Embed Size (px)
Citation preview
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
IV. Desarrollo general del proyecto.
1. Antecedentes bibliográficos. 1.1. Componentes de una instalación fotovoltaica de conexión a red.
Los sistemas fotovoltaicos de conexión a red están compuestos fundamentalmente por el
generador fotovoltaico o campo solar y el inversor. El generador está formado por una serie
de módulos idénticos, conectados entre sí, encargados de transformar la energía solar que
incide sobre los mismos en energía eléctrica. Dicha energía no puede ser inyectada
directamente en la red eléctrica, por lo que habrá de pasar antes por el inversor, que se
encargará de transformarla en corriente alterna. Además de generador e inversor se requieren
una serie de elementos auxiliares que garanticen la seguridad del sistema.
Una instalación fotovoltaica de conexión a red se corresponde con el esquema de la figura
1.1.1.
Figura 1.1.1. Esquema de una instalación fotovoltaica de conexión a red
Aunque en la figura anterior no se ha representado, este tipo de instalaciones precisan de
un contador de salida que contabilice la energía inyectada en la red y otro de entrada para
descontar los posibles consumos en stand-by nocturnos.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
En los apartados sucesivos se comenta más detalladamente cada uno de los componentes
de la instalación.
i) El generador fotovoltaico.
El generador está formado por los siguientes elementos:
• Módulos o paneles fotovoltaicos.
• Estructura soporte.
• Diodos de “by-pass” y de bloqueo.
• Elementos de protección (fusibles y varistores).
• Cables y terminales.
• Seccionadores y/o interruptores.
La figura 1.1.2 responde a un esquema de un generador fotovoltaico típico.
Figura 1.1.2. Esquema de un generador fotovoltaico típico.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
La estructura soporte permite mantener unidos todos los módulos rígidamente a la vez que
soporta las cargas mecánicas atmosféricas.
Los módulos se agrupan en hileras, que a la vez se disponen en serie o paralelo.
Generalmente, los módulos más empleados tienen una corriente de cortocircuito de 3 A y una
tensión de circuito abierto de 20 V. Cuando esta tensión supera los 30 V es necesario instalar
diodos bypass, en antiparalelo con la hilera. Estos diodos evitan que el módulo trabaje en
condiciones diferentes ante, por ejemplo, sombreados parciales del mismo, evitando de esta
forma que pueda descargarse la corriente sobre una célula que se encuentre sombreada.
Los diodos de bloqueo evitan flujos de corriente inversos en ramas sombreadas durante el
día, impidiendo de esta forma que las ramas menos iluminadas actúen como cargas de las más
iluminadas. Estos diodos se instalan en serie con cada fila o hilera.
Los fusibles y varistores son elementos de protección. Los primeros protegen los
conductores de la instalación frente posibles sobreintensidades producidas por el generador,
mientras que los segundos protegen frente a sobretensiones, limitando la tensión entre dos
puntos. Es indispensable en una instalación de estas características, ya que al estar el
generador ubicado en el exterior debe estar protegido frente a descargas atmosféricas. Una
vez que es utilizado queda inutilizable.
ii) El inversor. Unidad de acondicionamiento de potencia
Es uno de los elementos básicos de la instalación, sin el cual no sería posible inyectar la
energía generada a la red. Su función consiste en transformar la corriente continua generada
por el campo solar en corriente alterna a una determinada frecuencia y a la tensión
correspondiente de la red.
Para maximizar el rendimiento de la instalación el inversor debe extraer siempre la
máxima potencia posible del generador, que dependerá de las condiciones de irradiancia y
temperatura. Para esto lleva incorporado un dispositivo electrónico denominado “seguidor del
punto de máxima potencia” que varía cada determinado tiempo la tensión de salida del
generador, hasta que la tensión de salida del mismo sea máxima.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Entre las características más importantes que deben cumplir los inversores de conexión a
red destacan:
• Eficiencia mayor del 90% en condiciones nominales.
• Alta eficiencia en condiciones de baja insolación.
• Gran fiabilidad que garantice un alto grado de autonomía a la instalación.
• Bajo nivel de emisión acústica.
iii) Protecciones
Debido a los niveles de tensiones e intensidades a las que se ven sometidas este tipo de
instalaciones, es obligatorio disponer de los elementos necesarios que garanticen un buen
funcionamiento, a la vez que una alta seguridad tanto para los usuarios de la instalación como
para el personal de mantenimiento.
Las partes no activas de la zona de continua (estructura soporte y marcos metálicos) se
conectan a tierra para proteger la instalación frente a rayos. Las partes activas del generador
FV no se ponen a tierra, dejando el circuito en flotación e instalando varistores que protejan la
instalación frente sobretensiones.
Para la protección frente a contactos directos se suelen instalar dispositivos entre los polos
del sistema y tierra que detecten corrientes de fuga de unos 100 mA y cortocircuiten el
sistema a tierra.
A la salida del inversor, en la zona de alterna, se tendrá una protección diferencial frente a
contactos indirectos y dos relés, que actuarán sobre un interruptor automático de desconexión.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
1.2. Métodos de estimación de la energía generada por una instalación
Evaluar el comportamiento de una instalación fotovoltaica requiere conocer la energía útil
que es capaz de producir a partir de los recursos disponibles e identificar y cuantificar las
pérdidas existentes en el transcurso del proceso, para lo cual es necesario conocer el
funcionamiento del resto de equipos que intervienen en una instalación de estas
características.
Existen varios métodos para calcular la energía útil producida por una instalación, alguno
de los cuales se comentan a continuación:
• Método basado en las horas de sol pico.
La energía útil producida por una instalación en un determinado periodo de tiempo se
obtiene como:
Eus=Ecs· ea ηη ·
donde:
- aη es el factor de acoplamiento medio entre el módulo y la carga para el periodo
considerado (seguidor del punto de máxima potencia, pérdidas por temperatura, cables,
dispersión de parámetros, deterioro de las características del generador fotovoltaico,
suciedad, etc..).
- eη es el producto de todos los rendimientos medios de los equipos conectados al módulo
para dicho periodo (inversor).
- Ecs = Emax · aη es la energía útil producida por el campo solar en el periodo de tiempo
considerado, bajo unas condiciones de irradiancia y temperatura determinadas.
- Emax = n·hsp·Pmax es la energía máxima que puede producir el módulo bajo unas
condiciones de irradiancia y temperatura determinadas y suponiendo que siempre
funciona en el punto de máxima potencia; n es el número de días del periodo considerado,
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
hsp el número de horas solar pico y Pmáx la potencia pico del módulo en condiciones
estándar.
• Método basado en la función de utilizabilidad.
La utilizabilidatd fotovoltaica ΦF(Ic) en el periodo [t1,t2] se define como:
g
c
t
t
t
t
c
cFH
H
dttI
dttI
I ==
∫
∫2
1
2
1
)(
)(
)(φ
donde Ic(t) es la irradiancia I(t) que es mayor del nivel de irradiancia Ic. ΦF(Ic) indica la
relación entre la irradiación global que incide con un nivel de irradiancia superior a Ic, Hc y la
irradiación solar total incidente Hg en el plano del módulo durante el intervalo [t1,t2].
En una instalación fotovoltaica de conexión a red la energía que produce el campo solar
en el periodo [t1,t2] viene dada por la expresión:
∑∑=
=+++
=
=
Φ−Φ=1000
011,1
_2
121 )))()(()·,,((·),(
i
i
I
I
iFiFtiiiics
tt
tt
cs IIHTIIAttE αη
y la energía útil que suministra la instalación en el mismo periodo es:
∑∑=
=++++
=
=
Φ−Φ=1000
011,1
_
1
_2
121 )))()(()·,,()·,((·),(
i
i
I
I
iFiFtiiiicsiii
tt
tt
u IIHTIIIIAttE αηη
donde:
- 2
)()(),,( 1
1,1
_+
++
+= icsics
iiiics
IITII
ηηη es el rendimiento del campo solar en el nivel de
irradiancia [Ii,Ii+1] y a la temperatura media en dicho periodo.
- 2
)()(),,( 1
1,1
_+
++
+= iiii
iiiii
IITII
ηηη es el rendimiento del inversor en el nivel de
irradiancia [Ii,Ii+1].
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
• Métodos de simulación.
La energía producida por la instalación puede calcularse si se conoce la ecuación que
representa la curva característica del módulo, así como la radiación, parámetros de la ecuación
y temperatura instantánea.
i = iph – ir [exp[(V+i·Rs)/(A·VT)]-1]
donde:
iph es la fotocorriente.
ir es la corriente inversa de saturación.
Rs es la resistencia serie equivalente.
AVT es el voltaje equivalente.
Esta ecuación junto con el modelo matemático del inversor permiten determinar la
tensión e intensidad de funcionamiento de la instalación en cada instante, pudiendo obtenerse
la energía producida por la instalación al integrar la potencia eléctrica calculada
anteriormente.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
1.3. Indicadores
En la actualidad se utilizan diferentes tipos de indicadores o ratios que permiten conocer
el comportamiento de una instalación fotovoltaica y que incluso pretenden estimar las
posibilidades de mejora de la misma. Se pueden agrupar en dos grandes grupos:
- Indicadores que permiten la comparación energética de varias instalaciones, ya estén
estas situadas en el mismo o en diferente lugar.
- Indicadores que aportan información sobre la instalación y que permiten estimar con
precisión las posibilidades de mejora de la misma.
A continuación se muestran los más empleados actualmente y se comentan sus principales
características.
• Indicador 1: Energía eléctrica realmente producida por la instalación
fotovoltaica.
El indicador “energía eléctrica realmente producida por la instalación fotovoltaica”,
generalmente expresado en kWh, da a conocer la cantidad de energía eléctrica que la
instalación inyecta en la red, en un determinado periodo de tiempo, normalmente un año.
La ventaja que presenta el empleo de este indicador es su sencillez de cálculo, ya que
basta con la lectura proporcionada por el contador de energía del que dispone la instalación,
siendo éste un valor real.
Los inconvenientes que presenta están asociados, fundamentalmente, al hecho de que la
única información que proporciona es la comentada con anterioridad. Éstos son:
- No es válido para comparar dos instalaciones en diferentes lugares. Sólo sería útil para
comparar varias instalaciones idénticas en el mismo lugar.
- No da información sobre el potencial de mejora de la instalación desde un punto de
vista cuantitativo.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
El orden de magnitud de este indicador depende de muchos factores, siendo los
principales el tamaño de la instalación y las condiciones climáticas del lugar. De aquí que el
empleo de este índice para comparar instalaciones con distintos emplazamientos no sea
recomendable ni tampoco para conocer las posibilidades de mejora de las mismas.
• Indicador 2: Cociente entre la energía eléctrica realmente producida por la
instalación fotovoltaica y la potencia pico de la misma.
El indicador “cociente entre la energía eléctrica realmente producida por la instalación
fotovoltaica y la potencia pico de la misma”, normalmente expresado en kWh/kWp, relaciona
la energía eléctrica inyectada en la red por la instalación fotovoltaica en un cierto periodo de
tiempo, que suele considerarse un año, con la potencia pico instalada en condiciones estándar.
