Caracterización de curvas I-V en paneles fotovoltaicos bifaciales

UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIEROS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Eléctrica CARACTERIZACIÓN DE CURVAS I-V EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Autor: De la Calle Martín, Ricardo Tutor: Miguel Ángel González Rebollo Departamento: Física de la Materia Condensada, Cristalografía y Mineralogía Segundo Tutor: Moretón Fernández, Ángel Valladolid, julio de 2021 AGRADECIMIENTOS A mi tutor, Miguel Ángel González Rebollo por su paciencia, dedicación y ayuda siempre que ha sido necesario. A mi cotutor, Ángel Moretón por su apoyo e inestimable ayuda a lo largo del desarrollo del presente trabajo. Al grupo de semiconductores GsD OBTRONLAB, por ofrecerme todas las facilidades para la realización del trabajo. A mi familia, especialmente mis padres, por apoyarme de forma incondicional en los buenos y en los malos momentos. A mis amigos y en especial a Miriam, simplemente por estar siempre ahí, pase lo que pase. Gracias. RESUMEN En la actualidad el desarrollo de la energía solar fotovoltaica se encuentra en pleno auge. En este contexto están surgiendo nuevas tecnologías con el fin de aumentar la competitividad. Una de ellas, es la tecnología bifacial, la cual aún carece de un marco normativo de caracterización totalmente fijado. En el presente Trabajo de Fin de Grado se exponen distintos métodos propuestos para llevar a cabo la caracterización de las curvas I-V en módulos fotovoltaicos bifaciales, para finalmente aplicar uno de ellos y caracterizar las curvas I-V de los módulos bifaciales disponibles por el grupo GsD-Optronlab en la azotea del edificio LUCIA (Universidad de Valladolid). Para ello se han realizado diversas mediciones en distintos grupos de paneles teniendo en cuenta su capacidad bifacial. Una vez obtenidos los resultados se procede a realizar un análisis global con los datos obtenidos para arrojar las conclusiones pertinentes del método desarrollado. PALABRAS CLAVE Curvas I-V, caracterización, bifacial, fotovoltaica, innovación. ABSTRACT Currently the development of photovoltaic solar energy is booming. In this context, new technologies are emerging in order to increase competitiveness. One of them is bifacial technology, which still lacks a fully established regulatory framework for characterization. In this Final Degree Project, different methods proposed to carry out the characterization of the I-V curves in bifacial photovoltaic modules are exposed, to finally apply one of them and characterize the I-V curves of the bifacial modules available by the GsD-Optronlab group on the roof of the LUCIA building (University of Valladolid). For this, various measurements have been made in different groups of panels, taking into account their bifacial capacity. Once the results have been obtained, a global analysis is carried out with the data obtained to yield the pertinent conclusions of the developed method. KEYWORDS Curves I-V, characterization, bifacial, photovoltaic, innovation. ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS.............................................................. 1 1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 1 1.2 OBJETIVOS ................................................................................................. 3 2. FUNDAMENTO TEÓRICO ..................................................................... 5 2.1 TECNOLOGÍA BIFACIAL ............................................................................... 5 2.1.1 TIPOS DE CÉLULAS BIFACIALES ....................................................................... 6 2.1.1.1 CÉLULAS PERC ..................................................................................................... 6 2.1.1.2 CÉLULAS N-PERT ................................................................................................. 7 2.1.1.3 CÉLULAS HETEROUNIÓN HJT .............................................................................. 9 2.1.2 MÓDULOS BIFACIALES .................................................................................. 10 2.1.2.1 GANANCIA BIFACIAL ......................................................................................... 11 2.1.2.2 ALBEDO ............................................................................................................. 11 2.2 CURVAS I-V ............................................................................................... 12 2.3 MÉTODO TEÓRICO DE CORRECCIÓN DE LA CURVA I-V ............................ 15 2.3.1 VARIACIÓN DE LA CURVA I-V CON LA IRRADIACIÓN .................................... 15 2.3.2 VARIACIÓN DE LA CURVA I-V CON LA TEMPERATURA ................................. 16 2.3.3 TRASLACIÓN DE LA CURVA I-V ..................................................................... 17 2.4 MÉTODOS PARA CARACTERIZAR CURVAS I-V EN PANELES BIFACIALES ... 17 2.4.1 MÉTODO DE ILUMINACIÓN BIFACIAL .......................................................... 18 2.4.2 MÉTODO DE IRRADIANCIA ELEVADA Ge EN INTERIORES............................. 19 2.4.3 MÉTODO DE IRRADIANCIA ELEVADA Ge EN EXTERIORES ............................ 