Aunque la tecnología de celdas solares bifaciales no es nueva en el campo de la energía fotovoltaica, los últimos avances han hecho que esta tecnología sea más viable que nunca desde el punto de vista comercial para las plantas de energía fotovoltaica.
Sin embargo, junto a esa viabilidad surgen preguntas sobre el rendimiento energético potencial y las mejores prácticas a la hora de elegir módulos bifaciales en lugar de sus homólogos monofaciales.
En particular, las investigaciones universitarias y otros estudios preliminares sobre el aumento de la ganancia por el cambio a módulos bifaciales sugerían que era posible un aumento del 20-30%, pero ¿es realmente así?
En resumen, no.
Array Technologies se asoció con PV Lighthouse y CFV Solar Test Laboratory para llevar a cabo un estudio independiente que evaluara el impacto en el mundo real de las celdas solares bifaciales.
El objetivo del estudio era determinar las mejores prácticas para modelar la tecnología con el fin de obtener una visión precisa de la generación de energía de una planta fotovoltaica a gran escala. Mediante el uso de datos de campo de CFV correlacionados con el modelado de trazado de rayos tridimensional de PV Lighthouse, el estudio determinó datos de modelado realistas. Los resultados presentan las mejores prácticas de modelado en el mundo real para las instalaciones bifaciales.
El reciente webinar de Greentech Media basado en esta investigación dio a Array, PV Lighthouse y CFV la oportunidad de responder a preguntas comunes sobre el estudio y sus conclusiones.
Lo más destacado del webinar en forma de preguntas y respuestas
Si te perdiste el webinar, a continuación puedes ver algunos de los aspectos más destacados, así como las respuestas a las preguntas que enviaron los asistentes.
Las respuestas fueron proporcionadas por Kyumin Lee (KL) de Array, Keith McIntosh (KM) de PV Lighthouse y Jim Crimmins (JC) de CFV.
P: La importación de grava gris y blanca como cobertura del suelo para aumentar la ganancia de albedo es poco realista desde el punto de vista económico. ¿Se han tenido en cuenta varios tipos de cobertura del suelo durante la simulación para obtener valores de albedo variables?
JC: Para un entorno de laboratorio, lo más importante es tener un albedo estable. La grava es una superficie muy estable y fácil de controlar para la vegetación. También hemos simulado albedos más altos con diversas superficies sintéticas. Un albedo estable nos permite ajustar modelos que luego pueden utilizarse para predecir rendimientos con albedos variables. Lo mejor es pensar en el albedo en el mundo real como una serie temporal dependiente del lugar, que cambia estacionalmente y también con las precipitaciones y la nieve.
P: ¿Consideró SunSolve la posibilidad de utilizar el 2MIP con un tubo de torsión que evita la parte trasera del módulo o la obstruye?
KM: En concreto, examinamos el caso en el que la separación este-oeste del módulo era de 16 cm (la misma anchura que el tubo de torsión). Como era de esperar, esto provocó un menor sombreado del tubo de torsión, pero el aumento resultante del rendimiento se vio contrarrestado por la necesidad de un mayor backtracking para evitar el sombreado entre filas. Descubrimos que la inclusión de una separación este-oeste entre los módulos daba lugar a un rendimiento ligeramente inferior.
P: ¿Existe actualmente una asociación entre SunSolve y Array?
KM: PV Lighthouse es una consultora científica independiente y un proveedor de software que fue contratado por Array Technologies para realizar las simulaciones de este estudio. Aunque agradecemos la oportunidad de trabajar con Array Technologies en el futuro, no tenemos una asociación formal.
P: ¿Ofrece SunSolve alguna garantía con respecto a sus modelos?
KM: La confianza en la precisión de SunSolve se obtiene de los estudios de validación, como el presentado en el seminario web y otros descritos en artículos publicados. Sin embargo, al igual que otros programas informáticos de simulación de sistemas, no se garantiza que SunSolve prediga el rendimiento con un cierto nivel de precisión, ya que dicha precisión depende de las mediciones experimentales del usuario y de la selección de las entradas de SunSolve. PV Lighthouse celebra acuerdos de consultoría en los que sus simulaciones y análisis de SunSolve se aplican con un nivel científico profesional garantizado.
