Modelización fotovoltaica bifacial

Introducción

Los módulos bifaciales se utilizan cada vez más en los sistemas fotovoltaicos comerciales y de servicios públicos por su mayor rendimiento energético y económico. A diferencia de los módulos fotovoltaicos monofaciales, que sólo captan la luz de la parte frontal, los módulos fotovoltaicos bifaciales pueden captar la luz tanto de la parte frontal como de la posterior. Los módulos fotovoltaicos bifaciales pueden obtener importantes ganancias de energía en comparación con los paneles fotovoltaicos monofaciales. En un estudio de validación realizado por el NREL, se descubrió que el rendimiento energético de un sistema fotovoltaico bifacial puede superar al de un sistema monofacial estándar en un 6-9%. Entre los factores que influyen en la producción de módulos bifaciales figuran el albedo de la superficie específica del emplazamiento y la altura de la fila del sistema fotovoltaico, el índice de cobertura del suelo (GCR), etc.

Metodología

Las simulaciones fotovoltaicas bifaciales son compatibles con la API de SolarAnywhere y se puede acceder a ellas para rangos de tiempo históricos, en tiempo real y de previsión. Además, SolarAnywhere admite el modelado de sistemas fotovoltaicos puramente bifaciales, así como sistemas fotovoltaicos con una mezcla de módulos monofaciales y bifaciales en el sitio de energía, siempre que un inversor específico en el sistema fotovoltaico esté conectado a conjuntos fotovoltaicos monofaciales o bifaciales.

El POAI del lado frontal se calcula utilizando el modelo de transposición de Pérez, de forma similar a como se generan las estimaciones de POAI para módulos fotovoltaicos monofaciales en la API de SolarAnywhere. El modelo de cobertizos infinitos sólo se utiliza para el cálculo del POAI del lado posterior. Además, el modelo isotrópico se utiliza como modelo de transposición de la irradiancia por defecto en Infinite Sheds.

El POAI total de los módulos FV bifaciales se calcula mediante la siguiente ecuación:

• Irradiancia total del plano del conjunto (POAI) = POAI del lado frontal + POAI del lado posterior * Factor de bifacialidad (1+Factor de sombra) (1+Factor de transmisión)

Las simulaciones fotovoltaicas bifaciales de SolarAnywhere utilizan el modelo pvlib Infinite sh eds para calcular la irradiancia de la cara posterior. El modelo de cobertizos infinitos es un modelo bidimensional de la irradiancia en las superficies delantera y trasera de un campo fotovoltaico. El modelo asume que el sistema fotovoltaico está compuesto por filas paralelas espaciadas uniformemente sobre una superficie horizontal nivelada. Las filas pueden estar en estanterías fijas o en seguidores de un solo eje. El modelo calcula la irradiancia en un lugar alejado de los extremos de las filas, suponiendo que éstas son infinitamente largas. El modelo supone implícitamente que la irradiancia difusa del cielo es isótropa y que las superficies de los módulos no permiten que la irradiancia se transmita a través del módulo al suelo a través de los huecos entre las células.

El modelo de cobertizos infinitos tiene en cuenta los siguientes efectos:

• Vista limitada desde las superficies de las hileras hacia el cielo debido al bloqueo por las hileras cercanas.
• Reducción de la irradiancia que llega al suelo debido a las sombras proyectadas por las hileras y al bloqueo del cielo por las hileras cercanas.

El modelo funciona siguiendo los siguientes pasos:

1. Hallar la fracción de terreno no sombreado entre filas en la que se recibe tanto irradiancia directa como difusa. El modelo supone que no hay irradiancia directa en la fracción sombreada.
2. Calcular el factor de visión desde el suelo hasta el cielo teniendo en cuenta las partes del cielo bloqueadas por las filas del conjunto. El factor de visión se multiplica por la irradiancia difusa del cielo para calcular la irradiancia difusa que llega al suelo. Se supone que la irradiancia difusa del cielo es isótropa.
3. Calcular el factor de visión desde la superficie de la hilera hasta el suelo para determinar la fracción de irradiancia reflejada en el suelo que llega a la superficie de la hilera.
4. Halla la fracción de la superficie de la hilera que está a la sombra de la irradiancia directa. Sólo la irradiancia reflejada en el cielo y en el suelo llega a la fracción sombreada de la superficie de la hilera.
5. Para las superficies delantera y trasera, aplica el modificador del ángulo de incidencia a la irradiancia directa. A continuación, calcula la irradiancia del plano de la matriz (POA) sumando la irradiancia difusa del cielo, la irradiancia difusa del suelo y la irradiancia directa de cada superficie.
6. Aplique el factor de bifacialidad, el factor de sombra y el factor de transmisión a la irradiancia POA de la superficie posterior. A continuación, añada el resultado a la irradiancia POA de la superficie frontal para calcular la irradiancia POA total de la fila.
7. Las pérdidas por nieve y suciedad se aplican sólo a la salida de energía del lado frontal.

