IV. Desarrollo del proyecto
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Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo IV. Desarrollo general del proyecto. 1. Antecedentes bibliográficos. 1.1. Componentes de una instalación fotovoltaica de conexión a red. Los sistemas fotovoltaicos de conexión a red están compuestos fundamentalmente por el generador fotovoltaico o campo solar y el inversor. El generador está formado por una serie de módulos idénticos, conectados entre sí, encargados de transformar la energía solar que incide sobre los mismos en energía eléctrica. Dicha energía no puede ser inyectada directamente en la red eléctrica, por lo que habrá de pasar antes por el inversor, que se encargará de transformarla en corriente alterna. Además de generador e inversor se requieren una serie de elementos auxiliares que garanticen la seguridad del sistema. Una instalación fotovoltaica de conexión a red se corresponde con el esquema de la figura 1.1.1. Figura 1.1.1. Esquema de una instalación fotovoltaica de conexión a red Aunque en la figura anterior no se ha representado, este tipo de instalaciones precisan de un contador de salida que contabilice la energía inyectada en la red y otro de entrada para descontar los posibles consumos en stand-by nocturnos. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo En los apartados sucesivos se comenta más detalladamente cada uno de los componentes de la instalación. i) El generador fotovoltaico. El generador está formado por los siguientes elementos: • Módulos o paneles fotovoltaicos. • Estructura soporte. • Diodos de “by-pass” y de bloqueo. • Elementos de protección (fusibles y varistores). • Cables y terminales. • Seccionadores y/o interruptores. La figura 1.1.2 responde a un esquema de un generador fotovoltaico típico. Figura 1.1.2. Esquema de un generador fotovoltaico típico. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo La estructura soporte permite mantener unidos todos los módulos rígidamente a la vez que soporta las cargas mecánicas atmosféricas. Los módulos se agrupan en hileras, que a la vez se disponen en serie o paralelo. Generalmente, los módulos más empleados tienen una corriente de cortocircuito de 3 A y una tensión de circuito abierto de 20 V. Cuando esta tensión supera los 30 V es necesario instalar diodos bypass, en antiparalelo con la hilera. Estos diodos evitan que el módulo trabaje en condiciones diferentes ante, por ejemplo, sombreados parciales del mismo, evitando de esta forma que pueda descargarse la corriente sobre una célula que se encuentre sombreada. Los diodos de bloqueo evitan flujos de corriente inversos en ramas sombreadas durante el día, impidiendo de esta forma que las ramas menos iluminadas actúen como cargas de las más iluminadas. Estos diodos se instalan en serie con cada fila o hilera. Los fusibles y varistores son elementos de protección. Los primeros protegen los conductores de la instalación frente posibles sobreintensidades producidas por el generador, mientras que los segundos protegen frente a sobretensiones, limitando la tensión entre dos puntos. Es indispensable en una instalación de estas características, ya que al estar el generador ubicado en el exterior debe estar protegido frente a descargas atmosféricas. Una vez que es utilizado queda inutilizable. ii) El inversor. Unidad de acondicionamiento de potencia Es uno de los elementos básicos de la instalación, sin el cual no sería posible inyectar la energía generada a la red. Su función consiste en transformar la corriente continua generada por el campo solar en corriente alterna a una determinada frecuencia y a la tensión correspondiente de la red. Para maximizar el rendimiento de la instalación el inversor debe extraer siempre la máxima potencia posible del generador, que dependerá de las condiciones de irradiancia y temperatura. Para esto lleva incorporado un dispositivo electrónico denominado “seguidor del punto de máxima potencia” que varía cada determinado tiempo la tensión de salida del generador, hasta que la tensión de salida del mismo sea máxima. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Entre las características más importantes que deben cumplir los inversores de conexión a red destacan: • Eficiencia mayor del 90% en condiciones nominales. • Alta eficiencia en condiciones de baja insolación. • Gran fiabilidad que garantice un alto grado de autonomía a la instalación. • Bajo nivel de emisión acústica. iii) Protecciones Debido a los niveles de tensiones e intensidades a las que se ven sometidas este tipo de instalaciones, es obligatorio disponer de los elementos necesarios que garanticen un buen funcionamiento, a la vez que una alta seguridad tanto para los usuarios de la instalación como para el personal de mantenimiento. Las partes no activas de la zona de continua (estructura soporte y marcos metálicos) se conectan a tierra para proteger la instalación frente a rayos. Las partes activas del generador FV no se ponen a tierra, dejando el circuito en flotación e instalando varistores que protejan la instalación frente sobretensiones. Para la protección frente a contactos directos se suelen instalar dispositivos entre los polos del sistema y tierra que detecten corrientes de fuga de unos 100 mA y cortocircuiten el sistema a tierra. A la salida del inversor, en la zona de alterna, se tendrá una protección diferencial frente a contactos indirectos y dos relés, que actuarán sobre un interruptor automático de desconexión. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 1.2. Métodos de estimación de la energía generada por una instalación Evaluar el comportamiento de una instalación fotovoltaica requiere conocer la energía útil que es capaz de producir a partir de los recursos disponibles e identificar y cuantificar las pérdidas existentes en el transcurso del proceso, para lo cual es necesario conocer el funcionamiento del resto de equipos que intervienen en una instalación de estas características. Existen varios métodos para calcular la energía útil producida por una instalación, alguno de los cuales se comentan a continuación: • Método basado en las horas de sol pico. La energía útil producida por una instalación en un determinado periodo de tiempo se obtiene como: Eus=Ecs· η a ·η e donde: - η a es el factor de acoplamiento medio entre el módulo y la carga para el periodo considerado (seguidor del punto de máxima potencia, pérdidas por temperatura, cables, dispersión de parámetros, deterioro de las características del generador fotovoltaico, suciedad, etc..). - η e es el producto de todos los rendimientos medios de los equipos conectados al módulo para dicho periodo (inversor). - Ecs = Emax · η a es la energía útil producida por el campo solar en el periodo de tiempo considerado, bajo unas condiciones de irradiancia y temperatura determinadas. - Emax = n·hsp·Pmax es la energía máxima que puede producir el módulo bajo unas condiciones de irradiancia y temperatura determinadas y suponiendo que siempre funciona en el punto de máxima potencia; n es el número de días del periodo considerado, Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo hsp el número de horas solar pico y Pmáx la potencia pico del módulo en condiciones estándar. • Método basado en la función de utilizabilidad. La utilizabilidatd fotovoltaica ΦF(Ic) en el periodo [t1,t2] se define como: t2 ∫ I (t )dt c φF ( I c ) = t1 t2 ∫ I (t )dt = Hc Hg t1 donde Ic(t) es la irradiancia I(t) que es mayor del nivel de irradiancia Ic. ΦF(Ic) indica la relación entre la irradiación global que incide con un nivel de irradiancia superior a Ic, Hc y la irradiación solar total incidente Hg en el plano del módulo durante el intervalo [t1,t2]. En una instalación fotovoltaica de conexión a red la energía que produce el campo solar en el periodo [t1,t2] viene dada por la expresión: t =t 2 I i =1000 t =t 1 I i =0 Ecs (t1 , t 2 ) = A·∑ ∑ _ (η cs ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 )·H tα (Φ F ( I i ) − Φ F ( I i+1 ))) y la energía útil que suministra la instalación en el mismo periodo es: t =t 2 I i =1000 t =t 1 I i =0 Eu (t1 , t 2 ) = A·∑ ∑ _ _ (η i ( I i , I i+1 )·η cs ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 )·H tα (Φ F ( I i ) − Φ F ( I i+1 ))) donde: _ - η cs ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 ) = η cs ( I i ) + η cs ( I i+1 ) 2 es el rendimiento del campo solar en el nivel de irradiancia [Ii,Ii+1] y a la temperatura media en dicho periodo. _ - η i ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 ) = irradiancia [Ii,Ii+1]. ηi ( I i ) + ηi ( I i+1 ) 2 es el rendimiento del inversor en el nivel de Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo • Métodos de simulación. La energía producida por la instalación puede calcularse si se conoce la ecuación que representa la curva característica del módulo, así como la radiación, parámetros de la ecuación y temperatura instantánea. i = iph – ir [exp[(V+i·Rs)/(A·VT)]-1] donde: iph es la fotocorriente. ir es la corriente inversa de saturación. Rs es la resistencia serie equivalente. AVT es el voltaje equivalente. Esta ecuación junto con el modelo matemático del inversor permiten determinar la tensión e intensidad de funcionamiento de la instalación en cada instante, pudiendo obtenerse la energía producida por la instalación al integrar la potencia eléctrica calculada anteriormente. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 1.3. Indicadores En la actualidad se utilizan diferentes tipos de indicadores o ratios que permiten conocer el comportamiento de una instalación fotovoltaica y que incluso pretenden estimar las posibilidades de mejora de la misma. Se pueden agrupar en dos grandes grupos: - Indicadores que permiten la comparación energética de varias instalaciones, ya estén estas situadas en el mismo o en diferente lugar. - Indicadores que aportan información sobre la instalación y que permiten estimar con precisión las posibilidades de mejora de la misma. A continuación se muestran los más empleados actualmente y se comentan sus principales características. • Indicador 1: Energía eléctrica realmente producida por la instalación fotovoltaica. El indicador “energía eléctrica realmente producida por la instalación fotovoltaica”, generalmente expresado en kWh, da a conocer la cantidad de energía eléctrica que la instalación inyecta en la red, en un determinado periodo de tiempo, normalmente un año. La ventaja que presenta el empleo de este indicador es su sencillez de cálculo, ya que basta con la lectura proporcionada por el contador de energía del que dispone la instalación, siendo éste un valor real. Los inconvenientes que presenta están asociados, fundamentalmente, al hecho de que la única información que proporciona es la comentada con anterioridad. Éstos son: - No es válido para comparar dos instalaciones en diferentes lugares. Sólo sería útil para comparar varias instalaciones idénticas en el mismo lugar. - No da información sobre el potencial de mejora de la instalación desde un punto de vista cuantitativo. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo El orden de magnitud de este indicador depende de muchos factores, siendo los principales el tamaño de la instalación y las condiciones climáticas del lugar. De aquí que el empleo de este índice para comparar instalaciones con distintos emplazamientos no sea recomendable ni tampoco para conocer las posibilidades de mejora de las mismas. • Indicador 2: Cociente entre la energía eléctrica realmente producida por la instalación fotovoltaica y la potencia pico de la misma. El indicador “cociente entre la energía eléctrica realmente producida por la instalación fotovoltaica y la potencia pico de la misma”, normalmente expresado en kWh/kWp, relaciona la energía eléctrica inyectada en la red por la instalación fotovoltaica en un cierto periodo de tiempo, que suele considerarse un año, con la potencia pico instalada en condiciones estándar. Este parámetro está relacionado directamente con el de horas equivalentes. Las principales ventajas que presenta el empleo de este índice son: - Facilidad de cálculo. - Permite evaluar de forma razonable el funcionamiento de instalaciones fotovoltaicas pudiendo comparar, en cierto modo, instalaciones situadas en un mismo lugar. En cuanto a inconvenientes, pueden resaltarse los siguientes: - Aporta poca información sobre el potencial de mejora de la instalación, con vistas a la optimización de la misma. - Su valor, para dos instalaciones idénticas en lugares diferentes es distinto. Por ello, no es adecuado para comparar instalaciones con distinta ubicación. - El indicador descrito no refleja en qué lugar de la instalación se producen las pérdidas. Como ejemplo aclaratorio del primer punto comentado en los inconvenientes se propone el siguiente: supónganse dos instalaciones fotovoltaicas diferentes situadas cada una de ellas en Sevilla y Galicia con valores de este indicador de 1100 h y 1000 h, respectivamente. La única información fiable que aportan estos dos valores es su producción real y que la instalación de Sevilla inyecta más energía en la red. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Observando estos valores, podría concluirse que la primera instalación está mejor diseñada que la segunda, sin embargo, se comprueba debido a otros datos climáticos del lugar, que la instalación gallega tiene menos pérdidas y por ello se considera mejor diseñada. Por este motivo, este ratio sólo resulta válido para comparar instalaciones con el mismo emplazamiento. Es empleado frecuentemente en instalaciones fotovoltaicas situadas en un lugar determinado al permitir evaluar de forma razonable el funcionamiento de las mismas. Este indicador en un horizonte de tiempo anual, en las instalaciones comerciales actuales en España, tiene un rango del orden de 900--1300. • Indicador 3: Performance ratio (PR). Éste es otro de los indicadores más empleados actualmente. El indicador PR se define como la relación entre la energía anual en corriente alterna entregada a la red (EAC) y la que entregaría la misma instalación fotovoltaica recibiendo la misma radiación, suponiendo ningún tipo de pérdida energética en la instalación y con el generador fotovoltaico funcionando a una temperatura constante de 25ºC y una irradancia de1000 W/m2. A la producción generada por la instalación en estas condiciones es la que se considera la producción de referencia. PR = E AC Ga ( I ) * PMG G* donde Ga(I) es la irradiación anual incidente sobre la superficie del generador, G* la * la potencia pico del generador. irradiancia en condiciones estándar (G*=1000 W/m2) y PMG El PR puede expresarse también como YF/YR, donde: E AC . * PMG - YF es la productividad anual y se calcula como YF = - YR es la productividad de referencia, que indica la irradiación anual recibida por el generador y puede calcularse como YR = Ga ( I ) . G* Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Las ventajas que presenta el empleo de este indicador son: - Una vez más, la facilidad de cálculo, aunque para ello se necesiten más datos que para otros indicadores. No requiere más que conocer la radiación incidente sobre el generador fotovoltaico, Ga(I), y la energía eléctrica inyectada en la red, EAC, ya que el resto de variables que intervienen son constantes. - Resulta adecuado para evaluar el acierto en un determinado diseño de instalación, al relacionar la producción de energía anual real (YF) con la producción de referencia (YR). Es decir, permite estimar de manera aproximada qué instalación se comporta mejor en un lugar determinado. Definiendo la productividad anual del generador (YA) se pueden determinar las pérdidas existentes. YA = - EDC * PMG Pérdidas de captura: son las debidas exclusivamente al generador como consecuencia de una temperatura de las células diferente a 25ºC, caídas de tensión en el cableado, suciedad, sombreados parciales, ángulo de incidencia... LC = YR-YA - Pérdidas del resto del sistema: debidas a ineficiencias del inversor, seguidor de la posición del sol, desconexión de inversor, etc. LS = YA-YF En cuanto a los inconvenientes hay que comentar que: - El estado de referencia respecto al cual se relaciona la producción anual de energía se corresponde con un estado estándar y, por tanto, prácticamente inalcanzable, no pudiendo saber cuál es el máximo real que se podría obtener. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - Proporciona diferentes valores para la misma instalación en lugares diferentes, motivo por el cual no conviene emplearlo para comparar instalaciones con emplazamiento distintos ya que no se puede conocer, sin ayuda de otros datos, a qué son debidas las diferencias. Este último punto puede deducirse de las expresiones, ya que al variar la situación geográfica varía la irradiancia sobre la superficie del generador y, consecuentemente, la energía inyectada en la red. Al igual que se comentó para el indicador anterior, el funcionamiento del inversor depende del valor de la potencia a su entrada en cada instante y éste depende de las condiciones climáticas, por tanto, también difiere en función del emplazamiento. Generalmente, valores mayores o iguales del PR a 0.70 se consideran aceptables en la bibliografía, siendo 0.75 un valor que indica un buen diseño teórico y que en este proyecto se va a analizar si realmente es así. • Indicador 4: Eficiencia global de la instalación. Se define como la relación entre la energía producida por la instalación y la que incide sobre los módulos para el mismo intervalo de tiempo considerado, que se recomienda que sea el año para evitar errores de estacionalidad. Se expresa como: ηtotal = Eútil ,FV ,año Es , A,año Las principales ventajas que pueden citarse son: - Como rendimiento que es, la eficiencia global permite estimar el porcentaje de pérdidas de la instalación, proporcionando información sobre el nivel de aprovechamiento energético de la misma. - Puede considerarse un indicador adecuado para evaluar el comportamiento de una instalación situada en un determinado lugar. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - Fácil estimación. Los datos necesarios son los mismos que para el indicador anterior (PR). Entre sus inconvenientes están: - No proporciona ninguna información acerca de qué posibles aspectos pudieran ser mejorables de cara a la optimización de la instalación, al no permitir distinguir qué porcentaje de la eficiencia que indica es recuperable y cuál no. - No resulta adecuado para comparar instalaciones con distinto emplazamiento ya que podrían darse valores diferentes para la misma instalación ubicada en lugares distintos, al depender de las condiciones ambientales locales. Debido a este motivo, la misma instalación con condiciones climáticas diferentes, por ejemplo, en la nieve y en el desierto, funcionaría de forma muy distinta, por lo que este indicador no tomaría los mismos valores en cada situación. En el primer caso, la eficiencia de la instalación sería mucho más alta que en el segundo, ya que en éste las condiciones climáticas no favorecen tanto la producción de energía (debido a las altas temperaturas existentes en el desierto, aunque la irradiancia sea muy elevada). Como valores aceptables se proponen los dados por la SEPA (Solar Electric Power Association), obtenidos al analizar una gran cantidad de instalaciones existentes en emplazamientos muy distintos, tanto por la climatología local como por la latitud. En función de la tecnología empleada se tendrá: Tecnología ηtotal (%) Monocristalina 8.9 Policristalina 7.9 Amorfa 3.3 Tabla 1.3.1. Valores orientativos de la eficiencia de la instalación. • Indicador 5: Euro-rendimiento (ηEURO). Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Conocido también como eficiencia europea. Es una función que estima el rendimiento de un inversor en una instalación fotovoltaica conectada a red. Realmente no es un indicador de la instalación, sino del acoplamiento del generador fotovoltaico con el inversor. Se calcula a partir de algunos valores de eficiencia correspondientes a algunos valores concretos de la potencia de salida del inversor. Se define mediante la expresión: η EURO = 0.03·η5% + 0.06·η10% + 0.13·η 20% + 0.1·η30% + 0.48·η50% + 0.2·η100% donde η5% representa la eficiencia correspondiente a p=0,05 ( p = Psalida , inv ). Pnom , inv Analizando los valores de estos coeficientes, está implícito que la instalación funciona un 3% de las veces al rendimiento del inversor correspondiente al 5% de la carga, un 6% correspondiente al 10% de la carga y así sucesivamente. El rendimiento energético del inversor es función de la distribución por potencias de la energía en corriente continua que recibe en su entrada que, al igual que ocurre con los indicadores anteriores, queda supeditada al clima del lugar. El inconveniente que presenta este parámetro es que no tiene en cuenta ni las condiciones climáticas del lugar ni la potencia del campo solar respecto al inversor. Aunque ηEURO no pueda utilizarse directamente en el cálculo de la energía que produce un sistema, proporciona una indicación favorable de la calidad energética de un inversor, cuyo comportamiento resulta fundamental para el buen funcionamiento de la instalación. Analizando conjuntamente toda esta información, la primera y principal conclusión que puede establecerse es que estos indicadores no son válidos como índices de comparación de instalaciones con diferentes emplazamientos, al depender el valor proporcionado por ellos en gran medida de la ubicación, siendo más conveniente la interpretación de éstos como indicadores del comportamiento de las mismas. Esto junto a la facilidad que presenta el cálculo de estas expresiones es lo que hace que su uso esté tan extendido. El objetivo que se persigue en este trabajo es la búsqueda de un indicador parecido a los anteriores, que aporte información desde un punto de vista cuantitativo sobre lo mejorable que puede ser una instalación fotovoltaica. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 2. Pérdidas en una instalación fotovoltaica 2.1. Pérdidas generales. En el apartado 1.2 se explicaron algunos de los métodos que se emplean para calcular la energía eléctrica producida por una instalación fotovoltaica. En ellos se observa cómo la energía real producida por la instalación es el producto de la energía que ésta recibe por una serie de factores o rendimientos que actúan sobre los componentes de la misma, que hacen referencia a una serie de pérdidas, tales como: - Pérdidas por tolerancia respecto a valores nominales en los módulos. - Pérdidas por dispersión de parámetros. - Pérdidas por polvo o suciedad. - Pérdidas por sombras. - Pérdidas por temperatura. - Pérdidas en cableado. - Pérdidas en seguidor del punto de máxima potencia (PMP). - Pérdidas en inversor. - Pérdidas por irradiancia. - Pérdidas por desconexión de la red. - Pérdidas por operaciones de mantenimiento. Estas ineficiencias existentes son de dos tipos: Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - Evitables o reversibles, como pueden ser las debidas a la suciedad depositada sobre el generador, a las sombras proyectadas sobre el mismo, en el inversor... Una vez identificadas estas pérdidas pueden eliminarse o disminuirse en la medida de lo posible. - Inevitables o irreversibles, como las pérdidas por temperatura o las debidas a la irradiancia incidente. Una vez situada la instalación el valor de ambas dependerá de las condiciones ambientales del lugar en el que se encuentra, no pudiéndose hacer nada para evitarlas. Pérdidas por tolerancias respecto valores nominales en los módulos. Estas pérdidas se deben a la desviación de la máxima potencia que el panel entrega. En la ficha característica de cada módulo, el fabricante especifica una tolerancia referente a la máxima potencia que el panel puede producir suponiendo unas condiciones de 1000W/m2 y temperatura del panel de 25ºC. Pérdidas por dispersión de parámetros. Se producen como consecuencia de variaciones en la inclinación y orientación de los módulos que constituyen el generador fotovoltaico. Pérdidas por polvo/suciedad. El polvo y la suciedad que se acumulan sobre los módulos son causa de una disminución del rendimiento de la instalación. La acumulación sobre los mismos dependerá en gran medida de la ubicación de la instalación, pudiendo tratarse de polvo u hollín si se encuentra cerca de zonas industriales o polvorientas, hojas de árboles si está en zonas de bosques, nieve, excrementos de aves... La existencia de marcos en los módulos y la inclinación de los mismos determinarán también el grado de acumulación de suciedad. Para inclinaciones mayores de los 20º, la autolimpieza es mejor, entendiéndose por ésta la capacidad de que los elementos que provocan la sombra se disuelvan o se eliminen gracias al agua de lluvia, acción del viento o a la inclinación el generador FV. Pérdidas por sombras. La proyección de sombra sobre el generador de una instalación fotovoltaica influye negativamente en la producción de energía por parte de éste, al variar su curva característica, afectando al rendimiento de la misma. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Al ser un factor muy importante para el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas es conveniente situar los módulos lejos de objetos que por su altura o cercanía pudieran producir sombras sobre ellos, como edificios, árboles, tendido eléctrico...Para minimizar estas pérdidas hay que optimizar las estructuras soporte de forma que un grupo de módulos no sombree a los posteriores. La proyección de sombra sobre el generador fotovoltaico puede dar lugar a lo que se denomina punto caliente, que tiene efectos muy perjudiciales sobre el funcionamiento del generador. Este efecto consiste en que las células de un módulo absorben corrientes procedentes de otros módulos, provocando un calentamiento excesivo en las mismas, que incluso puede llegar a dañarlas. Para evitar este problema, se hace pasar esta corriente a través de un diodo bypass colocado en paralelo a la célula solar. Pérdidas eléctricas. Este tipo de pérdidas se producen tanto en la parte de continua como en la parte de alterna (antes y después del inversor, respectivamente). Para disminuirlas es muy importante prestar atención al cálculo de la sección de los conductores que constituyen el cableado de la instalación y a la distancia entre los distintos componentes de la misma, al influir directamente en las caídas de tensión que en ellos se producen. En fusibles, diodos y demás elementos de maniobra también se producen pérdidas, que también hay que tener en cuenta. Pérdidas en inversor. El inversor es un dispositivo electrónico de potencia, indispensable en instalaciones fotovoltaicas de conexión a red, cuya función es adecuar la energía generada por el generador fotovoltaico a las características eléctricas de la red para su conexión a ésta, lo que consiste en transformar la corriente continua en corriente alterna, además de ajustarla en frecuencia y en tensión eficaz. La potencia nominal del inversor suele elegirse un 20% menor que la potencia pico conectada a él, para evitar que trabaje a bajas potencias en condiciones de baja radiación, que llevaría a una disminución de la eficiencia del inversor. Por ello es importante asegurarse de que para cualquier condición climática de irradiancia y temperatura funcione correctamente y que la eficiencia máxima del inversor se corresponda con el rango de irradiancia más frecuente del lugar. Hay que garantizar igualmente que para cualquier condición climática el rango de tensiones a la salida del generador fotovoltaico Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo debe estar dentro del rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima potencia a la entrada del inversor. Figura 2.1.1. Curvas de rendimiento de diferentes inversores. En función de las características de la instalación será más conveniente una configuración para el o los inversores, pudiéndose elegir desde un inversor central a un pequeño inversor independiente en cada uno de los módulos. La elección de una configuración u otra tendrá efectos distintos sobre la eficiencia de la instalación. Pérdidas en el seguimiento del PMP. Se producen debido a que el seguidor de máxima potencia no hace funcionar al módulo fotovoltaico en su punto de máxima potencia. Por último, queda comentar las pérdidas debidas a la temperatura y a la diferencia de eficiencia con la irradiancia. Debido a la importancia que ambas conllevan, se analiza cada una de ellas en mayor profundidad en los apartados 2.2 y 2.3. 2.2. Pérdidas por diferencia de eficiencia con la irradiancia La curva característica de un panel varía al hacerlo la irradiancia incidente, de forma que a medida que ésta aumenta, también lo hace la máxima potencia que el panel puede entregar. El rendimiento de un panel fotovoltaico es el cociente entre la energía que genera bajo unas determinadas condiciones de irradiancia y temperatura en un determinado instante de tiempo y la que le llega en ese mismo instante considerado, por lo que los diferentes rendimientos con Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo los que puede funcionar el panel en ese momento dado, pueden representarse también sobre la curva i-v del mismo. De esta forma, es posible apreciar la variación del rendimiento del panel con la irradiancia. En la figura 2.2.1. se representa la curva de máximos rendimientos para un panel dado al variar la irradiancia que incide sobre el plano de los módulos, considerando en todos los casos una temperatura del panel constante e igual a 25ºC. Figura 2.2.1. Variación del rendimiento en función de la irradiancia incidente para una Tpanel=25ºC En esta figura puede apreciarse también cómo la intensidad de cortocircuito de una célula solar es directamente proporcional a la intensidad de iluminación incidente; en cambio, la tensión en circuito abierto no experimenta grandes variaciones al modificarse las condiciones de radiación solar. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Figura 2.2.2. Variación de la curva característica potencia-tensión de una célula solar fotovoltaica con la irradiancia. 2.3. Temperatura del panel. La temperatura alcanzada por el panel fotovoltaico es uno de los parámetros principales, junto con la irradiancia incidente y la tensión de funcionamiento, que condicionan la potencia eléctrica que éste puede producir, al influir significativamente sobre la curva característica del mismo. Por este motivo, es conveniente tener muy claro y siempre presente cuáles son los parámetros de los que depende la temperatura del módulo. La temperatura del panel viene determinada básicamente por la irradiancia global incidente sobre el plano del panel (I), la temperatura equivalente del cielo (Tc), la velocidad del viento (Vv), dirección del viento (Dv), características térmicas y ópticas de los materiales que constituyen el módulo (Cg) y del tipo de montaje del mismo (Cm). Tp= f (I, Tc, Vv, Dv, Cg, Cm) Cuando se produce un aumento de temperatura, la tensión de circuito abierto disminuye (2,3 mV/ºC para el silicio), mientras que la intensidad se mantiene prácticamente constante (en realidad aumenta ligeramente: 1,5 mA/ºC para el silicio), lo cual supone una disminución de la eficiencia al aumentar la temperatura (0,5%/ºC para el silicio) . Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Figura 2.3.1. Dependencia de las curvas i-v de una célula solar fotovoltaica con la temperatura. La potencia que el módulo entrega se ve disminuida cuando aumenta la temperatura que éste soporta, como consecuencia de la variación de la curva característica del mismo. Por este motivo se ocasionan las pérdidas por temperatura, que están siempre presentes en una instalación fotovoltaica. Su valor queda fijado en función del lugar en el que se encuentre la instalación al depender la temperatura del panel de las condiciones ambientales del lugar, entre otros factores. Por tanto, la temperatura del panel tiene una gran influencia en el rendimiento del generador y, consecuentemente, en la producción de energía eléctrica por la instalación (disminuye el rendimiento de la instalación casi en un 1%). Debido a esto, es necesario e importante estimar dicha temperatura del modo más preciso posible, de forma que su cálculo recoja la influencia del mayor número de variables de las que depende. Es frecuente encontrarse con el empleo de la ecuación (2.3.1) para conocer la temperatura a la que se encuentra el módulo. Tp=Ta+ TONC − 20 ·I 800 (2.3.1) donde: Tp: temperatura del panel (ºC) Ta: temperatura ambiente (ºC) I: irradiancia (W/m2) TONC : temperatura de operación nominal de la célula (ºC). Ésta temperatura es proporcionada por el fabricante e indica cuánto se calienta la célula bajo unas determinadas condiciones climáticas de irradiancia, temperatura ambiente y velocidad del viento. I=800 W/m2, Ta=20 ºC, Vv=1 m/s El inconveniente que presenta esta ecuación es que no considera la influencia de los principales parámetros de los que depende realmente la temperatura del panel, que se comentaron anteriormente, así como tampoco tiene en cuenta los intercambios energéticos por Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo conducción, convectivos o de radiación de onda larga, resultando inapropiado su uso en dos situaciones fundamentales: - Altas velocidades de viento (superiores a 10 m/s). - Para bajas velocidades de viento, al disminuir el nivel de irradiancia el error de la estimación aumenta. Por este motivo la ecuación (2.3.1) se utiliza para cálculos meramente estimativos, al ser demasiado inexacta. Se observa cómo para niveles de irradiancia nulos la temperatura del panel y la del ambiente coinciden. Experimentalmente se puede demostrar que esto no es así, ya que esta ecuación desprecia los intercambios energéticos del panel ya comentados. De hecho, pueden conseguirse temperaturas del módulo inferiores a la del ambiente para bajos niveles de irradiancia debido precisamente a los intercambios de calor por radiación de onda larga del módulo con su entorno, fundamentalmente con la bóveda celeste. Con el objeto de paliar los inconvenientes que conlleva el empleo de la ecuación (2.3.1), Ángel Sáez desarrolla en su proyecto fin de carrera “Optimización de instalaciones fotovoltaicas de conexión a red” una ecuación que permite conocer la temperatura alcanzada por el módulo. Esta expresión se obtiene tras formular un nuevo modelo que considera las variables climatológicas e intercambios energéticos del panel ya comentados. Figura 2.3.1. Esquema del circuito térmico equivalente. La energía introducida en el módulo fotovoltaico se divide en pérdidas por reflexión, pérdidas térmicas (convección y radiación) y energía útil (eléctrica). Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo La expresión proporcionada por dicho modelo viene dada por la ecuación (2.3.2) y su validez queda restringida a aquellas situaciones en las que la velocidad del viento sea paralela al panel. I + (2.8 + 3·VV + 0.93·hRD )·Ta 2 Tp = 2.8 + 3·VV + hRD (2.3.2) donde: Tp: temperatura del panel (ºC) Ta: temperatura ambiente (ºC) I: irradiancia (W/m2) Vv: velocidad del viento (m/s) hRD :coeficiente de radiación (W/m2K), que se define como: hRD T +T = Apanel ·4·σ ·ε p · p c 2 3 (2.3.3) donde Tc es la temperatura del cielo (ºC) y εp la emisividad del panel. En la bibliografía (Santamouris, M.[1995],Duffie, J.A[1991]) se encuentran relaciones de temperatura del cielo con la del ambiente, la de rocío y ht, que representa la diferencia entre la hora actual y la del mediodía solar. 2 Trocio − 273,15 Trocio − 273,15 Tc = Ta ·0,711 + 0,56· + 0,73· + 0,013·cos(15·ht ) 100 100 1/ 4 (2.3.4) Siguiendo con la expresión (2.3.2), hay que comentar que el empleo de este nuevo modelo proporciona temperaturas del panel inferiores a la temperatura ambiente para valores de irradiancia reducidos (I<150W/m2). En resumen, para este nuevo modelo puede decirse que: - Para velocidades de viento elevadas la temperatura del panel es del orden de la del ambiente, sobretodo para bajos niveles de irradiancia ( ≈ 300 W/m2). Para valores Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo superiores ( ≈ 800 W/m2) la máxima diferencia entre la temperatura del módulo y la ambiente está en torno a los 15ºC. - Para velocidades de viento reducidas la temperatura del panel depende fundamentalmente del nivel de irradiancia y de la temperatura ambiente, siendo mayor la diferencia entre la temperatura del módulo y la del ambiente. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 3. Metodología. 3.1. Máxima energía generada en condiciones estándar. La determinación de la máxima energía que una instalación fotovoltaica puede producir en condiciones estándar se realiza bajo las siguientes consideraciones: - Toda la radiación se recibe a un nivel de irradiancia de 1000W/m2. La temperatura de los módulos es siempre 25ºC, independientemente de las condiciones ambientales de cada localización. - La radiación incidente que se considera en el generador fotovoltaico es la real pero con una distribución de irradiancia constante e igual a 1000 W/m2. - No existen ninguna de las pérdidas susceptibles de producirse en instalaciones de este tipo (módulos sin tolerancias, todos orientados e inclinados de la misma forma, sin pérdidas por sombreado, suciedad, ni en el cableado, ni en inversor, ni en el seguidor del punto de máxima potencia) - El rendimiento del campo solar permanece constante. Es el correspondiente a las condiciones de irradiancia y temperatura del panel supuestas (1000 W/m2 y 25ºC, respectivamente). La energía producida por la instalación se calcula según la expresión 3.1.1: Ered = A·H tα ·η cs ·η inv ·η p (3.1.1) Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo donde: - Ered es la energía que se inyecta en la red. - A es la superficie del generador. - H tα es la radiación que recibe el generador, inclinado un ángulo α para el cual se maximiza la energía incidente en un periodo de tiempo t, que se considera el año. - η cs es el rendimiento del campo solar calculado para las condiciones estándar. - η inv es el rendimiento del inversor, que en este caso se considera igual a la unidad. - η p engloba el resto de pérdidas que pueden darse en una instalación. En este caso, como se ha comentado al inicio, se considera igual a la unidad. 3.2. Máxima energía generada en condiciones reales. Las hipótesis que se realizan para determinar la máxima energía que puede producir una instalación fotovoltaica son las siguientes: - Todos los módulos son idénticos, con tolerancia nula, orientados e inclinados de forma igual. - No existen pérdidas por efecto Joule, en ningún elemento de la instalación como cables, interruptores, conexiones, etc… - No existen pérdidas por sombreados, suciedad, etc… - El generador fotovoltaico siempre trabaja en el punto de máxima potencia. - El rendimiento del inversor y del seguidor de la posición del sol es la unidad. - En la red no hay problemas que hagan que el inversor se desconecte. - La radiación incidente que se considera en el generador fotovoltaico es la real. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - La temperatura del módulo se va a determinar en función de las condiciones climáticas en cada momento. En este proyecto se considera la energía máxima como la energía que puede producir un generador fotovoltaico funcionando bajo las hipótesis anteriores y en condiciones estándar, menos las pérdidas en el generador fotovoltaico debidas a la diferente eficiencia de éste con la irradiancia y la temperatura. Para determinar la energía máxima se ha procedido de la siguiente forma: 1.- Selección de datos de partida. 2.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia. 3.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia. 4.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de irradiancia. 5.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia. 6.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia para un cierto periodo, normalmente un año. A continuación se explica detenidamente en qué consisten cada uno de los pasos que se han llevado a cabo para conseguir la máxima energía producida. 1.- Selección de datos de partida. Los datos de los que se parte inicialmente corresponden a los valores de irradiancia incidente sobre la superficie del generador con inclinación óptima (I, inclinación para la cual se maximiza la radiación incidente), temperatura ambiente (Ta), velocidad del viento (Vv) y temperatura de rocío (Trocío) para cada hora del año y para cada una de las ocho ciudades que se estudian. 2.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo La radiación global anual se descompone por intervalos de irradiancia de 50 W/m2 cada uno. Para asignar una parte de la radiación anual incidente a cada intervalo de irradiancia, se ha diseñado una función en Matlab “intervalos.m”. Para realizar esta descomposición se parte de datos de radiación global en base horaria sobre el generador, con inclinación y orientación óptima. Se han tomado los 8760 datos y se han asignado a los intervalos de irradiancia considerados, en función del nivel de irradiancia con el que inciden. Posteriormente, se han sumado las cantidades de energía en cada intervalo resultando la radiación incidente asignada a cada intervalo. 3.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia. Para llevar a cabo esta asignación se ha creado una función en Matlab “Tamb_media.m” que asigna a cada intervalo la temperatura ambiente media que le corresponde. Esta función es similar a intervalos.m. Se parte igualmente de los valores de temperatura ambiente para las 8760 horas del año, cada uno de los cuales lleva asociado un nivel de irradiancia. La función Tamb_media toma estos 8760 valores de temperatura ambiente y los va asignando a cada intervalo, en función del nivel de irradiancia con el que se producen. A continuación se suman, para cada intervalo, todos los valores de temperaturas que han sido asignados. Calculando la media aritmética de estos valores, resulta la temperatura ambiente media en cada intervalo. 4.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de irradiancia. La temperatura del panel se calcula con la expresión: I + (2.8 + 3·VV + 0.93·hRD )·Ta 2 Tp = 2.8 + 3·VV + hRD donde I es la irradiancia sobre el plano de los módulos, Vv la velocidad del viento, Ta la temperatura ambiente y hRD el coeficiente de radiación. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Para poder realizar su cálculo es necesario disponer previamente del valor en cada intervalo de irradiancia de las variables que intervienen: - La irradiancia que se ha tomado en cada intervalo ha sido el valor medio en cada uno de ello (por ejemplo, si el intervalo es de 0-50 W/m2, la irradiancia tomada es de 25 W/m2). - La velocidad media del viento en cada intervalo se ha calculado de manera similar a la asignación de la temperatura ambiente media. El cálculo de ésta se realiza con la función “Vviento.m”. Esta función parte igualmente de los valores de velocidad del viento para las 8760 horas del año, cada uno de los cuales lleva asociado un nivel de irradiancia. La función Vviento.m toma estos 8760 valores y los va asignando a cada intervalo, en función del nivel de irradiancia con el que se producen. A continuación se suman, para cada intervalo, todos los valores de velocidad del viento que han sido asignados. Calculando la media aritmética de estos valores, resulta la velocidad del viento media en cada intervalo. Por último, destacar que la dirección del viento se ha considerado paralela al panel en todo momento. - El coeficiente de radiación se determina mediante la expresión: hRD T +T = Apanel ·4·σ ·ε p · p c 2 3 para lo cual es necesario conocer previamente la temperatura del cielo, estimada a partir de la temperatura de rocío en cada hora del año. Una vez calculada la temperatura del cielo para cada hora del año, se aplica la función de Matlab “Tcielo.m”, obteniendo la temperatura del cielo media correspondiente a cada intervalo. El valor final del coeficiente hRD se obtiene mediante un proceso iterativo. 5.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia. La eficiencia del generador fotovoltaico o campo solar depende fundamentalmente de la irradiancia incidente sobre el plano de los módulos, de la temperatura alcanzada por los mismos y de sus características eléctricas, como se ha visto en apartados anteriores. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Para calcular la eficiencia en cada intervalo de irradiancia se ha diseñado una función en Matlab “curvamodulo.m” que da como resultado, para cada par de valores de irradiancia y temperatura del panel introducidos y para un tipo de módulo determinado, el rendimiento del módulo, potencia entregada y tensión de funcionamiento en el punto de máxima potencia, además de generar la curva característica del módulo y marcar el punto de máxima potencia del mismo para las condiciones indicadas. Los pasos seguidos para diseñar la función son: a. Seleccionar el tipo de módulo fotovoltaico que se emplea. b. Especificar parámetros que no se aparecen en el catálogo de Isofotón y cálculo de otros que condicionan la forma de la curva : - α = 1,5 mA/ºC (Variación de Icc con la temperatura) - β = -2,3 mV/ºC (Variación de Vca con la temperatura) - ρ = 0,07 (Reflectividad del vidrio del módulo) - ε = 0,9 (Emisividad del módulo) - e = 1,6 x 10-19 C (Carga eléctrica del electrón) - K = 1,3866 x 10-23 (Constante de Boltzmann) - m = 1,3 (Factor de idealidad del diodo) - Factor de forma FF = PMAX I cc ⋅ Vca - Factor de forma máximo: se calcula suponiendo que la resistencia en serie es nula. V Vca − log ca + 0.72 V Vt FF0 = t Vca +1 Vt - Resistencia en serie: FF Vca ·I cc · RS = 1 − FF 0 NCS · NCP Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - Voltaje térmico Vt = m·K ·T e - Intensidad de cortocircuito para temperaturas e irradiancias diferentes de las condiciones estándar. I cc _ p = I cc ·I 1000 + α ·(Tp − 25)·NCP - Tensión de circuito abierto para temperaturas e irradiancias diferentes de las condiciones estándar. Vca _ p = Vca + β ·(Tp − 25)·NCS + m·k e·(Tp + 273.15)·log( I / 1000)·NCS c. Determinación de la curva intensidad-tensión para las condiciones especificadas. Se realiza con la expresión: 1− I_ p + Vca _ p − I _ p ·RS · NCS V_ p = Vt ·log I NCP cc _ p d.La potencia proporcionada por el campo solar y el rendimiento del mismo en el punto de máxima potencia se determinan como : Pmax = max(V p ·I p ) ηcs = Pmax I · Apanel 6.