P: ¿Fueron coherentes los resultados con valores de albedo bajos?
KM: A medida que el albedo disminuye, la ventaja relativa de 1MIP sobre 2MIP también disminuye. La razón de esta tendencia es que la ventaja óptica del 1MIP sobre el 2MIP corresponde a la óptica de la parte trasera (para las configuraciones probadas).
P: ¿Varía la ganancia en función de la separación de los paneles?
KL: Sí, cuando el sistema no está en backtracking. Pero el factor de visión no aumenta proporcionalmente con el índice de cobertura del suelo (GCR), por lo que existe un punto de cruce en términos económicos.
P: ¿Tenías módulos ficticios en los bordes? En ese caso, ¿no habría reducido la probabilidad de que se produjeran puntos calientes y la activación del diodo de protección?
KL: Había módulos ficticios en el extremo norte. El mismatch de las celdas es mayor en el extremo sur cuando la irradiación del suelo llega en ángulos normales.
P: ¿Cuáles son las eficiencias de cada lado y la eficiencia total e integrada?
KL: La bifacialidad de un módulo fotovoltaico se mide según la norma IEC TS 60904-1-2. Básicamente, la potencia máxima en condiciones de prueba estándar en la cara posterior / la potencia máxima en condiciones de prueba estándar en la cara frontal. En la modelización, no se utilizan eficiencias diferentes para la parte delantera, la trasera y la integrada. La eficiencia del módulo permanece constante, y es la irradiancia efectiva total la que se calcula. Irradiancia efectiva total = Irradiancia del plano frontal del conjunto + Bifacialidad * Irradiancia del plano posterior del conjunto.
P: ¿Qué cantidad de irradiancia difusa hay realmente para extraer?
KL: Eso depende totalmente del clima. En Estados Unidos, la fracción difusa anual (irradiación horizontal difusa / irradiación horizontal global) puede variar de 0,2 a 0,5.
P: ¿Cuál es la mejor manera de calcular los valores de albedo de un sistema bifacial en un terreno con estacionalidad?
KL: La mejor práctica sería realizar una medición real del albedo en el lugar durante un año. Una solución alternativa sería utilizar los valores de albedo estimados por diversos servicios basados en satélites, como PVGIS.
P: Para el módulo de Array2, ¿qué tecnología se aplica? ¿Topcon tipo N, PERT o HJT?
KL: n-PERT.
P: ¿Cuál es la diferencia entre albedo y fracción difusa?
KL: El “albedo” es la reflectancia del suelo. La “fracción difusa” es la fracción de luz solar que no procede directamente del sol. Por ejemplo, parte de la luz solar se refleja en las nubes antes de llegar a los paneles; esa luz solar contribuye a la fracción difusa. En un día sin nubes, la fracción difusa es de aproximadamente el 10%, y en un día totalmente nublado, la fracción difusa es del 100%.
P: Veo que la pérdida de sombra entre 1MIP y 2MIP es similar. Pero se supone que en el 2MIP no hay espacio entre los módulos superiores e inferiores. Pero, en realidad, hay un espacio entre ellos en 2MIP.
KL: En una configuración 2MIP con una separación fija entre filas, el hecho de que no haya espacio entre los módulos le proporcionará más energía. Una configuración 2MIP con un espacio entre los módulos no es económicamente viable. Se pierde más energía por el prolongado retroceso que la ganancia de energía por la reducción de la pérdida de sombra.
P: ¿Cuál es el margen de error de la medición bifacial frente a la PVsyst?
KL: Realmente depende de cada caso. Actualmente, las mayores fuentes de incertidumbre son (1) las características del módulo y (2) el albedo. Si se conocen, la precisión de la energía calculada por PVsyst para unos datos meteorológicos determinados puede ser muy inferior al 0,5%.
