ANALISIS COMPARATIVO DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS...

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ENERGÉTICA

ANALISIS COMPARATIVO DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS. INFLUENCIA DE LA

POTENCIA PICO, TEMPERATURA DEL PANEL Y CONEXIONADO SERIE

PROYECTO FIN DE CARRERA

JORGE VALERO ORTEGA

DIRECTOR

Dr. D. Isidoro Lillo Bravo

Sevilla, Febrero 2011

Índice

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1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 1

2. OBJETO DEL PROYECTO .................................................................................... 2

3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO .................................................... 3

4. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ........................................................ 5

4.1. Introducción ........................................................................................................ 5

4.2. Características comunes para todas las instalaciones ..................................... 5

4.2.1. Estructura soporte .................................................................................. 5

4.2.2. Tecnología de los módulos fotovoltaicos ............................................... 6

4.2.3. Inversores................................................................................................. 6

4.2.4. Protecciones. Cuadros AC y DC ........................................................... 8

4.2.5. Puesta a tierra de las instalaciones ...................................................... 10

4.2.6. Instalación eléctrica .............................................................................. 11

4.2.7. Descripción del sistema de medición para el seguimiento de

protecciones……………………………………………………………14

4.2.8. Estación meteorológica ......................................................................... 14

4.2.9. Sistema de monitorización ................................................................... 14

4.3. Características particulares de las instalaciones según estudio…………….15

4.3.1. Descripción de las instalaciones: Estudio según potencia pico del

panel……………………………………………………………………15

4.3.2. Descripción de las instalaciones: Estudio según conexionado serie . 21

4.3.3. Descripción de las instalaciones: Estudio del efecto de la Tp………25

5. DATOS EXPERIMENTALES ............................................................................... 27

5.1. Selección de los días objeto de estudio ............................................................ 27

5.1.1. Selección según la radiación diaria ..................................................... 27

Índice

ii

5.1.2. Selección Según Temperatura del Panel máxima diaria (Tpmax) ... 30

5.2. Datos tomados para el estudio ......................................................................... 33

5.2.1. Datos meteorológicos y Tp de los días seleccionados ......................... 34

5.2.2. Comportamiento eléctrico de las instalaciones para los días

seleccionados………………………………………………………...…43

6. ANÁLISIS COMPARATIVO ................................................................................ 44

6.1. Ratios de las instalaciones ................................................................................ 44

6.1.1. Evaluación de los datos de potencias (instantáneos) .......................... 46

6.1.2. Evaluación de los ratios energéticos (diarios) .................................... 46

6.2. Comparativo ...................................................................................................... 49

6.2.1. Estudio comparativo por potencia pico (G1, G2 y G3) ..................... 49

6.2.2. Estudio comparativo por conexión serie de los paneles (G4 y G5)... 82

6.2.3. Estudio comparativo según Temperatura del Panel (G6) .............. 109

7. CONCLUSIONES GENERALES ........................................................................ 128

ANEXO 1: EQUIPOS

ANEXO 2: DATOS METEOROLÓGICOS (en CD)

ANEXO 3: DATOS MEDIDOS (en CD)

ANEXO 4: RATIOS COMPARATIVOS (en CD)

ANEXO 5: COMPARATIVA (en CD)

Análisis Comparativo De Instalaciones Fotovoltaicas

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1. INTRODUCCIÓN

De todos es conocido el enorme crecimiento que está sufriendo el consumo de energía eléctrica a lo largo de los últimos años. Este crecimiento del consumo, se ha de suplir con la consiguiente generación de esta energía. Hace unos años, los métodos más usuales de producción de energía, emitían muchas emisiones nocivas para el medio ambiente. Pero la creciente importancia por la sostenibilidad del medio ambiente, ha obligado a buscar numerosas medidas para reducir estas emisiones, favoreciendo la investigación en el desarrollo de nuevas formas de generación de energía más limpia, como las consideradas como energías renovables.

Es evidente que las formas de generación tradicionales, no pueden desaparecer, pues las energías renovables, aunque más limpias, no son capaces de suplir por sí solas el ingente consumo eléctrico. Es por ello, que debido a que existe una necesidad de convivencia entre las energías renovables y las tradicionales, aun existe unas elevadas emisiones.

Un ejemplo de producción de energía eléctrica mediante energías renovables, es la energía fotovoltaica, consistente en el aprovechamiento de la energía de la radiación solar, para transformarla en energía eléctrica. Esta forma de generación, posee numerosas ventajas, como son:

− Materia prima gratuita, renovable y sostenible, ya que la materia prima para la producción de energía eléctrica, no es más que la energía solar.

− Ausencia mínima de emisiones nocivas respecto a las instalaciones con energías agotables convencionales. Las emisiones nocivas solo se producen en mínima cantidad en la fase de producción de los elementos de las instalaciones y en su reciclaje.

− Bajo mantenimiento, debido a la simplicidad de las instalaciones.

Estas ventajas, entre otras, hacen evidente, la importancia del buen desarrollo de esta tecnología, ya que teniendo en cuenta que la radiación solar, es un factor que no se puede manipular, es de suma importancia el estudio de estas instalaciones, para conseguir la máxima eficiencia, y poder así producir más energía limpia y reducir de este modo las emisiones, además de mejorar su competitividad frente a otras alternativas.

En los últimos años en España ha existido un muy rápido desarrollo de las instalaciones fotovoltaicas. En consecuencia desde aproximadamente el año 2008 se dispone de datos de funcionamiento de estas instalaciones, que nos pueden dar una información relevante para la mejora del diseño, operación y mantenimiento de las instalaciones fotovoltaicas y así adquirir experiencia práctica.


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2. OBJETO DEL PROYECTO

El objetivo general de este proyecto es el estudio experimental de la influencia de tres factores en el comportamiento de las instalaciones fotovoltaicas de conexión a red. Los tres factores son, la potencia pico del panel, la temperatura del panel y la conexión serie de los paneles. En particular, es objeto del proyecto:

- Influencia de la potencia pico en el comportamiento de las instalaciones y su relación con la potencia pico de flash report.

- Influencia de la temperatura del panel en el comportamiento de las instalaciones y su relación con la potencia de entrada al inversor y la potencia inyectada a la red.

- Influencia del número de módulos conectados en serie en el comportamiento de la instalaciones y su relación con la caída de tensión hasta la salida del contador.

Para ello se ha analizado el comportamiento real de 12 instalaciones fotovoltaicas de 100 kW de potencia en el inversor pero con potencias pico y conexionado en serie diferentes, agrupadas en 6 grupos. El análisis se ha realizado para el horizonte temporal de un año. Para el análisis detallado se han seleccionado 14 días representativos.


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3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

En el presente proyecto, se ha realizado un análisis comparativo de instalaciones fotovoltaicas, con el fin de analizar la influencia que tienen una serie de variables en el comportamiento de las mismas. Para ello, se va a analizar la influencia que tiene la potencia pico de los paneles, el conexionado serie y la temperatura del panel, separándolos en tres estudios diferenciados.

En el apartado 4, se ha realizado una descripción de las instalaciones. Debido a la existencia de tres estudios, se ha optado por hacer en primer lugar una descripción de las características comunes de todas las instalaciones (con independencia del estudio). En segundo lugar, se realizado una descripción de las características particulares de las instalaciones escogidas para cada estudio.

En el apartado 5, se muestra el proceso de selección de los días seleccionados para cada estudio, así como de los datos experimentales seleccionados para el mismo.

En el apartado 6, se procede a realizar el análisis comparativo objeto del proyecto, describiendo en primer lugar los ratios utilizados para la comparativa. En segundo lugar se realiza el análisis comparativo de cada uno de los tres estudios, presentando unas conclusiones particularizadas a cada uno de ellos.

Los estudios que se llevarán a cabo en el análisis comparativo, son los siguientes:

− Estudio según potencia pico (Wp)

En este estudio, se procederá a observar el efecto que tiene sobre el comportamiento de las instalaciones la potencia pico de los paneles. Concretamente, se escogerán instalaciones con paneles de 260, 270 y 280 Wp.

Para la realización de este estudio, se escogerán 3 Grupos (uno por cada potencia pico), y cada uno de ellos, estará formado por 2 instalaciones lo más parecidas posible. Se procurará que los grupos, a diferencia de la potencia pico, sean lo más parecidos posible, para poder así, aislar la influencia del panel en el comportamiento de la instalación.

:

− Estudio según conexionado serie de los paneles

En este estudio se va a realizar el análisis de dos grupos formados por dos instalaciones cada uno. La única distinción entre ellos, será el conexionado serie de sus instalaciones. Para poder así observar la influencia que tiene el conexionado serie de las instalaciones sobre el comportamiento de las mismas.

:

− Estudio según la temperatura del panel

En este estudio, se procederá a analizar el efecto que tiene la temperatura del panel sobre las instalaciones.

:

Las instalaciones fotovoltaicas, como todas las instalaciones eléctricas, se ven afectadas por las pérdidas en sus componentes, y es objetivo principal en todo diseño de instalaciones, el minimizar estas pérdidas. Estas pérdidas, entre otras, destacan las


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debidas al calentamiento de los componentes, es decir, que a medida que un componente se calienta, las pérdidas en ese punto, serán mayores. Es este, el motivo del estudio de la temperatura de panel, ya que a menor temperatura del panel, debería de haber menores pérdidas en el mismo, y por tanto mayor rendimiento.

Para realizar el análisis, se ha optado, por escoger un grupo, formado por dos instalaciones idénticas, y una vez hecho esto, se han escogido días que tuvieran la misma radiación diaria, pero Temperatura de panel máxima lo más distintas posibles, de tal manera que se pudiera observar el efecto antes descrito.

Por último, en el apartado 7, se presentan las conclusiones generales del proyecto.


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4. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

4.1. Introducción

En este apartado, se procederá a describir las instalaciones seleccionadas para la realización del análisis comparativo.

Se han seleccionado, un total de 12 instalaciones de 100 kW cada una, colocadas sobre estructura fija con una orientación de 10º sobre la horizontal y se han agrupado en 6 grupos tal como se muestra en la Tabla 4.1.

Grupo Variable

de estudio

P.Nom (kW)

Nº Instalaciones Inversor Panel P. panel

(Wp) Config. Serie

Config. Paralelo

Wp/ instal

Paneles/ Instal

1 Wp (260) 100 2 SolarMax 100 kW

Suntech STP260-

24b 260 18 25 117000 450

2 Wp (270) 100 2 SolarMax 100 kW

Suntech STP270-

24b 270 17 25 114750 425

3 Wp (280) 100 2 SolarMax 100 kW

Suntech STP280-

24b 280 17 25 119000 425

4 Conexión (diferente) 100 2 SolarMax

100 kW

Suntech STP280-

24b 280 17 25 119000 425

5 Conexión (común) 100 2 SolarMax

100 kW

Suntech STP280-

24b 280 17 25 119000 425

6 Temp. Panel 100 2 SolarMax

100 kW

Suntech STP270-

24b 270 17 25 114750 425

Tabla 4.1: Resumen de grupos

Como se puede observar en la Tabla 4.1, cada uno de los grupos está formado por 2 instalaciones de 100 kW cada una, que poseen las mismas características, es decir, son 2 instalaciones supuestamente idénticas en potencia, configuración serie-paralelo, etc.

El motivo de escoger 2 instalaciones por grupo, es el de poder, en la medida de lo posible, tener en cuenta, localizar y aislar, cualquier efecto que pueda alterar el análisis provocado por cualquier variable que afecte en particular a una instalación de la que no se tenga constancia de ella (reparaciones, sombras parciales, suciedad, etc.).

4.2. Características comunes para todas las instalaciones

4.2.1. Estructura soporte

Para sujeción de los paneles se emplea un sistema de estructura fija inclinada 10º. Se trata de una estructura de acero galvanizado con un ángulo de inclinación y de orientación fijo.

La estructura instalada se compone de una serie de pórticos arriostrados por vigas que contienen 5 filas de 17 ó 18 paneles en serie. Esta estructura se va repitiendo a lo


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largo de la planta de forma que cada 5 grupos de 5 filas compone una planta de 100 kW. Para mayor información ver ANEXO 1.

4.2.2. Tecnología de los módulos fotovoltaicos

Los módulos presentes en las instalaciones objeto de estudio se encuentran dentro de la gama STP-24/Vb de de la marca SUNTECH, el cual está diseñado y fabricado según la norma IEC 61215 y seguridad eléctrica clase II. No será común la potencia pico que es un criterio objeto de estudio.

Están constituidos por células cuadradas fotovoltaicas de silicio policristalino de alta eficiencia con capa anti-reflectante de nitruro de silicio, capaces de producir energía con niveles muy bajos de radiación solar. Este hecho asegura una producción que se extiende desde el amanecer hasta el atardecer, aprovechando toda la potencia útil posible que es suministrada por el sol.

Las conexiones redundantes múltiples en la parte delantera y trasera de cada célula mediante conductores eléctricos de cobre plano bañado en una aleación de estaño-plata, ayudan a asegurar la fiabilidad del circuito del módulo.

Gracias a su construcción con marcos laterales de metal y el frente de vidrio, de conformidad con estrictas normas de calidad, estos módulos soportan las inclemencias climáticas más duras, funcionando eficazmente sin interrupción durante su larga vida útil.

Las células de alta eficiencia, están totalmente embutidas en un encapsulante termoestable de EVA y protegidas contra la suciedad, humedad y golpes por un frente especial de vidrio ultra transparente templado antirreflector y una lámina de TEDLAR y poliéster en su parte posterior, asegurando de esta forma su total estanqueidad.

La caja de conexión lleva incorporados los diodos de derivación, que evitan la posibilidad de avería de las células y su circuito, por sombreados parciales de uno o varios módulos dentro de un conjunto.

Cada panel lleva su caja de conexiones Tyco con conectores rápidos Multicontact Tipo IV.

4.2.3. Inversores

El sistema inversor utilizado en cada instalación, son unidades inversoras de 100 kW de potencia nominal, denominado SolarMax 100C. (ver ANEXO 1).

El inversor introduce en la red comercial la mayor cantidad posible de la energía recibida de los módulos fotovoltaicos. Para ello es necesario un sistema de conversión eficaz en cuanto a rendimiento y capaz de realizar una gestión inteligente del sistema. Las distintas situaciones en las que se puede encontrar la Red comercial (fallo de suministro, cambio de frecuencia, picos de sobretensiones, etc.) y la constante variación de características de los generadores fotovoltaicos hacen que se deban disponer de sistemas adecuados para realizar las protecciones y gestionar el funcionamiento óptimo en cada caso.


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El funcionamiento del inversor se realiza de forma completamente automática, tanto para la puesta en marcha como para la parada. Al amanecer, el inversor realiza las mediciones pertinentes y una vez alcanzado el nivel mínimo de funcionamiento, el inversor arranca y comienza la generación de corriente. En el caso de que a lo largo del día se produzcan situaciones anormales tales como corte de la red, variaciones de frecuencia, subidas o bajadas de tensión fuera del rango admisible, el inversor se para automáticamente y espera a que se restablezca la normalidad, realizando un nuevo arranque y continuando su funcionamiento.

Al anochecer, cuando se detecte un nivel de potencia del generador inferior al mínimo admisible, el inversor se para y desconecta el transformador de salida con el fin de permanecer con un consumo prácticamente nulo.

El control de red es un dispositivo fundamental en la conexión de inversores a la red. Éstos incluyen una función de protección prioritaria, valores fuera de rango de la tensión o la intensidad de red en cualquiera de las fases, generan una interrupción al control principal, que para el sistema de forma inmediata.

Por otra parte, la arquitectura del diseño permite su reciclado en el caso de nuevas o futuras ampliaciones, conformando un sistema abierto a los futuros cambios que puedan producirse.

El inversor introduce en la Red comercial la mayor cantidad posible de la energía recibida de los módulos fotovoltaicos, para ello es necesario un sistema de conversión eficaz en cuanto a su rendimiento y capaz de realizar una gestión inteligente del sistema (seguimiento del punto de máxima potencia).

El propio inversor incorpora una serie de protecciones contra sobretensiones en corriente continua y contra inversiones de polaridad. Así mismo, lleva incorporado, adicionalmente, un sistema de medida de aislamiento en corriente continua (aviso cuando RISO inferior a 1 MΩ).

