Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico. I

Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
I. Resumen.
Un parámetro muy importante en el comportamiento de un módulo fotovoltaico
es la temperatura de la célula. La influencia de la temperatura sobre la curva
característica de una célula es notable, se estima que la tensión a circuito abierto
desciende –2.45 mV/(º C·cel), mientras que la intensidad de cortocircuito apenas se ve
afectada. Esta cifra puede parecer pequeña, pero conlleva para una diferencia de
temperatura de 30º C una disminución de la potencia, en el punto de máxima potencia
que se puede estimar en 11-14 W (según fuente bibliográfica CIEMAT, Radziemska,
E.) para un panel de 110 Wp de 72 células, es decir un descenso del 10-12 % con
respecto a la potencia pico.
Por otro lado, los gradientes de temperatura entre las distintas células que
forman un módulo fotovoltaico, provocan igualmente ineficiencias en
el
comportamiento, ya que se produce un efecto denominado dispersión de parámetros,
que ocurre cuando distintas células conectadas entre sí, trabajan en distinto punto de
funcionamiento y por tanto con distinta curva característica. Estas pérdidas dependen
del tipo de conexión que exista entre ellas, siendo más perjudicial la conexión en
paralelo que la conexión en serie.
Ante esta situación se planteó la necesidad de un análisis energético detallado
del panel, en vistas a estimar la potencia eléctrica de salida en función de los parámetros
meteorológicos (temperatura ambiente, irradiancia, velocidad y dirección de viento)
conocidos. Un modelo térmico riguroso del módulo requiere gran cantidad de
parámetros y datos desconocidos o de difícil obtención, por lo que es necesario acudir a
ciertos modelos simplificados que incluyen hipótesis en su planteamiento, que
conducirán a ciertos errores.
En el balance energético global de un módulo fotovoltaico se observa que las
pérdidas térmicas son aproximadamente cinco veces mayores que la potencia eléctrica
producida. Por lo tanto, los errores en los que se incurre al estimar las pérdidas térmicas
mediante los modelos simplificados, nos llevan a errores insostenibles en la estimación
de la potencia de salida del módulo.
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Se realiza en el proyecto una discusión sobre la validez de las hipótesis de
partida de los modelos térmicos, basada en una serie de ensayos experimentales.
Se expone una descripción de los elementos que forman un módulo fotovoltaico,
analizando su influencia desde el punto de vista térmico. Se proponen cubiertas de alta
conductividad térmica y reducido espesor, compatible con la necesidad de alta
transmisividad (cubierta superior) y aislante eléctrico (cubierta posterior), así como
resistencia y protección. Se propone también una distinta colocación de las cajas de
conexión eléctrica, para que no provoquen sobrecalentamientos en determinadas zonas
del módulo. Un cambio en el diseño de los marcos sería también conveniente debido al
gradiente de temperatura que provocan. La colocación del módulo es también
importante térmicamente, encontrarse retirado de elementos que perjudiquen el
intercambio radiante y tener su parte posterior ventilada, puede tener cambios
importantes en la temperatura y por tanto en la potencia eléctrica producida.
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II. Tabla de Contenidos.
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
Resumen. ................................................................................................ 1
Tabla de Contenidos............................................................................... 3
Antecedentes. ......................................................................................... 4
Objeto del proyecto. ............................................................................... 5
Descripción General del Proyecto.......................................................... 6
Desarrollo del proyecto. ......................................................................... 7
1.
Análisis bibliográfico. .......................................................................................... 7
1.1 Influencia de la temperatura en un generador fotovoltaico. ............................... 7
a) Efectos de la temperatura en los parámetros de la curva característica de una
célula de silicio. .................................................................................................... 7
b) Interconexionado de Células y Módulos Fotovoltaicos. ............................... 14
c) Datos de los fabricantes.................................................................................. 18
d) Normativa....................................................................................................... 21
1.2. Intercambios Energéticos en un Generador Fotovoltaico................................ 22
Modelos de transferencia de calor en módulos fotovoltaicos............................. 23
2. Cuantificación del efecto de la Temperatura en un Generador Fotovoltaico. .... 31
3. Ensayos realizados. Análisis de datos y resultados. ........................................... 38
3.1.
Ensayo de Perfiles. ..................................................................................... 38
3.2.
Ensayo de Módulos unicelulares. .............................................................. 48
3.3.
Ensayo de Termografías. ............................................................................ 60
3.4.
Ensayo de Reflectancia.............................................................................. 78
3.5.
Ensayo de Aislamiento y posición. ........................................................... 81
4. Validez de las hipótesis. ..................................................................................... 86
4.1. Conductividad infinita en el módulo. ............................................................. 86
4.2. Temperatura homogénea en la superficie del módulo..................................... 87
4.3. Radiación módulo – suelo despreciable. ......................................................... 88
4.4. Linealización del problema radiante................................................................ 90
5. Posibilidades de mejora. ..................................................................................... 91
5.1. Consideraciones............................................................................................... 91
5.2. Elementos de un módulo fotovoltaico ............................................................. 91
5.3. Entorno. ........................................................................................................... 95
VII. Conclusiones. ....................................................................................... 96
VIII. Bibliografía.................................................................................... 99
IX. Anexo. ................................................................................................ 101
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III. Antecedentes.
La producción de una energía de alta calidad como es la electricidad a partir de
energía solar constituye desde el punto de vista ingenieril un verdadero campo potencial
de desarrollo sostenible. Sin embargo, el factor económico impide un avance de las
aplicaciones fotovoltaicas debido fundamentalmente al alto coste inicial que hay que
afrontar. En la práctica, los usos más extendidos se encuentran en la alimentación
eléctrica de lugares aislados, aplicaciones rurales o, cada vez de una forma más
decidida, las instalaciones conectadas a red.
El desarrollo de la energía fotovoltaica requiere conseguir que los elementos de
la instalación alcancen rendimientos energéticos elevados con unos costes razonables.
Ambos aspectos podrían garantizar la viabilidad técnica y económica, sin necesidad del
apoyo administrativo, de forma similar a la producción de energía eléctrica a partir de
combustibles tradicionales.
La consecución de eficiencias altas en la conversión fotovoltaica obliga a
determinar, en un primer paso, la limitación propia de dicha transformación,
cuantificable a través un rendimiento máximo. Para el silicio cristalino dicho
rendimiento alcanza el 25% aunque en la práctica las células fotovoltaicas trabajan con
eficiencias inferiores al 15%. A partir del conocimiento de dicha cota, la técnica debe
realizar todos los esfuerzos para permitir funcionamientos prolongados en las cercanías
de dicha cota.
El factor crítico que provoca reducciones tan apreciables de la eficiencia de la
célula y, por tanto, de la instalación completa es la temperatura de la célula fotovoltaica.
La importancia de este factor es asumida por los investigadores que intentan conseguir
niveles térmicos inferiores para unas determinadas condiciones exteriores. Esta
circunstancia justifica la importancia de analizar los intercambios energéticos del
módulo fotovoltaico con sus alrededores, para permitir determinar con suficiente
exactitud la temperatura del panel. Otro factor importante en la eficiencia del módulo es
la presencia de gradientes térmicos entre células conectadas entre sí, este factor ha sido
menos estudiado y por ello se decide analizar en este proyecto.
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IV. Objeto del proyecto.
El siguiente proyecto tiene por objeto poner de manifiesto la importancia de un
análisis energético detallado del módulo fotovoltaico, en vistas a estimar la potencia
eléctrica y por tanto el rendimiento de un panel fotovoltaico. Es necesario el estudio de
la influencia de la temperatura en el comportamiento de un módulo fotovoltaico desde
dos puntos de vista, por un lado el comportamiento de una célula de silicio aislada
desde el punto de vista electrónico, es decir la modificación de su curva característica
con la temperatura. Por otro lado, también es necesario el estudio de la influencia de
gradientes de temperatura entre células y/o módulos fotovoltaicos conectados entre sí.,
analizar las posibles ineficiencias consecuencia de un funcionamiento simultáneo de
células (y/o módulos) interconectadas con distinta temperatura y por tanto distinta curva
característica.
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V. Descripción General del Proyecto.
En el siguiente proyecto se pone de manifiesto la importancia que tiene la
temperatura alcanzada por una célula y la distribución de temperatura en un conjunto
agrupado de células (panel o módulo) en su producción eléctrica, es decir, en su
potencia y rendimiento.
El proyecto se divide en 4 capítulos. En el primer capítulo, se realiza un análisis
bibliográfico de la influencia de la temperatura sobre el comportamiento de un módulo
o agrupación de módulos. Por un lado, se expone la influencia sobre el comportamiento
de una célula de silicio aislada al cambiar la temperatura y por otro lado se exponen los
datos proporcionados por los fabricantes. Además, se exponen diversos modelos
energéticos de un módulo fotovoltaico encontrados en la bibliografía.
En el segundo capítulo se cuantifica la influencia de la temperatura sobre la
curva característica de una célula y la influencia de los gradientes de temperatura entre
células y/o módulos conectados entre sí.
En el capítulo tercero se presenta la descripción de los diversos ensayos
experimentales desarrollados en el proyecto, se realiza un análisis de los resultados
obtenidos.
En el capítulo cuarto se realiza una discusión sobre la validez de los modelos
energéticos expuestos en el primer capítulo, con apoyo de los ensayos realizados.
En el quinto capítulo se analizan los distintos elementos de un módulo
fotovoltaico proponiéndose algunas mejoras desde el punto de vista térmico. Se
comenta igualmente la influencia que puede tener el entorno sobre la temperatura y su
distribución.
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VI. Desarrollo del proyecto.
El proyecto se compone de cinco capítulos.
1. Análisis bibliográfico.
Se exponen a continuación resúmenes bibliográficos en relación a los temas
analizados en este proyecto, consta de un estudio de la influencia de la temperatura en
un generador fotovoltaico, distinguiendo el efecto sobre una célula aislada de silicio, el
efecto sobre la conexión, así como datos proporcionados por los fabricantes y normativa
vigente sobre la obtención de curvas características de módulos fotovoltaicos y la
corrección de estas curvas con la temperatura.
1.1 Influencia de la temperatura en un generador fotovoltaico.
Se divide en diversos subapartados:
a) Efectos de la temperatura en los parámetros de la curva característica de una célula de
silicio.
Se expone a continuación un estudio teórico realizado a partir de información
bibliográfica acerca de la influencia a nivel electrónico de la temperatura sobre una
única célula de silicio.
Se modela el comportamiento de una célula mediante el siguiente circuito
equivalente [A.Sáez]:
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RESISTENCIA SERIE
FUENTE DE
INTENSIDAD
i
DIODO
RESISTENCIA
PARALELO
V
Figura 1. Esquema circuito equivalente de una célula fotovoltaica.
El circuito anterior se compone de un diodo de unión p-n ideal con un factor de
idealidad m (factor comprendido entre 1 y 2, dependiente de cada célula) y de un
generador de intensidad. Los dos elementos corresponden al modelo ideal. Para
considerar un modelo real se introduce las resistencias serie (RS) y paralelo (RP). La
influencia de ambas resistencias se producirá principalmente en el factor de forma y, a
través de éste, en la eficiencia de la célula.
La resistencia serie de la célula es una resistencia interna asociada a diferentes
efectos como la resistencia de los contactos, de los propios semiconductores y de los
diodos metálicos que constituyen la malla de metalización frontal. Conforme aumenta la
superficie de dicha malla, menor es la resistencia serie pero mayor el sombreado de la
superficie efectiva célula.
La resistencia paralelo tiene su origen en imperfecciones en la calidad de la
unión p-n que constituye la célula y es responsable de la existencia de fugas de
corriente.
¾ Resistencia en serie:
La resistencia en serie depende de la temperatura. En el caso de silicio, un
pequeño valor de la resistencia en serie asegura una considerable corriente de
cortocircuito. En este caso, en el rango usual de funcionamiento de las células solares
(300-380K), la resistencia aumenta levemente con la temperatura. No se han encontrado
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cuantificaciones de este aumento. Esto se puede observar de las siguientes relaciones.
La conductividad (σ) desciende debido a la disminución de la movilidad de portadores
de carga (µ), por lo que aumenta la resistividad:
µ = cte · T-3/2
σ = e ·(n · µn + p · µp)
σ = 1/ρ
Donde e es la carga del electrón (C), σ conductividad (Ω·cm)-1, ρ resistividad
(Ω·cm), µ movilidad de portadores de carga (cm2/(V·s)) (electrones n, huecos p), n
concentración de electrones (cm-3), concentración de huecos (cm-3).
¾ Corriente de cortocircuito:
La corriente de cortocircuito (Isc) viene dada por:
Isc = ηλ·e·Nλ
Donde Nλ es la cantidad de fotones (con longitud de onda λ) que ilumina la
célula por unidad de tiempo, e es la carga del electrón y ηλ es la eficiencia espectral.
Introduciendo la irradiación (Pλ) se llega:
Pλ = Nλ ⋅
h⋅c
Isc (λ ) = η λ ··e·
λ
P λ ·λ
e λl
=
η λ · P λ ·dλ
h·c
h·c ∫0
Donde λ es la longitud de onda, λl representa la longitud de onda límite. h es la
constante de Planck y c la velocidad de la luz.
La energía del “gap” Eg, energía que separa la banda de conducción de la banda
de valencia, disminuye con el aumento de temperatura. Aproximando linealmente:
Eg (T ) = Eg (300 K ) +
dEg
(T − 300 K )
dT
En el caso de Silicio:
dEg
-4
= -2.3·10 eV/K
dT
Eg(300K)=1.12eV [Klugmann E.,Radziemska E]
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En otras fuentes bibliográficas (otras publicaciones del mismo autor) se
encuentran otros valores similares:
-4
dEg
= -2.8·10 eV/K
dT
[Radziemska E]
De esta forma, es permitida la absorción de fotones adicionales con menor nivel
de energía E = h·c/λ (mayor longitud de onda). En el caso de un aumento de
temperatura ∆T = 80 K, el cambio del límite de longitud de onda es:
∆λl = h·c·[ 1/Eg(380K)-1/Eg(300K)] = 1.126-1.107 µm = 19 nm
Estos fotones adicionales pueden penetrar en el material, generar portadores de
carga y en consecuencia aumentar la corriente de cortocircuito:
∆Isc = η∆λ·e·N∆λ
Donde N∆λ, η∆λ representan respectivamente los incrementos de la cantidad de
fotones por unidad de tiempo y de la eficiencia espectral debido al aumento de la
longitud de onda límite.
¾ Tensión a circuito abierto:
Sin embargo, la disminución de la energía del “gap” con la temperatura hace
posible que más electrones superen el umbral de energía debido a la activación térmica.
Añadiendo a esto los electrones generados térmicamente en la banda de conducción y
los huecos en la banda de valencia conllevan un aumento de la corriente de saturación y
en consecuencia una disminución de la tensión a circuito abierto.
La generación de corriente puede ser modelada por un fuente de intensidad en
paralelo a un diodo, que representa la unión p-n. La corriente de salida es la diferencia
entre la corriente fotogenerada
y la corriente correspondiente a un diodo sin
iluminación:
IL = Iph − Iso·(exp
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e·U
− 1)
m·k ·T
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Donde IL, Iph, Iso representan respectivamente la corriente de salida, corriente
fotogenerada y corriente inversa de saturación, m representa factor de idealidad (valor
empírico cercano a la unidad), k constante de Boltzmann, e carga del electrón y U la
tensión.
Sin embargo, la característica ideal de la célula solar que se ha expuesto se ve
alterada por la presencia de dos factores, la resistencia en serie (RS) y la resistencia
paralelo (RP). Teniendo en cuenta estos dos factores la ecuación característica en el
modelo de la célula solar quedaría:
IL = Iph − Iso·(exp
e·U + RS ·I
U + RS ·I
− 1) −
m·k ·T
RP
En los razonamientos que siguen se utiliza la expresión simplificada descrita con
anterioridad.
Para calcular la tensión a circuito abierto tenemos en cuenta que IL toma el valor
nulo y por tanto las corrientes opuestas deben igualarse:
Iph = Iso·(exp
e·U
− 1)
m·k ·T
Despejando el valor de la tensión:
m·k ·T
Iph
·ln( + 1)
e
Iso
Uoc =
De la bibliografía [Animalu AOE] se pueden obtener estimaciones para la
corriente inversa de saturación del tipo:
Iso = e·S ·ni 2 ·
Dp
Lp·ND
Esta expresión es válida para NA >>ND (N representa concentraciones de
aceptores y donadores). Dp es la constante de difusión de los huecos y Lp=(Dp·τp)1/2 es la
longitud de difusión para los huecos, τp es el tiempo de vida de los huecos, S la sección
representativa de la unión p-n.
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Aproximadamente la dependencia de la corriente inversa de saturación con la
temperatura es:
Iso = cte·exp(−
Eg
)
k ·T
El coeficiente de temperatura para esta corriente en una unión ideal de Silicio a
T=300 K y Eg=1.12 eV toma el valor [Klugmann E.,Radziemska E]:
1 dIso
Eg
·
=
Iso dT
k ·T 2
= 14.5(% K −1 )
T =To
La dependencia de la tensión a circuito abierto con la temperatura queda :
3· k ·T
T
 T
 E go
U oc (T ) = U oc (T o ) − 
− U oc (T o )  ·(
− 1) −
·ln
e
To
 To
 e
En el rango de funcionamiento de una célula solar, se tiene para un incremento
de temperatura entre To = 300 K
y T = 340 K se tiene, ln(T/To) ≅ 0.125;
(3·k·T/e)·ln(T/To) ≅ 10 mV que puede ser despreciado, obteniendo una expresión lineal
de la forma:
Uoc(T) ≅ Uoc(300 K) –cte·(T-300 K)
La variación de Uoc con la temperatura según la ecuación anterior, se calcula:
dUoc
( Ego / e) − Uoc (To ) 3·k
−
=−
dT
To
e
En el caso de To=300 K, Ego=1.21eV y Uoc(To)=0.55V, se obtiene:
dUoc
= −2.45(mV / K )
dT
En otras fuentes [CIEMAT]:
dUoc
= −2.3(mV / K )
dT
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[Radziemska E]
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Experimentalmente [Klugmann E.,Radziemska E] contrastaron valores para
células de silicio policristalino Siemens, el ensayo se realizó con simulador solar:
¾ Variación de Uoc con la temperatura: dUoc/dT (mV/K)
¾ Coeficiente de temperatura a circuito abierto: (1/Uoc)dUoc/dT (1/K).
dUoc/dT (mV/K)
(1/Uoc)dUoc/dT (1/K)
Célula 50 x 50 mm2
-2.2
-4.0 x 10-3
Célula 103 x 103 mm2
-2.1
-3.8 x 10-3
Se obtiene como conclusión que la dependencia de la potencia de una célula
fotovoltaica está directamente relacionada con la diferencia de energía entre la banda de
valencia y la de conducción, energía del “gap”:
Eg (T ) = Eg (300 K ) +
dEg
(T − 300 K )
dT
Donde:
dEg -2.3·10-4 eV/K
=
dT
Eg(300K)=1.12eV [Klugmann E.,Radziemska E]
Es decir, a mayores temperaturas se tiene un menor valor de esta energía, que
nos conllevan menores generaciones de corriente y en consecuencia menores potencias
de salida.
En la bibliografía [Radziemska E] se encuentran valores experimentales de la
variación de la potencia máxima con la temperatura para una célula de silicio
monocristalino:
1 ∆Ppmp
= −0.65% / K
Ppmp ∆T
Este mismo autor realizó ensayos sobre un módulo del tipo ASE-100DGL-SM,
constituido por 72 células en serie, obtuvo los resultados:
η=
FF ·I sc ·U oc
A·I sol
∆η
= −0.08% / K
∆T
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1 ∆FF
= −0.2% / K
FF ∆T
I sc ·U oc
Donde FF representa el “factor de llenado”, A es el área del módulo, Isol es la
Ppmp=Ipmp·Upmp
FF =
P pmp
irradiancia y η el rendimiento.
En concreto los valores fueron [Radziemska E]:
Uoc(V)
Iph(A)
Ppmp(W)
FF
η(%)
T=25ºC
42.18
2.545
79.60
0.724
13.3
T=60ºC
34.75
2.555
61.28
0.690
10.3
b) Interconexionado de Células y Módulos Fotovoltaicos.
La curva característica corriente tensión de una célula fotovoltaica se describe
por la siguiente ecuación [CIEMAT], en la que se incluye la influencia de las
resistencias serie y paralelo:

 V + I ·RS
I = I ph − I S 0 ·exp 
 m·vt

  V + I ·RS
 − 1 −
RP
 
Donde Iph representa la corriente fotogenerada, IS0 la corriente inversa de
saturación del diodo, vt es el voltaje térmico (vt=k·T/e), Rs y Rp resistencias en serie y
paralelo, m factor de idealidad del diodo.
Para el caso de un módulo fotovoltaico, su característica eléctrica depende
fundamentalmente del número de células conectadas en serie y en paralelo. Si
suponemos que todas las células constituyentes de un módulo fueran
iguales se
cumplirían las ecuaciones:
Imod = Ic·Np
Vmod=Vc·Ns
Donde Np y Ns representan el número de células en paralelo y en serie que
contiene el módulo.
Teniendo en cuenta esto, podemos llegar a la ecuación característica de un
módulo fotovoltaico formado por células iguales y con relación a los parámetros de la
célula:
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
  V / N S + I · RS / N P
I = N P · I ph − I S 0 ·exp
m·vt

 
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  V / N S + I · RS / N P 
 − 1 −

RP

 
A partir de esta ecuación se pueden calcular los parámetros característicos de la
curva de un módulo fotovoltaico (partiendo de la misma célula) para diferentes
combinaciones serie- paralelo de las células [Antonio Martí], es decir esta tabla nos
indica los valores que toman los diversos parámetros al conectar idealmente (sin
pérdidas debidas al conexionado y trabajando en el mismo punto de funcionamiento) 36
células iguales en diferentes configuraciones:
Configuración
Isc(A)
Voc(V)
Ppmp(W)
Vpmp(W)
Ipmp(A)
FF(%)
36 s
2.8
21.6
46
17.7
2.6
76
18s x 2p
5.6
10.8
46
8.8
5.1
74
12s x 3p
8.5
7.2
46
5.9
7.7
74
En la teoría expuesta anteriormente se ha supuesto que el módulo está
constituido por células idénticas, con lo cual los valores de voltaje aparecen
multiplicados por el número de células en serie, y los de corriente por el número de
células en paralelo. En la práctica, debido a la dispersión de los parámetros de las
células en el proceso de fabricación, y a la posibilidad de que no todas ellas trabajen en
las mismas condiciones de irradiancia y temperatura, es frecuente, que las células que
constituyen un módulo fotovoltaico no operen en las mismas condiciones.
Análogamente sucede en la interconexión de módulos en un campo fotovoltaico.
Los efectos principales que producen la dispersión de parámetros son:
¾ Una reducción de la potencia máxima del generador fotovoltaico, debido a la
propia dispersión de los parámetros de las células, se conoce como pérdidas
por desacoplo o dispersión de parámetros.
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¾ Algunas células pueden llegar a convertirse en cargas, disipando la energía
producida por las demás.
Asociación de células no idénticas en serie:
La siguiente figura muestra la curva resultante de asociar dos células no iguales
A y B en serie.
Figura 2.Curva resultante de dos células no iguales asociadas en serie.
El comportamiento de la curva es el siguiente:
1. En el punto correspondiente al voltaje de circuito abierto, la corriente total del
generador es igual a cero, y el voltaje resultante es igual a la suma de los dos
voltajes de circuito abierto Voca + VocB.
2. En el punto 1, o en cualquier otro punto situado entre P y el voltaje de circuito
abierto, las dos células operan como generadores.
3. El punto P corresponde al límite de la corriente de cortocircuito de la célula de
menor eficiencia. El voltaje resultante en este punto será el voltaje de la curva A,
ya que la curva B en este punto tiene V=0.
4. En el punto 2 la célula B se polarizará inversamente hasta adquirir un voltaje
igual y de signo cambiado al de la célula A, actuando consiguientemente como
un receptor.
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Asociación de células no idénticas en paralelo:
El razonamiento es equivalente al caso de asociación en serie, sólo que en este
caso se sumarán las corrientes de células individuales, a voltajes iguales para obtener la
curva global de la asociación en paralelo.
Figura 3.Curva resultante de dos células no iguales asociadas en paralelo.
El comportamiento en este caso es:
1. En el punto correspondiente a la corriente de cortocircuito de la curva global el
voltaje es igual a cero, y por tanto la corriente de cortocircuito del generador
será la suma de las corrientes de las células individuales.
2. En el punto 1, o para cualquier punto situado entre la intensidad de cortocircuito
del generador y P, ambas células son generadoras de corriente.
3. El punto P es el punto crítico que corresponde al voltaje de circuito abierto de la
célula de menor eficiencia y la corriente del generador es igual a la corriente en
ese punto de la célula A, ya que la célula B ni genera ni disipa energía.
4. El punto 2 corresponde al circuito abierto de la curva global, en el que la célula
de menor eficiencia trabaja como receptor.
En el caso en estudio, sucede que un funcionamiento de un módulo con células
a distinta temperatura o una instalación fotovoltaica con módulos a distinta temperatura
entre ellos, conlleva igualmente un dispersión de los parámetros, por lo que existirán
pérdidas por desacoplo. Es decir, una distribución no homogénea de temperatura en el
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módulo o generador fotovoltaico nos conduce a una disminución de la potencia de
salida del módulo y por tanto de su rendimiento.
c) Datos de los fabricantes.
En la actualidad la información proporcionada por los fabricantes en relación a
las características de sus productos es diversa. Existen fabricantes que proporcionan las
curvas características de sus módulos, principalmente en función de la irradiancia (para
una temperatura superficial del módulo uniforme) y en algunos casos en función de la
temperatura (para un cierto nivel de irradiancia). También existen otros fabricantes que
proporcionan los gradientes de tensión a circuito abierto, intensidad de cortocircuito y
potencia de salida en función de la temperatura, es decir los coeficientes:
β=
∂Voc
∂T
α=
∂I Sc
∂T
γ =
∂PPMP
∂T
Es importante remarcar que los fabricantes proporcionan variaciones en los
parámetros de las curvas características de los módulos considerando temperatura
uniforme en su superficie, es decir, ninguno de ellos tiene en cuenta la posibilidad de
gradientes entre las células que componen los módulos fotovoltaicos.
A título de ejemplo se exponen datos de diversos fabricantes:
Este gráfico proporciona las variaciones porcentuales de la tensión a circuito
abierto, la intensidad de cortocircuito y la potencia máxima con la temperatura.
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Gráfica 1.1. Módulo NT-S5E3E Sharp
Se observa que la potencia de salida disminuye del orden de un 15 % al
aumentar desde 25 hasta 60º C la temperatura del módulo
Se expone a continuación una gráfica proporcionada por otro fabricante, en la
que se observan las variaciones que sufre la curva característica del módulo con la
temperatura.
Gráfica 1.2. Módulo 55 Wp con 36 células en serie. Irradiancia 1000 W/m2.Isofotón
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A partir de este tipo de gráficas se calcula la influencia que tiene la temperatura
en los parámetros del módulo fotovoltaico.
En concreto, podemos obtener de ella que para un panel comercial de 55 Wp
constituido por 36 células en serie, una diferencia de temperatura entre 20 y 60º C
conlleva una variación de la potencia, en el punto de máxima potencia que se cuantifica
en una disminución de 7.3 W, es decir, una disminución mínima (respecto a la potencia
pico) del 13.5 % de la potencia de salida. Este resultado ha sido calculado para un nivel
de irradiancia de 1000 W/m2.
Otros fabricantes proporcionan:
DENOMINACIÓN DEL MÓDULO
BP-3160
BP-3150
Potencia máxima nominal
160W
150W
Tensión de Pmax
35,1V
34,5V
Intensidad de Pmax (Imp):
4,55A
4,35A
Corriente de cortocircuito (Isc)
4,8A
4,75A
Tensión a circuito abierto Voc)
44,2V
43,5V
Potencia mínima garantizada
150W
140W
Máximo voltaje del sistema
600V
Coeficiente de Temperatura Isc
(0,065±0,015)%/ºC
Coeficiente de Temperatura Voc
-(160±20)mV/ºC
Desviación por ºT (W)
-(0,5 ± 0,05)% /ºC
47± 2ºC
NOCT
Se observa de este cuadro de características la presencia de los coeficientes:
β=
∂Voc
∂T
α=
∂I Sc
∂T
γ =
∂PPMP
∂T
Con estos datos se obtiene que la disminución de la potencia de salida en estos
módulos para una diferencia de temperatura entre 20 y 60ª C sería del 20%.
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d) Normativa.
En el apartado anterior se observa que existe diversidad de formas a la hora de
proporcionar información del comportamiento de los módulos en función de la
temperatura, por lo que cabe preguntarse cuales son los requisitos que se exigen para la
obtención de las curvas características y los coeficientes de variación de tensión,
intensidad y potencia con la temperatura. Para ello se acude a la normativa vigente en la
actualidad:
‰
UNE 60904-1. Medida de la característica intensidad-tensión de los módulos
fotovoltaicos.
‰
UNE 60891. Procedimiento de corrección con la temperatura y la irradiancia de
la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino.
La primera de las normas establece el cálculo de la curva I-V para una célula o
módulo a una temperatura del panel igual a la ambiente (±2º C), permitiendo el uso de
simuladores solares.
La segunda de las normas establece el modo de corrección de las curvas
anteriores al cambiar la temperatura. Para ello se calculan unos coeficientes de variación
de tensión (βcel) y variación de la intensidad (αcel) con la temperatura, y un parámetro de
corrección de la curva característica. A partir de estos parámetros, se calcula el
comportamiento a cualquier nivel de temperatura para una única célula. Para conocer el
comportamiento del panel global en función de la temperatura, se calculan el coeficiente
de variación de tensión global como el coeficiente de una célula por el número de
células conectadas en serie. El coeficiente global de variación de la intensidad se
obtiene multiplicando el coeficiente de una célula por el número de células conectadas
en paralelo.
βmod =βcel · Ns
αmod =αcel · Np
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Por tanto, la obtención de las curvas I-V en función de la temperatura no tiene en
cuenta la posibilidad de que existan pérdidas debidas a gradientes de temperatura
existentes en el módulo o entre ellos, ya que considera al módulo como superposición
de células funcionando en iguales condiciones y con iguales curvas características.
La norma no hace ninguna alusión acerca del encapsulado de la célula en la
obtención de los coeficientes de variación de tensión e intensidad con la temperatura,
por lo que puede existir distinta disposición constructiva entre el módulo y la célula
ensayada por separado.
La norma no establece ningún tipo de corrección en las curvas características por
existencia de gradientes de temperatura dentro del módulo fotovoltaico, es decir, por
funcionamiento de células en diferente situación.
1.2. Intercambios Energéticos en un Generador Fotovoltaico.
Es interesante un análisis energético riguroso del módulo fotovoltaico, en vistas
a mejorar el diseño desde un punto de vista térmico, no sólo en los materiales sino
también en el conexionado de células y en elementos auxiliares tales como la situación
del cajetín de conexión eléctrica o el marco.
Si planteamos un balance energético sobre un módulo fotovoltaico, en primera
aproximación podemos estimar que la energía incidente se transforma en un 10-15 % en
potencia eléctrica, en un 10 % en pérdidas por reflexión y en un 75-80 % en pérdidas
térmicas. Se observa que las pérdidas térmicas son del orden de cinco veces la
producción eléctrica, por lo tanto, cometer errores en la estimación de las pérdidas
térmicas conduce a errores insostenibles en la potencia eléctrica.
El planteamiento de un modelo térmico del panel que nos permita un cálculo con
exactitud de la distribución de temperaturas en el panel, conlleva un estudio
tridimensional de temperaturas en la superficie y espesor del módulo, así como un
tratamiento temporal de las variables. Las ecuaciones a solventar serían el primer
principio de la termodinámica y las leyes de Fourier aplicadas a cada elemento
diferencial del panel, que nos conducen a ecuaciones diferenciales de segundo orden. En
estas ecuaciones aparecen las propiedades físicas de los materiales (conductividad,
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difusividad térmica). Serían necesarias condiciones iniciales, así como dos condiciones
de contorno en cada dirección. Estas condiciones de contorno exigen:
‰
Resolución del problema radiante.
Este problema requiere el conocimiento de las propiedades radiantes
(emisividad) a nivel espectral, estimación de la temperatura de cielo,
conocimiento detallado del entorno para el cálculo de los factores de forma y
temperaturas de otras superficies.
‰
Resolución del problema convectivo.
Este problema requiere la estimación de los coeficientes de película,
parámetro que depende fuertemente de la velocidad y dirección del viento,
así como de la temperatura ambiente y superficial. La velocidad y dirección
del viento nos permiten distinguir entre convección natural o forzada,
pudiendo existir desprendimiento de capa límite. El cálculo de estos
coeficientes depende del tipo de convección y se realiza mediante
correlaciones experimentales que no permiten gran exactitud. En caso de
existir desprendimiento de capa límite es necesario un tratamiento numérico
fluídico muy complejo.
Este modelo requiere demasiados parámetros y es necesaria una resolución
numérica de las ecuaciones. Esto añadido a que la estimación de los coeficientes de
película nos llevarían a errores mínimos del 10 %, nos conducen a descartar un
planteamiento tan riguroso. Por ello se utilizan simplificaciones, mediante la adicción
de algunas hipótesis. Algunos de los modelos presentes en la bibliografía son los
siguientes:
Modelos de transferencia de calor en módulos fotovoltaicos.
‰
Modelo desarrollado por Zhu Z., Zhu X., Sun J.
A continuación se expone un modelo térmico de un módulo fotovoltaico, en las
que se consideran gradientes en la dirección Z, y en la dirección X según la figura 4. El
modelo fue implementado informáticamente, si bien en las conclusiones que obtienen
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los autores, sólo tienen en cuenta promedios de temperatura en toda la superficie del
módulo, sin hacer referencia a gradientes térmicos en dicha superficie. Sólo muestran
los resultados de temperaturas en función de la coordenada X.
Figura 4. Esquema del perfil del módulo fotovoltaico.
Con los parámetros del dibujo, denotando K (coeficiente de extinción), Ti(x,y)
distribución de temperaturas en las zonas i=1, 2, 3, considerando T2 uniforme en
dirección normal al módulo, ρi la densidad del material, α=λ/ρ difusividad térmica, η la
eficiencia en la conversión, (a·τ) transmitancia y absortancia, para z ∈ [0, H], se tiene:
∂ 2T 2
∂T 2 q 2 − q1 − q3
=
+α2 2
e2· ρ 2·Cp 2
∂t
∂z
x ∈ [0, e1]
 ∂ 2T 1 ∂ 2T 1 
∂T 1
K ·Io
= α1· 2 + 2  +
·exp(− K · x)
∂t
∂z  ρ1·Cp1
 ∂x
 ∂ 2 T 3 ∂ 2T 3 
∂T 3
= α 3· 2 +

