ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL GESTIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS BASADAS EN EL INVERSOR USANDO SCADA

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1 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL GESTIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS BASADAS EN EL INVERSOR USANDO SCADA Autor: Pablo Herrada Maíz Director: Roberto Rodriguez Piñeiro Madrid Junio 2014

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3 Agradecimientos A mi familia por su apoyo constante durante toda la carrera. A mi novia por su paciencia durante los años de carrera. A mis compañeros de universidad y amigos por amenizar el camino. A Gestamp Solar y mis compañeros de trabajo por darme la oportunidad y enseñarme a disfrutar de la ingenieria.

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7 Gestión y optimización de plantas fotovoltaicas basadas en el inversor usando SCADA Autor: Pablo Herrada Maíz Director: Roberto Rodriguez Piñeiro Entidad colaboradora: Gestamp Solar RESUMEN DEL PROYECTO Introducción El objeto de este proyecto es el mantenimiento y optimización de las plantas fotovoltaicas, determinando que procesos a seguir para la mejora de las condiciones de funcionamiento y elaborando protocolos de actuación para la detección de problemas. Los objetivos de este proyecto son: - La comprensión del funcionamiento de las plantas fotovoltaicas y todos los equipos involucrados en la producción de energía fotovoltaica. - Determinar los efectos medioambientales en los equipos y los problemas que causan en el funcionamiento de los mismos. - El desarrollo de protocolos de identificación de problemas y la eliminación de los mismos teniendo en cuenta el funcionamiento de paneles, stringbox, analizadores y contadores y su interacción con el inversor.

8 Motivación La motivación del proyecto es la mejora de producción en plantas fotovoltaicas, cuyo crecimiento se encuentra en auge durante la última década, ya que las plantas fotovoltaicas son en gran medida productos financieros en los que pequeños porcentajes de mejora suponen aumentos de rentabilidad de inversión en proyectos de grandes cantidades de dinero. Metodología Mediante la lectura de los manuales de los distintos equipos instalados en las plantas fotovoltaicas se ha identificado qué factores y parámetros afectan a la producción de energía de la planta y que pueden obtenerse, teniendo en cuenta su localización en la planta y en el proceso de la producción energética así como los errores en las medidas. De esta manera se ha procedido a estudiar el funcionamiento de las plantas para las distintas épocas del año utilizando el software de monitorización SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) mediante la observación de los datos disponibles recogidos en la base de datos por los distintos equipos en diferentes plantas localizadas en distinto países y continentes. Gracias a la comprensión de los distintos equipos se ha calculado de qué manera están afectando los distintos factores a la producción ya sea en forma de caídas puntuales o reducción constante de la producción. Se ha identificado la raíz del problema, medido el efecto causado así como la solución posible para la reducción máxima del mismo en la medida de lo posible. Para ello se han utilizado modelados de funcionamiento en función de las condiciones usando hojas de cálculo para la comparación con los datos recogidos y los datos esperados.

9 Por último se han desarrollado estudios de identificación y eliminación de problemas. Se han usado los recursos siguientes: -Software de monitorización SCADA -Hojas de cálculo del paquete MS Excel -Manuales proporcionados por los fabricantes de los distintos equipos así como estudios previos a la construcción de la planta. Resultados y conclusiones Existen varios tipos de problemas en las plantas fotovoltaicas que sin un equipo de operación y mantenimiento supondrían unas pérdidas considerables de rendimiento. Para llevar a cabo este trabajo es necesario el uso de programas de monitorización, y la recogida de datos para identificar problemas en el futuro. El estudio de inversores se realizó también con las medidas del inversor pero los resultados eran incoherentes, por lo que se concluye que la aparamenta ideal para los estudios de inversor son los analizadores para CC y los contadores para CA. Al medir el error en base al contador las diferencias medidas han sido muy grandes. El contador tiene también un +-1% de error en su medida por lo que se dificulta el cálculo de las perdidas exactas. Si bien la precisión en la medida puede facilitar el trabajo, al tratarse de tareas de mantenimiento, no es esencial ya que lo que se busca es localizar los fallos y averías para poderlos corregir y ha quedado demostrado al haber logrado identificar los problemas. El conocimiento de los funcionamientos de los equipos facilita enormemente el análisis de los problemas. También es importante conocer los distintos tipos de pérdidas que se dan en

10 una planta para tenerlas en cuenta cuando se desee encontrar funcionamientos anómalos que no haya sido posible localizar mediante el uso de alarmas. Teniendo en cuenta cada tipo de pérdida es posible identificar de manera aproximada donde se encuentra el problema como se ha demostrado en el problema de limpieza y en el problema de regulación. Para verificar la regulación es necesario conocer los datos de panel y usar un modelo fiable. El modelo utilizado no era fiable a bajas radiaciones, pero como se había identificado el problema para radiaciones altas, el modelo ha funcionado correctamente y ha permitido identificar el problema de regulación en el inversor. Gracias a la monitorización de otros parámetros ha sido posible identificar la relación del mal funcionamiento con la temperatura del inversor.

11 Nº de puestas en defensa En el estudio de arranque de inversores se ha observado una relación directa entre la radiación de arranque y el número de entradas en defensa. 25 Mediana arranque frente a puestas en defensa INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 0 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 Radiación de arranque (W/m2) Y además se ha estimado que las pérdidas por estas entradas en defensa son algo mayores a las perdidas si todos los inversores hubiesen arrancado a 30W/m2 sin ninguna entrada en defensa. Por ello se puede concluir que es mejor tener un valor de tensión de arranque mayor si el inversor tiene muchas entradas en defensa ya que esto aumentara la vida útil del inversor y las pérdidas de radiación pueden ser mayores incluso de esta manera que con un valor de arranque más alto.

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13 Management and optimisation of photovoltaic power plants based on the inverter using SCADA Author: Pablo Herrada Maíz Director: Roberto Rodriguez Piñeiro Collaborating organisation: Gestamp Solar ABSTRACT Introduction This aim of this project, as part of Operation and Management of PV plants, is to establish what process to follow in order to improve the plants working conditions and developing protocols for problem detection and elimination. The goals of this project are: - To understand PV plants and all equipment involved in power generation. - To determine the effect of environmental conditions on the equipment and the problems they cause. - To establish protocols for problem detection and elimination taking into account the operating conditions of modules, stringbox, analysers, power meters and their interaction with the inverter. Motivation The motivation of this project is the improvement of the power generation in PV plants, as their growth has continuously increased during the past decade and because PV plants are commonly used as financial products in which a small increase in efficiency means an increase in profitability of investments of large amounts of money.

14 Methodology Through the study of the of the different equipment manuals installed in PV plants, the main factors and parameters that affect the power generation have been identified, taking into account the location of the equipment in the plant and in the process of power generation as well as their measures errors. Thus I proceeded to study the operation of plants for different seasons using the monitoring software SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) by observing the available data collected in the database by different equipment located in different plants in different countries and continents. By understanding the different equipment I calculated how the various factors are affecting the power generation, in the form of occasional failures or continuous reduction of the power generation. I have identified the issue of the problem, measured its effect as well as the best available solution for reducing the effect as much as possible. For this purpose I have used models dependent on operating conditions using spreadsheets for comparison with the data collected and the expected data. Finally, studies have been developed for the identification and elimination of problems. The following resources have been used: -SCADA-monitoring software -Spreadsheets MS Excel package -Manuals provided by the manufacturers of the various teams as well as pre-construction plant studies.

15 Results and conclusions There are several types of problems in PV plants that without the operation and maintenance team would involve considerable efficiency losses. To carry out this job it is necessary to use monitoring software and to collect data in order to identify problems in the future. The study was also conducted with inverter measures investor but the results were inconsistent, so it was concluded that the ideal equipment for inverter studies are analyzers for DC and power meters for A. When measuring the error based on the power meters the difference in measures were very large. The counter also has a ± 1% error in its measures so it is difficult to calculate the exact amount of loss. Although the measurement accuracy can ease the analysis, as this is maintenance it is not essential because what is sought is to locate faults and defects so that they can be corrected and it has been proved that it is still possible to identify the issues. Knowledge of the operation of the equipment greatly facilitates the analysis of problems. It is also important to know the different types of losses that occur in a plant to take them into account when you want to find malfunctions that have not been possible to locate by using alarms. Considering each type of loss you can identify roughly where the problem is as demonstrated in the cleaning problem and the problem of voltage regulation. To verify regulation it is necessary to know the data panel and to use a reliable model.

16 The model used was unreliable at low radiation, but as the problem was identified for high radiation, the model has worked well and has identified the problem of regulation in the inverter. Thanks to the monitoring of other parameters it has been possible to identify the relationship between the malfunctioning and the inverter temperature. In the inverter start up study it is possible to observe a direct relationship between the start-up radiation and the activation of the defence mechanism of the inverter.

17 Number of activations Median Start-up radiation vs activations of defence mechanisms INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 0 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 Start-up radiation (W/m2) Furthermore the estimated losses caused by the activation of the defence mechanism are higher than the loss of power generation that would have occurred if the inverters had started at 30W/m2 considering no activations of the defence mechanism. Therefore it can be concluded that it is better to have a higher start up voltage if the inverter has many defence mechanism activations as this will increase the life of the inverter and radiation losses can be even higher than having a higher start-up voltage if this is not changed.

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19 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA Desarrollo de la energía fotovoltaica Potencia instalada a escala mundial Desarrollo del mercado global Desarrollo del mercado europeo Desarrollo del mercado español Situación actual en Europa Futuro de la energía solar fotovoltaica DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA Módulos Características de los módulos Circuito equivalente Seguidores solares Ángulo solar Modelo de irradiación Configuraciones de seguidores solares Algoritmo de retroseguimiento Cajas de primer nivel Cajas de segundo nivel Inversores Seguimiento del punto de máxima potencia Rendimiento Parámetros Configuraciones Diagrama de estados de inversor Transformadores Subestación Estación meteorológica PÉRDIDAS EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA Performance Ratio Pérdidas angulares y de espectro Pérdidas por sombreado... 31

20 Pérdidas por suciedad Pérdidas por temperatura Pérdidas debidas al nivel de irradiación Pérdidas de mismatch Pérdidas óhmicas a baja tensión Pérdidas del inversor Pérdidas del de transformación en el cableado de media y alta tensión Disponibilidad MANTENIMIENTO DE PLANTAS Mantenimiento correctivo Mantenimiento predictivo Mantenimiento preventivo Plan Anual de Mantenimiento SISTEMA DE MONITORIZACIÓN E IDENTIFICACIÓN DE ALARMAS Monitorización Sistema de alarmas Alarma por posible parada de planta Alarma por fallo de comunicaciones de estación meteorológica Análisis de alarma por posible parada de planta Pre alarma nivel de batería Alarma por nivel de batería Alarma de cero producción de inversor Alarma de fallo de inversor Análisis de alarma de cero producción inversor Alarma de desviación de seguidor Análisis de alarma de desviación de seguimiento Alarma de fallo en stringbox Análisis de alarma de fallo en stringbox ESTUDIOS BASADOS EN EL RENDIMIENTO DE LAS PLANTAS Y LOS EQUIPOS Informe PR Cálculo del PR Producción Radiación Ganancia... 76

21 6.1.5 Suciedad Incidencias Radiación corregida PR corregido Degradación PR como herramienta de identificación de problemas Estudio detallado de inversor Comparación de eficiencia de la potencia de entrada al inversor para los distintos valores de radiación en el inversor Comparación de eficiencia de la potencia de entrada al inversor para los distintos valores de radiación en el inversor Comprobación de regulación de inversor en inversor Comprobación de regulación de inversor en inversor Rendimiento de seguimiento del MPP Perdida de potencia de entrada al inversor por temperatura Rendimiento en inversores Perdida en CC(DC) Error en medidas de inversor Estudio de regulación CONCLUSIONES ANEXOS ANEXO 1: Estudio de arranque de inversores ANEXO 2: Código de macro de radiación corregida ANEXO 3: Instrucciones de uso para la radiación corregida REFERENCIAS

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23 ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1.1 POTENCIA INSTALADA TOTAL A ESCALA MUNDIAL (EPIA)... 1 FIGURA 1.2 MAPA DE POTENCIA INSTALADA Y RADIACIÓN (EPIA)... 2 FIGURA 1.3 POTENCIA INSTALADA ANUAL A ESCALA MUNDIAL (EPIA)... 3 FIGURA 1.4 POTENCIA INSTALADA ANUAL A ESCALA EUROPEA (EPIA)... 4 FIGURA 1.5 POTENCIA INSTALA TOTAL A ESCALA EUROPEA (EPIA)... 5 FIGURA 1.6 REPARTO DEL MERCADO EN EUROPA EN EL AÑO 2013 (EPIA)... 6 FIGURA 2.1 CONVERSIÓN A ENERGÍA EN LA CÉLULA (GEST13)... 7 FIGURA 2.2 CURVA I-V CARACTERÍSTICA (GEST13) FIGURA 2.3 EFECTOS DE TEMPERATURA Y RADIACIÓN EN CURVA I-V (GEST13) FIGURA 2.4 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CÉLULA (WEID13) FIGURA 2.5 CURVA I-V REAL A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN FIGURA 2.6 ÁNGULOS SOLARES FIGURA 2.7 ELEVACIÓN, ZENIT Y AZIMUT FIGURA 2.8 CONFIGURACIÓN DE SEGUIMIENTO SOLAR ES UN SOLO EJE HORIZONTAL FIGURA 2.9 CONFIGURACIÓN UN SOLO EJE VERTICAL FIGURA 2.10 SISTEMA DE UN SOLO EJE QUE GIRA ALREDEDOR DE UN EJE INCLINADO FIGURA 2.11 SISTEMA DE DOBLE EJE FIGURA 2.12 SISTEMA DE UN EJE SIN RETROSEGUIMIENTO CON UN ÁNGULO SOLAR BAJO (LAUR11) FIGURA 2.13 SISTEMA DE UN EJE CON RETROSEGUIMIENTO CON UN ÁNGULO SOLAR BAJO (LAUR11) FIGURA 2.14 CAJAS DE PRIMER NIVEL (GEST13) FIGURA 2.15 CAJAS DE SEGUNDO NIVEL (GEST13) FIGURA 2.16 EFECTO DE CAMBIOS DE RADIACIÓN EN SEGUIMIENTO DE MPP (DEZS13) FIGURA 2.17 CURVA DE RENDIMIENTO DE INVERSOR(GEST13) FIGURA 2.18 EJEMPLO DE UN INVERSOR DE 680KW CON CUATRO MÓDULOS DE INVERSOR DE 170KW(GEST13) FIGURA 2.19 DIAGRAMA DE ESTADOS DE INVERSOR(GEST13) FIGURA 4.1 PUNTO CALIENTE (GEST13) FIGURA 4.2 YELLOWING (GEST13) FIGURA 4.3 BLACK LINES (GEST13) FIGURA 4.4 BURBUJAS(GEST13) FIGURA 4.5 TERMOGRAFIADO DE BURBUJAS (GEST13) FIGURA 4.6 APRIETE DE AJUSTES (GEST13) FIGURA 4.7 CONDENSACIÓN (GEST13) FIGURA 4.8 OXIDACIÓN EN TORNILLERÍA (GEST13) FIGURA 4.9 IGBT(GEST13) FIGURA 4.10 FALLO DE RELÉS(GEST13) FIGURA 4.11 DESCARGADORES DAÑADOS(GEST13) FIGURA 4.12 APRIETE DE TORNILLERÍA EN TRANSFORMADORES(GEST13) FIGURA 4.13 POROS EN CARCASA DE TRANSFORMADOR(GEST13) FIGURA 5.1 ALARMAS DE POSIBLE PARADA DE PLANTA Y FALLO DE COMUNICACIONES FIGURA 5.2 ALARMAS DE POSIBLE PARADA DE PLANTA

24 FIGURA 5.3 CURVAS DE POTENCIA, ENERGÍA Y RADIACIÓN DE PLANTA FIGURA 5.4 CURVAS DE POTENCIA, ENERGÍA Y RADIACIÓN DE PLANTA FIGURA 5.5 ALARMAS DE CERO PRODUCCIÓN FIGURA 5.6 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 2 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.7 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 3 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.8 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 4 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.9 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 6 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.10 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 9 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.11 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 11 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.12 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 12 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.13 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 13 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.14 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 14 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.15 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 15 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.16 CURVAS DE POTENCIA Y RADIACIÓN, ESTUDIO DE ARRANQUES, 19 DE NOVIEMBRE FIGURA 5.17 POTENCIA INSTALADA POR INVERSOR FIGURA 5.18 PORCENTAJE DE RADIACIÓN PERDIDA SOBRE LA TOTAL DEL PERIODO FIGURA 5.19 MEDIANA DEL VALOR DE ARRANQUE FRENTE A PUESTAS EN DEFENSA FIGURA 5.20 PERCENTIL 75 DEL VALOR DE ARRANQUE FRENTE A PUESTAS EN DEFENSA FIGURA 5.21 ALARMAS DE DESVIACIÓN DE SEGUIDOR FIGURA 5.22 CURVAS DE POSICIÓN DE SEGUIDOR, VELOCIDAD DE VIENTO Y RADIACIÓN FIGURA 5.23 CURVAS DE POSICIÓN DE SEGUIDOR, VELOCIDAD DE VIENTO, RADIACIÓN Y HORA DEL SEGUIDOR FIGURA 5.24 ALARMAS DE FALLO DE STRINGBOX FIGURA 5.25 CURVAS DE POSICIÓN DE SEGUIDOR, VELOCIDAD DE VIENTO, RADIACIÓN Y HORA DEL SEGUIDOR FIGURA 6.1 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE ALMACENAMIENTO DE DATOS FIGURA 6.2 CURVAS DE RADIACIÓN, PR COMO HERRAMIENTA DE ANÁLISIS FIGURA 6.3 CURVAS DE POTENCIA LIMITADA FIGURA 6.4 RELACIÓN POTENCIA CC FRENTE A POTENCIA CC MÁXIMA, INV FIGURA 6.5 TEMPERATURA DE LA CÉLULA FRENTE A RADIACIÓN FIGURA 6.6 RELACIÓN POTENCIA CC FRENTE A POTENCIA CC MÁXIMA CORREGIDA POR TEMPERATURA, INV FIGURA 6.7 PARÁMETROS UTILIZADOS DE LA FICHA TÉCNICA DE LOS MÓDULOS PARA LA CORRECCIÓN DE LA POTENCIA POR TEMPERATURA FIGURA 6.8 PARÁMETROS UTILIZADOS DE LA FICHA TÉCNICA DE LOS MÓDULOS PARA LA CORRECCIÓN DE LA TENSIÓN POR TEMPERATURA FIGURA 6.9 TENSIÓN REAL FRENTE A TENSIÓN TEÓRICA. INVERSOR FIGURA 6.10 TENSIÓN Y POTENCIA REALES FRENTE A TENSIÓN Y POTENCIA TEÓRICAS. INVERSOR FIGURA 6.11 TENSIÓN REAL FRENTE A TENSIÓN TEÓRICA. INVERSOR FIGURA 6.12 TENSIÓN Y POTENCIA REALES FRENTE A TENSIÓN Y POTENCIA TEÓRICAS. INVERSOR FIGURA 6.13 EVOLUCIÓN DEL PR DIARIO FIGURA 6.14 LIMPIEZA PROGRAMADA DEL PLAN PREVENTIVO FIGURA 6.15 POTENCIA DE ANALIZADOR FRENTE A POTENCIA DE INVERSOR FIGURA 6.16 PR POR INVERSOR PARA DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN FIGURA 6.17 PR CORREGIDO POR TEMPERATURA POR INVERSOR PARA DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN FIGURA 6.18 CURVAS DE REGULACIÓN REAL FRENTE A ESPERADA Y TEMPERATURA DE INVERSOR FIGURA 6.19 CURVAS DE REGULACIÓN

25 ÍNDICE DE TABLAS TABLA 5.1 RADIACIONES PERDIDAS Y APROVECHADAS POR INVERSOR REFERENCIADAS AL FILTRO DE PR TABLA 6.1 PR POR INVERSOR EN PLANTA TABLA 6.2 PR POR INVERSOR TENIENDO EN CUENTA PARADAS Y POTENCIA LIMITADA TABLA 6.3 MUESTRAS DE POTENCIA A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN (MÁX 1200W/M2). INVERSOR TABLA 6.4 MUESTRAS DE POTENCIA A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN (MÁX 1000W/M2). INVERSOR TABLA 6.5 MUESTRAS DE POTENCIA A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN CORREGIDAS POR TEMPERATURA (MÁX 1000W/M2). INVERSOR TABLA 6.6 MUESTRAS DE POTENCIA A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN (MÁX 1000W/M2). INVERSOR TABLA 6.7 MUESTRAS DE POTENCIA A DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN CORREGIDAS POR TEMPERATURA (MÁX 1000W/M2). INVERSOR TABLA 6.8 RENDIMIENTO DE INVERSORES DE TODA LA PLANTA TABLA 6.9 PÉRDIDAS TEÓRICAS DE LA PLANTA TABLA 6.10 PÉRDIDAS HASTA EL INVERSOR TABLA 6.11 PERIODOS Y SUMATORIO DE RADIACIONES PARA DISTINTOS NIVELES DE RADIACIÓN

