Cuáles son las pérdidas de RatedPower y cómo reducirlas

Para hacer estimaciones energéticas es crucial comprender qué factores reducen el rendimiento de la planta fotovoltaica y en qué medida. En este artículo, exploramos las pérdidas de las caras del módulo (back-front) y el sistema eléctrico.

Introducción

Es crucial poder estimar la producción de la planta fotovoltaica con precisión. Sin embargo, una variedad de factores, incluidas las propiedades físicas de los componentes y el diseño, así como elementos externos como el polvo y la sombra, tienen un impacto en la cantidad de energía que producirá el sistema fotovoltaico.

Desde los módulos fotovoltaicos hasta la red, las pérdidas se organizan según el orden de diseño. Por tanto, las pérdidas del módulo fotovoltaico son las primeras, seguidas de las del string, inversor, transformador, subestación y red.

Una vez que se simula el diseño, las pérdidas se pueden ver en la pestaña de energía en el lado derecho de la pantalla. Se clasifican en tres grupos:

• Pérdidas de la cara frontal del módulo
• Pérdidas en la cara posterior del módulo (si se usan módulos bifaciales)
• Pérdidas del sistema eléctrico

Pérdidas de la cara frontal del módulo

Como su nombre lo indica, estas pérdidas ocurren en la cara frontal de los módulos y están directamente relacionadas con sombras lejanas/horizonte, sombras cercanas, suciedad y el "Incidence Angle Modifier (IAM)".

• Sombreado lejano
  La presencia de obstáculos en la línea del horizonte (como colinas o edificios) afectará negativamente la radiación que llega a los módulos fotovoltaicos. Esto ocurrirá en los momentos del día en que la elevación del sol es más baja. Normalmente se considera que un obstáculo forma parte del perfil del horizonte si el tamaño de su sombra es más de diez veces mayor que el tamaño de la planta fotovoltaica.
  
  El perfil del horizonte de la planta fotovoltaica se puede ver en la pestaña de energía del proceso de diseño.
  
  

• Sombreado cercano
  Las filas contiguas de módulos fotovoltaicos bloquearán la luz del sol a las otras filas siempre que la elevación del sol sea baja. Estas sombras tendrán un impacto negativo en la irradiancia recibida por los módulos fotovoltaicos. Esta pérdida se debe a la reducción de la irradiancia difusa y albedo. Para los trackers, la irradiancia solar no se ve afectada gracias a nuestro algoritmo de backtracking.
• Suciedad
  La deposición de suciedad y polvo en la superficie del módulo provoca una pérdida directa de irradiancia conocida como pérdida por suciedad. Este impacto es mayor para los rayos solares oblicuos que para los rayos perpendiculares. 
  La pérdida por suciedad se minimiza fácilmente limpiando regularmente los módulos fotovoltaicos. Asimismo, se reduce siempre que las condiciones atmosféricas provoquen la eliminación de la suciedad de su superficie (por lluvia o viento). Sin embargo, en condiciones transitorias de alta contaminación, la pérdida puede llegar al 8 % p.ej entre operaciones de limpieza. Otras condiciones que influyen en la pérdida por suciedad son la proximidad de caminos, las características del terreno o el ángulo de inclinación de los módulos. 
  La pérdida por suciedad en la cara frontal se modela como un valor promedio constante a lo largo de todo el año.
• Incidence Angle Modifier (IAM)
  Se incurre en una pérdida debido al ángulo de incidencia distinto de cero de los rayos solares sobre los módulos. Una fracción de la luz que llega a la superficie de los módulos es reflejada por la cubierta de vidrio que los protege. Esta pérdida se calcula utilizando un coeficiente  (IAM) en función del material de vidrio utilizado. El vidrio de la cara frontal se modeló utilizando el modelo ASHRAE.

¿Cómo reducir las pérdidas en la cara frontal de los módulos?

Como se evidencia en los párrafos anteriores, las pérdidas que aparecen en la cara frontal del módulo están directamente relacionadas con la ubicación, las condiciones climáticas y la geometría de la planta solar fotovoltaica.

Es en el caso de pérdidas de sombras cercana que se considera la geometría de la planta, ya que están relacionadas con las sombras entre las diferentes filas de estructuras, la irradiancia difusa y el albedo que se refleja en la cara frontal.

