¿Conoce las distintas formas de medir las condiciones de funcionamiento de su planta?

¿Cómo medir las condiciones de funcionamiento en las centrales fotovoltaicas? ¿Qué sensores utilizar? ¿Cuáles son las ventajas y los inconvenientes? ¿Qué precauciones tomar? En este artículo repasamos las prácticas habituales y damos consejos para sacar el máximo partido a los datos en un aspecto que, aunque bien conocido, ofrece 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, dicho de otro modo, en comparar la entrada y la salida del sistema. La entrada viene dada por la irradiancia efectiva que incide sobre el generador y por la temperatura de funcionamiento de sus células, ambas conocidas como condiciones de funcionamiento. A su vez, la salida del sistema viene dada por la energía producida. Por lo tanto, la medición correcta de las condiciones de funcionamiento es esencial para evaluar con precisión el rendimiento y la calidad de las instalaciones.

Para medir las condiciones de funcionamiento, al principio se utilizaban piranómetros para medir la irradiancia (tanto horizontal como en el plano del generador) y termopares o PT-100 para medir la temperatura de las células. Posteriormente, también se utilizaron dispositivos fotovoltaicos, como módulos y células de referencia.

Por otro lado, el desarrollo de sistemas avanzados de adquisición de datos para monitorización ha promovido la instalación simultánea de varios sensores en la misma planta [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 distintos dispositivos suele dar lugar a resultados diferentes, lo que añade una incertidumbre considerable a la hora de calcular los índices de rendimiento de la instalación, que varían en función del sensor seleccionado [2].

Ante esta situación, ¿cómo saber qué sensores son preferibles? ¿Cuáles son sus principales ventajas e inconvenientes? En definitiva, ¿cómo medir las condiciones de funcionamiento en las centrales eléctricas? En los siguientes puntos repasaremos el estado del arte y veremos cómo, a pesar de ser un aspecto conocido, la medición de las condiciones de funcionamiento esconde posibilidades de mejora a las que merece la pena prestar atención a la hora de desarrollar proyectos fotovoltaicos.

LAS DIFERENTES OPCIONES DE MEDICIÓN

Para garantizar una medición correcta sobre el terreno, hay que prestar atención al propio dispositivo de medición, pero también hay que tomar algunas precauciones adicionales. Por un lado, es necesario garantizar la calibración no sólo del sensor, sino también de la electrónica asociada. Por ejemplo, los convertidores de tensión/corriente, los transductores, los registradores de datos... deben garantizar un rendimiento adecuado para los amplios rangos de temperatura y humedad que se encontrarán sobre el terreno. Por otro lado, hay que medir el efecto de la suciedad, especialmente en climas áridos o cuando hay fuentes de suciedad cercanas (cultivos, carreteras sin asfaltar, canteras...).

MEDIR LA IRRADIANCIA

La medición de la irradiancia puede realizarse, fundamentalmente, con piranómetros, células o módulos de referencia. La diferencia entre los primeros y los segundos es que los piranómetros miden la irradiancia global mientras que las células y los módulos miden la irradiancia efectiva, que es el resultado de corregir la irradiancia global con las respuestas angulares y espectrales características de los dispositivos fotovoltaicos.

Lo relevante en este contexto es que los piranómetros son un dispositivo adecuado para medir la irradiancia horizontal, cuya finalidad es la comparación con los datos de irradiancia 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 ya no son adecuados para medir la irradiancia efectiva que incide realmente sobre el generador, que es la variable que debe utilizarse para calcular los índices de rendimiento de la instalación. En este caso, hay que efectuar correcciones angulares y espectrales, lo que implica generalmente un aumento de la incertidumbre de hasta un 3%.

Medición con dispositivos fotovoltaicos

Esta mayor incertidumbre puede evitarse midiendo directamente la irradiancia efectiva con células o módulos fotovoltaicos. Estos sensores deben ser de la misma tecnología que el generador para garantizar respuestas espectrales y angulares iguales, y obtener resultados más precisos y repetibles. He aquí algunas diferencias entre células y 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 la suciedad en los módulos de referencia sea similar a la de cualquier otro módulo, por lo que es el sensor que mejor representa los patrones de distribución de la suciedad que se producen en el generador. Por otro lado, la suciedad localizada (acumulación de polvo, excrementos de pájaros, barro...) tiene un efecto limitado sobre 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 la suciedad sean diferentes a los de los módulos fotovoltaicos.
  • Repetibilidad: la respuesta de un módulo es más estable y repetible que la de cualquier otro sensor.
  • Corrección de la temperatura: Muchas células de referencia incluyen la medición de la temperatura de funcionamiento, normalmente mediante termopares, y corrigen su efecto en la medida de irradiancia. Sin embargo, esta medida de temperatura no es representativa del comportamiento del módulo, ya que la célula tiene diferentes mecanismos de disipación del calor. 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 de acuerdo con estrictas normas de calidad (como la IEC-61215) que garantizan tanto la calibración como la durabilidad a largo plazo sobre el terreno, lo que puede no ser el caso de las células de referencia. Por ejemplo, las intercomparaciones realizadas en laboratorios europeos han demostrado una precisión de calibración superior al 2% para los módulos de silicio cristalino.

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 calibrado recientemente en una intercomparación europea de sensores de irradiancia. Las otras dos son dispositivos comerciales con dos años de exposición al sol. La tabla 1 resume la irradiancia medida durante la prueba: la diferencia entre la célula secundaria y el módulo fue de tan sólo un 0,6%, mientras que las otras dos células de referencia registraron un 4,6% y un 5,1% menos de irradiancia que el módulo fotovoltaico. Este resultado puede deberse a un problema de calibración, posiblemente incrementado por la degradación prematura de las células de referencia.

