B.P.  --   INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS.

A CONTINUACIÓN, PAUTAS BÁSICAS NECESARIAS DE ELABORAR SI QUEREMOS GENERAR ELECTRICIDAD A PARTIR DEL 1,8 AÑOS DE OPERATIVIDAD.

1.2 Cálculo de la radiación solar a partir de datos satelitales

Los métodos utilizados en PVGIS se han descrito en varios artículos científicos ( Mueller et al., 2009, Mueller et al., 2012, Gracia Amillo et al., 2014 ). Aquí solo daremos un breve resumen de nuestra implementación de estos. Esta descripción es para los cálculos de la radiación solar sobre Eurasia y África (las bases de datos PVGIS-CMSAF y PVGIS-SARAH). Los datos del conjunto de datos NSRDB se han calculado utilizando diferentes métodos ( Habte et al., 2017 ).

El primer paso del cálculo es utilizar las imágenes satelitales para estimar la influencia de las nubes en la radiación solar. Las nubes tienden a reflejar la luz solar entrante, por lo que llega menos radiación al suelo.

La reflectividad de las nubes se calcula observando el mismo píxel de la imagen satelital a la misma hora todos los días de un mes. El método supone que el píxel más oscuro del mes es el que corresponde al cielo despejado (sin nubes). Para todos los demás días, la reflectividad de las nubes se calcula en relación con el día de cielo despejado. Esto se hace para todas las horas del día. De esta manera, se puede calcular un albedo de nubes efectivo . La siguiente figura muestra un ejemplo de la imagen satelital sin procesar y el albedo de nubes efectivo calculado a partir de la imagen. Observe cómo las superficies terrestres son visibles en la primera imagen, pero en la segunda solo quedan las nubes.

En un segundo paso, el método calcula la radiación solar en condiciones de cielo despejado (es decir, sin nubes) utilizando la teoría de transferencia radiativa en la atmósfera junto con datos sobre la cantidad de aerosoles (polvo, partículas, etc.) que hay en la atmósfera y la concentración de vapor de agua y ozono, que tienden a absorber la radiación en determinadas longitudes de onda. A continuación, se calcula la radiación total a partir del albedo de las nubes y la irradiancia en cielo despejado. La imagen siguiente muestra la irradiancia horizontal global calculada utilizando el albedo de las nubes que se muestra en la imagen superior.

En la versión actual de PVGIS, los datos satelitales utilizados para las estimaciones de radiación solar provienen de los satélites METEOSAT que cubren Europa, África y la mayor parte de Asia. Dependiendo del tipo de satélite, las imágenes se capturan cada 15 o 30 minutos. Para PVGIS hemos utilizado una imagen por hora. La resolución de las imágenes satelitales varía, es máxima justo debajo del satélite (nadir) y disminuye a medida que se acerca al borde de la imagen. En el nadir, la resolución es de aproximadamente 4 km.

1.3 Disponibilidad de datos.

Los algoritmos utilizados para los datos de radiación solar basados ​​en satélites presentes en PVGIS se han desarrollado en el marco de la colaboración CM SAF . Los datos de radiación solar utilizados en PVGIS también están disponibles directamente en CM SAF a través de la interfaz de usuario web.

Recientemente hemos colaborado con el Laboratorio Nacional de Energías Renovables para incluir los datos de la NSRDB en PVGIS, lo que amplía la cobertura a América del Norte y América Central.

2. Validación de los datos de radiación solar obtenidos mediante satélite.

Los datos de radiación solar generados a partir de imágenes satelitales deben compararse con mediciones a nivel del suelo para tener una idea de la incertidumbre que existe en los datos de radiación solar obtenidos por satélite. Esto se conoce como validación de los datos.

