“Modelado y estudio del impacto de sombras sobre paneles solares

86 Figura 4.2 Comparación del POA calculado con los métodos DIRINT y DISC utilizando datos meteorológicos de Mar del Plata. 101 Figura 4.14 Comparación de la potencia CC medida con la calculada a partir del POA medido y el POA estimado.

Introducción

Presentación del proyecto
Planteamiento del problema
Objetivos
Justificación
Metodología
Contenido

Validar el modelo de simulación desarrollado con las mediciones obtenidas del sistema solar fotovoltaico instalado en el techo de la Facultad de Ingeniería. Valor teórico: se desarrolla un método original para cuantificar el impacto de las sombras en los paneles solares.

Antecedentes y Estado del Arte

Energía solar fotovoltaica: contexto mundial y local

En octubre de 2015 se promulgó una ley para promover el desarrollo de las energías renovables [2]. Aunque este objetivo no se logró, hubo un fuerte aumento en el uso de energía sostenible en 2017.

Simulación de sistemas fotovoltaicos

System Advisor Model (SAM)
PVsyst
Comparación entre SAM y PVsyst
PV_LIB Toolbox

El objetivo de la caja de herramientas PV_LIB es mejorar la fiabilidad de las predicciones energéticas de los sistemas fotovoltaicos y, al mismo tiempo, proporcionar trazabilidad y transparencia en el proceso de modelización [15]. La mayor ventaja de la caja de herramientas PV_LIB es la flexibilidad que brinda al proceso de cálculo solar.

Sombras en sistemas fotovoltaicos

Historia del modelado de sombras sobre paneles fotovoltaicos y situación

El resultado será un punto caliente en la superficie de la placa como se muestra en la Figura 2.16. En la Figura 2.19 puedes ver el efecto de colocar diferentes cantidades de diodos de derivación en la placa.

Metodología

Cálculo de posición solar

El ángulo de acimut y el ángulo de elevación son los dos ángulos principales utilizados para orientar los módulos fotovoltaicos. Sin embargo, para calcular la posición del sol a lo largo del día, se debe calcular tanto el ángulo de elevación como el ángulo de acimut a lo largo del día.

Irradiancia solar

Irradiancia horizontal global, GHI
Descomposición de GHI
Obtención de irradiancia en el plano del panel

Consulte las irradiancias DNI y DHI al plano del panel para calcular la irradiancia global sobre el plano del panel (POA). DNI-atenuada: Irradiancia directa considerando la pérdida por sombras Eb: Irradiancia directa en el plano del panel.

Cálculo de sombras

Modelado de paneles solares
Modelado de obstáculos
Creación del vector solar
Generación de sombras
Determinación del número de celdas sombreadas
Obtención de coeficientes de sombra

La Figura 3.11 muestra el resultado final de crear un objeto rectangular con la función extendida. Dado que cada prisma rectangular (obstáculo) tiene 8 vértices, se proyectarán 8 puntos sobre la superficie del panel como se muestra en la Figura 3.14.

Generación de vectores de irradiancia y temperatura

Cálculo de POA
Cálculo de temperaturas de celdas

La componente directa se ve afectada por el ángulo de incidencia (AOI) del sol, como se muestra en la Figura 3.18. Se basa en la ley de reflexión de la luz de Snell y la ley de absorción de Bougher [41]. La información necesaria para obtener este coeficiente es el ángulo de incidencia AOI, el coeficiente de extinción 𝐾 (para vidrio transparente 𝐾 = 4), el espesor de los cristales de la lámina (normalmente 2 mm) y el índice de refracción 𝑛 (1,526 para vidrio). .

Su cálculo se facilita utilizando el script pvl_isotropicsky disponible en la caja de herramientas PV_LIB. Para calcular la temperatura de la celda se utiliza la temperatura ambiente.

Relevamiento de curvas IV y PV

Modelo del panel solar
Generador de tensión
Bloques POA y T
Otros parámetros
Salida del modelo de Simulink

La corriente 𝐼 generada en el bloque de la Figura 3.25 ingresa a la fuente actual de la Figura 3.24. La Figura 3.27 es la representación en bloque de la ecuación de corrección de temperatura para la corriente de saturación 𝐼𝑜 (3.23). La Figura 3.28 es la representación en bloque de la ecuación de corrección de temperatura (3.25) para la corriente fotovoltaica 𝐼𝐿 = 𝐼𝑝ℎ.

