Esta página contiene una lista completa de los campos de datos de irradiación disponibles en SolarAnywhere®. SolarAnywhere genera datos de irradiación utilizando modelos propios.
Irradiación horizontal global (GHI)
La irradiancia horizontal global es la radiación solar total por unidad de área medida en una superficie horizontal de la tierra. Suele presentarse en W/m2 y puede desglosarse en dos componentes: irradiancia normal directa (DNI) e irradiancia horizontal difusa (DHI). La relación entre GHI, DHI y DNI se expresa en la siguiente ecuación:
GHI=DHI+DNI*cos (α_{zenith} )
Unidades: W/m2
Irradiación normal directa (DNI)
La irradiación directa normal (DNI) es la parte de la radiación solar que llega a la tierra en una trayectoria directa desde el sol.
Unidades: W/m2
Irradiancia horizontal difusa (DIF o DHI)
La irradiación horizontal difusa (DIF o DHI) es la parte de la radiación solar que llega a la tierra de forma indirecta. El vapor de agua, los aerosoles y las nubes reflejan y absorben la radiación solar, difundiéndola por toda la atmósfera.
Al modelar sistemas de energía solar, se puede suponer que la irradiancia difusa es isotrópica, lo que significa que el componente difuso de la irradiancia solar se distribuye de manera uniforme al llegar a una superficie. Esta suposición simplifica los cálculos de modelización fotovoltaica al considerar la irradiancia difusa como uniforme e isotrópica, lo que permite evaluar de forma más eficaz el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos
Unidades: W/m2
Irradiación del cielo claro
Irradiancia calculada antes de tener en cuenta la cobertura nubosa. La irradiancia con cielo despejado se calcula en función de la geometría solar, la elevación, el vapor de agua, el ozono, el albedo y la profundidad óptica de los aerosoles. La profundidad óptica de los aerosoles es una cuantificación de los aerosoles, como el polvo, la neblina, las cenizas, la sal marina, etc., distribuidos entre la superficie de la Tierra y la parte superior de la atmósfera. Las versiones recientes de SolarAnywhere utilizan datos de profundidad óptica de los aerosoles disponibles públicamente procedentes del reanálisis Merra-2. Consulte las notas de la versión para ver los cambios en los datos de AOD que acompañan a las versiones de SolarAnywhere. La validación de esta fuente de AOD está disponible aquí.
Los datos de irradiación en cielo despejado son útiles cuando se utilizan los datos del recurso solar para analizar el rendimiento del sistema fotovoltaico. Ayuda a diferenciar entre las condiciones de nubosidad y otras circunstancias que pueden estar afectando al rendimiento de la planta, como fallos en los equipos o pérdidas debidas a la cubierta de nieve o a la suciedad.
Unidades: W/m2
Tipo de observación de la irradiación
El tipo de observación de la irradiación se refiere a un código de dos caracteres que se utiliza para indicar dos cosas:
- El modelo (histórico, en tiempo real o de previsión) utilizado para generar el valor de irradiación
- Si el valor fue observado, faltante, estimado o completado con un promedio a largo plazo
Visite Missing Data para saber más.
El primer carácter indica el modelo utilizado para generar el valor de irradiación o si el usuario no tiene licencia para una parte del rango de fechas solicitado:
| F | Pronóstico | El modelo para generar los valores de irradiancia. |
| M | Mes | El modelo en tiempo real para generar los valores de irradiancia. "Mes" es la abreviatura de "mes mes" en referencia a una parte del periodo para el que se utiliza el modelo en tiempo real. en tiempo real. |
| A | Archivo | El modelo para generar el valor de irradiancia. Los datos generados utilizando el modelo histórico se archivan, lo que significa que los datos descargados para una determinada ubicación nunca cambiarán en futuras descargas en esa ubicación (si se si se solicitan dentro de la misma versión de datos). |
| U | Sin licencia | El usuario que solicita los datos no tiene licencia para estas observaciones de irradiancia. |
El segundo carácter indica si el valor fue observado, faltante, estimado o completado con un promedio a largo plazo:
| D | Día | Valores de observados. |
| N | Noche | Observación nocturna los valores de irradiancia serán iguales a 0. |
| M | Falta | Para más información, visite la página web de Missing Data. |
| F | Relleno | Valores de irradiancia completados con un valor medio de irradiancia a largo plazo. Visita la sección «Datos faltantes» para obtener más información. |
| E | Estimado | Valores de irradiancia generados a partir de los valores circundantes cuando faltan datos durante periodos cortos (menos de 4 horas consecutivas). |
| S | Estimación de corto alcance | Valores pronosticados para un corto alcance de hasta 7 días de antelación basados en una mezcla de modelos NWP. |
| L | Estimación a largo plazo | Valores previstos a más de 7 días vista. |
| 1 | Estimación de 1 minuto | Valores de previsión avanzados, generalmente de 1 minuto a 5 horas de antelación, basados en el enfoque del vector de movimiento de las nubes por satélite. |
Ejemplos:
| AD | Un valor de irradiancia diurna generado a partir del modelo histórico. |
| MD | Un valor de irradiancia diurna valor generado utilizando el modelo en tiempo real. |
| AF | Una irradiancia diurna durante un periodo de datos históricos en el que faltan datos de satélite, rellenado con medias a largo plazo. |
Ángulo del cenit solar
El ángulo cenital (αzenith) se utiliza para determinar la posición del sol en relación con un lugar específico de la tierra. Se utiliza para calcular la cantidad de irradiación que llega a ese lugar en un momento determinado del día. Es el ángulo entre una línea normal a una superficie horizontal de la tierra y una línea trazada directamente hacia el sol desde la superficie horizontal.
Plano de irradiación de la matriz
La irradiación en el plano del conjunto (POAI) se refiere a la irradiación solar que llega al plano del módulo fotovoltaico. La POAI se calcula mediante un modelo de transposición que tiene en cuenta el acimut y la inclinación o el seguimiento del conjunto de módulos fotovoltaicos para calcular la irradiancia que llega a la superficie del módulo. Los modelos energéticos de SolarAnywhere utilizan el modelo de transposición de Pérez, que también considera los efectos del sombreado entre filas.