Este parámetro está relacionado directamente con el de horas equivalentes.
Las principales ventajas que presenta el empleo de este índice son:
- Facilidad de cálculo.
- Permite evaluar de forma razonable el funcionamiento de instalaciones
fotovoltaicas pudiendo comparar, en cierto modo, instalaciones situadas en un mismo
lugar.
En cuanto a inconvenientes, pueden resaltarse los siguientes:
- Aporta poca información sobre el potencial de mejora de la instalación, con vistas a la
optimización de la misma.
- Su valor, para dos instalaciones idénticas en lugares diferentes es distinto. Por ello, no
es adecuado para comparar instalaciones con distinta ubicación.
- El indicador descrito no refleja en qué lugar de la instalación se producen las pérdidas.
Como ejemplo aclaratorio del primer punto comentado en los inconvenientes se propone
el siguiente: supónganse dos instalaciones fotovoltaicas diferentes situadas cada una de ellas
en Sevilla y Galicia con valores de este indicador de 1100 h y 1000 h, respectivamente. La
única información fiable que aportan estos dos valores es su producción real y que la
instalación de Sevilla inyecta más energía en la red.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Observando estos valores, podría concluirse que la primera instalación está mejor
diseñada que la segunda, sin embargo, se comprueba debido a otros datos climáticos del lugar,
que la instalación gallega tiene menos pérdidas y por ello se considera mejor diseñada.
Por este motivo, este ratio sólo resulta válido para comparar instalaciones con el mismo
emplazamiento. Es empleado frecuentemente en instalaciones fotovoltaicas situadas en un
lugar determinado al permitir evaluar de forma razonable el funcionamiento de las mismas.
Este indicador en un horizonte de tiempo anual, en las instalaciones comerciales actuales
en España, tiene un rango del orden de 900--1300.
• Indicador 3: Performance ratio (PR).
Éste es otro de los indicadores más empleados actualmente. El indicador PR se define
como la relación entre la energía anual en corriente alterna entregada a la red (EAC) y la que
entregaría la misma instalación fotovoltaica recibiendo la misma radiación, suponiendo
ningún tipo de pérdida energética en la instalación y con el generador fotovoltaico
funcionando a una temperatura constante de 25ºC y una irradancia de1000 W/m2.
A la producción generada por la instalación en estas condiciones es la que se considera la
producción de referencia.
PR = *
*
)(MG
a
AC
PG
IG
E
donde Ga(I) es la irradiación anual incidente sobre la superficie del generador, G* la
irradiancia en condiciones estándar (G*=1000 W/m2) y *MGP la potencia pico del generador.
El PR puede expresarse también como YF/YR, donde:
- YF es la productividad anual y se calcula como YF = *MG
AC
P
E.
- YR es la productividad de referencia, que indica la irradiación anual recibida por el
generador y puede calcularse como YR = *
)(
G
IGa .
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Las ventajas que presenta el empleo de este indicador son:
- Una vez más, la facilidad de cálculo, aunque para ello se necesiten más
datos que para otros indicadores. No requiere más que conocer la radiación
incidente sobre el generador fotovoltaico, Ga(I), y la energía eléctrica
inyectada en la red, EAC, ya que el resto de variables que intervienen son
constantes.
- Resulta adecuado para evaluar el acierto en un determinado diseño de
instalación, al relacionar la producción de energía anual real (YF) con la
producción de referencia (YR). Es decir, permite estimar de manera
aproximada qué instalación se comporta mejor en un lugar determinado.
Definiendo la productividad anual del generador (YA) se pueden determinar las
pérdidas existentes.
YA = *MG
DC
P
E
- Pérdidas de captura: son las debidas exclusivamente al generador como consecuencia
de una temperatura de las células diferente a 25ºC, caídas de tensión en el cableado,
suciedad, sombreados parciales, ángulo de incidencia...
LC = YR-YA
- Pérdidas del resto del sistema: debidas a ineficiencias del inversor, seguidor de la
posición del sol, desconexión de inversor, etc.
LS = YA-YF
En cuanto a los inconvenientes hay que comentar que:
- El estado de referencia respecto al cual se relaciona la producción anual de energía se
corresponde con un estado estándar y, por tanto, prácticamente inalcanzable, no
pudiendo saber cuál es el máximo real que se podría obtener.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- Proporciona diferentes valores para la misma instalación en lugares diferentes, motivo
por el cual no conviene emplearlo para comparar instalaciones con emplazamiento
distintos ya que no se puede conocer, sin ayuda de otros datos, a qué son debidas las
diferencias.
Este último punto puede deducirse de las expresiones, ya que al variar la situación
geográfica varía la irradiancia sobre la superficie del generador y, consecuentemente, la
energía inyectada en la red. Al igual que se comentó para el indicador anterior, el
funcionamiento del inversor depende del valor de la potencia a su entrada en cada instante y
éste depende de las condiciones climáticas, por tanto, también difiere en función del
emplazamiento.
Generalmente, valores mayores o iguales del PR a 0.70 se consideran aceptables en la
bibliografía, siendo 0.75 un valor que indica un buen diseño teórico y que en este proyecto se
va a analizar si realmente es así.
• Indicador 4: Eficiencia global de la instalación.
Se define como la relación entre la energía producida por la instalación y la que incide
sobre los módulos para el mismo intervalo de tiempo considerado, que se recomienda que sea
el año para evitar errores de estacionalidad.
Se expresa como:
añoAs
añoFVútil
totalE
E
,,
,,=η
Las principales ventajas que pueden citarse son:
- Como rendimiento que es, la eficiencia global permite estimar el porcentaje de
pérdidas de la instalación, proporcionando información sobre el nivel de
aprovechamiento energético de la misma.
- Puede considerarse un indicador adecuado para evaluar el comportamiento de una
instalación situada en un determinado lugar.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- Fácil estimación. Los datos necesarios son los mismos que para el indicador anterior
(PR).
Entre sus inconvenientes están:
- No proporciona ninguna información acerca de qué posibles aspectos pudieran ser
mejorables de cara a la optimización de la instalación, al no permitir distinguir qué
porcentaje de la eficiencia que indica es recuperable y cuál no.
- No resulta adecuado para comparar instalaciones con distinto emplazamiento ya que
podrían darse valores diferentes para la misma instalación ubicada en lugares distintos,
al depender de las condiciones ambientales locales.
Debido a este motivo, la misma instalación con condiciones climáticas diferentes, por
ejemplo, en la nieve y en el desierto, funcionaría de forma muy distinta, por lo que este
indicador no tomaría los mismos valores en cada situación. En el primer caso, la eficiencia de
la instalación sería mucho más alta que en el segundo, ya que en éste las condiciones
climáticas no favorecen tanto la producción de energía (debido a las altas temperaturas
existentes en el desierto, aunque la irradiancia sea muy elevada).
Como valores aceptables se proponen los dados por la SEPA (Solar Electric Power
Association), obtenidos al analizar una gran cantidad de instalaciones existentes en
emplazamientos muy distintos, tanto por la climatología local como por la latitud. En función
de la tecnología empleada se tendrá:
Tecnología ηtotal (%)
Monocristalina 8.9
Policristalina 7.9
Amorfa 3.3
Tabla 1.3.1. Valores orientativos de la eficiencia de la instalación.
• Indicador 5: Euro-rendimiento (ηEURO).
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Conocido también como eficiencia europea. Es una función que estima el rendimiento de
un inversor en una instalación fotovoltaica conectada a red. Realmente no es un indicador de
la instalación, sino del acoplamiento del generador fotovoltaico con el inversor.
Se calcula a partir de algunos valores de eficiencia correspondientes a algunos valores
concretos de la potencia de salida del inversor. Se define mediante la expresión:
%100%50%30%20%10%5 ·2.0·48.0·1.0·13.0·06.0·03.0 ηηηηηηη +++++=EURO
donde %5η representa la eficiencia correspondiente a p=0,05 (invnom
invsalida
P
Pp
,
,= ).
Analizando los valores de estos coeficientes, está implícito que la instalación funciona un
3% de las veces al rendimiento del inversor correspondiente al 5% de la carga, un 6%
correspondiente al 10% de la carga y así sucesivamente.
El rendimiento energético del inversor es función de la distribución por potencias de la
energía en corriente continua que recibe en su entrada que, al igual que ocurre con los
indicadores anteriores, queda supeditada al clima del lugar.
El inconveniente que presenta este parámetro es que no tiene en cuenta ni las condiciones
climáticas del lugar ni la potencia del campo solar respecto al inversor.
Aunque ηEURO no pueda utilizarse directamente en el cálculo de la energía que produce un
sistema, proporciona una indicación favorable de la calidad energética de un inversor, cuyo
comportamiento resulta fundamental para el buen funcionamiento de la instalación.
Analizando conjuntamente toda esta información, la primera y principal conclusión que
puede establecerse es que estos indicadores no son válidos como índices de comparación de
instalaciones con diferentes emplazamientos, al depender el valor proporcionado por ellos en
gran medida de la ubicación, siendo más conveniente la interpretación de éstos como
indicadores del comportamiento de las mismas. Esto junto a la facilidad que presenta el
cálculo de estas expresiones es lo que hace que su uso esté tan extendido.
El objetivo que se persigue en este trabajo es la búsqueda de un indicador parecido a los
anteriores, que aporte información desde un punto de vista cuantitativo sobre lo mejorable que
puede ser una instalación fotovoltaica.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
2. Pérdidas en una instalación fotovoltaica
2.1. Pérdidas generales.
En el apartado 1.2 se explicaron algunos de los métodos que se emplean para calcular la
energía eléctrica producida por una instalación fotovoltaica. En ellos se observa cómo la
energía real producida por la instalación es el producto de la energía que ésta recibe por una
serie de factores o rendimientos que actúan sobre los componentes de la misma, que hacen
referencia a una serie de pérdidas, tales como:
- Pérdidas por tolerancia respecto a valores nominales en los módulos.
- Pérdidas por dispersión de parámetros.
- Pérdidas por polvo o suciedad.
- Pérdidas por sombras.
- Pérdidas por temperatura.
- Pérdidas en cableado.
- Pérdidas en seguidor del punto de máxima potencia (PMP).
- Pérdidas en inversor.
- Pérdidas por irradiancia.
- Pérdidas por desconexión de la red.
- Pérdidas por operaciones de mantenimiento.
Estas ineficiencias existentes son de dos tipos:
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- Evitables o reversibles, como pueden ser las debidas a la suciedad depositada sobre
el generador, a las sombras proyectadas sobre el mismo, en el inversor... Una vez
identificadas estas pérdidas pueden eliminarse o disminuirse en la medida de lo
posible.
- Inevitables o irreversibles, como las pérdidas por temperatura o las debidas a la
irradiancia incidente. Una vez situada la instalación el valor de ambas dependerá de
las condiciones ambientales del lugar en el que se encuentra, no pudiéndose hacer
nada para evitarlas.
