Cálculos de KPI

Esta página explica cómo calcula AMMP sus indicadores clave de rendimiento y cómo clasifica las pérdidas fotovoltaicas. Es una referencia técnica para los números en Monitoring Center, los diagramas Sankey y de cascada de pérdidas, y los informes.

Ratio de rendimiento objetivo (YTR)

Cuánta energía suministró una planta en relación con su rendimiento objetivo.

YTR = actual energy / target yield

El rendimiento objetivo suele basarse en los resultados de simulación de PVsyst para el activo. Se configura por activo en Rendimiento objetivo (ver Gestión de datos).

Ratio de rendimiento (PR)

El PR se calcula según la norma IEC 61724-1. AMMP admite una variante no corregida por el clima y otra corregida por el clima. En ambas, las marcas de tiempo con irradiancia inferior a 50 W/m² quedan excluidos.

PR sin corrección meteorológica compara la energía de CA producida con lo que generaría la capacidad de CC instalada a la irradiancia medida en el plano del generador:

PR = E_AC / (P_DC × H_POA / G_STC)

donde E_AC es la energía de CA producida, P_DC la capacidad CC instalada, H_POA la irradiación en el plano del generador durante el periodo y G_STC = 1,000 W/m².

PR corregido por meteorología también corrige según la temperatura del módulo, por lo que refleja el estado de la planta independientemente del clima:

PR_corr = Σ E_AC,i / Σ [ P_DC × (G_POA,i / G_STC) × (1 + β × (T_mod,i − T_ref)) × Δt ]

Elige qué variante utiliza un activo con Algoritmo de PR bajo Metadatos de rendimiento.

Potencial FV

La producción teórica de la planta bajo la irradiancia real, en una variante sin corrección meteorológica y otra con corrección meteorológica, siguiendo la misma lógica del PR.

Pérdidas y bajo rendimiento

• Pérdida restante (bajo rendimiento): la diferencia entre el potencial fotovoltaico y la producción real.
• Bajo rendimiento por irradiancia: la diferencia entre el potencial fotovoltaico y el rendimiento objetivo, que refleja cómo difirió la irradiancia real de la simulación.

Clasificación de pérdidas FV

AMMP ejecuta un árbol de decisión en cada marca de tiempo de la producción fotovoltaica. Cada marca de tiempo recibe exactamente un tipo de evento y se calcula la energía perdida. Esto alimenta los gráficos de cascada y Sankey en el panel de PV Loss Analysis.

1. Tiempo de inactividad de la red

Regla: Potencia FV = 0 durante el día y el grid_down indicador es true.

El grid_down indicador proviene de la tensión de CA por fase: true cuando cualquier fase cae por debajo del umbral configurado, false cuando todas las fases están por encima de este, y vacío cuando no hay datos de tensión.

Datos necesarios: capacidad de CC de la planta; irradiancia, potencia FV, tensión de red y potencia de red.

2. Tiempo de inactividad de la planta

Regla: Potencia FV = 0 (o como máximo el 1 % de la capacidad de CA de la planta) durante el día, y o bien la potencia de la red ≠ 0 o grid_down es falso.

• Detección de goteo: La potencia FV superior a 0 pero como máximo del 1 % de la capacidad de CA se trata como cero, de modo que la producción residual de los inversores no oculte el tiempo de inactividad real.
• Todos los inversores fuera de servicio: si los datos del inversor están disponibles y el 100% de los inversores están en o por debajo del 1% de su capacidad, la marca de tiempo se considera tiempo de inactividad incluso cuando la potencia de la planta está ligeramente por encima de cero. La pérdida se limita al potencial fotovoltaico menos la potencia fotovoltaica, para evitar el doble cómputo.

Datos necesarios: capacidad de CC de la planta; irradiancia, potencia FV, tensión de red y potencia de red.

3. Tiempo de inactividad no claro

Regla: Potencia FV = 0 durante el día, grid_down está vacío (sin datos de tensión) y la potencia de red es 0 o falta.

Datos necesarios: capacidad de CC de la planta; irradiancia y potencia FV.

4. Pérdida por equipos (específica del inversor)

AMMP comprueba cada inversor y lo clasifica como:

• Tiempo de inactividad del inversor: potencia ausente, o como máximo el 1 % de la capacidad de referencia.
• Bajo rendimiento del inversor: potencia positiva pero inferior a la producción esperada (su parte de capacidad de CC × un umbral de PR del 95 %) y por debajo de la capacidad de CA.
• Recorte del inversor: por debajo de la producción esperada, pero dentro de ±2% de la capacidad de CA.

Regla: potencia FV de la planta > 0, PR < 95 % y menos del 70 % de los inversores con bajo rendimiento.

Solo de bajo rendimiento los inversores cuentan para el umbral del 70%; los inversores en tiempo de inactividad, no. Incluso si el 95% de los inversores están inactivos, la marca de tiempo sigue considerándose pérdida de equipo, a menos que todos estén inactivos (consulte el tiempo de inactividad de la planta). Las pérdidas de los inversores se escalan para que sumen la pérdida a nivel de planta.

Datos necesarios: capacidad de CC de la planta, capacidad de CA y CC del inversor; irradiancia, potencia FV de la planta y potencia FV del inversor.

5. Ensuciamiento de la planta

Regla: más del 70% de los inversores tienen un rendimiento inferior al esperado y la correlación móvil de Pearson entre la potencia fotovoltaica y el potencial fotovoltaico (ventana de 5 intervalos) es de al menos 0,80.

Datos necesarios: como en el caso de la pérdida de equipos.

6. Curtailment de la planta

Regla: más del 70% de los inversores tienen un rendimiento inferior al esperado y esa correlación está por debajo de 0,80. Si la correlación no se puede calcular (menos de 2 puntos válidos en la ventana), el evento se etiqueta como suciedad/curtailment (no resuelto).

Datos necesarios: como en el caso de la pérdida de equipos.

7. Clipping de la planta

Regla: Potencia FV > 0, PR < 95 % y potencia FV dentro de ±2 % de la capacidad de CA de la planta. El clipping de los inversores individuales se gestiona a nivel de inversor y se contabiliza como pérdida de equipo.

Datos necesarios: capacidad de CA y CC de la planta; irradiancia y potencia FV de la planta.

8. Pérdida no clasificada

• Problema de datos: falta de irradiancia, potencia fotovoltaica no válida (negativa o no numérica) o falta de metadatos de capacidad requeridos.
• Modo de irradiancia satelital: las pérdidas que dependen de una irradiancia precisa no se pueden clasificar de forma fiable (consulte más abajo).
• Residual: pequeños desfases en el balance energético, por ejemplo una marca temporal de "sin pérdidas" en la que la potencia FV está ligeramente por debajo del potencial.

Modo de irradiancia satelital

Cuando la irradiancia proviene de datos satelitales en lugar de un sensor in situ, AMMP restringe la clasificación:

• Aún clasificado: tiempo de inactividad de la red, tiempo de inactividad de la planta, tiempo de inactividad no determinado y recorte de CA de la planta.
• Reportado como no clasificado: suciedad en la planta, curtailment de la planta y bajo rendimiento de los inversores.

Esto evita resultados erróneos de ensuciamiento o reducción de potencia (curtailment) provocados por imprecisiones satelitales.

Días con datos escasos

Si falta más del 30 % de los intervalos de irradiación de un día, la pérdida de todo ese día se reporta como no clasificada.

Datos necesarios para la cascada completa de pérdidas

Establece las capacidades en Metadatos de rendimiento. Para obtener ayuda con la configuración de KPI, envíe un correo electrónico a support@ammp.io.