Pérdidas en la cara posterior de los módulos

La parte posterior y frontal de los módulos comparten algunas pérdidas, como el sombreado cercano y el "Incidence Angle Modifier "(IAM). Algunas otras pérdidas están relacionadas solo con la cara posterior, como el efecto de sombras del suelo y la reflexión.

• Efecto de sombras del suelo
  Las sombras proyectadas sobre el suelo por las estructuras provocan una pérdida de irradiancia para la cara posterior. Parámetros como la distancia pitch entre estructuras, la distancia mínima al suelo y la fracción de transparencia afectan el valor de esta pérdida.
• Reflejo del suelo
  El suelo refleja la irradiancia procedente del entorno. Para cualquier punto dado en el terreno determinado por su posición en relación con el eje de la estructura, se debe cuantificar la cantidad de entorno visible (cielo).

¿Cómo reducir las pérdidas en la cara posterior de los módulos?

Para aumentar la ganancia bifacial, se recomienda aumentar la distancia mínima al suelo de las estructuras (pestaña Equipo). De esta forma, una mayor cantidad de irradiancia se reflejará en la cara posterior contribuyendo a un aumento en la producción específica de energía de la planta. Las estructuras más altas requieren más material y están sujetas a mayores esfuerzos mecánicos, lo que puede aumentar el costo total de la planta fotovoltaica.

Pérdidas del sistema eléctrico

Algunas de las pérdidas del sistema eléctrico se definen durante el proceso de diseño en las pestañas Punto de Red, Eléctrico o Energía, mientras que otras dependen indirectamente de parámetros como el número de módulos por string o el ratio DC/AC.

• Module degradation
  En las primeras horas de exposición a la luz solar se produce una degradación inicial del rendimiento del módulo, conocida como "Light Induced Degradation loss" (LID). Sin embargo, después de esta degradación inicial, tiene lugar un proceso a más largo plazo que da como resultado una pérdida anual de rendimiento. Esta degradación ocurre debido a la corrosión de los conductores y una falla gradual del sello del módulo de la cara posterior. Las condiciones atmosféricas como los cambios de temperatura, la lluvia, la humedad ambiental y la salinidad pueden acelerar la corrosión.
• Temperatura del módulo
  La producción de celdas fotovoltaicas se ve afectada negativamente por las altas temperaturas de operación. La pérdida es consecuencia de las características del módulo fotovoltaico. La temperatura de la celda es siempre superior a la temperatura ambiente.
• Degradación inducida por la luz
  The light induced degradation occurs in the first hours of exposure the photovoltaic module is exposed to sunlight. After these initial hours, the degradation sets in and is constant for the remaining lifetime of the module. This effect is not usually reflected in the module datasheet.
• Mismatch bifacial
  
  El mismatch bifacial es causado por la iluminación heterogénea de la cara posterior. Es más pronunciado en trackers de un solo eje de 1 V, donde el torque proyecta una sombra en la cara posterior resultando células fotovoltaicas sombreadas. Este valor no se traduce directamente en el resultado de pérdida final, ya que se aplica proporcionalmente a la relación entre la irradiancia delantera y la trasera.
• Mismatch del módulo
  Esta pérdida ocurre debido a la variación de las características eléctricas entre módulos fotovoltaicos conectados en serie. Esto significa que los módulos no siempre pueden funcionar en su punto de funcionamiento de máxima potencia. La presencia de sombras parciales  da lugar a un desajuste entre los módulos parcialmente (o completamente) sombreados y los no sombreados.

• Sombras de las estructuras
  Este valor será diferente de cero solo cuando se utilicen estructuras fijas, ya que para los trackers, si se utilizan módulos basados ​​en silicio, el algoritmo de Backtracking evitará las sombras para cualquier distancia pitch definida. Si se diseña con trackers pero con módulos thin film,  el algoritmo de True tracking seguimiento y la propia tecnología del módulo los que evitan que se produzcan estas pérdidas eléctricas.
  
  Para estructuras fijas, RatedPower recomienda un ángulo de inclinación basado en la latitud y una distancia pitch para 4 horas de producción sin sombras en el día del solsticio de invierno.