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27 Capítulo 1 1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA 1.1. Desarrollo de la energía fotovoltaica El mercado de la energía fotovoltaica ha aumentado considerablemente durante la última década a pesar de la crisis económica. La energía fotovoltaica se está convirtiendo en una de las mayores fuentes de energía en el mundo (EPIA13) Potencia instalada a escala mundial A finales de 2009 la potencia instalada total de energía fotovoltaica superaba los 23 GW. Un año más tarde alcanzaba los 40,3 GW y a finales de 2011 era 70,5 GW. En el año 2012 se superó la barrera de los 100 GW y en 2013, se alcanzaron los 138,9 GW, una cantidad suficiente para generar al menos 160 TWh al año, energía suficiente para alimentar a 45 millones de viviendas en Europa. Figura 1.1 Potencia instalada total a escala mundial (EPIA) 1

28 La energía instalada en Europa representa el 59% de la potencia instalada total en el mundo, valor que ha disminuido durante los últimos años ya que los países asiáticos han comenzado a explotar su potencial. Aun así quedan países muy grandes como EEUU e India que apenas aprovechan una pequeña parte de su enorme potencial. La potencia instalada fuera de Europa se dobló del año 2012 al año 2013 (EPIA13). Figura 1.2 Mapa de potencia instalada y radiación (EPIA) 1.3. Desarrollo del mercado global El mercado global retomo su crecimiento hasta los 38 GW después de estancarse en el año 2012 en la instalación de 30 GW por año. Como se puede ver en la figura 3 Europa alcanzó los niveles más altos en el año 2011 debido a la dificultad de igualar los increíbles resultados de años anteriores en 2012 y 2013, ya que a pesar de ello es la segunda región que más potencia ha instalado. China se convierte por primera vez en el líder en instalaciones fotovoltaicas con 11,8 GW, quedando por detrás Japón con 6,9 GW y EEUU con 4,8 GW. Tanto las Américas como Asia han aumentado considerablemente su potencia instalada anual(epia13). 2

29 Figura 1.3 Potencia instalada anual a escala mundial (EPIA) 1.4. Desarrollo del mercado europeo El creciente desarrollo de la energía fotovoltaica en Europa fue el resultado de que unos pocos países tomasen la iniciativa, países como Alemania que muestran un compromiso continuo con la energía fotovoltaica. Después del boom en España en 2008, Alemania tomo el liderazgo siendo la razón única del creciente desarrollo a nivel Europeo. La combinación del compromiso alemán y el boom en Italia supusieron el pico de potencia instalada anual a nivel europeo. La caída de la instalación en ambos países durante 2012 y 2013 supuso la caída de la potencia instalada a nivel europeo. Rumania y Grecia compensan la caída de los últimos años aunque con cierta incertidumbre debido a las circunstancias políticas. Otro país en el que ha crecido el desarrollo de manera estable durante los últimos años es Reino Unido (EPIA13). 3

30 Figura 1.4 Potencia instalada anual a escala europea (EPIA) 1.5. Desarrollo del mercado español Como se puede ver en la figura 1.4 España la potencia instalada comenzó a crecer en 2006, hasta alcanzarse el boom del 2008 debido a las regulaciones del gobierno. Después del 2008 se paró la instalación de plantas fotovoltaicas y se ha mantenido en niveles muy bajos debido a la incertidumbre política en el sector energético. Sin embargo el boom en el 2008 permitió el crecimiento de empresas españolas en el sector que han expandido su actividad a todos los continentes. 4

31 Figura 1.5 Potencia instala total a escala europea (EPIA) Al ser uno de los primeros países en desarrollar la energía fotovoltaica en Europa ha mantenido la segunda posición en cuanto a potencia instalada total hasta el año 2011 en la que tras el boom italiano ha sido relegada a tercera posición. La potencia instalada actual en España es 5,34 GW frente a los 17,93GW en Italia y los 35,72GW instalados en Alemania(EPIA13) Situación actual en Europa El declive en potencia instalada a nivel europeo esconde realidades muy distintas puesto que la evolución en cada país ha sido muy distinta. Estando el precio de las instalaciones fotovoltaicas ahora por debajo del precio de mercado de la energía, al menos en los sectores residenciales y comerciales en Alemania e Italia, podría fomentar el desarrollo del autoconsumo. Sin embargo la competitividad de las instalaciones fotovoltaicas no depende solo de la capacidad de reducir las facturas eléctricas sino también de la posibilidad de vender el exceso de producción a otros mercados. Este aspecto ha quedado muy afectado en el año 2013 al haber varios países retractándose de sus compromisos con la energía fotovoltaica, con medidas disuasorias que afectan a constructores y consumidores, en España, o aumentando los costes de red para las instalaciones fotovoltaicas, en Bulgaria y Bélgica. Además varios países han tomado medidas retrospectivas que han reducido la viabilidad 5

32 económica de la plantas ya existentes (España, Republica Checa, Grecia ), dañando el atractivo de la fotovoltaica como inversión a largo plazo. Por primera vez en años, las instalaciones en Alemania han bajado de unos valores estables de 7,4-7,6 GW a 3,3 GW. Reino Unido ha tenido un año record al instalar 1,5 GW y ser el segundo país en instalación de energía fotovoltaica en 2013 por encima de Italia(EPIA13). Figura 1.6 Reparto del mercado en Europa en el año 2013 (EPIA) 1.7. Futuro de la energía solar fotovoltaica El futuro a nivel europeo es incierto para los años venideros. El drástico descenso en las programas de incentivos para la energía fotovoltaica causara el descenso de algunos mercados en 2014, con un número limitado de mercados emergentes que podría reducir una caída mayor del mercado. Por el otro lado el panorama a nivel mundial es muy diferente, se espera que continúe el crecimiento de la energía fotovoltaica. El mayor crecimiento se espera que continúe en China y en el Sudeste asiático en general, seguido de Sudamérica, Oriente Medio, África y la India. El potencial de la energía fotovoltaica de los países en las zonas cercanas al ecuador, donde la energía fotovoltaica puede competir con los generadores diesel en generación de picos de potencia sin ayudas financieras, se estima en el rango de 60 a 250 GW en el año 2020, y de 260 a 1100 GW en el año 2030 y con la rápida caída de los precios de la tecnología fotovoltaica, más países verán la fotovoltaica como una fuente competitiva de energía antes del final de esta década(epia13). 6

33 Capítulo 2 2. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA 2.1 Módulos Los módulos fotovoltaicos tienen la función de transformar la energía solar en forma de radiación electromagnética en electricidad por medio del efecto fotoeléctrico. Está compuesto por un conjunto de unidades independientes, denominadas células fotovoltaicas, conectadas en grupos serie-paralelo dispuestos de tal forma que ofrezcan las características tensión-intensidad requeridas por la aplicación para la que se dimensionan. Figura 2.1 Conversión a energía en la célula (GEST13) Las células fotovoltaicas se fabrican de materiales con los que se puede conseguir el efecto fotoeléctrico. La mayor parte de las células se fabrican actualmente de silicio. Éstas células de silicio pueden ser de tres tipos, amorfas, monocristalinas o policristalinas. Se diferencian en la forma en la que los átomos de silicio están distribuidos, es decir, en la estructura cristalina. Estas diferencias producen cambios en la eficiencia de la célula. Definiendo dicha eficiencia como el porcentaje de energía solar que es transformado en energía eléctrica. 7

34 Existe una relación directa entre la eficiencia y el coste de fabricación de la célula fotovoltaica, siendo las de mayor eficiencia y coste de producción las del silicio monocristalino y policristalino respectivamente, y la menor la del silicio con estructura amorfa. La cubierta frontal ha de poseer una elevada transmisión en el rango de longitudes de onda que pueden ser aprovechadas por la célula solar (entre 350 y nm en el caso de células de silicio), y una baja reflexión de la superficie frontal, para aprovechar al máximo la energía solar incidente. Además, el material ha de ser impermeable al agua, deberá tener una buena resistencia al impacto, mantenerse estable frente a la exposición prolongada de rayos UV y contar con baja resistividad térmica. Si se diera el caso de que penetrara el agua en el interior del módulo, ésta corroería los contactos metálicos contribuyendo a reducir drásticamente la vida útil del módulo. En la mayoría de los módulos la superficie frontal actúa proporcionando rigidez y dureza mecánica al mismo. Los materiales más utilizados para la cubierta frontal son acrílicos, polímeros y cristal. Sin embargo, debido a su bajo coste, elevada transparencia y estabilidad, impermeabilidad y buenas propiedades de autolimpiado, el cristal templado con bajo contenido en hierro suele ser el más utilizado. Para adherir las células solares entre sí y las superficies frontales y posteriores del módulo, se utiliza habitualmente un encapsulante denominado EVA (etil-vinil-acetato). En general el encapsulante debe ser impermeable y resistente a la fatiga térmica y la abrasión. En cuanto a la cubierta posterior del módulo, ésta debe ser impermeable y con baja resistencia térmica. Normalmente se utiliza una película de Tedlar adosada a toda la superficie del módulo, aunque también existen modelos que emplean una nueva capa de Tedlar y un segundo vidrio. La vida útil de un módulo fotovoltaico debe ser superior a 30 años, y el sistema debe ser fiable en todas las condiciones climatológicas. Esta fiabilidad se comprueba mediante ensayos donde se someten a los módulos a diversas pruebas físicas y eléctricas para calificar sus características. 8

35 Existen normativas nacionales e internacionales que no son de obligado cumplimiento pero que garantizan una excelente vida útil. Además, algunos fabricantes también poseen sus propios sistemas de garantía de calidad. Las características de los paneles están recogidas en la norma IEC Entidades como TÜV validan los procesos de fabricación y los productos finales de los fabricantes de panel. No se instala ningún panel que no cumpla el IEC Pese a que existen pocas plantas fotovoltaicas que lleven 30 o más años en funcionamiento, las pruebas a las que se somete a los módulos simulan la radiación equivalente que obtendrían a lo largo de 30 años de operación. Además, tal y como se concluye en (NREL02) la duración de la vida útil de los módulos es mayor de la esperada y su degradación menor en muchos casos Características de los módulos Una célula solar fotovoltaica, un módulo fotovoltaico, o un generador fotovoltaico, pueden caracterizarse por un circuito eléctrico equivalente y por una curva I-V, variable en función de las condiciones ambientales de irradiancia incidente y temperatura de operación. Siendo los datos eléctricos característicos de los módulos: Potencia máxima Tolerancia de salida Corriente a máxima potencia (Imp) Tensión a máxima potencia (Vpm) Tensión circuito abierto (Voc) Intensidad de cortocircuito (Isc) Fill Factor 9

36 Figura 2.2 Curva I-V característica (GEST13) Normalmente los parámetros característicos tanto de las células como de los módulos y, por consiguiente, del generador fotovoltaico se dan en unas determinadas condiciones que permiten la comparación universal de distintos tipos de sistemas fotovoltaicos, estas son: Condiciones estándar de medida (STC): Irradiancia (incidencia normal) 1000 W/m2 Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura de célula 25ºC Condiciones estándar de operación: Irradiancia 800 W/m2 Espectro solar AM1.5G (incidencia normal) Temperatura ambiente 20ºC Velocidad del viento 1 m/s La temperatura alcanzada por las células en las condiciones estándar de operación se denomina temperatura de operación nominal, TONC. Es un valor suministrado por el fabricante del panel. 10

37 Otros parámetros importantes para conocer el funcionamiento de la célula son la variación de los parámetros respecto a la temperatura y la radiación. Figura 2.3 Efectos de temperatura y radiación en curva I-V (GEST13) Ya que estos valores determinan el valor esperado de voltaje, intensidad y punto de máxima potencia (MPP) (GEST13) Circuito equivalente El circuito equivalente basado en el modelo ideal de un único diodo (ISDM por sus siglas en inglés) muestra una versión simplificada del comportamiento de la célula. (WEID13) Figura 2.4 Circuito equivalente de una célula (WEID13) En el que la intensidad la característica I-V se puede expresar como: 11

38 I SCS : Intensidad de cortocircuito en condiciones estándar I SS : Intensidad de saturación de polarización inversa del diodo en condiciones estándar q: Magnitud de carga, 1,6x10-19 C v PV : Tensión en bornes de la célula k:constante de Bolzano A: Factor de idealidad del diodo T CS : Temperatura en condiciones estándar (25 o C o 298 K). i PV : Intensidad de salida de la célula Y el voltaje en el punto óptimo se estima de la siguiente manera: V OOP : Tensión de punto de máxima potencia V MPP : Tensión de máxima potencia en condiciones estándar ΔE e : Incremento de radiación respecto a condiciones estándar ΔT: Incremento de temperatura respecto a condiciones estándar β T : Coeficiente de variación de voltaje en función de la temperatura γ E :Coeficiente de variación de voltaje en función de la radiación. Donde β T viene dada por el fabricante y γ E se obtiene de la variación constante del voltaje MPP para distintas radiaciones (WEID13). 12

39 2.2 Seguidores solares Figura 2.5 Curva I-V real a distintos niveles de radiación Ángulo solar Una de las consideraciones fundamentales a la hora de instalar módulos fotovoltaicos para la producción de energía es el ángulo de incidencia de la radiación solar. La energía generada varía considerablemente con el ángulo de incidencia, siendo el máximo en general cuando el ángulo de incidencia de la radiación directa es normal al módulo. Por lo tanto, para maximizar la energía generada es necesario un estudio de las condiciones en las cuales la producción energética es máxima teniendo en cuenta la orientación de los módulos. En primer lugar, la dinámica del sol a lo largo de las estaciones y a lo largo del día es el factor principal a tener en cuenta. Como podemos observar en la figura 2.6, el sol sale por el Este y se pone por el Oeste pero su trayectoria de mueve hacia el Norte o el Sur dependiendo de las estaciones. 13

40 Figura 2.6 Ángulos solares Esto produce que la duración del día varíe a lo largo de año, siendo los días de mayor duración en verano (con el de mayor duración en el solsticio de verano) y el de menor duración en invierno (con el de menor duración en el solsticio de invierno). En los equinoccios de primavera y otoño, la duración del día y la noche son iguales. Con estas trayectorias en mente, se puede calcular la irradiación del sol utilizando dos ángulos fundamentales. Como se puede observar en figura 2.7, el ángulo de elevación h se mide desde el horizonte y varía en un rango comprendido entre 0 grados y la máxima elevación al mediodía que depende de la latitud. El azimuth se mide en la dirección de las agujas del reloj desde el Norte y es el que produce una mayor variación en la energía producida, como se explicará a continuación. 14

41 Figura 2.7 Elevación, zenit y azimut Como se puede observar en la figura 2.7, el azimuth tiene una variación mucho mayor a lo largo del día que la elevación. En este ejemplo concreto, el espacio angular completado por el sol en verano es de 250⁰ para el azimuth y no más de 70⁰ para la elevación. Por esta razón, suele ser más efectivo seguir el azimuth de tal forma que el módulo fotovoltaico está de frente al sol para aumentar la producción de energía. El ángulo de elevación (medido en el mediodía solar) varía a lo largo de las estaciones con su punto más alto en el solsticio de verano y es 23,5⁰ más elevado que dicho ángulo en ambos equinoccios (AstronomicalAlmanac 2010). El punto más bajo es 23,5⁰ menor que los equinoccios en el solsticio de invierno. Este ángulo de 23,5⁰ es el ángulo entre el ángulo de rotación de la tierra sobre sí misma y el eje orbital en el sol Modelo de irradiación Siguiendo el análisis anterior, los ángulos solares son factores clave en relación a la irradiación del sol pero como se describe en (PERE90) la radiación difusa y reflejada tienen también un efecto significativo que puede llegar a ser crítico en algunos casos. Existen diferentes modelos de irradiación con distintos niveles de precisión dependiendo de las condiciones y la localización, pero siguiendo las recomendaciones de (LUBI11), el modelo de Pérez (PERE90) será el utilizado en el siguiente análisis. La radiación puede dividirse en la suma de tres distintos componentes: radiación directa, radiación reflejada y radiación difusa. La orientación del módulo fotovoltaico debería 15

42 maximizar la irradiación total recibida teniendo en cuenta el efecto de cada una de estas tres radiaciones. I Tp = I Bp + I Dp + I Rp La radiación directa puede ser medida y predicha con precisión pero la estimación obtenida del modelo de irradiación es menos precisa y depende de información empírica que no se mide fácilmente. La radiación difusa, es calculada utilizando coeficientes empíricos y la radiación difusa depende del albedo y otros factores que son difíciles de predecir ya que factores externos pueden alterar su valor significativamente. Con esta información podemos estimar la irradiación, y junto con las trayectorias del sol, simular la producción de energía de módulos fotovoltaicos asumiendo diferentes dispositivos de seguimiento del sol y comparándolos. Normalmente el recurso solas se obtiene de datos reales de una base de datos histórica (por ejemplo Meteonorm) aplicando programas como el PVSyst y adaptando a las particularidades de cada ubicación y diseño Configuraciones de seguidores solares Debido a que la radiación no depende únicamente de la radiación directa, y los ángulos de incidencia solar son diversos, un amplio rango de dispositivos de seguimiento solar ha sido explorado por la industria. Estos dispositivos siguen la trayectoria del sol para maximizar la irradiación recibida utilizando diferentes técnicas y tecnologías para aumentar la generación de energía de los módulos fotovoltaicos. Entre las tecnologías de seguimiento se puede distinguir entre las que llevan incorporada unos movimientos programados o que incorporan sensores para establecer en todo momento la inclinación óptima. Siguiendo el análisis en (HULD10) podemos dividir los seguidores solares en función del número de ejes de rotación y en función de la dirección de rotación. 16

43 La configuración más básica es un panel fijo orientado al sur con una inclinación fija que se calcula para maximizar la producción de energía a lo largo de un año. Esta configuración servirá de base para la comparación de los diferentes sistemas de seguimiento solar. La primera configuración de seguimiento solar es un solo eje horizontal. Figura 2.8 Configuración de seguimiento solar es un solo eje horizontal. Este sistema puede estar orientado con su eje de rotación en la dirección Norte-Sur o en la dirección Este-Oeste. En el primer caso el módulo sigue el azimut pero con una elevación fija (y por tanto no óptima). Si está orientado en una dirección Este-Oeste, el módulo sigue la elevación pero tiene una orientación fijo con respecto al azimut. Otra configuración común es un solo eje vertical. 17

44 Figura 2.9 Configuración un solo eje vertical. En esta configuración, el seguir sigue al azimut pero el panel también está inclinado con un ángulo óptimo que tiene en cuenta los cambios de elevación. El último sistema de un solo eje gira alrededor de un eje inclinado. Figura 2.10 Sistema de un solo eje que gira alrededor de un eje inclinado. Este sistema, al igual que el seguidor de eje vertical, sigue el azimut con un ángulo óptimo de elevación. El último sistema es el seguidor de doble eje. 18

45 Figura 2.11 Sistema de doble eje Este sistema permite seguir la trayectoria del sol tanto en el azimut como en la elevación y por tanto proporciona el mejor seguimiento Algoritmo de retroseguimiento Se puede aumentar la eficiencia de un conjunto de paneles con seguidores de uno o dos ejes utilizando backtracking, o retroseguimiento. Esto es así porque con ángulos solares bajos un panel podría hacer sombra al panel que está situado detrás de él, disminuyendo así la energía recolectada. Este efecto es más pronunciado en invierno cuando los ángulos solares son más bajos. Un algoritmo de backtracking tiene en cuenta la posición del sol así como el espaciado, tamaño y forma de los paneles del conjunto para minimizar las sombras y maximizar la ortogonalidad de tal manera que la máxima cantidad de energía solar pueda ser recolectada (LAUR11). 19

46 Figura 2.12 Sistema de un eje sin retroseguimiento con un ángulo solar bajo (LAUR11) Figura 2.13 Sistema de un eje con retroseguimiento con un ángulo solar bajo (LAUR11) 2.3 Cajas de primer nivel En esta caja se unifican las series o strings, las cuales van protegidas por un fusible de protección para sobrecargas de intensidad o cortocircuito) y un diodo en el positivo ( por el cual puede circular la corriente en un solo sentido, protegiendo el circuito de corrientes inversas. También van provistas de un descargador a tierra (esta protección se encarga de derivar a tierra cualquier sobretensión de la línea, por ejemplo un rayo). Además se instala un sistema de monitorización de cada string. 20

47 2.4 Cajas de segundo nivel Figura 2.14 Cajas de primer nivel (GEST13) En la caja de segundo nivel se unifican las líneas provenientes de las cajas de primer nivel y su salida conduce directamente al inversor. Las líneas están protegidas con fusibles de mayor capacidad que las de primer nivel. 2.5 Inversores Figura 2.15 Cajas de segundo nivel (GEST13) El recorrido, habitual que realiza la corriente a través del inversor es la siguiente: En CC, el cableado llega al seccionador de continua, dependiendo de la potencia del inversor, tendrá capacidad distinta. Desde el seccionador se llega a la etapa de potencia o IGBT, pasando antes por el filtro de continua, que elimina las corrientes inducidas. 21

