Uso de sensores en el diagnóstico del rendimiento de plantas fotovoltaicas.

El uso de estaciones solarimétricas Es común en grandes plantas y es obligatorio en el caso de empresas que participan en subastas de energía promovidas por el ANEEL. Sin embargo, su uso no se limita únicamente a estos escenarios.

Podemos implementar un conjunto de sensores adicionales para extraer datos que el monitoreo del inversor por sí solo no puede capturar.

Por ejemplo, para responder a la pregunta "¿Mi planta solar genera como se esperaba?" para mayor precisión será necesario utilizar sensores que no vienen integrados por defecto en los inversores.

¿Cómo saber si la desviación de lo proyectado a lo medido se debe a alguna variación climática o inexactitud en la base de datos? ¿Cómo saber si no fue un problema de instalación no detectable por el inversor?

Simulación de proyecto

Para discutir los beneficios de implementar sensores adicionales y poder responder a la pregunta “¿mi planta solar está generando como se esperaba?”, necesitamos comprender el proceso de simulación del software utilizado en los proyectos.

El software de simulación contiene todo un aparato matemático para relacionar la potencia de dispositivos, mecanismos de pérdida y datos meteorológicos con un valor estimado de generación de energía. Los datos, fenómenos y dispositivos eléctricos se modelan con precisión.

Las bases de datos meteorológicas suelen crearse para un año típico (conocido como TMY – Año Meteorológico Típico), compuesto por el promedio de varios años (normalmente 10). Cuando simulamos un sistema y lo implementamos, utilizamos un año climático típico y un cálculo de pérdidas específico para intentar “predecir” el futuro de esta generación.

Cuando capturamos con precisión los datos meteorológicos de un año que “sucedió” y todos los procesos de pérdida medidos o calculados en una planta y retroalimentamos el software con estos datos, tenemos la precisión de los programas, es decir, la diferencia que el programa estimaciones y lo medido en energía es del orden del 1 al 2%.

La Figura 1 ilustra dos procedimientos de simulación que se pueden emplear. En el primero, el software sólo utiliza datos de un año meteorológico típico. En el segundo, el software utiliza datos de un año anterior, del que existen mediciones realizadas en la planta. La diferencia entre el resultado 2 y la generación medida en la planta es del orden del 1 al 2%. Esta es la precisión del software.

Puede haber variaciones entre la meteorología y el cálculo exacto de pérdidas cuando queremos imaginar el rendimiento futuro de la planta, lo que puede provocar que nuestro sistema genere más o menos de lo inicialmente proyectado. Para resolver dudas sobre el rendimiento, es imprescindible utilizar sensores extra.

Si nos enfrentamos a un proyecto en el que la simulación es muy diferente a lo medido, o tenemos un problema de modelado -por ejemplo, un error en el cálculo de pérdidas o tenemos alguna influencia externa-, defectos de montaje y equipamiento, problemas con configuración o un año meteorológico atípico, fuera de la media. Algunas de estas desviaciones se pueden medir con los sensores comentados en el artículo.

Métodos de análisis de generación.

Existen algunos métodos de comparación que podemos utilizar para entender si la planta está generando lo planeado o no. Ellos son: cálculo de energía específica, cálculo de desempeño global (conocido como Performance Ratio – PR) y medición de la curva IV.

Energía específica – kWh/kWp

La energía específica se define como la cantidad de energía generada durante el período de análisis dividida por la potencia STC de los módulos, comúnmente expresada en kWh/kWp en un año. Este número es fácil de medir en la planta: basta con dividir la cantidad total de energía generada durante un año (que se obtiene monitorizando el inversor) por la potencia CC nominal de la misma.

Grandes variaciones en la energía específica entre los valores medidos y proyectados pueden indicar: error de modelado de la planta en el software, problemas técnicos con la planta o influencia de variables externas como, por ejemplo, exceso de polvo más allá de lo imaginado, año climático con día nublado. régimen fuera de la media, etc.

En principio, no necesitamos sensores adicionales para utilizar energía específica como método de análisis. Sin embargo, existe una contrapartida importante al utilizar energía específica como comparación de lo proyectado con lo realizado: el método no es capaz de decir si hay un defecto en la planta o si otra influencia externa causó la desviación. Por ejemplo, imaginemos 3 escenarios:

1. Una planta proyectada tiene una energía estimada de 1500 kWh/kWp en el primer año. Las mediciones al final del primer año de funcionamiento de la planta coinciden con las expectativas. La meteorología estuvo muy cercana al promedio utilizado por el software y no existen procesos de pérdida que no hayan sido modelados;
2. La misma planta del escenario anterior se instaló en un año meteorológico atípico: las precipitaciones y los días nublados fueron inferiores a la media, lo que permitió captar un 2% adicional de energía luminosa en el módulo. En esta misma planta existe un defecto de montaje que generó una pérdida adicional del 2% de energía. Resultado: 1500 kWh/kWp de energía específica;
3. La planta del escenario 1 se instaló en un año meteorológico atípico: un 2% menos de energía lumínica y no existen procesos de pérdida que no hayan sido modelados en el software. Resultado: 1470 kWh/kWp.

En otras palabras, utilizar sólo una energía específica para decidir si la planta generó lo esperado podría inducirnos a error. En el escenario 2 tenemos un defecto en la planta que está tomando el 2% de la energía generada y, aún así, la energía específica fue mayor que en la planta del escenario 3, donde solo variables sobre las que no tenemos control provocaron la reducción. en generación. Por lo tanto, debemos tener mucho cuidado al utilizar energía específica para comparar plantas y decidir si se está produciendo algún proceso de pérdida adicional.

