Uno de los elementos más importantes de un sistema fotovoltaico es su rendimiento, más comúnmente conocido como relación de rendimiento.
P.R. (de P = Rendimiento, resultado y R = Ratio); Define la relación entre el rendimiento energético real y el rendimiento teórico; Se expresa como un porcentaje.
La fórmula de la norma IEC 61724-1:2021 es:
PR = Yf / Yr = (Eout / P0) / (Hola / Gi,ref )
Eout : [kWh] salida de energía de la planta fotovoltaica (CA)
P0 : [kWp] potencia nominal del conjunto
Hi : irradiación en el plano de los módulos fotovoltaicos
Gi,ref : valor de referencia de la irradiancia solar (1 000 W/m2 – STC)
La energía real disponible y vertida a la red se obtiene midiendo en las 3 fases corriente, tensión, factor de potencia integrando el producto dado por corriente por tensión por factor de potencia para la unidad de tiempo considerada, utilizando un analizador de red o un contador de energía de clase A.
La energía teórica disponible es simplemente la energía solar incidente en el plano de los módulos fotovoltaicos. Se puede medir con diferentes tipos de piranómetros, pero los resultados no siempre son los mismos.
Suponiendo que todos los instrumentos están correctamente calibrados de acuerdo con los estándares respectivos, la medición de la irradiancia es una cantidad dada por la integral de la respuesta espectral, que es la suma de la sensibilidad a las diversas longitudes de onda para las que el sensor en cuestión responde con un valor eléctrico.
La respuesta espectral es uno de los argumentos más convincentes a favor del uso de un piranómetro fotovoltaico para lograr resultados precisos en el cálculo del P.R.
Comencemos por observar tres gráficos de la respuesta espectral de: un piranómetro de termopila, un piranómetro fotovoltaico y de un piranómetro fotovoltaico para módulos amorfos de Si.
Se puede ver que el piranómetro de termopila es capaz de registrar un espectro muy amplio de toda la radiación solar.
Sin embargo, si nos fijamos en las características físico-eléctricas de las células que componen un módulo fotovoltaico, vemos que producen energía (fotovoltaica) cuando son golpeadas por la radiación luminosa en la porción de 350 nm ÷1150 nm del espectro.
En este punto, es fácil entender que toda la radiación solar con un espectro superior a 1200 nm no es «detectada» por un módulo fotovoltaico y, por lo tanto, no se convierte en energía eléctrica; un piranómetro de termopila que detecta longitudes de onda de hasta 3000 nm distorsionaría la relación de rendimiento.
Pongamos un ejemplo práctico:
Un día soleado de verano con un cielo no muy claro y azul; por la mañana, a las 11, un piranómetro de termopila mide 1000 W/m²; un piranómetro fotovoltaico mide 990 W/m².
Por la tarde, el espectro solar se ha «desplazado» hacia el infrarrojo a expensas de la parte UV; a las 14:30 el piranómetro de termopila sigue marcando 1000 W/m², mientras que el piranómetro fotovoltaico marca 950 W/m².
Ambos sensores son correctos porque 1000 W/m² es la porción del espectro solar que ‘ve’ el piranómetro termopila, mientras que ‘950 W/m² es la porción del espectro que ‘ve’ el piranómetro fotovoltaico.
A medida que nos acercamos a la tarde, el espectro sufre un cambio no solo porque disminuye en intensidad en comparación con el mediodía solar, sino también porque hay un cambio en su composición: el componente I.R. (radiación infrarroja) aumenta.
Mientras que esta mutación se registra en su totalidad mediante un piranómetro de termopila, en un piranómetro de célula fotovoltaica sólo se registra la parte del infrarrojo que una célula fotovoltaica es capaz de convertir en energía.
El resultado es que el P.R. resultante de los cálculos donde hay un piranómetro de termopila es menor que el del piranómetro fotovoltaico.
¿Qué medida es la correcta?
Si escuchamos la opinión de un meteorólogo, entonces estamos de acuerdo en la relación de rendimiento calculada a partir de los datos del piranómetro de termopila; si, por el contrario, hablamos con un operador fotovoltaico, preferirá el P.R. calculado a partir de los datos devueltos por el piranómetro fotovoltaico porque sólo le interesan las variaciones de potencia que permiten comparar una conversión fotovoltaica con la potencia de salida de su sistema fotovoltaico.
Cuanto más preciso sea el resultado obtenido del cálculo de P.R., más seguro estará de poder detectar caídas de rendimiento y posibles fallos de funcionamiento.
La desviación entre los dos P.R. calculada con los dos tipos de piranómetros no se puede mejorar aplicando un coeficiente de multiplicación fijo entre 0 y 1, ya que no tiene en cuenta las variaciones en el espectro solar.
El espectro solar cambia en función de la altura del sol (y por tanto también de la latitud) y también a lo largo del día, aunque en menor medida.
No se trata de un nuevo argumento ni de una nueva hipótesis.
Si lo pensamos bien, los radiómetros con una sensibilidad muy selectiva se utilizan para medir los rayos UV (de 210 nm a 350 nm), y los radiómetros con una sensibilidad selectiva a partir de 750 nm se utilizan para medir el IR (a partir de 750 nm).
Del mismo modo, para obtener un cálculo preciso de la relación de rendimiento y comprender si el sistema está logrando un rendimiento inferior o superior al esperado, la elección debe recaer en un buen sensor de célula fotovoltaica.
Sin embargo, los piranómetros de termopila tienen la ventaja de que su medición es estable durante varios años.
Concluiría diciendo que si se necesita estabilidad a lo largo de los años, sugeriría piranómetros de termopila; si, por el contrario, se necesitan resultados más precisos para calcular el P.R., elegiría piranómetros de células fotovoltaicas (o sensores de irradiancia), sabiendo, sin embargo, que para mantener esa precisión, deben calibrarse cada dos años.
Sin embargo, la normativa actual indica que todos estos sensores necesitan ser calibrados cada dos años.