∂t
∂z 2 
 ∂x
x ∈ [0, e1]
x ∈ [0, e1+e2, e1+e2+e3]
q2 = (a·τ)·Io-η·Io
(a·τ) = 0.9·exp(-K·e1)
Condiciones de contorno:
− α1·ρ1·Cp1
∂T 1
= (hr1 + hc1)(
· T∞ − T 1 )
∂x
24 de 121
x=0
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q1( x, y ) = α1·ρ1·Cp1
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∂T 1
= −∆T 12 / Rs1
∂x
q3( x, y ) = −α 3·ρ 3·Cp3
x = e1
∂T 3
= −∆T 23 / Rs 2
∂x
∂T 3
= (hr 3 + hc3)(
· T 1 − T∞ )
∂x
x = e1+e2
x = e1 + e2 + e3
∆T 12 = T 1( x) x =e1− − T 2( x) x =e1+
∆T 23 = T 2( x) x =e 3− − T 3( x) x =e 3+
Rsi (i=1,2) son las resistencias térmicas de contacto entre la célula y su parte
superior y posterior. hri y hci (i=1,3) son los coeficientes de película radiantes y
convectivos entre el panel y su parte superior (i=1), y entre el panel y su parte posterior
(i=3). Los coeficientes de película radiantes se encuentran en estas expresiones
linealizados. T∞ es considerada en la bibliografía como la temperatura ambiente. λi
(i=1,3) representa la conductividad del material.
Gran dificultad de los modelos matemáticos se presenta en la estimación de
parámetros. Se encuentran expresiones empíricas para los coeficientes de película:
Coeficientes de película convectivos:
Nu = 0.59·Ra1/4
Ra ∈ (104, 109)
Nu = 0.13·Ra1/3
Ra ∈ (109, 1012)
Considerando la variación con la coordenada z:
Nu(z) = 4/5·0.59·[Ra·(2·z·W/(w+z))]1/4
Ra ∈ (104, 109)
Nu(z) = 3/4·0.13·[Ra·(2·z·W/(w+z))]1/3
Ra ∈ (109, 1012)
hc1(z) = λa·Nu(z) T =T 1( 0 ) /(2· z·W /( w + z ))
hc3(z) = λa·Nu(z) T =T 3(1) /(2·z·W /( w + z ))
hr1 = εg·σ0·[(T1(0)/100)2 + (T∞ /100)2]·[(T1(0)/100) + (T∞ /100)]
hr3 = εp·σ0·[(T3(1)/100)2 + (T∞ /100)2]·[(T3(1)/100) + (T∞ /100)]
σ0 = 5.678
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La resolución numérica de estas ecuaciones promediando la temperatura en la
dirección Z conlleva los siguientes resultados:
1. Las estimaciones de las resistencias de contacto oscilan en valores
comprendidos:
Rsi ∈ (0.00025, 0.025) m2K/W
Se demuestra numéricamente que la variación de este parámetro en el
rango anterior conlleva variaciones en el promedio de temperatura
superficial del módulo, es decir en T1 (x=0) de hasta 4º C.
2. La influencia del coeficiente de extinción K es muy leve. Variaciones de
este parámetro en el rango:
K ∈ (0.00025, 0.025) m-1
Nos lleva a cambios en el promedio de temperatura superficial T1 (x=0)
menores a 0.3º C.
3. Variaciones en la irradiancia desde 200 W/m2 hasta 1000 W/m2
provocan incrementos en el promedio de T1 (x=0) de hasta 23º C.
Cabe remarcar que estos autores plantean un balance energético del módulo
fotovoltaico incluyendo gradientes de temperatura en la superficie exterior del mismo, sin
embargo, en la resolución de las ecuaciones y presentación de resultados utilizan
promedios en las temperaturas, analizando exclusivamente gradientes de temperatura en
dirección normal al panel.
‰
Modelo desarrollado por Ángel Sáez.
A continuación se expone otro modelo de transferencia de calor en módulos
fotovoltaicos.
La aplicación del primer principio de la termodinámica nos conduce a un
balance energético en el panel:
I 0 · A·(1 − ρ V ) = PE + PQ +
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du
dt
[4.2]
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PE representa la potencia eléctrica generada por la célula. PQ representa las
pérdidas térmicas del módulo (convectivas y radiantes). du
dt
es la tasa de
almacenamiento de energía interna (nula en condiciones estacionarias). ρV simboliza la
reflectividad del vidrio.
El modelo térmico expuesto está basado en las siguientes hipótesis. Se añaden
también justificaciones a estas hipótesis:
•
Funcionamiento en régimen permanente. El tiempo de respuesta de un
módulo fotovoltaico cuando varía el nivel de irradiancia incidente es
prácticamente nulo (<1seg.) por lo que el módulo tiene una respuesta
inmediata a la variación de irradiancia. El tiempo que tarda el módulo en
estabilizar su temperatura cuando, partiendo de una temperatura igual a la
ambiente y sin recibir radiación alguna, se expone a la irradiancia, varía
entre 2 y 15 minutos en función de las condiciones de temperatura ambiente,
radiación, características geométricas del módulo, entorno y velocidad dirección del viento.
•
Flujo de calor unidimensional a través del vidrio. Esta hipótesis queda
avalada a partir de la relación espesor / ancho del vidrio.
•
La irradiancia sobre el panel es uniforme.
•
La superficie del panel y del terreno son grises. En consecuencia, las
propiedades radiantes permanecen constantes para diferentes intervalos de
longitud de onda.
•
La superficie es difusa. La radiación reflejada en cualquier dirección se
distribuye uniformemente en todas las direcciones.
•
Temperatura uniforme en la superficie del panel. Conlleva suponer una
distribución homogénea de temperatura en toda la superficie
•
Temperatura uniforme en dirección normal al panel: Este hecho equivale a
considerar una conductividad equivalente de valor infinito.
•
Se desprecia el intercambio radiante panel – suelo: Se tiene en cuenta sólo
el intercambio radiante panel – cielo.
27 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
•
Proyecto Fin Carrera.
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Valores medios de las propiedades radiantes del panel fotovoltaico: tanto en
longitud de onda como en ángulo de incidencia de la radiación, así como la
reflectividad del vidrio.
•
Linealización de las expresiones que caracterizan los intercambios
radiantes. Desde un punto de vista matemático, se facilita la resolución,
permitiendo la utilización de resistencias eléctricas para modelar los
intercambios (al incluir la hipótesis de despreciar el intercambio radiante
panel – suelo). La linealización introduce un error ínfimo para diferencias de
temperatura entre las superficies inferiores a 50 K.
ENERGÍA
ELÉCTRICA
ENERGÍA SOLAR
RADIACIÓN
REFLEXIÓN
RADIACIÓN
CIELO
CIELO
PANEL
CONDUCCIÓN
AIRE AMBIENTE
AIRE AMBIENTE
CONVECCIÓN
CONVECCIÓN
Figura 5. Esquema de resistencias térmicas del módulo fotovoltaico.
TC y Ta son las temperaturas de cielo y ambiente, respectivamente. R RD y R CV
son las resistencias térmicas radiantes y convectivas, respectivamente. Los superíndices
EXP y NEXP hacen referencia a la superficie expuesta y no expuesta del panel. Los
subíndices y superíndices anteriores se extienden a P Q para nombrar las pérdidas
térmicas entre el panel y el cielo/ambiente.
Lógicamente, se verifica la siguiente igualdad:
NEXP
EXP
NEXP
PQ = PQEXP
,RD + PQ,RD + PQ,CV + PQ,CV
28 de 121
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Cabe destacar que existen instantes en los que la temperatura del panel es
inferior a la del ambiente debido a las pérdidas radiantes al cielo. En esta situación, los
flujos de calor por convección se invierten con respecto a los expuestos en el gráfico
(figura 4.3)
Otras expresiones asociadas al circuito anterior son:
PQEXP
,RD =
PQEXP
,CV =
TP − TC
R EXP
RD
TP − TC
RNEXP
RD
PQNEXP
,RD =
TP − Ta
REXP
CV
PQNEXP
,CV =
TP − Ta
R NEXP
CV
Las resistencias térmicas anteriores dependen de los coeficientes de película
convectivos y radiantes. Por definición de la resistencia térmica:
R NEXP
=
CV
=
R EXP
RD
1
A P ·hEXP
CV
1
A P ·hNEXP
CV
R EXP
CV =
1
 T + TC 
A P ·4 σ·ε P · P

2


R NEXP
=
RD
3
1
 T + TC 
A P ·4 σ·ε P · P

2


3
Hay que advertir las expresiones de radiación ya han sido linealizadas. En
concreto,
PQEXP
,RD =
(T
4
− TC
1
A P ·σ·ε P
P
4
)≈
(T
P
− TC
1
)
 T + TC 
A P ·4 σ·ε P · P

2


=
(T
P
− TC
R
EXP
RD
3
)
Este desarrollo es análogo para la superficie no expuesta del panel.
En la bibliografía se encuentran relaciones de temperatura de cielo con la
temperatura ambiente, la de rocío y la hora desde el mediodía ( ht ).
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
TC
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2


 T ROCIO − 273 ,15 
 T ROCIO − 273 ,15 
 + 0 ,73 ·
 +
 0 ,711 + 0 ,56 ·
= T a ·
100
100





 + 0 ,013 ·Cos (15 ·h )