Las características principales de este equipo se muestran en la Tabla 4.2:

Tabla 4.2: Características eléctricas del Inversor SolarMax 100C


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4.2.4. Protecciones. Cuadros AC y DC

La instalación cumple con todas las consideraciones técnicas expuestas en el Real Decreto 1663/2000, así como con la propuesta de seguridad de todas las normativas aplicables a la instalación.

Como medidas de protección de la instalación, y de ésta respecto a las personas, se distinguen los siguientes sistemas:

Protección frente a sobrecargas y/o cortocircuitos:

Los elementos de protección se han calculado para la protección general de la instalación eléctrica en caso de ocurrir alguna sobrecarga o cortocircuito. Cada uno de los circuitos se protege con una protección térmica ó magneto térmica, de tal forma que la curva de disparo de cada dispositivo es más rápida que la curva de fusión del cable del circuito al que protege. Además, se tendrá en cuenta que las protecciones aguas abajo tengan una curva de disparo más rápida, de tal forma que se asegure el disparo de las protecciones aguas abajo antes de las protecciones aguas arriba (Selectividad).

Dichas protecciones, se encuadran en los siguientes cuadros y dispositivos:

a) Caja de reunión subcampos, se emplearán fusibles (corta circuitos) en cada serie con intensidad superior a la de cortocircuito de la serie de paneles a la que se conecta, con objetivo de dar protección intrínseca al campo generador. Estas cajas con fusibles se ubicarán lo más próximo posible del campo fotovoltaico, con el objetivo de hacer más efectiva esta protección. Estos fusibles tendrán un valor nominal de 10 A. Además, en dichas cajas también se instalan varistores descargadores de sobretensión e interruptores magnetotérmicos de 63 A., para poder realizar labores de mantenimiento en el campo FV. Se instalará una caja en cada estructura. Cada una de estas cajas reunirá 3, 5 ó 7 circuitos.

b) Cuadro de protección DC. A la entrada de la caseta, donde se ubica el inversor, se instalará un cuadro de protección DC, el cual servirá para dar operatividad al sistema y paralelizar los circuitos DC provenientes de cada agrupación solar de 100 kW, los cuales se conectan a un mismo inversor. . En dicho cuadro se instalan un total de 5 interruptores magnetotérmicos, uno por cada circuito, con una intensidad nominal de 63 A y un interruptor de corte en carga de 250 A.

c) Cuadro de protección a la salida AC.- A la salida del inversor, y dentro de la caseta del inversor, se instalará un cuadro AC, donde se instalará un toroide diferencial regulable de 160 A y un interruptor magnetotérmico, que servirá de protección al inversor y para maniobrar sobre él. Este interruptor está tarado a una corriente nominal de 160 A y tendrá un poder de corte de 15 kA.

d) Cuadro de protección AC, En el cuadro de medida hay un interruptor magnetotérmico con intensidad nominal de 160 A y con un poder de corte de


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cortocircuito de 35 kA (superior a la indicada por la compañía eléctrica). Este interruptor es accesible a la empresa distribuidora durante las 24 horas de los 365 días del año, con objeto de poder realizar la desconexión manual. El interruptor es tipo terasaki XS 25 ó similar.

Protección frente a choques eléctricos

Para evitar descargas eléctricas sobre personas que puedan llegar a ser peligrosas se han adoptado dos medidas,

a) En el lado DC, la instalación se deja flotante respecto a tierra, y se complementa con la instalación de materiales clase II, haciendo inaccesible cualquier parte activa de la instalación en su funcionamiento normal, y un vigilante de aislamiento que detecte cualquier fallo a tierra entre uno ó los dos polos y tierra. Este vigilante de aislamiento se encuentra ubicado en el interior del inversor. En el supuesto caso que ocurriera un fallo de aislamiento procederá, primeramente, desconectando el circuito DC y posteriormente cortocircuitando y poniendo el mismo a Tierra, con el objetivo de llevar a cero la tensión del sistema DC.

b) En el lado AC, se instalará un interruptor diferencial tarado a una corriente de defecto de 30 mA. Dicho interruptor irá acoplado en el Interruptor general magnetotérmico, ubicado en el cuadro AC, y será del tipo Terasaki ELB-A ó similar.

Como medida de protección complementaria de las personas frente a choques eléctricos, se instalará una toma de tierra para conectar las masas metálicas de todos los equipos. De esta forma se evita que aparezcan tensiones peligrosas entre éstas y tierra, que puedan ser dañinas para las personas.

Protecciones de la interconexión

En este punto cabe destacar que cada equipo inversor lleva incorporadas unas protecciones de no funcionamiento en isla. Esto quiere decir que cuando exista un corte en la red eléctrica por avería, o provocado manualmente para hacer operaciones de mantenimiento en la línea o centro de transformación, se asegure que la planta no generará energía que pueda provocar la circulación de una corriente de retorno. Para ello, cada inversor dispone de una protección frente a tensión y/o frecuencia fuera de márgenes, complementada con un relé de tiempo que retarda la reconexión de la planta hasta tres minutos después de haberse reconstituidas las condiciones nominales en la red eléctrica.

Los inversores disponen de un control que es el responsable de sincronizar la salida de la instalación con la onda de tensión de la red eléctrica. Además, como se ha dicho anteriormente, dispone de una serie de protecciones controladas por su propio software y accionadas sobre relés internos, que actúan sobre el Interruptor automático de


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interconexión garantizando la protección de la planta frente a fallos o valores anormales en la red eléctrica y viceversa. Las protecciones actúan cuando los valores de red están fuera de los siguientes rangos:

Tensión: 1,1 y 0,85 Un

Frecuencia: 49 y 51 Hz

En el momento en el que ocurra alguna incidencia, los inversores no volverán a reconectar hasta que hayan transcurrido 3 minutos desde que la situación se haya normalizado.

Separación de circuitos

Para evitar la transmisión de defectos entre la instalación fotovoltaica y la red de distribución de la compañía eléctrica, por una parte, el lado AC del equipo inversor está aislado del DC con transformador de aislamiento.

4.2.5. Puesta a tierra de las instalaciones

La puesta a tierra se establece principalmente con objeto de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados.

Mediante la instalación de la puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, y superficie próxima del terreno, no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico.

Las dimensiones del sistema de tierra y su baja resistencia han de permitir una buena disipación a tierra de la corriente provocada por descargas atmosféricas o de corrientes de defecto, así como la equipotencialidad en todo el perímetro de la central.

El valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a tensiones de contacto superiores a 24 V. Si las condiciones de la instalación son tales que pueden dar lugar a tensiones de contacto superiores a los valores señalados anteriormente, se asegurará la rápida eliminación de la falta mediante dispositivos de corte adecuados a la corriente de servicio. Por otra parte, y tal y como se ha dicho anteriormente, debe asegurarse un buen paso a tierra de las corrientes de defecto o de origen atmosférico.

La resistencia de un electrodo depende de sus dimensiones, de su forma y de la resistividad del terreno en el que se establece. Esta resistividad varía frecuentemente de un punto a otro del terreno, y varía también con la profundidad.

La aplicación del sistema basado en el interruptor diferencial y la puesta a tierra de las masas permite mantener la tensión de contacto por debajo de la tensión de


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seguridad, mediante la limitación de los valores máximos de la intensidad de defecto (sensibilidad del diferencial) y la resistencia de tierra; la condición de seguridad sería:

Id x RT <= 24 V

La realización de la puesta a tierra se hizo mediante electrodo en anillo (malla de tierra), dado que este método permite alcanzar, fácil y eficazmente, valores muy bajos de resistencia de tierra, normalmente inferiores a 10 ohm.

La red de tierras recorre todas las canalizaciones eléctricas, formando tal y como se ha comentado con anterioridad, un anillo de tierras. Este anillo de tierra es común para toda la planta fotovoltaica, y está formado por conductor desnudo de cobre de 35 mm2 y piquetas de de acero cobreado de 17 mm de diámetro y 2 metros de longitud. En la caseta del inversor hay otra toma de tierra, con el objetivo de poner a tierra las masas metálica y demás componentes del equipo inversor. Para ello, se utilizó cable de cobre aislado de 35 mm2 de sección nominal que alimenta, primeramente un seccionador de tierra, y posteriormente, a partir de éste, al equipo inversor con cable de cobre aislado de 16 mm2 de sección.

4.2.6. Instalación eléctrica

Sistema de instalación

La distribución eléctrica de la instalación se diseñó con el objetivo principal de minimizar el conjunto de pérdidas energética en el cableado, llegando a la solución técnico-económica más adecuada.

Para llegar a este punto se partió de la base que la interconexión de módulos sería instalación al aire y la distribución DC y AC será en canalización subterránea. Dentro de ésta se pueden optar por dos sistemas de instalación: bajo tubo conductor, o directamente enterrada. Las ventajas de uno y otro sistema, es que en el primero la potencia que es capaz de transportar un mismo conductor es menor y el coste de la instalación es superior, sin embargo, por otro lado da una mayor operatividad y facilidad de mantenimiento de la instalación una vez realizada, además de quedar más protegida.

Por otra parte, las ventajas del sistema directamente enterrado, es un menor coste y mayor rapidez en la ejecución de la instalación, mientras que como desventajas, entre otras, se puede destacar la menor operatividad y menor protección.

Entre las dos opciones se optó por poner los conductores bajo tubo protector, para prever posibles ampliaciones, y dar mayor operatividad en la explotación y mantenimiento de la red de distribución.

Otras soluciones adoptadas fueron el tipo de material eléctrico que se utilizó para los conductores, bien aluminio y/o cobre. La ventaja del primero es que supone un coste inferior, pero como desventaja se puede destacar que la sección que se debe instalar es superior, y por lo tanto, la manejabilidad del cable será menor. En cuanto al cobre presenta un coste mayor pero presenta mejor manejabilidad, como consecuencia de utilizarse menores secciones para unas mismas pérdidas; además el material presenta una mayor dureza.

Se optó por disponer cables de cobre en toda la instalación.


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Instalación eléctrica lado DC

En el lado DC de la instalación se diferencian los siguientes circuitos eléctricos:

1. Circuito de interconexionado de módulos

Es el tramo que recorre cada módulo fotovoltaico de la serie de cada subcampo FV, acabando en la caja de reunión de subcampos, donde se conectan a los correspondientes fusibles. El cable de interconexión serie entre cada módulo es unipolar, formado por conductores de 1x4 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Cu) flexible o equivalente. La instalación es al aire canalizando los conductores en bandejas metálicas perforadas adosadas a la estructura soporte. Para el conexionado se utilizan conectores rápidos modelo Multicontact Tipo IV.

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2. Circuito de acometida DC del Campo FV:

Es el tramo comprendido entre la caja de conexiones de cada subcampo y el cuadro de protección DC, situado en la caseta del inversor. En este circuito se utilizará cableado unipolar, formado por conductores de 2x1x95 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Cu) flexible según la longitud de cada tramo, respetando en cada caso la caída de tensión. La instalación será subterránea bajo tubo protector, con un diámetro nominal de 160 mm.

3. Circuito de conexión Inversor lado DC:

Es el tramo comprendido entre el cuadro de protección DC de la caseta del inversor y el propio inversor. En este circuito se utilizará cableado unipolar, formado por conductores de 2x1x150 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Cu) flexible. La instalación será al aire bajo tubo o canal protectora, que discurrirá por la superficie interior de la caseta. Las dimensiones de esta canal deben ser 70x130 mm.

Instalación eléctrica lado AC

1. Circuito de conexión Inversor lado AC:

Es el tramo comprendido entre el inversor y el cuadro de protección AC de la caseta del inversor. En este circuito se utiliza cableado unipolar, formado por conductores de 3x1x95 mm2+1x50 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Cu) flexible o equivalente. La instalación será al aire bajo tubo o canal protectora, que discurrirá por la superficie interior de la caseta. Las dimensiones de esta canal deben ser 70x130 mm.


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2. Circuito de Acometida lado AC:

Es el tramo comprendido entre la salida del cuadro de protección del inversor lado AC y el cuadro de medida y protección. En este circuito se utiliza una distribución trifásica. El cable utilizado es de sección 3x1x95 + 1x95 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Cu) flexible. La instalación es enterrada bajo tubo protector con una sección interior de 160 mm.

3. Circuito de conexión C.G.P. y cuadro de entrada BT del CT

Es el tramo comprendido entre la C.G.P., situada en el exterior del CT y el cuadro de BT de salida del CT. El cable a utilizar es de sección 3x1x150+1x95 mm2 del tipo RV-K 0,6/1kV (Al) flexible o equivalente. La instalación es subterránea, bajo tubo protector, con un diámetro interior de 160 mm y en tramos con los conductores en el interior de los huecos de instalación del propio CT.

Alimentación de circuitos auxiliares

En el funcionamiento normal de la planta será necesaria la alimentación de diferentes dispositivos de operación y control, p.e. ordenadores encargados de la supervisión y control general de la planta, iluminación de las casetas de equipos, etc…

Para la alimentación de estas cargas se realizarán una red de distribución, totalmente independiente de las instalaciones de generación, la cual se alimentará de un CT conectado a la red de media tensión de Unelco-Endesa.

En la instalación, a partir de la C.G.P. de compañía, se instalará un cuadro de medida con el correspondiente contador, magnetotérmico y diferencial. A partir de dicho cuadro se hará una red de distribución en BT, que alimentará a cada una de las cargas, o sea, casetas de inversores, y sistemas de comunicación.

Conductores de señal

Para la monitorización y supervisión de cada una de las instalaciones fue necesaria la instalación de un circuito de comunicación que interconectase a todas ellas. La instalación también es en anillo abierto, cerrándose los extremos con resistencias de 120 Ω. Dicha comunicación se realizó con cable de 4 pares de conductores 2x2x0,5 (tipo RS-485), apantallados y preparados para la conexión con terminales. La instalación es subterránea, con los conductores instalados bajo tubo protector. El anillo acaba en un servidor que se encuentra en el centro de control, y a través del cual se puede realizar la telemedida de todos los valores eléctricos de cada uno de los inversores y además de varias medidas analógicas, como son la radiación solar, temperatura ambiente, temperatura de módulo y velocidad del viento.


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4.2.7. Descripción del sistema de medición para el seguimiento de protecciones

La instalación objeto de estudio actúa como una central generadora de energía que inyecta corriente eléctrica a la red de distribución en momentos de radiación solar. De la misma manera, ésta consume una pequeña cantidad de energía eléctrica, debido al autoconsumo de los equipos electrónicos. Para poder realizar un balance entre la energía entregada a la red de distribución y la absorbida, se instaló un contador bidireccional, con sus correspondientes transformadores de medida en el cual queda registradas las lecturas de energías activas y reactivas, consumidas y entregadas, por las instalaciones.

Los contadores instalados están verificados por laboratorios homologados y cumplen con las normas nacionales y particulares de UNELCO-ENDESA. Para ver más detalles de los contadores, consultar el ANEXO 1.

Dichos contadores, junto con los transformadores de intensidad se alojan en cuadros de medida modelo T-20. Los trafos de intensidad tienen una relación de medida 200/5.

4.2.8. Estación meteorológica

Para el control y registro de los datos meteorológicos hay instaladas tres estaciones meteorológicas distribuidas por la planta. Cada estación meteorológica está compuesta por una célula de radiación de tecnología equivalente a los módulos fotovoltaicos colocada en el mismo plano de inclinación que los paneles, sensor de temperatura de célula y sensor de temperatura ambiente. Las estaciones meteorológicas están conectadas al sistema de monitorización para su registro y supervisión.

4.2.9. Sistema de monitorización

El sistema de monitorización y visualización de datos tiene la función de adquirir los datos proporcionados por los inversores, las estaciones meteorológicas y los contadores, para controlar la producción, alarmas e incidencias más relevantes durante la fase de explotación de la planta. La adquisición de datos, se realiza en intervalos de diez minutos, p

El software, con el fin de facilitar el uso al cliente, está realizado mediante el entorno gráfico de Windows, permitiendo una configuración flexible para el cliente. Está diseñado de forma que se pueda visualizar en tiempo real los parámetros de inversores (potencia de salida, tensiones e intensidades a la salida y a la entrada, alarmas, etc…), estaciones meteorológicas y contadores; y que ante cualquier alarma e incidencia envíe un SMS al personal designado para el mantenimiento de la planta. Permite la elaboración de informes y visualización de forma gráfica de los parámetros registrados.

