WO2016120502A1 - Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos - Google Patents

Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos Download PDF

Info

Publication number
WO2016120502A1
WO2016120502A1 PCT/ES2015/070064 ES2015070064W WO2016120502A1 WO 2016120502 A1 WO2016120502 A1 WO 2016120502A1 ES 2015070064 W ES2015070064 W ES 2015070064W WO 2016120502 A1 WO2016120502 A1 WO 2016120502A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
irradiance
stage
systems
photovoltaic systems
power
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/ES2015/070064
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Luis NARVARTE FERNÁNDEZ
Eduardo Lorenzo Pigueiras
Luis Marroyo Palomo
Javier Marcos Alvarez
Miguel GARCÍA SOLANO
Iñigo De La Parra Laita
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Universidad Politecnica de Madrid
Universidad Publica de Navarra
Original Assignee
Universidad Politecnica de Madrid
Universidad Publica de Navarra
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Universidad Politecnica de Madrid, Universidad Publica de Navarra filed Critical Universidad Politecnica de Madrid
Priority to PCT/ES2015/070064 priority Critical patent/WO2016120502A1/es
Publication of WO2016120502A1 publication Critical patent/WO2016120502A1/es
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01W—METEOROLOGY
    • G01W1/00—Meteorology
    • G01W1/12—Sunshine duration recorders
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/66—Regulating electric power
    • G05F1/67—Regulating electric power to the maximum power available from a generator, e.g. from solar cell
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention can be included in the technical field of procedures for calculating the power generated by power plants based on intermittent sources of energy.
  • the object of the present invention is to provide a method of calculating the power generated by a set of photovoltaic (PV) systems dispersed in the same climatic region from only irradiance data incident at one point, faithfully reproducing the dynamics in the power generated by the set of PV systems in all relevant parameters for the operator of the electrical system (transport and / or distribution), thus being able to check the robustness of the network in terms of voltage and frequency without the need for monitoring and / or telemetry of PV systems.
  • PV photovoltaic
  • Photovoltaic solar energy produces, depending on the global radiation available, which depends, for a given location, on the day of the year and time of day, but also on weather effects such as clouds or aerosols at the specific location of the PV panels.
  • the cloudiness is complex to predict and rapid in its effects so it can produce fluctuations in the production of photovoltaic plants that create problems in the stability of the electrical system.
  • the operators of the electrical system, both distribution and transport need to emulate and analyze the effect of power fluctuations generated by PV systems in the electricity grid. In this way, they can check if there are risks to the stability and quality of the electricity supply in different scenarios of photovoltaic penetration.
  • obtaining time series of power generated by a set of PV systems either in real time or past, is very expensive. It is not only necessary to install a measuring device in each of the systems, but devices that guarantee synchrony between all the measurements, to register the generation as it happens in reality.
  • a simpler first option is to record the irradiance at one point and consider its dynamics equal to the power dynamics of the PV system or grouping of PV systems.
  • power fluctuations are attenuated with respect to irradiance.
  • the first is the size of the photovoltaic system: the fluctuations are attenuated proportionally to the square root of the surface, that is, for the same temporary observation window, the larger the surface of the photovoltaic system, the lower the power fluctuations with respect to irradiance.
  • the second is the geographical dispersion: for the same photovoltaic power to be installed, the power fluctuations are smaller if that same power is distributed evenly in N systems, achieving a reduction in fluctuations proportional to the square root of N.
  • the first of these is the creation of networks of multiple synchronized sensors and averaging their measurements.
  • this network is an expensive and difficult technical implementation system.
  • it has been proposed to emulate the size attenuating effect by filtering the irradiance measurements, either by a window filter or by a low pass filter, where the cutoff frequency of both is adjusted to according to system size.
  • both methods are valid, they can only be applied for a single PV system.
  • emulators based on complex mathematical transforms (wavelet) can be found that allow characterizing the reduction of fluctuations in a dispersed PV system or system.
  • the emulator in addition to requiring the irradiance recorded at one point, needs for its configuration daily mathematical parameters such as cloud speed, which are not much less obvious, because they depend on the weather conditions of the specific day that is intended to emulate.
  • daily mathematical parameters such as cloud speed, which are not much less obvious, because they depend on the weather conditions of the specific day that is intended to emulate.
  • WVM Wavelet-Based Variability Model
  • the present invention solves the technical problem posed, by means of a method that provides the power that would generate a set of dispersed PV systems based solely on incident irradiance measurements at a given location.
  • the procedure is based on the two natural fluctuation mitigation mechanisms: surface and geographic dispersion.
  • the calculation of the generated power is carried out, in the process of the present invention, by a first stage composed of a transfer function that provides a power signal similar to that of a single PV system, by filtering the signal of irradiance in the plane of the PV generator, where the pole of the transfer function is proportional to the average surface occupied by each of the PV systems.
  • the next stage is composed of a transfer function that provides a power signal similar to that of a group of PV systems, where the zero of the transfer function is proportional to the number of grouped systems and the pole is a fixed value.
  • This transfer function simulates the attenuation by geographical dispersion
  • the signal obtained from this stage corresponds to the power generated simultaneously by the grouping of dispersed PV systems.
  • This artificially generated power profile faithfully reproduces the dynamic content that would have a real grouping formed of PV systems, even in daily parameters such as maximum fluctuation or the number of fluctuations that take place throughout the day. Both parameters are of great interest to the operators of the electrical system.
  • the source of input data to the procedure can be irradiance predicted by meteorological services instead of measurement.
  • the procedure is easily configurable, as it is defined with only two parameters: number of PV systems considered and their average surface area. In this way, you can adapt to any scenario which you want to carry out the procedure. DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
  • Figure 1. Shows a block diagram of the process of the invention according to a first preferred embodiment, in which part of the irradiance on the PV generator plane.
  • Figure 2. Shows a block diagram of the emulator of the invention according to a first preferred embodiment, in which part of the irradiance on the horizontal plane is started.
  • Figure 3. Shows an example of application of the process of the invention according to a first preferred embodiment of the proposed invention on an irradiance profile registered on March 26, 2013.
  • Figure 4.- Shows an example where the real production profile of 6 PV plants is compared on March 26, 2013 together with the production profile calculated according to the invention for the same day shown in Figure 3.
  • K is the energy gain of the PV system [m 2 ] and S the average surface area of the dispersed photovoltaic systems considered in the cluster.
  • N is the number of dispersed PV systems that are intended to simulate.
  • a procedure for emulating the power signal is contemplated, where the input irradiance to the emulator corresponds to the incident in the horizontal plane, whereby the procedure of the present invention it can comprise a previous stage of transformation of the irradiance in the horizontal plane to the plane of the photovoltaic generator applying the classical equations of solar energy.
  • the input signal to the emulator may be predicted irradiance in the plane of the PV generator over a given time horizon rather than recorded by measuring devices. In this case, the two main stages would also apply. If the predicted irradiance corresponds to the horizontal plane, again a previous stage would be needed to transform it into the plane of the PV generator.
  • Figure 3 shows an example of applying the preferred embodiment ( Figure 1), introducing an irradiance signal recorded on March 26, 2013 into the follower plane.
  • N 6 PV systems with an average surface S of 15 Ha.
  • the power signal corresponding to a PV system of that average surface is obtained.
  • this signal is introduced in the next filtering stage, corresponding to the attenuation by geographical dispersion.
  • the signal obtained PFV, N SS finally the power profile generated by a cluster of N PV systems, where its dynamic content is faithfully reproduced.
  • Figure 4 compares the power profile generated by the preferred embodiment of the invention ( Figure 3) against the actual production profile of a group of PV systems composed of 6 plants of 15 hectares of average surface area on March 26, 2013, checking the similarity between both.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Atmospheric Sciences (AREA)
  • Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
  • Ecology (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Photometry And Measurement Of Optical Pulse Characteristics (AREA)