t


Este modelo tiene también el problema de estimar los coeficientes de película,
que plantean los problemas comentados anteriormente.
30 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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2. Cuantificación del efecto de la Temperatura en un
Generador Fotovoltaico.
Se puede dividir la influencia de la temperatura sobre un generador fotovoltaico
en dos partes independientes:
‰
Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célula:
La curva característica de una célula fotovoltaica de silicio sufre modificaciones
en función de la temperatura, estas variaciones se pueden resumir con los siguientes
parámetros [CIEMAT]:
∂U oc
= −2.3mV /º C ·cel
∂T
∂I Sc
= 0.15 A /º C ·cel
∂T
1 ∂Ppmp
= −0.00441 /º C ·cel
Ppmp ∂T
Esta influencia describe la disminución de potencia que sufre una célula
fotovoltaica desde el punto de vista electrónico al aumentar su temperatura superficial.
En concreto, cuantificando estos valores para un panel comercial de 55 Wp,
constituido por 36 células en serie se obtiene que la influencia que tiene una diferencia
de
temperatura de 40º C en la temperatura superficial del módulo (considerada
uniforme) conlleva una disminución de la potencia, en el punto de máxima potencia de
9.7 W, es decir, una disminución mínima (respecto a la potencia pico) del 17.6% de la
potencia de salida.
∆T = 30º C
-13.5 % Ppmp
∆T = 40ºC
-17.6 % Ppmp
Recordemos que los distintos fabricantes proporcionaban disminuciones de la
potencia en el módulo completo (para incrementos de temperatura de 40º C) que
variaban entre el 13.5 y el 20 % de la potencia pico del módulo.
31 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
‰
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Influencia de los gradientes de temperatura sobre el módulo o el generador
fotovoltaico:
Además del efecto anterior, existe una disminución de la potencia de un módulo
fotovoltaico (o agrupación de módulos), por el hecho de que existan diferencias de
temperatura entre ellos, es decir, existan gradientes de temperatura entre las células de
un módulo o entre los módulos de un generador fotovoltaico. Este efecto no ha sido
encontrado en ninguna bibliografía, se hace referencia en algunos textos a ineficiencias
causadas por el funcionamiento de células con distintas curvas características, pero
siempre enfocadas a sombreados parciales, es decir, distintos niveles de irradiancia
(sombreados parciales) o bien enfocadas a variaciones en las curvas características a
causa del proceso de fabricación. Por este motivo se realiza un estudio de la influencia
de las variaciones de temperatura entre las células de un módulo o entre los módulos de
un generador fotovoltaico.
La unión de células y/o módulos fotovoltaicos lleva siempre asociada unas
pérdidas, denominadas pérdidas por dispersión de parámetros o desacoplo debido a que
tienen diferentes curvas características por motivos de fabricación. Análogamente a este
efecto, existen pérdidas debidas al funcionamiento conjunto de células y/o módulos
fotovoltaicos cuando trabajan a distinta temperatura ya que su curva característica se ve
modificada por los gradientes de temperatura.
La influencia de la temperatura de los gradientes de temperatura entre células
y/o módulos fotovoltaicos depende del tipo de conexión entre ellos, en serie o en
paralelo.
Para desarrollar este análisis se ha realizado la superposición de las curvas
características de células de silicio. El estudio de la unión de módulos es completamente
similar con distintas curvas características.
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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Unión en serie:
Se realiza en el siguiente apartado la superposición de curvas características de
células asociadas en serie trabajando en distintos puntos de funcionamiento causado por
diferente temperatura superficial, analizando el efecto que los gradientes de temperatura
conllevan en esta asociación.
Se presenta a continuación las curvas características de una célula bajo unas
condiciones de irradiancia de 1000 W/m2, y a una temperatura de 20º y 80 ºC, así como
el funcionamiento de ambas células conectadas en serie. Puede observarse de esta
gráfica que el funcionamiento conjunto de ambas células es levemente perjudicial, es
decir, el comportamiento de la célula a menor temperatura se ve poco influenciada por
la célula de mayor temperatura.
La potencia máxima de la asociación en serie de ambas células vale en este caso
2.73 W (Upmp=0.91 V; Ipmp=3 A), mientras que la suma de las potencias si ambas
células funcionasen independientemente a distintas temperaturas resulta 2.8 W. Se
observa una disminución del 2.5% de la potencia máxima de salida.
Ppmp (célula T=20º C) + Ppmp (célula T=80º C) = 2.8 W
Ppmp (célula T=20º C en serie con célula T=80º C) = 2.73 W
Intensidad (A)
Asociación Serie
6
3
5
2,5
4
2
3
1,5
2
1
1
0,5
0
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
Tensión (V)
I-V 20º
I-V 80ºC
Asociación Serie
Potencia
Gráfica 2.1. Asociación en Serie de dos células a 20 y 80ºC.
33 de 121
1,2
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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Con estos cálculos se observa la importancia que tiene la presencia de gradientes
de temperatura en una situación extrema, con una excesiva diferencia de temperatura.
Por ello, se realizan cálculos análogos pero considerando la unión de una célula
a 50º C y otra a 60º C , es decir un gradiente de temperatura de 10º C que como más
adelante demostraremos, está más cerca de la realidad. En este caso la potencia de
ambas células en funcionamiento separado se estima para un nivel de irradiancia de
1000 W/m2 en 2.734 W. La potencia producida por las mismas células unidas en serie
sería de 2.729 W, por lo tanto se produce una disminución de 0.18 % de la potencia de
salida.
Ppmp (célula T=50º C) + Ppmp (célula T=60º C) = 2.734 W
Ppmp (célula T=50º C en serie con célula T=60º C) = 2.729 W
Análogamente a estos cálculos se pueden realizar estudios similares de conexión
en serie de módulos a diferente temperatura, obteniendo resultados equivalentes, a título
de ejemplo se presenta el siguiente:
La unión en serie de 36 módulos (55 Wp constituidos por 36 células en serie) a
50º C con 36 módulos de iguales características pero con una temperatura igual a 60º C
conllevan una disminución de potencia en el punto de máxima potencia de 5.7 W. Esta
disminución ha sido calculada superponiendo las curvas características de 36 módulos a
50º C con las curvas características de 36 módulos a 60º C.
34 de 121
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Unión en paralelo:
Este tipo de unión se caracteriza por la suma de intensidades para una tensión
dada, por tanto, el comportamiento conjunto se ve fuertemente afectado por la unión de
módulos (células) a distinta temperatura, ya que la tensión queda limitada por la tensión
a circuito abierto del módulo (célula) más caliente, por lo que el otro/s módulo/s
(célula/s) trabajará en un punto muy lejano de su punto de máxima potencia.
12
3
10
2,5
8
2
6
1,5
4
1
2
0,5
0
Potencia (W)
Intensidad (A)
Asociación Paralelo
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
Tensión (V)
I-V 80ºC
I-V 20ºC
Asociación Paralelo
Potencia asociadas
Gráfica 2.2. Asociación en Paralelo de dos células a 20 y 80ºC.
A partir de la gráfica anterior se obtiene que la variación de la potencia en el
punto de máxima potencia, es muy superior al caso de conexión en serie. En este caso la
potencia máxima de ambas células asociadas vale 2.56 W (Upmp=0.41 V; Ipmp=6.31 A),
valor muy inferior a los 2.8 W que producirían ambas células por separado. La
disminución de potencia es en este caso del 8.6 %. Queda patente por tanto la gran
diferencia que existe según el tipo de conexión entre células y/o módulos fotovoltaicos.
Ppmp (célula T=20º C) + Ppmp (célula T=80º C) = 2.8 W
Ppmp (célula T=20º C en paralelo con célula T=80º C) = 2.56 W
35 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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Estos cálculos se han realizado para una excesiva diferencia de temperatura.
Análogamente a la unión en serie, se realizan cálculos del mismo tipo pero
considerando la unión de una célula a 50º C con otra célula similar pero a una
temperatura de 60º C , es decir un gradiente de temperatura de 10º C entre ellas. En este
caso el resultado obtenido se resume en que la potencia de ambas células en
funcionamiento separado para un nivel de irradiancia de 1000 W/m2 es 2.734 W. La
potencia producida por las mismas células unidas en paralelo sería de 2.7 W, por lo
tanto se produce una disminución de 1.1 % de la potencia de salida.
Ppmp (célula T=50º C) + Ppmp (célula T=60º C) = 2.734 W
Ppmp (célula T=50º C en paralelo con célula T=60º C) = 2.7 W
Si realizamos la superposición (en conexión paralelo) de las curvas
características de 36 módulos (55 Wp de 36 células en serie) a 50º C con las curvas
características de 36 módulos similares pero a 60º C se obtiene que la disminución de
potencia resulta de 41.5 W.
Es importante resaltar que todos los cálculos realizados en este apartado son para
las curvas características mostradas. En cada caso en particular, para conocer la
influencia del conexionado será necesario superponer las curvas que correspondan en
esa situación, para ese tipo específico de célula o módulo y para ese gradiente de
temperatura en cuestión. Por tanto no podemos generalizar los resultados obtenidos ya
que existe multitud de posibles configuraciones.
Al igual que ocurre con la conexión de módulos a distinta temperatura, sucede
con la conexión de células a distinta temperatura. La existencia de gradientes de
temperatura dentro de un módulo fotovoltaico provoca disminuciones de la potencia de
salida y del rendimiento. Esta disminución no se ve reflejada en las curvas
características proporcionadas por los fabricantes, ya que éstas se realizan suponiendo
temperatura uniforme en el módulo.
36 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se puede concluir con este apartado, que en el diseño de un módulo o un campo
fotovoltaico es muy importante, no sólo intentar reducir la temperatura superficial de la
célula (módulo), sino buscar la mayor uniformidad de temperaturas entre las células y/o
módulos fotovoltaicos. También es igualmente importante tener en cuenta el tipo de
conexión entre células y entre módulos desde el punto de vista térmico, ya que ante
gradientes de temperatura se ha demostrado un comportamiento menos eficiente de las
conexiones en paralelo frente a conexiones en serie.
Anteriormente se han planteado modelos energéticos de módulos fotovoltaicos
simplificados a través de hipótesis que llevan asociados errores difícilmente
cuantificables. Ante la dificultad de plantear modelos más complejos que nos
proporcionen mayor exactitud, debido a la cantidad de datos que requieren, se han
realizado en este proyecto una serie de ensayos experimentales en aras de observar el
comportamiento de módulos fotovoltaicos desde el punto de vista térmico.
37 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
3. Ensayos realizados. Análisis de datos y resultados.
A continuación se describen los diversos ensayos realizados en la ejecución de
este proyecto. Se presentan algunos de los resultados obtenidos.
3.1.
Ensayo de Perfiles.
Los ensayos consistieron en registrar la temperatura superficial exterior e
interior de diferentes perfiles inclinados 37º y con orientación sur, registrando
igualmente los valores de irradiancia y temperatura ambiente en la estación
meteorológica. Se entiende por perfiles, diferentes disposiciones de módulos
fotovoltaicos, que a continuación se describen.
El sistema de adquisición de datos es HP E1401B con una tarjeta de conexión de
64 canales:
Con este ensayo se buscaba analizar diferentes comportamientos de perfiles
desde el punto de vista térmico. Todos ellos se encontraban inclinados 37º con respecto
a la horizontal y con orientación sur. Se detallan a continuación cada uno de los perfiles
sobre los que se tomaron las medidas:
38 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
1. Dos perfiles de aluminio negro unidos, de 130 cm de longitud, con 24 células
fotovoltaicas sobre ellos, sin vidrio ni encapsulado frontal.
2. Un perfil de aluminio negro de 65 cm de longitud sin células fotovoltaicas ni
cubierta frontal.
39 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
3. Un perfil de aluminio negro de 50cm de longitud con dos células fotovoltaicas
en su parte superior, sin encapsulado ni cubierta frontal.
4. Lámina de aluminio lacada en blanco sin células fotovoltaicas.
40 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
5. Panel fotovoltaico convencional de 36 células.
El trabajo consistió en analizar y filtrar los datos recogidos por el sistema de
adquisición de datos durante el año 2003.
A continuación se representan algunos de los resultados obtenidos:
Día claro:
80
1000
900
70
800
60
700
50
600
500
40
400
30
300
20
200
10
0
0:00
100
4:48
Gráfica 3.1.
9:36
14:24
19:12
Evolución Temperaturas Ensayo de perfiles. Dia claro.
En la gráfica anterior se representan:
Rojo: Irradiancia global en W/m2 en el eje secundario de ordenadas.
41 de 121
0
0:00
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Celeste: Temperatura ambiente.
Azul: Temperatura perfil aluminio blanco.
Gris: Temperatura exterior perfil con 2 células.
Rosa: Temperatura exterior perfil con 24 células.
Amarillo: Temperatura exterior perfil sin células.
Turquesa: Temperatura exterior panel convencional.
Violeta: Temperatura interior del perfil sin células.
Marrón: Temperatura interior perfil con 2 células.
Verde: Temperatura interior perfil con 24 células.
Día nublado:
80
1000
900
70
800
60
700
50
600
500
40
400
30
300
20
200
10
0
0:00
100
2:24
4:48
Gráfica 3.2.
7:12
9:36
12:00
14:24
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Evolución Temperaturas Ensayo de perfiles. Día nublado.
En la gráfica anterior se representan las mismas variables anteriores en los
mismos colores.
Se analizan los datos anteriores con más rigor para poder obtener conclusiones.
Se representa la diferencia de temperatura entre un panel convencional de 36 células
(muestra 5) y un perfil negro de aluminio (muestra 2). La temperatura medida en el
panel convencional es superficial exterior, mientras que la temperatura del perfil es
interior.
42 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Día claro:
14
100
12
90
80
10
70
8
60
6
50
4
40
2
30
0
20
-2
-4
0:00
10
2:24
4:48
7:12
9:36
DifT
Gráfica 3.3.
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Diferencia Temperatura Panel convencional y perfil negro. Día claro.
Día nublado:
14
100
12
90
10
80
8
70
6
60
4
50
2
40
0
30
-2
20
-4
10
-6
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
DifT
Gráfica 3.4.
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Diferencia Temperatura Panel convencional y perfil negro. Día nublado.
La diferencia de temperatura llega hasta los 8º C en momentos de alta
irradiancia.
43 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se representa a continuación la diferencia de temperatura entre un perfil negro
de aluminio y un perfil negro de aluminio cubierto por 24 células. Ambas medidas se
realizaron en la parte interior del perfil.
Día claro:
14
100
12
90
10
80
8
70
6
60
4
50
2
40
0
30
-2
20
-4
10
-6
-8
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
Gráfica 3.5.
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Diferencia Temperatura perfil negro y perfil 24 células. Día claro.
Día nublado:
8
100
90
6
80
70
4
60
2
50
40
0
30
20
-2
10
-4
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
Gráfica 3.6.
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Diferencia Temperatura perfil negro y perfil 24 células. Día nublado.
La diferencia entre el perfil sin células y el perfil con células es muy pequeña.
44 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se representa la diferencia de temperatura entre un panel convencional y chapa
de aluminio blanca.
Día claro:
30
100
90
25
80
20
70
60
15
50
10
40
30
5
20
0
10
-5
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
Gráfica 3.7.
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Diferencia Temperatura panel comercial y aluminio blanco. Día claro
Día nublado:
30
100
90
25
80
20
70
60
15
50
10
40
30
5
20
0
10
-5
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.8. Diferencia Temperatura panel comercial y aluminio blanco. Día nublado.
Se observan diferencias de temperatura de casi 20º C en horas de máxima
irradiancia, justificables en parte por la gran diferencia de absortividad a causa del
color.
45 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
A partir de los datos medidos también se representó la irradiancia frente a la
diferencia de temperaturas entre el módulo convencional de 36 células y la temperatura
ambiente:
1200
1000
Irrad(W/m2)
800
600
400
200
0
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Tpanel-Tamb
Gráfica 3.9.
Irradiancia frente Diferencia temperatura módulo-ambiente.
1000
900
800
700
Irrad (W/m2)
600
500
400
300
200
100
0
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
Tpanel-Tamb
Gráfica 3.10.
Irradiancia frente Diferencia temperatura módulo-ambiente.
46 de 121
35
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se puede deducir de las gráficas anteriores las siguientes consideraciones:
Las pérdidas térmicas en un panel convencional no siguen la ecuación:
Qp = UL·A·∆T
Las diferencias de temperatura entre el módulo convencional y el ambiente no
son función única de la irradiancia. Para un mismo nivel de irradiancia la diferencia de
temperatura es generalmente mayor por la tarde que por la mañana, por tanto el
rendimiento de la célula es diferente. Las pérdidas térmicas en un módulo fotovoltaico
son positivas a igualdad de temperatura entre el módulo y el ambiente, es decir a niveles
nulos de irradiancia la temperatura del módulo está por debajo de la ambiental.