El conjunto de inversores está interconectado mediante conexión por el bus de campo RS 485, formando un anillo abierto con impedancia final de línea de 120 Ω. Cada conjunto de 5 inversores forma un anillo independiente, el cual acaba en una puerta RS485/Ethernet, la cual se conecta a un PC, que recopila y trata toda la


- 15 -

información de la planta. El PC a su vez se puede conectar a Internet, vía GSM, con lo cual se puede hacer la lectura remota de los equipos.

4.3. Características particulares de las instalaciones según estudio

4.3.1. Descripción de las instalaciones: Estudio según potencia pico del panel

A continuación se va a proceder a una descripción más particular atendiendo a las características particulares de las instalaciones seleccionadas para el estudio de la influencia del la potencia pico del panel.

Como ya se comentó anteriormente, se dispone de tres tipos de paneles fotovoltaicos:

− SUNTECH STP-24/Vb - 260 , de 260 Wp



Por tanto, a expensas de la ubicación física de las instalaciones, ya que puedan estar afectadas en mayor o menor medida, por vientos o sombras, y excluyendo el caso especial, objeto de un estudio posterior, del “conexionado serie diferente”, existirán 3 tipos de instalaciones distintas, las correspondientes a las 3 potencias pico de los paneles.

A continuación, se muestran los esquemas unifilares de los tres tipos de instalaciones objeto de estudio:


- 16 -

Esquema unifilar instalaciones 260 Wp

Figura 4.1: Esquema Unifilar de las instalaciones de 260 Wp


- 17 -




- 18 -




- 19 -

Como ya se había comentado, para este análisis, tal y como se mostraba en la Tabla 4.1, se han escogido 6 instalaciones agrupadas en 3 grupos de dos instalaciones idénticas cada uno. Estos grupos, se denominarán G1, G2 y G3, en el análisis.

A continuación se procederá a describir cada uno de ellos.

G1: Instalaciones de 260 Wp

El G1 está situado a una altura de entre 123,75 y 114 m sobre el nivel del mar.

Configuración de las plantas

Los módulos, por cada estructura soporte, se interconectan eléctricamente formando 25 subcampos de 18 módulos conectados en serie. El conjunto de los 25 subcampos se interconectan en paralelo, dentro de una caja de conexión, con sus pertinentes fusibles, para aportar la seguridad intrínseca a los mismos. Desde cada estructura soporte sale una acometida hacia la caseta del inversor donde, una vez pasa por el cuadro de protección de corriente continua, se interconectan en paralelo con los circuitos provenientes del resto de estructuras pertenecientes a la instalación.

El G1 se compone en total de 900 módulos de 260 Wp (450 módulos por planta), de la marca y modelo Suntech STP260-24b. (Ver ANEXO 1).

− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W

Tensión de trabajo

Teniendo en cuenta las tensiones nominales de cada módulo 34,8 V (Ver ANEXO 1), la tensión nominal de trabajo en corriente continua, bajo condiciones estándares (a 25ºC y 1000 W/m2), de cada instalación será de 626,4 V (18 módulos en serie). La tensión máxima en corriente continua y en circuito abierto será de 792 V (Vcirc-abierto = 44V/módulo)

El G1, está formado por 2 instalaciones de 100kW nominales, 450 paneles Suntech STP260-24b, 1 inversor SolarMax de 100kW de potencia nominal cada una.

− WpG1= 2*18*25*260 = 234000 Wp (117000 Wp cada instalación)

− Nº PanelesG1= 2*450 = 900 paneles


- 20 -


El G2 está situado a una altura de 101,3 m sobre el nivel del mar.


Los módulos, por cada estructura soporte, se interconectan eléctricamente formando 25 subcampos de 17 módulos conectados en serie. El conjunto de los 25 subcampos se interconecta en paralelo, dentro de una caja de conexión, con sus pertinentes fusibles, para aportar la seguridad intrínseca a los mismos. Desde cada estructura soporte sale una acometida hacia la caseta del inversor donde, una vez pasa por el cuadro de protección de corriente continua, se interconectan en paralelo con los circuitos provenientes del resto de estructuras pertenecientes a la instalación.

El G2 se compone en total de 850 módulos de 270 Wp (425 módulos por planta), de la marca y modelo Suntech STP270-24b. (Ver ANEXO 1)

− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W

Tensión de trabajo

Teniendo en cuenta las tensiones nominales de cada módulo 35 V (Ver ANEXO 1), la tensión nominal de trabajo en corriente continua, bajo condiciones estándares (a 25ºC y 1000 W/m2), de cada instalación será de 595 V (17 módulos en serie). La tensión máxima en corriente continua y en circuito abierto será de 756,5 V (Vcirc-abierto = 44,5 V/módulo)

El G2, está formado por 2 instalaciones de 100kW nominales, 425 paneles Suntech STP270-24b, 1 inversor SolarMax de 100kW de potencia nominal.


− Nº PanelesG2= 2*425 = 850 paneles.


El G3 está situado a una altura de entre 85 y 101,3 m sobre el nivel del mar.




- 21 -


− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W

Tensión de trabajo

Teniendo en cuenta las tensiones nominales de cada módulo 35,2 V (Ver ANEXO 1), la tensión nominal de trabajo en corriente continua, bajo condiciones estándares (a 25ºC y 1000 W/m2), de cada instalación será de 598,4 V (17 módulos en serie). La tensión máxima en corriente continua y en circuito abierto será de 761,6 V (Vcirc-abierto = 44,8 V/módulo)




4.3.2. Descripción de las instalaciones: Estudio según conexionado serie

A continuación se va a proceder a una descripción más particular de las instalaciones seleccionadas para el estudio de la influencia del conexionado serie de los paneles.

Como ya se comentó con anterioridad, existen dos tipos de conexionados serie, uno el que se ha denominado como “conexionado serie común”, y otro al que se ha denominado “conexionado serie diferente”.

Atendiendo a esto, se va a proceder a la descripción de las instalaciones escogidas para la evaluación de las instalaciones con “conexionado serie común” y las instalaciones con “conexionado serie diferente”.

Debido a que solo existen dos instalaciones con conexionado serie diferente, se han escogido para este grupo ambas, y debido a que son instalaciones que poseen paneles de 280 Wp, las instalaciones escogidas para representar el efecto del conexionado serie común, han sido instalaciones con paneles de 280 Wp, y situadas lo más próximo posible a las del primer grupo.

A continuación, se muestran los esquemas unifilares de los dos tipos de instalaciones que podríamos encontrarnos:


- 22 -

Esquema unifilar instalaciones 280 Wp (CONEXIONADO SERIE COMÚN)

Figura 4.4: Esquema Unifilar de las instalaciones de 2680 Wp con conexionado serie común


- 23 -

Esquema unifilar instalaciones 280 Wp (CONEXIONADO DIFERENTE)

Figura 4.5: Esquema Unifilar de las instalaciones de 2680 Wp con conexionado serie diferente


- 24 -

G4: Instalaciones de conexionado serie diferente

El G4 está situado a una altura de 101,3 m sobre el nivel del mar.


Los módulos, se interconectan eléctricamente formando 25 subcampos de 17 módulos conectados en serie. El conjunto de los 25 subcampos se interconecta en paralelo, dentro de una caja de conexión, con sus pertinentes fusibles, para aportar la seguridad intrínseca a los mismos. Desde los subcampos sale una acometida hacia la caseta del inversor donde, una vez pasa por el cuadro de protección de corriente continua, se interconectan en paralelo con los circuitos provenientes del resto de estructuras pertenecientes a la instalación.


− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W

Tensión de trabajo





G5: Instalaciones de conexionado serie común

El G5 está situado a una altura de 101,3 m sobre el nivel del mar (lo más próximo posible a las instalaciones del G4).

El G5 se compone en total de 850 módulos de 280 Wp (425 módulos por planta), de la marca y modelo Suntech STP280-24b. (Ver ANEXO 1).




- 25 -

− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W

Tensión de trabajo





4.3.3. Descripción de las instalaciones: Estudio del efecto de la Tp

En este estudio, se ha optado por un solo grupo, el G6, formado por dos instalaciones de 100kW cada una.

G6 : Grupo para estudio de Tp

Como ya se comentó anteriormente, se han escogido dos instalaciones idénticas, y se estudiarán sus comportamientos en una serie de días seleccionados.



El G6 se compone de 850 módulos de 270 Wp (425 módulos por planta), de la marca y modelo Suntech STP270-24b. (Ver ANEXO 1)

Tensión de trabajo

Teniendo en cuenta las tensiones nominales de cada módulo 35 V (Ver ANEXO 1), la tensión nominal de trabajo en corriente continua, bajo condiciones estándares (a 25ºC y 1000 W/m2), de cada instalación será de 595 V (17 módulos en serie). La tensión máxima en corriente continua y en circuito abierto será de 756,5 V (Vcirc-abierto = 44,5 V/módulo)

El G6, está formado por 2 instalaciones de 100kW nominales, 425 paneles Suntech STP270-24b, 1 inversor SolarMax de 100kW de potencia nominal, cada uno.


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− Pot. Nominal= 2*100000 = 200000 W




- 27 -

5. DATOS EXPERIMENTALES

A continuación se va a proceder a describir el proceso de selección de los días que se van a analizar en el estudio, y posteriormente se describirán los datos que se van a utilizar para los días seleccionados.

Para el estudio, se van a escoger los días, en los meses de Julio y Diciembre del 2009, por ser los meses de mayores y menores radiaciones diarias respectivamente, o lo que es lo mismo, los días más representativos.

5.1 Selección de los días objeto de estudio

Para la selección de los días, nos vamos a centrar en dos factores fundamentales, que son:

− La Radiación diaria recibida por las instalaciones.

− La Temperatura del Panel máxima diaria.

Esta distinción, se ve motivada, debido a que los días seleccionados para el estudio de la influencia de la Potencia Pico y Conexionado Serie, se van a escoger en función de la radiación diaria, pero por el contrario, para el estudio de la influencia de la Temperatura del Panel, se van a elegir los días según las temperaturas de los paneles máximas diarias, buscando que estas sean lo más diferentes posibles, pero con radiación diaria similar, para poder así aislar el efecto de la temperatura del panel.

A continuación, se procederá a describir con más detalle estos criterios de selección.

5.1.1. Selección según la radiación diaria

Para la selección de los días según la radiación diaria recibida, se han obtenido los datos de irradiancia en W/m2 de todos los días de Julio y Diciembre del 2009 (Ver ANEXO 2). Estos datos se han obtenido en intervalos de 10 min, por lo que ha sido necesario, calcular la radiación recibida en el día, de la siguiente manera:

1. Multiplicando el valor de irradiancia media (W/m2) en esos 10 min por (10/60), para poder tener así el valor de la radiación media recibida en esos 10 min en (Wh/m2).

2. Se suma los valores correspondientes al día completo, para obtener el valor de la radiación recibida diaria.

Julio

Una vez que se ha hecho esto con todos los días de Julio, podemos obtener la Gráfica 5.1, donde se puede ver con mayor claridad todo el abanico de radiaciones diarias que se han dado a lo largo del mes de Julio.


- 28 -

Gráfica 5.1: Perfil de radiación diaria del mes de Julio de 2009

En la Gráfica 5.1, se representa en amarillo los 3 días seleccionados para el estudio de Julio, ordenados numéricamente de mayor a menor radiación. De ahora en adelante, para referirse a los días 2, 18 y 17 de Julio, se denominarán como Día 1, Día 2 y Día 3 respectivamente.

La selección de esos días, es debida a que en Julio, se ha observado una franja de radiaciones diarias entorno a los 7200 – 5300 Wh/m2día, luego se han decidido seleccionar tres valores dentro de esa franja, buscando que fueran lo más dispares posible.

En la Tabla 5.1, se representan los valores de radiaciones de los días seleccionados:

Día Día real Wh/m2día 1 2 7106,04 2 18 6134,10 3 17 5364,41

Tabla 5.1: Resumen de radiaciones de los días de Julio

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031

Radi

ació

n di

aria

(Wh/

m2 d

ia) 1

3

2


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Gráfica 5.2: Perfil de radiación diaria del mes de Julio de 2009

En la Gráfica 5.2, se representa el perfil de radiaciones diarias del mes de Diciembre de 2009 y al igual que se hizo en Julio, se han marcado en amarillo, los días escogidos para el estudio. De ahora en adelante, para referirse a los días 26, 22 y 16 de Diciembre, se denominarán como Día 4, Día 5 y Día 6 respectivamente.

La selección de estos días, es debida a que en Diciembre, se ha observado una franja de radiaciones diarias entorno a los 5000 – 1000 Wh/m2día, por lo que se han seleccionado cuatro valores dentro de esa franja.

En la Tabla 5.2, se representan los valores de radiación de los días seleccionados, así como el día ”real” al que se refiere:

Diciembre

Para la selección de los días de Diciembre, se procederá de igual manera que en Julio, tal y como se puede observar en la Gráfica 5.2.

Día Día REAL Wh/m2día 4 26 4010,44 5 22 3016,32 6 16 2001,94

Tabla 5.2: Resumen de radiaciones de los días de Diciembre

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031

Radi

ació

n Dí

aria

(Wh/

m2 d

ía)

4

5

6


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5.1.2. Selección Según Temperatura del Panel máxima diaria (Tpmax)

Para seleccionar los días para el estudio de la influencia de la temperatura del panel, se van a utilizar los perfiles de radiación diaria y de la temperatura de panel máxima.

Para ello, se va a partir de las Gráficas 5.1 y 5.2 mostradas anteriormente, de los perfiles de radiación diaria de los meses de Julio y Diciembre, buscando grupos de dos días con radiaciones diarias similares y temperaturas de panel máximas, lo más diferentes posibles.

Concretamente, se han seleccionado 4 días por cada uno de los meses, agrupados en 2 grupos. El método de selección de estos 4 días por mes, se explica con más detalle a continuación, comentando en primer lugar el mes de Julio del 2009, y en segundo lugar el mes de Diciembre del 2009.

Gráfica 5.3: Días con radiaciones similares de Julio, seleccionados para el estudio de Tp

Posteriormente, se busca en la Gráfica 5.4, que esos días seleccionados anteriormente tengan temperaturas de panel lo más diferente posible.

Julio

Para la selección de los días de Julio, se procede a observar en la Gráfica 5.3 los días de Julio con radiaciones diarias similares.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031

Radi

ació

n Di

aria

(Wh/

m2 d

ia)

7 8

9 10


- 31 -

Gráfica 5.4: Días con radiaciones similares y Tp diferentes, seleccionados para el estudio de Tp

A modo de ejemplo se puede observar en la Gráfica 5.3, como los días 1, 2 y 3, de Julio, tienen aproximadamente la misma radiación diaria, pero sin embargo, no han sido seleccionados, debido a que si observamos la Gráfica 5.4, las temperaturas de panel máximas, no son muy diferentes.

Diciembre

Para la selección de los días de Diciembre, se procede de la misma manera que en Julio. En primer lugar observando en la Gráfica 5.5 los días con radiación similar, para después usando la Gráfica 5.6, comprobar que esos días tienen Tp muy distintas.

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Tp (º

C) 7

89

10


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Grafica 5.5: Días con radiaciones similares de Diciembre, seleccionados para el estudio de Tp

Posteriormente, se busca en la Gráfica 5.6, que esos días seleccionados anteriormente tengan temperaturas de panel muy diferentes.

