¿Cómo mides las condiciones de operación en tu central?

15-08-2018

¿Cómo medir las condiciones de operación en las centrales fotovoltaicas? ¿Qué sensores utilizar? ¿Qué ventajas y desventajas tienen? ¿Qué precauciones tomar? En este artículo repasamos las prácticas habituales y aconsejamos sobre cómo sacar el máximo partido a tus datos en un aspecto que, no por conocido, deja de ofrecer posibilidades de mejora a la hora de desarrollar centrales fotovoltaicas

Los procedimientos de evaluación de las centrales fotovoltaicas se basan en determinar su rendimiento o, lo que es lo mismo, en comparar la entrada y la salida del sistema. La entrada viene dada por la irradiancia eficaz que incide en el generador y por la temperatura de operación de sus células, conocidas ambas como las condiciones de operación. A su vez, la salida del sistema viene dada por la energía producida. Por tanto, medir correctamente las condiciones de operaciónes imprescindible para evaluar con precisión el comportamiento y la calidad de las instalaciones.

Para medir las condiciones de operación, se optaba inicialmente por utilizar piranómetros para la medida dela irradiancia (tanto en horizontal como enel plano del generador) y termopares o PT-100 para la medida de la temperatura de célula. Más tarde, se empezaron a utilizar también dispositivos propiamente fotovoltaicos, como módulos y célulasde referencia.

Por otra parte, el desarrollo de sistemas avanzados de adquisición de datos para la monitorización promovió la instalación simultánea de varios sensores en una misma central [1]. El lado positivo de esta redundancia es una mayor robustez: por ejemplo, si falla la comunicación con un sensor, hay más a los que recurrir.Sin embargo, el lado negativo es que el uso de dispositivos distintos resulta con frecuencia en resultados diferentes, lo que añade una considerable incertidumbre a la hora de calcular los índices de funcionamiento de la instalación, que varían según el sensor seleccionado [2].

Dada esta situación caso, ¿cómo saber qué sensores son preferibles? ¿Cuáles son sus principales ventajas e inconvenientes? En definitiva, ¿cómo medir las condiciones de operación en las centrales? En los siguientes puntos revisaremos el estado del arte y veremos cómo, a pesar de ser un aspecto conocido, la medida de las condiciones de operación esconde posibilidades de mejora a las que merece la pena prestar atención cuando se desarrollan proyectos fotovoltaicos.

Las distintas opciones de medida

Para asegurar una correcta medida en el campo hay que prestar atención al dispositivo de medida en sí,pero también tomar algunas precauciones adicionales. Por un lado, hay que garantizar la calibración no sólo del sensor sino también de la electrónica asociada. Por ejemplo, los convertidores tensión/corriente, transductores, registradores de datos... deben garantizar un rendimiento adecuado para los amplios rangos de temperatura y humedad que se van a dar en el campo. Por otro lado, debe medirse el efecto de la suciedad, especialmente en climas áridos o cuando existen fuentes de suciedad cercanas (cultivos, caminos sin asfaltar, canteras...).

Medir la irradiancia

La medida de la irradiancia se puede hacer, fundamentalmente, con piranómetros, células o módulos de referencia. La diferencia entre el primero y los segundos es que los piranómetros miden la irradiancia global mientras las células y los módulos miden la irradiancia eficaz, que es la que resulta de corregir la irradiancia global con las respuestas angular y espectral características de los dispositivos fotovoltaicos.

Lo que es relevante en este contexto es que los piranómetros son un dispositivo adecuado para medir la irradiancia horizontal, cuyo objetivo es la comparación con los datos de irradiación utilizados en el diseño de la instalación, ya que también esas fuentes de datos (satélites, estaciones meteorológicas…) miden la irradiancia global. Sin embargo, los piranómetros dejan de ser adecuados para medir la irradiancia eficaz que incide realmente en el generador, que es la variable que se debe utilizar a la hora de calcular los índices de rendimiento de la instalación. En ese caso, es necesario realizar las correcciones angular y espectral, lo que implica, en general, un aumento de la incertidumbre de hasta el 3%.