Resultados ensayo de perfiles:
Resumimos el análisis de datos medidos en los siguientes puntos:
‰
La diferencia de temperatura existente entre un módulo convencional y un
perfil negro de aluminio puede llegar hasta los 8º C en instantes de máxima
irradiancia.
‰
La diferencia de temperatura existente entre un perfil negro de aluminio y
un perfil con 24 células en su superficie toma valores negativos que llegan
a -4º C.
‰
La diferencia de temperatura entre un módulo convencional y un perfil de
aluminio blanco puede superar los 20º C en instantes de máxima
irradiancia.
‰
La diferencia de temperatura entre un módulo convencional y el ambiente
llega a valores de 30-35º C en horas centrales del día (máxima irradiancia).
47 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
3.2.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Ensayo de Células Encapsuladas.
El ensayo consisitió en colocar tres células fotovoltaicas encapsuladas con
diferentes características constructivas que a continuación se describen. Se situaron
inclinados 37º con orientación sur. El objetivo era conocer la evolución de la tensión a
circuito abierto y la temperatura superficial por la parte posterior de la célula, en vistas a
compararlas con un módulo convencional de 36 células.
La medición de las temperaturas por la parte posterior de las células se
realizaron mediante sondas de contacto PT100. También se midió la temperatura
superficial posterior de un módulo comercial de 36 células. El equipo de adquisición de
datos fue el descrito en ensayos anteriores.
El objetivo de este ensayo era analizar las diferencias en la temperatura
superficial y tensión a circuito abierto que conllevaban las diferencias constructivas
entre las muestras ensayadas (que a continuación se detallan), y las diferencias que
existían entre ellas y un módulo comercial.
A continuación se realiza una descripción de las muestras ensayadas. Los
módulos constaban de una única célula fotovoltaica y tenían las siguientes
características:
a. Célula con cubierta de tedlar y encapsulado de Eva en la parte inferior y lateral.
Denominado en lo que sigue como muestra “CP”.
Figura 6.Muestra CP.
48 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
b. Célula con cubierta de tedlar y encapsulado de Eva en la parte lateral.
Denominado muestra “SP”.
Figura 7.Muestra SP.
c. Módulo con célula cubierta de vidrio estándar sin encapsulado de EVA.
Denominado muestra “VID”.
Figura 8. Muestra VID.
49 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
A continuación se muestran los resultados obtenidos, representándose las
temperaturas superficiales (“Tcom” representa la temperatura del módulo comercial,
“Tcp”, “Tsp”, “Tvid” las temperaturas de las muestras y “Tamb” la temperatura
ambiente (ºC) en el eje izquierdo de ordenadas e irradiancia global con 37º de
inclinación (W/m2) en el eje derecho de ordenadas:
80
900
70
800
700
60
600
50
500
40
400
30
300
20
200
10
100
0
4:19
0
6:43
9:07
Tcom
Tcp
11:31
Tsp
13:55
Tvid
16:19
Tamb
18:43
Irrad (W/m2)
Gráfica 3.11. Evolución Temperaturas. Día claro.
A continuación se muestran los resultados obtenidos, representándose las
tensiones a circuito abierto en el eje derecho de ordenadas y la temperatura ambiente
(ºC) e irradiancia global (escalada 1/10; W/m2) en el eje izquierdo de ordenadas:
0.6
90
80
0.5
70
0.4
60
50
0.3
40
0.2
30
20
0.1
10
0
4:19
0
6:43
9:07
Tamb
11:31
Irrad/10 (Wm2)
13:55
Vca cp
16:19
Vca sp
18:43
Vca vid
Gráfica 3.12. Evolución Tensiones a circuito abierto. Día claro.
50 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se condensan los resultados en una única gráfica para otro día:
90
0.6
80
0.5
70
60
0.4
50
0.3
40
30
0.2
20
0.1
10
0
4:48:00
0
7:12:00
Tcom
Tcp
9:36:00
Tsp
Tvid
12:00:00
Tamb
14:24:00
16:48:00
Irrad/10 (W/m2)
Vca cp
19:12:00
Vca sp
Vca vid
Gráfica 3.13. Temperaturas y Tensiones a circuito abierto. Día claro.
Día con nubes:
120
0.6
100
0.5
80
0.4
60
0.3
40
0.2
20
0.1
0
0
0:00
2:24
Tcom
Tcp
4:48
Tsp
7:12
Tvid
9:36
Tamb
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
Vca sp
21:36
Vca cp
0:00
Vca vid
Gráfica 3.14. Temperaturas y Tensiones a circuito abierto. Día con nubes.
51 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
En estas gráficas se observa que existen diferencias de temperatura en función
del tipo de cubierta y encapsulado. Se analizan los resultados con más detalle:
Diferencias de temperaturas entre muestras y módulo convencional:
Se exponen las evoluciones de las diferencias de temperaturas entre el módulo
comercial y la muestra con cubierta de vidrio (“VID”), así como la diferencia de
temperatura entre el módulo comercial y las muestras con cubierta de Tedlar (“CP” y
“SP”).
La gráfica indica la diferencia de temperatura (ºC) en el eje izquierdo de
ordenadas, la temperatura ambiente (ºC) y la irradiancia escalada 1/10 (W/m2) en el eje
derecho de ordenadas.
16
90
14
80
12
70
10
60
8
50
6
40
4
30
2
20
0
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
12:00
14:24
16:48
19:12
21:36
0:00
-2
10
-4
0
SP
CP
Vidrio
Tamb
Irrad/10 (W/m2)
Gráfica 3.15. Diferencia Temperaturas módulo comercial-muestras. Día claro.
Las diferencias de temperatura llegan hasta los 8º en instantes de máxima
irradiancia. Aquí se pone de manifiesto claramente las posibilidades de mejora, en
función del material y diseño. La influencia de esta diferencia de temperatura (8º C)
considerando temperatura uniforme sobre la superficie del módulo para el caso de un
módulo de 110 Wp de 72 células conectadas en serie se cuantifica en 3 W, es decir una
disminución respecto a la potencia pico del 2.7 % en la potencia de salida.
52 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Diferencias de temperaturas entre muestras (con cubiertas de vidrio y de Tedlar):
Diferencia de temperatura entre la muestra con cubierta de vidrio y la muestra
con cubierta de Tedlar, denominado “SP”.
Para el análisis de estas gráficas es necesario tener en cuenta que por motivos de
colocación, la muestra con cubierta de vidrio era irradiada antes que las muestras con
cubierta de Tedlar. Esto explica el incremento de temperatura que se observa en las
primeras horas de irradiancia, este efecto es mayor entre la muestra con cubierta de
vidrio y la denominada “CP”, ya que su distancia era mayor.
La gráfica indica la diferencia de temperatura (ºC) (temperatura “VID” menos
temperatura “SP”) en el eje izquierdo de ordenadas, la temperatura ambiente (ºC) y la
irradiancia escalada 1/10 (W/m2) en el eje derecho de ordenadas.
Día claro:
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.16. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.
53 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
4:19
0
6:43
9:07
11:31
Dif T
13:55
Irrad/10 (W/m2)
16:19
18:43
Tamb
Gráfica 3.17. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.
Días con nubes:
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.18. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día con nubes.
54 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
3
100
2.5
2
80
1.5
1
60
0.5
0
40
-0.5
-1
20
-1.5
-2
0
0:00
4:48
9:36
Dif T
14:24
Irrad/10 (W/m2)
19:12
0:00
Tamb
Gráfica 3.19. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día nublado.
Se observa de las gráficas que la evolución de la diferencia de temperatura es
completamente similar para estos días, en horas sin irradiancia las diferencias son
pequeñas, ligeramente positivas, es decir el vidrio a mayor temperatura, sin embargo,
esta tendencia cambia en horas de sol en las que el vidrio se coloca a menor
temperatura.
Diferencia de temperatura entre panel con cubierta de vidrio y con cubierta de
Tedlar, denominado”CP”.
Días claros:
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.20. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día claro.
55 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
4:19
0
6:43
9:07
11:31
Dif T
13:55
Irrad/10 (W/m2)
16:19
18:43
Tamb
Gráfica 3.21. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día claro.
Días con nubes:
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.22. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día con nubes.
56 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
3
100
2.5
2
80
1.5
1
60
0.5
0
40
-0.5
-1
20
-1.5
-2
0:00
0
4:48
9:36
Dif T
14:24
Irrad/10 (W/m2)
19:12
0:00
Tamb
Gráfica 3.23. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día nublado.
Los resultados son similares a los obtenidos con la muestra “SP”.
Influencia del encapsulado:
Se representa la diferencia de temperatura entre las muestras con cubierta de
tedlar (temperatura muestra “SP” menos temperatura muestra “CP”, descritas
anteriormente) para varios días. Comentar que la muestra “SP” recibe radiación solar
antes que la “CP”, de ahí que la diferencia de temperatura suba bruscamente (en torno a
las 7:15 horas), para después reducir esta variación.
Se denomina influencia del encapsulado debido a que la diferencia entre ambas
muestras era el modo en el que estaban encapsuladas las células fotovoltaicas.
57 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Días claros:
90
4
80
3
70
60
2
50
1
40
30
0
20
-1
10
-2
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.24. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día claro.
90
4
80
3
70
60
2
50
1
40
30
0
20
-1
10
-2
4:19
0
6:43
9:07
11:31
Dif T
13:55
Irad/10 (W/m2)
16:19
18:43
Tamb
Gráfica 3.25. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día claro.
58 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Días con nubes:
3
100.00
2.5
90.00
2
80.00
1.5
70.00
1
60.00
0.5
50.00
0
40.00
-0.5
30.00
-1
20.00
-1.5
10.00
-2
0.00
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/M2)
16:48
19:12
21:36
0:00
Tamb
Gráfica 3.26. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día con nubes.
2
100
1.5
80
1
60
0.5
40
0
20
-0.5
-1
0:00
0
4:48
9:36
Dif T
14:24
Irrad/10 (W/m2)
19:12
0:00
Tamb
Gráfica 3.27. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día nublado.
Se observa de las gráficas que la diferencia de temperatura entre ambas toma
valores pequeños, positivos en las primeras horas de radiación y negativos con el paso
del día. Esto se interpreta del siguiente modo. Inicialmente la temperatura (medida en la
parte posterior) es mayor en la célula que no posee encapsulamiento inferior (resistencia
térmica de conducción menor), sin embargo esta tendencia se invierte conforme
aumenta la temperatura ambiente.
59 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Resultados ensayo de células encapsuladas:
Resumimos el análisis de datos medidos en los siguientes puntos:
‰
Existen grandes diferencias de temperatura superficial medidas en la parte
posterior entre un módulo convencional y las muestras ensayadas con parte
posterior metálica. Las diferencias superan los 8º C en instantes de máxima
irradiancia.
‰
Existen diferencias de temperatura en función del tipo de cubierta frontal y el
tipo de encapsulado:
La diferencia de temperatura entre la muestra con cubierta superior de vidrio y
la muestra con cubierta de tedlar toma valores positivos en horas sin irradiancia
(en torno a 0.5º C), y valores negativos en horas de irradiancia positiva (los
valores varían entre -1.5 y -2º C para máxima irradiancia).
La diferencia de temperatura entre muestras con cubierta de tedlar (temperatura
de muestra “SP” menos temperatura de muestra “CP”), es decir, la influencia del
encapsulado ya que esa es la diferencia que existe entre ellas, toma valores muy
pequeños que varían entre 0.5º C a primeras horas del día y -0.5º C por la tarde.
3.3.
Ensayo de Termografías.
Objetivo:
Con el objeto de conocer la distribución de temperaturas superficial en módulos
fotovoltaicos, se realizaron termografías en módulos con diferentes disposiciones y
distintas células, que a continuación se describen.
Metodología y equipo:
El equipo usado fue Inframetrics IR Model 760 que consta de scanner, unidad de
control monitorizada, carro de transporte y adaptador de corriente.
60 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Este equipo permite la obtención de termografías de superficies o volúmenes en
función de una serie de parámetros que son tratados informáticamente mediante el
programa de procesamiento de imágenes ThermaGram Versión 5.0.
Los parámetros más importantes requeridos por el dispositivo para conocer la
distribución de temperaturas son la emisividad del objeto y la “background
temperature”. Estos parámetros son difícilmente cuantificables mediante estos equipos,
ya que la emisividad es a su vez función de la temperatura. La “background
temperature” tiene gran influencia en el resultado y estimarla a través de la temperatura
ambiente conlleva errores insostenibles.
61 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
En esta situación, las termografías se han realizado midiendo simultáneamente la
temperatura superficial del módulo, mediante una sonda calibrada PT-100, y captando
la imagen. Los parámetros de emisividad y “background temperature” se han adecuado
para obtener la temperatura correcta del módulo.
Módulos ensayados:
¾ Módulo36 células inclinado 37º, orientación sur, situado a unos 10 centímetros
del suelo y sin aislamiento posterior.
¾ Módulo 36 células en posición vertical, orientación sur, colocado a unos 50
centímetros del suelo y aislado térmicamente por su parte posterior.
62 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
¾ Módulo de 36 células en posición horizontal, aislado térmicamente en su parte
inferior.
¾ Módulo con cubierta de vidrio, parte posterior metálica, inclinada 37º,
orientación sur. (Descrita anteriormente, denominada “vid”)
¾ Módulo con cubierta de Tedlar, encapsulado posterior y superior de Eva, parte
posterior metálica, inclinada 37º, orientación sur. (Denominada “CP”)
¾ Módulo con cubierta de Tedlar, encapsulado superior de Eva, parte posterior
metálica, inclinada 37º, orientación sur. (Denominada “SP”)
Resultados:
¾ Módulo inclinado:
Al realizar las termografías se observa una influencia negativa de las cajas de
conexión eléctrica, ya que éstas se encuentran situadas en la parte posterior e impide
una correcta conducción del calor en las células del módulo situadas inmediatamente
encima, que tienen temperaturas superiores a las restantes. Por lo tanto en la exposición
63 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
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de los resultados se va a analizar en primer lugar la influencia de la caja de conexiones y
más tarde se analizará la forma de las isotermas sin considerar el efecto de la caja, es
decir se divide el estudio en dos partes que en la realidad se dan simultáneamente.
Se analiza inicialmente el efecto de la caja de conexión representándose un
esquema de las isotermas, debidas exclusivamente a este elemento. Análogamente a este
esquema, podríamos representar otro simétrico respecto a un eje horizontal, ya que en la
parte inferior se observa el mismo efecto debido a otra caja situada en el otro extremo.
Figura 9.
La diferencia de temperatura entre la/s célula/s con la caja en la parte posterior y
la célula más fría del panel varían desde los 3 hasta los 7º C. Los factores de los que
depende fundamentalmente son:
o Nivel de irradiancia, este es el factor más importante ya que tiene la mayor
influencia en la temperatura superficial. A baja irradiancia la diferencia de
temperatura toma valores entre 3 y 5º C, a alta irradiancia varía entre 4 y 7º C
en función de otros factores, fundamentalmente la velocidad del viento.
o Velocidad del viento, en días de mucho viento las diferencias de temperatura
disminuyen, siendo más homogénea la temperatura en el módulo.
o Para un mismo nivel de irradiancia y velocidad del viento, la diferencia de
temperatura entre el cajetín y la célula más fría del módulo, es menor por la
mañana que por la tarde, siendo esta diferencia casi nula en la primera hora de
sol. Este hecho es lógico ya que la parte posterior todavía no ha alcanzado
temperaturas similares a la parte expuesta.
o La temperatura ambiente es un factor que también influye en el incremento de
temperatura debido a la caja de conexiones, ya que mayores temperaturas
ambiente nos conducen a mayores temperaturas superficiales y por tanto a
mayores gradientes.
64 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Se propone por tanto, que la colocación de la caja de conexiones no sea en la
parte posterior del módulo, de esta forma se conseguirá un mayor rendimiento del
mismo.
Se exponen una termografía en la que se observa este efecto. Puesto que la toma
de la termografía no es una acción inmediata, se expresan intervalos de irradiancia y
velocidad de viento.
Irradiancia global (W/m2)
755-765
Irradiancia difusa (W/m2)
235-240
Temp. Ambiente (ºC)
31.0
Velocidad viento (m/s)
2-4
Temp. Superficie (ºC)
59
Hora
13:30
A continuación, se realiza un estudio de la distribución de temperaturas
obtenidas en el módulo inclinado, sin tener en cuenta la caja de conexiones, es decir,
analizando exclusivamente el efecto en las células periferia. Se representa un esquema
de las isotermas típico de este módulo con alta irradiancia y se explican las posibles
causas de su forma:
Este es un esquema genérico, de ahí que no aparezca cuantificación de los
incrementos de temperatura.
Figura 10.
65 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Este esquema es válido en cualquier situación, si bien, en función de varios
parámetros, que a continuación se analizan,
los gradientes de temperatura serán
diferentes. Se observa que no existe simetría en las isotermas. La forma de las isotermas
de la parte superior se deben a efectos periferia, es decir, menor temperatura de las
células exteriores a causa de una menor temperatura del marco y mayor flujo de calor en
esta zona. Sin embargo, los gradientes de temperatura de la parte inferior, además de
ser células límite, tienen la influencia de la temperatura del terreno, de ahí que tengan
una forma diferente. Se numeran inicialmente los factores que afectan a la diferencia de
temperatura:
o La irradiancia es el factor más importante. Es el que influye de mayor modo en
los gradientes de temperatura.
o Velocidad del viento, en días de mucho viento las diferencias de temperatura
disminuyen, siendo más homogénea la temperatura en el módulo.
o La temperatura ambiente es un factor también influyente. A mayor temperatura
ambiente, mayor temperatura superficial y por tanto mayores gradientes en el
módulo.
o La temperatura del terreno es un factor que modifica la distribución de
temperatura en la parte inferior del módulo, debido a su cercanía al suelo.
El esquema representado anteriormente es un esquema de isotermas
representativo del módulo, si bien en función de los factores analizados, este esquema
puede sufrir variaciones.
Los factores baja irradiancia, alta velocidad de viento y temperatura ambiente
baja tienden a homogeneizar la distribución superficial de temperatura. Por lo tanto, el
efecto de alguno o varios de ellos modifican el esquema quedando de la siguiente
forma:
66 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
∆T max = 2 - 4º C
Figura 11.
Este esquema es típico en las primeras horas de sol. La diferencia de temperatura
entre los puntos más frío y más caliente del módulo, toma valores entre 2 y 4º C,
similares en la parte superior y en la inferior.
Con irradiancia alta el esquema inicial (figura 10) representa fielmente la
distribución de temperaturas. Los gradientes de temperatura toman valores entre 5 y 8º
C, también similares en zona superior e inferior.
Se observa en las termografías que la distribución de temperatura tiende a ser
más homogénea entre filas de células, es decir, existen saltos de temperatura entre filas
de células. Se achaca este hecho a que están conectadas en serie.
A continuación se presentan termografías que reflejan lo comentado
anteriormente.
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa
(W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad
del viento
(m/s)
Hora
Temp.
Superficie
(ºC)
840-850
90-95
28.4
3-4
14:00
59
67 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
¾ Módulo vertical:
En las conclusiones que se deducen hay que tener en cuenta la colocación del
módulo: posición vertical, orientación sur, aislado posteriormente para no tener
influencia de la caja de conexión eléctrica y a una altura de 50 centímetros del suelo.
El esquema de isotermas representativo de esta situación es el siguiente:
Figura 12.
Se observa que la zona más caliente es la zona central, siendo el esquema
simétrico respecto a un eje vertical pero no simétrico respecto a un eje horizontal. El
motivo de esta falta de simetría es que el marco superior se encuentra a mayor
temperatura que el inferior, ya que uno recibe radiación solar y el otro está sombreado,
por lo que la zona inferior del módulo está normalmente más fría que la superior.
Este esquema de temperatura puede modificarse del siguiente modo:
1. Con niveles bajos de irradiancia, altas velocidades de viento y temperatura
ambiente baja la distribución de temperatura tiende a ser más homogénea, ya
que descienden la temperatura superficial. Por lo tanto la acción de alguno o
varios de estos factores llevan al siguiente esquema de isotermas. Los gradientes
de temperatura entre los puntos más frío y más caliente del módulo varían entre
1 y 3º C.
∆T max = 1 – 3º C
Figura 13.
2. Con niveles altos de irradiancia, el marco de la zona superior alcanza
temperaturas altas, mayor que la del módulo, debido a que la colocación del
mismo era en posición vertical y por tanto el marco recibía gran cantidad de
68 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
irradiación (además la posición del sol era muy alta, ya que los ensayos se
realizaron en los meses de agosto y septiembre). Sin embargo, el marco de la
parte inferior del módulo estaba sombreado por lo que se comporta como un
disipador de energía al estar a temperatura inferior al módulo. En esta situación
el esquema de isotermas se desvirtuaba de las siguiente forma:
∆T max = 3 - 5º C
Figura 14.
Los gradientes de temperatura entre los puntos más frío y más caliente del
módulo toman valores entre 3 y 5º C.
Algunas de las termografías tomadas se presentan a continuación. Existe
simetría respecto a un eje vertical, por lo que se muestra la mitad del módulo.
Irradiancia global (W/m2)
245-250
Irradiancia difusa (W/m2)
50-55
Temp. Ambiente (ºC)
32.3
Velocidad viento (m/s)
0-1
Temp. Superficie (ºC)
54.5
Hora
18:40
Irradiancia global (W/m2)
675-680
Irradiancia difusa (W/m2)
240-245
Temp. Ambiente (ºC)
31.3
Velocidad viento (m/s)
2-4
Temp. Superficie (ºC)
58
Hora
13:30
69 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
¾ Módulo horizontal:
Este módulo fue colocado en posición horizontal, aislado inferiormente, por lo
que no había influencia de la caja de conexión eléctrica. Además, no tenía ninguna
influencia especial del entorno. Por estas razones, las distribuciones de temperatura
obtenidas han sido simétricas, las diferencias de temperatura se deben exclusivamente a
efectos de la periferia, es decir, las células exteriores están a menor temperatura que las
interiores y toma valores entre 2 y 5 ºC. Los factores más importantes en estas
diferencias de temperatura son:
‰
Irradiancia: el aumento de la irradiancia conlleva mayores temperaturas
superficiales y por tanto mayores gradientes.
‰
Velocidad del viento: un aumento de la velocidad del viento paralela al
módulo, conlleva mayor homogeneidad de temperaturas y menores gradientes.
‰
Temperatura ambiente: mayores valores de temperatura ambiente nos lleva a
mayor temperatura del módulo y por tanto mayores gradientes térmicos en él.
El esquema de isotermas para este módulo es equivalente a cualquier nivel de
irradiancia, si bien los gradientes de temperatura varían en función de los parámetros
mencionados.
∆T max = 2 - 5º C
Figura 15.
70 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa
(W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad
del
viento(m/s)
Hora
Temp.
Superficie
(ºC)
605-610
105-110
27.5
3-4
12:30
50
¾ Células con cubierta de tedlar:
Se analizan las distribuciones de temperatura en dos células encapsuladas y con
cubierta de tedlar, cuya diferencia entre ambas es tener encapsulado de EVA en la parte
posterior y lateral (CP) o tenerlo sólo en la parte lateral (SP). Estas células fueron
descritas con detalle anteriormente. Las diferencias de temperatura que existen entre
ellas son pequeñas debido a su similar construcción y no son comparables mediante este
estudio, ya que ambas termografías no se toman simultáneamente y las condiciones de
radiación son variables en los instantes de ejecución de las mismas. La comparación de
las temperaturas entre ambas se realiza en otro apartado mediante la medición de la
temperatura superficial en la parte posterior.
‰
En ambos módulos existe un cambio brusco de temperatura entre la célula
(silicio) y el perfil sobre el que está apoyada, pudiéndose claramente
observar el límite de la misma. La temperatura del silicio es siempre superior
a la del perfil. La diferencia de temperatura entre la célula y el perfil es
mayor en la placa CP que en la SP, por lo tanto la temperatura de la célula es
mayor en CP, hecho lógico ya que el encapsulado inferior es una resistencia
térmica en esta dirección.
71 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Figura 16.
‰
La distribución de temperatura dentro de la célula es prácticamente
homogénea.
‰
El factor más importante en las diferencias de temperatura es la irradiación,
ya que la temperatura superficial depende en gran medida de ella.
‰
La velocidad del viento disminuye la temperatura superficial del módulo y
por lo tanto disminuyen las variaciones de temperatura en él. Sin embargo la
distribución de temperaturas no cambia significativamente, ya que la
temperatura es prácticamente homogénea en la superficie que recubre la
zona de silicio.
Analizamos detenidamente en función de las condiciones:
‰
Baja irradiancia:
Se presentan los incrementos máximos de temperatura entre el punto más frío y
más caliente de la muestra, la temperatura en la célula (zona de silicio) es
prácticamente homogénea, el incremento detallado es entre esta zona y el perfil
de aluminio en su zona más exterior.
∆T max = 1 - 2º C
Figura 17.
Esta es la distribución de temperatura para bajas irradiancias, es decir un nivel
de temperaturas diferente y homogéneo en las zonas del silicio y el perfil. El
decremento de temperatura toma valores entre 1 y 2 º C, no existen diferencias entre
ambos módulos.
72 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
‰
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Si el nivel de irradiancia aumenta empiezan a aparecer diferencias entre ambos
módulos, el panel SP, sin encapsulamiento posterior, tiene un descenso más
progresivo de temperatura entre la zona con silicio y el perfil, debido a una
mayor conducción térmica. Sin embargo, en el caso del panel CP el salto de
temperatura es brusco. Las diferencias de temperatura varían entre 1.5 y 2.5 º C
siendo ligeramente superiores en el módulo CP.
∆T max = 1.5 – 4º C
Figura 18.
A altos niveles de irradiancia se observan los mismos efectos anteriores. Los
esquemas de distribución de temperaturas son completamente similares.
Por un lado, el descenso de temperatura entre el silicio y el perfil es más
progresivo en el módulo SP, las diferencias de temperatura varían entre 2.5 y 4 ºC. En el
módulo CP sigue habiendo un salto brusco de temperatura, siendo la diferencia de
temperatura en este módulo mayor, entre 3.5 y 5 ºC.
Se expone un ejemplo de las termografías:
Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
535-540
210-215
27.7
Hora
11:15
SP
Velocidad
Temp.
Temp.
viento(m/s) Superficie Superficie
SP (ºC)
CP (ºC)
2-4
43.0
CP
73 de 121
42.6
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
En la célula del módulo CP, se observa en las termografías diferencias de
temperatura dentro de ella, la temperatura en la superficie del silicio no es
completamente uniforme, siempre adoptando la misma forma. Se achaca este
comportamiento a un irregular laminado (diferente espesor del EVA o Tedlar) o bien a
la posibilidad de suciedad o aire, entre el silicio y el Tedlar (diferente resistencia de
contacto). No obstante las diferencias de temperatura dentro de la célula son muy
pequeñas, inferiores al grado. Esta heterogeneidad de temperatura no puede deberse a
cuestiones de conexionado o efecto Joule en las conexiones, ya que las termografías se
realizaron a circuito abierto.
Figura 19.
Termografía representativa:
Irradiancia global (W/m2)
805-810
Irradiancia difusa (W/m2)
255-260
Temp. Ambiente (ºC)
25.6
Velocidad viento (m/s)
2-4
Temp. Superficie (ºC)
48.0
Hora
13:30
¾ Célula con cubierta de vidrio:
Las distribuciones de temperatura en esta célula son diferentes a las anteriores, el
comportamiento del vidrio es diferente al del tedlar. Al igual que en el caso anterior, las
mayores temperaturas se encuentran en la célula de silicio, existiendo un salto de
74 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
temperatura entre la célula y el perfil sobre la que se apoya. Sin embargo, la
homogeneidad de temperaturas es muy inferior. No existen saltos bruscos de
temperatura, los descensos son progresivos.
Además, para cualquier nivel térmico, se observan grandes heterogeneidades de
temperatura en esta muestra. El mapa de isotermas es similar en cualquier situación y se
expone a continuación:
Figura 20.
La forma de las isotermas puede deberse a la posibilidad de suciedad, entre la
célula y el vidrio (diferente resistencia de contacto).
Otra posible explicación es la presencia de un tornillo en la parte derecha del
esquema, para la conexión de la ficha eléctrica posterior.
Además es visible exteriormente, que la unión del vidrio al perfil realizada con
silicona, es diferente (irregular) en las zonas izquierda y derecha.
Se detallan los incrementos de temperatura y los distintos factores que influyen:
‰
El aumento de la velocidad del viento y la disminución de la temperatura
ambiente conllevan distribuciones más homogéneas de temperatura.
‰
El factor más importante en la distribución de temperatura es la irradiancia. Un
aumento de la irradiancia lleva asociada una mayor heterogeneidad de
temperatura.
A continuación se presentan los esquemas de isotermas en función única de la
irradiancia, si bien, son esquemas exclusivamente cualitativos. Para cada uno de ellos
hay que tener en cuenta el efecto de la velocidad del viento y la temperatura ambiente,
ya comentados.
75 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
‰
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Baja irradiancia
Se representa el esquema de isotermas. La diferencia de temperatura máxima toma
valores entre 3 y 4 ºC.
∆T max = 3 – 4º C
Figura 21.
‰
Media irradiancia:
∆T max = 5 – 7º C
Figura 22.
Se observa que el nivel más bajo de temperatura está en una zona interna, no en
la periferia. Esto se debe a que el tamaño del vidrio es algo inferior al perfil de
aluminio, y el aluminio sin cubierta está a mayor temperatura que el vidrio. La
diferencia máxima de temperatura varía entre 5 y 7 ºC.
‰
Alta irradiancia:
∆T max = 8 - 10º C
76 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Figura 23.
La distribución es similar a los casos anteriores. La diferencia de temperatura
toma valores mayores, en torno a los 10 ºC.
Se presenta una termografía representativa:
Irradiancia global (W/m2)
805-810
Irradiancia difusa (W/m2)
255-260
Temp. Ambiente (ºC)
25.6
Velocidad viento (m/s)
2-4
Temp. Superficie (ºC)
51.3
Hora
13:30
Se puede concluir del estudio de estas últimas termografías, que el tipo de
encapsulado, así como el tipo de cubierta tiene gran influencia en la distribución de
temperaturas del módulo.
El encapsulado consigue una temperatura más homogénea de la célula, con
respecto al caso de cubierta de vidrio y en menor modo, con respecto al módulo cubierto
de tedlar pero sin encapsulado inferior.
Los módulos cubiertos con tedlar tienen distribuciones de temperatura mucho
más uniformes que en el caso del módulo cubierto con vidrio.
Son muy importantes también en la distribución de temperatura del módulo,
otros factores secundarios, como el aislamiento con silicona o la unión de la cubierta
superior. Esto se ha puesto de manifiesto en la heterogeneidad de temperaturas del
módulo con cubierta de vidrio, en la que el aislamiento y la unión del vidrio presentan
irregularidades.
77 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
3.4.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Ensayo de Reflectancia.
El objeto de este ensayo era conocer las propiedades ópticas de las muestras
analizadas en apartados anteriores. Se realiza la medida de la transmisividad y
reflectividad considerando como hipótesis absortividad nula.
Metodología y equipo:
Las medidas de reflectancia se han realizado con un espectrorradiómetro Li-Cor
1800 y accesorios de esfera integradora, fibra óptica, patrón de sulfato de bario, fuente
de luz, trípode y un PC.
La técnica utilizada en la medida de reflectividad espectral es de doble haz. La
muestra y el patrón se colocan en lugares fijos de la esfera integradora, mientras que las
trayectorias luminosas se varían para medir la luz reflejada por el patrón o por la
muestra.
Conocida la reflectividad y supuesta nula la absortividad, podemos conocer la
transmisividad global, como el complemento a uno de la reflectividad.
τ+α+ρ=1
τ : Transmisividad del conjunto.
α : Absortividad del conjunto (considerada nula como hipótesis).
78 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
ρ : Reflectividad del conjunto.
Presentamos como resultado:
o La reflectividad espectral de las muestras en el rango de 350 a 1100 nm.
o La reflectividad media ponderada en el espectro ensayado. Si la reflectividad
de la muestra es ρλ, la reflectividad ponderada, ρ, por el espectro solar sλ
será:
ρ=
∫ ρ λ ·sλ ·dλ
∫ sλ ·dλ
Muestras:
1. Célula con cubierta de vidrio estándar.
2. Célula con cubierta de tedlar.
3. Módulo comercial 36 células con cubierta de vidrio “solar”.
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Resultados:
1
2000
0,9
0,8
1500
0,7
0,5
1000
W/m2/um
0,6
0,4
0,3
500
0,2
0,1
0
350
0
450
550
Comercial
650
Vidrio
750
Tedlar
850
950
1050
Poder Emisivo Espectral
Gráfica 3.29. Reflectividad de las Muestras .
La reflectividad ponderada en el espectro ensayado se presenta:
Muestras
Reflectividad ponderada
1. Cubierta con vidrio.
0.128
2. Cubierta Tedlar.
0.076
3. Módulo comercial
0.114
Conclusiones:
o El tedlar tiene menor reflectividad que el vidrio en todo el espectro en el
que se realizaron las medidas.
o El vidrio de la muestra 1 tiene peor reflectividad que el módulo
comercial.
o Se observa hay grandes diferencias entre estos valores. Recordemos que
este valor tiene una influencia capital en el rendimiento del módulo, ya
que afecta directamente a la energía incidente. Por lo tanto, la elección de
la cubierta en el diseño debe ser estudiada con detenimiento.
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3.5.
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Ensayo de Aislamiento y posición.
Se registró la temperatura superficial inferior de diferentes módulos, registrando
igualmente los valores de irradiancia y temperatura ambiente en la estación
meteorológica. Las medidas se registraron con sondas PT100. El sistema de adquisición
de datos fue el mismo que en ensayos anteriores.
El objetivo es la comparación de las temperaturas alcanzadas por módulos
comerciales de 36 células situados en distintas posiciones y con diferente tipo de
aislamiento posterior.
Los ensayos se realizaron sobre los módulos que se detallan a continuación:
1.
Módulo comercial inclinado 37º, orientación sur, sin aislamiento
posterior.
2.
Módulo en posición vertical, orientación sur y aislado térmicamente por
su parte posterior.
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3.
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Módulo en posición horizontal, aislado térmicamente en su parte inferior.
