¿Cómo medir el rendimiento de tu central?

08-01-2019

El gran desarrollo de la tecnología y la industria fotovoltaica (FV) en los últimos años ha derivado en nuevos modelos de negocio y escenarios para los proyectos fotovoltaicos. Por un lado, debido a la alta competitividad en los precios, pasa a ser clave asegurar el rendimiento a largo plazo de la instalación para garantizar la rentabilidad del proyecto. De hecho, el rendimiento en el año 25 o 30 se vuelve tan importante como el del primero, lo que tiene implicaciones obvias en términos de expectativas de degradación de los componentes, O&M, garantías, reemplazos... Por otra parte, ya es un estándar tener que gestionar carteras con instalaciones cada vez más grandes y dispersas.

Sin embargo, la evolución del sector FV no ha sido acompañada por un desarrollo paralelo de sus Procedimientos de Control de la Calidad (QAP). Por ejemplo, hay margen de mejora en la realización de ensayos en el campo de cara a garantizar el rendimiento a largo plazo de las instalaciones. Además, sigue siendo habitual evaluar el funcionamiento de los proyectos con un valor de Performace Ratio (PR), incluso a nivel contractual. En nuestra opinión, esta es una práctica claramente mejorable cuando se tiene que tratar con carteras grandes y dispersas y cuando se necesita analizar el comportamiento de cada proyecto con baja incertidumbre.

Evaluar centrales FV con el PR

Como en cualquier otra disciplina científica, la ingeniería FV utiliza indicadores de rendimiento para calificar el comportamiento de las centrales. En particular, los procedimientos estándar de control de calidad (QAP) de las instalaciones incluyen una evaluación de su rendimiento en dos momentos diferentes: las pruebas de recepción durante la puesta en marcha (que permite obtener el Certificado de Aceptación Provisional, PAC) y después de dos años de funcionamiento generalmente (lo que lleva a obtener el Certificado de Aceptación Final, FAC, de la planta fotovoltaica). El índice más utilizado en estas pruebas de rendimiento es el Performance Ratio (PR), que se define como la relación, durante un cierto periodo, entre la energía generada y la irradiación recibida por el sistema o, en otras palabras, entre el yield final de la central, YF, y un yield de referencia, YR, obtenido a partir de la irradiación efectiva que llega al generador (Gef). Este índice se define en la norma IEC-61724 como:


PR equation

donde Et es la energía generada durante el periodo t, G* es la irradiancia en Condiciones Estándar de Medida (CEM), P* es la potencia pico de la central, calculada como la suma de la potencia CEM de los módulos FV, y Gtef es la irradiación eficaz recibida por el generador.

El PR presenta la ventaja de ser simple: se puede calcular directamente sin ningún tipo de modelado, solo a partir de los datos de los contadores de energía, el catálogo del fabricante de los módulos y un sensor de radiación. De hecho, la elección del sensor de referencia para la medida de la irradiación se convierte en uno de los pocos asuntos a determinar. A este respecto, las prácticas del sector han ido evolucionando, según consideraran:

  • La irradiancia global horizontal (GHI): Fue la referencia que se utilizó inicialmente, y que corresponde a la irradiación vista por un piranómetro en el plano horizontal. Sin embargo, esta referencia fue descartada debido al comportamiento no lineal entre la irradiancia horizontal y la energía generada, derivada principalmente del paso del plano horizontal al del generador.
  • La irradiancia global inclinada (GTI): Una primera modificación para evitar esas no linealidades fue considerar como referencia la irradiancia global en el plano del generador. Sin embargo, esta irradiancia tiene el inconveniente de que no se corresponde con la que incide realmente en el generador, sino con la que ve un piranómetro en ese plano, ya que no tiene en cuenta las pérdidas angulares ni espectrales.
  • La irradiancia eficaz Gef: Los procedimientos más avanzados establecen como referencia la irradiancia que ve un módulo fotovoltaico en el seno del generador. Esta medida puede venir dada por un módulo o una célula de referencia y representa la verdadera entrada al sistema. Para más información sobre la correcta medida de las condicionces de operación puede acceder a esta noticia.

Para una planta FV dada, el PR tiende a ser constante a lo largo de los años, en la misma medida en la que las condiciones climáticas tienden a repetirse, lo que lo convierte en un indicador adecuado para la calificación técnica de una instalación si se consideran periodos anuales (como para la obtención del FAC). De esta forma, la gestión contractual del PR solo requiere un acuerdo sobre el valor garantizado (derivado del estudio de productividad inicial, con un margen de seguridad acordado entre las partes involucradas en el proyecto), sobre el sensor de medida de la radiación solar y sobre la tasa de degradación a largo plazo.