Pérdidas por tolerancias respecto valores nominales en los módulos. Estas pérdidas se
deben a la desviación de la máxima potencia que el panel entrega. En la ficha característica de
cada módulo, el fabricante especifica una tolerancia referente a la máxima potencia que el
panel puede producir suponiendo unas condiciones de 1000W/m2 y temperatura del panel de
25ºC.
Pérdidas por dispersión de parámetros. Se producen como consecuencia de variaciones
en la inclinación y orientación de los módulos que constituyen el generador fotovoltaico.
Pérdidas por polvo/suciedad. El polvo y la suciedad que se acumulan sobre los módulos
son causa de una disminución del rendimiento de la instalación. La acumulación sobre los
mismos dependerá en gran medida de la ubicación de la instalación, pudiendo tratarse de
polvo u hollín si se encuentra cerca de zonas industriales o polvorientas, hojas de árboles si
está en zonas de bosques, nieve, excrementos de aves... La existencia de marcos en los
módulos y la inclinación de los mismos determinarán también el grado de acumulación de
suciedad.
Para inclinaciones mayores de los 20º, la autolimpieza es mejor, entendiéndose por ésta la
capacidad de que los elementos que provocan la sombra se disuelvan o se eliminen gracias al
agua de lluvia, acción del viento o a la inclinación el generador FV.
Pérdidas por sombras. La proyección de sombra sobre el generador de una instalación
fotovoltaica influye negativamente en la producción de energía por parte de éste, al variar su
curva característica, afectando al rendimiento de la misma.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Al ser un factor muy importante para el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas es
conveniente situar los módulos lejos de objetos que por su altura o cercanía pudieran producir
sombras sobre ellos, como edificios, árboles, tendido eléctrico...Para minimizar estas pérdidas
hay que optimizar las estructuras soporte de forma que un grupo de módulos no sombree a los
posteriores.
La proyección de sombra sobre el generador fotovoltaico puede dar lugar a lo que se
denomina punto caliente, que tiene efectos muy perjudiciales sobre el funcionamiento del
generador. Este efecto consiste en que las células de un módulo absorben corrientes
procedentes de otros módulos, provocando un calentamiento excesivo en las mismas, que
incluso puede llegar a dañarlas. Para evitar este problema, se hace pasar esta corriente a través
de un diodo bypass colocado en paralelo a la célula solar.
Pérdidas eléctricas. Este tipo de pérdidas se producen tanto en la parte de continua como
en la parte de alterna (antes y después del inversor, respectivamente). Para disminuirlas es
muy importante prestar atención al cálculo de la sección de los conductores que constituyen el
cableado de la instalación y a la distancia entre los distintos componentes de la misma, al
influir directamente en las caídas de tensión que en ellos se producen.
En fusibles, diodos y demás elementos de maniobra también se producen pérdidas, que
también hay que tener en cuenta.
Pérdidas en inversor. El inversor es un dispositivo electrónico de potencia, indispensable
en instalaciones fotovoltaicas de conexión a red, cuya función es adecuar la energía generada
por el generador fotovoltaico a las características eléctricas de la red para su conexión a ésta,
lo que consiste en transformar la corriente continua en corriente alterna, además de ajustarla
en frecuencia y en tensión eficaz.
La potencia nominal del inversor suele elegirse un 20% menor que la potencia pico
conectada a él, para evitar que trabaje a bajas potencias en condiciones de baja radiación, que
llevaría a una disminución de la eficiencia del inversor.
Por ello es importante asegurarse de que para cualquier condición climática de irradiancia
y temperatura funcione correctamente y que la eficiencia máxima del inversor se corresponda
con el rango de irradiancia más frecuente del lugar. Hay que garantizar igualmente que para
cualquier condición climática el rango de tensiones a la salida del generador fotovoltaico
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
debe estar dentro del rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima potencia a la
entrada del inversor.
Figura 2.1.1. Curvas de rendimiento de diferentes inversores.
En función de las características de la instalación será más conveniente una configuración
para el o los inversores, pudiéndose elegir desde un inversor central a un pequeño inversor
independiente en cada uno de los módulos. La elección de una configuración u otra tendrá
efectos distintos sobre la eficiencia de la instalación.
Pérdidas en el seguimiento del PMP. Se producen debido a que el seguidor de máxima
potencia no hace funcionar al módulo fotovoltaico en su punto de máxima potencia.
Por último, queda comentar las pérdidas debidas a la temperatura y a la diferencia de
eficiencia con la irradiancia. Debido a la importancia que ambas conllevan, se analiza cada
una de ellas en mayor profundidad en los apartados 2.2 y 2.3.
2.2. Pérdidas por diferencia de eficiencia con la irradiancia
La curva característica de un panel varía al hacerlo la irradiancia incidente, de forma que a
medida que ésta aumenta, también lo hace la máxima potencia que el panel puede entregar. El
rendimiento de un panel fotovoltaico es el cociente entre la energía que genera bajo unas
determinadas condiciones de irradiancia y temperatura en un determinado instante de tiempo
y la que le llega en ese mismo instante considerado, por lo que los diferentes rendimientos con
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
los que puede funcionar el panel en ese momento dado, pueden representarse también sobre la
curva i-v del mismo.
De esta forma, es posible apreciar la variación del rendimiento del panel con la
irradiancia. En la figura 2.2.1. se representa la curva de máximos rendimientos para un panel
dado al variar la irradiancia que incide sobre el plano de los módulos, considerando en todos
los casos una temperatura del panel constante e igual a 25ºC.
Figura 2.2.1. Variación del rendimiento en función de la irradiancia incidente para una Tpanel=25ºC
En esta figura puede apreciarse también cómo la intensidad de cortocircuito de una célula
solar es directamente proporcional a la intensidad de iluminación incidente; en cambio, la
tensión en circuito abierto no experimenta grandes variaciones al modificarse las condiciones
de radiación solar.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Figura 2.2.2. Variación de la curva característica potencia-tensión de una célula solar fotovoltaica con la
irradiancia.
2.3. Temperatura del panel.
La temperatura alcanzada por el panel fotovoltaico es uno de los parámetros principales,
junto con la irradiancia incidente y la tensión de funcionamiento, que condicionan la potencia
eléctrica que éste puede producir, al influir significativamente sobre la curva característica del
mismo. Por este motivo, es conveniente tener muy claro y siempre presente cuáles son los
parámetros de los que depende la temperatura del módulo.
La temperatura del panel viene determinada básicamente por la irradiancia global
incidente sobre el plano del panel (I), la temperatura equivalente del cielo (Tc), la velocidad
del viento (Vv), dirección del viento (Dv), características térmicas y ópticas de los materiales
que constituyen el módulo (Cg) y del tipo de montaje del mismo (Cm).
Tp= f (I, Tc, Vv, Dv, Cg, Cm)
Cuando se produce un aumento de temperatura, la tensión de circuito abierto disminuye
(2,3 mV/ºC para el silicio), mientras que la intensidad se mantiene prácticamente constante
(en realidad aumenta ligeramente: 1,5 mA/ºC para el silicio), lo cual supone una disminución
de la eficiencia al aumentar la temperatura (0,5%/ºC para el silicio) .
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Figura 2.3.1. Dependencia de las curvas i-v de una célula solar fotovoltaica con la temperatura.
La potencia que el módulo entrega se ve disminuida cuando aumenta la temperatura que
éste soporta, como consecuencia de la variación de la curva característica del mismo. Por este
motivo se ocasionan las pérdidas por temperatura, que están siempre presentes en una
instalación fotovoltaica. Su valor queda fijado en función del lugar en el que se encuentre la
instalación al depender la temperatura del panel de las condiciones ambientales del lugar,
entre otros factores.
Por tanto, la temperatura del panel tiene una gran influencia en el rendimiento del
generador y, consecuentemente, en la producción de energía eléctrica por la instalación
(disminuye el rendimiento de la instalación casi en un 1%). Debido a esto, es necesario e
importante estimar dicha temperatura del modo más preciso posible, de forma que su cálculo
recoja la influencia del mayor número de variables de las que depende.
Es frecuente encontrarse con el empleo de la ecuación (2.3.1) para conocer la temperatura
a la que se encuentra el módulo.
Tp=Ta+800
20−ONCT·I (2.3.1)
donde:
Tp: temperatura del panel (ºC)
Ta: temperatura ambiente (ºC)
I: irradiancia (W/m2)
TONC : temperatura de operación nominal de la célula (ºC). Ésta temperatura es
proporcionada por el fabricante e indica cuánto se calienta la célula bajo unas determinadas
condiciones climáticas de irradiancia, temperatura ambiente y velocidad del viento.
I=800 W/m2, Ta=20 ºC, Vv=1 m/s
El inconveniente que presenta esta ecuación es que no considera la influencia de los
principales parámetros de los que depende realmente la temperatura del panel, que se
comentaron anteriormente, así como tampoco tiene en cuenta los intercambios energéticos por
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
conducción, convectivos o de radiación de onda larga, resultando inapropiado su uso en dos
situaciones fundamentales:
- Altas velocidades de viento (superiores a 10 m/s).
- Para bajas velocidades de viento, al disminuir el nivel de irradiancia el error de la
estimación aumenta.
Por este motivo la ecuación (2.3.1) se utiliza para cálculos meramente estimativos, al ser
demasiado inexacta. Se observa cómo para niveles de irradiancia nulos la temperatura del
panel y la del ambiente coinciden. Experimentalmente se puede demostrar que esto no es así,
ya que esta ecuación desprecia los intercambios energéticos del panel ya comentados. De
hecho, pueden conseguirse temperaturas del módulo inferiores a la del ambiente para bajos
niveles de irradiancia debido precisamente a los intercambios de calor por radiación de onda
larga del módulo con su entorno, fundamentalmente con la bóveda celeste.
Con el objeto de paliar los inconvenientes que conlleva el empleo de la ecuación (2.3.1),
Ángel Sáez desarrolla en su proyecto fin de carrera “Optimización de instalaciones
fotovoltaicas de conexión a red” una ecuación que permite conocer la temperatura alcanzada
por el módulo. Esta expresión se obtiene tras formular un nuevo modelo que considera las
variables climatológicas e intercambios energéticos del panel ya comentados.
Figura 2.3.1. Esquema del circuito térmico equivalente. La energía introducida en el módulo fotovoltaico se divide en pérdidas por reflexión, pérdidas térmicas (convección y radiación) y
energía útil (eléctrica).
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
La expresión proporcionada por dicho modelo viene dada por la ecuación (2.3.2) y su
validez queda restringida a aquellas situaciones en las que la velocidad del viento sea paralela
al panel.
RDV
aRDV
phV
ThVI
T++
+++=
·38.2
)··93.0·38.2(2 (2.3.2)
donde:
Tp: temperatura del panel (ºC)
Ta: temperatura ambiente (ºC)
I: irradiancia (W/m2)
Vv: velocidad del viento (m/s)
hRD :coeficiente de radiación (W/m2K), que se define como:
3
2···4·
+= cp
ppanelRD
TTAh εσ (2.3.3)
donde Tc es la temperatura del cielo (ºC) y εp la emisividad del panel.