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia. Sumando la energía eléctrica producida en cada intervalo de irradiancia se tiene la energía total producida por el campo solar que, por las hipótesis comentadas al inicio del apartado, coincide con la máxima energía que la instalación puede inyectar en la red eléctrica. La energía producida en cada intervalo se ha calculado mediante el método de la utilizabilidad fotovoltaica (ФF), explicado en el apartado 1.2. Para poder aplicarlo ha sido Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo necesario crear en Matlab una función “utilizabilidad.m” que calcula la utilizabilidad para cada nivel de irradiancia, con incrementos de 50 W/m2; es decir, para cada nivel de irradiancia se calcula la energía recibida por encima de él. El porcentaje de energía incidente disponible en cada intervalo [Ii,Ii+1] se calcula restando a la utilizabilidad del nivel de irradiancia inferior [Ii] la del inmediatamente superior [Ii+1]. Porcentaje (Ii,Ii+1)= ФF(Ii)- ФF(Ii+1) (3.2.1) Aplicando la ecuación (3.2.1) se obtiene la energía producida en cada uno de los intervalos. t =t 2 I i =1000 t =t 1 I i =0 Ered (t1 , t 2 ) = A·∑ ∑ _ _ (η cs ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 )·H tα ·(Φ F ( I i ) − Φ F ( I i+1 ))·η inv ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 )·η p ( I i , I i+1 )) (3.2.2) donde: _ η cs ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 ) es el rendimiento del campo solar en el nivel de irradiancia [Ii,Ii+1], a la temperatura media en dicho periodo. Φ F ( I i ) − Φ F ( I i+1 ) representa la utilizabilidad en el intervalo [Ii,Ii+1]. _ η inv ( I i , I i+1 , Ti ,i+1 ) es el rendimiento del inversor en el nivel de irradiancia [Ii,Ii+1], que bajo las hipótesis consideradas es igual a la unidad. η p ( I i , I i+1 ) es un factor que engloba al resto de pérdidas ya comentadas susceptibles de producirse en una instalación fotovoltaica, en el intervalo [Ii,Ii+1]. Por las hipótesis adoptadas en este apartado este término toma un valor igual a la unidad. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 3.3. Energía realmente generada por una instalación La energía que una instalación fotovoltaica genera en realidad, es siempre inferior a la cantidad estimada en el apartado 3.2, donde únicamente se consideran las pérdidas ocasionadas por la variación de eficiencia con la temperatura del panel e irradiancia. La consideración de todos los factores que influyen sobre la eficiencia de la instalación es determinante para estimar la verdadera producción futura de energía por parte de la misma, que puede calcularse por cualquiera de los métodos vistos en el apartado 1.2. Las posibles pérdidas que pueden darse en una instalación fotovoltaica, además de las dos ya comentadas, son las debidas a: - Tolerancia respecto a valores nominales y dispersión de parámetros entre los módulos. - Sombras proyectadas sobre el plano de los módulos. - Polvo o suciedad acumulada sobre los módulos. - Pérdidas por efecto Joule en cableado, interruptores, conexiones… - El rendimiento del inversor no es la unidad. Un valor típico de la máxima eficiencia con la que éstos pueden funcionar es del 96%. - Seguimiento del punto de la máxima potencia del generador fotovoltaico. - Desconexión de la red. - Operaciones de mantenimiento. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Una vez conocidos los valores de estas ineficiencias, la producción de energía por la instalación se puede expresar, de manera general, como: Ered = A·H tα ·η cs ·η inv ·η p (3.3.1) donde: - Ered es la energía que se inyecta en la red. - A la superficie del generador. - H tα es la radiación que recibe el generador, inclinado un ángulo α para el cual se maximiza la energía incidente en un periodo de tiempo t, que se considera el año. - η cs es el rendimiento del campo solar correspondiente a las condiciones de irradiancia y temperatura del panel para las que se calcula. - η inv es el rendimiento del inversor. - η p engloba el resto de pérdidas que pueden darse en una instalación. 3.4. Aplicación de indicadores. En este apartado se calculan los diferentes indicadores que se vieron en el apartado 1.3. Puesto que no se dispone de datos reales de instalaciones a los que aplicar estos indicadores, se van a tomar una serie de suposiciones: - Instalación situada en Sevilla, de 5,07 kWp. - Superficie ocupada por el generador 40.5 m2. - Se considera una eficiencia de la instalación del 8%. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Los valores para los indicadores que resultan una vez asumidas las consideraciones anteriores se muestran en la tabla 3.4.1. Antes se recuerdan las expresiones que permiten su cálculo. - Energía que inyecta en red la instalaciónkWh. - Energía que inyecta en red la instalación dividida por la potencia pico de la mismakWh/kWp. - Performance ratio PR = Einyectada , red , con Ga ( I ) energía que incide sobre los Ga ( I ) * ·PMG G* * módulos, G * =1000 W/m2 y PMG la potencia pico del generador. - Eficiencia global de la instalación η global = Einyectada ,red Erecibida kWh kWh/kWp Performance Ratio ηglobal 6285.3 1240 0.64 0.08 Tabla 3.4.1. Indicadores para la instalación supuesta. Los inconvenientes comunes que presentaban estos indicadores eran principalmente dos. El primero de ellos, se basaba en la invalidez de éstos para comparar instalaciones situadas en lugares diferentes, al depender los valores que proporcionan fuertemente de las condiciones ambientales del lugar en el que se encuentra la instalación. El segundo inconveniente hacía referencia a la inexistencia de información, por parte de los indicadores, sobre qué posibles mejoras podrían llevarse a cabo; es decir, que el valor que proporcionen permita identificar qué parte de la energía que se está perdiendo en la instalación podría ser recuperada de algún modo. Este segundo inconveniente es en el que se centra este trabajo y el que se quiere hacer ver a través de los números obtenidos en el caso anterior propuesto. Observando los valores mostrados en la tabla 3.4.1 se puede concluir que: Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo - El indicador 1, kWh, no dice nada sobre el potencial de mejora de la instalación. El valor de la energía inyectada no es válido por sí solo para saber las posibilidades de mejora de la instalación. - El valor proporcionado para esta instalación por el indicador 2, kWh/kWp, se encuentra dentro de los valores típicos en España para este tipo de instalaciones, pero tampoco aporta información sobre si es posible o no mejorar la energía producida por la instalación, al no añadir nada acerca de las pérdidas existentes. - Según el valor proporcionado por el indicador 3, performance ratio, la instalación produce un 36% menos de la energía que podría producir si no existiera ningún tipo de pérdidas, la radiación se recibiera a un nivel de irradiancia de 1000 W/m2 y la temperatura de los módulos fuera siempre 25ºC. Aunque proporciona un orden de pérdidas, no hay que perder de vista la referencia que toma para ello, que es prácticamente imposible de conseguir. Esto conlleva a que las pérdidas son inferiores, pues la máxima energía que puede esperarse que la instalación genere en realidad es inferior a la tomada como referencia. - El inconveniente que presenta el indicador 3, ηglobal, es que no se puede identificar qué porcentaje de la eficiencia que éste indica es recuperable y cuál no. 3.5. Indicador propuesto. Para evitar los inconvenientes que se han puesto de manifiesto en los indicadores comentados en el apartado anterior (3.4) se propone un nuevo indicador. Este indicador compara la energía inyectada realmente en la red por la instalación fotovoltaica ( Ered ) con la máxima energía que podría producirse bajo las condiciones ambientales reales del lugar donde se encuentra la misma ( Emax,cond .reales ). La expresión para calcularlo es la siguiente: Indicador = Ered Emax,cond .reales (3.5.1) Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo La energía máxima que puede producirse bajo condiciones reales se puede determinar de dos maneras distintas: 1. Siguiendo paso a paso la metodología descrita en el apartado 3.2, lo cual es un proceso largo que requiere un tiempo. 2. A partir de la energía máxima teórica que puede producirse bajo condiciones estándar, definiendo un parámetro (CT) que tenga en cuenta el efecto de la temperatura e irradiancia en la producción de energía, a través de la eficiencia del generador fotovoltaico. De este modo, la expresión resulta: Indicador = Ered Emax,teorica ,CE ·CT (3.5.2) El parámetro CT se calcula: CT = 1 − ε T (3.5.3) siendo ε T el error que se comete al considerar la energía producida suponiendo la temperatura del generador igual a 25ºC, en lugar de la real. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 4. Aplicación de la metodología. 4.1. Datos empleados. Para la realización de este trabajo se han necesitado datos de radiación y meteorológicos, procedentes de dos bases de datos. Los datos de radiación necesarios se han tomado de la aplicación desarrollada en el proyecto fin de carrera de Sergio Macías “Aprovechamiento con sistemas de seguimiento” que da, en función de la localización del generador fotovoltaico, la inclinación para la cual se maximiza la irradiación que el mismo recibe, proporcionando también la irradiancia sobre dicha superficie para cada hora del año. Esta aplicación no recoge los valores de radiación necesarios para todas las ciudades que se estudian, por lo que para aquellos casos en los que no se dispone de datos suficientes se hace uso de la base de datos que posee el programa Meteonorm. Además de estos valores de radiación, Meteonorm dispone también de información acerca de otras variables de gran importancia, como pueden ser la temperatura ambiente, velocidad y dirección del viento, temperatura de rocío... Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Esta base de datos ofrece valores horarios (8760 al año) de cada variable climática para un gran número de ciudades europeas. Los valores suministrados por ésta sólo corresponden a años tipo para 22 ciudades suizas, empleándose para el resto de ciudades la media horaria de los últimos 20 años. En este trabajo se van a emplear únicamente los valores correspondientes a las ocho capitales de provincia de Andalucía. Dichos valores están almacenados en la carpeta datos climáticos, en ficheros de texto con el nombre de cada ciudad, que pueden ser leídos directamente por Excel. El orden en el que aparecen las distintas variables es el siguiente: • En la primera columna se muestra la hora anual a la que es tomado el dato correspondiente. • En la segunda columna aparecen los valores de radiación (W/m2) sobre una superficie inclinada un ángulo igual al óptimo, de modo que se maximice la irradiación anual. • La tercera columna es el valor de la temperatura ambiente media a dicha hora del año en ºC. • En la cuarta se indica el valor de la velocidad del viento en m/s. Por última, la quinta columna muestra la temperatura de rocío para cada hora del año. En la tabla 4.1.1 se muestran las ciudades andaluzas elegidas junto con otros datos característicos de las mismas. Latitud Inclinación Irradiación con incl. (º) óptima (º) óptima (kWh/año) Almería 36,27 28,27 2139,36 Cádiz 36,22 24,22 2044,68 Córdoba 37,86 25,86 2032,24 Granada 37,11 27,11 2046,93 Huelva 37,26 26,26 2097,65 Ciudad Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Jaén 37,90 25,89 1990,54 Málaga 36,76 24,76 2007,50 Sevilla 37,48 23,48 1939,88 Tabla 4.1.1. Latitud, inclinación óptima e irradiación sobre dicha superficie para las ciudades en estudio 1.2. Metodología aplicada a Andalucía. En este apartado se muestran los resultados obtenidos al aplicar la metodología anteriormente descrita a Andalucía. Esta metodología se ha aplicado a las 8 capitales de provincia de Andalucía. Los resultados obtenidos que se muestran pertenecen a Sevilla. Los correspondientes al resto de las ciudades estudiadas se recogen en el anexo 1 “Resultados obtenidos para el resto de ciudades estudiadas”. 4.2.1. Máxima energía generada en condiciones estándar. Una vez asumidas las consideraciones que se hicieron en el apartado 3.1, realizando los cálculos correspondientes se obtienen los resultados que muestra la tabla 4.2.1 para Sevilla. Radiación 2 Irradiancia 2 (kWh/m ) (W/m ) 1939.9 1000 Tpanel (ºC) 25 Rendimiento Ered campo solar (kWh/m2) 0.1245 241.5 Tabla 4.2.1.1. Resultados obtenidos bajo condiciones estándar para la ciudad de Sevilla. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo El rendimiento del campo solar se ha calculado haciendo uso de la función en Matlab ”curvamodulo.m”, que se ha explicado en el apartado 3.2 “Máxima energía generada en condiciones reales”. 4.2.2. Máxima energía generada en condiciones reales. Se indican los resultados obtenidos en cada uno de los paso seguidos para obtener la máxima energía bajo las hipótesis adoptadas en el apartado 3.2. 1.- Desglose de la radiación anual incidente por intervalos de irradiancia. Intervalo de irradiancia Energía incidente (kWh/m2) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 8,1 27,8 43,0 45,4 67,7 102,8 88,3 112,2 106,2 141,3 102,7 131,5 173,7 151,2 136,0 128,4 99,1 102,4 96,9 66,7 8,3 Tabla 4.2.2.1. Energía incidente por intervalo de irradiancia en Sevilla. Representando gráficamente los resultados obtenidos se puede ver que en Sevilla la máxima energía incidente se da entre los 600 y 650 W/m2, siendo en el primer y último intervalo (en 0-50 y 1000-1050 W/m2) en los que la energía alcanza los valores más bajos. Energía(kWh/m2) Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 10001050 Figura 4.2.2.1. Energía incidente por intervalo de irradiancia en Sevilla, con el ángulo óptimo de inclinación del generador fotovoltaico igual 23,48º. 2.- Asignación de una temperatura ambiente media a cada intervalo de irradiancia. Intervalo de irradiancia Tambiente (ºC) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 16,0 16,9 17,1 16,5 17,7 20,8 17,0 18,3 20,5 21,2 19,4 20,4 22,5 20,9 21,9 25,4 24,9 27,5 27,2 27,6 27,3 Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Tabla 4.2.2.2. Temperatura ambiente media por intervalo de irradiancia en Sevilla. La figura 4.2.2.2. representa gráficamente estos valores. 30 28 26 24 T(ºC) 22 20 18 16 14 12 10 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 10001050 Figura 4.2.2.2. Temperatura ambiente media por intervalo de irradiancia en Sevilla. Se observa cómo la temperatura ambiente va aumentando a medida que lo hace la irradiancia. Puede extrañar que para niveles de irradiancia del orden de los 1000W/m2 la temperatura ambiente esté en torno a los 28 ºC. Este hecho puede explicarse teniendo presente que los valores de temperatura calculados son valores medios anuales para cada intervalo de irradiancia; en Sevilla es frecuente que se den altos valores de irradiancia tanto en verano, cuando la temperatura ambiente es elevada, como en primavera, momento en el que la temperatura ambiente no alcanza valores tan altos. 3.- Asignación de una temperatura media del generador fotovoltaico a cada intervalo de irradiancia. La tabla 4.2.2.3. refleja los resultados obtenidos. Intervalo de irradiancia Irradiancia (W/m2) Velocidad viento (m/s) Tpanel (ºC) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 25 75 125 175 225 1,33 1,53 1,46 1,59 1,48 16,6 19,4 21,7 22,9 26,2 Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 275 325 375 425 475 525 575 625 675 725 775 825 875 925 975 1125 1,70 1,62 1,52 1,79 1,75 1,66 1,77 1,84 1,84 1,85 2,00 2,02 2,28 2,18 2,29 2,94 30,5 29,1 32,5 35,4 38,0 38,5 40,7 43,9 44,2 46,7 50,7 51,7 54,2 56,0 57,2 55,2 Tabla 4.2.2.3. Temperatura del panel media por intervalo de irradiancia en Sevilla y variables necesarias para su cálculo. Al representar gráficamente los resultados obtenidos se comprueba que la temperatura del panel aumenta a medida que lo hace la irradiancia y la temperatura ambiente, como se mostraba en la figura 4.2.2.3. En el caso de Sevilla, la velocidad del viento media no es un factor muy significativa a la hora de disminuir la temperatura que soportan los módulos, ya que los valores que alcanza son bajos, del orden de 2m/s (la media). 60 55 50 45 T(ºC) 40 35 30 25 20 15 10 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 10001050 Figura 4.2.2.3. Temperatura del panel media por intervalo de irradiancia en Sevilla. La figura 4.2.2.4 representa la evolución de la diferencia de temperaturas del panel y la ambiente medias para cada nivel de irradiancia. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 1200 1000 I (W/m2) 800 600 400 200 0 0,6 4,6 8,5 12,0 15,0 19,1 21,4 24,8 26,8 28,8 27,9 Tpanel-Tamb Figura 4.2.2.4. (Tpanel- Tamb) media para cada nivel de irradiancia. 4.- Cálculo de la eficiencia del generador fotovoltaico por intervalos de irradiancia. Para determinar la eficiencia es necesario seleccionar el tipo de módulo que va a emplearse. En este trabajo se ha seleccionado el módulo I-159 de Isofotón, cuyas características se muestran en la tabla 4.2.2.5. CARACTERÍSTICAS Físicas Dimensiones Peso Número de células en serie Número de células en paralelo TONC (800W/m2, 20ºC, AM 1.5, 1 m/s) 1310 x 969 x 39,5 mm 16,5 kg 36 3 47º C Eléctricas (1000 W/m2, 25ºC célula, Am 1.5) Tensión nominal (Vn) 12 V Potencia máxima (Pmáx) 159 Wp ± 5% Corriente de cortocircuito (Icc) 9,81 A Tensión de circuito abierto (Vca) 21,6 V Corriente de máxima potencia (Imáx) 9,15 A Tensión de máxima potencia (Vmáx) 17,4 V Tabla 4.2.2.5. Características básicas del módulo fotovoltaico I-159 de Isofotón. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo En la figura 4.2.2.5 se muestran las curvas obtenidas mediante la función curvamodulo.m, para diferentes niveles de irradiancia con la temperatura media del panel real que le corresponde a cada uno de ellos. La irradiancia varía desde 25 hasta 1025 W/m2 con incrementos de 50 W/m2 y la temperatura del panel para cada una de las curvas es la que se indica en la tabla 4.2.2.6. Figura 4.2.2.5. Curva i-v para diferentes niveles de irradiancia y temperatura del panel (indicados en la tabla 4.2.2.6) para Sevilla. El rendimiento del campo solar que se obtiene para cada nivel de irradiancia se muestra en la tabla 4.2.2.5. En dicha tabla también se indica el valor que toman en cada intervalo la irradiancia incidente y la temperatura del panel, para que se aprecie mejor la dependencia del rendimiento del campo solar con las mismas. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Intervalo de irradiancia 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 Irradiancia media (W/m2) 25 75 125 175 225 275 325 375 425 475 525 575 625 675 725 775 825 875 925 975 1125 Tpanel (ºC) Rendimiento campo solar 16,6 19,4 21,7 22,9 26,2 30,5 29,1 32,5 35,4 38,0 38,5 40,7 43,9 44,2 46,7 50,7 51,7 54,2 56,0 57,2 55,2 0,0900 0,1093 0,1141 0,1165 0,1169 0,1160 0,1177 0,1168 0,1158 0,1149 0,1151 0,1143 0,1129 0,1130 0,1119 0,1099 0,1096 0,1085 0,1077 0,1072 0,1084 Tabla 4.2.2.6 Rendimiento del campo solar para cada intervalo de irradiancia en Sevilla. El rendimiento del panel va aumentando conforme lo hace la irradiancia, a pesar de que la temperatura del panel aumenta también con ésta, manteniéndose prácticamente constante hasta llegar a niveles de irradiancia de 500 W/m2, a partir del cual empieza a disminuir. 0,130 Rendimiento 0,120 0,110 0,100 0,090 0,080 0,070 0,060 0-50 100- 200150 250 300- 400350 450 500550 600- 700650 750 800- 900- 1000850 950 1050 Figura 4.2.2.6. Rendimiento del campo solar por intervalo de irradiancia en Sevilla. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 5.- Sumatorio del comportamiento de la instalación por intervalos de irradiancia para un cierto periodo, normalmente un año. En la figura 4.2.2.7 se representan gráficamente los resultados proporcionados por la función utilizabilidad.m. : 1 0,9 Utilizabilidad 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 Irradiancia (W/m2) Figura 4.2.2.7. Utilizabilidad en Sevilla Aplicando las ecuaciones (3.2.1) y (3.2.2) que se dieron en el apartado 3.2 se obtiene el porcentaje de energía incidente y la energía producida en cada intervalo. Los resultados obtenidos se representan en la tabla 4.2.2.7. Intervalo de irradiancia Porcentaje de energía Eproducida (kWh/m2) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 0,0042 0,0143 0,0222 0,0234 0,0349 0,0530 0,0455 0,0578 0,0547 0,0728 0,0530 0,0678 0,0896 0,0779 0,0701 0,0662 0,0511 0,73 3,03 4,91 5,29 7,91 11,93 10,40 13,10 12,30 16,24 11,83 15,03 19,61 17,09 15,22 14,12 10,87 Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 0,0528 0,0499 0,0344 0,0043 11,11 10,43 7,15 0,90 Tabla 4.2.2.7. Porcentaje de energía incidente y energía producida en cada intervalo de irradiancia en Sevilla. El máximo porcentaje de energía incidente se produce para el intervalo que comprende irradiancias desde 600 hasta 650 W/m2, que es donde se daba la máxima energía incidente y, por tanto, donde se intuye que se dará la máxima energía producida, al no darse variaciones Energía(kWh/m2) 25 0,1000 0,0900 0,0800 0,0700 0,0600 0,0500 0,0400 0,0300 0,0200 0,0100 0,0000 20 15 10 5 0 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 Energia producida 600650 700750 800850 900950 Porcentaje muy grandes en el rendimiento del campo solar. 10001050 Porcentaje Figura 4.2.2.8. Porcentaje de energía incidente y energía producida en cada intervalo de irradiancia en Sevilla. 4.2.3. Energía realmente generada por una instalación Suponiendo un valor de la eficiencia global de la instalación del 8% (frecuente en este tipo de instalaciones) se tiene: Radiación incidente (kWh/m2) 1939.9 Rendimiento de la instalación 0.08 Energía inyectada (KWh/m2) 155.2 Tabla 4.2.3.1. Energía inyectada en red por una instalación en Sevilla con una eficiencia de 8%. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Existe una gran diferencia al comparar la energía producida por la instalación en este caso con la producción dada bajo condiciones estándar (241.5 kWh/m2) o con la máxima que puede darse bajo condiciones reales (211 kWh/m2). La diferencia existente con esta última recoge las pérdidas que se producen en la instalación, excepto las del generador como consecuencia de la variación de la eficiencia debido a la temperatura e irradiancia. 1.3. Comportamiento de las variables climáticas en Andalucía. En este apartado se van a representar gráficamente las variables que adquieren mayor importancia en la producción de energía de una instalación fotovoltaica. En la sucesivas gráficas se muestra la evolución de estas variables para todas las ciudades que se han estudiado en este trabajo, con la intención de que se aprecie cómo varía dicha evolución en cada ciudad. Como ya se ha comentado en repetidas ocasiones, las variables que más influencia tienen en la generación de energía en una instalación son: - Radiación incidente. - Temperatura ambiente. - Temperatura del panel. - Rendimiento del campo solar. Todas estas representaciones se harán por intervalos de irradiancia, como se han realizado todos los cálculos a lo largo de este trabajo. La figura 4.3.1 muestra la distribución de la radiación incidente por intervalos de irradiancia para la inclinación óptima en cada lugar y orientación Sur. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 240 Energía(kWh/m2) 200 160 120 80 40 0 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla 10001050 11001150 Figura 4.3.1. Radiación en su inclinación óptima por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas. La evolución que sigue la energía incidente tiende en cierto modo a la forma de campana, aunque los valores alcanzados en los intervalos para cada ciudad difieran bastante en general. Para bajos niveles de irradiancia, la diferencia de energía incidente para cada ciudad es menor. A medida que aumenta la irradiancia, la diferencia entre dichos valores se hace mayor. 30 T(ºC) 25 20 15 10 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla 1000- 11001050 1150 Figura 4.3.2. Temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo La temperatura ambiente media es ligeramente creciente a medida que aumenta la irradiancia, aunque para ciudades como Almería y Jaén se producen grandes picos. Sin T(ºC) embargo, Cádiz, Huelva y Sevilla presentan las curvas más planas. 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 1000- 11001050 1150 Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla Figura 4.3.3. Temperatura del panel media por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas. Se observa cómo de forma general, a medida que aumenta la irradiancia aumenta también la temperatura del panel. Las mayores temperaturas que se dan en cada intervalo corresponden a Jaén y las menores a Cádiz. La temperatura del panel a lo largo de los intervalos de irradiancia que presenta Granada se encuentra entre las más elevadas. Podría llamar la atención, puesto que la temperatura ambiente media en esta ciudad es la más baja. El hecho de que la velocidad del viento sea inferior que en el resto de ciudades puede ser una de las causas que provoque estas elevadas temperaturas del panel. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 0,1200 0,1150 Rendimiento 0,1100 0,1050 0,1000 0,0950 0,0900 0,0850 0,0800 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 600650 700750 800850 900950 1000- 11001050 1150 Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla Figura 4.3.4. Rendimiento del campo solar por intervalos de irradiancia en las ciudades estudiadas para la temperatura del panel media correspondiente a cada intervalo. La evolución del rendimiento del campo solar es similar en cada una de las ciudades: comienza siendo una función creciente, hasta llegar a un determinado valor de irradiancia en el que se mantiene prácticamente constante para luego volver a disminuir a medida que aumenta la irradiancia incidente. Los mayores valores de rendimiento se dan para Cádiz y los menores para Jaén, que son las ciudades cuyas temperaturas del panel tomaban los valores menores y mayores, respectivamente, en cada uno de los intervalos. 1.4. Contraste de resultados obtenidos con Meteonorm. Como ya se ha explicado, al no disponer de los valores de radiación para todas las ciudades en estudio se ha optado por recurrir a los proporcionados por el Meteonorm que en principio resulta menos fiable que la aplicación comentada, al no corresponderse con años tipo los valores de irradiancia de las ciudades elegidas. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Visto esto, se ha decidido establecer una comparativa para dos localidades de las que se disponga de estos valores por ambas fuentes. La comparación tendrá lugar entre las ciudades de Sevilla y Almería. En las sucesivas figuras se mostrarán, para Sevilla y Almería, las distintas magnitudes de las variables climáticas que se han empleado, comparándose los valores obtenidos por cada una de las dos fuentes. Todas estas magnitudes se representarán por intervalos de irradiancia, ya que éste el procedimiento seguido en todo el trabajo. Distribución de energía por intervalos de irradiancia (Sevilla) 200 180 Energía (kWh/m2) 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 10001050 Meteonorm Aplicación 11001150 Figura 4.4.1. Distribución de energía por intervalos de irradiancia en Sevilla. Se observa fácilmente que existen intervalos de irradiancia en los que según Meteonorm incide energía, mientras que la energía incidente que proporciona la aplicación es nula. Igualmente, existe una gran diferencia en la energía incidente en la mayoría de los intervalos. Mientras que el Meteonorm proporciona una irradiación anual de 2000,52 kWh/m2 de la otra base de datos resulta una energía de 1939,85 kWh/m2, valor que resulta ser un 3% menor. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Distribución de energía por intervalo de irradiancia (Almería) 240 220 Energía (kWh/m2) 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 Meteonorm 10001050 Aplicación Figura 4.4.2. Distribución de energía por intervalos de irradiancia en Almería. En la figura 4.4.2 puede apreciarse también la gran desviación que existe entre los valores proporcionados por ambas fuentes para la mayor parte de los niveles de irradiancia. En este caso, la diferencia en el cómputo total de la radiación alcanza una variación del 7% (1987,9 frente a 2139,42 kWh/m2). Al igual que en el caso anterior, hay intervalos para los que la energía incidente es nula según la aplicación y positiva con Meteonorm. La diferencia existente para los intervalos de irradiancia influye en la energía máxima producida por el campo solar, al depender ésta de otros parámetros relacionados con la irradiancia existente como puede ser la temperatura del panel, temperatura ambiente, temperatura del cielo o velocidad del viento, siendo esta última más aleatoria y no depender en tanta medida como el resto del nivel de irradiancia existente. En las dos siguientes gráficas se representa la utilizabilidad fotovoltaica para Sevilla y Almería. Se recuerda que la utilizabilidad indica la cantidad de energía que incide por encima de un cierto nivel de irradiancia, lo cual está directamente relacionado con la energía que puede producirse en cada intervalo de irradiancia de los considerados en todo el trabajo. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Utilizabilidad Utilizabilidad (Sevilla) 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 Irradiancia (W/m2) Meteonorm Aplicación Figura 4.4.3. Utilizabilidad para Sevilla. La utilizabilidad es prácticamente igual hasta niveles de irradiancia de 500 W/m2, a partir del cual siempre toma valores superiores al calcularla con los datos procedentes del Meteonorm. Utilizabilidad (Almería) Utilizabilidad 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Irradiancia (W/m 2) Meteonorm Aplicación Figura 4.4.4.Utilizabilidad para Almería. 800 900 1000 1100 Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo En este caso, los valores de la utilizabilidad obtenidos a partir de los datos proporcionados por el Meteonorm son menores hasta un nivel de irradiancia de 800W/m2, a partir del cual comienzan a ser semejantes. En cuanto a la temperatura ambiente: Tambiente media de cada intervalo de irradiancia 40 35 30 T (ºC) 25 20 15 10 5 0 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 Meteonorm 600650 700750 800850 900950 1000- 11001050 1150 Aplicación Figura 4.4.5. Distribución de la temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en Sevilla. En este caso puede verse que las variaciones de unos valores con respecto a otros no difieren mucho. En ambos casos, la temperatura ambiente media se mantiene entre los 15 y 27 ºC, salvo para niveles de irradiancia entre 1000 y 1150 W/m2 que la temperatura alcanza valores de 35 ºC. Tambiente media para cada intervalo de irradiancia (Almería) 30 25 T (ºC) 20 15 10 5 0 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 Meteonorm 600650 700750 800850 900950 10001050 Aplicación Figura 4.4.6. Distribución de la temperatura ambiente media por intervalos de irradiancia en Almería. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo En el caso de Almería, para determinados niveles de irradiancia la diferencia entre las temperaturas procedentes de ambas fuentes alcanza valores superiores, de entre 3 y 5ºC. La mínima temperatura ambiente es de 17 ºC para Meteonorm y 15 ºC para la aplicación, siendo la máxima temperatura ambiente en ambos casos de 24 ºC. En Sevilla la temperatura ambiente media máxima alcanzada es unos grados mayor que en Almería, perteneciente a la costa donde las temperaturas suelen ser más suaves. Al igual que en Sevilla, podría llamar la atención que para altas irradiancias la temperatura sea relativamente baja. La explicación que tiene es que gran parte de esta alta irradiancia se da durante los meses de primavera y principio de otoño, en los que la temperatura ambiente no es tan elevada. Se ha comentado también que otro parámetro influyente en la energía generada por el panel es la velocidad del viento, ya que para altas velocidades de éste la temperatura del módulo puede reducirse en gran medida a igualdad del resto de condiciones ambientales. No obstante, se ha decidido no representarla debido a que no guarda una relación tan estrecha con la irradiancia existente como la que puede mantener la temperatura ambiente. Puede considerarse como una variable aleatoria, aunque suele ser menor cuando la irradiancia es más elevada. Tpanel para cada intervalo de irradiancia (Sevilla) 70 60 T (ºC) 50 40 30 20 10 0 0-50 100150 200250 300350 400450 500550 Meteonorm 600650 700750 800850 900950 10001050 11001150 Aplicación Figura 4.4.7. Distribución de la temperatura del panel por intervalos de irradiancia en Sevilla. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Se observa que pese a la variación de los parámetros vistos hasta ahora, la temperatura del módulo es prácticamente la misma para cada uno de los niveles. Para Almería se tiene: Tpanel para cada intervalo de irradiancia (Almería) 60 50 T (ºC) 40 30 20 10 0 0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 Meteonorm 10001050 Aplicación Figura 4.4.8. Distribución de la temperatura del panel por intervalos de irradiancia en Almería. Se sigue produciendo la igualdad de la temperatura del módulo para prácticamente cada intervalo, excepto para el comprendido entre 1000 y 1050 W, en el que la diferencia es bastante apreciable. Por último resta ver cómo afectan todas estas variaciones a la energía generada por el campo solar por ambos métodos. Energía generada por el campo solar para cada intervalo de irradiancia (Sevilla) 18 Energía (kWh/m2) 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0-50 100-150 200-250 300-350 400-450 500-550 600-650 700-750 800-850 900-950 10001050 Meteonorm 11001150 Aplicación Figura 4.4.9. Distribución de energía producida por el generador por intervalos de irradiancia en Sevilla, según la procedencia de los datos. