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 P _FVI1 . Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es la siguiente:

donde K es la ganancia energética del sistema FV [m ² ] y S la superficie media de los sistemas fotovoltaicos dispersos considerados en la agrupación.

• una segunda etapa de filtrado de la señal de potencia P _FV ,i mediante una función de transferencia, cuyo resultado es la potencia que generarían N sistemas FV P _FV ,N- Concretamente, la expresión de esta etapa en el dominio de Laplace es la siguien

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 P _FV¡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.