A menos que el módulo fotovoltaico esté montado verticalmente, la radiación reflejada por el suelo recibida por la parte trasera es significativamente mayor que la radiación recibida por el haz y la radiación difusa del cielo. La radiación reflejada es difícil de determinar porque la radiación recibida por el suelo se ve reducida por las sombras del conjunto y una visión restringida del cielo. Además, la estructura de soporte del conjunto fotovoltaico puede impedir que la radiación reflejada por el suelo llegue a la parte posterior del módulo fotovoltaico.

Opciones de simulación fotovoltaica bifacial

Al simular sistemas fotovoltaicos bifaciales en SolarAnywhere, los usuarios tienen la opción de acceder a la irradiancia del plano del conjunto (POAI) tanto frontal como posterior, además de la POAI total.

La producción de energía de los sistemas bifaciales puede variar en función de factores como el albedo de la superficie del suelo, la altura de la fila, el factor de bifacialidad, el tipo de montaje, el coeficiente de cobertura del suelo (GCR), etc. Para que las estimaciones de sistemas fotovoltaicos bifaciales sean más específicas, los usuarios de SolarAnywhere pueden especificar parámetros de entrada adicionales para el modelado de sistemas bifaciales.

El factor de bifacialidad se define como la relación entre la eficiencia de conversión de las superficies anterior y posterior y se calcula como:

Esta información puede ser facilitada por los fabricantes de módulos fotovoltaicos, y los valores habituales para este parámetro oscilan entre 0,6 y 0,9. El factor de bifacialidad es siempre inferior a 1, ya que la cara frontal es más eficiente que la posterior.

El factor de sombra es la fracción de irradiancia de la superficie posterior que es bloqueada por las estructuras de montaje del conjunto, como los tubos de torsión. El factor de transmisión representa las pérdidas debidas al sombreado de las estructuras mecánicas y a la transmisión alrededor y a través del módulo.

La geometría de la matriz se define mediante los siguientes parámetros de configuración de la matriz:

• La distancia relativa entre hileras, que es la inversa del índice de cobertura del suelo (GCR). El GCR se define como la relación entre la altura oblicua de la hilera y la separación entre hileras (paso)
• Altura de la hilera, que es la altura del centro de la hilera sobre el suelo
• Paso, que es la distancia entre dos filas de módulos fotovoltaicos
• Inclinación de la fila respecto a la horizontal
• Acimut del vector normal de la fila

La siguiente tabla enumera el conjunto opcional de parámetros de entrada que pueden especificarse para que los sistemas fotovoltaicos bifaciales sean más específicos para cada emplazamiento.

Además, la producción fotovoltaica bifacial es muy sensible al albedo. Para que las estimaciones de rendimiento de los sistemas FV bifaciales sean más específicas del emplazamiento y estén basadas en datos, SolarAnywhere utiliza datos de albedo de series temporales líderes del sector para las simulaciones de energía con versiones de modelos de datos v3.5 y superiores, y para rangos temporales históricos y en tiempo real. Las simulaciones de emplazamientos energéticos para el rango temporal de previsión utilizan el valor estático predeterminado de 0,17 para Albedo. El usuario tiene la opción de anular el comportamiento por defecto especificando un valor de albedo estático en la especificación del emplazamiento de energía.

La siguiente tabla enumera los valores por defecto del albedo para diferentes versiones de datos, modelos de potencia y periodos de tiempo de simulación.

Análisis de sensibilidad

Para comprender cómo se ve afectada la producción de energía de un sistema bifacial por los distintos parámetros de entrada, se realizó un análisis de sensibilidad para un sistema fotovoltaico arbitrario de inclinación fija. La figura 1 muestra la sensibilidad de la energía simulada a varios parámetros de entrada. El factor de bifacialidad, el factor de transmisión y el factor de sombra se aplican directamente al POAI, lo que conduce a una sensibilidad efectivamente lineal a esos parámetros. Como era de esperar, el efecto del albedo de la superficie sobre la producción de energía es mucho más pronunciado en un sistema bifacial que en uno monofacial.

Figura 1: Sensibilidad de la energía simulada a la bifacialidad, los factores de transmisión y sombra y el albedo superficial

Similarly, Figure 2 shows that as relative row spacing increases, energy production for a bifacial system increases at a faster rate than that of a monofacial system. Row height and pitch were found to have very little impact on annual energy production (<0.5%).

Figura 2: Sensibilidad de la energía simulada a la configuración del panel fotovoltaico

Los mejores métodos de modelización bifacial siguen evolucionando. Por ejemplo, Sandia National Laboratories facilita el Proyecto FV Bifacial dentro del PV Performance Modeling Collaborative. En el sitio web del proyecto puede consultarse un resumen de las investigaciones relacionadas con la modelización bifacial.

Referencias

¹ Mikofski M, Darawali R, Hamer M, Neuber, A, Newmiller J. 2019. Modelado de rendimiento bifacial en grandes matrices. 46ª Conferencia de especialistas en energía fotovoltaica del IEEE (PVSC), 16 - 21 de junio de 2019. DOI: 10.1109/PVSC40753.2019.8980572. Enlace