Nuevo método para calcular las pérdidas por vertidos en centrales híbridas eólico-solares

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Un equipo de investigación europeo ha investigado el efecto de diferentes datos de resolución temporal en el diseño de centrales eléctricas híbridas fotovoltaicas-eólicas (HyPPs) y ha descubierto que una menor resolución puede dar lugar a una sobreestimación del valor actual neto (VAN) de las instalaciones de hasta un 3%.

«Cuando se realizan estudios de viabilidad de centrales fotovoltaicas híbridas, se suelen utilizar datos de resolución horaria o inferior, ya que es la resolución que suele estar disponible en las bases de datos meteorológicas», explica el grupo. «Sin embargo, al optimizar la topología de las centrales hidroeléctricas con límites de capacidad en el punto de interconexión (PDI), la viabilidad tecnoeconómica de estas centrales podría sobrestimarse, ya que las pérdidas por recorte y recorte se subestimarían al utilizar datos horarios en lugar de datos de mayor resolución».

La investigación se basó en datos adquiridos de una central fotovoltaica en funcionamiento en Alemania Oriental. Esta central tiene una potencia fotovoltaica instalada de 11,64 MW y una relación CC-CA de 1,13. Los aerogeneradores tienen una potencia instalada de 24 MW y, al estar instalados a 1,6 km de los paneles fotovoltaicos, no les hacen sombra. En 2020, el año en que los investigadores llevaron a cabo su investigación, los activos eólico y fotovoltaico generaron 57,58 GWh y 12,80 GWh, respectivamente.

Los datos meteorológicos y de generación de la central HyPP alemana se registraron con una resolución de 5 segundos y se redujeron a un minuto y una hora para el análisis comparativo. Como parte del análisis, se asumieron distintas relaciones CC-CA para la parte fotovoltaica, lo que modificó la capacidad real de la central.

«Se ha demostrado que para una HyPP con una capacidad eólica, fotovoltaica y de PDI de 1 por unidad (u.p.), respectivamente, las pérdidas por restricciones se estiman en sólo un 1,45% para el conjunto de datos de 5 s y en un 1,09% para el conjunto de datos de 1 hora de resolución, lo que se traduce en unas pérdidas de ingresos del 0,77% y el 0,51% en el mercado diario alemán, respectivamente», concluyeron. «Estos resultados demuestran una discrepancia entre las pérdidas estimadas por los conjuntos de datos horarios y de alta resolución».

Además, los investigadores descubrieron que el uso de datos con una resolución de 1 minuto parece suficiente para aproximarse a las pérdidas por reducción previstas por el conjunto de datos de 5 segundos. «Adquirir los datos con una resolución de 1 minuto parece un buen compromiso entre precisión y esfuerzo de medición», explican.

Tras realizar una estimación tecnoeconómica para determinar el tamaño óptimo del HyPP, los investigadores descubrieron que el uso del conjunto de datos de 1 hora da lugar a una sobreestimación del VAN total del 1,86% en comparación con el conjunto de datos de 1 minuto. También señalaron que al aumentar aún más la proporción de las capacidades fotovoltaica y eólica en relación con la capacidad de la PDI, esta sobreestimación se hace mayor.

«El modelo tecnoeconómico indica que la topología HyPP óptima en cuanto a costes para este emplazamiento consiste en capacidades eólica y fotovoltaica ligeramente superiores a la capacidad del PDI, aunque muy próximas. La utilización de datos con una resolución de una hora en lugar de un minuto parece tener poco impacto en la identificación del diseño óptimo de la HyPP», afirman. «Sin embargo, para la topología HyPP óptima derivada del conjunto de datos de 1 hora, el VAN se sobreestima en un 2,99% cuando se calcula con el conjunto de datos de 1 hora en lugar de 1 minuto».

Sus conclusiones se presentan en «Influence of high-resolution data on accurate curtailment loss estimation and optimal design of hybrid PV–wind power plants«, publicado en Applied Energy. El grupo estaba formado por académicos del Instituto de Tecnología Energética (IFE) de Noruega, la Universidad de Oslo (UiO) y el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) de Alemania

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