En la bibliografía (Santamouris, M.[1995],Duffie, J.A[1991]) se encuentran relaciones de
temperatura del cielo con la del ambiente, la de rocío y ht, que representa la diferencia entre
la hora actual y la del mediodía solar.
( )4/12
·15·cos013,0100
15,273·73,0
100
15,273·56,0711,0·
+
−+
−+= t
rociorocioac h
TTTT (2.3.4)
Siguiendo con la expresión (2.3.2), hay que comentar que el empleo de este nuevo modelo
proporciona temperaturas del panel inferiores a la temperatura ambiente para valores de
irradiancia reducidos (I<150W/m2).
En resumen, para este nuevo modelo puede decirse que:
- Para velocidades de viento elevadas la temperatura del panel es del orden de la del
ambiente, sobretodo para bajos niveles de irradiancia (≈300 W/m2). Para valores
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
superiores (≈800 W/m2) la máxima diferencia entre la temperatura del módulo y
la ambiente está en torno a los 15ºC.
- Para velocidades de viento reducidas la temperatura del panel depende
fundamentalmente del nivel de irradiancia y de la temperatura ambiente, siendo
mayor la diferencia entre la temperatura del módulo y la del ambiente.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
3. Metodología.
3.1. Máxima energía generada en condiciones estándar.
La determinación de la máxima energía que una instalación fotovoltaica puede producir
en condiciones estándar se realiza bajo las siguientes consideraciones:
- Toda la radiación se recibe a un nivel de irradiancia de 1000W/m2.
- La temperatura de los módulos es siempre 25ºC, independientemente de las
condiciones ambientales de cada localización.
- La radiación incidente que se considera en el generador fotovoltaico es la real pero
con una distribución de irradiancia constante e igual a 1000 W/m2.
- No existen ninguna de las pérdidas susceptibles de producirse en instalaciones de
este tipo (módulos sin tolerancias, todos orientados e inclinados de la misma forma,
sin pérdidas por sombreado, suciedad, ni en el cableado, ni en inversor, ni en el
seguidor del punto de máxima potencia)
- El rendimiento del campo solar permanece constante. Es el correspondiente a las
condiciones de irradiancia y temperatura del panel supuestas (1000 W/m2 y 25ºC,
respectivamente).
La energía producida por la instalación se calcula según la expresión 3.1.1:
pinvcstred HAE ηηηα ····= (3.1.1)
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
donde:
- Ered es la energía que se inyecta en la red.
- A es la superficie del generador.
- αtH es la radiación que recibe el generador, inclinado un ángulo α para el cual se
maximiza la energía incidente en un periodo de tiempo t, que se considera el año.
- csη es el rendimiento del campo solar calculado para las condiciones estándar.
- invη es el rendimiento del inversor, que en este caso se considera igual a la unidad.
- pη engloba el resto de pérdidas que pueden darse en una instalación. En este caso, como
se ha comentado al inicio, se considera igual a la unidad.
3.2. Máxima energía generada en condiciones reales.
Las hipótesis que se realizan para determinar la máxima energía que puede producir una
instalación fotovoltaica son las siguientes:
- Todos los módulos son idénticos, con tolerancia nula, orientados e inclinados de
forma igual.
- No existen pérdidas por efecto Joule, en ningún elemento de la instalación como
cables, interruptores, conexiones, etc…
- No existen pérdidas por sombreados, suciedad, etc…
- El generador fotovoltaico siempre trabaja en el punto de máxima potencia.
- El rendimiento del inversor y del seguidor de la posición del sol es la unidad.
- En la red no hay problemas que hagan que el inversor se desconecte.
- La radiación incidente que se considera en el generador fotovoltaico es la real.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- La temperatura del módulo se va a determinar en función de las condiciones
climáticas en cada momento.
En este proyecto se considera la energía máxima como la energía que puede producir un
generador fotovoltaico funcionando bajo las hipótesis anteriores y en condiciones estándar,
menos las pérdidas en el generador fotovoltaico debidas a la diferente eficiencia de éste con la
irradiancia y la temperatura.
Para determinar la energía máxima se ha procedido de la siguiente forma:
1.- Selección de datos de partida.
2.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia.
3.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia.
4.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de
irradiancia.
5.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia.
6.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia para un
cierto periodo, normalmente un año.
A continuación se explica detenidamente en qué consisten cada uno de los pasos que se
han llevado a cabo para conseguir la máxima energía producida.
1.- Selección de datos de partida.
Los datos de los que se parte inicialmente corresponden a los valores de irradiancia
incidente sobre la superficie del generador con inclinación óptima (I, inclinación para la cual
se maximiza la radiación incidente), temperatura ambiente (Ta), velocidad del viento (Vv) y
temperatura de rocío (Trocío) para cada hora del año y para cada una de las ocho ciudades que
se estudian.
2.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
La radiación global anual se descompone por intervalos de irradiancia de 50 W/m2 cada
uno. Para asignar una parte de la radiación anual incidente a cada intervalo de irradiancia, se
ha diseñado una función en Matlab “intervalos.m”.
Para realizar esta descomposición se parte de datos de radiación global en base horaria
sobre el generador, con inclinación y orientación óptima. Se han tomado los 8760 datos y se
han asignado a los intervalos de irradiancia considerados, en función del nivel de irradiancia
con el que inciden. Posteriormente, se han sumado las cantidades de energía en cada intervalo
resultando la radiación incidente asignada a cada intervalo.
3.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia.
Para llevar a cabo esta asignación se ha creado una función en Matlab “Tamb_media.m”
que asigna a cada intervalo la temperatura ambiente media que le corresponde.
Esta función es similar a intervalos.m. Se parte igualmente de los valores de temperatura
ambiente para las 8760 horas del año, cada uno de los cuales lleva asociado un nivel de
irradiancia. La función Tamb_media toma estos 8760 valores de temperatura ambiente y los
va asignando a cada intervalo, en función del nivel de irradiancia con el que se producen. A
continuación se suman, para cada intervalo, todos los valores de temperaturas que han sido
asignados. Calculando la media aritmética de estos valores, resulta la temperatura ambiente
media en cada intervalo.
4.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de
irradiancia.
La temperatura del panel se calcula con la expresión:
RDV
aRDV
phV
ThVI
T++
+++=
·38.2
)··93.0·38.2(2
donde I es la irradiancia sobre el plano de los módulos, Vv la velocidad del viento, Ta la
temperatura ambiente y hRD el coeficiente de radiación.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Para poder realizar su cálculo es necesario disponer previamente del valor en cada
intervalo de irradiancia de las variables que intervienen:
- La irradiancia que se ha tomado en cada intervalo ha sido el valor medio en cada uno
de ello (por ejemplo, si el intervalo es de 0-50 W/m2, la irradiancia tomada es de 25
W/m2).
- La velocidad media del viento en cada intervalo se ha calculado de manera similar a
la asignación de la temperatura ambiente media. El cálculo de ésta se realiza con la
función “Vviento.m”. Esta función parte igualmente de los valores de velocidad del
viento para las 8760 horas del año, cada uno de los cuales lleva asociado un nivel de
irradiancia. La función Vviento.m toma estos 8760 valores y los va asignando a cada
intervalo, en función del nivel de irradiancia con el que se producen. A continuación
se suman, para cada intervalo, todos los valores de velocidad del viento que han sido
asignados. Calculando la media aritmética de estos valores, resulta la velocidad del
viento media en cada intervalo. Por último, destacar que la dirección del viento se ha
considerado paralela al panel en todo momento.
- El coeficiente de radiación se determina mediante la expresión:
3
2···4·
+= cp
ppanelRD
TTAh εσ
para lo cual es necesario conocer previamente la temperatura del cielo, estimada a partir
de la temperatura de rocío en cada hora del año. Una vez calculada la temperatura del cielo
para cada hora del año, se aplica la función de Matlab “Tcielo.m”, obteniendo la temperatura
del cielo media correspondiente a cada intervalo. El valor final del coeficiente hRD se obtiene
mediante un proceso iterativo.
5.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia.
La eficiencia del generador fotovoltaico o campo solar depende fundamentalmente de la
irradiancia incidente sobre el plano de los módulos, de la temperatura alcanzada por los
mismos y de sus características eléctricas, como se ha visto en apartados anteriores.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Para calcular la eficiencia en cada intervalo de irradiancia se ha diseñado una función en
Matlab “curvamodulo.m” que da como resultado, para cada par de valores de irradiancia y
temperatura del panel introducidos y para un tipo de módulo determinado, el rendimiento del
módulo, potencia entregada y tensión de funcionamiento en el punto de máxima potencia,
además de generar la curva característica del módulo y marcar el punto de máxima potencia
del mismo para las condiciones indicadas.
Los pasos seguidos para diseñar la función son:
a. Seleccionar el tipo de módulo fotovoltaico que se emplea.
b. Especificar parámetros que no se aparecen en el catálogo de Isofotón y cálculo de
otros que condicionan la forma de la curva :
- α = 1,5 mA/ºC (Variación de Icc con la temperatura)
- β = -2,3 mV/ºC (Variación de Vca con la temperatura)
- ρ = 0,07 (Reflectividad del vidrio del módulo)
- ε = 0,9 (Emisividad del módulo)
- e = 1,6 x 10-19 C (Carga eléctrica del electrón)
- K = 1,3866 x 10-23 (Constante de Boltzmann)
- m = 1,3 (Factor de idealidad del diodo)
- Factor de forma cacc
MAX
VI
PFF
⋅=
- Factor de forma máximo: se calcula suponiendo que la resistencia en serie es nula.
1
72.0log
0
+
+−
=
t
ca
t
ca
t
ca
V
V
V
V
V
V
FF
- Resistencia en serie:
−=
NCPNCS
IV
FF
FFR cccaS ·
··1
0
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- Voltaje térmico
e
TKmVt
··=
- Intensidad de cortocircuito para temperaturas e irradiancias diferentes de las
condiciones estándar.
NCPT
III
p
ccpcc )·25·(1000
·_ −+=
α
- Tensión de circuito abierto para temperaturas e irradiancias diferentes de las
condiciones estándar.
NCSITe
kmNCSTVV
p
pcapca )·1000/)·log(15.273·(
·)·25·(_ +
+−+= β
c. Determinación de la curva intensidad-tensión para las condiciones especificadas. Se
realiza con la expresión:
NCP
NCSRIV
I
IVV Sppca
pcc
p
tp ··1
·log ___
__ −+
−=
d.La potencia proporcionada por el campo solar y el rendimiento del mismo en el punto
de máxima potencia se determinan como :
)·max(max pp IVP = panel
csAI
P
·max=η
6.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia.
Sumando la energía eléctrica producida en cada intervalo de irradiancia se tiene la energía
total producida por el campo solar que, por las hipótesis comentadas al inicio del apartado,
coincide con la máxima energía que la instalación puede inyectar en la red eléctrica.