48 La salida de la IGBT ya se hace en tres fases, AC, con tensiones que rondan los 270 V. Existen inversores que tendrán transformador de tensión para pasar de los 270V a 400V y casos en los que no exista transformador y la salida se mantenga a 270V. A partir de aquí, se pasa por el contactor de línea, el cual tiene conectados en su entrada condensadores para anular la reactiva generada por el inversor. De aquí, pasando por el filtro de alterna, se llega al interruptor de alterna, componente desde el cual se hace la salida del inversor. El inversor presenta una serie de tarjetas: Tarjeta control. Es la tarjeta que contiene la IGBT y contiene la parametrización del inversor. Tarjeta de comunicaciones. Puede ser de dos tipos: Con datalogger Sin datalogger Tarjeta de detección de aislamiento. Tarjeta de alimentación Seguimiento del punto de máxima potencia El inversor regula el voltaje de CC para alcanzar el punto de máxima potencia explicado en el apartado de módulo fotovoltaico. El método de regulación usado en la mayoría de los inversores es el Perturbación y Error (P&O). Este método se basa en el hecho de que en la característica tensión-voltaje de los módulos, la variación de la potencia respecto al voltaje es positiva (dp/dv>0) a la izquierda del punto máximo de potencia, y negativa (dp/dv>0) en el lado derecho, y cero en el punto de máxima potencia. De esta manera si la tensión de operación se modifica en una cierta dirección y dp>0, se sabe que se ha alcanzado un punto más cercano al MPP. El algoritmo continúa las perturbaciones para corregir constantemente en base a dp (DEZS13). La figura 2.16 muestra el efecto de los cambios de radiación mientras se actualiza el punto de MPP. Si el seguidor de MPP toma una muestra en el instante (k-1), por lo tanto P k-1 y después en el instante k, P k, el incremento de potencias P k -P k-1 contiene el cambio de potencia debido a la perturbación (ΔP PO ), así como el incremento debido al incremento de radiación. 22

49 Figura 2.16 Efecto de cambios de radiación en seguimiento de MPP (DEZS13) T p : Periodo de muestreo del seguidor de MPP P k G : El valor de la potencia en el instante K ΔP PO : El cambio de potencia causado por la acción del seguidor de MPP. ΔP G : El cambio de potencia causado por el incremento de radiación. ΔV: El incremento de voltaje del seguidor de MPP. Por lo que el cambio de potencia durante el periodo de muestreo del seguidor de MPPT es igual a: Por lo que en caso de signos opuestos para ΔP G y ΔP PO, el signo de ΔP queda determinado por el mayor de los dos. Por lo que si el cambio de radiación es brusco puede causar que el inversor regule en la dirección opuesta al MPP Rendimiento El inversor se caracteriza por su curva de rendimiento que representa la eficiencia de conversión en función de la potencia de entrada. Por lo que las pérdidas que se produzcan en esta conversión dependen de la potencia a lo que opere el inversor. 23

50 Figura 2.17 Curva de rendimiento de inversor(gest13) Parámetros Algunos de los parámetros del inversor son modificables por parte del mantenedor para mejorar el funcionamiento una vez puesta en marcha la planta. Los parámetros que pueden modificarse son: Tiempo de espera entre parada e intento de arranque: Con esta actuación minimizamos las pérdidas que se puedan producir ante una parada del inversor en el centro del día. En la legislación española el mínimo son 3 minutos. Tensión de arranque y parada de campo fotovoltaico: Este parámetro viene determinado de fábrica, en base a los datos de tensión teórica de panel. El problema está en que esta tensión teórica de panel, en muchos casos, no se corresponde con la real de campo y es necesario actuar sobre este parámetro. Además, con el envejecimiento del panel y la consiguiente minoración de la potencia máxima, van cambiando los parámetros de partida del fabricante y los inversores deben adaptarse. Caída de tensión durante arranque y parada: Ante condiciones adversas las fluctuaciones de voltaje pueden ser mayores por lo que es necesario modificar este parámetro. 24

51 Vigilante de aislamiento: Es el parámetro que detecta los defectos de aislamiento de la instalación de continua Configuraciones Múltiples strings En el caso de la aplicación de múltiples strings, todos los módulos del inversor funcionan de forma independiente. En el caso de sub-generadores idénticos, todos los módulos de los inversores comienzan su operación prácticamente de forma simultánea y son también desconectados de la red de suministro prácticamente al mismo tiempo. I. Comportamiento en arranque Debe usarse una tensión inicial lo suficientemente elevada para evitar frecuentes arranques y paradas en el caso de haber bajas irradiaciones por la mañana y la tarde. El valor no debe ser excesivamente alto para asegurar que la planta también puede ponerse en marcha en el caso de haber altas temperaturas en el módulo con el resultante bajo voltaje de corriente continua. II. Comportamiento de apagado Cuando la radiación se debilita, la potencia generada por el campo fotovoltaico cae. Para prevenir el consumo de potencia de la red trifásica, el interruptor de acoplamiento debe abrirse en el momento en el que la potencia producida por el campo fotovoltaico deja de ser suficiente para cubrir las pérdidas del inversor. Para ello, la potencia de corriente alterna, la potencia de corriente continua y la tensión de continua de entrada son monitorizadas durante la operación. Si la tensión de continua de entrada es menor que un valor de referencia, la operación se para Maestro-esclavo En el caso de la aplicación Maestro-esclavo, el maestro realiza el control de MPP de la planta. Los esclavos son activados/desactivados por el maestro por etapas, dependiendo de la potencia disponible. Los comportamientos de encendido y apagado sólo pueden ser 25

52 parametrizados en el módulo inversor maestro. El comportamiento establecido en los módulos de los inversores esclavo no tiene ningún efecto. I. Comportamiento en arranque En cuanto se alcanza el suficiente nivel de voltaje en CC, el inversor maestro arranca. El parámetro de tensión de arranque debe cumplir las mismas especificaciones que en la configuración de multiples strings. Dependiendo de la potencia en CC disponible los inversores esclavos son activados y desactivados. Los niveles de potencia a los que el arranque de los inversores esclavos comienza pueden configurarse. Para prevenir arranques y paradas de inversores esclavos durante picos de potencia puede configurarse un tiempo mínimo de activación. Para asegurar que los inversores esclavos paren antes que el maestro este valor debe ser menor al del tiempo mínimo del maestro. El reloj se activa cuando la potencia total baja por debajo de los niveles configurados. II. Comportamiento en parada Cuando el nivel de radiación baja, los inversores esclavos se desactivan por pasos dependiendo de la potencia en CC disponible. Los niveles a los que cada inversor para pueden ser configurados. El inversor maestro para en cuanto el nivel de tensión es inferior al configurado. También es posible configurar la parada en función de un valor mínimo de potencia CC o potencia AC. 26

53 III. Ejemplo de operación de Maestro-Esclavo. Figura 2.18 Ejemplo de un inversor de 680kW con cuatro módulos de inversor de 170kW(GEST13) En el punto 1 el inversor maestro entra en funcionamiento al superarse la tensión mínima. En el punto 2 el primer inversor esclavo entra en funcionamiento tras superarse el primer nivel de Ptotal de activación configurado. En el punto 3 el segundo inversor esclavo entra en funcionamiento tras superarse el segundo nivel de Ptotal de activación configurado. En el punto 4 el tercer inversor esclavo entra en funcionamiento tras superarse el tercer nivel de Ptotal de activación configurado. En el punto 5 el tercer inversor esclavo entra en funcionamiento al caer por debajo del tercer nivel de Ptotal de parada configurado. En el punto 6 el segundo inversor esclavo entra en funcionamiento al caer por debajo del segundo nivel de Ptotal de parada configurado. En el punto 7 el primer inversor esclavo entra en funcionamiento al caer por debajo del primer nivel de Ptotal de parada configurado. En el punto 8 el inversor maestro para al caer por debajo algunos de los valores de tensión mínima, potencia CC mínima o potencia AC mínima. 27

54 2.5.5 Diagrama de estados de inversor Figura 2.19 Diagrama de estados de inversor(gest13) El diagrama de la figura 2.19 explica el funcionamiento del inversor por estados. Solo es aplicable a los inversores múltiples string y el inversor maestro. Puede configurarse con distintos valores para los distintos módulos de inversor. 28

55 2.6 Transformadores Típicamente una aplicación de energía fotovoltaica genera la energía a bajas tensiones en corriente continua, a continuación se utiliza un inversor para transformar la energía en corriente alterna, que opera en un rango aproximado de entre 300 y 1000 V. Por esta razón, si se desea inyectar esta energía a la red, es necesario utilizar un transformador para elevar el voltaje a media tensión (entre los 11 y 22kV). Es posible cambiar la relación de transformación en caso de variaciones en la tensión de red modificando la conexión de las bobinas del transformador mediante los puentes en la parte trasera. El aislamiento puede ser en seco o en aceite. La elección de transformador es importante ya que se deben mantener valores coherentes de tensión entre la tensión que marca la red y la tensión a la que opera el inversor. Aparte de estas consideraciones, algunos transformadores incluyen un filtro de armónicos para minimizar el efecto de los armónicos que incluye el inversor al transformar la corriente a alterna. Debe tenerse también presente el coeficiente de pérdidas para conocer las pérdidas de producción correspondientes al transformador. 2.7 Subestación Es el punto de evacuación de la planta fotovoltaica y está destinada a modificar y establecer los niveles de tensión de la infraestructura eléctrica, con el fin de facilitar el transporte y distribución de energía. En función de las características de la líneas, las tensiones de transporte pueden ser de 132, 200, 400 o 500 kv. 2.8 Estación meteorológica La estación meteorológica permite conocer las condiciones climáticas en la planta lo que permite conocer las razones de los distintos funcionamientos de los equipos, ya que estos dependen enormemente de las condiciones climáticas como se ha explicado. Además permite estimar comportamientos futuros frente a condiciones semejantes (puestas en defensa de seguidores por fuertes vientos, limpieza de módulos por lluvias, calentamiento de células por altas radiaciones y otros numerosos comportamientos). 29

56 Los equipos que incorpora la estación meteorológica son: Células limpias y sucias para la medida de la limpieza de la planta. Células en seguidores o inclinadas y horizontales para cálculos de ganancia. Pluviómetros para medida de lluvias. Anemómetro para la medida de la velocidad del viento. Equipos de medida de temperatura para células. Equipos de medida de temperatura ambiente. Batería. Piranómteros de alta precisión. Secondary Standard Class (ISO 9060) 30

57 Capítulo 3 3. PÉRDIDAS EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA 3.1 Performance Ratio El rendimiento de una planta fotovoltaica se denomina normalmente como Performance Ratio (PR). El PR se define como el porcentaje que determina la proporción entre la energía producida esperada en condiciones reales, teniendo en cuenta todas las pérdidas que ocurren, y la energía producida teórica en condiciones ideales. A continuación se analizarán los tipos de pérdida de energía que pueden ocurrir Pérdidas angulares y de espectro Cuando el espectro solar alcanza la superficie del módulo con un ángulo de incidencia diferente de 90⁰, es decir, no perpendicularmente, parte de la radiación es reflejada y no llega a las células fotovoltaicas, provocando pérdidas angulares. Además, dependiendo de las condiciones atmosféricas, el espectro solar que llega a las células solares puede ser modificado, provocando pérdidas de espectro Pérdidas por sombreado Las sombras que se proyectan sobre los módulos reducen la radiación incidente, y por tanto, la energía producida. Estas sombras pueden provocarlas los módulos fotovoltaicos y los seguidores solares entre ellos mismos, las cabinas de inversores y transformadores, la valla que rodea la planta y otros elementos. 31

58 Pérdidas por suciedad Las pérdidas por suciedad dependen de las características de la localización, las condiciones meteorológicas, el tipo de estructura en las que los módulos estén instalados y la frecuencia de limpieza de los módulos (GEST13) Pérdidas por temperatura El voltaje de las células fotovoltaicas, y por tanto el del módulo de potencia, depende de la temperatura de la célula. Cuando la temperatura de operación de las células supera la establecida en las Condiciones Estándar de Medida (STC por sus siglas en inglés) de 25⁰C, el voltaje, y por tanto la potencia pico, del módulo es menor que el voltaje, y la potencia pico, en STC. Este factor depende de las características de cada módulo fotovoltaico, específicamente del coeficiente de temperatura de potencia máxima (GEST13) Pérdidas debidas al nivel de irradiación Operando fuera de las Condiciones Estándar de Medida, específicamente cuando el nivel de irradiación difiere de W/m 2, la eficiencia del módulo fotovoltaico es distinta, normalmente menor, a la eficiencia proporcionada por el fabricante en las especificaciones técnicas del módulo. Por lo tanto estas pérdidas son mayores en lugares donde la radiación es menor. Por esta misma razón estas pérdidas son también mayores al amanecer y al anochecer que durante el día (GEST13) Pérdidas de mismatch Debido a la dispersión de las curvas I-V de los módulos fotovoltaicos, no todos los módulos operan bajo las mismas condiciones, y aparecerán pérdidas debidas a esa discordancia. En términos generales, las pérdidas de mismatch son el resultado de que el módulo con la menor potencia pico, de aquellos conectados en serie, limita los parámetros eléctricos de los demás módulos instalados. Concretamente, la intensidad del panel con menor intensidad arrastra al resto de intensidades. Puede ocurrir que la potencia pico real de un módulo sea mayor o menor que la nominal. Sin embargo, si se conecta uno de los módulos con una menor potencia pico de la nominal 32

59 en serie con módulos con una mayor potencia pico, la potencia de salida de todos los módulos en serie estará limitada por el de menor potencia. Por lo tanto las pérdidas de mismatch provocan que la potencia de operación de la planta sea menor que la suma de potencias nominales de cada módulo instalado. Por esta razón, algunos fabricantes proporcionan una tolerancia positiva de potencia. Esto significa que la potencia pico real de cada módulo debería ser igual o mayor a la potencia indicada en sus especificaciones técnicas. Sin embargo esto no siempre se cumple por lo que estas pérdidas deben ser tenidas en cuenta (GEST13) Pérdidas óhmicas a baja tensión Estas pérdidas aparecen como consecuencia de la resistencia óhmica del cableado de baja tensión que conecta los módulos con los inversores (GEST13) Pérdidas del inversor La eficiencia de conversión de energía de los inversores depende de la carga de potencia, de tal forma que, generalmente, la eficiencia de conversión aumenta con la carga. Adicionalmente, las pérdidas debidas a la precisión del sistema de seguimiento del punto de potencia máxima de los inversores deben ser consideradas (GEST13) Pérdidas del de transformación en el cableado de media y alta tensión La transformación de baja tensión a media y alta tensión crea pérdidas eléctricas. Adicionalmente, existen pérdidas debidas al transporte de electricidad en el cableado de media y alta tensión (GEST13). 3.2 Disponibilidad Existen periodos de tiempo en los cuales las plantas no están produciendo energía al máximo de su capacidad. Esto se define como falta de disponibilidad. Es destacable que las pérdidas de disponibilidad pueden ocurrir en las propias instalaciones de la planta fotovoltaica (falta de disponibilidad interna), de cuya operación y mantenimiento es responsable el contratista, o fuera de ellas (falta de disponibilidad externa), es decir en la infraestructura de evacuación. 33

60 La falta de disponibilidad interna dependerá de la correcta operación del equipo instalado y será delimitado por las garantías de los contratos de operación y mantenimiento. Por otro lado, la falta de disponibilidad externa, o la falta de disponibilidad en la infraestructura de evacuación, dependerá de la estabilidad de la red y su capacidad (GEST13). 34

61 Capítulo 4 4. MANTENIMIENTO DE PLANTAS 4.1 Mantenimiento correctivo El mantenimiento correctivo es el mantenimiento que se lleva a cabo en el día a día mediante la monitorización de las plantas, los informes de PR como se explica en el apartado 5. Consiste en restablecer el funcionamiento de la planta ante fallos imprevistos que afectan al funcionamiento de la planta. Mediante el sistema de alarmas explicado en el apartado 5 se recibe la notificación de la avería y se procede a analizar la causa del fallo y corregirla en el menor tiempo posible por el personal responsable de planta. Los estudios de estos fallos son importantes para poder determinar la causa y poder evitar los mismos problemas o detectarlos con mayor rapidez en el futuro. 4.2 Mantenimiento predictivo El mantenimiento predictivo consiste en el estudio de determinadas características y tendencias de los equipos con el fin de prever un fallo antes de que este ocurra. De esta manera una vez conocidos los síntomas se pueden corregir antes de que ocurran. Para ello se toman medidas de los distintos parámetros de los equipos de la planta y se estudian las relaciones de estos con los errores. 4.3 Mantenimiento preventivo El objetivo del mantenimiento preventivo es evitar averías en los equipos de la planta antes de que ocurran. Se planean una serie de tareas de inspección visual que deben ser llevadas 35

62 a cabo cada cierto número de semanas, meses o de manera anual. Se establecen unas guías para la inspección con el fin de evitar fallos repetitivos o cuyos síntomas son conocidos Plan Anual de Mantenimiento En el PAM se establecen las tareas de mantenimiento a llevar a cabo durante el año y la periodicidad de las mismas. Las tareas de la planta en general incluyen la revisión de arquetas y cunetas, necesidad de desbroce, degradación de viales, obstrucción de desagües, deterioro del vallado, señalización de la planta etc. A continuación se detallan las tareas a llevar a cabo en los distintos elementos de la planta: Seguidor El objetivo es controlar la degradación paulatina de los elementos que componen la estructura fija o del seguidor, su correcto estado de instalación y su funcionalidad. En el seguidor se busca tornillería sin el apriete correcto, restos de óxido en la estructura, deformaciones, funcionamiento correcto frente a vientos, degradación del galvanizado de la estructura, si la toma de tierra están sin anclar o con el anclaje degradado y defectos en los elementos de guiado. Otras inspecciones son la limpieza de la estructura, la desviación del seguidor frente a su posición objetivo en el momento de inspección, deterior del punto de giro, nivel de aceite insuficiente, existencia de fugas en los latiguillos, pérdidas de estanqueidad en las cajas, deterioro de prensas, conexiones eléctricas flojas, mal funcionamiento de la bomba o motor, fallos en las electroválvulas así como en los elementos de transmisión Paneles El objetivo es controlar las condiciones en las que se encuentran los paneles, tanto externa como internamente. En la inspección visual de los paneles se revisa la suciedad de las células, defectos visuales como decoloración o tonos amarillentos, condensaciones internas, deformaciones en los paneles, conexiones en la caja y estanqueidad de la misma. 36

63 Entre las tareas de mantenimiento se incluyen las limpiezas de las células calibradas para poder monitorizar la suciedad y la limpieza de los propios paneles. También se incluye la realización de termografiados para la detección de puntos calientes. Los problemas más frecuentes en módulos son: Polarización: Su fundamento radica en la tensión de aislamiento del módulo. Los módulos de la parte negativa o de la parte positiva de un string no soportan la tensión del mismo y las obleas más cercanas al marco sufren una degradación. Se puede detectar por imagen termografíca o mediante la medida tensión strings del módulo. Punto caliente: La finalidad principal de la termografía de módulos es la detección de este tipo de problemas. Solo se considerará aquel que presente un gradiente superior a 30 grados corregido a una radiación de 1000w/m². Figura 4.1 Punto caliente (GEST13) Yellowing: Se detecta un tono amarillo en la parte superior en las obleas de silicio. Los laboratorios que han realizado análisis sobre este tipo de módulos han mostrado que no existe problema de potencia y no afecta al rendimiento del módulo. 37

64 Figura 4.2 Yellowing (GEST13) Black lines o fogueados Es un problema visual que se detecta en la parte superior en las obleas de silicio. Al igual que el yellowing, no tiene afección a la potencia del módulo. Figura 4.3 Black lines (GEST13) 38

65 Burbujas: Presencia de aire en el interior del módulo. Se encuentran entre el cristal y las obleas de silicio. Afecta a la potencia el módulo, como se puede observar en la termografía. Figura 4.4 Burbujas(GEST13) Figura 4.5 Termografiado de burbujas (GEST13) Cuadros de primer, segundo y tercer nivel, cuadros de servicios auxiliares y cuadro de contadores El objetivo es controlar las condiciones en las que se encuentran todos los cuadros, sometidos a condiciones de carga eléctrica, y sus componentes y conexionado en régimen de funcionamiento. 39

66 En los cuadros se revisa la existencia de suciedad, condensación, estanqueidad, apriete correcto de prensaestopas, revisión de fusibles, tornillería, cables sueltos o que no discurran por las canaletas y existencia de puntos calientes. Los problemas más frecuentes son: Problemas de apriete de conexiones.: Este problema se produce normalmente por un conexionado flojo en la conexión de la base de fusibles por transporte, defecto de fábrica o dilatación por temperatura. Figura 4.6 Apriete de ajustes (GEST13) Condensaciones: Fenómeno que se produce por problemas de estanqueidad de la caja a causa de incorrecto grado de IP, prensaestopas flojos, prensaestopas mal dimensionado y mal sellado de los tubos de entrada de las líneas. 40

67 Figura 4.7 Condensación (GEST13) Como consecuencia de condensaciones en las cajas puede producirse una oxidación en la tornillería de los terminales. Figura 4.8 Oxidación en tornillería (GEST13) Fusión elevada de protecciones de strings: Si existe algún problema en el diseño de la planta o debido a la sobrepotencia de los módulos una gran cantidad de fusibles puede tener problemas de fusión. Por ello habrá que sustituir los fusibles por unos de mayor amperaje. 41

