Cómo obtener la ganancia de energía adicional prometida por la tecnología bifacial

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Fuente: https://www.altenergymag.com

La ganancia de generación solar en el cambio de monofacial a bifacial se sitúa actualmente en torno al 6-8%, porcentaje conocido como ganancia bifacial, que está condicionado por múltiples factores.

Cómo obtener la ganancia de energía adicional prometida por la tecnología bifacial

En los últimos años ha habido una tendencia creciente en el uso de paneles solares bifaciales, una tecnología ya evaluada hace algunas décadas, pero que por su alto costo no logró expandirse. Recientemente, los procesos de fabricación optimizados han permitido que los paneles bifaciales compitan con los paneles monofaciales.

La ganancia de generación solar en el cambio de monofacial a bifacial se sitúa actualmente en torno al 6-8%, porcentaje conocido como ganancia bifacial, que está condicionado por múltiples factores. 

Más específicamente, hay tres parámetros base que determinan directamente la bifacialidad del proyecto fotovoltaico, a saber, los siguientes (en orden de relevancia):

Cantidad de irradiancia: obviamente, cuanta más luz se recibe, más electricidad se puede generar a partir de los recursos solares. Es importante mencionar que la mayor parte de la irradiancia capturada viene en forma de irradiancia directa, que se refleja en áreas del terreno no afectadas por el sombreado propio del panel solar en el suelo.

Albedo: se refiere a la proporción de irradiancia realmente reflejada por el suelo. Depende del tipo de terreno utilizado en cada proyecto y varía a lo largo del año. Como referencia, el terreno arenoso común tiene un valor de albedo promedio de 0.25.

Factor de vista : Está directamente relacionado con la geometría y posición de la superficie captadora de irradiancia (paneles), en relación con la superficie emisora ​​de irradiancia (suelo). Por lo tanto, analizar la elección del rastreador es fundamental para garantizar la adecuación de la bifacialidad. En otras palabras, es esencial evaluar a fondo la amplitud con la que los paneles de seguimiento capturan la irradiancia reflejada en el suelo.

Como se mencionó anteriormente, de estos tres factores clave, los dos primeros se definen específicamente para cada proyecto:

  • La irradiancia está determinada por la ubicación geográfica. 
  • En cuanto al albedo ya pesar de la disponibilidad de técnicas para mejorar este parámetro, no está tan claro hasta la fecha hasta qué punto invertir y optimizar el albedo se consolidará como una aplicación común de los proyectos bifaciales. Sin embargo, el factor de forma geométrica varía dentro de un proyecto para la misma irradiancia y albedo, dependiendo del seguidor solar utilizado.

Enfoque analítico de la bifacialidad

Altura normalizada – relación de aspecto

Según un enfoque analítico, la irradiancia reflejada y capturada por un colector no está relacionada con el tamaño del colector.

Siempre que el colector se instale a una distancia proporcional a la superficie que refleja la irradiancia solar, debería reflejar a cambio la misma irradiancia.

El ancho de la superficie emisora ​​crece proporcionalmente al aumento de la altura del colector, por lo que debería capturar la misma irradiancia a cambio.

Eso se conoce como altura del seguidor solar normalizada. En la industria solar también se utiliza el concepto ‘relación de aspecto’, un parámetro que proviene de la ingeniería aeroespacial.

Figura 1. Concepto de altura normalizada

En colectores más grandes, se instala un número creciente de células fotovoltaicas a mayor altura. El ancho del suelo que refleja la irradiancia también es mayor, lo que significa que el porcentaje de captura de la irradiancia trasera es finalmente el mismo, independientemente del tamaño del seguidor solar.

Figura 2. Seguidores equivalentes de valor de altura normalizado

Sin embargo, debido a aspectos que no se relacionan con la bifacialidad, como la altura adecuada de la instalación solar, la matriz 2P disponible en el mercado se encuentra en un escalón de altura normalizado inferior en comparación con la matriz 1P.

Eso significa que aumenta la oblicuidad de los rayos solares que impactan en el colector 2P e implica una irradiancia reflejada menos intensa capturada por las células.

Figura 3. Diferentes condiciones geométricas en seguidores solares.

La mayor o menor eficiencia en esta condición de seguidor geométrico está directamente relacionada con el factor de vista (VF) del mismo.

Aparte del propio VF, existen dos parámetros básicos que implican un posterior ajuste en la irradiancia captada:

  • Discrepancia . El hecho de que los rayos reflejados impacten en las células fotovoltaicas en diferentes ángulos da como resultado diferencias de irradiancia capturadas. Esta diferencia o desajuste se traduce en una reducción de la generación de energía por parte del panel en su conjunto. Para la geometría común del seguidor solar y los valores de albedo, el desajuste varía entre el 1% y el 3%.
  • Factor de sombreado . Las cortinas producidas por la propia estructura del seguidor solar también implican una reducción en la generación de energía. En este sentido, el tubo de torsión y las correas son los elementos intermedios responsables de la mayor parte del sombreado de la parte trasera. En el mercado existente, y considerando las configuraciones de seguidores solares más comunes, 1P y 2P, nos referimos respectivamente a tubo de torsión de elementos cuadrados con un ancho de 100 mm o 150 mm instalado, a tan solo 200 mm de la superficie de captación, que es la fila de paneles fotovoltaicos.