Abstract

La presente invención se puede incluir en el campo técnico de los procedimientos para el cálculo de la potencia generada por centrales eléctricas basadas en fuentes intermitentes de energía, donde dicho procedimiento reproduce fielmente la dinámica en la potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos dispersos en todos los parámetros relevantes para el operador del sistema eléctrico (transporte y/o distribución), pudiendo de esta manera comprobar la robustez de la red en términos de tensión y frecuencia sin necesidad de monitorización y/o telemedidas de los sistemas FV,a partir de únicamente la irradiancia incidente en una localización, el número de sistemas fotovoltaicos comprendidos y la superficie media de los mismos.

Description

PROCEDIMIENTO Y SISTEMA EMULADOR DE POTENCIA GENERADA POR UN CONJUNTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DISTRIBUIDOS
D E S C R I P C I Ó N
OBJETO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se puede incluir en el campo técnico de los procedimientos para calcular la potencia generada por centrales eléctricas basadas en fuentes intermitentes de energía.
El objeto de la presente invención es proporcionar un procedimiento de cálculo de la potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos (FV) dispersos en una misma región climática a partir únicamente de datos de irradiancia incidente en un punto, reproduciendo fielmente la dinámica en la potencia generada por el conjunto de sistemas FV en todos los parámetros relevantes para el operador del sistema eléctrico (transporte y/o distribución), pudiendo de esta manera comprobar la robustez de la red en términos de tensión y frecuencia sin necesidad de monitorización y/o telemedidas de los sistemas FV.
ANTECEDENTES DE LA INVENCION
La energía solar fotovoltaica produce en función de la radiación global disponible, que depende, para una determinada ubicación, del día del año y hora del día, pero también de efectos meteorológicos como nubes o aerosoles en la ubicación concreta de los paneles FV.
La nubosidad es compleja de predecir y rápida en sus efectos por lo que puede producir fluctuaciones en la producción de las plantas fotovoltaicas que crean problemas en la estabilidad del sistema eléctrico. Al no poder preverlos, los operadores del sistema eléctrico, tanto de distribución como de transporte, necesitan emular y analizar el efecto de las fluctuaciones de potencia generada por sistemas FV en la red eléctrica. De esta manera, pueden comprobar si existen riesgos para la estabilidad y calidad del suministro eléctrico en distintos escenarios de penetración fotovoltaica. Sin embargo, la obtención de series temporales de potencia generada por un conjunto de sistemas FV, bien en tiempo real o pasadas, es muy costoso. No sólo se requiere instalar un equipo de medida en cada uno de los sistemas, sino dispositivos que garanticen la sincronía entre todas las medidas, para registrar la generación tal y como ocurre en la realidad.
Una primera opción más sencilla es registrar la irradiancia en un punto y considerar su dinámica igual a la dinámica de la potencia del sistema FV o agrupación de sistemas FV. Sin embargo, como han observado diversos estudios previos, las fluctuaciones de potencia se atenúan respecto a las de la irradiancia. En términos prácticos, son dos los mecanismos naturales que reducen las fluctuaciones. El primero es el tamaño del sistema fotovoltaico: las fluctuaciones se atenúan de manera proporcional a la raíz cuadrada de la superficie, es decir, para una misma ventana temporal de observación, cuanto mayor es la superficie del sistema fotovoltaico, menores son las fluctuaciones de potencia respecto a las de irradiancia. El segundo es la dispersión geográfica: para una misma potencia fotovoltaica a instalar, las fluctuaciones de potencia son menores si esa misma potencia se distribuye uniformemente en N sistemas, consiguiendo una reducción en las fluctuaciones proporcional a la raíz cuadrada de N.
Se conocen en el estado de la técnica estrategias para emular la potencia generada por agrupaciones de sistemas FV.