La energía producida en cada intervalo se ha calculado mediante el método de la
utilizabilidad fotovoltaica (ФF), explicado en el apartado 1.2. Para poder aplicarlo ha sido
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
necesario crear en Matlab una función “utilizabilidad.m” que calcula la utilizabilidad para
cada nivel de irradiancia, con incrementos de 50 W/m2; es decir, para cada nivel de irradiancia
se calcula la energía recibida por encima de él.
El porcentaje de energía incidente disponible en cada intervalo [Ii,Ii+1] se calcula restando
a la utilizabilidad del nivel de irradiancia inferior [Ii] la del inmediatamente superior [Ii+1].
Porcentaje (Ii,Ii+1)= ФF(Ii)- ФF(Ii+1) (3.2.1)
Aplicando la ecuación (3.2.1) se obtiene la energía producida en cada uno de los
intervalos.
∑∑=
=++++++
=
=
Φ−Φ=1000
011,1
_
11,1
_2
121 )),()·,,())·()(·()·,,((·),(
i
i
I
I
iipiiiiinviFiFtiiiics
tt
tt
red IITIIIIHTIIAttE ηηη α
(3.2.2)
donde:
),,( 1,1
_
++ iiiics TIIη es el rendimiento del campo solar en el nivel de irradiancia [Ii,Ii+1], a la
temperatura media en dicho periodo.
−Φ )( iF I )( 1+Φ iF I representa la utilizabilidad en el intervalo [Ii,Ii+1].
),,( 1,1
_
++ iiiiinv TIIη es el rendimiento del inversor en el nivel de irradiancia [Ii,Ii+1], que bajo las
hipótesis consideradas es igual a la unidad.
),( 1+iip IIη es un factor que engloba al resto de pérdidas ya comentadas susceptibles de
producirse en una instalación fotovoltaica, en el intervalo [Ii,Ii+1]. Por las hipótesis adoptadas
en este apartado este término toma un valor igual a la unidad.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
3.3. Energía realmente generada por una instalación
La energía que una instalación fotovoltaica genera en realidad, es siempre inferior a la
cantidad estimada en el apartado 3.2, donde únicamente se consideran las pérdidas
ocasionadas por la variación de eficiencia con la temperatura del panel e irradiancia.
La consideración de todos los factores que influyen sobre la eficiencia de la instalación es
determinante para estimar la verdadera producción futura de energía por parte de la misma,
que puede calcularse por cualquiera de los métodos vistos en el apartado 1.2.
Las posibles pérdidas que pueden darse en una instalación fotovoltaica, además de las dos
ya comentadas, son las debidas a:
- Tolerancia respecto a valores nominales y dispersión de parámetros entre los
módulos.
- Sombras proyectadas sobre el plano de los módulos.
- Polvo o suciedad acumulada sobre los módulos.
- Pérdidas por efecto Joule en cableado, interruptores, conexiones…
- El rendimiento del inversor no es la unidad. Un valor típico de la máxima eficiencia
con la que éstos pueden funcionar es del 96%.
- Seguimiento del punto de la máxima potencia del generador fotovoltaico.
- Desconexión de la red.
- Operaciones de mantenimiento.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Una vez conocidos los valores de estas ineficiencias, la producción de energía por la
instalación se puede expresar, de manera general, como:
pinvcstred HAE ηηηα ····= (3.3.1)
donde:
- Ered es la energía que se inyecta en la red.
- A la superficie del generador.
- αtH es la radiación que recibe el generador, inclinado un ángulo α para el cual se
maximiza la energía incidente en un periodo de tiempo t, que se considera el año.
- csη es el rendimiento del campo solar correspondiente a las condiciones de irradiancia y
temperatura del panel para las que se calcula.
- invη es el rendimiento del inversor.
- pη engloba el resto de pérdidas que pueden darse en una instalación.
3.4. Aplicación de indicadores.
En este apartado se calculan los diferentes indicadores que se vieron en el apartado 1.3.
Puesto que no se dispone de datos reales de instalaciones a los que aplicar estos indicadores,
se van a tomar una serie de suposiciones:
- Instalación situada en Sevilla, de 5,07 kWp.
- Superficie ocupada por el generador 40.5 m2.
- Se considera una eficiencia de la instalación del 8%.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Los valores para los indicadores que resultan una vez asumidas las consideraciones
anteriores se muestran en la tabla 3.4.1. Antes se recuerdan las expresiones que permiten su
cálculo.
- Energía que inyecta en red la instalación�kWh.
- Energía que inyecta en red la instalación dividida por la potencia pico de la
misma�kWh/kWp.
- Performance ratio � *
*
,
·)(
MGa
redinyectada
PG
IG
EPR = , con )(IGa energía que incide sobre los
módulos, *G =1000 W/m2 y *MGP la potencia pico del generador.
- Eficiencia global de la instalación� recibida
redinyectada
globalE
E ,=η
kWh kWh/kWp Performance Ratio ηglobal
6285.3 1240 0.64 0.08
Tabla 3.4.1. Indicadores para la instalación supuesta.
Los inconvenientes comunes que presentaban estos indicadores eran principalmente dos.
El primero de ellos, se basaba en la invalidez de éstos para comparar instalaciones situadas en
lugares diferentes, al depender los valores que proporcionan fuertemente de las condiciones
ambientales del lugar en el que se encuentra la instalación. El segundo inconveniente hacía
referencia a la inexistencia de información, por parte de los indicadores, sobre qué posibles
mejoras podrían llevarse a cabo; es decir, que el valor que proporcionen permita identificar
qué parte de la energía que se está perdiendo en la instalación podría ser recuperada de algún
modo. Este segundo inconveniente es en el que se centra este trabajo y el que se quiere hacer
ver a través de los números obtenidos en el caso anterior propuesto.
Observando los valores mostrados en la tabla 3.4.1 se puede concluir que:
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
- El indicador 1, kWh, no dice nada sobre el potencial de mejora de la instalación. El
valor de la energía inyectada no es válido por sí solo para saber las posibilidades de
mejora de la instalación.
- El valor proporcionado para esta instalación por el indicador 2, kWh/kWp, se
encuentra dentro de los valores típicos en España para este tipo de instalaciones, pero
tampoco aporta información sobre si es posible o no mejorar la energía producida por
la instalación, al no añadir nada acerca de las pérdidas existentes.
- Según el valor proporcionado por el indicador 3, performance ratio, la instalación
produce un 36% menos de la energía que podría producir si no existiera ningún tipo de
pérdidas, la radiación se recibiera a un nivel de irradiancia de 1000 W/m2 y la
temperatura de los módulos fuera siempre 25ºC. Aunque proporciona un orden de
pérdidas, no hay que perder de vista la referencia que toma para ello, que es
prácticamente imposible de conseguir. Esto conlleva a que las pérdidas son inferiores,
pues la máxima energía que puede esperarse que la instalación genere en realidad es
inferior a la tomada como referencia.
- El inconveniente que presenta el indicador 3, ηglobal, es que no se puede identificar qué
porcentaje de la eficiencia que éste indica es recuperable y cuál no.
3.5. Indicador propuesto.
Para evitar los inconvenientes que se han puesto de manifiesto en los indicadores
comentados en el apartado anterior (3.4) se propone un nuevo indicador.
Este indicador compara la energía inyectada realmente en la red por la instalación
fotovoltaica ( redE ) con la máxima energía que podría producirse bajo las condiciones
ambientales reales del lugar donde se encuentra la misma ( realescondE .max, ).
La expresión para calcularlo es la siguiente:
realescond
red
E
EIndicador
.max,
= (3.5.1)
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
La energía máxima que puede producirse bajo condiciones reales se puede determinar de
dos maneras distintas:
1. Siguiendo paso a paso la metodología descrita en el apartado 3.2, lo cual es
un proceso largo que requiere un tiempo.
2. A partir de la energía máxima teórica que puede producirse bajo
condiciones estándar, definiendo un parámetro (CT) que tenga en cuenta el efecto de la
temperatura e irradiancia en la producción de energía, a través de la eficiencia del
generador fotovoltaico. De este modo, la expresión resulta:
TCEteorica
red
CE
EIndicador
·,max,
= (3.5.2)
El parámetro CT se calcula:
TTC ε−=1 (3.5.3)
siendo Tε el error que se comete al considerar la energía producida suponiendo la temperatura
del generador igual a 25ºC, en lugar de la real.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
4. Aplicación de la metodología.
4.1. Datos empleados.
Para la realización de este trabajo se han necesitado datos de radiación y meteorológicos,
procedentes de dos bases de datos.
Los datos de radiación necesarios se han tomado de la aplicación desarrollada en el
proyecto fin de carrera de Sergio Macías “Aprovechamiento con sistemas de seguimiento”
que da, en función de la localización del generador fotovoltaico, la inclinación para la cual se
maximiza la irradiación que el mismo recibe, proporcionando también la irradiancia sobre
dicha superficie para cada hora del año.
Esta aplicación no recoge los valores de radiación necesarios para todas las ciudades que
se estudian, por lo que para aquellos casos en los que no se dispone de datos suficientes se
hace uso de la base de datos que posee el programa Meteonorm.
Además de estos valores de radiación, Meteonorm dispone también de información acerca
de otras variables de gran importancia, como pueden ser la temperatura ambiente, velocidad y
dirección del viento, temperatura de rocío...
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Esta base de datos ofrece valores horarios (8760 al año) de cada variable climática para un
gran número de ciudades europeas. Los valores suministrados por ésta sólo corresponden a
años tipo para 22 ciudades suizas, empleándose para el resto de ciudades la media horaria de
los últimos 20 años.
En este trabajo se van a emplear únicamente los valores correspondientes a las ocho
capitales de provincia de Andalucía. Dichos valores están almacenados en la carpeta datos
climáticos, en ficheros de texto con el nombre de cada ciudad, que pueden ser leídos
directamente por Excel. El orden en el que aparecen las distintas variables es el siguiente:
• En la primera columna se muestra la hora anual a la que es tomado el dato
correspondiente.
• En la segunda columna aparecen los valores de radiación (W/m2) sobre una
superficie inclinada un ángulo igual al óptimo, de modo que se maximice la
irradiación anual.
• La tercera columna es el valor de la temperatura ambiente media a dicha hora del
año en ºC.
• En la cuarta se indica el valor de la velocidad del viento en m/s.
Por última, la quinta columna muestra la temperatura de rocío para cada hora del año.
En la tabla 4.1.1 se muestran las ciudades andaluzas elegidas junto con otros datos
característicos de las mismas.
Ciudad Latitud
(º)
Inclinación
óptima (º)
Irradiación con incl.
óptima (kWh/año)
Almería 36,27 28,27 2139,36
Cádiz 36,22 24,22 2044,68
Córdoba 37,86 25,86 2032,24
Granada 37,11 27,11 2046,93
Huelva 37,26 26,26 2097,65
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Jaén 37,90 25,89 1990,54
Málaga 36,76 24,76 2007,50
Sevilla 37,48 23,48 1939,88
Tabla 4.1.1. Latitud, inclinación óptima e irradiación sobre dicha superficie
para las ciudades en estudio
1.2. Metodología aplicada a Andalucía.
En este apartado se muestran los resultados obtenidos al aplicar la metodología
anteriormente descrita a Andalucía. Esta metodología se ha aplicado a las 8 capitales de
provincia de Andalucía. Los resultados obtenidos que se muestran pertenecen a Sevilla. Los
correspondientes al resto de las ciudades estudiadas se recogen en el anexo 1 “Resultados
obtenidos para el resto de ciudades estudiadas”.