Independientemente del rastreador proyectado, el sombreado afecta principalmente a las células fotovoltaicas centrales, que se encuentran más cerca del tubo de torsión. Para valores de albedo y geometría de rastreadores comunes, el factor de sombreado varía entre el 3% y el 6%.

No solo el tubo de torsión, sino la propia correa también se encuentran a lo largo de la trayectoria de los rayos reflejados en el suelo que vienen en diagonal hacia el panel fotovoltaico. Cuanto más grande sea la correa, más interferencia se producirá. En este sentido, una correa 1P típica de 440 mm produce menor afección en términos de sombreado que la correa 2P común de 2350 mm. Este requisito o restricción de longitud proviene directamente de las opciones de fijación de los módulos, donde es necesaria la fijación en ambas mitades de cada módulo.

Altura del perfil de la correa

Entrando en detalle en la magnitud del sombreado del tubo de torsión, vemos que la altura de la correa puede variar su valor. La correa es la parte del seguidor que conecta los módulos fotovoltaicos al tubo de torsión y crea un espacio entre ellos.

Un análisis en profundidad de la altura de la correa revela que un aumento de 10 mm implica una reducción en el valor del factor de sombreado de aproximadamente sólo el 0,1%.

Por otro lado, los perfiles de correas más altos significan un mayor desequilibrio en el seguidor, ya que la masa de los módulos se encuentra más alejada del eje de rotación.

Esto requiere una mayor demanda estructural en el tubo de torsión y las resistencias del motor.

El sombreado inducido por el tubo de torsión prácticamente se desvanece en la superficie absorbente en un orden de magnitud similar, independientemente de la distancia a la superficie de captura, siempre considerando una altura de correa realista de 40-80 mm.

El tono del tubo de torsión se puede evaluar como una suma de los diferentes tonos provenientes de diferentes rayos, cada uno de ellos con diferente intensidad de irradiancia solar (el mayor proviene obviamente del área de luz solar del suelo):

Figura 4. Cálculo diferencial del tono del tubo de torsión

Para evitar la mayor parte de la sombra del tubo de torsión, y producir una ayuda sustancial, el purling debe rondar los 15.350 mm de altura, un concepto ideal que no se puede implementar en proyectos reales.

Figura 5. Intensidad del tono del tubo de torsión

En cuanto a la distribución del sombreado, se observa que a medida que aumenta la separación entre el elemento generador de sombra y el elemento absorbente de sombra, el sombreado se disipa más uniformemente en las celdas intermedias o centrales, extendiéndose progresivamente a las adyacentes.

La altura más baja de la correa produce un pico concentrado más alto en la irradiancia capturada entre las diferentes celdas del módulo.

Esta diferencia eventualmente provoca un desajuste eléctrico que produce una reducción en la producción solar. Como primer enfoque en la magnitud del desajuste, vemos un valor natural debido al efecto de borde de alrededor del 1.4% (línea azul en el gráfico a continuación) para los valores de albedo comunes. Añadiendo el tubo de torsión como elemento de creación de sombra, ese valor aumenta a alrededor del 2-3% (línea naranja).

Figura 6. Desajuste eléctrico frente a la altura de la correa

El diseño existente de STI Norland incluye una correa a una altura de 60 mm, lo que permite que los paneles bifaciales comunes con un marco de 30 mm tengan un espacio libre de 90 mm entre el tubo de torsión y la parte posterior del panel. El valor de desajuste aquí es de aproximadamente 2.8%.

Como se ve en la distribución, la reducción afecta no solo a las celdas intermedias 6 y 7 sino también a las adyacentes 4, 5, 8 y 9. Esto significa que la sombra del tubo de torsión se extiende por gran parte de la parte trasera de el módulo. 

Dejar un espacio entre los dos módulos en la configuración 2P no evita ese tono. Además, implica bajar el factor de visión del seguidor a medida que la superficie fotovoltaica aumenta en ancho pero no en altura.

La sombra del tubo de torsión impacta en la parte posterior del módulo, sin importar el espacio entre los módulos:

Figura 7: Cortina de extensión del tubo de torsión en la parte posterior del módulo

Conclusiones del análisis de bifacialidad

Teniendo en cuenta los parámetros bifaciales antes mencionados, es posible evaluar cómo aumenta la ganancia bifacial en relación con la altura normalizada del seguidor solar, o su relación de aspecto, como también se le conoce en el mercado.

Para un albedo común de 0,25, se puede esperar que la ganancia bifacial aumente algunas décimas de porcentajes cuando la altura normalizada aumenta 0,05. En otras palabras, la altura de nuestro seguidor 1P debe elevarse 100 mm para un colector de 2 metros.

Los dos pasos de bifacialidad para las dos configuraciones más comunes en el mercado (1P y 2P) se presentan a continuación para una posición específica de 0º (que genera la mayor irradiancia trasera en términos absolutos de W / m2):

Como se ilustra, la bifacialidad es más beneficiosa para una mayor altura del módulo del seguidor solar normalizado. Esto sugiere que, si el coste lo permite, los seguidores pueden instalarse más alto desde el suelo si se utilizan paneles monofaciales con soportes más grandes.

Para definir la altura óptima, es necesario considerar otros factores técnicos que complican el análisis, como el tipo de suelo y la carga de viento, además de la dificultad inherente de instalar seguidores a mayor altura.

En cualquier caso, los paneles bifaciales se han vuelto cada vez más populares en los últimos años. Ahora es cuestión de entender cómo evoluciona en el futuro esta prometedora tecnología, que tiene claras y sólidas ventajas.

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