Gráfica 5.6: Días con radiaciones similares y Tp diferentes, seleccionados para el estudio de Tp

A continuación, se presenta en la Tabla 5.3, el resumen de todos los días seleccionados, comentando a que día “real” se refiere, y como se va a denominar de

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728293031

Radi

ació

n Di

aria

(Wh/

m2d

ía)

1112 13 14

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Tp (º

C)

11

12

13

14


- 33 -

ahora en adelante en el presente proyecto, así como sus valores de radiación y temperaturas máximas de panel de cada uno de los días:

Julio Día Día REAL (Wh/m2día) Tpmax (ºC) 7 12 7064,102 46,66 8 13 7037,347 58,82 9 20 6347,733 56 10 22 6315,182 46,65

Diciembre 11 8 4483,705 41 12 13 4462,091 52 13 15 4335,736 40,32 14 29 4303,457 47

Tabla 5.3: Resumen de de días seleccionados

5.2. Datos tomados para el estudio

Los datos que se van a utilizar para cada uno de los estudios serán los siguientes:

• Datos meteorológicos y Tp

•

: Irradiancia (W/m2), temperatura ambiente en ºC (Ta) y temperatura del panel en ºC (Tp), ésta última no es realmente un dato meteorológico, pero por facilidad de interpretación, lo incluiremos como tal.

Datos del Contador

•

: Potencia a la entrada del Contador en W (P.contador).

Datos del Inversor

: Potencia en alterna a la salida del inversor en W (Pac), tensión en continua a la entrada del inversor en V (Vdc), intensidad en continua a la entrada del inversor en A (Idc).

Estudio de la influencia de la potencia pico

Para este estudio, se han tomado los datos anteriormente mencionados, en intervalos de 10 min, para el total de las 6 instalaciones, y para los 6 días seleccionados para este estudio.

Estudio de la influencia del conexionado serie de los paneles


Estudio de la influencia de la Temperatura de los paneles



- 34 -

5.2.1. Datos meteorológicos y Tp de los días seleccionados

Los datos meteorológicos medidos en las instalaciones son, como ya se ha comentado antes: Irradiancia (W/m2), Ta (ºC) aunque no sea un dato meteorológico propiamente dicho, la Tp (ºC).

Para la presentación de los datos meteorológicos, se van a presentar los datos antes mencionados, pero para este punto en concreto, se va a representar, en lugar de la irradiancia, la radiación, mostrando en primer lugar la diferencia que existe entre ambas, con un ejemplo gráfico, para el Día 1, por ser el día en el que mejor se aprecian los resultados, debido a ser un día claro, y no presentar por tanto, picos que dificulten su observación.

Gráfica 5.7: Irradiancia frente a radiación del Día 1

Tal y como se puede observar en la Gráfica 5.7, el valor de la irradiancia es mayor que el de radiación, ya que este último, esta expresado en Wh, frente a los W de la irradiancia, es decir que el valor de la irradiancia, es un valor instantáneo, frente a la radiación, que es la producción en Wh. Pero a pesar de esto, tal y como se ve en la Gráfica 5.8, se ve que se comportan igual, es decir, su única diferencia es el valor de las msimas.

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100

200

300

400

500

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20:0

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Radi

ació

n (W

h/m

2 ) ,

Irrad

ianc

ia (W

/m2 )

Radiación Irradiancia


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Gráfica 5.8: Irradiancia frente a radiación del Día 1 (ejemplo de comportamiento idéntico)

A continuación se muestran los datos meteorológicos de todos los días del estudio:

Gráfica 5.9: Datos meteorológicos del Día 1

0

100

200

300

400

500

600

700

800

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1000

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Irrad

ianc

ia (W

/m2 )

Radi

ació

n (W

h/m

2 )

Radiación Irradiancia

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20

30

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50

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Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n (W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp


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5

10

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20

25

30

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45

50

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C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp

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Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp


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10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Irrad

ianc

ia (W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp


- 38 -



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp


- 39 -



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp

0

10

20

30

40

50

60

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp


- 40 -



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Radiación Ta Tp

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Rad Ta Tp


- 41 -



0

10

20

30

40

50

60

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Rad Ta Tp

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

20

40

60

80

100

120

140

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Rad Ta Tp


- 42 -


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

Radi

ació

n(W

h/m

2 )

Rad Ta Tp


- 43 -

5.2.2. Comportamiento eléctrico de las instalaciones para los días seleccionados

Los datos eléctricos, como ya se ha comentado al inicio del apartado 5.2, serán los correspondientes al contador y al inversor:

• Datos del Contador

•

: Potencia media cada diez minutos en la entrada al contador (W), P.contador.

Datos del Inversor

En el ANEXO 3, se adjuntan los datos del comportamiento eléctrico correspondientes a las 12 instalaciones objeto de estudio, así como una representación gráfica de los mismos. El motivo de no ser incluidos en el presente documento, es debido al enorme volumen de datos y gráficas que contienen, y debido a que esta información se adjuntará en las gráficas correspondientes al análisis comparativo del apartado 6.2.

: Potencia media cada diez minutos a la salida del inversor en alterna (W), Pac. Potencia media cada diez minutos en la entrada del inversor en corriente continua (W). Pdc


- 44 -

6. ANÁLISIS COMPARATIVO

6.1. Ratios de las instalaciones

En éste apartado, se procederá a describir los ratios que se van a utilizar para analizar el comportamiento de las instalaciones, para realizar el posterior análisis comparativo con los resultados obtenidos.

Los ratios calculados para el análisis comparativo se describen a continuación y se dividen en dos grupos: Ratios de potencias (instantáneos) y Ratios energéticos (diarios).

• Rendimiento del inversor:

Ratios de potencia:

Rendimiento medio cada diez minutos del inversor. Se denomina así al cociente entre la potencia media a la salida del inversor (Pac) y la potencia a la entrada del inversor (Pdc).

𝜂𝜂𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑖𝑖 =𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃

• Rendimiento de la instalación:

Rendimiento medio cada diez minutos de la instalación. Se denomina así a la potencia medida en el contador (Pcontador) entre la irradiancia (I) por el área de captación de los paneles (A).

𝜂𝜂𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑖𝑖 =𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊)

𝐼𝐼 𝑊𝑊𝑚𝑚2 ∗ 𝐴𝐴(𝑚𝑚2) → 𝐴𝐴 = 𝑃𝑃𝑐𝑐𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑝𝑝𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝 (𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴 1) ∗ 𝐴𝐴º𝑝𝑝𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑖𝑖

• PR:

PR medio cada diez minutos de la instalación. Se denomina así a la potencia medida en el contador (Pcontador) entre la potencia pico de la instalación (Ppico), la irradiancia (I) y un coeficiente de corrección de la Tp con α dado por el fabricante e igual a 0,47%/K (ANEXO 1).

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖 =𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊)

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑖𝑖𝑃𝑃𝑐𝑐 (𝑊𝑊) ∗ 𝐼𝐼 1000 ∗ (1 − 0,0047(𝑇𝑇𝑝𝑝 − 25))


- 45 -

• Pcontador/Ppico:

Pcontador/Ppico medio cada diez minutos de la instalación. Se denomina así a la potencia medida en el contador (Pcontador) entre la potencia pico de la instalación (Ppico).

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 𝑖𝑖𝑃𝑃𝑝𝑝𝑖𝑖𝑃𝑃𝑐𝑐 𝑖𝑖

(W/Wp)

• Rendimiento del inversor:

Ratios energéticos:

Rendimiento diario del inversor. Se denomina así a la suma de todas las potencias instantáneas del día a la salida del inversor, entre la suma de las potencias del día a la entrada del inversor.

𝜂𝜂𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑃𝑃 =Σ𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃Σ𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃

• Rendimiento de la instalación:

Rendimiento diario de la instalación. Se denomina así a la suma de todas las potencias instantáneas del día medidas en el contador, entre la suma de las irradiancias captadas por la instalación y el área de captación de la instalación (ANEXO1).

𝜂𝜂𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑃𝑃 =Σ𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊)

Σ(𝐼𝐼 𝑊𝑊𝑚𝑚2 ∗ 𝐴𝐴(𝑚𝑚2)) → 𝐴𝐴 = 𝑃𝑃𝑐𝑐𝑎𝑎𝑃𝑃 𝑝𝑝𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝 (𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴 1) ∗ 𝐴𝐴º𝑝𝑝𝑃𝑃𝑖𝑖𝑎𝑎𝑝𝑝𝑎𝑎𝑖𝑖

• PR:

PR diario de la instalación. Se denomina así a la suma de todas las potencias instantáneas del día medidas en el contador, entre la suma de la potencia pico de la instalación por la irradiancia y por un coeficiente de corrección de la Tp con α dado por el fabricante e igual a 0,47%/K (ANEXO 1).

.

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 =Σ𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊)

Σ(𝑃𝑃𝑝𝑝𝑖𝑖𝑃𝑃𝑐𝑐 (𝑊𝑊) ∗ 𝐼𝐼 1000 ∗ (1 − 0,0047(𝑇𝑇𝑝𝑝 − 25))


- 46 -

• Econtador/Ppico:

Econtador/Ppico diario de la instalación. Se denomina así a la suma de la energía medida en el contador entre la potencia pico de la instalación.

𝐴𝐴𝑃𝑃𝑐𝑐𝑖𝑖𝑖𝑖𝑃𝑃𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐 𝑃𝑃

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑖𝑖𝑃𝑃𝑐𝑐 𝑊𝑊ℎ𝑊𝑊𝑝𝑝

Estos ratios, se han obtenido para cada una de las instalaciones y para cada uno de los días objeto de estudio. Como ya se mostró anteriormente, se habían agrupado las instalaciones en 6 grupos de 2 instalaciones cada uno de ellos, para poder así percibir cualquier problema que se pudiera haber dado en alguna de las instalaciones, por lo que se ha procedido a representar gráficamente los grupos, es decir las 2 instalaciones de cada grupo en un mismo gráfico, para poder así observar el problema descrito anteriormente. Ésta representación, con sus cálculos correspondientes se encuentran en el ANEXO 4.

6.1.1 Evaluación de los datos de potencias (instantáneos):

Tal y como se puede observar en las Gráficas adjuntas en el ANEXO 4, las instalaciones de un mismo grupo, apenas presentan diferencias notables, lo que permite concluir, que ninguna de las instalaciones seleccionadas, ha presentado problemas de consideración. Dicho esto se podrá asumir de ahora en adelante, cada grupo como la media de sus dos instalaciones correspondientes, ya que en el apartado 6.2, la comparativa será entre grupos, y no entre instalaciones como se ha realizado hasta ahora.

6.1.2 Evaluación de los ratios Energéticos (diarios):

Los ratios del comportamiento diario de las instalaciones, se han presentado junto con los ratios instantáneos en el ANEXO 4, pero debido a su mayor compacidad, se presentan también en las Tablas 6.1 - 6.6:

Grupo 1:

Tabla 6.1: Ratios Energéticos diarios del G1

Instalación Ratio Unidad Día 1 Día 2 Día 3 Día 4 Día 5 Día 6ηinvd 93,35% 93,62% 93,40% 93,77% 93,36% 93,34%ηinstd 12,79% 12,60% 12,36% 11,51% 11,64% 11,17%PRd 98,57% 96,09% 94,00% 86,04% 86,67% 82,80%

Econtador d/Epico Wh/Wp 6,78 5,77 4,95 3,44 2,62 1,67ηinvd 94,26% 94,27% 94,31% 94,89% 94,37% 93,90%ηinstd 12,68% 12,40% 12,36% 11,38% 11,38% 11,24%PRd 97,78% 94,59% 94,00% 85,08% 84,69% 83,36%

Econtador d/Epico Wh/Wp 6,73 5,68 4,95 3,41 2,56 1,68

1

2


- 47 -

Grupo 2:


Grupo 3:


Grupo 4:


Grupo 5:





3

4




5

6




7

8




9

10


- 48 -

Grupo 6:


Tal y como se puede observar en las tablas, los ηinv d, permanecen prácticamente constante sin importar el día en el que nos encontremos.

Por el contrario, tanto el ηinst d como el PR, son mayores en los días de Julio, que en los días de Diciembre.

La Econtadord/Ppico, es mayor en Julio que en diciembre, debido principalmente a la disminución de las horas efectivas de radiación solar.

Instalación Ratio Unidad Día 7 Día 8 Día 9 Día 10 Día 11 Día 12 Día 13 Día 14ηinvd 94,46% 94,40% 94,53% 94,31% 94,59% 95,05% 94,69% 95,17%ηinstd 13,13% 12,98% 12,25% 12,62% 11,51% 11,79% 12,04% 11,80%PRd 96,72% 95,56% 91,69% 93,49% 82,03% 84,46% 86,34% 84,51%

Econtador d/Epico Wh/Wp 6,67 6,57 5,59 5,73 3,71 3,81 3,74 3,29ηinvd 92,78% 92,72% 92,83% 92,68% 93,18% 92,88% 93,02% 92,64%ηinstd 12,89% 12,81% 12,18% 12,47% 10,37% 11,13% 11,46% 11,14%PRd 94,96% 94,27% 91,21% 92,40% 73,95% 79,76% 82,22% 79,78%

Econtador d/Epico Wh/Wp 6,54 6,48 5,56 5,66 3,34 3,59 3,56 3,11

11

12


- 49 -

6.2. Comparativo

En este apartado se va a proceder a realizar el análisis comparativo final del proyecto. Tal y como se describió con anterioridad, se va a proceder a las comparativas de los resultados obtenidos de cada estudio, para poder así obtener un resultado de la influencia de cada uno de los parámetros objeto de estudio.

6.2.1. Estudio comparativo por potencia pico (G1, G2 y G3)

A continuación, se procederá a realizar el análisis comparativo según potencia pico, con objeto de observar las respuestas de las instalaciones según su potencia pico.

El procedimiento para el análisis será el siguiente: se irá viendo uno por uno, el comportamiento de las distintos ratios descritos en el apartado 6.1, para los Grupos 1, 2 y 3, analizando el Día 1 en profundidad, para luego ir confirmando los efectos que se observen con el resto de los días, atendiendo a posibles efectos nuevos, que no se hayan dado en el Día 1, e intentando dar explicación a los que no queden claros en el Día1.

- Rendimiento del inversor

Día 1: Observaciones

:

Gráfica 6.1: ηinv del Día 1

1) En la Gráfica 6.1, se puede apreciar como el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones, lo cual, debido a que los inversores de los 3 grupos son idénticos, nos indica, que los inversores se han comportado correctamente, y que ningún inversor ha presentado


- 50 -

problemas considerables en este día concreto, por lo tanto, los resultaos que se obtengan, no deberían tener errores.

2) En las curvas de Pcc, se puede observar como el Grupo 1 de 117000Wp, tiene una Pcc algo mayor que la del Grupo 3 de 119000, lo cual no debería ocurrir, lo que puede deberse a distintos factores, como pueden ser:

- Que sea un comportamiento puntual del Día 1.

- Que el Flash Report del Grupo 1, realmente sea mayor que el Flash Report del Grupo 3, aun siendo las potencias pico teóricas mayores las del Grupo 3.

- Que los paneles del Grupo 3, estén sucios o deteriorados.

Esto se verá a continuación, cuando veamos el resto de los días.

3) En las horas intermedias del día, en torno a las 15h, se puede apreciar un ligero “valle” en la curva del rendimiento del inversor. Para poder dar explicación a este efecto, se va a recurrir a la Gráfica 6.2, en la que se muestra, el ηinv, junto con los dos factores que podrían estar provocando esta disminución en el rendimiento:

- Ta: Debido a que si aumenta mucho la Ta, la temperatura del interior de la caseta del inversor también aumenta considerablemente con mayor medida, si se mantienen las altas temperaturas en el exterior, lo cual precisamente se observa tanto en la Gráfica 6.1 como en la Gráfica6.2.

- Vdc: Debido a que el MPP (Maximum Power Point), tal y como se muestra en el punto 3.1 del Anexo 1: Datos técnicos del inversor 100C se encuentra en los valores de tensión continua (Vdc) de entre 450-800 V.

Para poder concretar el motivo de la aparición de ese ligero “valle” en la curva de rendimiento del inversor, se muestra la Gráfica 6.2, en la que se representa las curvas de rendimiento, junto con las de los dos parámetros que se cree que están produciendo dicho efecto


- 51 -

Grafica 6.2: Vdc y Ta, como factores que afectan al ηinv Día 1

Como se puede observar en la Gráfica 6.2, el ηinv depende fundamentalmente de la Vdc

que entra en el inversor, y se puede comprobar, observando con atención en que el G1, es el Grupo que por general, tiene mayor Vdc, seguido del G3, y por último el G2, y este mismo orden, se puede observar en la curva del rendimiento.