Después de ejecutar la simulación en el modelo de Simulink, los resultados son las curvas P-V como se muestra en la Figura 3.38. En este caso, el voltaje permanece constante y disminuye con irradiancias bajas, como se muestra en la Figura 3.53.

Resultados

Mediciones utilizadas para la validación

Se utilizaron datos de Estados Unidos medidos en estaciones meteorológicas del NREL debido a la dificultad de encontrar datos de radiación en Argentina. Los datos NREL se pueden descargar en varias resoluciones horarias (resolución máxima de 1 minuto). Además, la base de datos cuenta con información detallada sobre los instrumentos con los que se midieron los datos.

La Figura 4.1 muestra, de forma esquemática, el proceso de cálculo para obtener la potencia CC de salida (Pdc) de los paneles solares utilizando los modelos presentados en el Capítulo 3. Además, indica en qué etapas del proceso existen datos experimentales para realizar el modelo. validación.

Validación del modelo de irradiación

Estación SRRL RSP2 (Denver, Colorado, USA)
UTPA (Universidad de Texas)
Facultad de ingeniería (Mar del Plata)
Validación del modelo de panel FV implementado en Simulink
Comentarios finales sobre la validación del modelo en ausencia de sombras

La Figura 4.2 muestra que las curvas POA obtenidas con ambos métodos se superponen. La Figura 4.5 muestra un diagrama de dispersión que compara los valores de DNI calculados con los medidos. En la Figura 4.12, se comparan los valores medidos de POA con los calculados, y se puede observar claramente que la línea está desplazada hacia arriba y tiene una pendiente mayor a 1:1.

Después de eso, se produjeron los gráficos de dispersión que se muestran en la Figura 4.16. La Figura 4.21 muestra en un diagrama de dispersión la comparación entre los valores de potencia CC medidos y el calculado usando Simulink.

Validación del modelo de sombras

Primer caso: obstáculo al este del panel
Segundo caso: sombreado por fila de paneles

La disminución en la producción diaria de energía CC se puede calcular utilizando el gráfico de la Figura 4.28 y la ecuación (4.7). Además, en la Figura 5.3 se muestra la planta con la distribución de las estancias. La Figura 5.11 muestra una comparación de la producción de energía con los paneles fotovoltaicos y el consumo de la escuela a lo largo del año.

La comparación entre los resultados obtenidos en MATLAB y los obtenidos con PVsyst se muestra en la Figura 5.19. Las diferencias entre los resultados obtenidos con MATLAB y con PVsyst se muestran en la Tabla 5.7 y la Figura 5.20.

Validación de producción energética anual

Primer caso: obstáculo de 5 metros de altura al este del panel
Segundo caso: sombreado entre panel y fila de paneles
Comentarios finales sobre la validación del modelo en presencia de

Estudio de caso

Descripción del establecimiento educativo

Kennedy" y la escuela secundaria regional no. 60 (funcionan en el mismo edificio), ubicado en el barrio Parque Hermoso de la ciudad de Mar del Plata. Esta escuela fue elegida dentro del proyecto de intercambio educativo internacional para la formación en eficiencia energética porque es una escuela con pocos recursos y era interesante estudiar la posibilidad de incluir un sistema fotovoltaico en ella. La Figura 5.1 muestra la ubicación de la planta en relación con Argentina y la ciudad de Mar del Plata.

La institución educativa cuenta con una superficie cubierta de 721 𝑚2, de los cuales 378 𝑚2 corresponden a aulas, 37 𝑚2 a la biblioteca, 96 𝑚2 a la cocina y comedor, 77 𝑚2 a las salas de profesores y dirección, y 133 𝑚2 a la Salón de Usos Múltiples. En cuanto a las instalaciones, existen varias alternativas para colocar la instalación fotovoltaica, pero se optó por utilizar la zona de cubierta del lado derecho del edificio, es decir, la zona de cubierta que va desde la clase 5 hasta la sala de profesores.

Análisis técnico

Necesidades eléctricas
Sombreamiento

Con base en las facturas de electricidad proporcionadas por el personal de la escuela, se elaboró el gráfico de consumo mensual, que se muestra en la Figura 5.5. Como no se había estudiado antes ninguna curva específica para 𝐹 = 1,81, se decidió utilizar la curva correspondiente a 𝐹 = 1,75, como se muestra en la figura 5.7. Es evidente que a pesar de la separación que impide el sombreado entre los paneles durante las horas de mayor irradiación, existe un porcentaje de pérdida de energía que en el peor de los casos ronda el 22% respecto a la energía producida sin sombreado.

