Tema: Test simple al PVSYST

Soleados días a todos los foreros. Es la primera vez que pongo en la palestra una serie de dudas pero me estaba mordiendo demasiado la lengua. Se trata de una simple prueba que hice el otro día para aislar los efectos que nos pueden hacer decidirnos por confiar un montón de dinero en una instalación fotovoltaica o arruinarnos completamente y es sobre rendimiento de una instalación, que dividimos en 2, el rendimiento teórico y el práctico. Mediciones y datos de radiación (y diseño REAL) aparte (insisto), empecemos por lo teórico. Hoy por hoy nadie duda de que el programa más utilizado es el PVSYST (bueno o malo, como es el que casi todos utilizan nos vale como termómetro de un bueno o mal diseño TEORICO. Pongámoslo a prueba un poco:

2 emplazamientos ficticios simples (en latitud media 40º, temperatura constante ambiental de 10ºC y diferenciados por unos datos de radiación global diaria una de 2 kWh/m2dia y otro de 3 kWh/m2dia). Dimensionamos 1 kWp sin sombras a 30º de inclinación, dirección sur perfecto, con paneles cristalinos tipo (isofotón pe) y con un inversor tipo; los resultados son los siguientes:

1) El PR a mayor radiación es mayor ¿No quedabamos en que el PR no dependía de las condiciones de radiación del emplazamiento, que dadas unas condiciones externas el PR medía el cómo de bien o de mal éstas son aprovechadas?

2) Las pérdidas por IAM en factor global descienden cuando la radiación es mayor. ¿No quedabamos en que las pérdidas por masa de aire distinta de 1,5 (STC) dependían únicamente de la distancia recorrida por el rayo de sol? aquí la orientación de los paneles es igual en los 2 casos para cada día del año simulado. Lo único que se me ocurre es que estas pérdidas incluyan pérdidas espectrales...a mayor nivel de radiación el espectro cambia ligeramente y dependiendo de como rindan las células solares en cada nivel espectral habrá más o menos pérdidas...

3) Las pérdidas por temperatura aumentan a mayor radiación. Esto ya creo que lo entiendo, a temperatura ammbiente cte, cuando el nivel de radiación aumenta la temperatura de la célula aumenta y existen más pérdidas

4) Las pérdidas por nivel de irradiancia descienden ESPECTACULARMENTE con ligera mayor radiación. Esto creo que también lo entiendo en tanto en cuanto las células cristalinas se hacen "fuertes" a niveles de irradiancia mayores, las aprovechan mejor que a niveles de irradiancia bajos típicos del amanecer y el anochecer (lo contrario ocurriría con la capa fina quiero pensar)

5) Las pérdidas en el inversor disminuyen con mayor radiación ¿Qué tendrá que ver el inversor con el nivel de radiación? ¿o será que a mayores niveles de irradiación, pe por encima de 400 kW/m2 la curva de rendimiento de los inversores se mantiene ya casi a su tope (96% pe) pero por debajo decrece linealmente...

6) El PR registrado mes a mes en ambos casos es mayor en invierno que en verano. Yo tenía entendido que esto era así en condiciones normales por las pérdidas por temperatura, pero aquí las hemos fijado para todo el año. Es curioso que viendo las tablas, el PVSYST presupone un reparto de la radiación directa y difusa distinto en los meses de verano que en los de invierno: en verano "pesa" más la difusa o radiación proviniente de la bóveda celeste, no entiendo por qué. Lo que sí entiendo es que si es así, como el aprovechamiento de la difusa por las células cristalinas es menor que el de la directa, a mayor difusa menor PR.

Bueno, si alguien me aporta algo de luz (nunca mejor dicho jeje) a estas reflexiones se lo agradecería. Sé que hay un gran nivel de conocimiento en este foro (y unos excelentes moderadores, lo digo de buena tinta) y cualquier respuesta la tendré muy en cuenta.

Cuidense, y que Dios dé algo de cordura a algunos (tipo Ministerio de Industria y CNE)

Ciao

Hola Tecnum,

Las dudas que planteas aquí son interesantes (y recurrentes...), pero no hacen más que demostrar los límites del uso de un programa frente al conocimieno adquirido por el tiempo y los esfuerzos dedicados estudiando la teoría en libros y acudiendo al campo para contrastar la teoría con la práctica.