Cabe destacar, que las variaciones en la Vdc, son mucho mayores que en la curva de rendimiento y esto se debe a que tal y como se dijo anteriormente, el MPP se encuentra en el rango de Vdc de 450-800 V, y debido a que el “valle” que se observa en las curvas de Vdc, no sobrepasan ninguno de los límites, el rendimiento del inversor, tiende a mantenerse relativamente cte.


- 52 -


Grafica 6.3: ηinv del Día 2

1) En la Gráfica 6.3, se puede apreciar como al igual que en el Día 1 el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 1, aunque con mayor dificultad, puede observarse como el Grupo 1, tiene una Pcc algo mayor que la del Grupo 3. Sí, se puede apreciar, como, al ser un día más nublado, se observan muchas variaciones de la Pcc correspondientes a las variaciones en los niveles de irradiancia, tal y como se aprecia en la Gráfica 5.8, y es en estos picos, donde se observa que si son superiores (irradiancia alta), es el Grupo 1 el que mayor Pcc da, pero por el contrario, si se observan los picos inferiores (irradiancia baja), es el Grupo 3 en este caso el que presenta una Pcc superior a la del Grupo 1 .

3) Al igual que en el Día 1, se puede llegar a apreciar, pero con menor magnitud, el “valle” antes mencionado. Teniendo en cuenta, que este “valle” se había atribuido su aparición a la variación de la Vdc, sería de suponer, que ésta variación, fuera menor en el Día 2, tal y como se puede observar en la Gráfica 6.4.


- 53 -


Aunque con dificultad, se puede ver, una tendencia en forma de “valle” de la curva de Vdc, pero en cualquier caso, ese “valle” es menos pronunciado que en el Día 1, luego con mayor razón, el rendimiento del inversor, se verá menos afectado por dicho “valle” que en el Día 1, luego viendo éste comportamiento, se empieza a confirmar el motivo de la aparición de ese “valle” en las curvas de ηinv.


- 54 -



1) En la Gráfica 6.5, se puede apreciar como al igual que en los días anteriores el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de Pcc, se vuelve a apreciar, aunque con aún mayor dificultad, como el Grupo 1, tiene una Pcc algo mayor que la del Grupo 3, y en este día en concreto, se llegan a apreciar puntos en los que incluso el G2, el grupo de menor potencia pico, supera al G3.

3) Como se observa en la Gráfica 6.5, ya no se aprecia “valle” alguno, lo que nos indica, que la evolución de la Vdc, fue mucho más constante que la de los días anteriores, tal y como podemos comprobar en la Gráfica 6.6.


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1) En la Gráfica 6.7, se puede apreciar como al igual que en los días anteriores el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones, con la diferencia, al ser el Día 4 un día de Diciembre, las horas de radiación solar, son menores, y se puede apreciar, como a diferencia de los días anteriores (de Julio), el inversor se apaga en torno a las 19h.

2) En las curvas de Pcc, se vuelve a apreciar, aunque con aún mayor dificultad, como el Grupo 1, tiene una Pcc algo mayor que la del Grupo 3, y en este día en concreto, al igual que en el Día 3, se llegan a apreciar puntos en los que incluso el G2, el grupo de menor potencia pico, supera al G3.

3) Como se observa en la Gráfica 6.7, se a apreciar un ligero “valle” , lo que nos hace suponer que ha experimentado variaciones de Vdc considerables, aunque debido a que las curvas de ηinv, son prácticamente constantes, podemos deducir que no se han dado variaciones en la Vdc lo suficientemente grandes como para sobrepasar el límite del MPP




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1) En la Gráfica 6.8, se puede apreciar, al igual que en los días anteriores el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones, y al ser también un día de Diciembre, las horas de funcionamiento, son parecidas a las del Día 4.

2) En las curvas de Pcc, se vuelve a apreciar, aunque con aún mayor dificultad, como el Grupo 1, tiene una Pcc algo mayor que la del Grupo 3, y en este día en concreto, al igual que en el Día 3 y 4, se llegan a apreciar puntos en los que incluso el G2, el grupo de menor potencia pico, supera al G3.

3) Como se observa en la Gráfica 6.8, ya no se aprecia “valle” alguno, lo que nos indica, que la evolución de la Vdc, fue mucho más constante que la de los días anteriores.



1) En la Gráfica 6.9, se puede apreciar, al igual que en los días anteriores el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones, pero se puede ver como las curvas de rendimiento, son menos constantes en su cresta que en los días anteriores, se puede ver como empieza a decrecer el rendimiento sobre las 13h, y continua decreciendo hasta que se produce el apagado del inversor.


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Tal y como hemos hecho en los días anteriores, hemos referido este efecto directamente al valor de Vdc, por ello, vamos a comprobar en la Gráfica 6.10, la influencia que ha tenido este parámetro sobre el ηinv.


Se puede observar en la Gráfica 6.10, una clara relación entre la Vdc y el rendimiento del inversor, ya que la Vdc, presenta un decrecimiento progresivo, debido a la irradiancia, tal y como se puede ver en Gráfica 6.11, lo que afecta directamente al rendimiento, y debido a que no “remonta” como lo hacía en los días anteriores, el rendimiento tampoco lo hace, lo que no hace más que confirmarnos la estrecha relación entre la Vdc y el rendimiento en los 3 grupos.

2) Las Pcc en este día, a diferencia de los días anteriores, tiene un comportamiento muy diferente, en el que a partir de las 13h, baja drásticamente la Pcc, lo cual se puede ver también reflejado en la curva de rendimiento.

Esto se debe a que el perfil de irradiancia del Día 6, tal y como se observa más adelante en la Gráfica 6.11.

Visto esto, se deja pendiente la resolución del motivo por el que el G1 supera al G3 en rendimiento del inversor y Pcc, hasta no haber visto el comportamiento de todos los ratios, con el fin de poder descartar causas que no se hayan tenido en consideración.


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- Rendimiento de la instalación


:

Grafica 6.11: ηinstalación del Día 1

1) Observando la Gráfica 6.11, en primer lugar, cabe destacar, que en este caso, en contraposición a lo que habíamos observado en el análisis del comportamiento del inversor, ahora es el G3, el que mayor rendimiento de la instalación tiene, seguido del G2, y por último el G1, ocurriendo lo contrario que en el rendimiento del inversor, en el que éste último poseía el mayor rendimiento.

La razón de éste comportamiento, es debido a que las instalaciones del G1 tienen, como ya se describió en el apartado 4: Descripción de las instalaciones

, 450 paneles en serie, frente a los 425 paneles en serie de las instalaciones de los grupos G2 y G3, por lo tanto, si observamos la fórmula con la que se ha calculado el ηinstalación, tal y como se describe a continuación:

Se observa como a ↑ Nº d e p an eles, ↑ A y po r lo ta nto, el rendimiento de la instalación disminuye.


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Por lo tanto, en este aspecto, el ratio de ηinstalación no puede dar respuesta al problema 2) planteado en el estudio del inversor, debido a que las instalaciones del G1, que precisamente son uno de los grupos implicados en el problema, se ven penalizadas en éste ratio debido a tener mayor número de paneles.

2) Otro aspecto observado en la Gráfica 6.11, es la aparición de un “valle”, esta vez más pronunciado que en el rendimiento del inversor.

Al contrario que el “valle” observado en el rendimiento del inversor, este se debe fundamentalmente al aumento de la temperatura del panel, el cual al estar a mayor temperatura, tiene más perdidas, causando una bajada en el rendimiento de la instalación. Esto se puede observar en la Gráfica 6.11, en la que se observa como a medida que va aumentando la Temperatura del Panel, el rendimiento de la instalación disminuye. Este aspecto, se estudiará más adelante con mayor profundidad en el Estudio según Temperatura de los paneles

Grafica 6.12 : ηinstalación del Día 2

.



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1) En la Gráfica 6.12, puede observarse, aunque con mayor dificultad, el mismo comportamiento que en el Día 1, en cuanto se refiere a que el rendimiento del G1, se encuentre por debajo del G3 y G2, por lo que la explicación a este comportamiento, queda demostrado que es la obtenida en el Día 1.

2) En este día, al ser un día nublado, es muy complicado observar el comportamiento descrito en el punto 2) del Día 1, en cuanto a la disminución del rendimiento del inversor al aumentar la Tp.

Sí, se puede comprobar el argumento antes descrito en cuanto a la relación entre la Tp y el rendimiento de la instalación se refiere. Ésta comprobación se describe a continuación en la Gráfica 6.13.

Grafica 6.13: ηinstalación del Día 2, para el G1

En primer lugar se puede observar, como en la curva de Irradiancia, aparece una disminución drástica de la misma en torno a las 14:50 h (1), en la que pasa de los 841 W/m2 a 458 W/m2. Ésta disminución de irradiancia provoca, tal y como se observa en la curva de temperatura de panel, una disminución de ésta (2), provocando a su vez un aumento del rendimiento de la instalación (3).

1


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Se observa en la Gráfica 6.14, como el ratio de ηinstalación, aunque con distintos perfiles, se comporta de la misma manera que en los días anteriores, por lo que no se observa ningún otro aspecto mereciente de consideración.


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De la misma manera que en el Día 3, no se observan nuevos comportamientos merecientes de consideración. Sí puede apreciarse, lo que ya se había comentado con anterioridad en lo concerniente al efecto del la Tp y del motivo por el que el G1 tenía un ηinstalación menor que el del resto de los grupos.


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De la misma manera que en el Día 3 y 4, no se observan nuevos comportamientos merecientes de consideración. Sí puede apreciarse, lo que ya se había comentado con anterioridad en lo concerniente al efecto del la Tp y del motivo por el que el G1 tenía un ηinstalación menor que el del resto de los grupos.


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Grafica6. 17: ηinstalación del Día 6

De la misma manera que en el Día 3, 4 y 5, no se observan nuevos comportamientos merecientes de consideración. Sí puede apreciarse, lo que ya se había comentado con anterioridad en lo concerniente al efecto del la Tp y del motivo por el que el G1 tenía un ηinstalación menor que el del resto de los grupos.

Llegados a este punto, se observa que las instalaciones, se comportan según lo esperado, a excepción del comportamiento observado en el ratio de ηinv, concerniente a la discrepancia entre el G1 y G3, en el que se comportan al contrario de lo esperado, lo cual queda aún pendiente de resolución, y un estudio más exhaustivo de la relación entre Tp y el rendimiento de la instalación, el cual se observara con mayor detención en el estudio según Tp.


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- PR


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Grafica 6.18: PR del Día 1

1) En la Gráfica 6.18, se puede apreciar como el comportamiento del PR, es prácticamente el mismo para los 3 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de PR, se vuelve a apreciar el comportamiento visto en el ratio de ηinv, en el que el G1, supera al G3 en rendimiento y potencia, ya que tal y como indica la fórmula (1), a diferencia del ηinstalacion, el PR no se ve afectado por el área (A) de captación de las instalaciones.

3) Al igual que en los ratios de ηinstalacion, se puede apreciar un “valle” en las horas intermedias del día, provocado por el aumento de las Tp, pero si se observa bien, este “valle”, es menos pronunciado que en el ratio de ηinstalacion, y esto se debe a que el PR, tal y como se muestra en la fórmula (1), se ve afectado por un factor corrector de la Tp:


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4) Cabe destacar un aspecto muy importante, en el que tal y como se puede observar en la Gráfica 6.18 el PR, que en definitiva es un rendimiento, supera el 100%, lo cual no es coherente, ya que nos indicaría que la instalación está produciendo más energía de la que le llega.

Esto se debe, a que los aparatos de medida de irradiancia, realmente miden menos irradiancia de la que realmente captan las células, ya que realmente, parte de la irradiancia se refleja. Por lo tanto, tal y como se observa en la fórmula (1), si la irradiancia (I), es mayor, el PR disminuye. Esto se podía aplicar al ηinstalacion también, pero no es necesario, ya que el ηinstalacion se ve afectado por el factor de área de captación, que corrige en cierta medida esta discrepancia entre la irradiancia medida, y la realmente captada.


Grafica 6.19: PR del Día 2

Tal y como se observa en la Gráfica 6.19, en el Día 2, se observan los mismos comportamientos que en el Día 1, salvo que no se puede apreciar el “valle” tal y como se apreciaba en el Día 1, debido a que en éste día, la Tp, sufrió unas disminuciones en las horas intermedias del Día, lo que provocó un aumento del PR.


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Grafica 6.20: PR Día 3

En el Día 3, tal y como se observa en la Gráfica 6.20, tiene el mismo comportamiento que en los días anteriores, y concretamente, al igual que en el Día 2, no se aprecia claramente un “valle” en las horas intermedias del Día, ya que al igual que en el Día 2, se producen disminuciones en la Tp, que provocan un aumento del PR.


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Los comportamientos del PR observados en el Día 4, tal y como se muestra en la Gráfica 6.21, son los mismos que en los días anteriores. No se observa novedad alguna.


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Tal y como se observa en la Gráfica 6.22, no se observan novedades en el comportamiento del PR, con respecto a los días anteriores.


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Se puede observar en la Gráfica 6.23, como no hay novedad alguna con respecto a los días anteriores.

Una vez observado el comportamiento del PR para los 6 días objeto de estudio, podemos decir, que tal y como se había visto en los ratios anteriores, el comportamiento de los 3 grupos, era el esperado, a diferencia, del aspecto aún pendiente de la superioridad del G1 con respecto al G3 en los ratios tanto de rendimiento del inversor, como de PR, al que se le intentará dar una explicación al finalizar el estudio de todos los ratios, quedando aún como posible respuesta, bien que los paneles del G3 estén sucios, o bien que realmente, el Flash Report del G1 sea mayor que el del G3.


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- P.contador/P.pico


:

Grafica 6.24: P.contador/P.pico Día 1

1) Se observa en la Gráfica 6.24, como los 3 grupos se comportan de manera muy semejante, siguiendo aproximadamente la misma evolución del ratio de P.contador/P.pico.

2) Tal y como se observa en la Gráfica 6.24, se puede observar, como el G1, es el que más W/Wp produce, concretamente llega a producir en éste día hasta un 84% de su potencia pico, mientras que el G2, produce hasta el 83% de su potencia pico, y el G3 que produce hasta el 81% de su potencia pico.

Observando este ratio se puede obtener más información, sobre el comportamiento observado con anterioridad, en relación al G1 y G3, en el que se observó como el G1 tenía un rendimiento del inversor, potencia continua, PR, etc, mayor que la del G3, siendo éste último supuestamente mayor en potencia pico. Se puede incluso observar, como el G2, produce más vatios por potencia pico que el G3, siendo el G2 el grupo de menor potencia pico y el G3 el de mayor. Lo cual, está ya indicando, que el G3, no se está comportando como debería, o que como ya se había comentado, podría deberse a que los Flash Reports indicasen que el G3 es el grupo de menor potencia pico.


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Se puede observar, aunque con mayor dificultad, lo comentado en el Día 1, en lo que concierne a que el G1 nuevamente produce más vatios por vatio pico que el G2 y G3, concretamente hasta un 83% de su potencia pico, frente al 81,5% del G2 y al 81% del G3, siendo nuevamente el G3, el grupo que menos vatios por vatio pico produce.


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Como se puede observar en la Gráfica 6.26, el Día 3, tiene un comportamiento similar al de los días anteriores, siendo de nuevo el G1 superior a G2 y G3, pero no obstante, se observan ciertos instantes en los que son muy parecidos los 3 grupos, pero debido a que son instantes puntuales, por ahora no se les tomará en consideración.


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En el Día 4, tal y como se observa en la Gráfica 6.27, los 3 grupos se comportan de manera muy semejante, y reaccionan de igual manera a los cambios de Irradiancia, como los que se pueden ver en torno a las 15h, tal y como se observa en el perfil de Irradiancia representado en la Gráfica 6.21. Se puede ver, como al igual que el Día 3, existen instantes, en los que el G1, no es el que más vatios por vatio pico produce, pero por lo general, es el G1, el que más produce por vatio pico, seguido del G2 y por último, el G3.


