40

Con todos estos factores de eficiencia, ahora sí que podemos definir la relación que hace un valor de PR del 100%.

11PRfffffPDCBOSDCACTEMPG

45

Tres de estos cuatro factores de eficiencia pueden ser expresados de forma analítica tal y como se indica a continuación.

El primer factor de eficiencia, fG, se define como:

),,,,(,TTGffscEURPDCG

donde ηPDC,EUR es el Rendimiento Europeo de los módulos fotovoltaicos, Tc es la temperatura 5 de célula del módulo, θs es el ángulo de incidencia de la irradiancia solar y Tθ es la función de transmisión angular.

Tc puede ser deducido como:

10

80020NOCTGTTac

donde Ta es la temperatura ambiente y (Nominal Operation Cells Temperature - NOCT) es la temperatura de operación nominal de célula, cuyo valor se puede obtener de las hojas de especificaciones de los módulos fotovoltaicos y que típicamente suele valer NOCT = 48 ºC. 15

El segundo factor, fTEMP, se define como:

*1CcTEMPTTf

20

donde γ es el coeficiente de variación de la potencia con respecto a la temperatura de célula, cuyo valor se puede encontrar en las hojas de características de los módulos y es típicamente de γ = -0.45 %/ºC.

El tercer factor de eficiencia, fDCAC, se define como:

25

),(,pACEURINVDCACPPff

donde ηINV,EUR es el Rendimiento Europeo de un inversor típico, PAC, es la potencia nominal en AC del inversor y Pp es la potencia nominal del generador fotovoltaico.

30

El cuarto factor, fDC, se extrae del PR teniendo en cuenta la diferencia entre la potencia nominal real DC de los módulos bajo condiciones estándar y la potencia nominal de módulo establecida por el fabricante. Éste, al igual que fBOS, no puede ser estimado porque la potencia real de los módulos no es conocida. El cuarto y el quinto factor de eficiencia, fPDC y fBOS, no se pueden estimar, porque el comportamiento energético real de cada sistema fotovoltaico no puede ser 35 conocido a priori. Sin embargo, su determinación no supone un problema en este caso ya que podemos agrupar estos dos últimos factores en un nuevo que denominaremos fPERF. La fórmula queda entonces:

40 11PRffffPERFDCACTEMPG

De donde se puede deducir el cálculo de fPERF como:

PRffffDCACTEMPGPERF1

45

O también, de forma más explícita detallando el cálculo del PR:

*1GPGEffffPhhDCACTEMPGPERF

Por lo tanto, el parámetro fPERF de cada sistema fotovoltaico puede estimarse a partir de los históricos de datos de Eh (medidas tomadas directamente de los medidores de energía) y Gh (datos obtenidos de bases de datos de irradiación solar u otras fuentes tales como la 5 combinación de simulaciones de días claros con datos de fracción de nubes).

Una vez que se ha estimado fPERF, la relación entre Eh y Gh queda de la siguiente forma:

10 *1GPEffffGPhFPERDCACTEMPGh

Cada sistema fotovoltaico está caracterizado por una orientación desde el sur (α) y una inclinación desde el plano horizontal (β). La irradiación solar calculada a partir de datos de producción de energía del sistema es, por lo tanto, la irradiación solar inclinada. Sin embargo, más tarde veremos que nos va a ser de utilidad convertir datos de irradiación solar inclinada de 15 un plano a otro. Denotamos G(α1,β1) como la irradiancia solar inclinada en el plano de referencia (plano de las instalaciones vecinas de las cuales se tienen datos). G(α2,β2) es la irradiancia solar inclinada que se desea estimar a partir del plano de referencia. Es necesario encontrar ahora una relación general G(α2,β2) = f(G(α1,β1)). Esto es posible aplicando modelos de descomposición y transposición. En particular, se ha elegido realizar la 20 descomposición y transposición por modelos comúnmente usados dentro de la energía solar, en particular utilizando una adaptación del modelo de Hay, descrito en la siguiente referencia:

 John E. Hay, Calculation of monthly mean solar radiation for horizontal and inclined surfaces, Solar Energy, Volume 23, Issue 4, 1979, Pages 301-307, ISSN 0038-092X. 25

Para obtener G(α2,β2) por descomposición de modelos, se necesita primeramente descomponer G(α1,β1) en sus distintas componentes: directa, difusa y reflejada, escritas respectivamente como B(α1,β1), D(α1,β1) y R(α1,β1).

30

Integrando los datos de irradiación solar a lo largo de un día, se puede calcular la irradiación solar diaria Gd(α1,β1) tal y como se muestra a continuación:

ddGG),(),(1111

35

donde d indica día.