Saludos solares :-)

Iniciado por tecnun

Soleados días a todos los foreros. Es la primera vez que pongo en la palestra una serie de dudas pero me estaba mordiendo demasiado la lengua. Se trata de una simple prueba que hice el otro día para aislar los efectos que nos pueden hacer decidirnos por confiar un montón de dinero en una instalación fotovoltaica o arruinarnos completamente y es sobre rendimiento de una instalación, que dividimos en 2, el rendimiento teórico y el práctico. Mediciones y datos de radiación (y diseño REAL) aparte (insisto), empecemos por lo teórico. Hoy por hoy nadie duda de que el programa más utilizado es el PVSYST (bueno o malo, como es el que casi todos utilizan nos vale como termómetro de un bueno o mal diseño TEORICO. Pongámoslo a prueba un poco:

2 emplazamientos ficticios simples (en latitud media 40º, temperatura constante ambiental de 10ºC y diferenciados por unos datos de radiación global diaria una de 2 kWh/m2dia y otro de 3 kWh/m2dia). Dimensionamos 1 kWp sin sombras a 30º de inclinación, dirección sur perfecto, con paneles cristalinos tipo (isofotón pe) y con un inversor tipo; los resultados son los siguientes:

El PVSYST es un programa de simulación, como en cualquier modelo de simulación si le cargas valores sin sentido el resultado será algo sin sentido.

Tampoco hay que esperar que el PVSYST de valores de comportamiento exactos, el programa sirve para tener una aproximación estadística de lo que va a suceder o en el caso que ya tengas hecha la instalación y datos recogidos durante un tiempo, preveer como debe de trabajar y poder corregir errores. Te recomiendo que revises los conceptos de iteración y estadística para vislumbrar las posibilidades reales que tiene el programa.

Iniciado por tecnun

1) El PR a mayor radiación es mayor ¿No quedabamos en que el PR no dependía de las condiciones de radiación del emplazamiento, que dadas unas condiciones externas el PR medía el cómo de bien o de mal éstas son aprovechadas?

Yo creo que si que depende y mucho, el programa te va a dividir la radiación mensual en fracciones horarias de difusa y de directa según un modelo si le dices que tienes una media de 2kWh en junio los datos que te va a dar horariamente son de risa para los meses de verano.

Ten en cuenta que los valores de irradiancia horaria los genera mediante un algoritmo que distribuye la irradiancia horaria en valores estadísticos comparados con medidas realizadas en estaciones metereologicas “cerca” de esas localizaciones.

Esos valores de difusa y de directa se van a cargar en la “función” del comportamiento de los módulos junto con la temperatura(en tu caso fija), que es la que va a alimentar la función comportamiento del inversor, y la salida.

Iniciado por tecnun

2) Las pérdidas por IAM en factor global descienden cuando la radiación es mayor. ¿No quedabamos en que las pérdidas por masa de aire distinta de 1,5 (STC) dependían únicamente de la distancia recorrida por el rayo de sol? aquí la orientación de los paneles es igual en los 2 casos para cada día del año simulado. Lo único que se me ocurre es que estas pérdidas incluyan pérdidas espectrales...a mayor nivel de radiación el espectro cambia ligeramente y dependiendo de como rindan las células solares en cada nivel espectral habrá más o menos pérdidas...

Supongo que a mayor irradiancia mensual mayor % de directa horaria. Recuerda que el PVSYST trabaja con datos horarios y que las perdidas por IAM son horarias. Sucede lo mismo que en el caso anterior al pasar de datos medios mensuales a datos horarios mensuales.