20 3. PRESENTACIÓN DE MEDIDAS Y ANÁLISIS .......................................... 23 3.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ....................................................................... 23 3.1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS LG400N2T-A5 ................................................. 23 3.1.2 INSTRUMENTO MULTIFUNCIÓN HT SOLAR I-Ve .......................................... 25 3.1.3 SOFTWARE TOPVIEW ................................................................................... 26 3.2 MODO DE OPERACIÓN PARA LA TOMA DE MEDIDAS I-V ......................... 26 3.3 MEDIDA DE LAS CURVAS I-V SIN TENER EN CUENTA LA BIFACIALIDAD .... 31 3.4 MEDIDA DE LAS CURVAS I-V DE LA PARTE FRONTAL DE LOS PANELES .... 34 3.5 MEDIDA DE LAS CURVAS I-V DE LA PARTE TRASERA DE LOS PANELES ..... 39 4. OBTENCIÓN DE LA CURVA I-V EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES ........................................................................................... 45 4.1 CURVA I-V EN EL BLOQUE DE PANELES 1 ................................................. 45 4.2 CURVA I-V EN EL BLOQUE DE PANELES 2 ................................................. 49 4.3 CURVA I-V EN EL BLOQUE DE PANELES 3 ................................................. 52 4.4 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS ............................................. 55 5. CONCLUSIONES ................................................................................. 59 6. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................... 61 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Evolución de la potencia mundial instalada desde 2011 hasta 2019 (Datos en GW). Fuente: Anuario Fotovoltaico 2020 .............................................. 1 Figura 2. Principales mercados FV en 2019 (Potencia instalada en GW). Fuente: Anuario Fotovoltaico 2020 .................................................................................... 2 Figura 3. Estándares actuales para la caracterización de paneles fotovoltaicos. Fuente: IEA-PVPS ................................................................................................... 3 Figura 4. Instalación Fotovoltaica de paneles bifaciales en la azotea del edificio LUCIA. Fuente: Elaboración propia ........................................................................ 4 Figura 5. Funcionamiento de una célula bifacial. Fuente: Opengy.com ................. 5 Figura 6. Costes de fabricación de módulos monofaciales y bifaciales. Fuente: IEA-PVPS ................................................................................................................ 6 Figura 7. Estructura típica de una célula PERC+ tipo p. Fuente: IEA-PVPS ............. 7 Figura 8. Estructura típica de una célula bifacial n-PERT. Fuente: IEA-PVPS .......... 8 Figura 9. Estructura típica de una célula bifacial Heterounión HJT. Fuente: IEAPVPS ...................................................................................................................... 9 Figura 10. Diferencias entre módulos PV: monofaciales (Arriba a la izquierda) y bifaciales (Arriba a la derecha) y diferencias entre células solares: monofaciales PERC (Abajo a la izquierda) y bifaciales PERC+ (Abajo a la derecha). Fuente: IEAPVPS .................................................................................................................... 10 Figura 11. Albedo en diferentes superficies. Fuente: IEA-PVPS ........................... 11 Figura 12. Principio de funcionamiento de una célula fotovoltaica. Fuente: Ujaen.es ............................................................................................................... 12 Figura 13. Curva característica I-V de una célula fotovoltaica en iluminación. Fuente: AutoSolar.com ........................................................................................ 13 Figura 14. Efecto de la irradiación en la curva I-V. Fuente: Apuntes Energías Renovables 2018-2019 ........................................................................................ 15 Figura 15. Efecto de la temperatura en la curva I-V. Fuente: Apuntes Energías Renovables 2018-2019 ........................................................................................ 16 Figura 16. Configuración con dos espejos para iluminación bifacial. Fuente: Schmid y otros (2017) .......................................................................................... 18 Figura 17. Caracterización del lado frontal (f) y el lado trasero (r) del módulo en interiores. Fuente: TÜV Rheinland ....................................................................... 19 Figura 18: Caracterización del lado frontal (f) y el lado trasero (r) bajo radiación solar. Fuente: Solar Energy (ISES) ........................................................................ 21 Figura 19. Ejemplo de la Placa de Características de un módulo fotovoltaico bifacial con caracterización en BSTC. Fuente: TÜV Rheinland ............................. 21 Figura 20. Instalación fotovoltaica en el edificio LUCIA (Universidad de Valladolid). Fuente: Elaboración propia ............................................................... 