P: Instalé mi primer sistema solar en el Polo Sur en 2008, y es probable que vuelva en algún momento dentro de los próximos cinco años. Si montara módulos bifaciales perpendiculares al suelo, ¿obtendría la misma producción del módulo 12 horas después cuando el sol esté en el mismo ángulo e intensidad? Básicamente, ¿cuál sería la diferencia de rendimiento si montara el módulo al revés?
KL: Depende de la bifacialidad del módulo. Los módulos bifaciales que se encuentran en el mercado tienen una bifacialidad del 65%, por lo que la parte trasera producirá un 35% menos para la misma irradiación. Hay módulos que tienen más de un 70% de bifacialidad (los de tipo n de LG, por ejemplo).
P: ¿Puede compartir las hipótesis de modelado utilizadas en el modelo PVsyst de la instalación en CFV? (pérdida de sombra, transparencia, mismatch, etc.)
KL: La transparencia se fijó en el 2,5% para el tipo 2 (n-PERT de lámina posterior transparente) y en 0 para el tipo 1 (polyPERC de lámina posterior blanca).
P: ¿Va a construir el CFV una instalación de prueba de 2MIP?
JC: Todavía no hay planes, pero estamos abiertos a ello.
P: ¿Se tiene en cuenta la intensidad de la sombra en los modelos? ¿Qué impacto tiene en los resultados?
KC: Sí, se tiene en cuenta. No hemos examinado su contribución específicamente en el proyecto.
P: La foto del campo de pruebas no incluía ninguna fila de 2MIP. ¿Desplegaron/medieron la RPOA 2MIP y la ganancia bifacial en el patio de pruebas de CFV?
KL: Las pruebas no incluyeron rastreadores 2MIP. Nuestro enfoque fue ganar confianza en el trazado de rayos 3D y en el modelado del factor de visión 2D (PVsyst) a través de pruebas en nuestro rastreador 1MIP, y luego extender el trazado de rayos y el modelado a los casos 2MIP.
P: ¿Tienen previsto validar el modelo 2MIP de forma empírica más adelante?
KL: No tenemos nada previsto en este momento. Dejaremos que nuestros competidores de 2MIP proporcionen resultados de pruebas de campo de calidad similar.
P: ¿Puede el software de trazado de rayos descrito manejar aplicaciones de terreno complejas, como terreno ondulado en el noreste?
KM: Actualmente, SunSolve parte de un terreno plano.
P: Ya utilizamos el GCR para caracterizar el impulso del POA. Introducir la altura de la fila es una métrica ortogonal que puede ajustar los efectos bifaciales, pero la relación entre la anchura y la altura es redundante si ya se utiliza el GCR.
KL: Estoy completamente de acuerdo. Sólo queríamos desmontar el mito de que las filas más altas son mejores, sea como sea.
P: El albedo medido fue del 30%, el valor ideal es el 24%. ¿Podemos confiar en que las mediciones conduzcan a buenas simulaciones?
JC: Los modelos predicen que los resultados de la ganancia bifacial son muy lineales con el albedo dentro de ese tipo de rango. Así que es fácil escalarlos.
P: ¿Cuál es la composición óptima de la plataforma para construir SAT bifaciales con el fin de aumentar el albedo y la fracción difusa?
KL: La ganancia bifacial estará en el rango del 5-10% para un albedo de 0,3. Si la producción de un sistema monofacial es de 100, el sistema bifacial producirá de 105 a 110. Se puede llegar a ~115 con una cubierta de suelo más reflectante, pero no estoy seguro de que merezca la pena.
P: ¿El sistema 2MIP que consideraste tenía en cuenta un sistema de estanterías con la viga de torsión entre los módulos para que (hubiera) ninguna sombra trasera directa en la parte posterior del módulo?
KL: El hueco este-oeste sobre la viga de torsión en el seguidor 2MIP reduce en realidad la producción de energía, porque se retrocede más y durante más tiempo. La mejor estrategia para el seguidor 2MIP es no tener ningún hueco.