Varios artículos científicos han presentado resultados de validación para los datos de radiación solar satelital utilizados en PVGIS comparándolos con mediciones de estaciones terrestres ( Mueller et al., 2009, Mueller et al., 2012, Huld et al., 2012, Gracia Amillo et al., 2014, Gracia Amillo et al., 2021 ). Aquí solo presentaremos los resultados básicos de la validación. La mayoría de las mediciones de estaciones terrestres provienen de la Red de Radiación de Superficie de Línea de Base (BSRN), que proporciona mediciones de radiación solar de alta calidad para estaciones en todo el mundo.

Los valores horarios de la horizontal global (W/m2 ) de SARAH 2 se han validado con respecto a las mediciones terrestres de un conjunto seleccionado de estaciones terrestres de BSRN. Los datos de minutos de BSRN se han preprocesado antes de usarse en la validación. Para la comparación con los datos satelitales “instantáneos” (derivados del procesamiento de una sola imagen), se han promediado las mediciones tomadas durante el intervalo de diez minutos centrado en el momento de la imagen satelital para obtener el valor medido que se utilizará para la validación. La siguiente tabla muestra los resultados de la diferencia de sesgo medio absoluta MBD (W/m2 ) y la diferencia cuadrática media (RMSD, W/m2 ) para las estaciones terrestres seleccionadas y el rango de tiempo.

3. Cálculo de la radiación solar en planos inclinados

El cálculo basado en satélite descrito anteriormente produce valores de irradiancia global y de haz en un plano horizontal, tanto de banda ancha como de irradiancia resuelta espectralmente.

Sin embargo, los módulos y sistemas fotovoltaicos se instalan generalmente en un ángulo inclinado respecto del plano horizontal o sobre sistemas de seguimiento, de modo de maximizar la irradiancia recibida en el plano. Por lo tanto, los valores de irradiancia obtenidos por satélite no son representativos de la radiación solar disponible en la superficie del módulo, y se hace necesario estimar la irradiancia en el plano.

Existen en la bibliografía científica varios modelos que utilizan como datos de entrada los valores de irradiancia en el plano horizontal de las componentes de irradiancia global y difusa y/o de haz, para estimar los valores de las componentes de haz y difusa en superficies inclinadas. La suma de éstas es la irradiancia global en el plano sobre una superficie inclinada. La irradiancia de haz proviene directamente del disco solar, por lo que el valor en una superficie inclinada se puede calcular fácilmente a partir del valor en el plano horizontal conociendo simplemente la posición del sol en el cielo y la inclinación y orientación de la superficie inclinada. Por el contrario, la estimación de la componente difusa sobre superficies inclinadas no es tan sencilla, ya que ha sido dispersada por los componentes de la atmósfera y, como resultado, se puede decir que proviene de toda la bóveda celeste.

La forma en que se define el componente difuso es la principal diferencia entre los distintos modelos de estimación. Una comparación de algunos de estos modelos se puede encontrar en Gracia Amillo y Huld, 2013. Los modelos se pueden dividir en dos categorías principales, isotrópicos y anisotrópicos. El primer grupo considera que la irradiancia difusa se distribuye uniformemente (isotrópica) sobre la bóveda celeste, de manera similar a lo que se observa en situaciones nubladas. Bajo este supuesto, la irradiancia difusa sobre una superficie inclinada es el valor en el plano horizontal escalado por un factor que depende solo de la inclinación de la superficie y da cuenta de la porción de la bóveda celeste que es visible desde la superficie del plano.

Sin embargo, la irradiancia difusa casi nunca es isótropa. Aunque la cobertura de nubes varíe, incluso en situaciones sin nubes, es fácil distinguir regiones con diferente brillo. Además del fondo isótropo, es fácil distinguir una zona brillante alrededor del sol. Y, dependiendo de la cobertura de nubes, puede haber regiones brillantes alrededor del cenit o del horizonte. La forma en que se estiman y consideran estas regiones varía entre los modelos anisotrópicos. Se pueden clasificar en dos grupos, dependiendo de cuántas regiones se utilicen además del fondo isótropo, es decir, si consideran la banda circunsolar y/o la del horizonte.