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En el Día 5, tal y como se observa en la Gráfica 6.28, el comportamiento de los 3 grupos, es muy similar, y al igual que en los días anteriores, es el G1 el que más vatios por vatio pico produce seguido del G2 y por último el G3, pero en éste día, se observan, al igual que en el Día 4, algunos instantes en los que éste orden, no se cumple, pero tal y como se dijo en el Día 4, al ser tan solo algunos instantes, no se tomarán en consideración.


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Al igual que ocurría en los días anteriores, se observa en la Gráfica 6.29, como el G1, predomina sobre el G2 y G3, salvo en algunos instantes, en los que éste orden no se cumple.

Una vez analizado el último día para el último ratio, solo ha quedado sin explicación, el hecho de que el G1, tuviera una producción, rendimiento del inversor, PR y P.contador/P.pico mayor que el G3, el cual supuestamente tiene mayor potencia pico instalada. Para intentar dar explicación a esto, se han obtenido los Flash Reports, de los paneles, obteniendo los siguientes resultados resumidos en la Tabla 6.7:

Grupo P.pico paneles P.pico instalaciones

Flash Report medio panel Flash Report instalaciones

G1 260 117000 263,15 118417,5 G2 270 114750 270,7 115047,5 G3 280 119000 277,88 118100

Tabla 6.7: Resumen Flash Reports de los grupos objeto de estudio

Viendo los resultados obtenidos en la Tabla 6.7, se demuestra, que en efecto, aunque la potencia pico teórica del G1, fuera menor que la del G3, si se observan sus Flash Reports, se ve como la potencia pico real del G1 (118417,1 Wp) es mayor que la


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del G3 (118100 Wp), por lo que se explica de esta manera porque el G1, produce más que el G3.

Por otro lado, en cuanto a rendimiento se refiere, queda patente, que el G1, con los paneles de 260 Wp, es el grupo con mayor rendimiento, ya que como se observa en los ratios de ηinversor, PR y P.contador/P.pico, es el G1, el que prevalece sobre los otros dos, ya que en el ηinstalación, no se podía tener en cuanta, debido a que el G1 estaba penalizado por tener un mayor número de paneles por instalación.

Visto esto, queda patente, que el G1, es el grupo de mayor eficiencia, pero queda ver cuál es el segundo grupo de mayor eficiencia, y para ello, se observan los grupos G2 y G3, en los que se ha observado como el ηinversor, es muy parecido en ambos grupos, y por el contrario, el ratio de ηinstalación es mayor el del G3, mientras que los ratios de PR y P.contador/P.pico, es mayor el del G2. Teniendo en cuenta, que son instalaciones distintas debido a que tienen distinta potencia pico, el G3, tiene una amyor producción, pero el G2, es el que mayor eficiencia tiene de los dos, y esto es debido a que el ratio, que beneficia al G3 (ηinstalación) no tiene en cuenta en su fórmula la potencia pico de la instalación, solo la producción, la irradiancia, y el area, y debido a que el area y la irradiancia es la misma, es evidente que sea mayor el ηinstalación del G3, debido a que tiene mayor potencia pico, pero la eficiencia, podemos observarla en los ratios de PR y P.contador/P.pico, debido a que sí tienen en cuenta la potencia pico de las instalaciones, y es en estos ratios en los que el G2, sale beneficiado, soendo el G2, más eficiente que el G3, viéndose claramente en el ratio de P.contador/P.pico, que nos indica que el G2, produce más vatios por vatio pico instlado. Esto se mantiene aun aplicando los valores del Flash Report, tal y como se muestra a continuación en la Gráfica 6.30, para el ratio de P.contador/P.pico, debido a que es el más sencillo para ilustrar la eficiencia de los grupos objeto de estudio.

Grafica 6.30: Ratio de P.contador/P.pico con valores de Flash Report


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Una vez observados todos los ratio, para todos los días objeto de estudio, se va a proceder a mostrar unas conclusiones particularizadas para este estudio. Para mayor simplicidad, se muestra en la Tabla 6.8, un resumen de los resultados diarios obtenidos para las instalaciones.


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Tabla 6.8: Tabla resumen estudio influencia de la potencia pico

W

Wp

Wp

VA

V

1 2 Media 3 4 Media 5 6 Mediaηinv 93,3% 94,3% 93,8% 94,3% 92,4% 93,4% 93,4% 93,6% 93,5%ηinst 12,8% 12,7% 12,7% 13,2% 12,9% 13,1% 13,2% 13,3% 13,2%PR 98,6% 97,8% 98,2% 98,1% 96,1% 97,1% 94,4% 95,0% 94,7%

Econtador /Ppico n Wh/Wpn 6,78 6,73 6,75 6,75 6,61 6,68 6,49 6,53 6,51Econtador /Ppico FR Wh/Wp FR 6,70 6,65 6,67 6,73 6,60 6,66 6,54 6,58 6,56

Energía producida kWh/día 793,42 787,08 790,25 774,08 758,92 766,50 772,67 777,50 775,08

ηinv 93,6% 94,3% 93,9% 94,5% 92,7% 93,6% 93,7% 93,8% 93,7%ηinst 12,6% 12,4% 12,5% 13,0% 12,8% 12,9% 13,2% 13,2% 13,2%PR 96,1% 94,6% 95,3% 95,6% 94,4% 95,0% 93,8% 93,7% 93,8%


Energía producida kWh/día 674,92 664,42 670 658,25 650,00 654,13 670,25 669,42 669,83

ηinv 93,4% 94,3% 93,9% 94,5% 92,3% 93,4% 93,6% 93,7% 93,6%ηinst 12,4% 12,4% 12,4% 12,6% 12,8% 12,7% 13,0% 13,1% 13,0%PR 94,0% 94,0% 94,0% 92,4% 93,5% 92,9% 91,6% 92,6% 92,1%


Energía producida kWh/día 579,17 579,17 579 558,25 565,08 561,67 574,00 580,00 577,00

ηinv 93,8% 94,9% 94,3% 95,2% 93,2% 94,2% 94,1% 94,1% 94,1%ηinst 11,5% 11,4% 11,4% 11,8% 11,0% 11,4% 11,7% 12,3% 12,0%PR 86,0% 85,1% 85,6% 84,9% 78,9% 81,9% 81,1% 85,6% 83,4%


Energía producida kWh/día 403,0 398,5 401 390 362,5 376,25 386,5 408 397,25

ηinv 93,4% 94,4% 93,9% 95,3% 92,9% 94,1% 93,7% 94,4% 94,0%ηinst 11,6% 11,4% 11,5% 11,9% 11,0% 11,5% 11,8% 12,4% 12,1%PR 86,7% 84,7% 85,7% 85,5% 78,7% 82,1% 81,5% 85,6% 83,5%



ηinv 93,3% 93,9% 93,6% 94,7% 91,4% 93,1% 93,2% 93,8% 93,5%ηinst 11,2% 11,2% 11,2% 11,0% 10,7% 10,9% 11,9% 12,2% 12,1%PR 82,8% 83,4% 83,1% 78,9% 76,4% 77,7% 82,1% 84,0% 83,0%



Ratio

s di

ario

s

Día

5

35,27,95

17 X 25

598,4

SolarMax 100C

10º

G2

115047,5

357,71

Día

6

SolarMax 100C

10º

SolarMax 100CInversor

Inclinación

Espe

cific

acio

nes

de la

s in

stal

acio

nes

Instalaciones del grupo

Día

1D

ía 2

Día

3D

ía 4

G3100000

119000

118100

10º

100000

114750

17 X 25

595

G1100000

117000

118417,5

Vmp/serie

Potencia nominal

Potencia pico nominal

Potencia pico según flash report

VmpImp

Configuración serie-paralelo

34,87,47

18 X 25

626,4


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CONCLUSIONES DE POTENCIA PICO

El rendimiento medio diario del inversor se mantiene muy similar en todas las instalaciones y para todo tipo de condiciones climáticas. Los valores experimentales dan un margen entre el 93% y 94,5%. No se observa ninguna influencia apreciable de la potencia pico en el rendimiento medio diario del inversor.

El rendimiento medio de la instalación relativamente varía más que el rendimiento del inversor entre instalaciones y para diferentes climas. Los valores experimentales dan un margen entre el 11,2% y 13,0%. Se observa que las instalaciones del G3 presentan los valores más altos mientras que las instalaciones del G1 los más bajos. Esta tendencia se mantiene para diferentes climas, excepto para climas como el día 6 donde las del G2 se comportan ligeramente peor que las del G1.

Luego para este tipo de instalaciones la configuración del G3 es la óptima en potencia pico, seguida de las del G2 y finalmente la del G1.

Sin embargo, si el criterio de comparación se realiza según el PR, que varía entre el 77,7% y el 94%, se observa que las variaciones son mucho mayores según este criterio entre días. Además las instalaciones del G1 serían las óptimas, mientras que las del G3 serían las peores y las del G2 las intermedias. (Excepto el día 6 en el cual el G2 es la peor).

De los dos criterios anteriores, el que más se aproxima a la realidad que es Energía producida/potencia pico real, es el PR.

El motivo de que no exista una relación unívoca entre el PR y el ratio Econta/Wpreal es debido a que los coeficientes de temperatura utilizados no son realmente constantes como se indica en el estudio de temperatura.


- 82 -

6.2.2. Estudio comparativo por conexión serie de los paneles (G4 y G5)

A continuación, se procederá a realizar el análisis comparativo según conexionado serie de los paneles, con objetivo de observar las respuestas de las instalaciones según su configuración.

El procedimiento para el análisis será el siguiente: se irá viendo uno por uno, el comportamiento de los distintos ratios descritos en el apartado 6.1, para los Grupos 4 y 5, analizando el Día 1 en profundidad, para luego ir confirmando los comportamientos que se observen, con el resto de los días, atendiendo a posibles efectos nuevos que no se hayan dado en el Día 1 e intentando dar explicación a los que no queden claros en el Día1.

- Rendimiento del inversor


:


1) En la Gráfica 6.31, se puede apreciar como el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones, lo cual, debido a que los inversores de los 2 grupos son idénticos, nos indica, que los inversores se han comportado correctamente, y que ningún inversor ha presentado problemas considerables en este día concreto, por lo tanto, los resultaos obtenidos, deberían ser fiables.

2) En las curvas de Pcc, se observa como el G5 con conexionados serie común, produce claramente más potencia continua en las horas de alta irradiancia que el G4 de conexionado serie diferente. Además, para poder observar mejor la

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Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

ηinv G4 (c.diferente) ηinv G5 (c.comun) Ta

Pcc G4 (c.diferente) Pcc G5 (c.comun)


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diferencia de producción de continua en el Día 1, se muestra a continuación, en la siguiente tabla, la potencia continua producida por las instalaciones de cada grupo:

Pcc Día 1 (kWh) G4 (C.Diferente) G5(C.Común)

837,5 844

Tabla 6.9: Producción de Pcc en el Día 1

Como se puede observar en la Tabla 6.9, la producción de las instalaciones del G5 (conexionado común) es un 0,77% mayor que la del G4.

3) En las horas intermedias del día, en torno a las 15h, se puede apreciar un ligero “valle” en la curva del rendimiento del inversor, que tal y como se dedujo en el estudio de potencia pico, éste pequeño “valle”, es provocado fundamentalmente por las variaciones de Vdc a la entrada del inversor.



1) En la Gráfica 6.32, se puede apreciar como al igual que en el Día 1 el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

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0:00

1:00

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:00

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021

:00

22:0

023

:00

Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)




- 84 -

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 1, se puede apreciar, como parece que la producción de Pcc del G5 es algo mayor que la del G4, pero debido a que si observamos la Gráfica 6.32 (con valores de Pcc instantáneos), hay instantes en los que el G4, produce más Pcc que el G5, se observará en la siguiente tabla la diferencia entre la producción diaria de Pcc en el Día 2 de ambos grupos, puesto que este dato, puede mostrar con mayor claridad que grupo de instalaciones se ha producido mayor cantidad de Pcc en el Día 2.

Pcc Día 2 (kWh) G4 (C.Diferente) G5 (C.Común)

707,47 717,5





1) En la Gráfica 6.33, se puede apreciar como al igual que en el Día 1 y 2 el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

0

10

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40

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90

100

0:00

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6:00

7:00

8:00

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011

:00

12:0

013

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14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

,Tp

(ºC)




- 85 -

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 2, se puede apreciar, como parece que la producción de Pcc del G5 es algo mayor que la del G4, pero debido a que es difícil de asegurar viendo las curvas, se presenta a continuación en la Tabla 6.11, los valores diarios de producción de Pcc del Día 3:


610,8 617,8





1) En la Gráfica 6.34, se puede apreciar como al igual que en el Día 1, 2 y 3, el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 2 y 3, se puede apreciar, como parece que la producción de Pcc del G5 es algo mayor que la del G4, pero debido a que es difícil de asegurar viendo las curvas, se presenta a

0

10000

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30000

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50000

60000

70000

80000

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100000

0

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0:00

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2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)




- 86 -

continuación en la Tabla 6.12, los valores diarios de producción de Pcc del Día 4:


397,8 410,5





1) En la Gráfica 6.35, se puede apreciar como al igual que en los días anteriores, el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 2, 3 y 4, se puede apreciar, como parece que la producción de Pcc del G5 es algo mayor que la del G4, pero debido a que es difícil de asegurar viendo las curvas, se presenta a continuación en la Tabla 6.12, los valores diarios de producción de Pcc del Día 5:

0

20000

40000

60000

80000

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8:00

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10:0

011

:00

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013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)




- 87 -


325,5 328,61





1) En la Gráfica 6.36, se puede apreciar como al igual que en los días anteriores, el comportamiento del rendimiento del inversor, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de Pcc, al igual que en el Día 2, 3, 4 y 5, se puede apreciar, como parece que la producción de Pcc del G5 es algo mayor que la del G4, pero debido a que es difícil de asegurar viendo las curvas, se presenta a continuación en la Tabla 6.14, los valores diarios de producción de Pcc del Día 6:

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

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0:00

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22:0

023

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Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)




- 88 -


205,8 209


Como se puede observar en la Tabla 6.14, la producción de las instalaciones del G5 (conexionado común) es un 1,55 % mayor que la del G4.

Una vez estudiado el ηinv y la producción de Pcc, se puede observar, como a pesar de que ambos grupos estén formados por instalaciones idénticas (P.pico, inversor, paneles), a excepción del conexionados serie, el conexionado común, el cual se encuentra en la mayoría de las instalaciones del huerto, produce mayor energía (0,77-3,2% más) que las de conexionado diferente.

Dicho esto, ya se puede ir concluyendo que el G5 de conexionados serie común, se comporta mejor que el G4 de conexionado serie diferente, y se intentará buscar explicación al ¿porque? de éste comportamiento, con el resto de los ratios.

- Rendimiento de la instalación


:


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14:0

015

:00

16:0

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019

:00

20:0

021

:00

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023

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Irrad

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ia (W

/m2 )

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tala

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*10

(% )

, Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)

ηinstalación G4*10 (c.diferente) ηinstalación G5*10 (c.comun)Ta TpIrradiancia


- 89 -

1) Observando la Gráfica 6.37, se observa, como el G4, tiene mayor rendimiento que el G5 al inicio del día, pero sin embargo, en las horas intermedias del día (las de mayor calor y Tp), el rendimiento es menor que el del G5, lo que nos indica, que el G4, tiene muchas más pérdidas que el G5, ya que pasa de tener más rendimiento a tener menos. Esto, podría explicarse, debido a que como se explicó en la descripción de los grupos, el G4, tiene un conexionado tal que lo paneles de una misma serie, se encuentran en filas distintas de una misma estructura, e incluso en estructuras distintas, lo que implica una mayor longitud de cableado, con el consiguiente aumento de las pérdidas a lo largo del cable, hasta la llegada del inversor.

2) Otro aspecto observado en la Gráfica 6.37, es la aparición de un “valle”, esta vez más pronunciado que en el rendimiento del inversor.

