Nuevas pautas para el espacio entre hileras de plantas de energía fotovoltaica

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Fuente: https://www.pv-magazine.com/

Un grupo de investigación canadiense ha aplicado nuevas pautas para las proporciones de cobertura del suelo en 31 ubicaciones en México, Estados Unidos y Canadá. Encontró que las nuevas fórmulas muestran que los factores que afectan la pérdida de rendimiento energético entre hileras dependen en gran medida de la latitud.

Planta fotovoltaica en España Imagen: OHLA

Investigadores de la Universidad de Ottawa en Canadá han definido una serie de fórmulas para los índices de cobertura del suelo (GCR) en plantas de energía solar a gran escala.

En el estudio » Proporciones óptimas de cobertura del suelo para sistemas fotovoltaicos verticales, de inclinación fija y con seguimiento para latitudes de hasta 75 ° N «, publicado en Solar Energy , los científicos dijeron que las nuevas pautas son aplicables a proyectos basados ​​en módulos monofaciales y bifaciales. que se encuentran en latitudes entre 17°N y 75°N.

Se seleccionaron, en particular, 31 locaciones en México, Estados Unidos y Canadá.

“Donde sea posible, las ubicaciones representan múltiples fracciones difusas dentro de un rango de latitud dado, con la fracción difusa definida como la relación promedio anual de irradiancia horizontal difusa (DHI) a irradiancia horizontal global (GHI)”, especificaron. “El análisis que hemos presentado se realizó para ubicaciones de América del Norte, pero cubre una amplia gama de condiciones operativas, incluidas fracciones difusas entre 0,23 y 0,55, temperaturas ambientales promedio ponderadas por GHI de −4 C a 31 C, albedos promedio ponderados por GHI entre 0,10 y 0,65, y elevaciones de la ciudad entre 1 y 1600 m.”

El grupo canadiense utilizó el software de predicción del rendimiento fotovoltaico Duet, una herramienta de diseño de proyectos solares basada en la nube y de acceso abierto desarrollada por la propia Universidad de Ottawa, para crear modelos 3D que incluyen estructuras de montaje y varias filas.

«Luego, los cálculos ópticos se completan considerando la radiación de haz directo, la radiación anisotrópica difusa del cielo y la radiación reflejada en el suelo al segmentar los módulos, el suelo y el domo del cielo difuso en parches», explicaron los investigadores. “Se implementa un algoritmo de sombreado utilizando un método de intersección de rayos determinista para capturar el efecto de los objetos en la escena 3D”.

Los académicos dijeron que el software Duet puede traducir los perfiles de irradiancia en curvas I – V de celda por paso de tiempo a través de un modelo de diodo único dependiente de la temperatura y la irradiancia, y señalaron que calcularon el efecto de las relaciones de cobertura del suelo entre 0 y 1 en ambos monofaciales y bifaciales de inclinación fija y sistemas de seguimiento de un solo eje horizontal (HSAT).

El grupo de investigación descubrió que el GCR puede variar constantemente entre 0,15 y 0,68 para los sistemas de inclinación fija y de forma menos significativa entre 0,17 y 0,32 para los sistemas HSAT, y dijo que, en ambos casos, los valores dependen en gran medida de la latitud. “Del mismo modo, la inclinación óptima de las matrices de inclinación fija varía ampliamente desde 7° por encima de la latitud-inclinación hasta 60° por debajo de la latitud-inclinación, según la latitud y el GCR”, destacó, y agregó que los sistemas verticales son menos sensibles a la latitud .

Los científicos también descubrieron que los sistemas fotovoltaicos bifaciales requieren GCR hasta 0,03 menos que los GCR monofaciales. “Dado que la latitud fue el factor dominante que afectó la pérdida de rendimiento energético entre filas, nuestros resultados deberían proporcionar una estimación del rendimiento de los conjuntos fotovoltaicos equivalentes en todo el mundo”, concluyeron.

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