P: ¿Se han realizado pruebas en la nieve?
KL: CFV ha simulado las condiciones de la nieve con una lona blanca reflectante.
P: ¿Qué impacto tiene el albedo en el rendimiento de los módulos bifaciales?
KL: El albedo es lo que más afecta a la ganancia bifacial. Un sistema que genera un ~5% de ganancia bifacial sobre una cobertura de suelo con un albedo de ~0,3 generará un ~10% de ganancia bifacial sobre una cobertura de suelo con un albedo de ~0,6.
P: ¿En qué medida afecta el sombreado a los 1MIP frente a los 2MIP, y afecta negativamente a la ventaja de la relación de captación que tienen los 1MIP sobre los 2MIP?
KL: Los seguidores 2MIP pueden conseguir un menor factor de pérdida por sombreado si tienen un hueco entre el módulo este y el oeste, pero en realidad esto reducirá la producción anual, porque el hueco aumenta el GCR, lo que hace que el backtracking sea más largo. La pérdida de energía por el aumento del backtracking es mayor que cualquier ganancia por el menor factor de sombreado. Así que la mejor estrategia para el 2MIP es no tener ningún hueco entre los módulos. Cuando no hay ningún hueco EW entre módulos, la pérdida de sombreado de un seguidor 2MIP no es muy diferente de la de un seguidor 1MIP.
P: ¿Qué significa seguidor MIP?
KL: 1MIP = Un módulo en vertical. 2MIP = Dos módulos en vertical.
P: ¿Diría que los módulos bifaciales son los más adecuados para ubicaciones geográficas específicas con el fin de obtener la mayor ganancia de energía?
KL: No, creo que los sistemas bifaciales suelen tener sentido en la mayoría de las regiones.
P: ¿Los módulos bifaciales irían bien en seguidores de dos ejes para recoger más albedo de los “efectos de borde”?
KL: Sí, en cierto modo. Pero los bifaciales por sí solos no son suficientes para justificar los seguidores de dos ejes.
P: Para las pruebas de PR, ¿con qué frecuencia colocaría albedómetros o piranómetros que midieran la irradiancia trasera? ¿Cuánta incertidumbre cree que habría en las mediciones de la irradiancia trasera durante el reposo de la PR en comparación con la irradiancia frontal, teniendo en cuenta la naturaleza menos homogénea de la irradiancia trasera?
JC: Esta es una pregunta complicada. En este proyecto no hemos medido la radiación trasera en áreas pequeñas. Utilizamos piranómetros. La irradiación trasera en áreas pequeñas probablemente se maneja mejor a través de la modelización.
P: ¿Alguna idea sobre las “pérdidas por mismatch” que se aplican en PVSyst?
KL: Los factores de pérdida por mismatch que determinamos a partir del trazado de rayos y del modelo SPICE son menores de lo que se ha sugerido normalmente para PVSyst, en parte porque los rayos reflejados en el suelo llegan en ángulos elevados, creando sombras suaves.
P: La comparación entre 1MP y 2MP, ¿se producirá de forma natural en PVSyst o habrá que cambiar algunas pérdidas en los ajustes?
KL: Esto saldrá de forma natural si se utilizan las configuraciones nominales para los seguidores de 1MIP y 2MIP.
P: ¿Cómo afecta la gestión del cableado a la ganancia bifacial?
KL: La gestión del cableado es importante, y en las pruebas del CFV se tuvo mucho cuidado para asegurarse de que el sombreado del cableado no fuera un factor significativo. Tenemos previsto ofrecer una solución a gran escala en un futuro próximo.
P: ¿Ha tenido PV Lighthouse en cuenta la respuesta espectral de los distintos módulos fotovoltaicos probados en el CFV?
KM: Sí. El espectro de incidencia solar se estimó utilizando modelos espectrales publicados, el albedo espectral del suelo (y de la viga de torsión) se tomó de una base de datos de la NASA, y la respuesta espectral de los módulos se determinó a partir del trazado de rayos y la simulación del dispositivo.