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Aunque la energía generada en cada intervalo puede diferir para cada una de las dos formas, el cómputo total no es tan diferente. Con Meteonorm se obtiene una energía generada por el campo solar de 186,37 kWh/m2 mientras que con la aplicación resulta 182,97 kWh/m2. Energía (kWh/m2) Energía generada por el campo solar para cada intervalo de irradiancia (Almería) 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0-50 100150 200250 300350 400450 Meteonorm 500550 600650 700750 800850 900950 10001050 Aplicación Figura 4.4.10. Distribución de energía producida por el generador por intervalos de irradiancia en Almería. Al igual que para Sevilla, en la energía generada en cada intervalo existen grandes variaciones. Para todo el año se tiene 184,81 y 202,82 kWh/m2 para Meteonorm y la aplicación, respectivamente. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo 1.5. Expresión del indicador propuesto en Andalucía. El objetivo de este trabajo es la determinación de un indicador que aporte información cuantitativa sobre las posibilidades de mejora existentes en una instalación fotovoltaica de conexión a red. Para poder determinar si existen o no dichas mejoras es necesario comparar la energía producida realmente por la instalación con la máxima energía que ésta podría producir bajo las condiciones ambientales reales a las que se encuentra sometida. De esta forma resulta más fácil cuantificar el efecto de las pérdidas del resto de la instalación sobre la producción de energía, al poderse comparar directamente la máxima energía disponible y la que se produce finalmente. La expresión del indicador que se propone tiene la forma que se muestra en la ecuación (4.5.1). Indicador = Ered ,real * Emax (4.5.1) * donde esta energía máxima ( Emax ) hace referencia a la energía producida por la instalación bajo la irradiancia y temperatura del panel reales y suponiendo que no existe ninguna otra pérdida que no sea la debida a la variación de la eficiencia del campo solar con la irradiancia y temperatura. Esta energía máxima variará en función de donde se encuentre la instalación. Otra manera de expresar este mismo indicador es mediante la expresión (4.5.2). En ella, Ered ,real es, al igual que en la ecuación (4.5.1), la energía que la instalación inyecta en la red eléctrica, Emax,teorica es la energía generada suponiendo condiciones estándar y CT es un parámetro que recoge la influencia de la temperatura e irradiancia en la producción de energía, a través de la eficiencia del campo solar. Indicador = Ered ,real Emax,teorica ·CT (4.5.2) El objetivo perseguido es la expresión general de este ratio para Andalucía, para lo cual será necesario calcular la máxima energía que puede producirse en cada una de las ciudades Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo estudiadas o, lo que es igual, estudiar la variación del parámetro CT para las mismas. Todo esto se ha llevado a cabo estudiando, siempre por intervalos de irradiancia, todas las variables que influyen en la generación de energía de una instalación fotovoltaica en las ocho ciudades andaluzas elegidas. En términos globales, la radiación que recibe cada una de las ciudades y la máxima energía que puede producir la misma instalación en cada una de ellas están recogidas en la tabla (4.5.1). Almería Huelva Granada Cádiz Córdoba Málaga Jaén Sevilla Radiación 2139,4 (kWh/m2) 2097,7 2047 2044,7 2032,3 2007,4 1990,6 1939,9 Emax, red (kWh/m2) 235,5 229,7 236 228,7 228,3 223,6 219,2 245,2 Tabla 4.5.1. Radiación y energía máxima que puede inyectarse en la red para las ciudades estudiadas. 2200 250 2150 245 2100 240 2050 235 2000 230 1950 225 1900 Einyectada(kWh/m2) Radiación(kWh/m2) En la figura 4.5.1 se representan estos valores. 220 1850 1800 215 Almería Huelva Granada Radiación Cádiz Córdoba Málaga Jaén Sevilla Energía máx inyectada Figura 4.5.1. Radiación y energía máxima que puede inyectarse en la red para las ciudades estudiadas. Observando esta figura puede verse que en Andalucía, por regla general, cuanto mayor es la radiación incidente mayor es la máxima energía producida por la instalación bajo las hipótesis adoptadas. La excepción se da en Cádiz, donde la energía inyectada en la red es Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo superior a la inyectada en otras ciudades (Granada y Huelva) que reciben una radiación mayor. El valor de CT puede calcularse como CT = 1 − ε T , siendo ε T el error que se comete al considerar la energía producida suponiendo la temperatura del generador igual a 25ºC, en lugar de la real. Para determinar el valor de CT en cada una de las ciudades, se ha calculado previamente ε T en todas ellas para cada intervalo de irradiancia, según se muestra en la tabla 4.5.2. Esta tabla recoge los valores obtenidos para Sevilla. Los valores de ε T para el resto de ciudades están recogidos en el anexo 3 “Valores de ε T para el resto de ciudades estudiadas”. Intervalo (W/m2) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-300 300-350 350-400 400-450 450-500 500-550 550-600 600-650 650-700 700-750 750-800 800-850 850-900 900-950 950-1000 1000-1050 TOTAL Einyectada con Tpanel real Einyectada con Tpanel=25ºC 0,733 3,034 4,910 5,292 7,914 11,928 10,402 13,095 12,295 16,236 11,827 15,027 19,607 17,086 15,218 14,119 10,867 11,108 10,430 7,150 0,903 219,179 Tabla 4.5.2. Cálculo de 0,814 3,026 4,867 5,253 7,951 12,210 10,589 13,541 12,892 17,237 12,588 16,163 21,417 18,684 16,840 15,927 12,311 12,733 12,052 8,303 1,037 236,434 εT para Sevilla. εT 0,110 -0,003 -0,009 -0,007 0,005 0,024 0,018 0,034 0,049 0,062 0,064 0,076 0,092 0,094 0,107 0,128 0,133 0,146 0,155 0,161 0,149 0,079 Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Los valores de ε T negativos indican que al suponer la temperatura del panel en 25ºC se está considerando una energía producida por la instalación menor de lo que es en realidad. Se observa que los mayores errores se comenten en los intervalos con niveles de irradiancia mayores, al aumentar la diferencia que existe entre la temperatura real del panel y los 25ºC. Haciendo lo mismo para el resto de las ciudades se obtienen sus correspondientes valores para ε T , que se indican en la tabla 4.5.3. εT Almería Cádiz 0,070 0,057 Córdoba Granada Huelva 0,086 0,086 Tabla 4.5.2. Valores de εT 0,088 Jaén Málaga Sevilla 0,087 0,074 0,079 para cada ciudad estudiada. Representando gráficamente estos valores se observa cómo el error se encuentra entre el 7 y el 8%, salvo en el caso de Cádiz que el error es considerablemente menor. 0,095 0,090 0,085 Error 0,080 0,075 0,070 0,065 0,060 0,055 0,050 Huelva Jaen GranadaCordoba Sevilla Malaga Almeria Cadiz Figura 4.5.2. Valores de εT para cada ciudad estudiada. Para entender a qué puede deberse esta gran variación de ε T con respecto al resto de las ciudades se representan las gráficas correspondientes a la temperatura ambiente, temperatura del panel y rendimiento del campo solar. Con la intención de emborronar lo menos posible las gráficas, las variables anteriores se representan únicamente para las cuatro ciudades con los valores de errores ( ε T ) más bajos: Sevilla, Málaga, Almería y Cádiz, para poder comparar el comportamiento de estas variables. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Temperatura ambiente 30 28 25 T(ºC) 23 20 18 15 13 10 0-50 100150 200250 300350 Almería 400450 500550 Cádiz 600650 700750 800850 Málaga 900- 1000950 1050 Sevilla Figura 4.5.3. Tambiente para las cuatro ciudades con menor error. Temperatura del panel 60 T(ºC) 50 40 30 20 10 0-50 100150 200250 300350 Almería 400450 500550 600650 Cádiz 700750 800850 Málaga 900- 1000950 1050 Sevilla Figura 4.5.4. Tpanel para las cuatro ciudades con menor error. Rendimiento del campo solar 0,1200 Rendimiento 0,1150 0,1100 0,1050 0,1000 0,0950 0,0900 0,0850 0-50 100150 200250 Almería 300350 400450 500550 Cádiz 600650 700750 Málaga 800850 900- 1000950 1050 Sevilla Figura 4.5.5. Rendimiento del campo solar para las cuatro ciudades con menor error. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo Observando las tres gráficas anteriores se aprecia que: - Para un nivel de irradiancia dado, la temperatura ambiente en Cádiz se encuentra generalmente por debajo de los valores alcanzados en las otras tres ciudades. - Con la temperatura que alcanza el módulo ocurre lo mismo que con la temperatura ambiente, aunque en este caso la temperatura del panel para Cádiz es inferior a la de las otras ciudades en todos los intervalos. - Como se puede intuir, este conjunto de condiciones favorables hacen que el rendimiento del campo solar en Cádiz sea siempre superior al rendimiento en el resto de las ciudades, acercándose por tanto más al máximo rendimiento posible y disminuyendo de esta forma el error cometido. En la figura 4.5.6 se observa cómo varía la curva de rendimiento del campo en función de los valores de irradiancia y temperatura del panel para los que se calcule. Se representan cuatro curvas de rendimiento: 1. Curva rosa. Es el rendimiento del campo solar correspondiente a las condiciones estándar. Puesto que estas condiciones permanecen constantes, el rendimiento también es constante. 2. Curva verde. Es el rendimiento calculado para una temperatura de panel constante e igual a 25ºC, con la irradiancia incidente variando. Al compararla con la curva anterior, la diferencia entre ambas representa las pérdidas debidas a la diferencia de irradiancia. Se observa que a medida que aumenta la irradiancia la diferencia existente entre ambas curvas va disminuyendo. 3. Curva roja. Es el rendimiento del campo solar para Cádiz, el correspondiente a cada intervalo de irradiancia y la temperatura del panel media asociada a cada uno de los intervalos. Es la eficiencia con la que funciona el generador fotovoltaico en Cádiz. 4. Curva azul. Es el rendimiento del campo solar para Sevilla, el correspondiente a cada intervalo de irradiancia y la temperatura del panel media asociada a cada uno Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo de los intervalos. Es la eficiencia con la que funciona el generador fotovoltaico en Sevilla. 0,1300 Rendimiento 0,1200 0,1100 0,1000 0,0900 0,0800 0-50 100150 200250 Cond.Estándar 300350 400450 500550 Ireal, Tp=25ºC 600650 700750 Cadiz:I,Tp reales 800850 900950 10001050 Sevilla:I,Tp reales Figura 4.5.6. Rendimiento del campo solar para diferentes condiciones. Visto esto, puede concluirse que el error en la producción máxima de energía que puede generar una instalación fotovoltaica bajo condiciones ambientales reales en Andalucía está comprendida, en términos medios, entre el 6 y el 8%. Por tanto, la expresión resulta: Indicador = Ered ,real Emax,teorica ·CT donde ε T varía entre 0,06 y 0,08. Criterio de valoración del comportamiento de instalaciones fotovoltaicas Elena Cruz Fajardo