Éste fenómeno, puede dar explicación al comportamiento visto en el η inv, en el que el G5, tenía una producción mayor de Pcc que el G4, por lo que podemos concluir, que se debe fundamentalmente a las mayores pérdidas en el cableado, que sufre el G4 con respecto al G5. Éste argumento, se vé reforzado, al observar la Gráfica 6.31, en la que se observa, como la mayor diferencia de Pcc entre ambos grupos, se da en las horas intermedias del día, es decir, en las de mayor temperatura. Ésta conclusión, no obstante, se ha de verificar con el estudio del resto de los días.

Al contrario que el “valle” observado en el rendimiento del inversor, éste se debe fundamentalmente al aumento de la temperatura del panel, el cual al estar a mayor temperatura, tiene más perdidas, causando una bajada en el rendimiento de la instalación. Esto se puede observar en la Gráfica 6.37, en la que se observa como a medida que va aumentando la Temperatura del Panel, el rendimiento de la instalación disminuye. Este aspecto, se estudiará más adelante con mayor profundidad en el Estudio según Temperatura de los paneles.


- 90 -



1) Observando la Gráfica 6.38, se puede apreciar, aunque con mayor dificultad, como el ηinstalación del G5, es mayor que el del G4. Se puede observar también como en algunos instantes ocurre lo contrario, pero debido a que son instantes aislados, a no ser que en algún día posterior se observe una clara superioridad en el ηinstalación del G4, no se le dará importancia.

2) Se puede observar, aunque con dificultad como en las horas intermedias del día, la tendencia del ηinstalación disminuye, debido, como ya se explico anteriormente al aumente de la temperatura de los paneles, con el consiguiente aumento de las pérdidas.

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/m2 )

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tala

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(% )

, Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)

ηinstalación G4 (c.diferente) ηinstalación G5 (c.comun)Ta Tp


- 91 -



1) Observando la Gráfica 6.39, al igual que en el Día 2, se puede apreciar, como el ηinstalación del G5, es mayor que el del G4. Se puede observar también como en algunos instantes ocurre lo contrario, pero debido a que son instantes aislados, a no ser que en algún día posterior se observe una clara superioridad en el ηinstalación del G4, no se le dará importancia.

2) Si se observa la curva de Tp, se aprecia como las Tp varían mucho, concretamente observando las bajadas bruscas de las 13:40 y 16:50, que hacen aumentar el ηinstalación en las horas intermedias del día, lo que hace que a diferencia de los días anteriores, no se pueda apreciar un “valle” en la curva de ηinstalación, provocado por el aumento de las Tp.

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(% )

, Ta

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, Tp

(ºC)

ηinstalación G4*10 (c.diferente) ηinstalación G5*10 (c.comun)Ta Tp


- 92 -



1) Observando la Gráfica 6.40, se vuelve a apreciar, aun siendo un perfil de ηinstalación muy irregular, como el ηinstalación del G5 es claramente superior al del G4.

2) Si se observa la curva de Tp, se aprecia como las Tp varían mucho, concretamente observando la bajada brusca de las 14:30, que hacen aumentar el ηinstalación en las horas intermedias del día, lo que hace que a diferencia de los primeros días, no se pueda apreciar un “valle” en la curva de ηinstalación, provocado por el aumento de las Tp.

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, Ta

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, Tp

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Grafica 10: ηinstalación del Día 5

1) Observando la Gráfica 6.41, se aprecia como ya no hay una clara superioridad del G5 sobre el G4, y más concretamente, si se observan las Tablas 6.4 y 6.5 del apartado 6.1.2 Evaluación de los ratios Energéticos (diarios), se ve como las instalaciones del G4,en el Día 5 tienen un mayor ηinstalación que las del G5. Esto en principio, puede deberse a un comportamiento aislado de éste día concreto, por ello, se estudiará a continuación el sexto y último día de estudio, y si volviera a ocurrir lo mismo, se tomaría en consideración.

2) En éste día en concreto, no se aprecia ningún “valle” en la curva, ya que las Tp son muy irregulares. Además se observa cómo debido a la irregularidad del perfil de irradiancia, la curva de ηinstalación, es también muy irregular.

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, Ta

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, Tp

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Grafica 11: ηinstalación del Día 6

1) Observando la Gráfica 6.42, se puede volver a apreciar, como el G5 tiene mayor rendimiento que el G4, y además, puede comprobarse en las Tablas 6.4 y 6.5 del apartado 6.1.2 Evaluación de los ratios Energéticos (diarios), en las que se observa como el ηinstalación de las instalaciones del G5 en el Día 6 vuelve a ser mayor que el de las instalaciones del G4, lo que indica, que el caso observado en el Día 5 era tan solo un hecho aislado.

Una vez estudiado el ratio de ηinstalación, se se ha observado como a excepción del Día 5, el G5, tiene un mayor rendimiento, o lo que es lo mismo, el G5 es más eficiente que el G4, no obstante, se estudiarán a continuación el resto de los ratios, para poder observar más a fondo este comportamiento.

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, Ta

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, Tp

(ºC)



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- PR


:

Grafica 12: PR del Día 1

1) En la Gráfica 6.43, se puede apreciar como el comportamiento del PR, es prácticamente el mismo para los 2 grupos de instalaciones.

2) En las curvas de PR, se vuelve a apreciar el comportamiento visto en el ratio de ηinstalación, en el que el G5 sufre una menor disminución del PR en las horas intermedias del Día, o lo que es lo mismo, el G4, tiene más perdidas en las horas intermedias del día provocadas por el aumento de las temperaturas, provocando éstas un aumento de las pérdidas en el cableado, tal y como ya se había comentad con anterioridad.

3) Al igual que en los ratios de ηinstalacion, se puede apreciar un “valle” en las horas intermedias del día, provocado por el aumento de las Tp, pero si se observa bien, este “valle”, es menos pronunciado que en el ratio de ηinstalacion, y esto se debe a que el PR, tal y como se muestra en la fórmula (1), se ve afectado por un factor corrector de la Tp:

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖 =𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊)

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑖𝑖𝑐𝑐𝑐𝑐 (𝑊𝑊) ∗ 𝐼𝐼 1000 ∗ (1 − 0,0047(𝑇𝑇𝑝𝑝 − 25))

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PR (%

) , Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)

PR G4 (c.diferente) PR G5 (c.comun) Ta Tp Irradiancia


- 96 -

4) Cabe destacar un aspecto muy importante, en el que tal y como se puede observar en la Gráfica 6.43 el PR, que en definitiva es un rendimiento, supera el 100%, lo cual no es coherente, ya que nos indicaría que la instalación está produciendo más energía de la que le llega.

Esto se debe, a que los aparatos de medida de irradiancia, realmente miden menos irradiancia de la que realmente captan las células, ya que realmente, parte de la irradiancia se refleja. Por lo tanto, tal y como se observa en la fórmula (1), si la irradiancia (I), es mayor, el PR disminuye. Esto se podía aplicar al ηinstalacion también, pero no es necesario, ya que el ηinstalacion se ve afectado por el factor de área de captación, que corrige en cierta medida esta discrepancia entre la irradiancia medida, y la realmente captada.



Tal y como se observa en la Gráfica 6.44, en el Día 2, se observan los mismos comportamientos que en el Día 1, en el que de nuevo, el G5, tiene un PR mayor que el del G4, y por el contrario, no se puede apreciar el “valle” tal y como se apreciaba en el Día 1, debido a que en éste día, la Tp, sufrió unas disminuciones en las horas intermedias del Día, lo que provocó un aumento del PR.

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, Tp

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En el Día 3, tal y como se observa en la Gráfica 6.45, de nuevo, se ve como el G5, tiene un PR mayor que el G4, aunque se puedan apreciar instantes en los que ocurre lo contrario, son tan solo picos que no se han de tener en cuenta.

Por otro lado, en torno a las 13:40 y 16:30 h, como ya vimos en el ηinstalación, existen unas disminuciones bruscas de Tp, lo que provoca en las horas intermedias del día un aumento del PR, eliminando así el “valle” que se podía apreciar en otros días.

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Irrad

ianc

ia (W

/m2 )

PR (%

) , Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)



- 98 -



Los comportamientos del PR observados en el Día 4, tal y como se muestra en la Gráfica 6.46, son los mismos que en los días anteriores. No se observa novedad alguna, y e vuelve a observar como el G5 supera al G4 en PR, lo que va aportando más información para concluir que el G5, tiene mayor eficiencia que el G4.

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ia (W

/m2 )

PR (%

) , Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)



- 99 -



Tal y como se observa en la Gráfica 6.47, se vuelve a observar como el G4 supera en éste día concreto al G5 en eficiencia, en este vaso en PR, esto se puede ver mejor en las Tablas 6.4 y 6.5 del apartado 6.1.2 Evaluación de los ratios Energéticos (diarios), ya que al ser un día nublado, es difícil de apreciar en la gráfica. Con el comportamiento del ratio de PR en el Día 5, ya se confirma la superioridad en eficiencia del G4 sobre el G5 el Día 5

.

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ia (W

/m2 )

PR (%

) , Ta

(ºC)

, Tp

(ºC)



- 100 -



Se puede observar en la Gráfica 6.48, como no hay novedad alguna con respecto a los días anteriores, siendo el G5 nuevamente el grupo de mayor eficiencia.

Una vez observado el comportamiento del PR de los grupos G4 y G5, se confirma lo visto en los ratios anteriores, en los que se observaba como el G5, es claramente más eficiente que el G4, y llegados a este punto, la explicación dada a éste fenómeno, es debido a las pérdidas en el cableado de las instalaciones, ya que el G4, tiene mayor longitud de cableado, debido a encontrarse los paneles de una misma serie, situados en distintas filas de la estructura soporte, e incluso situados en distintas estructuras soporte.

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PR (%

) , Ta

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, Tp

(ºC)



- 101 -

- P.contador/P.pico


:

Grafica 18: P.contador/P.pico Día 1

Como se observa en la Gráfica 6.49, se confirma la mayor eficiencia del G5 sobre el G4, ya que tal y como se ve en la gráfica, ambos grupos producen la misma potencia por potencia pico, hasta alcanzar las horas intermedias del día (las horas de mayor Tª, y especialmente las de mayor Tp), en las que el G4, alcanza valores inferiores a los del G5, produciendo en éstas horas menos potencia por potencia pico instalada que el G5, lo cual se había atribuido anteriormente a la mayor longitud del cableado, que al aumentar las temperaturas, aumentaban las pérdidas en éste.

Concretamente, se puede observar en la Gráfica 6.49, como el G4, produce una potencia de hasta un 82,1% de su potencia pico instalada, frente al 83,2 % de la potencia pico instalada que produce el G5, es decir algo más de un 1% que el G4, lo cual no es una diferencia muy considerable, pero que en valores anuales, puede suponer una gran diferencia.

Llegados a este punto, no se esperan nuevos comportamientos, ya que habiendo estudiado ya todos los ratios, a diferencia del comportamiento observado en el Día 5, en el cual se observará con mayor profundidad en éste ratio, en el resto de los días nos reduciremos a confirmar que no ocurre nada nuevo mereciente de consideración.

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Ta (º

C) ,

Tp (º

C)

P.co

ntad

or/P

.pic

o (W

/Wp)

P.cont/P.pico G4 (c.diferente) P.cont/P.pico G5 (c.comun) Ta Tp


- 102 -



En éste ratio, tal y como se observa en la Gráfica 6.50, se puede apreciar con claridad como el G5, produce más vatios por vatios pico instalados, que el G4, siendo por lo demás, el comportamiento de ambos grupos muy parecido.

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P.co

ntad

or/P

.pic

o (W

/Wp)

P.cont/P.pico G4 (c.diferente) P.cont/P.pico G5 (c.comun)


- 103 -



En éste ratio, tal y como se observa en la Gráfica 6.51, se puede apreciar, al igual que en el Día 2, como el G5 produce más vatios por vatios pico instalados, que el G4, siendo por lo demás, el comportamiento de ambos grupos muy parecido.

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022

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23:2

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P.co

ntad

or/P

.pic

o (W

/Wp)



- 104 -



Al igual que en los días anteriores, en la Gráfica 6.52, se observa como el G5 produce más potencia por potencia pico instalada que el G4.

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020

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21:4

022

:30

23:2

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P.co

ntad

or/P

.pic

o (W

/Wp)



- 105 -



En éste ratio, se puede ver la causa fundamental por la que el G5, supuestamente más eficiente, en el Día 5 era superado por el G4, y se ve que es especialmente porque entre las 13:50-14:30, el G5 sufre una disminución drástica en su producción, que no presenta el G4, y es ésta disminución, la que permite al G4, ser en éste día más eficiente que el G5.

Esta disminución, se ve que es puntual, por lo que no se tendrá en cuenta para la conclusión, ya que pudo ser por cualquier causa externa o asilada que se diera en esa franja de horas, que no afectan a nuestro estudio, y que por ser puntuales, no son merecientes de consideración.

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P.co

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or/P

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o (W

/Wp)



- 106 -



Se puede observar en la Gráfica 6.54, como de nuevo, el G5 produce más potencia por potencia pico instalada que el G4.


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P.co

ntad

or/P

.pic

o (W

/Wp)



- 107 -

Tabla 6.15: Tabla resumen estudio influencia del conexionado serie

WWp

Wp

Wp

VA

V

%7 8 Media 9 10 Media

ηinv 94,4% 93,6% 94,0% 94,3% 93,3% 93,8%ηinst 13,4% 13,3% 13,4% 13,5% 13,5% 13,5%PR 96,0% 95,2% 95,6% 96,4% 96,3% 96,4%

Econtador /P.pico n Wh/Wpn 6,61 6,55 6,58 6,63 6,62 6,63Econtador /P.pico FR Wh/Wp FR 6,66 6,60 6,63 6,68 6,67 6,68

Energía producida kWh/día 786,00 779,58 782,79 789,25 788,17 788,71

ηinv 94,7% 93,9% 94,3% 94,6% 93,5% 94,1%ηinst 13,1% 13,2% 13,2% 13,4% 13,5% 13,4%PR 93,1% 93,7% 93,4% 95,0% 95,5% 95,2%


Energía producida kWh/día 664,75 669,58 667 678,42 682,08 680,25

ηinv 94,7% 93,4% 94,0% 94,1% 93,7% 93,9%ηinst 12,8% 12,8% 12,8% 13,2% 13,3% 13,2%PR 90,3% 90,1% 90,2% 93,2% 93,8% 93,5%


Energía producida kWh/día 566,00 564,67 565 584,25 588,00 586,13

ηinv 95,3% 93,8% 94,5% 94,9% 94,3% 94,6%ηinst 10,6% 10,8% 10,7% 11,9% 12,0% 12,0%PR 73,9% 75,1% 74,5% 82,9% 83,6% 83,3%


Energía producida kWh/día 352,2 357,7 355 395 398,0 396,50

ηinv 94,9% 94,1% 94,5% 94,7% 94,3% 94,5%ηinst 12,0% 12,1% 12,1% 11,9% 11,6% 11,7%PR 83,0% 83,9% 83,4% 82,0% 80,5% 81,2%



ηinv 94,7% 93,2% 93,9% 94,5% 93,8% 94,1%ηinst 11,0% 11,3% 11,2% 11,8% 11,8% 11,8%PR 75,5% 78,1% 76,8% 81,5% 81,5% 81,5%



1,03

7,95

17 X 25

598,4

Espe

cific

acio

nes d

e la

s ins

tala

cion

es

Caída de tensión 1,38

Ratio

s dia

rios

Día

5

G5

118100

35,27,95

Día

6

SolarMax 100C

10º

SolarMax 100CInversor

Inclinación


Día

1Dí

a 2

Día

3Dí

a 4

10º

100000

119000

17 X 25

598,4

280

± 3%

G4100000

119000

118100

Vmp/serie

Potencia nominal


Potencia pico según flash report

VmpImp


P.pico panel 280Tolerancia de potencia

del panel± 3%

35,2


- 108 -

CONCLUSIONES DE CONEXIONADO SERIE

Los dos grupos de serie se diferencian en la diferencia de longitud que representa una diferencia de caída de tensión máxima de 0,35%. Con esta diferencia tan pequeña no es posible asignar a esta causa las diferencias observadas en estos dos tipos de instalaciones debido a que las propias variables medidas tienen un rango de exactitud del orden del 5% y por tanto mayor que las desviaciones frente a la diferencia de tensión.