El índice de claridad KTd se puede calcular como:

40 ),(),(11,011,dddTBGK

donde B0,d(α1,β1) es la irradiación solar inclinada extra-atmosférica diaria, la cual viene de integrar a lo largo de un día la irradiancia inclinada extra-atmosférica:

ddBB),(),(11011,0

Esta irradiancia inclinada extra-atmosférica se estima a partir de consideraciones puramente geométricas:

5

)cos(,0max)(),(10110snBB

donde el ángulo θs1 es el ángulo de incidencia de la irradiancia solar y B0(n) es la irradiancia normal extra-atmosférica.

10

Análogamente, el factor de difusa FDd tiene la forma:

),(),(1111,dddDGDF

Se ha utilizado la misma relación empírica entre FDd y KTd utilizada con anterioridad. 15 Estrictamente hablando, los factores FDd y KTd son relaciones entre irradiancias horizontales y no entre irradiancias inclinadas tal y como se ha escrito en estas fórmulas. Se ha hecho una aproximación teniendo en cuenta la universalidad de estos factores. Sin embargo, si se utilizasen éstos directamente, al estar asociados a inclinaciones, se estarían perdiendo valores de difusa en cálculos posteriores. Para ello, a partir de consideraciones geométricas, se 20 estiman los valores de FDd y KTd en el plano horizontal como:

2)βcos(1)β,α(K)0(K1Td,T+=

25 2)βcos(11)β,α(K)0(F1Ddd,D+=

Y de esta forma es posible calcular la componente difusa en el plano horizontal tal y como se explicó en la sección anterior:

30 )0()0(,ddDdGFD

)0()0()0()0(,00ddBBDD

Y la difusa en el plano inclinado viene dada finalmente como:

35

2)cos(1)·0(D),(D111

Análogamente, las componentes circunsolar (CIR) e isotrópica (ISO) según el modelo de Hay pueden ahora ser escritas como:

40 ),(),(),(111111ISOCIRDDD

Cada una de estas componentes viene definida como:

2)cos(11)0(),(111aISOkDD

)cos()cos(,0max)0(),(111zssaCIRkDD

5

La componente reflejada puede ser estimada a partir de la irradiancia solar global como:

2)cos(1)0(),(111GR

donde ρ = 0.2 es un valor típico de albedo. 10

Y la componente de irradiancia directa puede ser deducida a partir de una simple resta:

),(),(),(),(11111111RDGB

15

Según lo descrito hasta el momento se tienen todas las componentes relativas al plano de referencia, por lo que falta estimar las componentes en el segundo plano.

La estimación de la componente directa en este nuevo plano, al igual que en el plano de referencia, se consigue sin más que aplicar una simple relación geométrica: 20

)cos(,0max)cos(,0max),(),(121122ssBB

La estimación de las componentes difusas es algo más compleja y atiende a las siguientes ecuaciones: 25

)cos(,0max)cos(,0max),(),(211122ssCIRCIRDTIDTI

)cos(1)cos(1),(),(211122ISOISODTIDTI

30

),(),(),(222222CIRISODDD

La combinación de las ecuaciones anteriores permite estimar la componente difusa total en este nuevo plano:

35

)cos()cos(,0max2)cos(11)cos()cos(,0max2)cos(11),(),(22111122zssaazssaakkkkDD

La componente reflejada puede ser expresada de forma simplificada como:

)cos(1)cos(1),(),(121122RR

Finalmente, la irradiancia global en el plano deseado puede deducirse a partir de la suma de las tres componentes anteriores:

5

),(),(),(),(22222222RDBG

Hasta ahora se ha explicado cómo obtener datos de irradiación solar a partir de datos de producción de energía. Llegados a este punto, es necesario desarrollar un método que sea capaz de estimar datos de irradiación solar para una localización, definida por su latitud y 10 longitud, a partir de datos de instalaciones vecinas. El método utilizado deriva de la familia de los métodos de interpolación por distancias inversas.

El primer paso es elegir cuáles de las instalaciones fotovoltaicas vecinas son válidas como fuentes de información para generar la irradiación solar deseada. Obviamente, la fiabilidad de 15 los datos es mayor en tanto en cuanto los datos procedan de instalaciones vecinas más cercanas a la localización elegida. La información relativa a cada instalación vecina recibe un peso acorde a esta idea. En particular, los pesos vienen definidos por la siguiente fórmula:

20 2201iiddw

donde wi es el peso de la información procedente de cada instalación vecina i, di es la distancia entre la instalación y la localización elegida y d0 es una constante que representa una distancia en la que no se observa un cambio representativo en la precisión de los datos obtenidos. Este factor es el que representa el efecto nugget dentro de una interpolación por 25 distancias inversas. Se ha observado que en la mayor parte de los casos, la distancia de este nugget es de aproximadamente 1 km, valor que se utiliza también para este caso.