La primera de ellas es la creación de redes de múltiples sensores sincronizados y promediar sus medidas. Sin embargo, esta red es un sistema costoso y de difícil implementación técnica. Para la emulación de un solo sistema FV se ha propuesto emular el efecto atenuador del tamaño del mediante un filtrado de las medidas de irradiancia, bien por un filtro de ventana o por un filtro paso bajo, donde la frecuencia de corte de ambos se ajusta de acuerdo al tamaño del sistema. Aunque ambos métodos son válidos, sólo se pueden aplicar para un único sistema FV. Como un método más avanzado, se pueden encontrar emuladores basados en transformadas matemáticas complejas (wavelet) que permiten caracterizar la reducción de fluctuaciones en un sistema o conjunto de sistema FV dispersos. El emulador, además de requerir la irradiancia registrada en un punto, necesita para su configuración parámetros matemáticos diarios como la velocidad de las nubes, que no son ni mucho menos evidentes, por depender de las condiciones climáticas del día en concreto que se pretende emular. En tal sentido pueden citarse las siguientes referencias:
Kuszamaul, S.; Ellis, A.; Stein, J.; Johnson, L. Lanai High-Density Irradiance Sensor Network for characterizing solar resource variability of MW-scale PV system. 2010 35th IEEE Photovolt. Spec. Conf. 2010, 000283-000288.
Longhetto, A.; Elisei, G.; Giraud, C. Effect of correlations in time and spatial extent on performance of very large solar conversión systems. Sol. Energy
1989, 43, 77-84.
- Marcos, J.; Marroyo, L; Lorenzo, E.; Alvira, D.; Izco, E. From irradiance to output power fluctuations: the PV plant as a low pass filter. Prog. Photovoltaics Res. Appl. 201 1 , 19, 505-510.
- Lave, M.; Kleissl, J.; Stein, J. S. A Wavelet-Based Variability Model (WVM) for Solar PV Power Plants. IEEE Trans. Sustain. Energy 2013, 4, 501-509.
DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La presente invención resuelve el problema técnico planteado, mediante un procedimiento que proporciona la potencia que generaría un conjunto de sistemas FV dispersos basados únicamente en medidas de irradiancia incidente en una localización determinada. El procedimiento se basa en los dos mecanismos naturales de atenuación de fluctuaciones: superficie y dispersión geográfica.
El cálculo de la potencia generada se lleva a cabo, en el procedimiento de la presente invención, mediante una primera etapa compuesta por una función de transferencia que proporciona una señal de potencia similar a la de una única instalación FV, mediante un filtrado de la señal de irradiancia en el plano del generador FV, donde el polo de la función de transferencia es proporcional a la superficie media ocupada por cada uno de los sistemas FV. La siguiente etapa está compuesta por una función de transferencia que proporciona una señal de potencia similar a la de una agrupación de sistemas FV, donde el cero de la función de transferencia es proporcional al número de sistemas agrupados y el polo resulta un valor fijo. Esta función de transferencia simula la atenuación por dispersión geográfica Finalmente, la señal obtenida de esta etapa se corresponde con la potencia generada simultáneamente por la agrupación de sistemas FV dispersos. Este perfil de potencia generado artificialmente reproduce fielmente el contenido dinámico que tendría una agrupación real formado de sistemas FV, incluso en parámetros diarios como la fluctuación máxima o el número de fluctuaciones que tienen lugar a lo largo del día. Ambos parámetros son de gran interés para los operadores del sistema eléctrico.
Opcionalmente, la fuente de datos de entrada al procedimiento puede tratarse de irradiancia predicha por servicios meteorológicos en vez de medida. De esta manera se pueden generar perfiles de predicción de producción de generación fotovoltaica con un día o más de antelación. Esto conlleva un gran beneficio para el operador del sistema eléctrico, por permitirle programas las reservas de regulación necesarias con antelación, con el correspondiente beneficio económico. Asimismo, en el caso de contar con medidas o predicciones de irradiancia en el plano horizontal, basta con trasladarla mediante las ecuaciones clásicas al plano del generador. En ese caso el procedimiento necesitaría de una etapa adicional previa a la primera función de transferencia. Además el procedimiento es fácilmente configurable, por quedar definido con sólo dos parámetros: número de sistemas FV considerados y la superficie media de los mismos. De esta manera, se puede adaptar a cualquier escenario el cual se quiera llevar a cabo el procedimiento. DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Para complementar la descripción que se está realizando y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, de acuerdo con un ejemplo preferente de realización práctica de la misma, se acompaña como parte integrante de dicha descripción, un juego de dibujos en donde con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:
Figura 1.- Muestra un diagrama de bloques del procedimiento de la invención según un primer modo de realización preferente, en el cual se parte de la irradiancia sobre el plano del generador FV.
Figura 2.- Muestra un diagrama de bloques del emulador de la invención según un primer modo de realización preferente, en el cual se parte de la irradiancia sobre el plano horizontal.
Figura 3.- Muestra un ejemplo de aplicación del procedimiento de la invención según un primer modo de realización preferente de la invención propuesto sobre un perfil de irradiancia registrado el 26 de marzo de 2013.
Figura 4.- Muestra un ejemplo donde se compara el perfil de producción real de 6 centrales FV el 26 de marzo de 2013 junto con el perfil de producción calculado según la invención para ese mismo día mostrado en la Figura 3.
REALIZACIÓN PREFERENTE DE LA INVENCIÓN
Seguidamente se describe, con ayuda de las figuras 1 a 2 anteriormente referidas, una descripción en detalle de una realización preferente de la invención.
El procedimiento para el cálculo de perfiles de generación eléctrica por un conjunto de sistemas FV dispersos a partir de irradiancia incidente en un único punto se caracteriza por:
• una primera etapa de filtrado de la señal de irradiancia G mediante una función de transferencia, cuyo resultado es la potencia que generaría un único sistema FV PFVI1. Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es la siguiente:
Figure imgf000007_0001
donde K es la ganancia energética del sistema FV [m2] y S la superficie media de los sistemas fotovoltaicos dispersos considerados en la agrupación.
• una segunda etapa de filtrado de la señal de potencia PFV,i mediante una función de transferencia, cuyo resultado es la potencia que generarían N sistemas FV PFV,N- Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es la siguien
Figure imgf000008_0001
donde N es el número de sistemas FV dispersos que se pretenden simular.
Con esta combinación de etapas se obtiene un perfil de generación eléctrico PFV¡N cuyo contenido dinámico es similar al de una agrupación de sistemas fotovoltaicos, recogido en el esquema de la Figura 1.
Opcionalmente, tal y como se muestra en el esquema de la Figura 2, se contempla un procedimiento para la emulación de la señal de potencia, donde la irradiancia de entrada al emulador se corresponde con la incidente en el plano horizontal, por lo que el procedimiento de la presente invención puede comprender una etapa previa de transformación de la irradiancia en el plano horizontal al plano del generador fotovoltaico aplicando las ecuaciones clásicas de la energía solar. Opcionalmente, la señal de entrada al emulador puede tratarse de irradiancia predicha en el plano del generador FV en un horizonte temporal determinado en vez de registrada mediante dispositivos de medida. En este caso se aplicarían igualmente las dos etapas principales. Si la irradiancia predicha se corresponde al plano horizontal, nuevamente se necesitaría de una etapa previa para transformarla al plano del generador FV.
La decisión de elegir cualquiera de las alternativas descritas anteriormente se puede llevar a cabo en función de la aplicación concreta del procedimiento. La Figura 3 muestra un ejemplo de aplicar la realización preferente (Figura 1), introduciendo al procedimiento una señal de irradiancia registrada el 26 de marzo de 2013 en el plano del seguidor. El procedimiento en este caso está adaptado al comportamiento de N=6 sistemas FV con una superficie media S de 15 Ha. En la primera etapa se obtiene la señal de potencia correspondiente a un sistema FV de esa superficie media. Posteriormente, esta señal se introduce en la siguiente etapa de filtrado, correspondiente a la atenuación por dispersión geográfica. La señal obtenida PFV,N SS finalmente el perfil de potencia generada por una agrupación de N sistemas FV, donde su contenido dinámico queda fielmente reproducido.
La Figura 4 compara el perfil de potencia generado por la realización preferente de la invención (Figura 3) frente al perfil de producción real de una agrupación de sistemas FV compuestos por 6 centrales de 15 Ha de superficie media el 26 de marzo de 2013, comprobándose la similitud entre ambas.