68 Cableado de BT y MT El objetivo es controlar el estado de conservación en el que se encuentran todos los cables de potencia de la planta, propiciando que mantengan en buen estado su cubierta (aislamiento) y sus puntos de conexión. En todo el cableado debe realizarse la revisión de los terminales, curvatura del cableado, sujeción y aislamiento Inversores El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento en el que se encuentran todos los inversores de la planta en plena carga. La revisión del inversor consiste en la comprobación que todas las partes del módulo están limpias, cambiar los filtros del inversor, existencia de condensación, estanqueidad, problemas en los ventiladores, tornillería y puntos calientes. Los problemas más frecuentes son: Sustitución de IGBT: El problema más frecuente que surge en los inversores es la sustitución de las etapas de potencia del inversor o IGBT. Figura 4.9 IGBT(GEST13) 42

69 Fallo de relés: El fallo de relés se debe al desgaste por los ciclos de trabajos continuos. El inversor tiene múltiples relés para el control del funcionamiento. Figura 4.10 Fallo de relés(gest13) Sustitución de descargadores: Los descargadores sufren deterioros por lo que es necesaria su sustitución. Figura 4.11 Descargadores dañados(gest13) 43

70 Transformadores El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento en el que se encuentran los transformadores. Las tareas de inspección a realizar son la existencia de suciedad, apriete de tornillería y existencia de puntos calientes. El transformador es un equipo fiable por su gran importancia en la instalación. Los problemas más comunes son: Perdidas de aceite: Pueden producirse perdidas de aceite en el transformador por problemas de apriete o por poros en la carcasa. Figura 4.12 Apriete de tornillería en transformadores(gest13) Figura 4.13 Poros en carcasa de transformador(gest13) Fuga en cable, empalmes, o botellas terminales. Modificación de la relación de transformación: Para ajustar la tensión de CA del inversor. 44

71 Celdas de MT El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento en el que se encuentran las celdas. Las tareas a llevar a cabo en la celda de MT son la limpieza de suciedades, la revisión de problemas de condensación, defectos o deformaciones en la envolvente de la celda y tornillería Monitorización El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento del sistema de monitorización; elementos sensores, armarios de control, elementos de transmisión de datos y hardware y software de visualización. La revisión incluye la limpieza de los equipos, la revisión de problemas de condensación, estanqueidad, apriete de prensaestopas, deterior de PLC, inclinómetro, célula, anemómetro, contactor, selector y demás equipos. También es necesario revisar la tornillería y la disposición de los cables en búsqueda de cables sueltos o que no discurran por sus canaletas correspondientes así como la revisión de existencia de existencia de puntos calientes Estación meteorológica El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento de la estación meteorológica; celosía, Geónica, elementos sensores, elementos de transmisión de datos, etc. Para ello las tareas de inspección incluyen la comprobación de daños en celosía, deformaciones, óxido, deterioro en los elementos de anclaje, tornillería, balizamiento, existencia de suciedad o condensación, apriete de prensaestopas y conexiones de sensores y batería y alimentación en CA, comprobar la señal de batería de la estación y deterioros en los sensores. También es importante el calibrado de sensores con la periodicidad recomendad por el fabricante. 45

72 Sistema de seguridad El objetivo es controlar el estado de conservación y funcionamiento de los dispositivos que componen el CCTV y el sistema de anti intrusión instalado en planta. Para ello debe comprobarse la activación y desactivación de alarmas, la incorrecta visualización en el monitor, deterioros en el báculo o en la caja, signos de malo orientación o apriete del elemento, iluminación de la cámara y si la barrera no detecta el corte de su haz Edificios El objetivo es controlar el estado de conservación de los mismos, elementos de señalización, EPIs, extintores, luminarias, etc. Debe revisarse en todos los edificios la limpieza, la existencia de residuos en el falso suelo, humedad, funcionamiento de la ventilación o deterioro del termostato, defectos en la puerta y la iluminación. También debe inspeccionarse el deterioro de las señales pertinentes, de pértigas, de banquetas, de guantes dieléctricos y extintores Puesta a tierra El objetivo es controlar el estado de conservación en el que se encuentran todos los cables de puesta a tierra, propiciando que mantengan un buen estado y sus puntos de conexión. Por tanto, las tareas consisten en la inspección de los terminales, la curvatura de los cables, la sujeción y la medición del aislamiento. 46

73 Capítulo 5 5. SISTEMA DE MONITORIZACIÓN E IDENTIFICACIÓN DE ALARMAS 5.1 Monitorización Para la monitorización de las plantas se ha usado el software de monitorización SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) que permite almacenar los datos recogidos por los distintos equipos de la planta mencionados en el apartado 2. Está diseñado bajo una filosofía parecida a la de un navegador web. Esta prvisto de un WEB server que le da estas capacidades. Esto significa que el programa gestiona una sería de vistas (lo que serían páginas web en un navegador), manteniendo una lista de las mismas y permitiendo el acceso a las mismas de diversas maneras, y desde distintos lugares, ya que podemos acceder tanto en local como en remoto. A su vez dispone de la posibilidad de obtener estos datos para un determinado rango de tiempo en forma de gráfico permitiendo la rápida interpretación de curvas mediante comparación de variables y posibilitando la rápida identificación de comportamientos anómalos. También posibilita la visualización y descarga de tablas para distintos rangos de tiempo y distintas resoluciones de tiempo. 5.2 Sistema de alarmas El uso de un software de monitorización permite el diseño de alarmas para alertar sobre funcionamientos anómalos en las plantas. De esta manera es posible conocer en tiempo real los problemas existentes en la planta tanto para el responsable en planta como para el equipo de operación y mantenimiento de la planta. Para las plantas monitorizadas se han diseñado una serie de alarmas en función de una serie de condiciones dependientes de las distintas variables recogidas por los equipos. Todas las alarmas han sido probadas durante el periodo de prueba posterior a la construcción de las plantas. Se diseñan alarmas para 47

74 todos los elementos de la planta y la planta en su totalidad. A continuación se explicaran las alarmas escogidas como necesarias y comunes para todas las plantas y las razones de ello aunque también existen otras alarmas dependiendo de las características individuales de la planta Alarma por posible parada de planta Esta alarma es de gran importancia ya que viene determinada por el necesario funcionamiento y comunicación en todo momento de la planta. Por ello las condiciones que deben darse para que se active esta alarma son: -No depende de la irradiación. -No hay comunicación con la estación meteorológica. -No hay comunicación con el contador general. De esta manera se verifica la correcta comunicación de los equipos de medida de radiación que se encuentran en la estación meteorológica y los contadores de energía ya que si esta comunicación falla no es posible conocer si la planta esta parada o si se debe simplemente a un fallo de comunicaciones. No debe depender de la irradiación puesto que la estación meteorológica no se encuentra en funcionamiento. Esta alarma permite conocer el momento en el que ha ocurrido para su posterior análisis e identificación de la causa y sirve como aviso para el responsable en planta Alarma por fallo de comunicaciones de estación meteorológica Es imprescindible tener comunicación con la estación meteorológica ya que es necesario conocer como es la radiación para saber que funcionamiento debería estar teniendo la planta. -No depende de la irradiación. -No hay comunicación con la estación meteorológica. Si la estación no comunica hay varias alarmas que dependen de la radiación por lo que no saltaran. Esta alarma es importante ya que durante la continuidad de la misma no será 48

75 posible determinar otros problemas. Esta alarma salta cuando salta la alarma de posible parada de planta al ser una de las condiciones de la propia alarma Análisis de alarma por posible parada de planta A continuación se muestra el análisis de una alarma de estas características para dos plantas distintas y situaciones distintas. Puesto que se trata de una posible parada de planta las gráficas que se han analizado para los distintos casos son las de potencia (kw), energía (kwh) así como la curva de irradiación (W/m2) para determinar si se trata de una parada o un fallo de comunicaciones. Una vez recuperadas las comunicaciones es posible determinar las causas de la alarma, ya que aunque no haya habido comunicación durante este periodo de tiempo los contadores de energía continúan en funcionamiento guardando esta información en el datalogger de la máquina. Esta información sin embargo no es recogida y guardada de la misma manera en todas las plantas, ya que en algunos contadores la curva de carga se recupera en forma y magnitud mientras que en otros solo se recupera la magnitud que es incorporada en el siguiente periodo una vez recuperada la comunicación. En la figura 5.3 se pueden analizar las siguientes alarmas: Figura 5.1 Alarmas de posible parada de planta y fallo de comunicaciones En la figura 5.1 se puede ver que ha habido posibles paradas de planta los días 18 y 19 de marzo de En la figura 5.3 se puede observar que en el día 18 marzo de 2014 se pierde la comunicación con el contador en torno a las 9:00 y con la estación meteorológica en torno a las 9:40 que coinciden con el inicio de la alarma a las 9:57 (ya que hay un retraso de activación de 15 minutos). 49

76 Durante la duración del corte no se observan valores para ninguna de las variables. Cuando se recupera la comunicación existen varios indicios que llevan a concluir que se trata de una parada de planta. Para empezar, al recuperarse la comunicación no hay ningún pico de energía exportada lo cual indica que no se ha generado energía durante este periodo. Además la curva de potencia del contador no coincide en forma con la curva de irradiancia hasta pasado un tiempo de aproximadamente 50 minutos. Por último la curva de carga retoma la comunicación desde un valor muy bajo de potencia (6,7kW) teniendo en cuenta la potencia instalada de la planta (2130kw) y la radiación en ese momento (537,6W/m2). En el corte del día 19 se puede observar que tampoco hay valores para las variables durante toda la duración del mismo. A diferencia del otro corte en este se puede observar una semejanza en forma entre las curvas de potencia y las de irradiancia así como un pico de energía que se corresponde con el valor aproximado que podía haber estado generando durante ese periodo. Por ello se deduce que se trata de un fallo de comunicaciones. A continuación se muestra otra alarma objeto de análisis. En la figura 5.4 se observa fácilmente que se trata de un fallo de comunicaciones ya que la curva de carga se ha recuperado tanto en forma como en magnitud. Figura 5.2 Alarmas de posible parada de planta 2 50

77 Figura 5.3 Curvas de potencia, energía y radiación de planta. 51

78 Figura 5.4 Curvas de potencia, energía y radiación de planta 2. 52

79 5.2.4 Pre alarma nivel de batería Para garantizar la continuidad de la comunicación de la estación meteorológica es necesario una alarma que avise cuando el nivel de la batería vaya a ser bajo. Las condiciones son: - No depende de irradiancia - Tensión de batería entre 12,5 V y 13,2V Alarma por nivel de batería Similar a la anterior alarma por tener un propósito semejante, esta alarma avisa de la inminente descarga total de la batería, por lo que supone una mayor urgencia. Las condiciones son: - No depende de irradiancia - Tensión de batería menor a 12,5 V Alarma de cero producción de inversor Esta alarma ayuda a identificar que inversor tiene problemas de paradas. Por ello las condiciones de esta alarma son: -Irradiancia por encima de valor de filtro. -Contador con valor de potencia igual a cero. Dependiendo de la planta el contador puede ser el contador del propio inversor o el de un contador externo colocado a la salida del inversor. Un contador garantiza una mayor precisión en la medida mientras que el inversor puede tener mucho error como se demuestra en el estudio de inversores de este mismo proyecto. Puesto que la potencia conectada a los inversores se ha diseñado para que los inversores estén funcionando para radiaciones mayores a la de filtro el cumplimiento de estas dos condiciones indica un funcionamiento anómalo en los inversores. 53

80 5.2.7 Alarma de fallo de inversor En esta alarma se indica el fallo registrado por el inversor. Las condiciones de esta alarma son: -Irradiancia por encima de valor de filtro. -Inversor comunica fallo interno. Dependiendo del modelo de inversor instalado en la planta el inversor cuenta con un código de fallos para diversos problemas. Esta alarma indica la existencia de un fallo interno en el inversor. El conocimiento de este fallo interno junto con otras alarmas de inversor puede simplificar el análisis del problema Análisis de alarma de cero producción inversor En este apartado se analizaran una serie de alarmas de inversor de cero producción en una planta. Al ser sus condiciones de alarma tanto radiación como potencia de inversor igual a cero, es necesario visualizar ambas curvas para analizar el problema, ya que además la curva de irradiancia proporciona una idea de la forma que debe tener la curva de potencia. En el siguiente estudio se analizan unas alarmas como las que se muestran en la figura 5.5. Figura 5.5 Alarmas de cero producción Por la gran cantidad de alarmas y por las horas se puede ver que se trata de un problema de arranque de inversores a primera hora de la mañana cuando la radiación aún es baja, aunque se encuentra por encima de filtro por lo que el funcionamiento debería de ser correcto. Para poder analizar este problema es necesario conocer el funcionamiento de los inversores, como se explicaba en el apartado 2.5. El arranque del inversor depende de la tensión mínima de arranque que a su vez depende de la tensión de campo producida por los paneles. Si el parámetro de tensión mínima es demasiado bajo el inversor puede tener 54

81 problemas en el arranque al no tener suficiente potencia o al caer la tensión de campo por debajo del valor mínimo para un funcionamiento correcto. Además si el inversor arranca demasiado pronto este puede tener múltiples paradas por lo que el inversor puede entrar en modo defensa (no arranca durante un periodo de X min) para no dañarse y asegurarse de arrancar con un valor de radiación suficiente. Sin embargo, esto puede ocasionar arranques tardíos con valores de radiación muy altos y su correspondiente perdida de producción y PR. Por el contrario si el parámetro de arranque es demasiado alto puede suponer arranques para valores por encima de filtro y suponer una pérdida de producción y PR. Para ello es necesario analizar el comportamiento del inversor desde su puesta en funcionamiento. El periodo estudiado es de algo menos de un mes ya que cada día la radiación evoluciona de una manera distinta debido a las condiciones climáticas y es necesario un mínimo de muestras para poder analizar el comportamiento de los inversores. El filtro de PR para esta planta es de 15 W/m2 por lo que se espera que para este valor de irradiancia la planta esté en funcionamiento. La resolución máxima permitida por el programa y la recogida de datos es de 2 min Análisis diario A continuación se muestra el análisis diario de las tablas del ANEXO Estudio de arranque de inversores y de las gráficas tomadas para algunos días. Día 1 Noviembre 2013 El día 1 los inversores han arrancado satisfactoriamente empezando a funcionar la mayoría a valores ligeramente por debajo de filtro (14,57W/m2). Día 2 Noviembre 2013 Como se ven en las tablas y en la gráfica el día 2 la potencia de los inversores varía anormalmente antes de superarse la radiación mínima empezando primero en el inversor 1.1, por lo que es razonable suponer que se trata de una serie de intentos de arranque. Por el valor constante que adquiere después de los intentos de arranque se puede interpretar que ha entrado en defensa y por eso ha arrancado más tarde. En este día se puede ver que el inversor que ha arrancado antes ha sido el que ha entrado en defensa y ha terminado 55

82 arrancando para valores de radiación superiores. Los inversores 2.2 y 2.4 han arrancado con un retraso pequeño probablemente por el tiempo mínimo entre intentos de arranque. Figura 5.6 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 2 de noviembre. Día 3 Noviembre 2013 El día 3 los inversores han empezado a arrancar muy pronto (de nuevo basándose en las variaciones anormales de potencia) y os inversores 1.1 y 1.2 han entrado en defensa (valor constante de potencia). El inversor 1.2 ha arrancado en el intervalo del fallo de comunicaciones como se puede ver en la gráfica (hay energía). El problema de este día es que por la entrada en defensa los valores de la radiación en el momento de arranque satisfactorio han sido para valores muy por encima de filtro (250,955W/m2) para los inversores 1.1 y

83 Figura 5.7 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 3 de noviembre. Día 4 Noviembre 2013 Figura 5.8 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 4 de noviembre. El día 4 la radiación ha aumentado de nuevo con poca pendiente y la primera vez que se ha superado el filtro los inversores han logrado arrancar sin parar una vez superado este. Los inversores 1.1, 1.2 y 2.4 han parado algo más de 10 min probablemente por haber caído la radiación por debajo de los 15W/m2 2 veces. Por los valores de potencia parecen haber 57

84 entrado en defensa. Este día se considerara como día de arranque satisfactorio por haber funcionado bien en un principio. Día 5 Noviembre 2013 Los inversores habían arrancado una vez superado el filtro. Día 6 Noviembre 2013 Figura 5.9 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 6 de noviembre. Los inversores han intentado arrancar de nuevo muy pronto empezando otra vez primero el 1.1 y después el 1.2 y por ultimo el 2.4, en ese mismo orden han entrado en defensa y por tanto han arrancado en ese orden. Día 7 Noviembre 2013 El arranque apenas es tardió y parece ser fruto de el tiempo entre arranques al haber unos intentos de arranques anteriores. Día 8 Noviembre 2013 Todos los inversores han arrancado muy pronto y han tardado en arrancar algo más por haber entrado en defensa. No han tardado mucho porque entraron en defensa bastante antes de superarse la radiación. 58

85 Día 9 Noviembre 2013 Figura 5.10 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 9 de noviembre. Aquí la radiación a la que han empezado es muy grande porque además de haberse empezado el arranque antes de superarse la radiación esta ha caído durante un tiempo de nuevo por debajo del filtro después de superarlo y ha ocasionado una entrada en defensa durante la cual se ha alcanzado la radiación de más de 300 W/m2. Día 10 Noviembre 2013 Los inversores habían arrancado una vez superado el filtro. Día 11 Noviembre 2013 El arranque apenas es tardió y parece ser fruto de el tiempo entre arranques al haber unos intentos de arranques anteriores (en la tabla se puede apreciar mejor). 59

86 Figura 5.11 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 11 de noviembre. Día 12 Noviembre 2013 El día 12 los inversores estuvieron parados una hora hasta que se cortó también la meteo por una parada de planta y una vez se restauró los inversores del CT2 arrancaron aunque pararon más tarde a pesar de tener suficiente radiación. Los inversores del CT1 tardaron más en volver a funcionar pero luego no pararon como los del CT2. Dado que los problemas no están relacionados con el arranque al ser un día con una situación excepcional no se ha tenido en cuenta para el estudio de arranques. 60

87 Figura 5.12 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 12 de noviembre. Día 13 Noviembre 2013 Figura 5.13 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 13 de noviembre. Los inversores han intentado arrancar muy pronto y han entrado en defensa. El 2.4 funcionó correctamente. 61

88 Día 14 Noviembre 2013 Figura 5.14 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 14 de noviembre. Los inversores 1.1 y 1.2 han intentado arrancar muy pronto y han entrado en defensa. Los inversores del CT2 han arrancado tarde posiblemente por el tiempo mínimo entre arranques. Día 15 Noviembre 2013 Todos los inversores han intentado arrancar muy pronto y han entrado en defensa poco antes de superarse la radiación mínima. 62

89 Figura 5.15 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 15 de noviembre. Día 16 Noviembre 2013 Los inversores han intentado arrancar pronto y a pesar de que se ha superado la radiación ligeramente (no más de 5W/m2) no han arrancado con éxito y han entrado en defensa. Día 17 Noviembre 2013 Todos los inversores han arrancado pronto y han entrado en defensa una vez antes de superarse el filtro. Al terminar la puesta en defensa de los inversores 1.1, 1.2 y 2.4 la radiación seguía siendo baja y han vuelto a entrar en defensa. El inversor 2.2 ha sido el último en salir de la primera puesta en defensa y al haber un valor de radiación más alto ha conseguido arrancar con éxito. Día 18 Noviembre 2013 Todos los inversores han arrancado muy pronto y han tardado en arrancar algo más por haber entrado en defensa antes de superarse la radiación. Día 19 Noviembre 2013 El día 19 los inversores 1.1, 1.2 y 2.4 han entrado en defensa y por eso han arrancado tarde. El inversor 2.3 ha tardado poco más ya que ha arrancado antes pero no ha entrado en 63

90 defensa. Este día el inversor 1.2 paró poco tiempo habiendo una radiación muy alta (por razón desconocida). Figura 5.16 Curvas de potencia y radiación, estudio de arranques, 19 de noviembre. Día 20 Noviembre 2013 Los inversores 1.1, 2.2 y 2.3 han entrado en defensa y por ello han arrancado tarde. El 1.2 parece haber arrancado pero al bajar la radiación por debajo del mínimo (poco después de superarse por primera vez) ha parado y vuelto a arrancar más tarde. Día 21 Noviembre 2013 Los inversores 1.1 y 1.2 han entrado en defensa justo al superarse la radiación y por eso han arrancado para un valor tan alto. Día 22 Noviembre 2013 Todos los inversores entraron en defensa y por ello arrancaron para una radiación muy alta. Día 23 Noviembre 2013 Los inversores entraron en defensa mucho antes de superarse la radiación y por ello arrancaron poco más tarde. Los arranques empezaron muy pronto este día. 64

