Un grupo de investigación europeo ha desarrollado un nuevo método empírico para medir la irradiancia de la parte trasera de sistemas fotovoltaicos bifaciales. El enfoque propuesto se probó en varias ubicaciones europeas y se demostró que permite calcular el rendimiento anual con un valor fijo de la irradiancia de la parte trasera.
Irradiancia desde la parte trasera
Imagen: Universidad de Liubliana, Energías Renovables, CC BY 4.0
Científicos de la Universidad de Liubliana (Eslovenia) y la Universidad de Jaén ( España) han desarrollado un nuevo modelo empírico para calcular la irradiancia trasera de los sistemas fotovoltaicos bifaciales.
“El núcleo del trabajo es un nuevo modelo empírico para la irradiancia trasera”, declaró Kristijan Brecl, autor correspondiente, a pv magazine . “Hasta ahora, todos los modelos de irradiancia trasera se basaban en la geometría del sistema fotovoltaico y los valores de radiación solar. Por lo tanto, hasta donde sabemos, este es el primer modelo empírico disponible en el mercado. Los resultados pueden no ser extraordinarios, pero son comparables a los modelos físicos exactos”.
El modelo utiliza una función gaussiana para describir cómo la proporción de irradiancia trasera cambia con el ángulo azimutal solar.
El equipo explicó que la mayoría de los modelos de irradiancia de la parte trasera se basan en métodos analíticos. Se basan en la física y la geometría, utilizando datos específicos del sitio, como la geometría del sistema fotovoltaico, el albedo y el entorno. Se consideran más precisos, pero no son fáciles de aplicar a otro sitio sin conocer todos los parámetros relevantes. Un modelo empírico, por otro lado, utiliza datos medidos y análisis estadístico. Son más versátiles, pero ofrecen menor precisión horaria o diaria. Para la simulación anual, el equipo enfatizó que sí proporcionan resultados aceptables.
El nuevo modelo empírico propuesto se desarrolló utilizando nueve módulos fotovoltaicos bifaciales instalados en el sur de España. Cinco de ellos tenían la parte frontal cubierta con una película blanca y se utilizaron como sensores de irradiancia en la parte trasera. La instrumentación adicional incluía un piranómetro de plano de matriz, una celda de referencia y un medidor de albedo cercano.
El modelo simula la irradiancia de la parte trasera determinando su proporción relativa a la irradiancia del plano de la matriz.
“La proporción de la irradiancia posterior en la irradiancia total recibida por un módulo bifacial generalmente es constante a lo largo del día, con desviaciones por la mañana y por la tarde en verano, cuando el sol brilla desde atrás”, afirmó el grupo. “Nuestro nuevo modelo empírico simula la proporción de la irradiancia posterior como la relación entre la irradiancia posterior y la frontal con respecto al azimut solar. Esta proporción se modela mediante una ecuación exponencial de forma de distribución gaussiana inversa con los parámetros derivados de los datos medidos durante el período de entrenamiento”.
La validación del modelo se realizó con módulos fotovoltaicos en otras dos ubicaciones europeas: Liubliana (Eslovenia) y Neuchâtel (Suiza). Además, el grupo comparó los resultados del modelo empírico con su propio modelo de evaluación del rendimiento, el modelo de potencia nominal directa-difusa para módulos fotovoltaicos bifaciales (DDPRbifi).
Los resultados se utilizarán para mejorar el modelo de evaluación del rendimiento. Nuestro objetivo futuro es validar el modelo en grandes sistemas fotovoltaicos y en ubicaciones y condiciones especiales —añadió Brecl—. La idea principal de nuestro trabajo actual es que no es esencial un modelo detallado de la irradiancia de retorno para los estudios de evaluación del rendimiento de los sistemas fotovoltaicos. Sin embargo, se puede utilizar una proporción anual de la irradiancia de retorno para realizar cálculos rápidos y sencillos.
La nueva metodología fue presentada en “ ¿Es esencial un modelado exacto de la irradiancia posterior para los sistemas fotovoltaicos bifaciales? ”, publicado en Renewable Energy.