Claims

R E I V I N D I C A C I O N E S
1.- Procedimiento implementado en ordenador para el cálculo de la potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos dispersos en una misma región climática, caracterizado por que partiendo de la irradiancia solar en un punto, se aplica a dicha irradiancia
1) una primera etapa de filtrado de la señal de irradiancia solar en un punto G mediante una función de transferencia, cuyo resultado es la potencia simulada que generaría un único sistema FV PFVI 1. Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es la siguiente:
Figure imgf000010_0001
donde K es la ganancia energética del sistema FV [m2] y S la superficie media de los sistemas fotovoltaicos dispersos considerados en la agrupación.
2) una segunda etapa de filtrado de la señal de potencia PFV,i mediante una función de transferencia, cuyo resultado es la potencia simulada que generarían N sistemas fotovoltaicos dispersos PFV,N- Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es
Figure imgf000010_0002
donde N es el número de sistemas FV dispersos que se pretenden simular.
2. - Procedimiento según reivindicación 1 caracterizado por que la irradiancia se toma como el valor predicho por de fuentes de predicción meteorológica o de medidas reales realizadas por dispositivos.
3. - Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende una etapa 0) previa a las dos etapas principales que consiste en transformar la irradiancia desde el plano generador fotovoltaico al plano horizontal.
4. Programa de ordenador adaptado para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos anteriores.
5. Sistema emulador adaptado para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos según las reivindicaciones 1-3 que comprende medios para tomar medidas de la irradiancia solar en un punto de un conjunto de sistemas fotovoltáicos y medios de ordenador adaptados para llevar a cabo las etapas 0), 1) y 2) del procedimiento.
PCT/ES2015/070064 2015-01-30 2015-01-30 Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos Ceased WO2016120502A1 (es)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/ES2015/070064 WO2016120502A1 (es) 2015-01-30 2015-01-30 Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/ES2015/070064 WO2016120502A1 (es) 2015-01-30 2015-01-30 Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016120502A1 true WO2016120502A1 (es) 2016-08-04