91 Día 24 Noviembre 2013 Los inversores 1.1, 1.2 y 2.4 entraron en defensa justo antes de superarse la radiación. Los arranques empezaron muy pronto este día. Día 25 Noviembre 2013 Poco después de superarse la radiación bajo de nuevo durante un tiempo y esto ocasionó la entrada en defensa de todos los inversores. Día 26 Noviembre 2013 Hubo un pico de radiación en el que se superó el filtro y todos los inversores menos el 1.2 arrancaron, que arranco más tarde. Todos entraron en defensa al caer la radiación. El inversor 2.4 entró en defensa de nuevo al superarse la radiación. Día 27 Noviembre 2013 Todos los inversores han arrancado muy pronto. Los inversores 1.1, 1.2, 2.3 han entrado en defensa cuando se superaba la radiación y por ello han arrancado para valores muy altos de radiación. El 2.4 no entro en defensa pero arrancó un poco más tarde posiblemente por el tiempo mínimo entre arranques Análisis global El análisis grafico nos permite ver que si existe un problema en los inversores durante el arranque, pero es necesario complementarlo con el análisis numérico para establecer que inversores tienen peor funcionamiento en el arranque. 65

92 INV 4; 580 INV 1; 513 INV 3; 594 INV 2; 533 Figura 5.17 Potencia instalada por inversor En la figura 5.18 se muestran las pérdidas de radiación de cada inversor calculadas teniendo en cuenta el tiempo de parada por encima de filtro y la radiación ganada es decir cuando ha estado funcionando por encima de filtro sobre la radiación total en la planta por encima de filtro. Se puede apreciar que el inversor con mayor radiación perdida es el inversor 1.2, después el 1.1, el 2.3 y el 2.4. Se puede ver que los inversores con menores pérdidas son los del CT2 que además son los de mayor potencia instalada como se puede ver en la figura Si además ponderamos las pérdidas de radiación del inversor teniendo en cuenta la potencia de cada inversor de la siguiente manera: Obtenemos unas pérdidas totales de radiación en la planta de 0,245%. Lo cual teniendo en cuenta la producción mensual de la planta (227549kWh) y radiación total (112,1651W/m2) supone una pérdida de PR: 0,225% Ya que la radiación aprovechada en realidad es inferior a la total. = 66

93 0,35% 0,30% 0,25% 0,20% 0,15% 0,10% INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 0,05% 0,00% Figura 5.18 Porcentaje de radiación perdida sobre la total del periodo En la tabla 5.1 se puede apreciar que la ganancia de radiación comparada en ratio a la perdida es sumamente baja e incluso despreciable por lo que los intentos de arranque temprano no suponen un beneficio a la producción. INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 Rad perdida por encima de filtro (W/m2) 0, , , , Rad aprovechada por debajo de filtro (W/m2) 0, , , , Ratio aprovechada a perdida 397, , , , Tabla 5.1 Radiaciones perdidas y aprovechadas por inversor referenciadas al filtro de PR. La figura 5.19 y la figura 5.20 muestran los valores bajo los cuales se encuentra la radiación de arranque en el 50% y 75% de los casos y su relación con las puestas en defensa que se mantiene en ambos casos. Se puede ver que existe una relación entre la radiación de arranque y el número de puestas en defensa. Los inversores con más paradas y valores de radiación de arranque más bajos son el inversor 1.1 seguido del 1.2. Sin embargo el inversor con mayores pérdidas es el 1.2, esto se debe, como se puede ver en el análisis inicial a que la puesta en defensa comienza más tarde en el 1.2 que en el 1.1 (lo cual se corresponde con el hecho de tener un valor mayor de arranque) originando que el siguiente intento de arranque sea más tarde en el 1.2 y por tanto aproveche menos radiación. Aunque el 1.1 tenga más puestas en defensa, algunas de ellas han terminado antes de superarse el filtro por lo que no se ven reflejadas en la radiación perdida. Algo semejante incluye con los 67

94 Nº de puestas en defensa Nº de puestas en defensa inversores 2.3 y 2.4, ya que de nuevo el que tiene una radiación de arranque más alta tiene más perdidas a pesar de tener menos entradas en defensa. En este caso se puede ver que el aumento de la radiación de arranque supone una reducción de las puestas en defensa considerables (entre 25%-50%). El que el 2.3 tenga más perdidas a pesar de tener menos puestas en defensa y mayor valor de arranque se debe a que los días que este entro en defensa la radiación aumento más rápidamente de lo que lo hizo los días que el 2.4 entro en defensa. En todos los inversores el valor de arranque el 50% de las veces está por debajo de 6,25 W/m2 y el 75% de las veces por debajo de 8,98W/m2 por debajo de 15W/m2 por lo que existe margen de maniobra sin suponer una pérdida de PR. 25 Mediana arranque frente a puestas en defensa INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 0 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 Radiación de arranque (W/m2) Figura 5.19 Mediana del valor de arranque frente a puestas en defensa 25 Percentil 75 arranque frente a puestas en defensa Radiación de arranque (W/m2) INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 Figura 5.20 Percentil 75 del valor de arranque frente a puestas en defensa 68

95 Aunque la disminución de PR este en torno al 0,225%, es decir bajo, el problemas radica en el gran número de veces que los inversores entran en defensa lo cual ocasiona un daño en los inversores disminuyendo su vida útil. En la planta estudiada se puede ver claramente que el número de entradas en defensa está relacionado con la radiación a la que intenta arrancar el inversor. En todos los casos las entradas en defensa son muy numerosas, desde 11 a 21 entradas en defensa en un periodo de 27 días, así como la radiación a la que arrancan. Esto significa que es necesario aumentar el parámetro de tensión mínima de arranque de inversor ya que de esta manera los inversores arrancarían con mayor radiación y ocasionara menos paradas. Al aumentar este parámetro puede que se disminuyan las pérdidas al haber menos entradas en defensa y por tanto menos tiempo parado del que debería haber estado en funcionamiento. Sin embargo, también puede ocurrir que los inversores arranquen tarde y se pierda esa producción. Según los cálculos obtenidos si los inversores arrancaran para radiaciones por encima de 30W/m2 las pérdidas de radiación serian de 0,205%, todavía menores que con los arranques tempranos que tienen actualmente y con una reducción de los daños a los inversores mejorando su vida útil además de que como se explicó anteriormente en base a los valores de arranque actuales parece haber margen de maniobra. El inversor que necesita un amento mayor del parámetro mínimo es el inversor 1.1, seguido del 1.2, 2.4 y por último el 2.3. Cabe mencionar que la resolución dos minutal es insuficiente para determinar a qué valor exacto de radiación y tensión de campo puede estar arrancando el inversor por lo que este estudio sirve para determinar la necesidad de reducir o aumentar este parámetro pero por el problema ya mencionado no es posible saber a qué valor debe ajustarse, ya que en este periodo de dos minutos el valor de estos dos parámetros puede haber variado de manera considerable e intentar obtenerlo resultaría en un valor con un error muy elevado. 69

96 5.2.9 Alarma de desviación de seguidor Esta alarma comprueba el correcto funcionamiento del seguidor. Para ello, compara el ángulo de inclinación real con el teórico implementado en el algoritmo de seguimiento de la máquina. Por ello las condiciones de alarma son: -Irradiancia por encima de valor de filtro. -Desfase entre posición de seguidor y posición objetivo mayor o igual a 10⁰ De esta manera deja margen de actuación al seguidor para actualizar su posición así como un cierto margen de error. Esta alarma permite identificar funcionamientos anómalos en el seguidor ya sea por defectos en la estructura u otras razones. Es importante prestar atención a esta alarma ya que supone un incremento de las perdidas angulares Análisis de alarma de desviación de seguimiento Este análisis se centra en las siguientes alarmas de seguidor: Figura 5.21 Alarmas de desviación de seguidor Al tratarse de una alarma basada en el seguimiento de la posición del sol, es necesario observar la relación entre la posición actual del seguidor y la posición objetivo. Para comprobar el correcto funcionamiento también es necesario observar la curva de 70

97 irradiancia ya que aporta información sobre cuando debería haber comenzado y finalizado el seguimiento. Analizando la figura 5.22 se puede observar que el día 1 por la tarde el seguidor ha dejado de corregir su posición respecto al sol. Se puede ver que no se trata de un problema en reloj del seguidor puesto que la curva de posición azimutal sigue el camino esperado. Se observa también que el seguidor se ha mantenido en una posición fija. Esta actuación es propia de la puesta en defensa de los seguidores para proteger su estructura frente a fuertes ráfagas de viento, minimizando el esfuerzo mecánico de la estructura. Se ha incorporado la curva con la evolución de la velocidad del viento a lo largo del día y se observa que justo antes de la puesta en defensa se han alcanzado vientos de aproximadamente 11 m/s. El día 4 el seguidor muestra problemas a comienzo del día ya que no consigue actualizar su posición con la misma precisión que los días anteriores y acaba volviendo a quedar en posición fija, lo cual indica un posible daño en la estructura. Figura 5.22 Curvas de posición de seguidor, velocidad de viento y radiación. 71

98 La siguiente figura muestra también un mal funcionamiento de los seguidores. Esta vez el problema se puede ver tanto en la curva de posición solar y la de posición real, ambas semejantes. Se ha añadido el tiempo del seguidor para observar que se trata de un problema en la actualización de la hora en el PLC incorporado en el seguidor. Figura 5.23 Curvas de posición de seguidor, velocidad de viento, radiación y hora del seguidor Alarma de fallo en stringbox Con esta alarma se identifican los problemas a más bajo nivel, a nivel de string. - Una o varias stings abiertas -Potencia de inversor mayor que cero - Irradiancia por encima de valor de filtro. Con esta alarma se comprueba el funcionamiento de todos los strings, lo que permite garantizar en todo momento el conocimiento de aquellos módulos que no estén produciendo procediendo a su inspección y reparación. Puesto que los inversores cuentan con numerosos strings una alarma de estas características apenas será apreciable en el funcionamiento del mismo a menos que haya varios strings con problemas. 72

99 Análisis de alarma de fallo en stringbox Las alarmas de stringbox como las que se muestran en la figura 5.24, se analizan mediante la visualización de las curvas de intensidad de los strings de la caja y la curva de radiación. Figura 5.24 Alarmas de fallo de stringbox La figura 5.25 muestra la caja en la que se ha detectado la alarma. Como se puede ver solo uno de los doce strings, el S04, tiene intensidad igual a cero durante periodos con radiación suficiente. De esta manera se puede conocer cuál es el string afectado y localizar el problema. Figura 5.25 Curvas de posición de seguidor, velocidad de viento, radiación y hora del seguidor 73

100 74

101 Capítulo 6 6. ESTUDIOS BASADOS EN EL RENDIMIENTO DE LAS PLANTAS Y LOS EQUIPOS 6.1 Informe PR El informe de PR sirve para conocer el rendimiento de la planta. A través del informe de PR se registra el funcionamiento de la planta permitiendo analizar fallos pasados y mejorar la estimación de funcionamientos futuros. El informe de PR registra los datos principales de la planta de manera que a través de este pueda conocerse todos los problemas internos y externos de la plata. Para ello el informe de producción debe reflejar las tres variables principales de por las que medimos el rendimiento de una planta fotovoltaica: Producción generada Radiación incidente en plano de módulo Performance ratio. Variable que se calcula en función de la radiación, producción y potencia pico instalada Cálculo del PR El PR se obtiene de la siguiente manera: donde t es el periodo de tiempo elegido Producción La producción es igual al sumatorio de las energías del periodo elegido independientemente de la longitud de tiempo de los periodos de medida. El registro de las curvas de carga permite conocer la producción durante el periodo y analizar posteriormente cualquier intervalo del periodo. 75

102 6.1.3 Radiación Puesto que la radiación se ha obtenido en periodos de 10 min, es decir 6 cada hora, y las condiciones estándar a las que se ha medido la potencia pico de la planta es a 1000W/m2. La radiación es equivalente a: De esta manera se obtienen los valores básicos para el cálculo del rendimiento de la planta. Sin embargo otros factores son necesarios para conocer de manera precisa el funcionamiento de la planta. Las curvas de radiación junto con las curvas de carga brindan la posibilidad de conocer en todo momento el estado de funcionamiento de la planta. Hay otros valores que complementan el informe de PR permitiendo conocer la causa de PRs más bajos o más altos de lo esperado Ganancia De la medida de la radiación incidente al plano y la radiación horizontal se puede obtener la ganancia de la planta debida al seguimiento de la posición solar, permitiendo evaluar para instalaciones futuras las ventajas entre las distintas formas de seguimiento. La ganancia es calculada en base a la radiación horizontal de la siguiente manera: Suciedad De la diferencia entre la célula sucia y la célula limpia de la estación meteorológica es posible evaluar la necesidad de una limpieza de la planta en el presente como para planes de mantenimiento futuros. Para calcular la suciedad se determina el offset entre ambas células en el momento de la limpieza: Para después obtener la suciedad: 76

103 6.1.6 Incidencias El registro de las incidencias tanto externas como internas permite justificar valores de PR inesperado Radiación corregida Cuando hay una parada en la planta es necesario determinar la causa de la parada para ver si es imputable al mantenimiento de la planta. Ya que se si se trata de una falta externa, es decir, de la red, debe tenerse en cuenta para el informe de producción mensual ya que estas paradas no deben incluirse en las pérdidas de producción al no ser responsabilidad de mantenimiento como se estipula por contrato. Para tener en cuenta estas paradas en los informes mensuales de producción se ha desarrollado una macro (ANEXO Código macro radiación corregida) que permite incorporar estos cortes en el cálculo del PR. Una vez introducida la radiación en el informe, y después de haber sido filtrada según el contrato correspondiente, se incorpora una tabla en la que se deben de introducir los cortes teniendo en cuenta la fecha de inicio y la de parada. La estación, lee datos de los sensores cada segundo, y cuando lee 10 minutos (600 segundos) calcula la media y guarda un valor en su base de datos. Esto significa, los valores que ha leído desde las 8:00 hasta las 8:10, por ejemplo, se almacenan a las 8:10. Figura 6.1 Representación gráfica de almacenamiento de datos Esto significa, que si tenemos un corte de las 8:02 a 8:07, se tendrá que tener en cuenta 5 minutos de corte sobre el valor guardado a las 8:10, que es el que ha almacenado los registros desde las 8:00 hasta las 8:10. Para ello la macro que se ha diseñado lee la hora de comienzo y de fin del corte y compara con estas dos con el periodo y siguiente periodo de la radiación almacenada de manera que 77

104 cuando identifique el periodo en el que corresponde el corte almacene el tiempo de parada en ese periodo y la potencia afectada. La macro identifica errores a la hora de introducir los cortes en la tabla como se puede ver en las instrucciones de uso en el Anexo: Instrucciones de uso para la radiación corregida. Una vez incorporados todos los cortes la radiación es corregida de la siguiente manera: ( ( ) ( )) PR corregido La corrección del PR en función de os problemas ajenos a mantenimiento permite conocer el verdadero PR de la planta teniendo en cuenta solamente las perdidas esperadas y los problemas de mantenimiento. Por lo tanto el PR corregido es: Degradación Puesto que la potencia pico de la planta forma parte del cálculo de PR, y esta de pende de la potencia de los paneles, de nuevo es necesario tener en cuenta la degradación de la planta en función de la garantía del proveedor de los módulos. Siendo la potencia real instalada: 6.2 PR como herramienta de identificación de problemas Como se ha explicado en el apartado anterior el cálculo del PR sirve como complemento a las alarmas para la detección de funcionamientos anómalos en la planta. Al tener un registro del PR durante periodos anteriores es posible identificar cuando el valor de PR en la planta no se corresponde con el esperado. A continuación se muestra un análisis basado en la detección de una anomalía en el PR diario calculado en una planta. En la planta estudiada se obtuvo un valor de PR en torno al 93%, mucho mayor que en días anteriores. 78

105 Puesto que se trata de un PR por encima de lo normal y teniendo en cuenta la fórmula de PR, es razonable suponer que el fallo este en la radiación al estar en el cociente. Al observas las células, se observa que la radiación del seguidor usada para cálculo de PR (célula 5) disminuye a niveles de radiación de células horizontales (célula 2). También se observa que las demás células en seguidores son considerablemente mayores (célula 4 y célula 3). Figura 6.2 Curvas de radiación, PR como herramienta de análisis. Por lo tanto se puede deducir que el seguidor con la célula de PR está en posición horizontal por lo que la radiación real es menor a la medida. El motivo de que la producción de la planta no disminuya al haberse puesto en horizontal es que como se puede ver por las otras células no todos los seguidores han quedado en posición de defensa y por tanto solo parte de la producción se ha visto afectada. 6.3 Estudio detallado de inversor Esta planta es objeto de estudio no por las alarmas que se reciben de la planta sino porque los valores de PR obtenidos se encuentran por debajo de los valores esperados en los 79

106 estudios previos. Para averiguar el origen u orígenes del mal funcionamiento de la planta se ha estudiado la planta en su totalidad y por inversor. Se ha hecho el cálculo de PR por inversor para averiguar qué inversores tenían menor producción de la esperada. Los inversores con peor PR han sido el 4.1, 4.2 y el CT1 CT2 CT3 CT INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 78,93% 81,71% 81,49% 80,63% 80,52% 80,61% 77,38% 77,70% CT5 CT6 CT7 CT INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,74% 80,08% 80,17% 79,77% 80,84% 79,87% 81,82% 81,30% CT9 CT10 CT11 CT INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,70% 80,45% 80,13% 78,05% 78,62% 78,25% 80,54% 80,83% CT13 CT14 CT15 CT , INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,06% 79,76% 80,14% 80,04% 78,60% 79,09% 77,69% 79,05% Tabla 6.1 PR por inversor en planta Una vez analizados los inversores se puede observar gráficamente, en la figura 6.3, que se trata de un problema de potencia limitada puesto que en este mes se registran valores muy altos de radiación y los inversores se encuentran subdimensionados para estos niveles de radiación. De ahí que las curvas de potencia se mantengan constantes a pesar de incrementar la radiación, siendo el 16.1 el menos afectado de los tres. 80

107 Figura 6.3 Curvas de potencia limitada Teniendo en cuenta las pérdidas por potencia limitada y por paradas se analiza de nuevo las diferencias en los cálculos de PR. Para el cálculo de la potencia limitada se ha supuesto un PR semejante a las radiaciones inferiores en las que la potencia no está capada. 81

108 CT1 CT2 CT3 CT INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (Kwh) INV1 (Kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,4 PR 81,28% 81,71% 81,49% 80,63% 80,52% 80,61% 79,83% 80,16% CT5 CT6 CT7 CT INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,74% 80,62% 80,17% 79,77% 80,84% 79,87% 81,82% 81,30% CT9 CT10 CT11 CT INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,70% 80,45% 80,13% 78,05% 78,62% 78,25% 80,54% 80,83% CT13 CT14 CT15 CT , INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) INV1 (kwh) INV2 (kwh) , , , , , , , ,0 PR 80,06% 79,76% 80,14% 80,04% 78,60% 79,09% 80,16% 79,05% Tabla 6.2 PR por inversor teniendo en cuenta paradas y potencia limitada Se observa una diferencia entre los PRs de inversores con misma potencia instalada superiores al 3% y no se observa ninguna razón aparente. Por ello se estudian a detalle el inversor 11.2 y el 8.2. Para ello se ha desarrollado una metodología de estudio que permite identificar la localización de las pérdidas mediante el desglose de las mismas y su estudio individual desde su conversión de radiación a potencia en corriente alterna. 82

109 6.3.1 Comparación de eficiencia de la potencia de entrada al inversor para los distintos valores de radiación en el inversor 11.2 Figura 6.4 Relación potencia CC frente a Potencia CC máxima, Inv 11.2 En la figura 6.4 se puede ver claramente el mal funcionamiento a bajas radiaciones como se explicaba en el apartado Existen datos con valores mayor o igual que uno lo que probablemente se deba a problemas de medida o al hecho de estar comparándose con un valor teórico. Los equipos utilizados para el estudio han sido los analizadores de CC y los contadores en CA por tener mejor precisión. Filtro ,04 Filtro 75,11 Filtro< 84, % 4.805,00 >1200 % 76, % 6.916,00 Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Tabla 6.3 Muestras de potencia a distintos niveles de radiación (máx 1200W/m2). Inversor 11.2 Debido a los altos niveles de radiación se quiso estudiar el funcionamiento de los inversores para radiaciones mayores de 1200W/m2 sin embargo esto resulta difícil puesto el número 83

110 de muestras es muy bajo como se ve en los gráficos de datos de la dispersión de las muestras. Como por encima de los 1000 hay una concentración de datos con muy poca dispersión parece razonable suponer que el comportamiento es muy parecido para todos los valores por encima de Así mismo viendo la gráfica parece razonable despreciar los datos por debajo de filtro (30W/m2 y 100W/m2) ya que el funcionamiento a bajas radiaciones es siempre peor e incluirlos junto con los valores de mayor radiación no es representativo. Filtro Filtro> 78,97 Filtro 83, , % 4.881, % 6.605, % 5.745,00 Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Tabla 6.4 Muestras de potencia a distintos niveles de radiación (máx 1000W/m2). Inversor 11.2 Apenas se observa diferencia entre ambos filtros. Ahora podemos observar que existe una diferencia de un 4,3% entre el rendimiento de la potencia de entrada al inversor. El problema del cálculo de la potencia máxima en función simplemente de la radiación como se hace en el cálculo de PR es que no se tiene en cuenta la temperatura y esta puede estar afectando en gran manera al variar el rango entre valores de 10 a 70 grados aprox. 84

