Nuevo método para evaluar la pérdida de rendimiento de los sistemas fotovoltaicos verticales bifaciales

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Científicos de la Universidad de Turku (Finlandia) han creado un nuevo método para calcular la tasa de pérdida de rendimiento (PLR) en sistemas fotovoltaicos bifaciales verticales. Esta métrica la utilizan habitualmente los promotores de proyectos para evaluar la producción de energía prevista de un sistema fotovoltaico a lo largo de su vida útil instalada.

Los investigadores afirman en un artículo académico publicado recientemente que en la actualidad no existe un método estandarizado para medir la PLR, y señalan que los distintos métodos aplicados hasta la fecha han dado como resultado PLR muy variables. “En nuestro estudio, se consideran y analizan cuidadosamente varios métodos para cada paso del cálculo, lo que da como resultado más de 1.600 combinaciones de filtro-métrica-agregación-modelo para calcular el PLR, contribuyendo así a los esfuerzos globales para desarrollar marcos de cálculo de PLR estandarizados y fiables”, explica el artículo.

El grupo aplicó la metodología propuesta a sistemas fotovoltaicos bifaciales verticales que funcionan en condiciones nórdicas. Estos sistemas se caracterizan por grandes variaciones estacionales de temperatura, radiación solar y duración del día.

El montaje experimental consistió en un conjunto vertical orientado este-oeste equipado con sensores de potencia, temperatura e irradiancia en el plano del conjunto (POA), sensores de velocidad del viento e irradiancia horizontal global (GHI) y una estación meteorológica. Las mediciones realizadas dieron como resultado un conjunto de datos de alta resolución, de larga duración y al minuto.

“Cada módulo tiene un optimizador CC-CC para mantener el módulo en el punto de máxima potencia (MPP), un medidor de energía CC (EM) para medir la corriente y la tensión CC, y un termopar tipo T (TC) fijado a la parte frontal para medir la temperatura de la superficie del módulo”, dice el documento. “La irradiancia del POA se monitoriza mediante dos células de referencia (RC) en la parte superior de los módulos, una orientada al este y otra al oeste”.

El método excluye los datos no relevantes para el análisis del rendimiento, afectados por fallos del sistema o registrados en condiciones difíciles de modelar o no adecuadas para un modelo de rendimiento determinado. “Esto incluye, por ejemplo, las horas nocturnas, los problemas con los sensores, las sombras y las condiciones de baja irradiancia”, señala el documento.

El nuevo método permite obtener un PLR de referencia del -1-46% anual. “El método interanual con un modelo de rendimiento corregido por la temperatura y la irradiancia agregadas diaria/semanal resultó robusto y fiable frente a la alta estacionalidad nórdica”, afirman los investigadores en el artículo. “Por el contrario, varios métodos utilizados habitualmente, como el modelo PVUSA, arrojaron resultados poco realistas”.

Presentaron el novedoso enfoque en el artículo “Comparing methods for the long-term performance assessment of bifacial photovoltaic modules in Nordic conditions” (Comparación de métodos para la evaluación del rendimiento a largo plazo de módulos fotovoltaicos bifaciales en condiciones nórdicas), publicado en Renewable Energy.

El mismo grupo de investigación dio a conocer en julio un flujo de trabajo metodológico para aumentar el rendimiento eléctrico de los sistemas fotovoltaicos verticales bifaciales conectados a redes de baja tensión (BT) situadas en latitudes altas y con diferentes ubicaciones, orientaciones y tecnologías de los paneles.

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