4.2.1. Máxima energía generada en condiciones estándar.
Una vez asumidas las consideraciones que se hicieron en el apartado 3.1, realizando los
cálculos correspondientes se obtienen los resultados que muestra la tabla 4.2.1 para Sevilla.
Radiación
(kWh/m2)
Irradiancia
(W/m2) Tpanel (ºC)
Rendimiento
campo solar
Ered
(kWh/m2)
1939.9 1000 25 0.1245 241.5
Tabla 4.2.1.1. Resultados obtenidos bajo condiciones estándar para la ciudad de Sevilla.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
El rendimiento del campo solar se ha calculado haciendo uso de la función en Matlab
”curvamodulo.m”, que se ha explicado en el apartado 3.2 “Máxima energía generada en
condiciones reales”.
4.2.2. Máxima energía generada en condiciones reales.
Se indican los resultados obtenidos en cada uno de los paso seguidos para obtener la
máxima energía bajo las hipótesis adoptadas en el apartado 3.2.
1.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia.
Intervalo de irradiancia Energía incidente
(kWh/m2)
0-50 8,1 50-100 27,8 100-150 43,0 150-200 45,4 200-250 67,7 250-300 102,8 300-350 88,3 350-400 112,2 400-450 106,2 450-500 141,3 500-550 102,7 550-600 131,5 600-650 173,7 650-700 151,2 700-750 136,0 750-800 128,4 800-850 99,1 850-900 102,4 900-950 96,9 950-1000 66,7 1000-1050 8,3
Tabla 4.2.2.1. Energía incidente por intervalo de irradiancia en Sevilla.
Representando gráficamente los resultados obtenidos se puede ver que en Sevilla la
máxima energía incidente se da entre los 600 y 650 W/m2, siendo en el primer y último
intervalo (en 0-50 y 1000-1050 W/m2) en los que la energía alcanza los valores más bajos.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 1000-
1050
Energ
ía(kWh/m
2)
Figura 4.2.2.1. Energía incidente por intervalo de irradiancia en Sevilla, con el ángulo óptimo de inclinación del
generador fotovoltaico igual 23,48º.
2.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia.
Intervalo de irradiancia Tambiente (ºC)
0-50 16,0 50-100 16,9 100-150 17,1 150-200 16,5 200-250 17,7 250-300 20,8 300-350 17,0 350-400 18,3 400-450 20,5 450-500 21,2 500-550 19,4 550-600 20,4 600-650 22,5 650-700 20,9 700-750 21,9 750-800 25,4 800-850 24,9 850-900 27,5 900-950 27,2 950-1000 27,6 1000-1050 27,3
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Tabla 4.2.2.2. Temperatura ambiente media por intervalo de irradiancia en Sevilla.
La figura 4.2.2.2. representa gráficamente estos valores.
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
T(ºC)
Figura 4.2.2.2. Temperatura ambiente media por intervalo de irradiancia en Sevilla.
Se observa cómo la temperatura ambiente va aumentando a medida que lo hace la
irradiancia. Puede extrañar que para niveles de irradiancia del orden de los 1000W/m2 la
temperatura ambiente esté en torno a los 28 ºC. Este hecho puede explicarse teniendo presente
que los valores de temperatura calculados son valores medios anuales para cada intervalo de
irradiancia; en Sevilla es frecuente que se den altos valores de irradiancia tanto en verano,
cuando la temperatura ambiente es elevada, como en primavera, momento en el que la
temperatura ambiente no alcanza valores tan altos.
3.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de
irradiancia.
La tabla 4.2.2.3. refleja los resultados obtenidos.
Intervalo de irradiancia
Irradiancia (W/m2)
Velocidad viento (m/s)
Tpanel
(ºC)
0-50 25 1,33 16,6 50-100 75 1,53 19,4 100-150 125 1,46 21,7 150-200 175 1,59 22,9 200-250 225 1,48 26,2
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
250-300 275 1,70 30,5 300-350 325 1,62 29,1 350-400 375 1,52 32,5 400-450 425 1,79 35,4 450-500 475 1,75 38,0 500-550 525 1,66 38,5 550-600 575 1,77 40,7 600-650 625 1,84 43,9 650-700 675 1,84 44,2 700-750 725 1,85 46,7 750-800 775 2,00 50,7 800-850 825 2,02 51,7 850-900 875 2,28 54,2 900-950 925 2,18 56,0 950-1000 975 2,29 57,2 1000-1050 1125 2,94 55,2
Tabla 4.2.2.3. Temperatura del panel media por intervalo de irradiancia en Sevilla y variables necesarias
para su cálculo.
Al representar gráficamente los resultados obtenidos se comprueba que la temperatura del
panel aumenta a medida que lo hace la irradiancia y la temperatura ambiente, como se
mostraba en la figura 4.2.2.3. En el caso de Sevilla, la velocidad del viento media no es un
factor muy significativa a la hora de disminuir la temperatura que soportan los módulos, ya
que los valores que alcanza son bajos, del orden de 2m/s (la media).
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
T(ºC)
Figura 4.2.2.3. Temperatura del panel media por intervalo de irradiancia en Sevilla.
La figura 4.2.2.4 representa la evolución de la diferencia de temperaturas del panel y la
ambiente medias para cada nivel de irradiancia.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
0
200
400
600
800
1000
1200
0,6 4,6 8,5 12,0 15,0 19,1 21,4 24,8 26,8 28,8 27,9
Tpanel-Tamb
I (W
/m2)
Figura 4.2.2.4. (Tpanel- Tamb) media para cada nivel de irradiancia.
4.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia.
Para determinar la eficiencia es necesario seleccionar el tipo de módulo que va a
emplearse. En este trabajo se ha seleccionado el módulo I-159 de Isofotón, cuyas
características se muestran en la tabla 4.2.2.5.
CARACTERÍSTICAS
Físicas Dimensiones 1310 x 969 x 39,5 mm Peso 16,5 kg Número de células en serie 36 Número de células en paralelo 3 TONC
(800W/m2, 20ºC, AM 1.5, 1 m/s)
47º C
Eléctricas (1000 W/m2, 25ºC célula, Am 1.5)
Tensión nominal (Vn) 12 V Potencia máxima (Pmáx) 159 Wp ± 5% Corriente de cortocircuito (Icc) 9,81 A Tensión de circuito abierto (Vca) 21,6 V Corriente de máxima potencia (Imáx) 9,15 A Tensión de máxima potencia (Vmáx) 17,4 V
Tabla 4.2.2.5. Características básicas del módulo fotovoltaico I-159 de Isofotón.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
En la figura 4.2.2.5 se muestran las curvas obtenidas mediante la función curvamodulo.m,
para diferentes niveles de irradiancia con la temperatura media del panel real que le
corresponde a cada uno de ellos. La irradiancia varía desde 25 hasta 1025 W/m2 con
incrementos de 50 W/m2 y la temperatura del panel para cada una de las curvas es la que se
indica en la tabla 4.2.2.6.
Figura 4.2.2.5. Curva i-v para diferentes niveles de irradiancia y temperatura del panel (indicados en la tabla
4.2.2.6) para Sevilla.
El rendimiento del campo solar que se obtiene para cada nivel de irradiancia se muestra en
la tabla 4.2.2.5. En dicha tabla también se indica el valor que toman en cada intervalo la
irradiancia incidente y la temperatura del panel, para que se aprecie mejor la dependencia del
rendimiento del campo solar con las mismas.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Intervalo de irradiancia
Irradiancia media (W/m2)
Tpanel
(ºC) Rendimiento campo solar
0-50 25 16,6 0,0900 50-100 75 19,4 0,1093 100-150 125 21,7 0,1141 150-200 175 22,9 0,1165 200-250 225 26,2 0,1169 250-300 275 30,5 0,1160 300-350 325 29,1 0,1177 350-400 375 32,5 0,1168 400-450 425 35,4 0,1158 450-500 475 38,0 0,1149 500-550 525 38,5 0,1151 550-600 575 40,7 0,1143 600-650 625 43,9 0,1129 650-700 675 44,2 0,1130 700-750 725 46,7 0,1119 750-800 775 50,7 0,1099 800-850 825 51,7 0,1096 850-900 875 54,2 0,1085 900-950 925 56,0 0,1077 950-1000 975 57,2 0,1072 1000-1050 1125 55,2 0,1084
Tabla 4.2.2.6 Rendimiento del campo solar para cada intervalo de irradiancia en Sevilla.
El rendimiento del panel va aumentando conforme lo hace la irradiancia, a pesar de que la
temperatura del panel aumenta también con ésta, manteniéndose prácticamente constante
hasta llegar a niveles de irradiancia de 500 W/m2, a partir del cual empieza a disminuir.
0,060
0,070
0,080
0,090
0,100
0,110
0,120
0,130
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
Rendim
iento
Figura 4.2.2.6. Rendimiento del campo solar por intervalo de irradiancia en Sevilla.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
5.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia para un
cierto periodo, normalmente un año.
En la figura 4.2.2.7 se representan gráficamente los resultados proporcionados por la
función utilizabilidad.m. :
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Irradiancia (W/m2)
Utilizabilidad
Figura 4.2.2.7. Utilizabilidad en Sevilla
Aplicando las ecuaciones (3.2.1) y (3.2.2) que se dieron en el apartado 3.2 se obtiene el
porcentaje de energía incidente y la energía producida en cada intervalo. Los resultados
obtenidos se representan en la tabla 4.2.2.7.
Intervalo de irradiancia
Porcentaje de energía
Eproducida (kWh/m2)
0-50 0,0042 0,73 50-100 0,0143 3,03 100-150 0,0222 4,91 150-200 0,0234 5,29 200-250 0,0349 7,91 250-300 0,0530 11,93 300-350 0,0455 10,40 350-400 0,0578 13,10 400-450 0,0547 12,30 450-500 0,0728 16,24 500-550 0,0530 11,83 550-600 0,0678 15,03 600-650 0,0896 19,61 650-700 0,0779 17,09 700-750 0,0701 15,22 750-800 0,0662 14,12 800-850 0,0511 10,87
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
850-900 0,0528 11,11 900-950 0,0499 10,43 950-1000 0,0344 7,15 1000-1050 0,0043 0,90
Tabla 4.2.2.7. Porcentaje de energía incidente y energía producida en cada intervalo de irradiancia en Sevilla.
El máximo porcentaje de energía incidente se produce para el intervalo que comprende
irradiancias desde 600 hasta 650 W/m2, que es donde se daba la máxima energía incidente y,
por tanto, donde se intuye que se dará la máxima energía producida, al no darse variaciones
muy grandes en el rendimiento del campo solar.