P: ¿Cómo cambiaría el algoritmo de backtracking, si es que lo hace, debido al aumento de las relaciones de aspecto?
KM: El algoritmo de backtracking no cambiaría. Se sigue queriendo capturar la mayor cantidad de luz en el lado frontal directamente sin sufrir el sombreado de fila a fila.
P: ¿Cuál es la diferencia que experimenta en el rendimiento de N-PERT y P-PERC bifacial?
KL: La bifacialidad de un módulo n-PERT está en el rango del 70-75%. La bifacialidad de un módulo p-PERC está en el rango del 65-70%. El módulo n-PERT que probamos tenía una mayor resistencia en serie y también un menor coeficiente de temperatura, lo que también ayudó al rendimiento energético.
P: ¿Cuál es el impacto de la propia sombra del módulo bifacial en el rendimiento/salud del producto?
KL: No tengo constancia de que los módulos bifaciales se ensombrezcan.
P: ¿Utilizó el mismo GCR para la simulación 1P y 2P, y si es así, la relación de aspecto y la luz perdida hacia el cielo serían las mismas?
KL: Sí, utilizamos un GCR del 35,1% para las simulaciones 1P y 2P. La altura de las vigas de torsión se fijó en 1,6 m para el 1MIP y en 2,4 m para el 2MIP (que son los típicos de los sistemas comerciales). Dado que la configuración 2MIP tiene dos veces la longitud del módulo pero no dos veces la altura, tiene una relación de aspecto más baja y, por tanto, se pierde más luz hacia el cielo.
P: ¿Cómo se determina la tasa de rendimiento con los módulos bifaciales?
KL: No utilizamos la tasa de rendimiento. Calculamos los rendimientos específicos diarios de los conjuntos bifaciales y monofaciales y comparamos estos valores para calcular la ganancia bifacial.
P: ¿En qué lenguaje de programación está escrito SunSolve?
KM: Se accede a SunSolve a través de un navegador web y su interfaz de usuario está escrita en HTML y Javascript. El motor de cálculo de SunSolve se ejecuta en la nube; gran parte de él está programado en Csharp.
P: ¿Puede explicar el cálculo de la corriente máxima sobre el concentrador solar luminiscente utilizado en los módulos monofaciales?
KL: Recomendaría mirar las sumas horarias de los valores GlobInc y GlobBak en PVsyst para estimar la irradiación efectiva máxima en el módulo, y escalar el concentrador solar luminiscente del lado frontal en consecuencia, con alguna consideración para el coeficiente de temperatura.
P: ¿Las corrientes de string de un string bifacial en paralelo al bloque del inversor están limitadas por el mismatch de corriente a la corriente más baja del módulo en cada string? ¿No se produce la ganancia de efecto de borde en los extremos de un seguidor corto?
JC: Los efectos de borde añadirán algo de rendimiento incremental, pero se verán reducidos por el mismatch en una string larga. En un string muy corto o medido individualmente, son más importantes.
P: ¿Qué pasa con el clipping? ¿Cuál es la relación AC/DC preferida?
KL: Recomiendo realizar estudios de PVsyst + económicos para determinar la relación CC:CA óptima. Mi primera hipótesis sería la relación nominal DC:AC monofacial menos la ganancia bifacial esperada (sin recortar).
P: ¿Se probó físicamente alguna disposición de 2MIP o sólo se modeló?
KM: En este estudio, los arreglos 2MIP se modelaron únicamente. PV Lighthouse presentará un documento sobre las mediciones de las configuraciones 2MIP en el IEEE PVSC de julio de 2020.
P: ¿Por qué el parámetro de albedo era diferente para 1 MIP en comparación con 2 MIP en el estudio de Keith? Creo que era algo así como 0,240 frente a 0,236.