El modelo de estimación implementado en PVGIS es el desarrollado por Muneer T. (1990) que puede clasificarse como anisotrópico de dos componentes. Su comportamiento es similar al de otros modelos más complejos como los modelos anisotrópicos de tres componentes como los desarrollados por Pérez o Reindl. De hecho, el modelo de Muneer demostró ser el que mejor rendimiento obtuvo en el estudio realizado por ESRA (2000). Distingue entre condiciones de cielo despejado y nublado y superficies soleadas y sombreadas.

4. Influencia de las sombras del terreno

5. Cálculo de la potencia de salida fotovoltaica.

El factor más importante para la producción de energía de un sistema fotovoltaico es, por supuesto, la cantidad de radiación solar que llega a los módulos fotovoltaicos. Pero hay otros factores que también son importantes. En este capítulo se explican los diferentes efectos que influyen en la producción fotovoltaica y cómo se calculan en PVGIS.

5.1 Potencia nominal de los módulos fotovoltaicos.

Cuando se mide la potencia de un módulo fotovoltaico en el laboratorio o en la fábrica, esto se hace en condiciones estandarizadas, conocidas como Condiciones de Prueba Estándar (STC). La potencia medida en STC se denomina potencia nominal o potencia pico (P_STC). Estas condiciones estándar están determinadas por la norma internacional IEC-60904-1 como:

• La intensidad de la luz (irradiancia) debe ser de 1000 W/m² en toda la superficie del módulo. Este valor es de aproximadamente
• lo que tienes al mediodía en un día soleado cuando el módulo está orientado hacia el sol, aunque en condiciones reales la irradiancia a veces puede ser incluso mayor.
• La temperatura del módulo debe ser de 25°C.
• El espectro de la luz debe ser igual al espectro global indicado en la norma IEC 60904-3. Este espectro corresponde al espectro que se encuentra en un día soleado con el sol a unos 40° sobre el horizonte y con el módulo inclinado unos 40° respecto de la horizontal de cara al sol.

Los módulos bifaciales se utilizan cada vez más y, en condiciones de instalación adecuadas, pueden aprovechar la luz reflejada (albedo) en la superficie trasera de un módulo. PVGIS no realiza cálculos específicos para módulos bifaciales en la actualidad. Para los usuarios que deseen explorar los posibles beneficios de esta tecnología, una opción es ingresar el valor de potencia para la irradiancia de placa de identificación bifacial (BNPI), que corresponde a 1000 W/m2 ^en la parte frontal del módulo y 135 W/m2 ^en la parte trasera del módulo, aplicado en cualquier método permitido por IEC TS 60904-1-2. P_BNPI también se puede estimar utilizando el valor P_STC (lado frontal) y el factor de bifacialidad, φ, como: P_BNPI = P_STC * (1 + φ * 0,135)

Hay dos salvedades:

a) La potencia en BNPI se refiere a una condición de montaje en bastidor abierto, con un albedo de 0,2 p. ej. para suelo arenoso ligero, una inclinación de 37 grados y una distancia al suelo de 1 m. La temperatura y el espectro del dispositivo son los mismos que para STC (consulte Monokroussos et al para obtener más detalles). Por lo tanto, este enfoque BNPI no es adecuado para instalaciones aplicadas o integradas en edificios, en las que la luz que llega a la parte trasera está obstruida parcial o totalmente.

b) Tampoco es adecuado para módulos bifaciales montados en un eje norte-sur, es decir, con los lados orientados al este y al oeste. En tales casos, el rendimiento se puede estimar ejecutando dos cálculos PVGIS con P_STC (uno para la orientación este y otro para la orientación oeste), aplicando el factor de bifacialidad al rendimiento para el lado posterior y luego sumando los dos resultados.

5.2 Estimación de la potencia real de salida de los módulos fotovoltaicos.

Cuando los módulos fotovoltaicos se instalan en el exterior, las condiciones pueden ser muy diferentes de las condiciones estándar y, por lo tanto, la potencia de salida también será muy diferente. PVGIS realiza correcciones para una serie de diferentes efectos que influyen en la potencia fotovoltaica.