kmd10

30

Todos los pesos son normalizados aplicando una interpolación de distancias inversas tal y como se muestra en la fórmula siguiente:

iiiww

donde λi son los pesos relativos para cada instalación i. 35

Finalmente, los datos de irradiación solar deseados se obtienen usando una media ponderada como función de interpolación matemática:

40 iiKGG),,(),(22,2/122

Descripción de los dibujos

Para complementar la descripción que seguidamente se va a realizar y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características del invento, se acompaña la presente memoria 45 descriptiva, formando parte integrante de la misma, un plano en donde con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:

 La figura 1.- Muestra una gráfica correspondiente al valor de la energía fotovoltaica simulada en una instalación fotovoltaica en una ubicación de Bélgica, deducida a partir de la irradiación solar inclinada horaria calculado a partir de los datos de energía producida por 4 instalaciones fotovoltaicas vecinas, y la comparación de esta energía 5 simulada con la energía producida por esta instalación, y medida en su contador energético.

Modo de realización preferente de la invención

10

A modo de ejemplo, se ha aplicado este método de generación de datos de irradiación solar incidente sobre una instalación fotovoltaica ubicada en un lugar de Bélgica (instalación Focus), a partir de los datos de 4 instalaciones fotovoltaicas vecinas, cuyos datos de producción energética se han medido cada hora. La producción energética de las instalaciones fotovoltaicas ha sido medida por contadores inteligentes equipados de un sistema de 15 telemática. Los datos han sido transmitidos por GPRS desde los contadores hasta un servidor Internet, y han sido almacenados en una base de datos MySQL. Los datos han sido procesados por un motor de cálculo programado en PHP y los resultados han sido facilitados al cliente por un servicio Web en XML. Se han calculado los valores de irradiación solar a nivel horario. Los datos de las 4 instalaciones utilizadas son los siguientes: 20

: Latitud Longitud Orientación Inclinación Elevación Potencia Pico

Instalación Focus: 50,1002°N 4,89534°E 110° 40° 349[m] 4,56[Wh/m2]

Instalación Vecina 1: 50,0932°N 4,89361°E 190° 35° 340[m] 5,17[Wh/m2]

Instalación Vecina 2: 50,0994°N 4,89226°E 135° 35° 350[m] 5,7[Wh/m2]

Instalación Vecina 3: 50,0935°N 4,89612°E 180° 40° 338[m] 4,9[Wh/m2]

Instalación Vecina 4: 50,1003°N 4,89582°E 110° 35° 349[m] 2,66[Wh/m2]

Las distancias entre estas instalaciones son las siguientes:

Instalación: Distancia desde instalación Focus [m]

Instalación Vecina 1: 788

Instalación Vecina 2: 237

Instalación Vecina 3: 747

Instalación Vecina 4: 36

El resultado de este proceso se muestra en la Fig. 1, donde cada punto representa un dato 25 horario, a lo largo de un periodo de 6 meses:

A modo indicativo, los errores de este proceso completo son los siguientes:

MBE[%]: RMSE[%]

7,09: 55,56

Claims

REIVINDICACIONES

1.- Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción energética de instalaciones solares fotovoltaicas, caracterizado porque comprende las siguientes fases:

5

 La búsqueda de una relación entre la energía horaria producida por una instalación fotovoltaica, la irradiación solar incidente horaria, y la temperatura de célula.

 La traducción de una energía fotovoltaica horaria en un dato de irradiación solar horaria en el plano del generador fotovoltaico. 10

 La descomposición y translación de la irradiación solar horaria en el plano del generador a otro plano cualquiera donde se desea conocer la irradiación solar.

 La aplicación de métodos de interpolación lineal para estimar la irradiación solar en un 15 punto cualquier desde los datos de irradiación solar generados en los puntos donde se tiene acceso a datos de generación de energía fotovoltaica.
2.- Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción energética de instalaciones solares fotovoltaicas, según reivindicación 1, caracterizado porque 20 se realiza un análisis mediante el equipamiento apropiado para conseguir los datos de energía medidos, efectuando el envío de dichos datos mediante GPRS o por Internet, desde un contador de energía hasta el respectivo servidor donde se ejecutan los análisis.
3.- Método de generación de datos de irradiación solar a partir de datos de producción 25 energética de instalaciones solares fotovoltaicas, , según reivindicaciones anteriores, caracterizado porque se incorporan contadores inteligentes equipados de un sistema telemático, permitiendo medir los datos de producción energética de las propias instalaciones fotovoltaicas y transmitirlos por GPRS desde dichos contadores inteligentes hasta un servidor de Internet, así como almacenarlos en una base de datos y procesarlos por un motor de calculo 30 ejecutado desde un servidor de Internet, siendo los resultados facilitados al cliente por un servidor Web.