KM: Se utilizó el mismo albedo en el trazado de rayos de las configuraciones 1MIP y 2MIP. Era una función de la longitud de onda que representa el suelo marrón y arcilloso. Los resultados del trazado de rayos se utilizaron para determinar el mejor valor para utilizar como factor de albedo en PVSyst para representar el mismo suelo, y tienes razón, era de hecho ligeramente inferior para 2MIP (0,236) que para 1MIP (0,240). Esto indica que la configuración 2MIP utilizó ligeramente menos la luz reflejada en el suelo que la configuración 1MIP a lo largo del año (teniendo en cuenta la longitud de onda, la relación difusión/dirección y las condiciones meteorológicas supuestas). Esperamos que estos valores cambien para diferentes albedos, tipos de módulos y condiciones.
P: ¿Está disponible SunSolve para simular sistemas bifaciales? ¿Cuáles son los resultados exactos de la simulación?
KM: Sí. Hay dos formas de simular sistemas bifaciales con SunSolve.
(1) Mediante un contrato, en el que PV Lighthouse realiza las simulaciones (como se ha hecho en este estudio).
(2) Mediante una suscripción, en la que usted realiza las simulaciones para determinar (i) la potencia de salida y las pérdidas detalladas en un único momento, y (ii) el rendimiento, las pérdidas y las entradas de PVSyst durante cualquier periodo de tiempo (disponible en julio de 2020).
Envíe un correo electrónico a support@pvlighthouse.com.au para obtener más detalles.
P: ¿Simula PV Lighthouse una configuración de 2 MIP para generar entradas de PVsyst similares a las de 1 MIP?
KM: Sí. Para conocer los resultados de la configuración 2MIP, consulte la diapositiva 26 del seminario web, titulada “SunSolve – Determine PVSyst inputs”, y el libro blanco asociado al seminario web.
P: ¿Puede volver a explicar rápidamente si el sombreado de la viga es significativo en una configuración de 1 MIP frente a una de 2 MIP?
KL: PV Lighthouse descubrió que la pérdida de sombra estructural no es tan diferente para 2MIP y 1MIP. Estudiamos el caso sin hueco, porque descubrimos que una configuración 2MIP con un hueco en el módulo sufría más pérdidas por el prolongado backtracking que cualquier ganancia de energía por la reducción del sombreado estructural.
P: ¿Existe algún método o artículo publicado para medir la ganancia bifacial en el lugar?
KL: No hay ningún método estandarizado. Hemos calculado la ganancia bifacial calculando primero los rendimientos específicos diarios de los conjuntos bifaciales y de un conjunto monofacial y observando sus ratios.
P: ¿Es necesario incluir la radiación trasera en el cálculo del coeficiente de rendimiento de la planta?
KL: Cypress Creek, junto con el NREL, sugirió modificaciones relevantes para las pruebas de capacidad de los sistemas bifaciales en 2019. La publicación se puede encontrar aquí.
P: ¿Cuál es un buen recurso para determinar los valores mensuales del albedo?
KL: La mejor práctica sería realizar una medición real del albedo en el lugar durante un año. Una solución alternativa sería utilizar los valores de albedo estimados por diversos servicios basados en satélites, como PVGIS. La NSRDB también ofrece valores de albedo.
P: ¿Se supone que la luz reflejada en el suelo tiene una distribución lambertiana?
KM: Sí, en este estudio se asumió que la luz reflejada en el suelo es lambertiana. (SunSolve puede simular funciones de dispersión alternativas si es de interés).
P: ¿Dónde puedo obtener estas entradas derivadas del trazado de rayos para ejecutar simulaciones PVsyst?
KM: Los resultados de las entradas de PVSyst se encuentran en la diapositiva 26 del webinar y también se dan en el libro blanco. Estos resultados son específicos para el sitio en particular (en el oeste de Texas) y la configuración del sistema. Las entradas de PVSyst para otros lugares y configuraciones pueden determinarse con SunSolve.
P: ¿Dónde recomiendan ubicar un albedómetro y un sensor POA trasero para representar con mayor precisión un conjunto completo?