111 Figura 6.5 Temperatura de la célula frente a radiación En la figura 6.5 se observa una relación directa entre los valores de radiación y la temperatura de la célula como se esperaba por la explicación dada en el apartado Como vemos ahora en la figura 6.6 existe un mayor equilibrado al tener en cuenta la temperatura. La potencia corregida por temperatura se ha calculado de acuerdo a la información provista por el proveedor de paneles Yingli, en la que la potencia por modulo se ve afectada de la siguiente manera: ( ) α: Coeficiente de variación de potencia máxima por temperatura P: Potencia corregida por radiación y temperatura P MPP : Potencia en el MPP en condiciones STC 85

112 P(STC): Potencia corregida por radiación G:Radiación medida G(STC):Radiación medida en condiciones estándar. Tcel: Temperatura de la célula T(STC): Temperatura de la célula en condiciones estándar. Usando los valores de la figura 6.7 se obtienen los valores corregidos y las relaciones mostradas en la tabla 6.5. Figura 6.6 Relación potencia CC frente a Potencia CC máxima corregida por temperatura, Inv

113 Figura 6.7 Parámetros utilizados de la ficha técnica de los módulos para la corrección de la potencia por temperatura Filtro> ,46% Filtro ,58% Filtro ,80% Pot DC Pot DC corr Pot DC Pot DC corr Pot DC Pot DC corr Tabla 6.5 Muestras de potencia a distintos niveles de radiación corregidas por temperatura (máx 1000W/m2). Inversor 11.2 Como podemos ver en la tabla 6.5 al tener en cuenta la temperatura la relación de potencias no difiere más de un 0,4% por lo que parece razonable suponer que no hay peor funcionamiento para altas radiaciones más que por el efecto de la temperatura en este 87

114 inversor. Como se esperaba la potencia depende directamente de la radiación y la temperatura, y esto se demuestra ya que se obtienen valores aproximadamente constantes para los distintos rangos una vez se han tenido en cuenta ambas variables Comparación de eficiencia de la potencia de entrada al inversor para los distintos valores de radiación en el inversor 8.2 El número de muestras es igual respecto al otro inversor al estar usando la radiación de los piranómetros para ambos. Filtro Filtro> 81,09 Filtro 86, , % 4.901, % 6.588, % 5.733,00 Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Pot DC Pot DC max N Tabla 6.6 Muestras de potencia a distintos niveles de radiación (máx 1000W/m2). Inversor 8.2 De nuevo existe una diferencia de aproximadamente 5,6% en este caso. Por lo que se tiene en cuenta la temperatura para obtener los siguientes resultados: Filtro> ,52% Filtro ,32% Filtro ,56% Pot DC Pot DC corr Pot DC Pot DC corr Pot DC Pot DC corr Tabla 6.7 Muestras de potencia a distintos niveles de radiación corregidas por temperatura (máx 1000W/m2). Inversor 8.2 Podemos ver que al tener en cuenta la temperatura la relación de potencias difiere un 2%. Este inversor muestra peor funcionamiento para altas radiaciones (>1200W/m2) que para radiaciones bajas (<1000W/m2), a pesar de ser el inversor con mejor PR de los dos. Este problema se estudia de manera general en el apartado

115 6.3.3 Comprobación de regulación de inversor en inversor 8.2 Para la comprobación de la regulación del inversor se ha comparado el voltaje medido en bornes de CC del inversor por el analizador de DC. El periodo estudiado es una semana para facilitar la representación gráfica. Figura 6.8 Parámetros utilizados de la ficha técnica de los módulos para la corrección de la tensión por temperatura En la figura 6.9 se distinguen dos curvas, la VERDE que representa la tensión del inversor una vez este ha arrancado y la AZUL que es la tensión teórica del panel que se ha calculado de la siguiente manera: 89

116 ( ( ) ) σ: Coeficiente de variación de tensión en MPP por temperatura Para obtener σ es necesario ver la variación del voltaje en función de la radiación, puesto que se conoce la temperatura y el voltaje en NOCT podemos corregir este valor con la temperatura para obtener el voltaje a la irradiación de NOCT (800W/m2) ver la diferencia con la V en STC. Figura 6.9 Tensión real frente a tensión teórica. Inversor 8.2 El problema de este modelado de comportamiento es que no es preciso para radiaciones bajas por los problemas explicados en el comportamiento de las células, eso se hace más notable en los días en los que la radiación aumenta y disminuye despacio y por ello aparecen colas más altas los extremos. Para poder ver en más detalle esta regulación se ha escogido un día con buena radiación como el de la figura

117 Figura 6.10 Tensión y potencia reales frente a tensión y potencia teóricas. Inversor 8.2 Este inversor parece regular bien ya que como se ve en la gráficas los voltajes son bastante semejantes a los que deberían ser sin embargo difiere en algunos puntos lo cual será objeto de estudio en el apartado Comprobación de regulación de inversor en inversor 11.2 Como se aprecia en las figuras 6.11 y 6.12 este inversor también parece que está regulando bien ya que los valores de nuevo son muy semejantes. Podemos observar que existen más perdidas en medio del día para este inversor que para el otro comparando las curvas de potencia. Sin embargo, las curvas de regulación de voltaje concuerdan más en estos casos que en el

118 Figura 6.11 Tensión real frente a tensión teórica. Inversor 11.2 Figura 6.12 Tensión y potencia reales frente a tensión y potencia teóricas. Inversor

119 6.3.5 Rendimiento de seguimiento del MPP Calculando este rendimiento para ambos inversores de la siguiente manera: *: Condiciones estándar Se obtiene un rendimiento para el inversor 8.2 de: 94,25% Y para el inversor 11.2: 90,4% Hay que tener en cuenta que el problema de este cálculo es que, exceptuando las pérdidas por temperatura, todas las demás perdidas están incluidas en este rendimiento. Por la diferencia de valores el problema parece estar en una de estas pérdidas Perdida de potencia de entrada al inversor por temperatura Aunque se haya identificado el grupo de pérdidas en el que probablemente se esté originando la diferencia en PR, es necesario comparar las pérdidas por temperatura y cuantificarlas para poder ver su efecto en el PR final. La potencia de entrada al inversor se ve afectada por la temperatura como se especificaba en la fórmula: ( ) 93

120 Suponiendo que la potencia dependa de la radiación y temperatura como se ha explicado anteriormente, las pérdidas por temperatura son en un principio independientes de la potencia instalada. Por ello se pueden calcular simplemente con las radiaciones y aplicando la corrección de temperatura correspondiente a la de potencia, es decir: ( ) Las pérdidas calculadas varían para todos los CTs entre un 10 y un 12%. En este caso las del CT8 y CT11 son 11,55% y 10,88% respectivamente. Como se puede ver no hay gran diferencia entre ambas por lo tanto aunque tenga muchas pérdidas por temperaturas son muy semejantes entre sí y no son el origen de la diferencia Rendimiento en inversores El rendimiento calculado con los analizadores DC y los contadores AC para eliminar lo máximo posible los errores de medida son los siguientes: 97,62% 97,90% 98,08% 98,08% , , , , , , , ,2 CT-01 CT-02 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA DC AC DC AC DC AC DC AC 97,78% 97,45% 96,40% 96,98% , , , , , , , ,3 CT-03 CT-04 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA POTENCIA 94

121 DC AC DC AC DC AC DC AC 97,42% 96,86% 97,52% 96,83% , , , , , , , ,6 CT-05 CT-06 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC 96,83% 97,60% 97,77% 97,68% , , , , , , , ,7 CT-07 CT-08 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC 97,68% 97,35% 97,59% 96,83% , , , , , , , ,8 CT-09 CT-10 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC 96,71% 97,30% 97,64% 96,86% , , , , , , , ,2 CT-11 CT-12 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC 95

122 97,79% 95,50% 95,51% 98,06% , , , , , , , ,2 CT-13 CT-14 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC 100,36% 98,25% 97,88% 97,56% , , , , , , , ,3 CT-15 CT-16 INVERSOR 1 INVERSOR 2 INVERSOR 1 INVERSOR 2 POT DC POT AC POT DC POT AC POT DC POTAC POT DC POT AC Tabla 6.8 Rendimiento de inversores de toda la planta Todos los inversores superan el 95,5% Perdida en CC(DC) Teórica Angular and spectral 1,7% Shading 0,3% Soiling 3,0% Irradiance level 0,9% Mismatch 0,5% Low Voltage wiring 1,0% MPP tracking 1,0% Temperature 8,2% DC 84,3% Inverter 98,4% Transformation and MV/HV wiring 1,9% Design PR 81,4% Tabla 6.9 Pérdidas teóricas de la planta Esta es la tabla de pérdidas anuales recogida del estudio técnico. 96

123 Teniendo en cuenta que las de inversor (rendimiento) son después de DC y así como las de transformación y MV/HV. El PR esperado en continua es 84,34%. El PR esperado tras la salida del inversor es 83%. Observando la tabla 6.10: La temperatura reduce el PR de DC en aproximadamente 3% más del esperado, lo que supone una disminución de PR a la salida del inversor. Este valor es de esperar al tratarse de uno de las épocas más calurosas y por los niveles de radiación y además las pérdidas son semejantes en ambos inversores por lo que no es el origen de la diferencia. El inversor 8.2 tiene unas pérdidas de temperatura de 11,55%, suponiendo las demás perdidas igual a la tabla, el PR de entrada al inversor 8.2 teórico es 81,3%. Puesto que también se conocen los rendimientos de los inversores se puede saber que el PR esperado a la salida es 81,3% * 97,7% (rendimiento del inversor 8.2) = 79,38% El PR real de este inversor en AC ha sido 81,45 % algo por encima del esperado ya que los paneles correspondientes al inversor se han limpiado recientemente y las pérdidas por suciedad son menores al 3%. Si se considera absolutamente limpio el PR es muy semejante al esperado. El inversor 11.2 tiene unas pérdidas de temperatura de 10,9%, suponiendo las demás perdidas igual a la tabla, el PR de entrada al 11.2 teórico es 81,9%. Puesto que también conocemos los rendimientos de los inversores podemos saber que PR esperamos a la salida es 81,9% * 97,3% (rendimiento del inversor 11.2 calculado) = 79,67% El PR real de este inversor en AC ha sido 78,39 % muy por debajo del esperado ya que las pérdidas incluidas en el cálculo de rendimiento de seguimiento de MPP equivalen a 9,6%, mucho mayores en este inversor que en el 8.2. Las pérdidas por los niveles bajos de radiaciones no son el problema puesto que se ha visto en la comparación de potencias que la diferencia era especialmente notable para radiaciones medios-altas en medio del día. 97

124 No se observan sombras a lo largo del día ni en planta ni en las medidas de las células. No ha habido alarmas de seguimiento. La desviación de las células limpia y sucia, para el CT8 es -1,37% y del CT11-1,26%, como la limpieza acabo el 26 de noviembre se puede suponer que los módulos están limpios. Las pérdidas de cableado se consideran semejantes en ambos al tener distancias similares y además han de ser mayores en el inversor 8.2 que en el 11.2 ya que la corriente medida en el primero es en general mayor. Puesto que los resultados indican la probabilidad de que se trate de un problema de suciedad se ha estudiado la evolución del PR diario junto con el plan de limpiezas. Figura 6.13 Evolución del PR diario Figura 6.14 Limpieza programada del plan preventivo Se comprueba con los meses posteriores que el PR diario mantiene una distancia proporcional hasta el día de la limpieza, por lo que la diferencia entre inversores se puede concluir que es principalmente por un problema en las células de medida de limpieza. 98

125 Al revisar el plan preventivo se observa que la diferencia en los PRs de inversores se debe principalmente a problemas de limpieza. Se procede a estudiar el funcionamiento a altas temperaturas con mayor detalle en el apartado

126 Teórica INV 8.2 temp INV 8.2 limpio INV 8.2 medido INV 11.2 temp INV 11.2 limpio INV 11.2 medido Angular and spectral 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% Shading 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% Soiling 3,0% 3,0% 0,0% 3,0% 0,0% Irradiance level 0,9% 0,9% 0,9% 5,75% 0,9% 0,9% 9,60% Mismatch 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% Low Voltage wiring 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% MPP tracking 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Temperature 8,2% 11,5% 11,5% 11,5% 10,9% 10,9% 10,9% DC 84,3% 81,3% 83,8% 83,4% 81,9% 84,4% 80,6% Inverter 98,4% 97,7% 97,7% 97,70% 97,3% 97,3% 97,3% AC 82,99% 79,38% 81,83% 81,45% 79,67% 82,13% 78,39% Pot DC max (kw) Pot DC (kw) Pot AC (kw) Energía AC medida contador (kwh) Tabla 6.10 Pérdidas hasta el inversor. 100

127 6.3.9 Error en medidas de inversor Se ha medido la diferencia de potencia medida por el inversor y la medida por el analizador y se observa que el un porcentaje alto de las medidas (75%) los inversores mide entre un 0 y un 30% más que el analizador. Esta diferencia de medida se aprecia fácilmente en la figura Figura 6.15 Potencia de analizador frente a potencia de inversor 6.4 Estudio de regulación Como se pudo ver en el estudio anterior existía un peor funcionamiento durante las altas radiaciones. Por ello se procedió a analizar el PR para distintos rangos de radiación. 101

128 Figura 6.16 PR por inversor para distintos niveles de radiación Se observa una disminución muy grande del PR para altas radiaciones en la figura Como se puede ver la tabla 6.11 el número de periodos con radiación superior a 1000W/m2 corresponde al 46,57% y la radiación a estos niveles supone un 59,26% del total por lo que el PR total de la planta se ve afectado en gran medida por este problema. Periodos >30 W/m2 Periodos >1000 W/m2 Porcentaje ,57% Radiación >30 W/m2 Radiación >1000 W/m2 Porcentaje 297, , ,26% Tabla 6.11 Periodos y sumatorio de radiaciones para distintos niveles de radiación 102

129 De nuevo para poder tener en cuenta que porcentaje de PR corresponde a problemas y no a temperatura se ha de tener en cuenta. Se toma la misma temperatura para todos los CTs ya que la variación es muy pequeña y se estiman unas perdidas por temperatura de 8,99% para radiaciones de 30 a 1000 W/m2, 11,02% para radiaciones de 800 a 1000 W/m2 y 13,45% para radiaciones por encima de 1000 W/m2. Como se puede ver las pérdidas a altas radiaciones por temperatura suponen un 2,43% por lo que la diferencia entre ambos PRs disminuirá como se puede ver en la figura 6.17 Figura 6.17 PR corregido por temperatura por inversor para distintos niveles de radiación El PR más alto es el de 800 a 1000 W/m2 lo cual es lógico al no tener incluido el mal funcionamiento a bajas radiaciones ni el mal funcionamiento detectado a altas radiaciones. El valor que no es normal es el de PR para radiaciones mayores de 1000 W/m2 ya que existe una diferencia de 1,81% con respecto al de 800 a 1000 W/m2 lo cual una vez corregido por temperatura no debería ocurrir. El problema es que este 103

130 valor incluye las pérdidas por potencia limitada por lo que se excluirá los valores de los inversores con potencia limitada para no alterar el resultado, ya que el método empleado para el cálculo aproximado de pérdidas por potencia limitada implica la suposición de ningún otro problema. De esta manera la diferencia se reduce a un 1,73% lo que implica aún una pérdida considerable de PR. De nuevo es necesario estudiar las pérdidas en el proceso de generación y conversión. Las pérdidas por suciedad son constantes a lo largo del día por lo que se descarta este problema. El rendimiento del inversor se ha comprobado que es más bajo para valores de radiación menores como se esperaba. Las pérdidas de cableado pueden suponer parte del problema pero puesto que no hay mucha diferencia entre los valores de intensidad en las muestras, no se considera el motivo principal al no verse afectadas apenas las pérdidas por efecto Joule. Las pérdidas de mismatch se suponen constantes para este estudio. Se comprueba la regulación de los inversores a lo largo del día. Como se puede observar en la figura 6.18 cuando la radiación alcanza niveles altos, la curva de voltaje difiere de la curva esperada. Esto ocurre muchos días a partir de los 1000W/m2. Esto indica un problema de regulación en el inversor. Se han medido otros parámetros del inversor y se comprueba que el problema es consecuencia de una alta temperatura en el inversor durante estos periodos de radiación. Cuando el inversor supera los 55/60 grados la regulación comienza a ser errónea lo que supone una pérdida del aprovechamiento máximo de la radiación y su consecuente disminución de PR. 104

131 Figura 6.18 Curvas de regulación real frente a esperada y temperatura de inversor Este estudio permite identificar problemas en los inversores comprándolos con su valor esperado. El beneficio principal de este estudio es que permite localizar los problemas que suponen pérdidas de PR de niveles medios y que de otra manera pasan desapercibidas. En el estudio del apartado 6.3 no se encontró los problemas de regulación por el tamaño de la muestra escogido para el estudio de regulación. A continuación se muestra una planta con problemas e regulación en el que una vez comprendido este estudio se ven de manera evidente si comparamos la evolución diaria del voltaje en los inversores con los valores de temperatura de las células. En estas gráficas no es necesario evaluar el valor esperado ya que las variaciones de voltaje son muy pronunciadas. En este caso no se observó relación con ninguna variable del inversor y se comprobó que era un problema del propio regulador del inversor. 105

132 Figura 6.19 Curvas de regulación 106

133 Capítulo 7 CONCLUSIONES Existen varios tipos de problemas en las plantas fotovoltaicas que sin un equipo de operación y mantenimiento supondrían unas pérdidas considerables de rendimiento. Para llevar a cabo este trabajo es necesario el uso de programas de monitorización, y la recogida de datos para identificar problemas en el futuro. El estudio de inversores se realizó también con las medidas del inversor pero los resultados eran incoherentes, por lo que se concluye que la aparamenta ideal para los estudios de inversor son los analizadores para CC y los contadores para CA. Al medir el error en base al contador las diferencias medidas han sido muy grandes. El contador tiene también un +-1% de error en su medida por lo que se dificulta el cálculo de las perdidas exactas. Si bien la precisión en la medida puede facilitar el trabajo, al tratarse de tareas de mantenimiento, no es esencial ya que lo que se busca es localizar los fallos y averías para poderlos corregir. El conocimiento de los funcionamientos de los equipos facilita enormemente el análisis de los problemas. También es importante conocer los distintos tipos de pérdidas que se dan en una planta para tenerlas en cuenta cuando se desee encontrar funcionamientos anómalos que no haya sido posible localizar mediante el uso de alarmas. Teniendo en cuenta cada tipo de pérdida es posible identificar de manera aproximada donde se encuentra el problema como se ha demostrado en el problema de limpieza y en el problema de regulación. Para verificar la regulación es necesario conocer los datos de panel y usar un modelo fiable. El modelo utilizado no era fiable a bajas radiaciones, pero como se había identificado el problema para radiaciones altas, el modelo ha funcionado correctamente y ha permitido 107

134 identificar el problema de regulación en el inversor. Gracias a la monitorización de otros parámetros ha sido posible identificar la relación del mal funcionamiento con la temperatura del inversor. Del análisis de inversores se puede concluir que es mejor tener un valor de tensión de arranque mayor si el inversor tiene muchas entradas en defensa ya que esto aumentara la vida útil del inversor y las pérdidas de radiación pueden ser mayores incluso de esta manera que con un valor de arranque más tardío. Puede resultar interesante realizar un estudio de los arranques de inversor con una mayor resolución para poder ver la variación del voltaje, teniendo en cuenta la temperatura, ya que este es el parámetro principal en este funcionamiento. Aunque teniendo en cuenta los resultados obtenidos no se esperan grandes diferencias en la producción, y la solución propuesta puede servir para evitar el daño en los inversores. Además conociendo la variación del voltaje con la temperatura el problema que puede haber es que este valor sea muy cambiante a lo largo del año, y el ajuste del arranque de los inversores con una periodicidad alta no sea viable. Sin embargo se propone obtener los valores máximos óptimos de la tensión de arranque durante un tiempo determinado (ej: 6 meses) para realizar un número bajo de ajustes anualmente (en el ejemplo de 6 meses, 2 veces al año), disminuyendo así las puestas en defensa y aprovechando la radiación. 108