Las desventajas del PR

Sin embargo, el PR tiene algunas desventajas significativas como índice de evaluación. Por un lado, no distingue entre pérdidas evitables e inevitables en cada fase, lo que dificulta la preservación de la cadena de responsabilidad. Por ejemplo, no permite distinguir entre pérdidas por altas temperaturas (inherentes a las condiciones climáticas del emplazamiento), pérdidas por sombras (achacables a la fase de diseño), de bajo rendimiento de los equipos (atribuibles a los fabricantes de los equipos) o a un mantenimiento defectuoso (responsabilidad del contratista de O&M). Otra desventaja es su gran variabilidad en cortos periodos de tiempo, ya que como no tiene en cuenta la variación de la eficiencia con la temperatura ni con la irradiancia. Esto lo hace inadecuado para periodos de evaluación cortos (como las pruebas de PAC). La Figura 1 muestra un ejemplo de la evolución semanal del PR a lo largo de 2010 en una planta FV en el norte de España. Los valores principales para todo el periodo son: PRmean=84.2%, PRmax=93.3% y PRmin=68.8%, lo que supone una variación del ± 12% a lo largo del año. Incluso si restringimos el periodo de análisis a un mes, podemos encontrar una variación del ± 7%. Debido a esta dependencia de las condiciones de operación, los valores de PR pueden transmitir impresiones contradictorias. Por ejemplo, el PR de una misma instalación será menor si se encuentra en el sur de España que si se encuentra en el norte de Alemania. En otras palabras, el PR no permite comparar el funcionamiento de instalaciones en distintas ubicaciones, lo que lo hace inadecuado para gestionar grandes carteras de instalaciones.

Weekly PR of a PV plant in northern Spain in 2010
Figura 1: PR semanal de una instalación FV en el norte de España en 2010. Se aprecia una variabilidad de hasta ± 12% a lo largo del año. Incluso dentro de un mes, se puede registrar una variación de ± 7%.

Por lo tanto, como los QAP incluyen ensayos durante periodos de tiempo cortos y largos (PAC y FAC) y dado que se debe establecer una referencia única, no es recomendable usar el PR como índice de evaluación de la calidad técnica de una instalación, si no otro indicador que sea independiente del clima. De lo contrario, el resultado variará según las condiciones climáticas del periodo de análisis.

El PRSTC : ¿una mejor solución?

Una manera de realizar dicha corrección es calcular un PR en CEM, PRSTC, que se define como el PR de la central durante un periodo hipotético en el que hubiera operado permanentemente en CEM:


PR STC equation

donde ΔETC representa las pérdidas térmicas y ΔEG<G* las pérdidas de eficiencia debidas a baja irradiancia. Estas pérdidas se pueden calcular a partir de los valores medidos de Gef and TC, así como de la información del fabricante. La Figura 2 muestra la evolución diaria del PR y el PRSTC de una central en Sudáfrica, a lo largo de 2017. Respectivamente, presentan una variación máxima de ± 12% y ± 3,5% (con desviaciones estándar de 3,9% y 1,0%, respectivamente).

Daily evolution of PR and PR STC
Figura 2: Evolución diaria del PR y el PRSTC en una central en Sudáfrica a lo largo de 2017. Se puede observar claramente cómo el PRSTC es mucho más estable a lo largo del año.

El aumento de la complejidad que supone medir la temperatura operación de los módulos se ve claramente compensado por el beneficio que supone tener un índice que no sea dependiente del tiempo ni del emplazamiento, lo que permite una evaluación más precisa de la calidad técnica de las centrales, así como llevar a cabo comparaciones precisas entre instalaciones de diferentes regiones climáticas.

Finalmente, la coherencia del QAP requiere utilizar el mismo modelo de rendimiento que se utilizó en el cálculo de la estimación de productividad inicial, de manera que exista una cadena de trazabilidad correcta a lo largo de todo el proyecto. De lo contrario, las suposiciones subyacentes a la estimación inicial no se podrían verificar adecuadamente durante las fases de construcción y operación. Por tanto, es aconsejable establecer también las expectativas de producción iniciales y los umbrales de validación requeridos en las especificaciones técnicas también en términos de PRSTC.

Conclusiones

El uso habitual del PR como el índice para evaluar el rendimiento de las plantas fotovoltaicas presenta varias desventajas: por una parte, no permite diferenciar entre pérdidas achacables al funcionamiento de la central (y, por tanto, evitables) o externas a la misma (inevitables). Por otra parte, no se puede utilizar para comparar plantas en diferentes ubicaciones. Para adaptar los procedimientos de control de calidad a los requisitos de los proyectos fotovoltaicos actuales, las nuevas normas técnicas (IEC-61724) consideran el uso de índices corregidos por las condiciones de operación. Entre ellos, QPV considera que el PRSTC es especialmente recomendable, ya que permite evaluar con mayor precisión el rendimiento a largo plazo de las plantas fotovoltaicas y realizar análisis de cartera entre centrales de distintas zonas climáticas.