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

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

Javier Tamayo, Ingeniero de Diseño ITS Norland

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

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

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

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

Albedo: Se refiere a la proporción de radiación reflejada realmente por el suelo. Depende del tipo de terreno utilizado en cada proyecto y varía a lo largo del año. Como referencia, el terreno arenoso común tiene un valor de albedo promedio de 0,25.

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

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

La irradiancia está determinada por la ubicación geográfica.

En cuanto al albedo y a pesar de la disponibilidad de técnicas para mejorar este parámetro, no está tan claro hasta la fecha hasta qué punto invertir y optimizar el albedo se establecerá como una aplicación común de los proyectos bifaciales. Sin embargo, el factor de forma geométrica varía dentro de un proyecto para la misma irradiancia y albedo, según el seguidor solar utilizado.

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

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

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

Eso se conoce como altura normalizada del seguidor solar. En la industria solar también se utiliza el concepto 'aspect ratio', parámetro que proviene de la ingeniería aeroespacial.

Figura 1. Concepto de altura normalizada

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

Figura 2. Rastreadores equivalentes de valor de altura normalizado

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

Eso significa que aumenta la oblicuidad de los rayos solares que inciden en el colector 2P, lo que implica una irradiancia reflejada menos intensa captada por las células.

Figura 3. Distintas condiciones geométricas en seguidores solares

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

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

Discordancia. El hecho de que los rayos reflejados impacten en las células fotovoltaicas en diferentes ángulos, da como resultado diferencias de irradiancia capturada. Esta diferencia o desajuste se traduce en una generación de energía reducida por parte del panel en su conjunto. Para valores comunes de albedo y geometría de seguidor solar, el desajuste oscila entre el 1 % y el 3 %.

Factor de sombreado. Las sombras que produce la propia estructura del seguidor solar también implican una reducción en la generación de energía. En este sentido, el tubo de torsión y las correas son los elementos intermedios responsables de la mayor parte del sombreado de la parte trasera. En el mercado existente, y considerando las configuraciones más habituales de seguidores solares, 1P y 2P, nos referimos respectivamente a torque tube de elementos cuadrados de 100 mm o 150 mm de ancho instalados, a escasos 200 mm de la superficie captadora, que es la fila de paneles fotovoltaicos.

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

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

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

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

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

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

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

La sombra del tubo de torsión se puede evaluar como la suma de las diferentes sombras provenientes de diferentes rayos, cada uno de ellos con diferente intensidad de radiación solar (la mayor proveniente obviamente del área de luz solar del suelo):

Figura 4. Cálculo del diferencial de tonalidad del tubo de torsión

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

Figura 5. Intensidad de sombra del tubo de torsión

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

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

Esta diferencia eventualmente provoca un desajuste eléctrico que produce una reducción en la producción solar. Como primera aproximación a la magnitud del desajuste, vemos un valor natural debido al efecto de borde de alrededor del 1,4 % (línea azul en el gráfico a continuación) para valores comunes de albedo. Al agregar el tubo de torsión como elemento que crea sombra, ese valor aumenta a alrededor del 2-3 % (línea naranja).

Figura 6. Desajuste eléctrico vs altura de la correa

El diseño existente de STI Norland incluye una correa a una altura de 60 mm, lo que permite que los paneles bifaciales comunes con un marco de 30 mm tengan un espacio libre de 90 mm entre el tubo de torsión y la parte posterior del panel. El valor de desajuste aquí es de alrededor del 2,8 %.

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

Dejar un espacio entre los dos módulos en la configuración 2P no evita esa sombra. Además, implica reducir el factor de visión del seguidor ya que la superficie fotovoltaica aumenta en anchura pero no en altura.

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

Figura 7: Sombra extendida del tubo de torsión en la parte trasera del módulo

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

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

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

Como se ilustra, la bifacialidad es más beneficiosa para aumentar la altura del módulo de seguidor solar normalizado. Esto sugiere, si el costo lo permite, que los rastreadores se pueden instalar a mayor altura del suelo si se utilizan paneles monofaciales con soportes más grandes.

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

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

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