135 ANEXOS ANEXO 1: Estudio de arranque de inversores PRODUCCIÓN RADIACIÓN SCADA Fecha/hora INV 1 INV 2 INV 3 INV 4 Radiación 01/11/2013 7:56 0,1 0,1 0,1 0,1 2,195 01/11/2013 7:58 0,1 0,1 0,1 0,1 2,992 01/11/2013 8:00 0,1 0,1 0,1 0,1 3,644 01/11/2013 8:02 0,1 0,1 0,1 0,1 4,308 01/11/2013 8:04 0,8-0,2 0,1 0,1 5,415 01/11/2013 8:06 1,1 0,7 0-0,1 7,296 01/11/2013 8:08 0,5-1 0,8 0,9 9,595 01/11/2013 8:10-0,3 1,1-3,1-2,7 14,571 01/11/2013 8:12-6,4-3 -7,1-7,3 18,888 01/11/2013 8:14-7,9-8,6-8,6-8,9 21,917 01/11/2013 8:16-9,6-10,4-10,8-10,9 25,567 01/11/2013 8:18-11,4-12,2-12,9-12,9 29,378 01/11/2013 8:20-13,3-14, ,1 33,143 01/11/2013 8:22-15,8-16,6-17,4-17,9 39,333 01/11/2013 8:24-18,1-19,4-20,7-22,2 50,306 01/11/2013 8:26-18,1-19,1-20,6-20,8 44,383 01/11/2013 8:28-19, ,5-22,7 47,741 01/11/2013 8:30-20,2-21, , /11/2013 7:42 0,1 0,1 0,1 0,1 0 02/11/2013 7:44 0,1 0,1 0,1 0,1 0 02/11/2013 7:46 0,1 0,1 0,1 0,1 0,015 02/11/2013 7:48 0,1 0,1 0,1 0,1 0,393 02/11/2013 7:50 0,1 0,1 0,1 0,1 1 02/11/2013 7:52 0,1 0,1 0,1 0,1 1,015 02/11/2013 7:54 0,1 0,1 0,1 0,1 1,474 02/11/2013 7:56 0,1 0,1 0,1 0,1 2,618 02/11/2013 7:58 0,1 0,1 0,1 0,1 4,507 02/11/2013 8:00 0,2 0,1 0,1 0,1 5,687 02/11/2013 8:02 0,7 0,1 0,1 0,1 7,207 02/11/2013 8:04-0,1 1,1 0,7-0,2 8,015 02/11/2013 8:06 0,5-0,1-0,4 0,9 9,485 02/11/2013 8:08-0,4 0,2 0,7-0,8 11,687 02/11/2013 8:10 1,1-4,7-0,1 0,7 15,378 02/11/2013 8:12 0,1-5,7-5,9-3,5 16,008 02/11/2013 8:14 0,1-5,3-5,6-5,7 15,03 02/11/2013 8:16 0,1-5,3-5,5-5,7 15,271 02/11/2013 8:18 0,1-5,2-5,3-5,5 14,

136 02/11/2013 8:20 0,1-5,8-5,9-5,7 15,556 02/11/2013 8:22 0,1-8,2-8,1-7,5 19,578 02/11/2013 8:24 0,1-8,9-9,1-8,6 21,778 02/11/2013 8:26-6,5-8,6-9 -8,8 22,052 02/11/2013 8:28-9,5-9,4-9,2-8,9 22,346 02/11/2013 8:30-9,3-9,7-9,9-9,6 23,978 03/11/2013 7:46 0,1 0,1 0,1 0,1 1,007 03/11/2013 7:48 0,1 0,1 0,1 0,1 1,709 03/11/2013 7:50 0,1 0,1 0,1 0,1 2,556 03/11/2013 7:52 0,3 0,1 0,1 0,1 3,604 03/11/2013 7:54 0,8 0,4 0,2 0,2 4,436 03/11/2013 7:56 0-0,1 0,6 0,5 5,822 03/11/2013 7:58 0,7 0,6 0,8-0,1 7,848 03/11/2013 8:00-0,3 0,5 0,4 0,5 10,119 03/11/2013 8:02 1,1 0,1-0,6-0,7 13,993 03/11/2013 8:04 0,2 0,5-6,6-16,9 59,955 03/11/2013 8:06 0,1-0,2-12,9-50,1 162,485 03/11/2013 8:08 0,1-0,3-25,3-70,5 202,156 03/11/2013 8:10 0,1-0,2-31,8-72,8 204,261 03/11/2013 8:12 0,1-0,2-32, ,215 03/11/2013 8:14 0,1-0,2-49,1-87,3 216,639 03/11/2013 8:16 0,1-0,1-72,7-115,7 283,522 03/11/2013 8:18-26,7-0,1-70,7-112,5 250,955 03/11/2013 8:20 El inversor 1.2 ha arrancado en este intervalo 03/11/2013 8:22 ya que hay energía 03/11/2013 8:24-51,4-44,6-52,9-66,1 164,8 03/11/2013 8:26-34,4-40,6-48,7-62,5 154,709 03/11/2013 8: , ,9 96,511 03/11/2013 8:30-17,5-19,4-21, ,567 03/11/2013 8:32-17,6-19,5-21,6-24,1 53,925 03/11/2013 8:34-17,4-19,2-21,3-23,5 51,875 03/11/2013 8: ,7-22,6-24,4 53,609 04/11/2013 8:20 0,1 0,1 0,1 0,1 0,855 04/11/2013 8:22 0,1 0,1 0,1 0,1 0,871 04/11/2013 8:24 0,1 0,1 0,1 0,1 0,815 04/11/2013 8:26 0,1 0,1 0,1 0,1 1 04/11/2013 8:28 0,1 0,1 0,1 0,1 1,323 04/11/2013 8:30 0,1 0,1 0,1 0,1 1,583 04/11/2013 8:32 0,1 0,1 0,1 0,1 1,94 04/11/2013 8:34 0,1 0,1 0,1 0,1 2,106 04/11/2013 8:36 0,1 0,1 0,1 0,1 4,106 04/11/2013 8:38-0,2-0,5-0,3 0 7,621 04/11/2013 8:40 0,8 0,6 0,8 0,6 8,192 04/11/2013 8:42-2,5-2,7-1,4-0,2 11,

137 04/11/2013 8:44-6,5-7,1-7,3-6,9 16,907 04/11/2013 8:46-7,9-8,5-8,9-8,8 20,356 04/11/2013 8:48-7,6-8,3-8,9-9 20,662 04/11/2013 8:50-8,6-9,5-10,1-10,3 22,869 04/11/2013 8:52-8,7-9,6-10,2-10,6 22,8 04/11/2013 8: ,6-11,5-11,4 25,406 04/11/2013 8:56-13,2-14,1-15,2-15,3 31,681 04/11/2013 8:58-12,5-13,6-14, ,879 04/11/2013 9:00-11,2-11,9-12,8-12,7 28,094 04/11/2013 9:02-9,2-10,2-10,7-11,1 24,18 04/11/2013 9:04-6,2-7,2-7,2-7,5 18,285 04/11/2013 9:06 0,7 0,3-5,1 0,6 14,273 04/11/2013 9: ,8-6,6-2,2 17,585 04/11/2013 9:10-5,3-5,9-5,8-6,2 15,832 04/11/2013 9:12-5,5-6,1-6 -6,3 15,712 04/11/2013 9:14-7,4-8,1-8,1-8,1 18,9 04/11/2013 9:16-0,3-1,2-5,2-2 13,87 04/11/2013 9:18 1 0,9-6,7 1 16,422 04/11/2013 9:20 0,1 0,1-10,2 0 22,667 04/11/2013 9:22 0,1 0,1-15,8 0 32,101 04/11/2013 9:24 0,1 0,1-10,4 0 22,367 04/11/2013 9:26 0,1 0,1-12,8 0 26,528 04/11/2013 9:28 0,1 0, ,206 04/11/2013 9:30 0,1 0,1-13,2-2,3 28,325 04/11/2013 9:32 0,2 0,1-11,1-11,3 25,063 04/11/2013 9:34-8,7-9,6-10,8-11,1 24,078 04/11/2013 9:36-6,6-7,2-7,6-7,8 19,454 05/11/2013 7:58 0,1 0,1 0,1 0,1 2,358 05/11/2013 8:00 0,1 0,1 0,1 0,1 4,621 05/11/2013 8:02-0,1-0,1 0,1 0,1 6,885 05/11/2013 8:04 1,1 0,6-0,2-0,3 9,639 05/11/2013 8:06-1,1 0,5 0,7 0,7 12,947 05/11/2013 8:08-5,4-5,9-4,3-4,4 17,083 05/11/2013 8: ,9-8,1-9,1 23,09 05/11/2013 8:12-10,1-11,2-11,6-14,8 36,992 05/11/2013 8:14-15,5-16,8-17,4-24,4 61,611 05/11/2013 8:16-18,7-21,3-21,6-31,8 75,7 06/11/2013 8:08 0,1 0,1 0,1 0,1 3,308 06/11/2013 8:10 0,1 0,1 0,1 0,1 4,654 06/11/2013 8:12 0,1 0,1 0,1 0,1 5,862 06/11/2013 8:14 1 0,1 0,1 0,1 6,039 06/11/2013 8:16 0,5 0,1 0,1 0,1 7 06/11/2013 8:18 1 0,1 0,1 0,1 6,605 06/11/2013 8:20-0,3 0,4 0,1 0,1 5,489 06/11/2013 8:22 1,1 0 0,2 0,1 8,794 06/11/2013 8:24 0,4-0,2-3,8-0,3 11,

138 06/11/2013 8:26 0-0,3-2,2 0,5 11,594 06/11/2013 8:28 0 0,4 1,1-0,3 9,985 06/11/2013 8:30 0 0,8 0,1 0,4 9,457 06/11/2013 8:32 0 0,1 0,5 0,2 12,537 06/11/2013 8:34 0 0,1-6,3 1 17,692 06/11/2013 8:36 0,3 0,1-6,9 0,1 18,84 06/11/2013 8:38-2,5 0,1-6,4 0, /11/2013 8:40-5,6 0,1-6,9 0,1 18,836 06/11/2013 8:42-5,9 0,1-6,5 0,1 18,053 06/11/2013 8:44-6,4-0,9-7,2 0,1 19,248 06/11/2013 8:46-5,7-6 -6,6 0,1 17,554 06/11/2013 8:48-7,3-7,4-7,5 0,1 18,932 06/11/2013 8:50-11,1-11,5-11, ,346 06/11/2013 8:52-11,7-13,7-15,6-15,7 33,4 06/11/2013 8:54-11,6-14,3-16,5-17,1 38,06 06/11/2013 8:56-11,9-13,8-15,8-16,8 37,191 06/11/2013 8: ,7-16,8-17,1 36,72 07/11/2013 7:54 0,1 0,1 0,1 0,1 3,853 07/11/2013 7:56 0,1 0,1 0,1 0,1 4,025 07/11/2013 7:58 0,1 0,1 0,1 0,1 4,954 07/11/2013 8:00 1,3-0,2 0,1 0,1 7,461 07/11/2013 8:02 1,1 0,5 0,2 0,2 15,675 07/11/2013 8:04-5,3-2,4 1,1 1,1 42,791 07/11/2013 8:06-7,7-8,4-7,7-18,6 67,062 07/11/2013 8:08-8,4-9,1-8,7-17,6 65,133 07/11/2013 8:10-9,6-9,9-9, ,541 07/11/2013 8:12-17,5-21,6-17, ,426 08/11/2013 8:16 0,1 0,1 0,1 0,1 2,417 08/11/2013 8:18 0,1 0,1 0,1 0,1 5,298 08/11/2013 8:20 0,7 0,3 0,1 0,1 5,795 08/11/2013 8:22 0,2 0,3 0,1 0,1 5,053 08/11/2013 8:24 0,5-0,2 0,1 0,1 5,038 08/11/2013 8:26 0,5 1,1 0,1 0,1 6,099 08/11/2013 8:28 0,1 0,2 0,1 0,1 7,977 08/11/2013 8:30 1,1 0,8 0,4 0,2 6,5 08/11/2013 8:32 0,1 0,1 1,1 1,1 5,233 08/11/2013 8:34 0,1-0,2 0,2 0,3 7,084 08/11/2013 8:36 0,1-0,2 0,1 0,1 5,316 08/11/2013 8:38 0,1-0,2 0,1 0,1 3,198 08/11/2013 8:40 0,1-0,2 0,1 0,1 3,193 08/11/2013 8:42 0,1-0,2 0,1 0,1 3,182 08/11/2013 8:44 0,1 0 0,1 0,1 7,044 08/11/2013 8:46 0,6 0,1 0,6 0,3 4,731 08/11/2013 8:48 0,4 0,3 0,6 0,9 4,809 08/11/2013 8:50 0,1-0, ,195 08/11/2013 8:52 0,6 1, ,

139 08/11/2013 8:54-0,5-0,4 0,1-0,9 11,628 08/11/2013 8:56 1,1 0,8 0,9 1 10,578 08/11/2013 8:58 0,2 0 0,1 0,2 9,5 08/11/2013 9:00 0,1-0, ,825 08/11/2013 9:02 0,1-0, ,039 08/11/2013 9:04 0,1-0, ,055 08/11/2013 9:06 0,1-0,2 0,1 0 21,214 08/11/2013 9:08 0,1-0, ,39 08/11/2013 9:10 0,1 0,1 0,1 0,2 51,584 08/11/2013 9:12-14,7-9,4-14,8-10,6 36,727 08/11/2013 9: ,5-19,7-18,8 44,277 08/11/2013 9:16-20,8-19,8-20, ,723 09/11/2013 7:54 0,1 0,1 0,1 0,1 0,826 09/11/2013 7:56 0,1 0,1 0,1 0,1 1,02 09/11/2013 7:58 0,1 0,1 0,1 0,1 1,865 09/11/2013 8:00 0,9 0,1 0,1 0,1 2,806 09/11/2013 8:02-0,2 1,2 6 09/11/2013 8:04 1,1-1,1 1,2 0,5 17,988 09/11/2013 8:06 0 0,8-1,3-5,7 23,474 09/11/2013 8:08 1,1-0,7 0,5 0,6 9,341 09/11/2013 8:10 0,6 1,2-0,4-0,6 9,348 09/11/2013 8:12 0 0,3 1,1 1,2 11,045 09/11/2013 8:14 0 0,1 0,2 0,3 13,474 09/11/2013 8:16 0 0,1 0,1 0,1 24,283 09/11/2013 8:18 0 0,1 0,1 0,1 95,195 09/11/2013 8:20 0 0,1 0,1 0,1 187,059 09/11/2013 8:22 0,6 0,1 0,1 0,1 295,075 09/11/2013 8:24 0 0,1 0,1 0,1 303,705 09/11/2013 8:26-67,6-71,3 0 0,1 337,5 09/11/2013 8:28-72,5-73,9-60,9-74,6 348,537 09/11/2013 8:30-76,6-77,6-87,9-123,1 367,321 09/11/2013 8:32-79,7-81,7-91,8-128,6 382,354 09/11/2013 8:34-89,4-99,6-109,8-152,5 405,692 10/11/2013 8:02 0,1 0,1 0,1 0,1 0,941 10/11/2013 8:04 0,1 0,1 0,1 0,1 2,948 10/11/2013 8:06 0,1 0,1 0,1 0,1 8,451 10/11/2013 8: ,1-13,1 28,558 10/11/2013 8: ,9-13,8-14,1 30,479 10/11/2013 8:30-13,5-14,5-15,6-15,8 33,755 10/11/2013 8:32-14,3-15,4-16,4-16,6 35,362 10/11/2013 8:36-17,2-17,5-19,2-19,3 41,192 11/11/2013 8:00 0,1 0,1 0,1 0,1 2,974 11/11/2013 8:02 0,1 0,1 0,1 0,1 4,293 11/11/2013 8:04 0,8 0,1 0,1 0 6,348 11/11/2013 8:06 0,1 0,5 0,4 0,8 9,523 11/11/2013 8:08 0,4-1,1 0,7 0,1 12,

140 11/11/2013 8:10-1,8 1,2 1,2-14,9 62,26 11/11/2013 8:12-6,2-3 1,1-24,5 94,25 11/11/2013 8: ,6-5,1-15,4 54,941 11/11/2013 8:16-4,9-5,9-5,7-12,9 44,405 11/11/2013 8:18-5,1-6,4-6,2-11,6 37,378 13/11/13 7:56:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,455 13/11/13 7:58:00 0,1 0,1 0,1 0,1 2,328 13/11/13 8:00:00 0,1 0,1 0,1 0,1 3,279 13/11/13 8:02:00 1 0,2 0,1 0,1 4,22 13/11/13 8:04:00 1 1,1 0,4 0,4 5,068 13/11/13 8:06:00 0,7 0,3 0,7 1,1 6,326 13/11/13 8:08:00 0 0,3 0,2 0,2 9,333 13/11/13 8:10:00 0,8-0,5 1,1 0,4 12,993 13/11/13 8:12:00 0,7 0,8-0, ,642 13/11/13 8:14:00 0-0,1 1,1-32,1 129,128 13/11/13 8:16:00 0-0,2 0-39,5 162,167 13/11/13 8:18:00 0-0,2 0,1-45,9 181,722 13/11/13 8:20:00 0-0, ,575 13/11/13 8:22:00 0-0,2 0,1-68,3 196,122 13/11/13 8:24:00 0,2-0,2-28, ,392 13/11/13 8:26:00-6,7 0,1-43,8-82,8 252,695 13/11/13 8:28:00-31, ,2-79,9 254,821 13/11/13 8:30:00-18,8-26,3-25,9-37,6 140,29 13/11/13 8:32:00-9,1-11,1-11,8-13,5 46,223 13/11/13 8:34:00-32,8-36,8-42,2-61,5 181,015 13/11/13 8:36:00-51,6-62, ,4 298,371 13/11/13 8:38:00-32,3-42,7-49,7-74,3 197,356 14/11/13 7:56:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,623 14/11/13 7:58:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1 14/11/13 8:00:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,865 14/11/13 8:02:00 0,1 0,1 0,1 0,1 2,03 14/11/13 8:04:00 1 0,2 0,1 0,1 2,782 14/11/13 8:06:00 0,8 0,5 0,4 0,4 3,908 14/11/13 8:08:00 0,8-0,2 0,6 1,2 7,426 14/11/13 8:10:00-0,6 1,2-0,1-0,1 18,376 14/11/13 8:12:00 1,1 0,2 0,5 0,5 25,866 14/11/13 8:14:00 0,6 0,8-4 -6,6 28,634 14/11/13 8:16:00 0-0,1-5,6-8,3 26,447 14/11/13 8:18:00 0-0,2-7,8-16,5 60,977 14/11/13 8:20:00 0-0,2-12,3-30,2 105,864 14/11/13 8:22:00 0-0,2-20,3-43,1 115,326 14/11/13 8:24:00 0-0,2-28,6-50,4 140,121 14/11/13 8:26:00 0,3-0,2-36,5-64,3 194,466 14/11/13 8:28:00-13,6 0-41,9-73,5 231,13 14/11/13 8:30:00-37,5-33,3-47,3-80,9 251,705 14/11/13 8:32: ,6-54,2-88,2 273,

141 14/11/13 8:34:00-48,2-49,6-60,2-95,6 295,545 15/11/13 7:48:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 7:50:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 7:52:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 7:54:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 7:56:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 7:58:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 15/11/13 8:00:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,338 15/11/13 8:02:00 0,3 0,1 0,1 0,1 1,015 15/11/13 8:04:00 1,2 0,5 0,1 0,1 1,909 15/11/13 8:06:00 0,8 0,2 0,7 0,6 2,669 15/11/13 8:08:00 0,8 0,4 0,4 0,5 3,767 15/11/13 8:10:00-0,1 1,1 0,6 0,1 4,855 15/11/13 8:12:00 1,1 0,2 1 0,4 5,835 15/11/13 8:14:00 0,3 0,7 0,3 0,3 7,292 15/11/13 8:16:00 0-0,2 0,8 1 9,115 15/11/13 8:18:00 0-0,2 0,1 0,1 11,682 15/11/13 8:20:00 0-0,2 0,1 0,1 37,531 15/11/13 8:22:00 0-0,2 0,1 0,1 82,575 15/11/13 8:24:00 0-0,2 0,1 0,1 167,212 15/11/13 8:26:00 0,3-0,2 0,1 0,1 207,842 15/11/13 8:28:00-21,9-2,3 0,1 0,1 259,292 15/11/13 8:30:00-37, ,9-17,5 277,585 15/11/13 8:32:00-40,6-45,3-53,5-90,7 289,331 15/11/13 8:34:00-44,2-48,1-58,6-94,7 301,492 15/11/13 8:36:00-46,8-49, ,8 312,643 16/11/13 8:46:00 0,1 0,1 0,1 0,1 6,046 16/11/13 8:48:00 0,1 0,1 0,1 0,1 7,235 16/11/13 8:50:00 0,1 0,1 0,1 0,1 9,252 16/11/13 8:52:00 0,8 0,5 0,1 0,1 11,007 16/11/13 8:54:00 1,2 0,4 0,2 0,2 12,672 16/11/13 8:56:00 0,8 0,1 1 0,9 15,541 16/11/13 8:58:00 0,3 0,2-0,1-0,2 17,373 16/11/13 9:00:00 0,6 0,4 1,2 0,8 19,707 16/11/13 9:02:00 0,9 1,1 0,7 0 18,597 16/11/13 9:04:00 0 0,1 1,1 1,2 21,583 16/11/13 9:06:00 0 0,1 0,4 0,4 28,22 16/11/13 9:08:00 0 0,1 0,1 0,1 36,414 16/11/13 9:10:00 0 0,1 0 0,1 27,955 16/11/13 9:12:00 0 0,1 0,1 0,1 32,315 16/11/13 9:14:00 0,1 0,1 0,1 0,1 43,742 16/11/13 9:16:00-0,4 0,1 0,1 0,1 47,833 16/11/13 9:18:00-6,3-5,9 0,3 0,1 54,716 16/11/13 9:20:00-7,3-7,7-3,9-4,4 55,098 16/11/13 9:22:00-8,4-7,8-8,2-8,3 60,459 16/11/13 9:24:00-12,7-11,1-10,1-9,3 76,