En general, no se aprecian diferencias significativas apreciables.


- 109 -

6.2.3. Estudio comparativo según Temperatura del Panel (G6)

A continuación, se procederá a realizar el análisis comparativo según la temperatura de panel de las instalaciones, con objetivo de observar las respuestas de las instalaciones según la temperatura a la que están sus paneles, y observar la influencia en las pérdidas.

El procedimiento para el análisis será el siguiente: se irá viendo uno por uno, el comportamiento de los distintos ratios descritos en el apartado 6.1, para los Grupos 4 y 5, pero a diferencia de los estudios anteriores, en éste estudio, como ya se comentó anteriormente, se va a estudiar un solo grupo formado por 2 instalaciones, y la comparativa no se hará entre grupos (entre instalaciones), si no que se hará comparando el comportamiento de un mismo grupo

-

, para dos días diferentes, los cuales han sido seleccionados, tal y como se describió en el apartado 5.1.2., del presente documento, de tal manera, que se hará una comparación del el comportamiento entre dos días distintos.

Rendimiento del inversor

Días 7 y 8: Observaciones

:

Julio Día Día REAL Rad (Wh/m2día) Tpmax (ºC) 7 12 7064,102 46,66 8 13 7037,347 58,82

Tabla 6.16: Datos de radiación y Tp de los días 7 y 8

Grafica 6.55: ηinv en los Días 7 y 8

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Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)

ηinv Día 7 ηinv Día 8 Ta Día 7 Ta Día 8 Pcc Día 7 Pcc Día 8


- 110 -

Tal y como se puede apreciar en la Gráfica 6.55, el ηinv, no se ve para nada afectado por la Tp, ya que el panel es un elemento externo a él. Por este motivo, el estudio del ratio de ηinv, se va a representar, pero con vistas a observar si hay algún efecto mereciente de consideración, pero al no ser un ratio influido por la Tp, quedaría fuera del alcance de éste estudio, ya que el objetivo es estudiar el efecto de la Tp sobre las instalaciones.


Julio Día Día REAL Rad (Wh/m2día) Tpmax (ºC) 9 20 6347,733 56 10 22 6315,182 46,65



Se observa en la Gráfica 6.56, como el ηinv, no se ve afectado para nada, pero por el contrario, la Pcc, si se ve afectada, observándose como la curva de Pcc del Día 9 (de mayor Tpmax), es algo menor que la del Día 10, ya que al tener una Tp mayor, se producen más pérdidas.

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10000

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30000

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Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)



- 111 -


Diciembre Día Día REAL Rad (Wh/m2día) Tpmax (ºC) 11 8 4483,705 41 12 13 4462,091 52



Una vez más, se observa en la Gráfica 6.57, como el ηinv, no se ve afectado, pero por el contrario, la Pcc del Día 12, es superior a la del Día 11, lo cual, además, debería ocurrir al revés, puesto q las Tp del Día 12, son superiores a las del Día 11. Visto esto, se dejará pendiente este comportamiento para buscar un motivo en los siguientes ratios.

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40000

60000

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120000

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0:00

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021

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22:0

023

:00

Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)



- 112 -


Diciembre Día Día REAL Rad (Wh/m2día) Tpmax (ºC) 13 15 4335,736 40,32 14 29 4303,457 47



En la Gráfica 6.58, se observa, como de nuevo, el ηinv, se vuelve a comportar igual para los dos días, salvo un instante en las últimas horas del día en el que el ηinv del Día 13, disminuye, por lo que se tendrá que intentar buscar explicación a este comportamiento en el estudio de los ratios restantes.

En cuanto a la Pcc se refiere, una vez más, la Pcc del día de menor Tp (Día 13) es mayor que la del día con mayor Tp (Día 14).

Una vez estudiado el ratio de ηinv, se puede concluir, que la Tp no afecta al ηinv, pero por el contrario, sí afecta a la producción de las instalaciones, ya que los Días de menor Tp, producen más Pcc que los días con igual radiación, pero con mayor Tp. Por lo que hasta éste punto, se demuestra que la Tp influye en la producción de las instalaciones, por lo que se intentará en los siguientes ratios observar cómo influye en la eficiencia de estas.

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Pcc

(W)

ηinv

(% )

, Ta

(ºC)



- 113 -

- Rendimiento De La Instalación


:



Grafica 6.59: ηinstalación en los Días 7 y 8

En la Gráfica 6.59, se puede observar como existe un “valle” en las horas intermedias del día, y esto, como ya se había comentado, se debe al aumento de la Tp, que provoca un calentamiento con el consiguiente aumento de las pérdidas. A esta deducción ya se había llegado anteriormente, pero se habían comparado grupos de instalaciones distintas, ya sea potencia pico o conexionado serie, es por ello, que en este grupo, al escoger un solo grupo y comparar su comportamiento entre dos días con la misma radiación, pero con Tp muy distintas, vemos aislado el efecto de la Tp sobre el comportamiento de las instalaciones, lo que no se podía afirmar en los otros estudios, pues se veían influenciados por las diferencias entre las instalaciones de cada grupo.

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, Ta

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, Tp

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ηinstalación Día 7*10 ηinstalación Día 8*10 Ta Día 7

Ta Día 8 Tp Día 7 Tp Día 8

Irradiancia Día 7 Irradiencia Día 8


- 114 -





En la Gráfica 6.60, se puede observar como el Día 10, el de menor Tp, apenas se aprecia el “valle”, y por el contrario el Día 9, cuya Tp es mucho más elevada, tiene un “valle”, es decir, una disminución del rendimiento debido al aumento de la Tª muy acusado en las horas intermedias del día. Además, si nos fijamos en la curva de Tp del Día 9, vemos que su máximo se encuentra sobre las 13h, y si visto esto se observa la curva de ηinstalación, de éste mismo día, se observa que la mayor pendiente, es decir, donde más rápido disminuye el rendimiento, es precisamente en torno a las 13h, luego dicho esto, se puede demostrar la clara relación entre la eficiencia de las instalaciones y la Tp.

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, Ta

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, Tp

(ºC)

ηinstalación Día 9*10 ηinstalación Día 10*10 Ta Día 9Ta Día 10 Tp Día 9 Tp Día 10Irradiancia Día 9 Irradiencia Día 10


- 115 -





En la Gráfica 6.61, se puede observar como ya se había comentado, como el día de menor Tp (Día 11), tiene un ηinstalación mayor. Las variaciones no son más que debidas a la variación de la irradiancia debido a tratarse un día nublado.

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, Ta

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, Tp

(ºC)

ηinstalación Día 11*10 ηinstalación Día 12*10 Ta Día 11Ta Día 12 Tp Día 11 Tp Día 12Irradiancia Día 11 Irradiencia Día 12


- 116 -





Por último, en el estudio del ratio de ηinstalación, se confirma la influencia de la Tp sobre la eficiencia de las instalaciones, siendo además uno de los factores que más influyen.

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, Ta

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, Tp

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ηinstalación Día 13*10 ηinstalación Día 14*10 Ta Día 13Ta Día 14 Tp Día 13 Tp Día 14Irradiancia Día 13 Irradiancia Día 14


- 117 -

- PR


:



Grafica 6.63: PR del Día 7 y 8

Como se puede observar en la Gráfica 6.63, la diferencia en el PR, no es muy significativa, y esto es debido a que como ya se vio con anterioridad, la fórmula del PR, posee un factor de corrección de la Tp en el denominador, lo que hace que las diferencias entre ambos días se reduzcan, haciendo al PR un ratio poco eficiente para el estudio de éste efecto., es por ello, que el ratio del PR, va a ser obviado en esta comparativa, pasando directamente al ratio de Potencia contador/potencia pico.

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PR (%

) , Ta

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, Tp

(ºC)

PR Día 7 PR Día 8 Ta Día 7 TaDía 8

Tp Día 7 Tp Día 8 Irradiancia Día 7 Irradiancia Día 8


- 118 -

- P.contador/P.pico


:



Grafica 6.64: P.contador/P.pico del Día 7 y 8

Observando la Gráfica 6.64, se observa como los Día 7 y 8 tienen poca diferencia de Tp en las horas intermedias, y es por ello, por lo que los vatios producidos por vatio pico, no son muy distintos en ambos días.

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Pot.contador/P.pico Día 7 Pot.contador/P.pico Día 8 Tp Día 7 Tp Día 8


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Observando la Gráfica 6.65, sí se puede apreciar una gran diferencia entre las curvas de Tp del Día 9 y del Día 10. Se observa como el Día 9 tiene una Tp bastante mayor sobre todo en las horas intermedias del día, y por consiguiente, se observa como produce menos vatios por vatio pico instalados que en el Día 10 cuya Tp es bastante menor. Concretamente, en el Día 10, las instalaciones del G6 producen hasta un 3,3% más que en el Día 9.

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o (W

/Wp)



- 120 -





Observando la Gráfica 6.66, se puede apreciar un comportamiento fuera de lo esperado, en el que el día de mayor Tp (Día 12), produce más vatios por vatio pico instalado, que el día de menor Tp (Día 11), lo cual debería ser al revés. Por lo tanto, se barajan dos hipótesis de las posibles causas de éste comportamiento:

a) Error en la medida

b) La Tp del Día 12 no es la representada en la curva, es decir, debido a que no se posee una estación meteorológica para cada una de las instalaciones del huerto, sino que se dispone de 3 instalaciones meteorológicas colocadas estratégicamente para dar la mayor fiabilidad posible a los resultados, puede ser que en éste día concreto,

de uno de los días, es decir, que alguno de los dos días haya sufrido alguna perturbación en la medida, especialmente en las horas intermedias del día, que es donde no se empiezan a comportar según lo esperado.

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or/P

.pic

o (W

/Wp)



- 121 -

los datos meteorológicos de las instalaciones del G6 (Instalaciones 11 y 12), no correspondieran exactamente con los medidos por su estación meteorológica asociada. Por ejemplo, y una razón de mucho peso puede ser que las instalaciones del G6, estuvieran expuestas el Día 12 a vientos que refrigerasen sus paneles, haciendo que la Tp disminuyese, y por lo tanto disminuyesen las perdidas y aumentase los vatios producidos por vatio pico, y que de lo contrario, la la estación meteorológica asociada a estas instalaciones, no se viese afectada por el viento, por lo que la Tp sería distinta y mayor


, que la Tp de las instalaciones.




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.pic

o (W

/Wp)

Pot.contador/P.pico Día 13 Pot.contador/P.pico Día 14Tp Día 13 Tp Día 14


- 122 -

Observando la Gráfica 6.67, sí se puede apreciar una diferencia entre las curvas de Tp del Día 13 y del Día 14. Se observa como el Día 14 tiene una Tp bastante mayor sobre todo en las horas intermedias del día, y por consiguiente, se observa como produce menos vatios por vatio pico instalados que en el Día 13 cuya Tp es bastante menor. Concretamente, en el Día 13, las instalaciones del G6 producen hasta un 2,04 % más que en el Día 14.



- 123 -

G6W 100000

Wp 270

± 3%

%/K 0,47±0,05

W/ºC 539,325± 57,375

Wp 114750Wp 115047,5V 35A 7,71

17 X 25

V 595SolarMax 100C

10º

G6ηinv 93,6%ηinst 13,0%PR 95,8%

Econtador /P.pico n Wh/Wpn 6,60Econtador /P.pico FR Wh/Wp FR 6,59

Energía producida kWh/día 757,88

ηinv 93,6%ηinst 12,9%PR 94,9%



G6ηinv 93,7%ηinst 12,2%PR 91,4%



ηinv 93,5%ηinst 12,5%PR 92,9%



Inversor

Inclinación


Vmp/serie

Día 7 (Rad=7064,102 Wh/m2 ; Tpmax=46,66) Día 8 (Rad=7037,347 Wh/m2 ; Tpmax=58,82)

Dia

7

Ratio

s dia

rios


Dia

8

Ratio

s dia

rios

Día 9 (Rad=6347,733 Wh/m2 ; Tpmax=56) Día 10 (Rad=6315,182 Wh/m2 ; Tpmax=46,65)

Dia

9Di

a 10

Espe

cific

acio

nes d

e la

s ins

tala

cion

es

Potencia nominal


Variación de la potencia con la temperatura

s/Fabricante

P.pico panelTolerancia de potencia del

panelCoef. temperatura de

P.pico s/Fabricante

VmpImp

Potencia pico según flash



- 124 -

Tabla 6.29: Tabla resumen estudio influencia de la Tp

Además, se presentan a continuación las representaciones gráficas de la ∂P.contador/∂Tp y ∂Pcc/∂Tp entre cada pareja de días de estudio, para poder así observar el verdadero comportamiento del coeficiente de variación de la potencia con la temperatura dado por el fabricante de los paneles.

G6ηinv 93,9%ηinst 10,9%PR 78,0%



ηinv 94,0%ηinst 11,5%PR 82,1%



G6ηinv 93,9%ηinst 11,8%PR 84,3%



ηinv 93,9%ηinst 11,5%PR 82,1%



Dia

11

Ratio

s dia

rios

Día 11 (Rad=4483,705 Wh/m2 ; Tpmax=41) Día 12 (Rad=4462,091 Wh/m2 ; Tpmax=52)


Dia

12

Ratio

s dia

rios

Día 13 (Rad=4335,736 Wh/m2 ; Tpmax=40,32) Día 14 (Rad=4303,457 Wh/m2 ; Tpmax=47)


Dia

13Di

a 14


- 125 -

Grafica 6.68: ∂P.contador/∂Tp y ∂Pcc/∂Tp del Día 7 y 8


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cc/∂

Tp (W

/ºC)

, ∂P

.con

tado

r/∂T

p (W

/ºC)

∂Pcc/∂Tp ∂P.contador/∂Tp

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Tp (W

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, ∂P

.con

tado

r/∂T

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/ºC)



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Tp (W

/ºC)

, ∂P

.con

tado

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p (W

/ºC)


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:00∂P

cc/∂

Tp (W

/ºC)

, ∂P

.con

tado

r/∂T

p (W

/ºC)



- 127 -

CONCLUSIONES DE TEMPERATURA DEL PANEL

La temperatura del panel influye en el rendimiento del panel, del inversor y de la instalación. Es de destacar que la influencia depende del nivel de irradiancia y de temperatura.

Desde el punto de vista cuantitativo la influencia en la potencia varía entre un 0,2%/K y un 0,8%/K. Estos valores están de acuerdo con los datos en la bibliografía científica. (D. King et al, 1

1 D.L. King et al. Temperatura coefficients for PV Modules and arrays:Measurement methods, difficulties and results. 26th IEEE PVSC, September 1997.

). No es correcto suponer un único valor para cualquier condición.

La temperatura del panel influye en la tensión de entrada al inversor y si el rendimiento de éste varía con la tensión de entrada el rendimiento, se verá afectado. En este caso, el rendimiento del inversor no ha variado sensiblemente con la tensión de entrada.

Los días 13 y 14 tienen mayores diferencias en los parámetros debidos únicamente a que la temperatura y radiación tienen distribuciones muy diferentes entre los dos días, verificándose que la influencia de la temperatura depende tanto de la irradiancia como de la propia temperatura del módulo. En el resto de días las diferencias son menores debido a que las parejas irradiancias-temperaturas en cada instante son similares.


- 128 -

7. CONCLUSIONES GENERALES

Se han analizado el comportamiento de las instalaciones fotovoltaicas y se verificado la influencia de la potencia pico, temperatura del módulo y conexión serie de las células.

De la potencia pico se destaca que es importante hacer los cálculos con la potencia pico real (de flash report) y no de la nominal ya que pueden existir diferencias significativas en los resultados.

El criterio de valoración de una instalación fotovoltaica debe ser seleccionar las instalaciones con un PR mejor. En este sentido se ha demostrado que en ocasiones el PR no se determina con precisión debido a que se asigna un coeficiente de temperatura constante en su expresión, en lugar de variable como se ha comprobado en los ensayos de temperatura realizados.

Si las instalaciones fotovoltaicas se valoran por su rendimiento las conclusiones pueden ser erróneas.

El conexionado serie, tal y como se ha descrito en este proyecto, no tiene una gran influencia en los resultados.

ANALISIS COMPARATIVO DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS...

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