Medir con dispositivos fotovoltaicos

Este aumento de incertidumbre puede evitarse si se mide directamente la irradiancia eficaz con células o módulos fotovoltaicos. Estos sensores deben ser de la misma tecnología que el generador para garantizar igualdad en las respuestas espectral y angular, y para obtener resultados más precisos y repetitivos. A continuación, existen algunas diferencias entre las células y los módulos que hacen que estos últimos sean más recomendables como sensores de referencia:

  • Robustez frente a la suciedad: por un lado, cabe esperar que la distribución de suciedad en los módulos de referencia sea similar a la de cualquier otro módulo, lo que le convierte en el sensor que mejor representa los patrones de distribución de suciedad que se dan en el generador. Por otro lado, la suciedad localizada (acumulación de polvo, excrementos de pájaros, barro...) tiene un efecto limitado en el módulo. Sin embargo, ninguna de estas dos afirmaciones está asegurada para una célula de referencia: se ve directamente afectada por cualquier suciedad, localizada o no, y su menor tamaño hace que sus patrones de distribución de suciedad sean diferentes a los de los módulos fotovoltaicos.
  • Repetitividad: la respuesta de un módulo es más estable y repetitiva que la de cualquier otro sensor [3].
  • Corrección por temperatura: muchas células de referencia incluyen la medida de la temperatura de operación, generalmente por medio de termopares, y corrigen su efecto sobre la medida de la irradiancia. Sin embargo, estamedidade temperatura no es representativa del comportamiento del módulo, ya que la célula presenta mecanismos de disipación de calor distintos. Por ejemplo, la relación superficie/volumen es mayor en las células, lo que las hace más frías que los módulos.
  • Fabricación y calibración: los módulos de referencia se fabrican siguiendo estrictos estándares de calidad (como la norma IEC-61215) que garantizan tanto su calibración como su durabilidad a largo plazo en el campo, lo que puede no ser el caso para las células de referencia. Por ejemplo, las intercomparacionesrealizadas en laboratorios europeos han mostrado una precisión en la calibración superior al 2% para los módulos de silicio cristalino [4].

Ejemplo

La Figura 1 muestra la comparación entre la irradiancia medida por un módulo y tres células de referencia en una planta fotovoltaica. Una de las células de referencia es un patrón secundario recientemente calibrado en una intercomparación europea de sensores de radiación. Las otras dos son dispositivos comerciales con dos años de exposición al sol. La Tabla 1 resume la irradiación medida durante el ensayo: la diferencia entre la célula secundaria y el módulo fue tan baja como 0,6%, mientras que las otras dos células de referencia registraron 4,6% y 5,1% menos de irradiación que el módulo FV. Este resultado puede deberse a un problema de calibración, posiblemente incrementado por una degradación prematura de las células de referencia.


Comparison between the irradiance measured by a reference PV module and three reference cells
Figura 1: Comparación entre la irradiancia eficaz medida por un módulo y tres células de referencia (en azul, la célula patrón secundario).

Irradiación (kWh/m2) Diferencia (%)
Módulo de referencia 2.052 -
Célula – patron secundario 2.065 0,6
Célula 1 1.961 -5,1
Célula 2 1.970 -4,6
Tabla 1: Irradiación medida durante el ensayo por un módulo y tres células de referencia.

Experimentos de calibración llevados a cabo en módulos de referencia de 10 plantas fotovoltaicas españolas mostraron resultados similares después de 5 años de funcionamiento [5]. La degradación máxima encontrada en los módulos fue del 1,2%, que está por debajo de la incertidumbre de la medida. Además, en 8 de los casos, la degradación fue inferior al 0,2%, lo que da una idea de la gran estabilidad de los módulos de referencia y su calibración a lo largo del tiempo.

Temperatura de célula

La forma más común de medir la temperatura de operación de las células es usar termopares o PT-100 conectados a la parte posterior del módulo. Sin embargo, también existe la posibilidad de aprovechar la dependencia de la tensión de circuito abierto delos móduloscon la temperatura para usar un módulo de referencia como sensor. Esta opción constituye una alternativa más recomendable debido a las siguientes razones:

  • Representatividad: el valor dado por un módulo de referencia es la temperatura equivalente de todo el dispositivo, por lo que representa la temperatura promedio de todas las células. Incluso bajo condiciones normales de operación y dependiendo del tamaño del módulo, es común encontrar diferencias de temperatura entre células que van desde 4°C a 10°C. De acuerdo con nuestra experiencia, esta diferencia de temperatura se puede dividir en 4°C debido a variaciones en la tensión del punto de trabajo y 6°C debido a las diferencias de disipación entre las células, y no está relacionada con ningún rendimiento defectuoso. Por lo tanto, una temperatura equivalente es más representativa del comportamiento del conjunto del módulo que cualquier medida puntual (como es el caso con los termopares).
  • Punto de medida: los termopares miden la temperatura de la superficie posterior del módulo, que no es necesariamente la misma que la temperatura de trabajo interna de sus células. Se puede aplicar un coeficiente de corrección para obtener la temperatura interna a partir de la externa, generalmente basadoen casos experimentales específicos. Sin embargo, este proceso añade una incertidumbre adicional. Esto se evita cuando se usan módulos de referencia, que proporcionan directamente la temperatura de operación de las células.
  • Estabilidad: la estabilidad de la medidacon termopares en el campo es cuestionable. Es común encontrar dispositivos despegados después de algunos meses de instalación. Incluso si permanecen correctamente adheridos, las variaciones térmicas a las que están sujetos los módulos pueden provocar un deterioro del contacto en la interfaz módulo-termopar, que se traduce en una medida defectuosa. Por otro lado, la estabilidad de los módulos fotovoltaicos a lo largo del tiempo está garantizada por su proceso de fabricación.
  • Dispersión: estudios anteriores han demostrado que la dispersión en la medida de la temperatura es mucho menor cuando se usan módulos de referencia que cuando se usan termopares[3],[6].
  • Características de señal: la amplitud de señal más grande en el caso de los módulos de referencia, lo que la hace más robusta frente al ruido asociado a la transmisión de la señal.