0
5
10
15
20
25
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
Energ
ía(kWh/m
2)
0,0000
0,0100
0,0200
0,0300
0,0400
0,0500
0,0600
0,0700
0,0800
0,0900
0,1000
Porcentaje
Energia producida Porcentaje
Figura 4.2.2.8. Porcentaje de energía incidente y energía producida en cada intervalo de irradiancia en Sevilla.
4.2.3. Energía realmente generada por una instalación
Suponiendo un valor de la eficiencia global de la instalación del 8% (frecuente en este tipo
de instalaciones) se tiene:
Radiación incidente (kWh/m2)
Rendimiento de la instalación
Energía inyectada (KWh/m2)
1939.9 0.08 155.2
Tabla 4.2.3.1. Energía inyectada en red por una instalación en Sevilla con una eficiencia de 8%.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Existe una gran diferencia al comparar la energía producida por la instalación en este caso
con la producción dada bajo condiciones estándar (241.5 kWh/m2) o con la máxima que
puede darse bajo condiciones reales (211 kWh/m2). La diferencia existente con esta última
recoge las pérdidas que se producen en la instalación, excepto las del generador como
consecuencia de la variación de la eficiencia debido a la temperatura e irradiancia.
1.3. Comportamiento de las variables climáticas en Andalucía.
En este apartado se van a representar gráficamente las variables que adquieren mayor
importancia en la producción de energía de una instalación fotovoltaica. En la sucesivas
gráficas se muestra la evolución de estas variables para todas las ciudades que se han
estudiado en este trabajo, con la intención de que se aprecie cómo varía dicha evolución en
cada ciudad.
Como ya se ha comentado en repetidas ocasiones, las variables que más influencia tienen
en la generación de energía en una instalación son:
- Radiación incidente.
- Temperatura ambiente.
- Temperatura del panel.
- Rendimiento del campo solar.
Todas estas representaciones se harán por intervalos de irradiancia, como se han realizado
todos los cálculos a lo largo de este trabajo.
La figura 4.3.1 muestra la distribución de la radiación incidente por intervalos de
irradiancia para la inclinación óptima en cada lugar y orientación Sur.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
0
40
80
120
160
200
240
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
Energ
ía(kWh/m
2)
Almería Cádiz Córdoba Granada
Huelva Jaén Málaga Sevilla
Figura 4.3.1. Radiación en su inclinación óptima por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas.
La evolución que sigue la energía incidente tiende en cierto modo a la forma de campana,
aunque los valores alcanzados en los intervalos para cada ciudad difieran bastante en general.
Para bajos niveles de irradiancia, la diferencia de energía incidente para cada ciudad es
menor. A medida que aumenta la irradiancia, la diferencia entre dichos valores se hace mayor.
10
15
20
25
30
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
T(ºC)
Almería Cádiz Córdoba Granada
Huelva Jaén Málaga Sevilla
Figura 4.3.2. Temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
La temperatura ambiente media es ligeramente creciente a medida que aumenta la
irradiancia, aunque para ciudades como Almería y Jaén se producen grandes picos. Sin
embargo, Cádiz, Huelva y Sevilla presentan las curvas más planas.
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
T(ºC)
Almería Cádiz Córdoba Granada
Huelva Jaén Málaga Sevilla
Figura 4.3.3. Temperatura del panel media por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas.
Se observa cómo de forma general, a medida que aumenta la irradiancia aumenta también
la temperatura del panel. Las mayores temperaturas que se dan en cada intervalo
corresponden a Jaén y las menores a Cádiz.
La temperatura del panel a lo largo de los intervalos de irradiancia que presenta Granada
se encuentra entre las más elevadas. Podría llamar la atención, puesto que la temperatura
ambiente media en esta ciudad es la más baja. El hecho de que la velocidad del viento sea
inferior que en el resto de ciudades puede ser una de las causas que provoque estas elevadas
temperaturas del panel.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
0,0800
0,0850
0,0900
0,0950
0,1000
0,1050
0,1100
0,1150
0,1200
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
Rendim
iento
Almería Cádiz Córdoba Granada
Huelva Jaén Málaga Sevilla
Figura 4.3.4. Rendimiento del campo solar por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas para la
temperatura del panel media correspondiente a cada intervalo.
La evolución del rendimiento del campo solar es similar en cada una de las ciudades:
comienza siendo una función creciente, hasta llegar a un determinado valor de irradiancia en
el que se mantiene prácticamente constante para luego volver a disminuir a medida que
aumenta la irradiancia incidente.
Los mayores valores de rendimiento se dan para Cádiz y los menores para Jaén, que son
las ciudades cuyas temperaturas del panel tomaban los valores menores y mayores,
respectivamente, en cada uno de los intervalos.
1.4. Contraste de resultados obtenidos con Meteonorm.
Como ya se ha explicado, al no disponer de los valores de radiación para todas las
ciudades en estudio se ha optado por recurrir a los proporcionados por el Meteonorm que en
principio resulta menos fiable que la aplicación comentada, al no corresponderse con años
tipo los valores de irradiancia de las ciudades elegidas.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Visto esto, se ha decidido establecer una comparativa para dos localidades de las que se
disponga de estos valores por ambas fuentes. La comparación tendrá lugar entre las ciudades
de Sevilla y Almería.
En las sucesivas figuras se mostrarán, para Sevilla y Almería, las distintas magnitudes de
las variables climáticas que se han empleado, comparándose los valores obtenidos por cada
una de las dos fuentes. Todas estas magnitudes se representarán por intervalos de irradiancia,
ya que éste el procedimiento seguido en todo el trabajo.
Distribución de energía por intervalos de irradiancia (Sevilla)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 1000-
1050
1100-
1150
Energ
ía (kWh/m
2)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.1. Distribución de energía por intervalos de irradiancia en Sevilla.
Se observa fácilmente que existen intervalos de irradiancia en los que según Meteonorm
incide energía, mientras que la energía incidente que proporciona la aplicación es nula.
Igualmente, existe una gran diferencia en la energía incidente en la mayoría de los intervalos.
Mientras que el Meteonorm proporciona una irradiación anual de 2000,52 kWh/m2 de la otra
base de datos resulta una energía de 1939,85 kWh/m2, valor que resulta ser un 3% menor.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Distribución de energía por intervalo de irradiancia (Almería)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 1000-
1050
Energ
ía (kWh/m
2)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.2. Distribución de energía por intervalos de irradiancia en Almería.
En la figura 4.4.2 puede apreciarse también la gran desviación que existe entre los valores
proporcionados por ambas fuentes para la mayor parte de los niveles de irradiancia. En este
caso, la diferencia en el cómputo total de la radiación alcanza una variación del 7% (1987,9
frente a 2139,42 kWh/m2). Al igual que en el caso anterior, hay intervalos para los que la
energía incidente es nula según la aplicación y positiva con Meteonorm.
La diferencia existente para los intervalos de irradiancia influye en la energía máxima
producida por el campo solar, al depender ésta de otros parámetros relacionados con la
irradiancia existente como puede ser la temperatura del panel, temperatura ambiente,
temperatura del cielo o velocidad del viento, siendo esta última más aleatoria y no depender
en tanta medida como el resto del nivel de irradiancia existente.
En las dos siguientes gráficas se representa la utilizabilidad fotovoltaica para Sevilla y
Almería. Se recuerda que la utilizabilidad indica la cantidad de energía que incide por encima
de un cierto nivel de irradiancia, lo cual está directamente relacionado con la energía que
puede producirse en cada intervalo de irradiancia de los considerados en todo el trabajo.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Utilizabilidad (Sevilla)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Irradiancia (W/m2)
Utilizabilidad
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.3. Utilizabilidad para Sevilla.
La utilizabilidad es prácticamente igual hasta niveles de irradiancia de 500 W/m2, a partir
del cual siempre toma valores superiores al calcularla con los datos procedentes del
Meteonorm.
Utilizabilidad (Almería)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Irradiancia (W/m2)
Utilizabilidad
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.4.Utilizabilidad para Almería.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
En este caso, los valores de la utilizabilidad obtenidos a partir de los datos proporcionados
por el Meteonorm son menores hasta un nivel de irradiancia de 800W/m2, a partir del cual
comienzan a ser semejantes.
En cuanto a la temperatura ambiente:
Tambiente media de cada intervalo de irradiancia
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
T (ºC
)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.5. Distribución de la temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en Sevilla.
En este caso puede verse que las variaciones de unos valores con respecto a otros no
difieren mucho. En ambos casos, la temperatura ambiente media se mantiene entre los 15 y 27
ºC, salvo para niveles de irradiancia entre 1000 y 1150 W/m2 que la temperatura alcanza
valores de 35 ºC.
Tambiente media para cada intervalo de irradiancia (Almería)
0
5
10
15
20
25
30
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
T (ºC
)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.6. Distribución de la temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en Almería.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
En el caso de Almería, para determinados niveles de irradiancia la diferencia entre las
temperaturas procedentes de ambas fuentes alcanza valores superiores, de entre 3 y 5ºC. La
mínima temperatura ambiente es de 17 ºC para Meteonorm y 15 ºC para la aplicación, siendo
la máxima temperatura ambiente en ambos casos de 24 ºC.
En Sevilla la temperatura ambiente media máxima alcanzada es unos grados mayor que en
Almería, perteneciente a la costa donde las temperaturas suelen ser más suaves.
Al igual que en Sevilla, podría llamar la atención que para altas irradiancias la
temperatura sea relativamente baja. La explicación que tiene es que gran parte de esta alta
irradiancia se da durante los meses de primavera y principio de otoño, en los que la
temperatura ambiente no es tan elevada.
Se ha comentado también que otro parámetro influyente en la energía generada por el
panel es la velocidad del viento, ya que para altas velocidades de éste la temperatura del
módulo puede reducirse en gran medida a igualdad del resto de condiciones ambientales.
No obstante, se ha decidido no representarla debido a que no guarda una relación tan
estrecha con la irradiancia existente como la que puede mantener la temperatura ambiente.
Puede considerarse como una variable aleatoria, aunque suele ser menor cuando la irradiancia
es más elevada.
Tpanel para cada intervalo de irradiancia (Sevilla)
0
10
20
30
40
50
60
70
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
1100-
1150
T (ºC
)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.7. Distribución de la temperatura del panel por intervalos de irradiancia en Sevilla.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Se observa que pese a la variación de los parámetros vistos hasta ahora, la temperatura del
módulo es prácticamente la misma para cada uno de los niveles.
Para Almería se tiene:
Tpanel para cada intervalo de irradiancia (Almería)
0
10
20
30
40
50
60
0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 1000-
1050
T (ºC
)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.8. Distribución de la temperatura del panel por intervalos de irradiancia en Almería.
Se sigue produciendo la igualdad de la temperatura del módulo para prácticamente cada
intervalo, excepto para el comprendido entre 1000 y 1050 W, en el que la diferencia es
bastante apreciable.
Por último resta ver cómo afectan todas estas variaciones a la energía generada por el
campo solar por ambos métodos.