• Pérdida de cableado DC
  Hay una pérdida debido al efecto óhmico que se produce en la transmisión de corriente Esta pérdida se produce en los cables que conectan los strings de módulos fotovoltaicos a las cajas de string e inversores (o directamente a los inversores si la planta está diseñada con un bus de conexión DC). 
  El valor de las pérdidas de transmisión depende de la sección del cable y la longitud, que normalmente se calculan especificando un valor para la caída de tensión en condiciones STC.
  En RatedPower, esta pérdida se calcula del valor de cáida de tensión máxima del sistema DC definido por el usuario.
• Pérdidas del inversor
  Aparecen cuando el inversor opera fuera de la ventana de operación, y se dividen en pérdidas de tensión y de potencia, ya sea por no alcanzar el umbral mínimo o por superar el valor máximo.
  
  
  En cuanto a las pérdidas de tensión, cuando se establece un número de módulos por string por debajo del valor mínimo del rango recomendado en RatedPower, aparecerán pérdidas ya que no se ha alcanzado el umbral mínimo. Por el contrario, si se define un número muy alto de módulos por string, se producirán pérdidas por superar la tensión máxima del inversor. Estas pérdidas no son recomendables, ya que pueden provocar un mal funcionamiento del inversor o incluso dejar de funcionar.
  
  El rango recomendado de módulos por string se basa en el voltaje de los módulos, el voltaje de entrada máximo del inversor y la eficiencia del inversor. Para más información sobre este cálculo, le recomendamos leer el capítulo 1 de la Metodología Eléctrica.
  
  Las pérdidas de potencia se producen principalmente porque se supera el límite máximo de potencia de DC del inversor, ya que el MPPT del inversor se ve obligado a cambiar el punto de funcionamiento óptimo. Aunque tener un pequeño porcentaje de estas pérdidas no es alarmante, el valor comenzará a aumentar a medida que aumente el valor de la relación DC/AC (por ejemplo, un valor de 1,5 para un sitio con alta irradiancia), ya que el inversor no podrá operar en el punto de máxima potencia un mayor número de veces.
• Eficiencia del inversor
  La principal pérdida incurrida en el inversor es la conversión de DC a AC, generalmente conocida como pérdida de eficiencia. Pueden ocurrir pérdidas adicionales si el dimensionamiento DC con respecto a la potencia nominal del inversor no es óptimo (pérdidas de ventana de operación del inversor). Un factor de potencia bajo puede provocar pérdidas de potencia excesivas.
• Pérdida de cableado AC (inversor a transformador)
  Las pérdidas ocacionadas en los cables de AC debido al efecto óhmico dependen de las secciones y longitud de los cables. La pérdida generalmente se especifica como un porcentaje de caída de voltaje en condiciones STC. Debido a la corta longitud de los cables que conectan el inversor al transformador, esta pérdida suele ser baja. En el caso de un inversor central, esta pérdida es del 0% ya que el inversor se encuentra dentro de la central.
• Pérdidas del centro de transformación
  Las pérdidas del transformador de potencia son dos: un valor de pérdida constante, conocido como pérdida de hierro o de núcleo, y una pérdida dependiente de la potencia convertida, conocida como pérdida de cobre o de devanado. Aunque estas pérdidas suelen ser muy bajas, debido a que el transformador tiene una eficiencia muy alta, deben ser consideradas.
• Pérdida de cableado de MT
  Las pérdidas sufridas en la red de MT por el efecto óhmico dependen de las secciones y longitud de los cables. La pérdida generalmente se especifica como un porcentaje de caída de voltaje en condiciones STC. La red de media tensión está formada por una serie de líneas que conectan los transformadores con los equipos de maniobra de la subestación.
  En RatedPower, esta pérdida se calcula del valor de cáida de tensión máxima del sistema de MT definido por el usuario.
• Pérdida del transformador de la subestación
  El transformador de la subestación eleva el voltaje de la salida de la planta para que coincida con el voltaje de la red. Las pérdidas resultantes para el transformador de la subestación se atribuyen a los componentes de hierro y cobre.
• Indisponibilidad de la planta
  Indisponibilidad por causa de operaciones de mantenimiento programadas, que pueden hacer que la planta quede improductiva, y paradas no programadas por circunstancias no previstas. El valor de la pérdida depende de la ubicación de la planta.

Para cualquier otra pregunta o más información sobre este tema, puede contactarnos a: support@ratedpower.com