Family

ID=56542492

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/ES2015/070064 Ceased WO2016120502A1 (es) 2015-01-30 2015-01-30 Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2016120502A1 (es)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110276269A1 (en) * 2010-05-07 2011-11-10 Hummel Steven G Systems and methods for forecasting solar power
US20110282601A1 (en) * 2011-07-25 2011-11-17 Hoff Thomas E Computer-Implemented System And Method For Estimating Power Data For A Photovoltaic Power Generation Fleet
CN103208029A (zh) * 2013-03-11 2013-07-17 中国电力科学研究院 基于净空模型的光伏电站超短期功率预测方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110276269A1 (en) * 2010-05-07 2011-11-10 Hummel Steven G Systems and methods for forecasting solar power
US20110282601A1 (en) * 2011-07-25 2011-11-17 Hoff Thomas E Computer-Implemented System And Method For Estimating Power Data For A Photovoltaic Power Generation Fleet
CN103208029A (zh) * 2013-03-11 2013-07-17 中国电力科学研究院 基于净空模型的光伏电站超短期功率预测方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Xiao-Ge et al. Introduction of CMIP5 experiments carried out with the climate system models of Beijing Climate Center
Ding et al. Impact of the equatorial Atlantic on the El Niño southern oscillation
Déqué et al. An intercomparison of regional climate simulations for Europe: assessing uncertainties in model projections
Friend Parameterisation of a global daily weather generator for terrestrial ecosystem modelling
Qu et al. The strength of the tropical inversion and its response to climate change in 18 CMIP5 models
Connor et al. Modeling the ionosphere-thermosphere response to a geomagnetic storm using physics-based magnetospheric energy input: OpenGGCM-CTIM results
CN106557828A (zh) 一种长时间尺度光伏出力时间序列建模方法和装置
Kebede et al. An assessment of temperature and precipitation change projections using a regional and a global climate model for the Baro-Akobo Basin, Nile Basin, Ethiopia
Wu et al. Seasonal prediction of the East Asian summer monsoon with a partial-least square model
Hirsch et al. Impact of land surface initialization approach on subseasonal forecast skill: A regional analysis in the Southern Hemisphere
Abouali et al. A high performance GPU implementation of surface energy balance system (SEBS) based on CUDA-C
CN115733244A (zh) 一种区域电网数字孪生方法、系统及存储介质
CN106682260A (zh) 一种山火灾害发展趋势模拟预测方法及装置
Thual et al. Asymmetric intraseasonal events in the stochastic skeleton MJO model with seasonal cycle
Munkhammar et al. An autocorrelation-based copula model for generating realistic clear-sky index time-series
KR20240082165A (ko) 재생에너지 자원 시스템의 디지털트윈을 구축 및 운영하는 장치 및 방법
Sisodiya et al. Simulation of location-specific severe thunderstorm events using high resolution land data assimilation
Li et al. A new convective–stratiform rainfall separation scheme
WO2016120502A1 (es) Procedimiento y sistema emulador de potencia generada por un conjunto de sistemas fotovoltaicos distribuidos
Shore et al. Ionospheric midlatitude electric current density inferred from multiple magnetic satellites
da Cruz et al. Low-cost irrigation management system: improving data confidence through artificial intelligence
Rahimi et al. Quasi-Steady-State computation of voltage flicker with cloud motion simulator
Parkhomenko et al. Improved computing performance and load balancing of atmospheric general circulation model
CN104301150A (zh) 一种网络设备配置方法
Feroz et al. Forecasting of wind resources using the weather research and forecasting software

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15879769

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15879769

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1