Cálculos de KPI

Esta página explica como o AMMP calcula seus principais indicadores de desempenho e classifica as perdas fotovoltaicas. É uma referência técnica para os números no Monitoring Center, nos gráficos de cascata de perdas e Sankey, e nos relatórios.

Razão de rendimento alvo (YTR)

Quanta energia uma usina gerou em relação à sua meta de produção.

YTR = actual energy / target yield

A produtividade alvo geralmente é baseada nos resultados de simulação do PVsyst para o ativo. Ela é configurada por ativo em Target Yield (consulte Gerenciamento de dados).

Taxa de desempenho (PR)

O PR é calculado de acordo com a IEC 61724-1. O AMMP é compatível com uma variante sem correção climática e uma corrigida pelo clima. Em ambas, timestamps com irradiância abaixo de 50 W/m² são excluídos.

PR sem correção meteorológica compara a energia CA produzida com o que a capacidade CC instalada produziria na irradiância medida no plano dos módulos:

PR = E_AC / (P_DC × H_POA / G_STC)

onde E_AC é a energia CA produzida, P_DC a capacidade CC instalada, H_POA a irradiação no plano do arranjo ao longo do período e G_STC = 1,000 W/m².

PR corrigido pelo clima também corrige a temperatura dos módulos, refletindo a integridade da usina independentemente do clima:

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

Escolha qual variante um ativo usa com Algoritmo de PR sob Performance Metadata.

Potencial FV

A produção teórica da usina sob a irradiância real, em uma variante não corrigida pelas condições climáticas e outra corrigida pelas condições climáticas, seguindo a mesma lógica do PR.

Perdas e baixo desempenho

• Perda restante (subdesempenho): a diferença entre o potencial fotovoltaico e a produção real.
• Subdesempenho por irradiância: a diferença entre o potencial fotovoltaico e a meta de geração, refletindo como a irradiância real diferiu da simulação.

Classificação de perdas FV

O AMMP executa uma árvore de decisão em cada timestamp da geração fotovoltaica. Cada timestamp recebe exatamente um tipo de evento, e a energia perdida é calculada. Isso alimenta os gráficos em cascata e Sankey no dashboard PV Loss Analysis.

1. Indisponibilidade da rede

Regra: Potência FV = 0 durante o dia e a grid_down flag for true.

O grid_down flag vem da tensão CA por fase: true quando qualquer fase cai abaixo do limite configurado, false quando todas as fases estão acima dele e vazio quando não há dados de tensão.

Dados necessários: capacidade CC da usina; irradiância, potência FV, tensão da rede e potência da rede.

2. Indisponibilidade da usina

Regra: Potência FV = 0 (ou no máximo 1% da capacidade CA da usina) durante o dia, e ou a potência da rede ≠ 0 ou grid_down é falso.

• Detecção de gotejamento: Potência FV acima de 0, mas de no máximo 1% da capacidade CA é tratada como zero, para que a produção residual dos inversores não mascare o tempo de inatividade real.
• Todos os inversores inoperantes: se os dados dos inversores estiverem disponíveis e 100% dos inversores estiverem em ou abaixo de 1% de sua capacidade, o timestamp é tratado como tempo de inatividade mesmo quando a potência da usina estiver ligeiramente acima de zero. A perda é limitada ao potencial FV menos a potência FV, para evitar dupla contagem.

Dados necessários: capacidade CC da usina; irradiância, potência FV, tensão da rede e potência da rede.

3. Tempo de inatividade não esclarecido

Regra: Potência FV = 0 durante o dia, grid_down está vazio (sem dados de tensão) e a potência da rede é 0 ou ausente.

Dados necessários: capacidade CC da usina; irradiância e potência FV.

4. Perda por equipamento (específica do inversor)

O AMMP verifica cada inversor e o classifica como:

• Tempo de inatividade do inversor: potência ausente, ou no máximo 1% da capacidade de referência.
• Subdesempenho do inversor: potência positiva, mas abaixo da produção esperada (sua parcela da capacidade CC × um limite de PR de 95%), e abaixo da capacidade CA.
• Clipping do inversor: abaixo da produção esperada, mas dentro de ±2% da capacidade CA.

Regra: potência FV da usina > 0, PR < 95% e menos de 70% dos inversores com baixo desempenho.

Apenas com baixo desempenho os inversores contam para o limite de 70%; inversores em tempo de inatividade não. Mesmo que 95% dos inversores estejam inoperantes, o timestamp ainda é perda de equipamento, a menos que todos estejam inoperantes (consulte o tempo de inatividade da usina). As perdas dos inversores são dimensionadas para que somem a perda no nível da usina.

Dados necessários: capacidade CC da usina, capacidade CA e CC do inversor; irradiância, potência FV da usina e potência FV do inversor.

5. Sujidade da usina

Regra: mais de 70% dos inversores com baixo desempenho e a correlação móvel de Pearson entre a potência FV e o potencial FV (janela de 5 intervalos) é de pelo menos 0,80.

Dados necessários: como no caso de perda de equipamento.

6. Curtailment da usina

Regra: mais de 70% dos inversores com baixo desempenho e essa correlação está abaixo de 0,80. Se a correlação não puder ser calculada (menos de 2 pontos válidos na janela), o evento é rotulado como soiling/curtailment (não resolvido).

Dados necessários: como no caso de perda de equipamento.

7. Clipping da usina

Regra: Potência FV > 0, PR < 95% e potência FV dentro de ±2% da capacidade CA da usina. O clipping de inversores individuais é tratado no nível do inversor e contabilizado em perdas de equipamento.

Dados necessários: capacidade CA e CC da usina; irradiância e potência FV da usina.

8. Perda não classificada

• Problema de dados: irradiância ausente, potência FV inválida (negativa ou não numérica) ou metadados de capacidade necessários ausentes.
• Modo de irradiância por satélite: perdas que dependem de irradiância precisa não podem ser classificadas com confiabilidade (veja abaixo).
• Residual: pequenas lacunas no balanço de energia, por exemplo, um timestamp de "sem perdas" onde a potência FV está ligeiramente abaixo do potencial.

Modo de irradiância por satélite

Quando a irradiância provém de dados de satélite em vez de um sensor no local, o AMMP restringe a classificação:

• Ainda classificado: tempo de inatividade da rede, tempo de inatividade da usina, tempo de inatividade indeterminado e clipping CA da usina.
• Reportado como não classificado: sujidade da usina, curtailment da usina e baixo desempenho do inversor.

Isso evita resultados falsos de sujidade ou corte de geração causados por imprecisões de satélite.

Dias com dados esparsos

Se mais de 30% dos intervalos irradiados de um dia estiverem ausentes, a perda de todo esse dia será relatada como não classificada.

Dados necessários para a cascata completa de perdas

Defina as capacidades em Metadados de desempenho. Para obter ajuda com a configuração de KPIs, envie um e-mail para support@ammp.io.