Cómo medir el rendimiento de su planta


El desarrollo de la industria fotovoltaica (FV) ha derivado en nuevos modelos de negocio y escenarios para los proyectos FV. Por un lado, debido a la competitividad de los precios, es clave asegurar el rendimiento a largo plazo de la planta fotovoltaica para garantizar la rentabilidad del proyecto. De hecho, el rendimiento del año25 o30 pasa a ser tan importante como el rendimiento del primer año, lo que tiene implicaciones obvias en términos de degradación de los componentes, O&M, garantías, sustituciones... Por otro lado, ya es un estándar gestionar carteras con instalaciones más grandes y dispersas.

Sin embargo, la evolución del sector fotovoltaico no ha ido acompañada de un desarrollo paralelo de sus procedimientos de garantía de calidad (QAP). Por ejemplo, hay margen para más y mejores controles de calidad sobre el terreno orientados a garantizar el rendimiento a largo plazo de las instalaciones. Además, sigue siendo habitual evaluar el rendimiento del proyecto con un valor de Performance Ratio (PR ). Incluso contractualmente, el valor PR determina la aceptación de la planta fotovoltaica. En nuestra opinión, se trata de una opción claramente mejorable cuando se trata de carteras grandes y dispersas y cuando se necesita analizar con precisión el comportamiento del proyecto.

EVALUACIÓN DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS CON PR

Como en cualquier otra disciplina científica, la ingeniería fotovoltaica utiliza indicadores de rendimiento para calificar el comportamiento de las centrales. En concreto, la norma QAP incluye una evaluación del rendimiento de la central fotovoltaica en dos momentos diferentes. Por un lado, durante las pruebas de puesta en servicio, en la aceptación provisional de la instalación (PAC). Después, generalmente tras dos años de funcionamiento, como parte de la aceptación final de la planta fotovoltaica (FAC). El índice más utilizado en estas pruebas de rendimiento es el Performance Ratio (PR), definido como la relación, durante un periodo determinado, entre la energía de salida suministrada por el sistema y la energía de entrada recibida por el mismo o, dicho de otro modo, entre el rendimiento final de la instalación, YF, y un rendimiento de referencia, YR, obtenido a partir de la irradiación efectiva en el plano (Gef). Más en detalle, este índice se define en la norma IEC-61724 como:

dondeEt es la energía entregada a la red durante el periodo t, G* es la irradiancia en condiciones de ensayo estándar (STC), P* es la potencia nominal del generador fotovoltaico, calculada como la suma de la potencia STC de los módulos, y Gtef es la irradiaciónefectivamente recibida en el sistema fotovoltaico.

La PR presenta la ventaja de ser sencilla: puede calcularse directamente sin ningún tipo de modelización, sólo a partir de los datos de los contadores de energía, la ficha técnica del fabricante fotovoltaico y un sensor de irradiancia. De hecho, la elección del sensor de referencia para la medición de la irradiación se convierte en una de las pocas cuestiones a las que hay que hacer frente. En este sentido, las normas del sector han ido evolucionando, en función de si se tenían en cuenta:

  • La Irradiación Horizontal Global (IHG): es la referencia que se utilizó inicialmente, y corresponde a la irradiación recibida por un piranómetro en el plano horizontal. Sin embargo, pronto se descartó esta fuente, debido al comportamiento no lineal entre ella y la energía de salida, derivado principalmente del paso del plano horizontal al inclinado.
  • La irradiación global inclinada (GTI): Una primera modificación para evitar esas no linealidades consistió en considerar como referencia la irradiancia global en el plano del conjunto, vista por un piranómetro. Sin embargo, esta irradiancia presenta el inconveniente de no corresponder a la que llega realmente al generador, ya que no tiene en cuenta las respuestas angulares y espectrales de los módulos fotovoltaicos.
  • La irradiación efectiva en el plano, Gef: Los procedimientos más avanzados establecen como referencia la irradiancia recibida por un dispositivo fotovoltaico en el plano del conjunto. Esta medida puede ser proporcionada por unos módulos o células de referencia, y representa la entrada real del sistema. Para más información sobre la correcta medición de las condiciones de operación puede acceder a esta noticia.

Cualquiera que sea el caso, para una planta fotovoltaica y un emplazamiento dados, la PR tiende a ser constante a lo largo de los años, tanto como las condiciones climáticas tienden a repetirse, lo que la hace apta para la calificación técnica cuando se consideran periodos anuales (como para las pruebas FAC ). De este modo, la gestión contractual de la PR sólo requiere un acuerdo sobre el valor garantizado (derivado de la evaluación inicial del rendimiento con un margen de seguridad acordado entre las partes implicadas en el proyecto), sobre el dispositivo de medición de la radiación solar y sobre los efectos de degradación a largo plazo.