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144 20/11/13 8:38:00-14,4-15,9-17,2-17,5 35,203 20/11/13 8:40:00-18,4-20,3-21,8-22,4 44,789 21/11/13 8:04:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 21/11/13 8:06:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,473 21/11/13 8:08:00 0,2 0,1 0,1 0,1 1,118 21/11/13 8:10:00 1 0,3 0,1 0,1 2,106 21/11/13 8:12:00-0,3 0,3 0,5 0,8 2,925 21/11/13 8:14:00 1,1-0,3 0,7 0,4 3,906 21/11/13 8:16:00-0,1 0,1 0,1 0,4 6,478 21/11/13 8:18:00 1,2 0,3 1,2 1 29,041 21/11/13 8:20:00 0,5 1,1-3,6-14,3 72,233 21/11/13 8:22:00 0,1 0,1-5,9-22,7 115,45 21/11/13 8:24:00 0,1 0,1-7,6-30,9 150,679 21/11/13 8:26:00 0,1 0,1-13, ,707 21/11/13 8:28:00 0,1 0,1-21,3-50,3 204,568 21/11/13 8:30:00 0,1 0,1-30,4-61,9 231,351 21/11/13 8:32:00-9,1-8,6-36,6-70,3 242,553 21/11/13 8:34:00-33,1-34, ,575 22/11/13 8:04:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 22/11/13 8:06:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 22/11/13 8:08:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,037 22/11/13 8:10:00 0,6 0,1 0,1 0,1 0,97 22/11/13 8:12:00 1,2 1 0,2 0,1 2,007 22/11/13 8:14:00 0,6 1 0,8 0,8 2,667 22/11/13 8:16:00 0,5 0,6 0-0,2 3,91 22/11/13 8:18:00 0,3-0,6 0,8 0,9 4,619 22/11/13 8:20:00 1 0,5 0,6 0,5 8 22/11/13 8:22:00 0 0,3 1,2 1,1 39,716 22/11/13 8:24:00 0-0,2 0,6 0,6 96,308 22/11/13 8:26:00 0-0,2 0, ,158 22/11/13 8:28:00 0-0,2 0, ,306 22/11/13 8:30:00 0-0,2 0,1 0,1 151,455 22/11/13 8:32:00 0-0,1-19,5 0,1 150,629 22/11/13 8:34:00 0,1 0,1-37,6 0,1 186,744 22/11/13 8:36: ,6-42,5-73,2 206,682 22/11/13 8:38: ,9-48,1-82,4 222,882 22/11/13 8:40: ,5-52,1-87,4 234,133 23/11/13 8:04:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 23/11/13 8:06:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 23/11/13 8:08:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0 23/11/13 8:10:00 0,2 0,1 0,1 0,1 0 23/11/13 8:12:00 1,1 0,6 0,1 0,1 0,189 23/11/13 8:14:00-0,2 0,1 0,6 0,7 0,978 23/11/13 8:16:00 1,2 0,3 0,5 1,1 1,173 23/11/13 8:18:00 0,5-0,1 0,4 0,5 2,194 23/11/13 8:20:00 0,1 0,7 0,4 0,3 3,

145 23/11/13 8:22:00 0,5 0,8 0,2 0,3 4,338 23/11/13 8:24:00 1,1 0,1 0,9 0,9 5,259 23/11/13 8:26:00 0 0,1 0,1 0 6,104 23/11/13 8:28:00 0 0,1 0,1 0 7,082 23/11/13 8:30:00 0 0,1 0,1 0 8,216 23/11/13 8:32:00 0 0,1 0,1 0 9,725 23/11/13 8:34:00 0 0,1 0,1 0 11,729 23/11/13 8:36:00 0-1,3 0,1 0,1 19,439 23/11/13 8:38:00 0,3-25,6-3,8-11,5 138,694 23/11/13 8:40:00-29, ,3-77,9 211,444 23/11/13 8:42:00-38, ,7-84,5 225,75 24/11/13 8:12:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,228 24/11/13 8:14:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1 24/11/13 8:16:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,978 24/11/13 8:18:00 0,5 0,1 0,1 0,1 3,567 24/11/13 8:20:00 0,6 0,5 0,9 0,9 3,962 24/11/13 8:22:00 0,3-0,3-0,1-0,3 4,328 24/11/13 8:24:00 1,2 1,2-0,1 0,7 5,523 24/11/13 8:26:00 0,2 0,3 0,1-1 7,16 24/11/13 8:28:00 1,1 0,8-3,7 1,2 10,767 24/11/13 8:30: ,7 0,6 13,854 24/11/13 8:32:00 0-0,2-7,6 0,1 18,45 24/11/13 8:34:00 0-0,2-10,9 0,1 25,364 24/11/13 8:36:00 0-0,2-15,2 0,1 31,833 24/11/13 8:38:00 0-0,2-17,1 0,1 35,534 24/11/13 8:40:00 0-0,2-16,5 0,1 34,692 24/11/13 8:42:00 0,3 0-14,8 0,1 31,758 24/11/13 8:44:00-13,8-13,1-17,3-9,8 47,165 24/11/13 8:46:00-41,9-43,1-53,7-83,4 265,455 24/11/13 8:48:00-58,1-59, ,03 24/11/13 8:50:00-64,7-70,2-87,2-128,7 376,75 25/11/13 8:10:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1 25/11/13 8:12:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,674 25/11/13 8:14:00 0,5 0,1 0,1 0,1 2,639 25/11/13 8:16:00 0,7 0,6 0,1 0,2 3,145 25/11/13 8:18:00 0,2 0 0,8 0,7 4 25/11/13 8:20:00 1,2 0,7 0,8 1 4,88 25/11/13 8:22:00 0,4 0,4 0,7 0,6 17,378 25/11/13 8:24:00 1,1 0,6-0,1-0,5 17,03 25/11/13 8:26:00 0 0,5 0,8 0,8 8,328 25/11/13 8:28:00 0-0,2 0,6 0,6 9,8 25/11/13 8:30:00 0-0,2 0,1 0 11,385 25/11/13 8:32:00 0-0, ,053 25/11/13 8:34:00 0-0, ,752 25/11/13 8:36:00 0-0,2 0, ,015 25/11/13 8:38:00 0,3 0 0,1 0,1 246,

146 25/11/13 8:40:00-29,5-8, ,9 252,859 25/11/13 8:42: ,7-47,2-80,5 275,91 26/11/13 8:18:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,275 26/11/13 8:20:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,677 26/11/13 8:22:00 0,1 0,1 0,1 0,1 3,382 26/11/13 8:24:00 0,1 0,1 0,1 0,1 19,977 26/11/13 8:26:00 0,1 0,1 0,1-0,6 37,209 26/11/13 8:28:00 0,7 0,1 0,1 0,4 42,851 26/11/13 8:30:00 0,5 0,1 1 0,3 9,782 26/11/13 8:32:00 0,5 0,1 0,2 1 3,841 26/11/13 8:34:00 1,2 0,1 0,1 0,1 4,137 26/11/13 8:36:00 0,4 0,1 0 0,1 4,871 26/11/13 8:38:00 1,1 0,4 0 0,1 5,585 26/11/13 8:40:00 0,4 0,3 0 1,1 6,485 26/11/13 8:42:00 0 0,1 1,1 0,4 6,918 26/11/13 8:44:00 0 1,1 0,5 0 7,765 26/11/13 8:46:00 0 0,3 1,1 0 7,879 26/11/13 8:48:00 0 0,7 0,1 0 8,597 26/11/13 8:50:00 0-0,2 0,1 0 9,553 26/11/13 8:52:00 0,3-0,2 0,1 0 9,306 26/11/13 8:54:00-0,2-0,2 0,1 0,1 9,083 26/11/13 8:56:00 0,6-0,1-0,1-0,1 11,323 26/11/13 8:58:00-0,4 0,1 0,5 0,4 13,201 26/11/13 9:00:00 1,1 0,1-4 -0,2 14,198 26/11/13 9:02:00 0,2-0,6-5,5 1 15,579 26/11/13 9:04:00-0,3-0,1-5,9-0,3 16,511 26/11/13 9:06:00-5,4-1,1-5,8 0,9 16,276 26/11/13 9:08: ,4-6,4 0 17,496 26/11/13 9:10:00-6,7-7 -6,9 0 18,654 26/11/13 9:12:00-6,5-6,8-6,8 0 18,94 26/11/13 9:14:00-7,1-7,6-7,7 0 20,738 26/11/13 9:16:00-8,3-8,9-2,4 0,1 23,386 26/11/13 9:18:00-9,8-10,3-3,2-3,8 26,575 26/11/13 9:20:00-10,6-10,8-11,5-11,4 26,931 26/11/13 9:22:00-11,4-11,8-12,6-12,3 28,733 26/11/13 9:24: ,6-13,7-13,6 30,856 26/11/13 9:26:00-12,5-13,5-14,5-14,5 31,886 26/11/13 9:28:00-11,8-12,4-13, ,348 27/11/13 8:10:00 0,1 0,1 0,1 0,1 0,895 27/11/13 8:12:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,364 27/11/13 8:14:00 0,1 0,1 0,1 0,1 1,504 27/11/13 8:16:00 0,7 0,1 0,1 0,1 2,3 27/11/13 8:18:00 0,4 0,8 0,3 0,1 3,3 27/11/13 8:20:00 0,4-0,4 0,7 0,9 4 27/11/13 8:22:00 0,3 1,1 0,1 0 5,225 27/11/13 8:24:00 0,6 0,2 0,7 1,1 18,

147 27/11/13 8:26:00 0,9 0,8 0-5,2 47,061 27/11/13 8:28:00 0,1 0,2 1,1-16,3 79,638 27/11/13 8:30:00 0,1-0,2 0,2-22,6 99,677 27/11/13 8:32:00 0,1-0,2 0, ,763 27/11/13 8:34:00 0,1-0,2 0,1-41,9 177,746 27/11/13 8:36:00 0,1-0,2 0,1-52,3 202,392 27/11/13 8:38:00 0,1-0,2 0,1-59,9 222,955 27/11/13 8:40:00-2,7 0,1 0,1-67,7 246,241 27/11/13 8:42:00-33,4-19,4 0,1-75,6 269,362 27/11/13 8:44:00-36, ,1 288,409 27/11/13 8:46:00-39,3-41,6-52, ,946 27/11/13 8:48:00-42,6-44,4-56,5-95,5 326,364 27/11/13 8:50:00-46,8-47,4-61,7-101,7 345,371 27/11/13 8:52:00-50,4-50,5-67,3-108,5 363,406 27/11/13 8:54:00-54,3-60,1-74,8-120,2 378,385 27/11/13 8:56:00-59,4-86,9-93,4-140,7 398,256 27/11/13 8:58:00-73, ,8-154,3 416,708 27/11/13 9:00:00-98,3-105,9-126,1-163,2 433,649 27/11/13 9:02:00-109,8-109,9-132,9-169,5 447,962 27/11/13 9:04:00-115,4-114,9-139,6-176,6 464,108 27/11/13 9:06:00-120,3-128,6-147,5-187,4 479,977 27/11/13 9:08:00-125,2-149,7-164,3-201,5 495,3 27/11/13 9:10:00-142,1-158,2-180,2-210,5 510,61 27/11/13 9:12:00-157,2-163, ,2 527,947 27/11/13 9:14:00-165,3-168,4-195,8-224,1 541,603 27/11/13 9:16:00-170,5-173,5-201,4-230,5 556,893 27/11/13 9:18:00-175,5-178,8-207,4-240,4 571,585 27/11/13 9:20:00-181,7-199,4-219,2-259,3 586,508 27/11/13 9:22: ,1-241,6-273,7 601,346 27/11/13 9:24:00-206,6-218,2-254,1-281,4 614,722 27/11/13 9:26:00-216,8-222,3-259,3-286,1 625,6 27/11/13 9:28: ,5-264,4-291,9 637,477 27/11/13 9:30:00-226,8-235,4-270,1-302,4 648,186 27/11/13 9:32: , ,1 660,797 27/11/13 9:34: ,7-322,7-348,1 674,424 27/11/13 9:36:00-274,1-309,3-346,9-361,1 689,629 27/11/13 9:38:00-295,4-315,6-358,1-368,4 703,298 27/11/13 9:40:00-309,5-320,8-364,5-374,6 716,244 27/11/13 9:42:00-314,4-325,3-369,2-379,5 727,259 27/11/13 9:44:00-320, ,8-386,9 730,492 27/11/13 9:46:00-316,3-352,6-376,2-407,1 730,449 27/11/13 9:48:00-343,3-392,6-413,3-432,9 752,581 27/11/13 9:50:00-357,1-405,5-435,1-439,1 756,797 27/11/13 9:52:00-368,2-404,9-444,4-441,8 761,123 27/11/13 9:54: ,4-448,4-439,5 754,246 27/11/13 9:56:00-370,7-383,2-430,1-421,3 718,

148 27/11/13 9:58:00-380,7-394,9-447, ,682 27/11/13 10:00:00-386,9-402,9-442,8-435,1 747,167 27/11/13 10:02: ,9-433,9-423,8 730,

149 ANEXO 2: Código de macro de radiación corregida Sub Actualizar() Dim DiaInicio As Double Dim DiaFin As Double Dim Periodo As Double Dim ProxPer As Double Dim Pot As Double Dim e As Integer Dim comp As Double Dim i As Integer Dim j As Integer Dim x As Integer Dim t1 As Integer Dim t2 As Integer Application.ScreenUpdating = False Range("P5:P4600").Value = "" Range("Q5:Q4600").Value = "" Cells(4, 9).Value = "" Cells(4, 9).Interior.ColorIndex = 0 x = Application.WorksheetFunction.Count(Range("C5:c25")) + 4 y = Application.WorksheetFunction.Count(Range("C30:c55")) + 29 i = 5 j = 5 e = 0 k =

150 Cells(4, 9).Value = "" Cells(29, 9).Value = "" comp = Cells(5, 15).Value Cells(3, 17).Value = 0 While j <= x DiaInicio = Cells(j, 3).Value + Cells(j, 4).Value DiaFin = Cells(j, 6).Value + Cells(j, 7).Value Pot = Cells(j, 8).Value Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value If (DiaInicio - comp) < 0 Then MsgBox "ATENCIÓN: Mes ANTERIOR en algún corte" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) j = x + 1 End If If (DiaFin - DiaInicio) <= 0 Then MsgBox "ATENCIÓN: Fechas mal introducidas en cortes" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) j = x + 1 End If If Pot = 0 Then 124

151 MsgBox "ATENCIÓN: Falta potencia en paradas" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) j = x + 1 End If If Periodo >= DiaInicio And ProxPer = 0 Then If (DiaFin - Periodo) * 96 <= 1 Then j = j + 1 Else MsgBox "ATENCIÓN: Mes POSTERIOR en algún corte" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) j = x + 1 End If End If If Periodo <= DiaInicio And ProxPer <= DiaFin Then If ProxPer <= DiaInicio Then Cells(i + 1, 17).Value = Cells(i + 1, 17).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 17).Value = Round(Cells(i + 1, 17).Value + (ProxPer - DiaInicio) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then If Cells(i + 1, 16).Value <> 0 Then 125

152 Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Pot + Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If End If If Periodo <= DiaInicio And ProxPer >= DiaFin Then Cells(i + 1, 17).Value = Round(Cells(i + 1, 17).Value + (DiaFin - DiaInicio) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then If Cells(i + 1, 16).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else 126

153 Cells(i + 1, 16).Value = Pot + Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If If Periodo >= DiaInicio And ProxPer <= DiaFin Then If ProxPer <> 0 Then Cells(i + 1, 17).Value = 10 If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then If Cells(i + 1, 16).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Pot + Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If 127

154 Else i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If End If If Periodo >= DiaInicio And ProxPer >= DiaFin Then If Periodo >= DiaFin Then Cells(i + 1, 17).Value = Cells(i + 1, 17).Value j = j + 1 i = i - 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 17).Value = Round(Cells(i + 1, 17).Value + (DiaFin - Periodo) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then If Cells(i + 1, 16).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Pot + Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value 128

155 ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If End If Wend If Cells(4, 9).Value <> "ERROR" Then If Cells(3, 15) <> Cells(3, 16) Then MsgBox "ERROR: Revisar orden de fechas de paradas ó fechas de las paradas" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) Else Cells(4, 9).Value = "OK" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(0, 200, 0) End If End If i = 5 While k <= y DiaInicio = Cells(k, 3).Value + Cells(k, 4).Value 129

156 DiaFin = Cells(k, 6).Value + Cells(k, 7).Value Pot = Cells(k, 8).Value Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value If (DiaInicio - comp) < 0 Then MsgBox "ATENCIÓN: Mes ANTERIOR en algún robo" Cells(29, 9).Value = "ERROR" Cells(29, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) k = y + 1 End If If (DiaFin - DiaInicio) <= 0 Then MsgBox "ATENCIÓN: Fechas mal introducidas en robos" Cells(29, 9).Value = "ERROR" Cells(29, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) k = y + 1 End If If Pot = 0 Then MsgBox "ATENCIÓN: Falta potencia en robos" Cells(29, 9).Value = "ERROR" Cells(29, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) k = y + 1 End If If Periodo <= DiaInicio And ProxPer <= DiaFin Then 130

157 If ProxPer <= DiaInicio Then Cells(i + 1, 17).Value = Cells(i + 1, 17).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else If Cells(i + 1, 16).Value = 0 Then Cells(i + 1, 17).Value = Round(Cells(i + 1, 17).Value + (ProxPer - DiaInicio) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else t1 = Cells(i + 1, 17).Value t2 = Round((ProxPer - DiaInicio) * 24 * 60, 0) Cells(i + 1, 16).Value = ((Cells(i + 1, 16).Value - Pot)) + Pot * t2 / t1 Cells(i + 1, 17) = t1 Cells(3, 17).Value = Cells(3, 17).Value + t2 i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value 131

158 ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If End If If Periodo <= DiaInicio And ProxPer >= DiaFin Then If Cells(i + 1, 16).Value = 0 Then Cells(i + 1, 17).Value = Round(Cells(i + 1, 17).Value + (DiaFin - DiaInicio) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else t1 = Cells(i + 1, 17).Value t2 = Round((DiaFin - DiaInicio) * 24 * 60, 0) Cells(i + 1, 16).Value = (Cells(i + 1, 16).Value - Pot) + Pot * t2 / t1 Cells(i + 1, 17) = t1 Cells(3, 17).Value = Cells(3, 17).Value + t2 i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value 132

159 ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If If Periodo >= DiaInicio And ProxPer <= DiaFin Then If Cells(i + 1, 16).Value = 0 Then Cells(i + 1, 17).Value = 10 If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else t1 = Cells(i + 1, 17).Value Cells(i + 1, 16).Value = (Cells(i + 1, 16).Value - Pot) + Pot * 10 / t1 Cells(i + 1, 17) = t1 Cells(3, 17).Value = Cells(3, 17).Value + 10 i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If 133

160 End If If Periodo >= DiaInicio And ProxPer >= DiaFin Then If Periodo >= DiaFin Then Cells(i + 1, 17).Value = Cells(i + 1, 17).Value k = k + 1 i = i - 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else If Cells(i + 1, 16).Value = 0 Then Cells(i + 1, 17).Value = Round((DiaFin - Periodo) * 24 * 60, 0) If Cells(i + 1, 17).Value <> 0 Then Cells(i + 1, 16).Value = Pot i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value Else Cells(i + 1, 16).Value = Cells(i + 1, 16).Value i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If Else t1 = Cells(i + 1, 17).Value t2 = Round((DiaFin - Periodo) * 24 * 60, 0) Cells(i + 1, 16).Value = (Cells(i + 1, 16).Value - Pot) + Pot * t2 / t1 134

161 Cells(i + 1, 17) = t1 Cells(3, 17).Value = Cells(3, 17).Value + t2 i = i + 1 Periodo = Cells(i, 15).Value ProxPer = Cells(i + 1, 15).Value End If End If End If If i = 4500 Then MsgBox "ATENCIÓN: Mes POSTERIOR en algún robo" Cells(4, 9).Value = "ERROR" Cells(4, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) k = y + 1 End If Wend If Cells(29, 9).Value <> "ERROR" Then If Cells(4, 9).Value <> "ERROR" Then If Cells(3, 16).Value - Cells(3, 15).Value + Cells(3, 17).Value <> Cells(4, 15).Value Then MsgBox "ERROR: Revisar orden de fechas de paradas ó fechas de robos" Cells(29, 9).Value = "ERROR" Cells(29, 9).Interior.Color = RGB(200, 0, 0) Else MsgBox "Actualización correcta" Cells(29, 9).Value = "OK" 135

162 Cells(29, 9).Interior.Color = RGB(0, 200, 0) End If End If End If Application.ScreenUpdating = True End Sub 136

163 ANEXO 3: Instrucciones de uso para la radiación corregida Antes de empezar es necesario asegurarse que las fechas de las radiaciones estén en un formato reconocido por Excel. Formato aceptado. (01/01/14 00:00) Formato NO aceptado. (01/01/ ) También es necesario asegurar que la celda que hay inmediatamente debajo de la celda Fecha sea una fecha y no un texto. 1. Insertar los valores de los cortes en la primera tabla (cuadro verde) y los robos en la segunda tabla (cuadro gris). Hay que rellenar todos los campos con formatos de fecha reconocidos por Excel (como se ha indicado anteriormente). El único campo nuevo es el de potencia afectada (cuadro azul) en el que se tendrá que poner la potencia afectada en el corte. Comprobar que el orden de los cortes es correcto. 137

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