5.2.1 Reflexión de ángulo poco profundo

Cuando la luz llega a la superficie del módulo fotovoltaico, parte de ella se reflejará sin entrar en el módulo. Para la mayoría de los tipos de módulos, la cantidad de luz reflejada aumentará si la luz cae sobre el módulo en un ángulo agudo, y cuando la luz está casi paralela a la superficie del módulo, casi toda la luz se reflejará. Esto se calcula utilizando un modelo matemático descrito en ( Martin y Ruiz, 2001, Martin y Ruiz, 2013 ). Generalmente, este efecto causa una pérdida de 2-4% de la luz solar, aunque será menor para los sistemas fotovoltaicos que siguen al sol ( Huld et al., 2015 ). La Figura 3 muestra un mapa de este efecto. El cálculo para este mapa utilizó una inclinación del módulo de 20 grados mirando hacia el ecuador.

HERRAMIENTA PARA EL CÁLCULO DE LA SOMBRA Y SUS POSICIONES, (soliciten el link)

6. Factores técnicos para cálculos y planificación.

Dado que las condiciones de prueba estándar miden la potencia del módulo a una irradiancia alta (1000 W/m2 ⁾ y una temperatura bastante baja (25 °C), el resultado general es que para la mayoría de los lugares la eficiencia promedio del módulo es un poco menor que la eficiencia medida en la fábrica.

7. Cálculo del coste de la electricidad fotovoltaica

El cálculo tiene en cuenta el coste de compra e instalación del sistema fotovoltaico, el coste de mantenimiento y el coste de financiación. Todos estos costes se comparan a continuación con la producción de energía fotovoltaica estimada durante la vida útil prevista del sistema.

El cálculo del coste de la electricidad fotovoltaica se realiza mediante el método de "costo nivelado de la energía" (LCOE). En este cálculo se utiliza un préstamo inicial para pagar el coste total del sistema fotovoltaico y se devuelve en cuotas anuales fijas hasta el final de la vida útil del sistema. Además de la devolución del préstamo, el cálculo supone que la operación y el mantenimiento del sistema representarán el 2 % del coste original del sistema cada año de su vida útil.

7.1  Trucos de la experiencia,

El cálculo se describe con más detalle en el informe de ( Huld et al., 2014 ).

Véase también la referencia de Huld et al. (2016) a continuación para obtener más información.

8. Cálculo del rendimiento de un sistema fotovoltaico

la energía producida por el sistema fotovoltaico no se puede transportar y debe consumirse o almacenarse, normalmente en baterías. Esto hace que sea más difícil estimar la producción de energía fotovoltaica, porque depende del consumo de energía y, a su vez, de cuándo se consume la energía. Si queda demasiada energía cuando se han satisfecho las necesidades de consumo, la batería se llenará y la energía fotovoltaica tendrá que disminuir. Si la producción fotovoltaica es demasiado baja, la batería puede agotarse y no se entregará suficiente energía.

PVGIS calcula la producción de energía fotovoltaica fuera de la red teniendo en cuenta la radiación solar cada hora durante un período de varios años. El cálculo se realiza en los siguientes pasos:

• Para cada hora calcule la radiación solar en el módulo(s) fotovoltaico(s) y la potencia fotovoltaica.
• Si la potencia fotovoltaica es mayor que el consumo energético, almacene el resto de la energía en la batería.
• Si la potencia fotovoltaica es menor que el consumo de energía, obtenga la energía faltante de la batería.
• Si la batería se llena, calcule la energía "desperdiciada" porque la energía fotovoltaica no se pudo consumir ni almacenar.
• Si la batería se agota, calcule la energía faltante y agregue el día al recuento de días en los que el sistema se quedó sin energía.

El consumo de energía varía durante el día, pero se supone que el patrón de consumo se repite de la misma manera todos los días. PVGIS utiliza por defecto un patrón de consumo de energía particular, en el que la mayor parte de la energía se consume después del atardecer, pero el usuario puede cargar un patrón de consumo horario diferente.

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