Desempeño Global – Ratio de Desempeño (PR)

El método más adecuado para comparar plantas similares y cuantificar los procesos de pérdidas que se están produciendo en nuestra planta es el desempeño global. El rendimiento global se define dividiendo la cantidad de energía entregada a la red por la cantidad de energía luminosa que llega a la cara del módulo ya convertida por la eficiencia del panel.

Entre la cantidad de energía que convierte el módulo y la energía entregada a la red, tendremos todos los procesos de pérdidas que dependen exclusivamente de decisiones de diseño, tales como: pérdidas en cableado DC y AC, eficiencia y configuración de los inversores, pérdidas por conexiones ópticas y efectos térmicos que son propiedades de los módulos elegidos, etc.

El siguiente diagrama, generado en el software. SistemaPV, muestra las fuentes de pérdidas de energía de una planta típica: En el caso de la figura, por ejemplo, nuestro Performance Ratio será 6692 kWh / 7935 kWh = 0,84. El sistema tiene 4,8 kWp, por lo que tiene una energía específica de 6692 kWh / 4,8 kWp = 1394 kWh/kWp. Para ilustrar la diferencia entre Performance Ratio y energía específica, repitamos los 3 escenarios anteriores.

1. La planta proyectada tiene una energía estimada de 1394 kWh/kWp en el primer año. Las mediciones al final del primer año de funcionamiento de la planta coinciden con las expectativas. La meteorología estuvo muy cercana al promedio utilizado por el software y no existen procesos de pérdida que no hayan sido modelados. La energía específica medida y la relación de rendimiento coinciden con la simulación;
2. La planta simulada se instaló en un año meteorológico atípico: las precipitaciones y los días nublados fueron inferiores a la media, lo que permitió captar un 2% adicional de energía luminosa en el módulo. En esta misma planta existe un defecto de montaje que generó una pérdida adicional del 2% de energía. Resultado: 1394 kWh/kWp de energía específica, igual que la planta sin defectos. Sin embargo, el ratio de desempeño es diferente: 2% menor que lo proyectado;
3. La planta del escenario 1 se instaló en un año meteorológico atípico: un 2% menos de energía lumínica y no existen procesos de pérdida que no hayan sido modelados en el software. Resultado: 1470 kWh/kWp y se mantiene el ratio de rendimiento.

Tabla 1. Detección de desvíos de generación utilizando energía específica y ratio de rendimiento

En la práctica, esto significa que el ratio de rendimiento es algo inmune a las variaciones climáticas externas y a pequeñas diferencias en el posicionamiento e inclinación de los sistemas, ya que si hay un aumento en la cantidad de luz recibida, hay un aumento proporcional en la energía entregada. .

Al dividir uno por otro para llegar al PR, anulamos el efecto de esta variación. El ratio de rendimiento es una excelente herramienta para analizar las pérdidas del sistema y puede resultar muy útil para detectar problemas en la planta, como veremos en el último apartado del artículo. También podemos reescribir el índice de rendimiento como en la siguiente ecuación:

Medición de curva IV, irradiación y temperatura.

La medición de la curva IV es el método más preciso para identificar problemas en generación, ya que es la medición directa de las características eléctricas de los módulos y es capaz de detectar problemas en la disposición de los módulos en detalle.

Los inversores son capaces de identificar la forma general de la curva IV, pero la característica IV del módulo depende en gran medida de la irradiación y la temperatura de la celda. Sin sensores específicos de irradiación y temperatura, es posible que no podamos capturar todos los procesos de pérdida y nuestro análisis de generación esté incompleto.

No sabríamos, por ejemplo, si el Isc es bajo por la cantidad de luz o por la suciedad, del mismo modo que no sabríamos si el valor de Voc coincide con la hoja de datos corregida por temperatura.

El uso de sensores para complementar el análisis

De las herramientas presentadas, vemos que dos requieren sensores adicionales para que sean valiosas al comparar lo que se diseñó con lo que se realizó. Para calcular el índice de rendimiento necesitamos al menos un sensor de irradiación.

Para un análisis preciso y detallado de la curva IV, además de disponer de un inversor con esta funcionalidad, necesitaremos el sensor de irradiación y temperatura de la celda. Teniendo a mano los datos de los sensores adicionales, podemos calcular el ratio de rendimiento e incluso estimar el comportamiento IV del módulo.

Con esto, además de poder responder a la pregunta “¿Mi planta está generando lo esperado?” Obtenemos dos potentes herramientas de detección de fallos. Un ratio de desempeño calculado muy inferior al proyectado es indicativo de pérdidas en procesos que no fueron modelados o que surgieron por problemas en los productos y/o ensamble.

Una medición de la curva IV con los defectos presentados anteriormente también nos informa de posibles fallas en la planta. Los sensores adicionales pueden tener otras características interesantes, como anemómetros para medir la velocidad del viento y determinar si un rastreador debe ir a la posición de seguridad en caso de tormenta de viento.

También podemos usar un sensor de temperatura ambiente para correlacionarlo con los datos de temperatura del módulo o incluso como un simple registro de la temperatura de funcionamiento alrededor del módulo o inversor. Como el inversor puede sufrir una reducción de potencia debido a la temperatura, un sensor de temperatura ambiente cerca del equipo solucionaría este problema.

Los sensores pueden integrarse en un sistema de supervisión de la planta o incluso directamente en la plataforma del inversor. Algunos modelos del mercado ya cuentan con esta capacidad de agregación de sensores e incluso realizan cálculos y muestran datos directamente en la plataforma de monitoreo estándar del inversor.