A continuación se representan las temperaturas superficiales inferiores de los
tres módulos, la temperatura ambiente (º C) en el eje izquierdo de ordenadas y la
irradiancia global horizontal e inclinada 37º (W/m2) en el eje derecho de ordenadas,
para varios días.
90
1000
80
900
800
70
700
60
600
50
500
40
400
30
300
20
200
10
0
4:48:00
100
0
7:12:00
Inc 37º
9:36:00
Horizontal
12:00:00
Vertical
14:24:00
Tamb
16:48:00
Iglobal hor
19:12:00
I37
Gráfica 3.31. Evolución Temperaturas Ensayo de posición y aislamiento.
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90
1000
80
800
70
600
60
50
400
40
200
30
20
0
10
-200
0
5:16:48
7:40:48
Inc 37º
10:04:48
Horizontal
12:28:48
Vertical
14:52:48
Tamb
Irr hor (W/m2)
17:16:48
Irrad 37 (W/m2)
Gráfica 3.32. Evolución Temperaturas Ensayo de posición y aislamiento.
Se representa la irradiancia frente a la diferencia entre la temperatura del módulo
y la temperatura ambiente, para el módulo horizontal (irradiancia horizontal) y módulo
inclinado (irradiancia a 37º).
Día claro:
1000
800
Irrad (W/M2)
600
Tinc-Tamb
Thor-Tamb
400
200
0
-10
0
10
20
30
40
50
-200
Tpanel-Tamb
Gráfica 3.33. Irradiancia frente Diferencia Temperaturas Módulo-Ambiente.
Se puede observar que para cualquier valor de irradiancia, la diferencia de
temperatura módulo - ambiente es mayor en el módulo horizontal que en el módulo
inclinado. Dado que las pérdidas térmicas son función de esta diferencia, se concluye
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que dichas pérdidas son mayores en el caso del módulo horizontal, hecho bastante
lógico por encontrarse aislado en su parte posterior. Esta gráfica puede utilizarse como
medida para ver la influencia en las pérdidas térmicas al colocar aislamiento posterior
en un módulo fotovoltaico.
Se comenta de nuevo que las pérdidas térmicas no son proporcionales a la
diferencia de temperatura módulo - ambiente, existe un valor de la ordenada en el
origen, es decir, para igualdad de temperatura entre el ambiente y el módulo, las
pérdidas térmicas tienen un valor positivo.
Se representa a continuación,
la temperatura que alcanza cada módulo en
función de la irradiancia que recibe, se representan en distintos colores los tramos
mañana y tarde, para distinguirlos estando el cambio a las 13:00, hora GMT.
80
70
60
T (º)
50
Inc Mañana
Hor Mañana
Inc Tarde
Horiz Tarde
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Iglobal (W/M2)
Gráfica 3.34. Temperatura-Irradiancia.
En esta gráfica se puede observar como para un mismo nivel de irradiancia, la
temperatura del módulo horizontal, a pesar de estar aislado, es inferior a la del módulo
inclinado a primeras horas del día. Este hecho se debe a que el instante en el que se
obtiene un cierto valor de irradiancia horizontal es anterior al instante en el que se
obtiene ese mismo valor sobre superficie inclinada (antes del mediodía), por lo tanto
hay desigualdad de temperatura ambiente. Sin embargo, a partir de media mañana, la
temperatura del módulo horizontal es siempre superior a la temperatura del módulo
inclinado, debido a la influencia del aislamiento en el módulo horizontal y a la similitud
entre las gráficas de irradiancia por la tarde. Esto se deduce de gráficas anteriores.
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Resultados ensayo posición y aislamiento:
Resumimos el análisis de datos medidos en los siguientes puntos:
‰
La diferencia de temperatura entre el módulo y el ambiente toma valores de
hasta 30º C en un módulo inclinado 37º y ventilado en su parte posterior.
‰
La diferencia de temperatura entre un módulo aislado en posición horizontal y el
ambiente toma valores de hasta 40º C, los valores de esta diferencia son mayores
que en el caso de módulo ventilado para cualquier nivel de irradiancia.
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4. Validez de las hipótesis.
Los modelos de análisis energético de un módulo fotovoltaico expuestos en
apartados anteriores se utilizan para la estimación de la potencia eléctrica cedida en un
módulo en función de las variables meteorológicas conocidas (temperatura ambiente,
irradiancia, velocidad y dirección de viento) en ciertas condiciones de funcionamiento.
Ya se comentó anteriormente, que mediante un balance energético en el módulo,
podemos estimar en primera aproximación que la energía incidente se invierte en un
10 % en pérdidas por reflexión, un 15 % la potencia eléctrica y el 75 % restante son
pérdidas térmicas. Luego la potencia eléctrica es del orden de cinco veces inferior a las
pérdidas térmicas. De estas cifras se deduce que cometer errores en la estimación de las
pérdidas térmicas nos conlleva a errores insostenibles en la potencia. Por lo tanto es
necesaria una discusión sobre la validez de las hipótesis usadas por los modelos, en
vistas a conocer el error que cometemos en las estimaciones, en concreto analizaremos
las hipótesis del modelo planteado por Ángel Sáez, analizado anteriormente:
4.1. Conductividad infinita en el módulo.
Esta hipótesis equivale a suponer una temperatura uniforme en el espesor del
módulo, independientemente del material y espesor de los diferentes elementos
(cubiertas y encapsulado) de los que estuviera constituido el módulo.
El objetivo analizado en este proyecto no era estimar la diferencia de
temperatura entre la superficie superior y posterior, sino demostrar que la temperatura
superficial de un módulo depende claramente de la disposición constructiva del mismo,
desde el punto de vista del material de las cubiertas y del encapsulado. Para ello fue
realizado el ensayo 2, del que se pueden obtener las siguientes conclusiones:
o Una cubierta posterior de tedlar (módulo comercial) conlleva mayores
temperaturas superficiales que cualquiera de las muestras analizadas con
cubiertas posteriores metálicas. La diferencia de temperatura puede llegar hasta
los 8º C en instantes de máxima irradiancia.
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o El material de la cubierta frontal influye en la temperatura superficial. Se
analizan muestras con cubiertas de vidrio y tedlar, observando que el vidrio
alcanza temperaturas menores en horas de sol. Esta diferencia puede llegar a los
dos grados centígrados.
o El tipo de encapsulado tiene también influencia térmica en el módulo. En
función del tipo de encapsulado de la célula las temperaturas superficiales
varían, si bien, estas variaciones son de menor cuantía que los efectos anteriores,
en torno al grado centígrado.
Experimentalmente se demuestra en este proyecto que esta hipótesis, con la que
se obvia los materiales de los que está compuesto el módulo, incurre a ciertos errores.
Podemos sacar como conclusión que el diseño del módulo en cuanto a materiales de la
cubierta frontal, tipo de encapsulado y material de la superficie posterior influye en la
temperatura alcanzada por la célula. Por tanto, la hipótesis de conductividad infinita en
el módulo, temperatura uniforme en el espesor, nos llevará a cometer ciertos errores en
la estimación de las pérdidas térmicas y por consiguiente en la estimación de la
potencia eléctrica del módulo.
4.2. Temperatura homogénea en la superficie del módulo.
Los modelos descritos establecían como hipótesis la igualdad de temperatura en
todos los puntos de la superficie del módulo, es decir, temperatura uniforme en todas las
células que componen el panel fotovoltaico en estudio.
En este proyecto se ha demostrado experimentalmente que esta hipótesis tiene
asociado errores en cualquier situación normal de funcionamiento de un módulo. Esto
se ve claramente reflejado en la toma de termografías:
o Existen diferencias de temperatura entre las células centrales y las células límite
en cualquier situación. Esta diferencia de temperatura se atenúa en condiciones
de baja irradiancia y alta velocidad de viento.
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o Las cajas de conexión eléctrica, normalmente situadas en la parte posterior,
provocan heterogeneidades de temperatura entre las células inmediatamente
encima y las restantes.
o La presencia del marco conlleva gradientes de temperatura ya que se encuentra
a diferente temperatura que las células comportándose normalmente como
disipador de energía (si está más frío) y en ocasiones como foco de calor por
estar a mayor temperatura.
o Un irregular encapsulamiento, la presencia de cámaras de aire o una unión
deficiente de la cubierta frontal, en definitiva una construcción defectuosa, nos
llevan a distribuciones heterogéneas de temperatura.
Mediante las termografías se ha demostrado que en función de diferentes
parámetros, principalmente irradiancia y velocidad de viento, existen diferencias de
temperatura entre las células de un módulo y diferencias de temperatura dentro de las
mismas células. Además, se ha demostrado experimentalmente en este proyecto que una
célula en la que existe una diferencia de temperatura en ella, cambia su comportamiento
con respecto a la situación de temperatura homogénea. El calentamiento o enfriamiento
parcial de una célula fotovoltaica modifica los parámetros de su curva característica.
Para ello se observó la disminución de la tensión a circuito abierto al calentar una parte
de la célula fotovoltaica.
Con estos ejemplos verificados experimentalmente, podemos concluir que la
hipótesis de temperatura uniforme en la superficie del módulo, lleva asociado un cierto
error, ya que las diferencias de temperatura provocan distorsiones en las curvas
características de las células, reduciendo el rendimiento de los módulos fotovoltaicos.
4.3. Radiación módulo – suelo despreciable.
En el modelo energético del módulo fotovoltaico analizado, se supone que la
radiación del módulo es exclusiva con el cielo, es decir, tanto el intercambio de la parte
expuesta (cubierta frontal), como la parte no expuesta (cubierta posterior) es con una
única superficie negra a temperatura de cielo, parámetro calculado mediante una
expresión dependiente de la humedad relativa, presión ambiente y temperatura de rocío.
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La validez de esta hipótesis depende claramente de la situación del módulo. Por
un lado, depende de la inclinación del módulo, ya que el intercambio radiante será
completamente diferente en un módulo en posición horizontal y en un módulo en
posición vertical. Por otro lado, el intercambio radiante será distinto ante la presencia de
elementos que modifiquen el intercambio exclusivo con el cielo, como puede ser la
cercanía al suelo o un muro cercano.
La importancia que tiene esta hipótesis en el resultado es, por tanto, muy
variable en cada caso en particular. En este proyecto se pone de manifiesto que puede
tener cierta importancia, para ello se demuestra que la distribución de temperatura en un
módulo inclinado cercano al suelo se ve afectado por el mismo. Esto queda patente en
que la distribución de temperatura no es simétrica respecto a un eje horizontal en un
módulo de este tipo. Se presenta un esquema de las isotermas representativo de esta
disposición:
Figura 11.
La importancia del terreno depende de la temperatura alcanzada por él y por
tanto, del tipo de terreno. Puede ser importante el intercambio con el suelo si se trata de
un suelo con tonalidades blancas (nieve, hielo, pinturas blancas, etc) que se caracterizan
con alta emisividad a larga longitud de onda y baja absortividad a baja longitud de onda
( λ <3 µm ).
La influencia del intercambio radiante con el terreno en un módulo inclinado es
más importante en la parte no expuesta, ya que el factor de forma con el suelo es mayor
que en la parte frontal. No obstante este efecto no ha sido estudiado en este proyecto.
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4.4. Linealización del problema radiante.
Es frecuente encontrar en la bibliografía la expresión de las pérdidas térmicas
como proporcional a la diferencia de temperatura entre el panel y el ambiente, es decir
expresión del tipo:
Qp = UL·A·( Tpanel-Tamb)
Puesto que las pérdidas térmicas se componen del intercambio convectivo, que
sí es proporcional a esta diferencia de temperatura, más el intercambio radiante, se
concluye que considerar el intercambio radiante como proporcional a la diferencia de
temperatura panel – ambiente, conlleva grandes errores.
Por este motivo, la linealización del problema radiante se realiza suponiendo el
intercambio radiante como proporcional a la diferencia de temperatura entre el panel y
la temperatura de cielo, parámetro cuantificable mediante expresiones encontradas en la
bibliografía que depende de la humedad relativa, presión ambiente y temperatura de
rocío. Los errores cometidos en el cálculo de la temperatura de rocío y por consiguiente
en el cálculo de las pérdidas radiantes son desconocidos.
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5. Posibilidades de mejora.
5.1. Consideraciones.
En este proyecto se pone de manifiesto la influencia que tiene la temperatura
superficial de un módulo fotovoltaico, así como la distribución de temperatura
superficial en el módulo. Se observa que estos factores tienen una gran importancia
sobre el rendimiento del módulo y por tanto se busca una optimización en el diseño del
módulo desde el punto de vista térmico.
5.2. Elementos de un módulo fotovoltaico
Se realiza una descripción de los elementos que constituyen un módulo
fotovoltaico, sus funciones, materiales e inconvenientes.
¾ Cubierta frontal y encapsulado:
Las características de la cubierta frontal y el encapsulado deben ser una alta
transmisividad, para que la irradiancia que alcanza la célula sea máxima y una gran
conductividad térmica en aras de evacuar la mayor cantidad de calor posible. La función
de la cubierta frontal es la protección de las células de las inclemencias del ambiente, así
como de posibles daños en la instalación, mantenimiento...
El encapsulado se coloca como medio de cohesión, evita el contacto entre dos
superficies rígidas y la presencia de posibles cámaras de aire. Se suele realizar mediante
EVA (Etileno-Vinil-Acetato), es un polímero transparente que funde a relativamente
baja temperatura (100º C), pero alcanzada una temperatura de 150º C se produce lo que
se llama “curado del EVA”, que se manifiesta en que ya no vuelve a fundir y a
comportarse de manera plástica resultando ser un medio de cohesión muy adecuado
para células.
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Respecto a la conductividad, el espesor de la cubierta debe ser mínimo y
compatible con su función de protección. Anteriormente en este proyecto se reflejaron
gráficas con temperaturas y diferencia de temperatura de módulos con distintas
cubiertas (vidrio “solar” y tedlar) [gráficas 3.16 -3.22]. De estas gráficas se observa que
la temperatura superficial inferior diurna alcanzada por el panel con cubierta de vidrio
es menor que la alcanzada por el panel con cubierta de tedlar. Puesto que la parte
inferior era equivalente en ambos casos, se concluye que el vidrio es mejor conductor
térmico que la combinación tedlar más aislamiento.
4
100
90
3
80
2
70
60
1
50
0
40
30
-1
20
-2
10
-3
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
14:24
Irrad/10 (W/m2)
16:48
19:12
21:36
0
0:00
Tamb
Gráfica 3.16. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.
¾ Cubierta posterior:
Las funciones de la cubierta posterior son las de protección y rigidez del
módulo, permitiendo el comportamiento correcto del módulo desde el punto de vista
eléctrico. Las características que debe cumplir son las de resistencia, gran conductor
térmico y aislante eléctrico. En la actualidad, los módulos fotovoltaicos se fabrican
normalmente con cubiertas posteriores de tedlar. En realidad se trata de un material
formado por tres capas Tedlar-Poliéster-Tedlar, el responsable de la estanqueidad del
módulo por su parte posterior es el poliéster y el tedlar protege al poliéster de los efectos
de degradación que la luz solar tiene sobre éste.
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La cubierta posterior debe tener un espesor mínimo en función del material que
cumpla los requisitos de resistencia, y que perjudica desde el punto de vista térmico.
Desde el punto de vista térmico, sería óptimo aumentar la conductividad, lo que
nos lleva a un material metálico. El problema se presenta en la necesidad de ser aislante
eléctrico. Para solventar este problema se realizan unos tratamientos superficiales del
metal que proporcionan aislamiento eléctrico. Los módulos unicelulares ensayados en
este proyecto poseían su parte posterior metálica. Se presentan la comparativa entre
módulos con cubiertas posteriores de tedlar (módulos convencionales) y estos módulos
con cubiertas posteriores metálicas. No se puede analizar la influencia exacta del
material, ya que además existen otras diferencias constructivas además de ésta. No
obstante se observa que la temperatura superficial inferior se reduce notablemente en el
caso de cubierta posterior metálica. Se representan la diferencia de temperatura entre el
módulo comercial y el módulo con una célula con cubierta de vidrio (“vid”), así como la
diferencia de temperatura entre el módulo comercial y los módulos con una célula
cubierta de Tedlar (“CP” y “SP”), descritos anteriormente.
16
90
14
80
12
70
10
60
8
50
6
40
4
30
2
20
0
0:00
2:24
4:48
7:12
9:36
12:00
14:24
16:48
19:12
21:36
0:00
-2
10
-4
0
SP
CP
Vidrio
Tamb
Irrad (W/m2)
Gráfica 3.15. Diferencia Temperaturas panel comercial-muestras. Ensayo unicelulares.
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¾ Caja de conexión eléctrica:
En la actualidad los módulos comerciales en la mayoría de los casos incorporan
dos cajas de conexión eléctrica situadas en su parte posterior. Mediante la toma de
termografías se presentó en apartados anteriores que esta disposición crea un
sobrecalentamiento en la/s célula/s situadas en su parte inmediatamente superior
respecto a las células restantes del módulo, de la siguiente forma:
Figura 9.
La diferencia de temperatura máxima en el módulo debida a la caja de conexión