PUNTOS DÉBILES DE LAS RELACIONES PÚBLICAS

No obstante, el RP presenta 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 responsabilidades. Por ejemplo, no permite distinguir entre pérdidas por alta temperatura (inherentes a las condiciones climáticas del emplazamiento), pérdidas por sombras (derivadas de la fase de diseño), baja eficiencia de los equipos (imputables a los fabricantes de los equipos) o mantenimiento deficiente (imputables al contratista de O&M). Otro inconveniente es su gran variabilidad en periodos cortos de tiempo: al no tener en cuenta la variación de la eficiencia con la temperatura y la irradiancia, varía considerablemente a lo largo del año. Esta característica lo hace inadecuado para periodos de evaluación cortos (como las pruebas PAC ). La Figura 1 muestra un ejemplo de la evolución semanal de la PR a lo largo de 2010 en una planta fotovoltaica del norte de España. Los principales valores para todo el periodo son: PRmean=84,2%, PRmax=93,3% y PRmin=68,8%, en lo que representa una excursión de ±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 funcionamiento, los resultados de PR son en cierto modo contraintuitivos. Por ejemplo, el resultado de PR de una instalación con la misma cualificación de calidad será menor si está situada en el sur de España que si está situada en el norte de Alemania. En consecuencia, la PR no puede utilizarse para comparar el rendimiento de distintas plantas fotovoltaicas.

Figura 1: PR semanal de una planta fotovoltaica en el norte de España en 2010. Se observa una variabilidad de hasta el ±12% a lo largo del año. Incluso dentro de un mismo mes puede registrarse una variación del ±7%.

Por lo tanto, dado que los QAP incluyen pruebas durante periodos de tiempo cortos y largos(PAC y FAC) y dado que debe establecerse una referencia única, no resulta atractivo utilizar el PR como índice de evaluación, sino un indicador independiente de las condiciones climáticas, para calificar adecuadamente el estado técnico de la planta fotovoltaica. De lo contrario, el resultado de la calificación variará en función de las condiciones climáticas del periodo de calificación.

PRSTC: ¿UNA PROPUESTA SUPERADORA?

Una forma cómoda de afrontar este problema es considerar un Ratio de Rendimiento corregido a STC, PRSTC, definido como el PR de una planta fotovoltaica durante un periodo hipotético en el que hubiera funcionado permanentemente mantenida a STC:

where ΔETC stands for the thermal losses and ΔEG<G* for the efficiency losses due to low irradiance levels. These losses can be calculated from measured Gef and TC values and the manufacturer datasheet information. Figure 2 shows the daily evolution of PR and PRSTC of a PV plant in SouthAfrica, throughout 2017. They present, respectively, a maximum variation of ±12% and ±3.5% (with standard deviations of 3.9% and 1.0%, respectively).

Figura 2: Evolución diaria de PR y PRSTC en una instalación fotovoltaica en Sudáfrica a lo largo de 2017. Se observa claramente la mayor estabilidad del PRSTC.

La principal ventaja de la escasa complejidad añadida de la medición de la temperatura de funcionamiento de las células es que la PRSTC no depende ni del tiempo ni del lugar, lo que permite calificar con mayor precisión la calidad técnica de las instalaciones fotovoltaicas y realizar comparaciones detalladas entre plantas fotovoltaicas de distintas regiones climáticas.

Por último, la coherencia del QAP exige utilizar el mismo modelo de rendimiento que en la evaluación del rendimiento para establecer una cadena de trazabilidad correcta a lo largo de todo el proyecto. De lo contrario, los supuestos en los que se basan las estimaciones iniciales no se verificarán adecuadamente durante las fases de construcción y explotación. A continuación, es aconsejable establecer también las expectativas de rendimiento iniciales y los umbrales de validación de los requisitos de las especificaciones técnicas en términos de PRSTC.

CONCLUSIONES

La práctica habitual de utilizar el PR como índice para evaluar el rendimiento de las plantas fotovoltaicas presenta varios inconvenientes: no distingue entre pérdidas internas (evitables) o externas (inevitables) y no puede utilizarse para comparar plantas situadas en lugares diferentes. Para adaptar los Procedimientos de Garantía de Calidad a los requisitos de los proyectos fotovoltaicos actuales, las nuevas normas técnicas(IEC-61724) contemplan el uso de índices corregidos en función de la meteorología. Entre ellos, QPV considera especialmente aconsejable el PRSTC, ya que permite evaluar con mayor precisión el rendimiento a largo plazo de las plantas fotovoltaicas y realizar análisis de cartera.

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