JC: Esto depende del escenario exacto de despliegue y de lo variable que sea el albedo en el emplazamiento.
P: En las especificaciones u hojas de datos de muchos fabricantes de módulos bifaciales figura una ganancia de la parte posterior de hasta el 25 o el 30%. ¿Parece que, en realidad, la ganancia real “media” estará más cerca del 10%?
KL: Estará más cerca del 5%.
P: ¿Cuál es la ganancia media de producción respecto a los módulos monofaciales?
KL: Un 5-10% sería una buena estimación.
P: ¿Por qué un caso de alta fracción difusa no se traduce en una mayor producción de energía?
KM: Un aumento de la fracción difusa conlleva un aumento de la radiación que incide en la cara posterior de los módulos, pero una disminución de la radiación que incide en la cara frontal. Por eso, un aumento de la fracción difusa conlleva un aumento de la ganancia bifacial. Sin embargo, la ventaja de la parte trasera se ve compensada por la desventaja de la parte delantera, salvo en algunas raras excepciones, como durante el backtracking a última hora del día.
P: ¿Las ganancias de 1MIP con respecto a 2MIP no serían un lavado o un caso negativo teniendo en cuenta los costes adicionales de estantería y construcción asociados a 1MIP?
KL: Creemos que los seguidores de 2MIP son todavía demasiado nuevos para entender con precisión los costes asociados.
P: ¿Cuál es la economía del MIP1 frente al MIP2 en el contexto del aumento bifacial de la producción utilizando el MIP1 frente a los costes globales de los seguidores (que se supone que son menores cuando se utilizan diseños MIP2)?
KL: Creemos que los seguidores 2MIP son todavía demasiado nuevos para comprender con precisión los costes asociados.
P: ¿Se ha trabajado en aplicaciones de tejados comerciales de baja pendiente o tejados metálicos residenciales?
KL: No, esta no es una aplicación a la que sirva nuestro producto.
P: ¿Podrían los laboratorios CFV publicar los modelos PVSyst utilizados para su análisis presentado en la diapositiva 15?
KL: No.
P: ¿En qué medida dependen los factores de ganancia bifacial de la ubicación del lugar? ¿Son estas relaciones igualmente válidas en el noreste y en el suroeste de Estados Unidos?
KL: Es complicado. Sí, se observan mayores ganancias bifaciales en el noreste que en el suroeste, pero la producción real de energía adicional en kWh debida a la bifacial seguirá siendo mayor en el suroeste.
P: ¿Es la “altura sobre el suelo” recomendada para el sistema fotovoltaico un ajuste basado en la relación de aspecto y la ganancia bifacial medida? ¿Es válido para todas las ubicaciones?
KL: El estudio se llevó a cabo en un lugar del oeste de Texas. Creo que también se encontrarán resultados similares en otras ubicaciones, pero la sensibilidad podría ser diferente.
P: ¿Tienen en cuenta en sus pruebas la temperatura de las celdas?
JC: Suponemos que los módulos están a la misma temperatura.
P: ¿Solamente simula PV Lighthouse celdas de silicio, o puede utilizarse para celdas de capa fina y/o multiunión?
KM: En teoría, SunSolve puede utilizarse para simular células de capa fina y multiunión, pero actualmente está orientado a las celdas de silicio.
P: ¿Los módulos probados tienen un hueco claro en el centro del módulo para que la luz llegue a la viga y rebote? ¿O un acristalamiento entre las celdas?
KL: Los módulos de tipo n tenían claros espacios entre las celdas, pero se trataba de módulos de celdas completas. Los módulos de media célula p-PERC no tenían huecos claros.
Para más información:
Puede ver el seminario web aquí. También puede encontrar más datos sobre la ganancia bifacial y la diferencia entre 1MIP y 2MIP aquí.
Array también ha publicado una hoja de datos de entrada de PVsyst, que puede solicitar aquí.
Más información sobre los seguidores solares de Array Technologies.
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