puede llegar hasta los 7º C. Este incremento de temperatura provoca:
‰
Un funcionamiento menos eficiente de las células más calientes, ya que sus
curvas características se deforman al trabajar a mayores temperaturas,
funcionando en puntos de menores potencias.
‰
Un funcionamiento menos eficiente del módulo, debido a una conexión de
células con diferente curva característica (hecho que se da al existir células a
diferentes temperaturas).
Se propone desde el punto de vista térmico una colocación distinta de las cajas
de conexión eléctrica, que no perjudique la homogeneidad de temperatura.
¾ Marco:
Otro elemento a tener en cuenta en el análisis de la distribución de temperatura
en un módulo fotovoltaico es el marco. Posee una doble función, por un lado, proteger
el perímetro del laminado de golpes y de la humedad, y por otro, dar al módulo una
estructura manejable y posible de instalar fácilmente.
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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Su influencia queda patente en cualquier termografía tomada. Es un elemento
metálico (normalmente aluminio) y por este motivo favorece el mecanismo de
conducción en la transmisión térmica en un módulo, provocando normalmente
decrementos de temperatura en las zonas del módulo cercanas a él. Sin embargo, en el
caso del módulo vertical estudiado con anterioridad, se vio como su tendencia era a
calentar la parte superior del módulo por estar a una temperatura elevada debido a la
gran irradiancia que recibía. En cualquier situación, el efecto que provoca el marco es la
existencia de gradientes de temperatura, lo que conlleva el funcionamiento de células
conectadas a diferente temperatura y por tanto ineficiencias.
Se propone, para evitar la influencia negativa del marco, dejar una distancia
entre el marco y la célula más exterior, en vistas a que se produzca el gradiente de
temperatura en ella y no en la célula fotovoltaica.
5.3. Entorno.
Otro factor muy importante en la temperatura alcanzada por el módulo y en la
distribución superficial de la temperatura es el entorno, considerando como tal, la
colocación del módulo y elementos que lo rodean.
Para conseguir una distribución homogénea de temperatura superficial es
conveniente que esté alejado de otros elementos, como son el suelo, pared o cualquier
otro elemento que modifique el intercambio radiante con el cielo. En las termografías
realizadas, se observaba como el panel inclinado situado a unos 10 centímetros del suelo
se veía afectado por la temperatura del terreno en su parte inferior. La influencia del
intercambio radiante con el suelo puede ganar importancia si se trata de un suelo con
alta emisividad a larga longitud de onda y baja absortividad a baja longitud de onda
( λ <3 µm ),
características de suelos con tonalidades blancas (nieve, hielo, pinturas
blancas, etc).
La colocación del módulo, refiriéndonos a su parte posterior, es también muy
importante en la temperatura alcanzada por la superficie. Si el módulo va colocado
sobre un tejado, es decir, con su parte posterior prácticamente aislada la temperatura
alcanzada será superior a un módulo con una colocación flotante o ventilada. Esto queda
patente en el ensayo 5 en el que se analizaban módulos con la parte posterior con o sin
aislar.
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
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VII. Conclusiones.
Se exponen las conclusiones obtenidas de este proyecto:
¾
Los modelos energéticos simplificados de módulos fotovoltaicos presentes en
la bibliografía no se pueden usar para estimar la potencia eléctrica y el
rendimiento de módulos, debido a que los errores que cometen al estimar las
pérdidas térmicas conllevan errores insostenibles en la potencia eléctrica.
¾
Los modelos térmicos son útiles para observar la influencia sobre la
temperatura alcanzada por el módulo al cambiar ciertos parámetros de entrada,
como la irradiancia incidente o temperatura ambiente, es decir, la influencia de
algunas variables en la temperatura superficial del módulo.
¾
Los gradientes de temperatura entre células y/o módulos fotovoltaicos
conectados entre sí provocan ineficiencias, debido a que la superposición de
curvas características distintas, conlleva disminuciones de la potencia máxima.
Estas ineficiencias son mucho más acusadas en conexiones en paralelo que en
conexiones en serie.
En concreto, la conexión de dos células en serie entre las que exista una
diferencia de temperatura de 10º C entre 50º C y 60º C, conlleva una
disminución de la potencia exclusivamente por existir dicho gradiente de
temperatura, del 0.18 % de la potencia pico.
En caso de conexión en paralelo esta disminución de la potencia es del 1.1 %
de la potencia pico, muy superior al valor anterior.
Por tanto, es fundamental en el diseño de un módulo fotovoltaico conseguir
uniformidad de temperatura en su superficie, así como tener en cuenta el
conexionado de las células y módulos.
¾
La normativa vigente para medida de curvas características de módulos
fotovoltaicos no tiene en cuenta la posibilidad de gradientes de temperatura
dentro de los módulos, por lo que las curvas características proporcionadas por
los fabricantes son para temperaturas del módulo uniformes.
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
¾
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Existen gradientes de temperatura en módulos fotovoltaicos en cualquier
situación, tanto mayores al aumentar la irradiancia o temperatura ambiente y
disminuir la velocidad del viento.
Estos gradientes son causados por efectos periferia, mayor conducción térmica
en zonas exteriores, agravado por la presencia del marco, normalmente de
material metálico que favorece los gradientes de temperatura. Estas diferencias
de temperatura entre las células interiores y exteriores de un módulo
fotovoltaico puede llegar a valer hasta 8º C en la situación más desfavorable.
La colocación de las cajas de conexión eléctrica en la parte posterior provoca
sobrecalentamientos en las células situadas en la parte superior a ellas,
llegando estos incrementos de temperatura hasta los 7º C.
Desde el punto de vista térmico se propone el cambio en la disposición
constructiva de las cajas de conexión y del marco.
Los defectos en el encapsulado y unión de la cubierta frontal, como pueden ser
cámaras de aire o defectos en el sellado, provocan heterogeneidades de
temperatura.
¾
Puesto que los gradientes de temperatura en la superficie de los módulos
aumentan con el nivel de irradiancia, las ineficiencias debidas a estas
diferencias de temperatura serán más acusadas en módulos que dispongan de
dispositivos de concentración, ya que podrán alcanzar niveles térmicos
diferentes.
¾
Es necesario que el análisis energético del módulo tenga en cuenta los
materiales y la disposición de los elementos del módulo fotovoltaico, ya que
existen grandes diferencias en las temperaturas alcanzadas por un módulo, en
función del material de la cubierta frontal y posterior, así como del tipo de
encapsulado:
o Muestras con materiales metálicos en la cubierta posterior conllevan
disminuciones de temperatura superficial posterior de hasta 8º C frente a
módulos comerciales.
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Proyecto Fin Carrera.
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o Muestras con cubiertas frontales de vidrio alcanzan temperaturas diurnas
menores que el Tedlar, del orden de 1.5 – 2º C menos en el vidrio.
o Otra propiedad a tener en cuenta es la reflectividad de la cubierta
superior, en caso del Tedlar (8%), es menor que la del vidrio (entre 1113%) en las muestras ensayadas.
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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
VIII.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Bibliografía.
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[7] {LILLO, I.} Análisis energético de módulos fotovoltaicos. Metodología de
diseño de instalaciones basada en la función de utilizabilidad fotovoltaica.
Tesis Doctoral. Universidad de Sevilla. 2000.
[8] {DUFFIE, J.A. ; BECKMAN, W.A.} Solar Engineerin of Termal Process.
John Wiley sn Sons, New York, USA (1991).
99 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
[9] {SÁEZ, ÁNGEL.} Optimización de Instalaciones Fotovoltaicas con Conexión a
Red.
Proyecto Fin Carrera. Universidad de Sevilla. 2002.
[10] {SODEAN; ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS DE SEVILLA.}
Manual de Instalaciones Fotovoltaicas.
Conserjería de Empleo y Desarrollo Tecnológico. ISBN 3-934595-31-6. 2004.
[11] Norma UNE-EN-60904-1. Medida de la característica Intensidad-Tensión de
los Módulos Fotovoltaicos.
AENOR. 1994.
[12] Norma UNE-EN-60891. Procedimiento de corrección con la temperatura y la
irradiancia de la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino.
AENOR. 1994.
100 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
IX. Anexo.
Ensayo perfiles.
A continuación se exponen diversas gráficas similares a las mostradas en el
desarrollo del proyecto para otros días.
1000
70
900
60
800
50
700
600
40
500
30
400
300
20
200
10
100
0
5:05
0
6:20
7:35
Gráfica A..1.
8:50
10:05
11:20
12:35
13:50
15:05
16:20
17:35
18:50
Evolución Temperaturas Ensayo perfiles. Día claro.
En la gráfica anterior se representan:
Rojo: Irradiancia global en W/m2 en el eje secundario Y.
Celeste: Temperatura ambiente.
Azul: Temperatura perfil aluminio blanco.
Gris: Temperatura exterior perfil con 2 células.
Rosa: Temperatura exterior perfil con 24 células.
Amarillo: Temperatura exterior perfil sin células.
Turquesa: Temperatura exterior panel convencional.
Violeta: Temperatura interior del perfil sin células.
Marrón: Temperatura interior perfil con 2 células.
Verde: Temperatura interior perfil con 24 células.
101 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
En las siguientes gráficas se representa la irradiancia (W/m2) frente a la
diferencia de temperatura entre un panel comercial y el ambiente.
80
70
60
Irrad (W/m2)
50
40
30
20
10
0
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
Tpanel-Tamb
Gráfica A..2.
Irradiancia frente Diferencia temperatura panel-ambiente.
1200
1000
Irrad (W/m2)
800
600
400
200
0
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
Tpanel-Tamb
Gráfica A..3.
Irradiancia frente Diferencia temperatura panel-ambiente.
102 de 121
35
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Ensayo células encapsuladas.
100
0.6
90
0.5
80
70
0.4
60
50
0.3
40
0.2
30
20
0.1
10
0
2:24
4:48
Iglob/10
7:12
Tamb
9:36
Tcom
12:00
Tcp
Tsp
14:24
Tvid
Vca CP
16:48
19:12
Vca SP
0
21:36
Vca VID
Gráfica A.4. Evolución Temperaturas. Día claro.
100
4
90
3
80
70
2
60
50
1
40
0
30
20
-1
10
-2
4:48
0
7:12
9:36
Dif T
12:00
Irrad/10(W/m2)
14:24
16:48
19:12
Tamb
Gráfica A.5. Diferencia Temperaturas entre muestras SP y CP. Día claro.
103 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
3
100
90
2
80
70
1
60
50
0
40
-1
30
20
-2
10
-3
0
4:48
7:12
9:36
Dif T
12:00
Irrad/10(W/m2)
14:24
16:48
19:12
Tamb
Gráfica A.6. Diferencia Temperaturas entre muestras con vidrio y muestra CP. Día claro.
3
100
90
2
80
70
1
60
0
50
40
-1
30
20
-2
10
-3
4:48
0
7:12
9:36
Dif T
12:00
Irrad/10(W/m2)
14:24
16:48
19:12
Tamb
Gráfica A.7. Diferencia Temperaturas entre muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.
104 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Ensayo termografías.
Se exponen a continuación algunas de las termografías realizadas para la
obtención de conclusiones.
Módulo inclinado:
07/09/04 19:00
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento(m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
340-350
65-70
28.8
3-5
40.8
08/09/04 11:00
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento(m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
500-505
135-140
21.7
0-1
35.2
105 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04 11:15
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento
Temp.
Superficie
(ºC)
525-530
210-215
27.4
2-4
43.3
28/09/04 18:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento (m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
395-400
50-55
32.3
0-1
54.7
106 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04 17:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento (m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
445-450
195-200
34.7
2-4
51.4
14/09/04 13:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento(m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
810-815
245-250
26.7
0-1
55.5
107 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04 13:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento (m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
755-765
235-240
31.0
2-4
59
27/09/04 14:00
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento (m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
840-850
90-95
28.4
3-4
59.1
108 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Módulo horizontal:
05/10/04 11:00
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento(m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
395-400
130-135
22.2
0-1
37.3
07/10/04 12:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa
(W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad
del
viento(m/s)
Hora
Temp.
Superficie
(ºC)
605-610
105-110
27.5
3-4
12:30
50
109 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
05/10/04 13:30
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Velocidad del
viento(m/s)
Temp.
Superficie
(ºC)
665-670
125-130
28.3
0-1
53.2
110 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Módulo vertical:
Se adjuntan algunas de las termografías realizadas:
07/09/04 19:00
Velocidad del
viento(m/s)
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Temp.
Superficie
(ºC)
3-5
435-440
65-70
28.8
41.0
28/09/04 18:40
Velocidad
del
viento(m/s)
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa
(W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Hora
Temp.
Superficie
(ºC)
0-1
245-250
50-55
32.3
18:40
54.5
111 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04 17:30
Velocidad del
viento(m/s)
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Temp.
Superficie
(ºC)
2-4
462
201
34.6
54.5
14/09/04 13:30
Velocidad de
viento
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa (W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Temp.
Superficie
(ºC)
0-1
745-750
205-210
26.0
53.1
112 de 121
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04 13:30
Velocidad
de viento
Irradiancia
global
(W/m2)
Irradiancia
difusa
(W/m2)
Temp.
Ambiente
(ºC)
Hora
Temp.
Superficie
(ºC)
2-4
675-680
240-245
31.3
13:30
58
Células encapsuladas.
10/09/04
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
VID
760-765
235-240
31.6
113 de 121
Hora
13:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
55.2
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
SP
760-765
235-240
31.6
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
CP
760-765
235-240
31.6
114 de 121
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Hora
13:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
55.8
Hora Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
13:30
2-4
55.5
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
14/09/04
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
VID
805-810
255-260
25.6
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
SP
805-810
255-260
25.6
115 de 121
Hora
13:30
Hora
13:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
51.3
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
46.7
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
CP
805-810
255-260
25.6
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Hora
13:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
48.0
10/09/04
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
VID
435-440
190-195
34.8
116 de 121
Hora
17:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
48.8
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
SP
435-440
190-195
34.8
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
CP
435-440
190-195
34.8
117 de 121
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Hora
17:30
Hora
17:30
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
48.8
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
48.8
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
10/09/04
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
VID
535-540
210-215
27.7
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
SP
535-540
210-215
27.7
118 de 121
Hora
11:15
Hora
11:15
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
41.8
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
43.0
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
CP
535-540
210-215
27.7
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Hora
11:15
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
2-4
42.6
07/09/04
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
VID
240-245
60-65
28.7
119 de 121
Hora
19:00
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
3-5
34.0
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
SP.
240-245
60-65
28.7
Muestra Irradiancia Irradiancia
Temp.
global
difusa
Ambiente
(W/m2)
(W/m2)
(ºC)
CP.
240-245
60-65
28.7
120 de 121
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Hora
19:00
Hora
19:00
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
3-5
34.0
Velocidad
Temp.
viento(m/s) Superficie
(ºC)
3-5
34.0
Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.
Proyecto Fin Carrera.
Manuel Martín Sánchez
Ensayo de Posición y aislamiento:
A continuación se exponen diversas gráficas similares a las mostradas en el
desarrollo del proyecto.
110
1200
100
1000
90
800
80
ºC
400
60
200
50
40
0
30
-200
20
-400
10
0:00
W/m2
600
70
2:24
4:48
7:12
Inclinado
9:36
12:00
Horizontal
14:24
Vertical
16:48
Tamb
19:12
I_horiz
21:36
-600
0:00
I_37
Gráfica A8. Evolución de Temperaturas. Día nublado
.
80
70
60
T (º)
50
Inc Mañana
Hor Mañana
Inc Tarde
Horiz Tarde
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Iglobal (W/M2)
Gráfica A.9. Temperatura - Irradiancia.
121 de 121
1000