Iniciado por tecnun

3) Las pérdidas por temperatura aumentan a mayor radiación. Esto ya creo que lo entiendo, a temperatura ammbiente cte, cuando el nivel de radiación aumenta la temperatura de la célula aumenta y existen más pérdidas

4) Las pérdidas por nivel de irradiancia descienden ESPECTACULARMENTE con ligera mayor radiación. Esto creo que también lo entiendo en tanto en cuanto las células cristalinas se hacen "fuertes" a niveles de irradiancia mayores, las aprovechan mejor que a niveles de irradiancia bajos típicos del amanecer y el anochecer (lo contrario ocurriría con la capa fina quiero pensar)

Parece razonable, de todas las maneras el modelo matemático del modulo que usa pvsyst a bajas irradiancias, no se si es muy valido, seguro que por aquí alguien lo sabe.

Iniciado por tecnun

5) Las pérdidas en el inversor disminuyen con mayor radiación ¿Qué tendrá que ver el inversor con el nivel de radiación? ¿o será que a mayores niveles de irradiación, pe por encima de 400 kW/m2 la curva de rendimiento de los inversores se mantiene ya casi a su tope (96% pe) pero por debajo decrece linealmente...

Yo creo que si que depende. Si la irradiancia es baja los módulos trabajan en potencias bajas respecto a la nominal, según sea la relación W nominal Wp, el inversor puede recibir poca potencia de entrada y trabajas en valores muy bajos de eficiencia.

Iniciado por tecnun

6) El PR registrado mes a mes en ambos casos es mayor en invierno que en verano. Yo tenía entendido que esto era así en condiciones normales por las pérdidas por temperatura, pero aquí las hemos fijado para todo el año. Es curioso que viendo las tablas, el PVSYST presupone un reparto de la radiación directa y difusa distinto en los meses de verano que en los de invierno: en verano "pesa" más la difusa o radiación proviniente de la bóveda celeste, no entiendo por qué. Lo que sí entiendo es que si es así, como el aprovechamiento de la difusa por las células cristalinas es menor que el de la directa, a mayor difusa menor PR.

Claro en verano tienes mas horas, si le dices que tiene 3 kWh/m2 en 14 horas o en 10 horas el programa va interpretar que en 14 horas casi siempre esta nublado.

Gracias Rodri por el enfoque tan oportuno y acertado veo que aunque la entrada sea por valores mensuales PVsyst modeliza horariamente. Respecto al concepto de iteración, quieres decir que los algoritmos internos sacan resultados absurdos cuando las condiciones iniciales son poco realistas ¿verdad?

Respecto a la bonificación que se le debería atribuir a la capa fina respecto al aprovechamiento más eficiente de porcentajes (horarios como tu dices) altos de difusa o de baja radiación directa, pienso tb que el PVsyst flaquea, de hecho ellos mismos reconocen que los resultados modelizados no se corresponden con los módulos testeados en sus propios laboratorios, será cuestión de afinar en próximas versiones.

Otro fallo (y en linea con la sensibilidad a los niveles de radiación) que le encontramos es el tratamiento de los inputs de las resistencias serie y shunt (0-1000 W/m2), las cuales se encuentran vinculadas entre sí y no dejan introducirse valores reales (probad con los valores que te suministra solarfun). Por cierto, en esta línea hago un llamamiento a los fabricantes y distribuidores que sean algo más transparentes en la inclusión de estos 3 parámetros operacionales en sus fichas técnicas por lo importantes que son y lo sensible que es el PR. Es que parece que les pides la fórmula secreta de la coca-cola cuando se los requieres.

Gracias Tb SolarJonathan. estoy de acuerdo en que el esfuerzo de miles de investigaciones sobre formuleo con base teórica y (y empírica tb como tu dices) no debería estar suplantados por un programa que fue creado como herramienta "casera" (aunque ahora sea el programa de referencia). De todas formas toda la sabiduría teorica y empírica puede perfectamente implementarse en los algoritmos de este tipo de software. Una implementación acertada seguro que quitaría muchos quebraderos de cabeza a inversionistas potenciales, el aseguramiento de unos PR mínimos antes de abordar la instalación debe realizarse minuciosamente, y el muestreo de laboratorio y en campo no deja de suponer un tratamiento estadístico del comportamiento real de la instalación. A posteriori los datos de campo eso sí, son muy útiles para afinar errores en la instalaciones, algunos salvables...otros insalvables, algunos baratos...otros costosos

Un saludo a los 2 y gracias por el feedback

Tecnun