Energía generada por el campo solar para cada intervalo de irradiancia (Sevilla)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750800-850 900-950 1000-
1050
1100-
1150
Energ
ía (kWh/m
2)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.9. Distribución de energía producida por el generador por intervalos de irradiancia en Sevilla, según la procedencia de los datos.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Aunque la energía generada en cada intervalo puede diferir para cada una de las dos
formas, el cómputo total no es tan diferente. Con Meteonorm se obtiene una energía generada
por el campo solar de 186,37 kWh/m2 mientras que con la aplicación resulta 182,97 kWh/m2.
Energía generada por el campo solar para cada intervalo de irradiancia (Almería)
0
2
4
6
8
1012
14
16
18
20
22
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
Energ
ía (kWh/m
2)
Meteonorm Aplicación
Figura 4.4.10. Distribución de energía producida por el generador por intervalos de irradiancia en Almería.
Al igual que para Sevilla, en la energía generada en cada intervalo existen grandes
variaciones. Para todo el año se tiene 184,81 y 202,82 kWh/m2 para Meteonorm y la
aplicación, respectivamente.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
1.5. Expresión del indicador propuesto en Andalucía.
El objetivo de este trabajo es la determinación de un indicador que aporte información
cuantitativa sobre las posibilidades de mejora existentes en una instalación fotovoltaica de
conexión a red. Para poder determinar si existen o no dichas mejoras es necesario comparar la
energía producida realmente por la instalación con la máxima energía que ésta podría producir
bajo las condiciones ambientales reales a las que se encuentra sometida. De esta forma resulta
más fácil cuantificar el efecto de las pérdidas del resto de la instalación sobre la producción de
energía, al poderse comparar directamente la máxima energía disponible y la que se produce
finalmente.
La expresión del indicador que se propone tiene la forma que se muestra en la ecuación
(4.5.1).
*max
,
E
EIndicador
realred= (4.5.1)
donde esta energía máxima ( *maxE ) hace referencia a la energía producida por la instalación
bajo la irradiancia y temperatura del panel reales y suponiendo que no existe ninguna otra
pérdida que no sea la debida a la variación de la eficiencia del campo solar con la irradiancia
y temperatura. Esta energía máxima variará en función de donde se encuentre la instalación.
Otra manera de expresar este mismo indicador es mediante la expresión (4.5.2). En ella,
realredE , es, al igual que en la ecuación (4.5.1), la energía que la instalación inyecta en la red
eléctrica, teoricaEmax, es la energía generada suponiendo condiciones estándar y TC es un
parámetro que recoge la influencia de la temperatura e irradiancia en la producción de
energía, a través de la eficiencia del campo solar.
Tteorica
realred
CE
EIndicador
·max,
,= (4.5.2)
El objetivo perseguido es la expresión general de este ratio para Andalucía, para lo cual
será necesario calcular la máxima energía que puede producirse en cada una de las ciudades
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
estudiadas o, lo que es igual, estudiar la variación del parámetro TC para las mismas. Todo
esto se ha llevado a cabo estudiando, siempre por intervalos de irradiancia, todas las variables
que influyen en la generación de energía de una instalación fotovoltaica en las ocho ciudades
andaluzas elegidas.
En términos globales, la radiación que recibe cada una de las ciudades y la máxima
energía que puede producir la misma instalación en cada una de ellas están recogidas en la
tabla (4.5.1).
Almería Huelva Granada Cádiz Córdoba Málaga Jaén Sevilla
Radiación (kWh/m2)
2139,4 2097,7 2047 2044,7 2032,3 2007,4 1990,6 1939,9
Emax, red
(kWh/m2) 245,2 235,5 229,7 236 228,7 228,3 223,6 219,2
Tabla 4.5.1. Radiación y energía máxima que puede inyectarse en la red para las ciudades estudiadas.
En la figura 4.5.1 se representan estos valores.
1800
1850
1900
1950
2000
2050
2100
2150
2200
Almería Huelva Granada Cádiz Córdoba Málaga Jaén Sevilla
Radiación(kWh/m
2)
215
220
225
230
235
240
245
250
Einyectada(kWh/m
2)
Radiación Energía máx inyectada
Figura 4.5.1. Radiación y energía máxima que puede inyectarse en la red para las ciudades estudiadas.
Observando esta figura puede verse que en Andalucía, por regla general, cuanto mayor es
la radiación incidente mayor es la máxima energía producida por la instalación bajo las
hipótesis adoptadas. La excepción se da en Cádiz, donde la energía inyectada en la red es
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
superior a la inyectada en otras ciudades (Granada y Huelva) que reciben una radiación
mayor.
El valor de TC puede calcularse como TTC ε−=1 , siendo Tε el error que se comete al
considerar la energía producida suponiendo la temperatura del generador igual a 25ºC, en
lugar de la real.
Para determinar el valor de TC en cada una de las ciudades, se ha calculado previamente
Tε en todas ellas para cada intervalo de irradiancia, según se muestra en la tabla 4.5.2. Esta
tabla recoge los valores obtenidos para Sevilla. Los valores de Tε para el resto de ciudades
están recogidos en el anexo 3 “Valores de Tε para el resto de ciudades estudiadas”.
Intervalo (W/m2) Einyectada con Tpanel real Einyectada con Tpanel=25ºC εT
0-50 0,733 0,814 0,110 50-100 3,034 3,026 -0,003 100-150 4,910 4,867 -0,009 150-200 5,292 5,253 -0,007 200-250 7,914 7,951 0,005 250-300 11,928 12,210 0,024 300-350 10,402 10,589 0,018 350-400 13,095 13,541 0,034 400-450 12,295 12,892 0,049 450-500 16,236 17,237 0,062 500-550 11,827 12,588 0,064 550-600 15,027 16,163 0,076 600-650 19,607 21,417 0,092 650-700 17,086 18,684 0,094 700-750 15,218 16,840 0,107 750-800 14,119 15,927 0,128 800-850 10,867 12,311 0,133 850-900 11,108 12,733 0,146 900-950 10,430 12,052 0,155 950-1000 7,150 8,303 0,161 1000-1050 0,903 1,037 0,149 TOTAL 219,179 236,434 0,079
Tabla 4.5.2. Cálculo de Tε para Sevilla.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Los valores de Tε negativos indican que al suponer la temperatura del panel en 25ºC se
está considerando una energía producida por la instalación menor de lo que es en realidad. Se
observa que los mayores errores se comenten en los intervalos con niveles de irradiancia
mayores, al aumentar la diferencia que existe entre la temperatura real del panel y los 25ºC.
Haciendo lo mismo para el resto de las ciudades se obtienen sus correspondientes valores
para Tε , que se indican en la tabla 4.5.3.
Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla
εT 0,070 0,057 0,086 0,086 0,088 0,087 0,074 0,079
Tabla 4.5.2. Valores de Tε para cada ciudad estudiada.
Representando gráficamente estos valores se observa cómo el error se encuentra entre el 7
y el 8%, salvo en el caso de Cádiz que el error es considerablemente menor.
0,050
0,055
0,060
0,065
0,070
0,075
0,080
0,085
0,090
0,095
Huelva Jaen GranadaCordoba Sevilla Malaga Almeria Cadiz
Error
Figura 4.5.2. Valores de Tε para cada ciudad estudiada.
Para entender a qué puede deberse esta gran variación de Tε con respecto al resto de las
ciudades se representan las gráficas correspondientes a la temperatura ambiente, temperatura
del panel y rendimiento del campo solar. Con la intención de emborronar lo menos posible las
gráficas, las variables anteriores se representan únicamente para las cuatro ciudades con los
valores de errores ( Tε ) más bajos: Sevilla, Málaga, Almería y Cádiz, para poder comparar el
comportamiento de estas variables.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Temperatura ambiente
10
13
15
18
20
23
25
28
30
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
T(ºC)
Almería Cádiz Málaga Sevilla
Figura 4.5.3. Tambiente para las cuatro ciudades con menor error.
Temperatura del panel
10
20
30
40
50
60
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
T(ºC)
Almería Cádiz Málaga Sevilla
Figura 4.5.4. Tpanel para las cuatro ciudades con menor error.
Rendimiento del campo solar
0,0850
0,0900
0,0950
0,1000
0,1050
0,1100
0,1150
0,1200
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
Rendim
iento
Almería Cádiz Málaga Sevilla
Figura 4.5.5. Rendimiento del campo solar para las cuatro ciudades con menor error.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
Observando las tres gráficas anteriores se aprecia que:
- Para un nivel de irradiancia dado, la temperatura ambiente en Cádiz se encuentra
generalmente por debajo de los valores alcanzados en las otras tres ciudades.
- Con la temperatura que alcanza el módulo ocurre lo mismo que con la temperatura
ambiente, aunque en este caso la temperatura del panel para Cádiz es inferior a la de
las otras ciudades en todos los intervalos.
- Como se puede intuir, este conjunto de condiciones favorables hacen que el
rendimiento del campo solar en Cádiz sea siempre superior al rendimiento en el resto
de las ciudades, acercándose por tanto más al máximo rendimiento posible y
disminuyendo de esta forma el error cometido.
En la figura 4.5.6 se observa cómo varía la curva de rendimiento del campo en función de
los valores de irradiancia y temperatura del panel para los que se calcule. Se representan
cuatro curvas de rendimiento:
1. Curva rosa. Es el rendimiento del campo solar correspondiente a las
condiciones estándar. Puesto que estas condiciones permanecen constantes, el
rendimiento también es constante.
2. Curva verde. Es el rendimiento calculado para una temperatura de panel
constante e igual a 25ºC, con la irradiancia incidente variando. Al compararla con la
curva anterior, la diferencia entre ambas representa las pérdidas debidas a la
diferencia de irradiancia. Se observa que a medida que aumenta la irradiancia la
diferencia existente entre ambas curvas va disminuyendo.
3. Curva roja. Es el rendimiento del campo solar para Cádiz, el correspondiente a
cada intervalo de irradiancia y la temperatura del panel media asociada a cada uno
de los intervalos. Es la eficiencia con la que funciona el generador fotovoltaico en
Cádiz.
4. Curva azul. Es el rendimiento del campo solar para Sevilla, el correspondiente
a cada intervalo de irradiancia y la temperatura del panel media asociada a cada uno
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
de los intervalos. Es la eficiencia con la que funciona el generador fotovoltaico en
Sevilla.
0,0800
0,0900
0,1000
0,1100
0,1200
0,1300
0-50 100-
150
200-
250
300-
350
400-
450
500-
550
600-
650
700-
750
800-
850
900-
950
1000-
1050
Rendim
iento
Cond.Estándar Ireal, Tp=25ºC Cadiz:I,Tp reales Sevilla:I,Tp reales
Figura 4.5.6. Rendimiento del campo solar para diferentes condiciones.
Visto esto, puede concluirse que el error en la producción máxima de energía que puede
generar una instalación fotovoltaica bajo condiciones ambientales reales en Andalucía está
comprendida, en términos medios, entre el 6 y el 8%.
Por tanto, la expresión resulta:
Tteorica
realred
CE
EIndicador
·max,
,= donde Tε varía entre 0,06 y 0,08.
Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas
Elena Cruz Fajardo