Figura 1: Comparación entre la irradiancia efectiva medida por un módulo y tres células de referencia (en azul, la célula patrón secundaria).

Irradiación (kWh/m2)Diferencia (%)
Módulo de referencia2.052-
Célula - patrón secundario2.0650,6
Celda 11.961-5,1
Celda 21.970-4,6
Cuadro 1: Irradiancia medida durante la prueba por un módulo y tres células de referencia.

Los experimentos de calibración realizados con módulos de referencia de 10 plantas fotovoltaicas españolas mostraron resultados similares tras 5 años de funcionamiento. La degradación máxima encontrada en los módulos fue del 1,2%, por debajo de la incertidumbre de 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 de su calibración a lo largo del tiempo.

TEMPERATURA DE LA CÉLULA

La forma más habitual de medir la temperatura de funcionamiento de las células es utilizar termopares o PT-100 conectados a la parte posterior del módulo. Sin embargo, también existe la posibilidad de aprovechar la dependencia de la tensión en circuito abierto de los módulos con la temperatura para utilizar un módulo de referencia como sensor. Esta opción es una alternativa más recomendable por 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 media de todas las células. Incluso en condiciones normales de funcionamiento y en función del tamaño del módulo, es habitual encontrar diferencias de temperatura entre las células que oscilan entre 4°C y 10°C. Según nuestra experiencia, esta diferencia de temperatura puede dividirse en 4°C debidos a variaciones en la tensión del punto de funcionamiento y 6°C debidos a diferencias de disipación entre las células, y no está relacionada con ningún funcionamiento defectuoso. Por lo tanto, una temperatura equivalente es más representativa del comportamiento del módulo en su conjunto que cualquier medición puntual (como ocurre con los termopares).
  • Punto de medición: los termopares miden la temperatura de la superficie posterior del módulo, que no coincide necesariamente con la temperatura interna de funcionamiento de sus células. Se puede aplicar un coeficiente de corrección para obtener la temperatura interna a partir de la externa, normalmente basado en casos experimentales concretos. Sin embargo, este proceso añade incertidumbre adicional. Esto se evita cuando se utilizan módulos de referencia, que proporcionan directamente la temperatura de funcionamiento de las células.
  • Estabilidad:La estabilidad de las mediciones de termopares sobre el terreno es cuestionable. Es frecuente encontrar dispositivos desprendidos tras unos meses de instalación. Incluso si permanecen correctamente fijados, las variaciones térmicas a las que están sometidos los módulos pueden provocar un deterioro del contacto en la interfaz módulo-termopar, dando lugar a una medición defectuosa. Por otra parte, 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 medición de la temperatura es mucho menor cuando se utilizan módulos de referencia que cuando se utilizan termopares.
  • Características de la señal: mayor amplitud de la señal en el caso de los módulos de referencia, lo que la hace más resistente al ruido asociado a la transmisión de la señal.

Ejemplo

La figura 2 presenta la comparación de la temperatura de las células 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 concordancia entre los módulos (diferencia del 0,3%), mientras que aparecen diferencias significativas con los termopares (entre el 4,0% y el 8,7%).

Figura 2: Comparación entre la temperatura de la célula medida por dos módulos de referencia (puntos grises) y tres termopares (puntos rojos, verdes y azules).

ParámetroMódulo 1Módulo 2Termo. 1Termo. 2Termo. 3
Temperatura equivalente (°C)38,738,835,336,842,1
Diferencia (%)--0,3-8,7-4,48,7
Tabla 2: Temperatura diaria equivalente medida por dos módulos FV de referencia y tres termopares.

Tabla 2: Temperatura diaria equivalente medida por dos módulos FV de referencia y tres termopares.

De nuevo, las pruebas de calibración de módulos de referencia realizadas en 10 instalaciones fotovoltaicas españolas tras 5 años de funcionamiento mostraron degradaciones máximas del 0,9% y una degradación media inferior al 0,2%, lo que es indicativo de la gran estabilidad de estos dispositivos [5].

MÓDULOS DE REFERENCIA COMO SENSORES

Como hemos visto, los módulos de referencia son la mejor alternativa para medir las condiciones de funcionamiento sobre el terreno, no sólo por la precisión y repetibilidad de su medición, 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 sobre el terreno. Además, al suministrarse como parte del lote de módulos de la central, su disponibilidad y garantía están aseguradas. Por último, pero no por ello menos importante, son una alternativa totalmente competitiva desde el punto de vista económico.

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

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

Referencias:

[1] Fuentes, M. y otros, 2014. Diseño de un registrador de datos autónomo, preciso y de bajo coste para la monitorización de sistemas fotovoltaicos utilizando ArduinoTM que cumple con los estándares IEC. Solar Energy Materials and Solar Cells, 130, pp.529-543.

[2] García, M. y otros, 2014b. Irradiación solar y dispersión de temperatura de módulos fotovoltaicos en una planta fotovoltaica a gran escala. Avances en Fotovoltaica: Investigación y Aplicaciones.

[3] Caamaño-Martín, E., Lorenzo, E. & Lastres, C., 2002. Módulos fotovoltaicos de silicio cristalino: caracterización en el campo de la electrificación rural. Avances en Fotovoltaica: Research and Applications, 10(7), pp.481-493.

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

[5] Moretón R. (2016). Contribuciones a la reducción de la incertidumbre en la estimación del rendimiento de plantas fotovoltaicas. Tesis doctoral, ETSIT, Universidad Politécnica de Madrid.

[6] Alonso-García, M.C., 2000. Sobre la determinación NOCT de módulos solares fotovoltaicos. En 16th European Photovoltaic Solar Energy Conference.

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