Ejemplo

La Figura 2 presenta la comparación de la temperatura de célula medida por dos módulos de referencia y tres termopares (perfectamente adheridos) en una planta fotovoltaica, mientras que la Tabla 2 muestra los resultados correspondientes en términos de temperatura diaria equivalente. Se observa una gran coincidencia entre módulos (diferencia de 0,3%) mientras aparecen diferencias significativas con los termopares (entre 4,0% y 8,7%).


Comparison between the operating cell temperature measured by two reference PV modules and three thermocouples
Figura 2: Comparación entre la temperatura de célula medida por dos módulos de referencia (puntos grises) y tres termopares (puntos rojos, verdes y azules).

Parámetro Módulo 1 Módulo 2 Termo. 1 Termo. 2 Termo. 3
Temperatura equivalente (°C) 38,7 38,8 35,3 36,8 42,1
Diferencia (%) - -0,3 -8,7 -4,4 8,7
Tabla 2: Temperatura equivalente diaria medida por dos módulos PV de referencia y tres termopares.

De nuevo, ensayos de calibración de módulos de referencia llevados a cabo en 10 instalaciones fotovoltaicas españolas después de 5 años de operación mostraron degradaciones máximas del 0,9% y una degradación media menor que el 0,2%, lo que incide en la gran estabilidad de estos dispositivos [5].

Módulos de referencia como sensores

Como hemos visto, los módulos de referencia son la mejor alternativa para la medida de las condiciones de operación en campo, no sólo por la precisión y repetitividad de su medida sino también por su durabilidad y estabilidad a largo plazo. A nivel constitutivo, deben ser módulos de la misma tecnología (generalmente del mismo fabricante y tipo) que los que constituyen el generador fotovoltaico, pero previamente estabilizados (expuestos a más de 60 kWh/m2) y cuidadosamente calibrados en un laboratorio independiente o en el campo. Además, cuando se suministran como parte del lote de módulos de la central, su disponibilidad y garantía están asegurados. Finalmente, pero no menos importante, son una alternativa totalmente competitiva económicamente.

La Figura 3 muestra ejemplos de módulos de referencia instalados en centrales con estructuras estáticas, y con seguimiento a un eje y a doble eje, así como con módulos de tecnología c-Si, CIGS y CdTe.


Reference PV module example Reference PV module example
Reference PV module example Reference PV module example
Reference PV module example Reference PV module example
Reference PV module example Reference PV module example
Figura 3: Ejemplo de módulos de referencia instalados en centrales en operación, con estructuras estáticas, seguimiento a uno y dos ejes, así como módulos de tecnología c-Si, CIGS y CdTe.

Referencias:

[1] Fuentes, M. et al., 2014. Design of an accurate, low-cost autonomous data logger for PV system monitoring using ArduinoTM that complies with IEC standards. Solar Energy Materials and Solar Cells, 130, pp.529–543.

[2] García, M. et al., 2014b. Solar Irradiation and PV Module Temperature Dispersion at a Large-scale PV Plant. Progress in Photovoltaics: Research and Applications.

[3] Caamaño-Martín, E., Lorenzo, E. & Lastres, C., 2002. Crystalline silicon photovoltaic modules: characterization in the field of rural electrification. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 10(7), pp.481–493.

[4] Herrmann, W. et al., 2007. Advanced intercomparison testing of PV modules in European test laboratories. In 22nd European Photovoltaic Solar Energy Conference.

[5] Moretón R. (2016). Contributions to uncertainty reduction in the estimation of PV plants performance. PhD thesis, ETSIT, Universidad Politécnica de Madrid.

[6] Alonso-García, M.C., 2000. On the NOCT determination of PV solar modules. In 16th European Photovoltaic Solar Energy Conference.