A continuación se realizaron simulaciones en el modelo Matlab para una separación de 1,8 metros entre paneles (21 de junio), se obtuvieron los resultados que se muestran en la Figura 5.9. En la Figura 5.9 se puede ver que nunca es posible evitar el 100% de los efectos de sombra entre paneles, porque durante la mañana y la tarde cuando el sol está en su posición más baja, el efecto es inevitable.

Dimensionamiento de la instalación

Pérdidas por sombreado

Siguiendo la nomenclatura indicada en la Figura 5.12, los paneles delimitados por la zona rectangular en cuyos vértices se ubican los paneles 7, 13, 12 y 18, mostrarán sombreado entre paneles. La Figura 5.13 muestra la distancia relativa del SOM con respecto a la primera y segunda fila de paneles más cercanos a él. La Figura 5.14 muestra la interfaz de la herramienta donde se ingresan los datos del modelo a simular.

El gráfico del coeficiente de sombreado (abajo a la derecha de la Figura 5.14) muestra que estos paneles no reciben radiación directa hasta aproximadamente las 10 am. Las condiciones fueron las mismas que en la instalación propuesta y los resultados se muestran en la Tabla 5.6.

Selección de inversores

Los paneles afectados por sombra no sólo generarán menos energía, sino que también afectarán a los paneles pertenecientes a la misma cadena (pérdida por desajuste). En este caso lo ideal sería instalar microinversores, permitiendo que cada panel genere energía en su punto de máxima potencia, pero como el costo de los microinversores es muy alto, esto afectaría negativamente la rentabilidad del sistema.

Análisis económico

Análisis de costos y ganancias
Análisis de rentabilidad

14] el costo de operación y mantenimiento se estima (sin incluir posibles reemplazos de inversores) en $11.5/𝑘𝑊𝑑𝑐/𝑎ñ𝑜 para instalaciones residenciales. Para Estados Unidos, los costos de mano de obra promedian $0,59/𝑊𝑑𝑐 o alrededor del 10% del costo total de instalación. La estructura de soporte (rack) de los paneles se puede calcular en base a la potencia de la instalación en vatios de corriente continua.

La expresión del VPN está dada en la ecuación. Un VPN positivo significa que al final de la vida de la inversión, los flujos de efectivo descontados proporcionarán un rendimiento mayor que el costo de la inversión inicial, por lo que es apropiado instalar el dispositivo. desde un punto de vista económico. En el caso de que no haya sombra en el sistema fotovoltaico, al final de la vida útil del proyecto aún se necesitarán $544 para recuperar la inversión.

Comentarios finales sobre el capítulo

La Figura 5.21 muestra que la presencia de sombras no tiene un efecto significativo en la rentabilidad del proyecto. Además, como era de esperar, la diferencia entre ambos casos se amplía a medida que pasan los años, ya que las pérdidas en la sombra tienen un impacto mayor. Por otro lado, si nos fijamos en el efecto de las sombras en el sistema, todavía se necesitan -741 USD al final del proyecto para recuperar la inversión.

Aunque ambos casos resultaron inútiles, el impacto en la sombra en este caso particular se puede calcular en 197 dólares.

Conclusiones

Se encontró que el impacto de las sombras en el caso estudiado fue de $197 durante los 25 años de vida del proyecto. Otros factores, como el bajo precio de la electricidad de la red, hacen que sea aún más rentable simplemente comprar electricidad de la red.

Propuestas de trabajos futuros

Utilización del modelo de dos diodos
Empleo de figuras tipo 3D Object
Reestructuración del código para mejorar eficiencia
Uso exclusivo de Python
Inclusión de atenuación de componente difusa por sombreado
Realización de un estudio de sombreamiento con paneles reales

El uso de números más complejos proporcionaría mayor certeza en el cálculo del coeficiente de atenuación 𝑓 de la componente directa de la irradiancia. Un código más eficiente y rápido podría facilitar un análisis anual de la producción de energía en situaciones de sombra. Es complejo incluir coeficientes de atenuación para la componente difusa de la irradiancia ya que es necesario realizar un cálculo integral.

La reducción de la componente difusa no depende de la hora del día y únicamente de la geometría y ubicación de los paneles y obstáculos. En futuros trabajos se podrían incluir las pérdidas por amortiguación de la componente difusa debidas a la formación de sombras.

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