24 Figura 21. Placa de Características de los paneles bifaciales LG400N2T-A5. Fuente: LG Electronics ......................................................................................... 24 CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES obtener resultados en los que se podrán caracterizar de forma intrínseca los paneles. Es decir, se tendrá en cuenta el poder bifacial de la parte trasera de los módulos, pero sin que en los resultados afecte el albedo, la altura de los paneles y otra serie de factores externos que no son propiedades del panel en sí mismas. Para obtener estos resultados, el método propuesto va a trabajar con medidas monofaciales tomadas en ambos lados del módulo. Obtenidas las medidas monofaciales, se analizarán los datos para discernir si son coherentes con lo esperado teóricamente, evaluando las curvas I-V obtenidas. Posteriormente se tratarán los resultados obtenidos en dichas medidas para ser utilizadas en el método propuesto de caracterización bifacial “Irradiancia elevada 𝐺𝑒”. Finalmente, se comparará el resultado final con las medidas monofaciales obtenidas a lo largo del método y con la caracterización dada por el fabricante, extrayendo las conclusiones oportunas. Para la toma de medidas se hará uso de la instalación fotovoltaica (figura 4) situada en la azotea del edificio LUCIA (Lanzadera Universitaria de Centros de Investigación Aplicada). Gracias a la colaboración del grupo de investigación GdS-OPTRONLAB, se dispondrá de los instrumentos necesarios para llevar a cabo las medidas pertinentes en este TFG. Figura 4. Instalación Fotovoltaica de paneles bifaciales en la azotea del edificio LUCIA. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 2. FUNDAMENTO TEÓRICO En este apartado se van a describir los fundamentos teóricos que se han tenido en cuenta en el desarrollo de presente trabajo. 2.1 TECNOLOGÍA BIFACIAL Aunque es actualmente cuando se está produciendo el auge de la tecnología bifacial, el primer diseño patentado de célula solar bifacial data de 1960 [8]. Dicha célula utilizó una unión p+ en ambos lados de una oblea de silicio de tipo n, con contactos unidos a los lados de la célula. A pesar de posteriores estudios relacionados con el diseño de las células, la tecnología bifacial no se hizo muy popular hasta las células PERC se produjeron a escala industrial. Hasta hace poco, la mayoría de las células fotovoltaicas (PV) de silicio cristalino estaban fabricadas con silicio tipo p, con un contacto trasero de aluminio que es opaco a la luz. Estas células, llamadas “Células Superficie Posterior de Aluminio” (Al-BSF), son monofaciales: sólo pueden aceptar irradiación que incide en las células desde el lado frontal. Diseños de células más avanzados, como las células PERC (Emisor pasivado y celda trasera), las células PERT (Emisor pasivado trasero totalmente difuso) y las células HIT (Heterounión con capa fina intrínseca), pueden emplear un contacto posterior localizado que requiere metalización de sólo una parte de la zona trasera de la celda. Estas células avanzadas son bifaciales, capaces de aceptar la luz de la parte trasera y delantera, como se muestra en la figura 5. Los módulos bifaciales tienen el potencial de aumentar significativamente el rendimiento de las plantas de energía fotovoltaica con un aumento razonable Figura 5. Funcionamiento de una célula bifacial. Fuente: Opengy.com CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES de los costos de producción, como se muestra en la figura 6 [9]. De acuerdo con el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) se ha demostrado una ganancia de energía adicional que del 5% hasta el 30%, dependiendo de los escenarios de cobertura del suelo y las configuraciones de montaje [10] [11]. A continuación, se van a describir los distintos tipos de células bifaciales existentes en la actualidad. 2.1.1 TIPOS DE CÉLULAS BIFACIALES 2.1.1.1 CÉLULAS PERC Las células Al-BSF experimentaron un rápido aumento de producción entre 2004 y 2008, lo que representa la gran la mayoría de las células solares a escala industrial producidas en ese período. Estas células presentaban tres principales inconvenientes técnicos [11]: • Recombinación del lado trasero en toda el área del contacto trasero de aluminio. • Absorción parcial de luz infrarroja en la parte trasera. • Baja vida útil del portador en silicio tipo p. La tecnología PERC, que ha sido desarrollada desde 1989, ha estado trabajando en las dos primeras limitaciones introduciendo contactos metálicos localizados y pasivación parcial en la parte posterior de las células. Sin embargo, se necesitaron 25 años de desarrollo hasta que la mejora del proceso permitió la producción en masa de células PERC. En la actualidad, las células PERC monofaciales están reemplazando a las células Al-BSF en la industria. Figura 6. Costes de fabricación de módulos monofaciales y bifaciales. Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Según la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional Fotovoltaica (ITRPV), la tecnología PERC alcanzará aproximadamente el 80% del mercado en los próximos años [3]. En estos momentos la tecnología PERC monofacial está muy cerca de su límite superior en cuanto a su eficiencia, en torno al 22,5%. La irrupción de la célula bifacial (PERC+) es una forma de mejorar su potencia de salida, sin aumentar significativamente los costes de fabricación. Las células PERC+ tiene una composición similar a las PERC estándar. La diferencia radica en la última capa de la célula (Al), dónde se dejan espacios que permiten que la irradiación incida por la zona trasera de la célula, otorgándola así de “bifacialidad” (65-75%) [12]. En la figura 7 se muestra la estructura típica de una celda PERC+ bifacial. La región del emisor n+ del lado frontal se pasiva con una capa dieléctrica de 𝑆𝑖𝑁𝑥, que también actúa como revestimiento antirreflectante. En la capa trasera de Aluminio (Al) existe una rejilla de dedo idéntica a la apertura de contacto láser local, el cual debe estar alineado para garantizar la superposición de la rejilla y la apertura de contacto del láser introducida a través de la pila de pasivación posterior (típicamente 𝐴𝑙𝑂𝑥 o 𝑆𝑖𝑁𝑦). Los principales problemas que presentan este tipo de células bifaciales son: • La optimización del grosor de la pila de pasivación del lado posterior de para mejorar las propiedades antirreflectantes. • La alta resistividad específica de los huecos serigrafiados del Aluminio, para minimizar las pérdidas de resistencia en serie. 2.1.1.2 CÉLULAS N-PERT Las limitaciones de las células solares de tipo p están dirigiendo la atención de Figura 7. Estructura típica de una célula PERC+ tipo p. Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES la industria fotovoltaica hacia células solares del tipo n de alta eficiencia, en las que están incluidas las células solares n-PERT, que son prometedoras por dos razones: • Su manufacturación requiere procesos y maquinaria que son más o menos compatibles con las líneas de producción de células solares actuales. • El concepto de células n-PERT permite una bifacialidad muy alta, entre el 75% y 95% [13]. En la figura 8 se muestra la estructura de una celda n-PERT. Por lo general, la celda n-PERT presenta un emisor Boro dopado p+ en la zona frontal que está pasivado con un revestimiento dieléctrico. La zona posterior está cubierta por fósforo dopado n+, que está pasivado con aproximadamente 80 nm de espesor. Para formar las regiones dopadas dentro de las obleas existen diferentes métodos: • Procesos de difusión posteriores en horno de tubo con 𝑃𝑂𝐶𝑙3 para el dopante n+ y 𝐵𝐵𝑟3 (o 𝐵𝐶𝑙3) para el dopante p+. • Depositar una fuente de difusión en la superficie y realizar un tratamiento posterior a alta temperatura para promover la difusión de los dopantes hacia la oblea. • Uso de la implantación de iones y el recocido a alta temperatura para la activación del dopante. La industria mayoritariamente ha optado por la primera opción frente a las otras porque los hornos de difusión de tubos ofrecen un alto rendimiento y costes de operación e inversión asumibles. Sin embargo, debido a que los Figura 8. Estructura típica de una célula bifacial n-PERT. Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES procesos de difusión de gas en los tubos son de dos caras, el dopaje parasitario no intencionado del lado equivocado es un problema. Existen dos métodos que pueden abordar este problema: utilizar barreras de difusión para evitar el dopaje parasitario o realizar un grabado por una cara para eliminar el dopaje parasitario después de la difusión [14]. Después del desarrollo del primer concepto de celda n-PERT en 2002 [15], la investigación se ha centrado en mejorar la eficiencia y compatibilidad del concepto con la producción industrial en masa. Las eficiencias medias de estas células superan en estos momentos superan el 21,5% [16]. 2.1.1.3 CÉLULAS HETEROUNIÓN HJT Las células solares de heterounión (HJT) reducen las pérdidas relacionadas con la recombinación en las células solares convencionales manteniendo una buena pasivación superficial y proporcionando selectividad de portador [17]. La aplicación de este concepto en ambas caras de la oblea da lugar a la que se conoce como célula solar de doble heterounión, que permite eliminar todos los pasos térmicos de difusión en el proceso de fabricación (emisor y BSF). Hoy en día, este concepto de célula está asociado a Sanyo Corporation, ahora Panasonic Corporation, que desarrolló y patentó la tecnología como heterounión con capa fina intrínseca (HIT) [18]. En la figura 9 se muestra la estructura típica de célula solar bifacial HJT en configuración de unión frontal. En la estructura de la célula HJT, la pasivación de la superficie es proporcionada por silicio amorfo intrínseco (a-Si:H) depositado por deposición de vapor químico mejorado con plasma en ambos lados de la oblea. La selectividad del portador es proporcionada por capas de a-Si:H dopadas in situ en la parte superior. Las capas de a-Si:H dopadas de tipo Figura 9. Estructura típica de una célula bifacial Heterounión HJT. Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES n y p se aplican a lados opuestos de la oblea, respectivamente, para formar contactos eléctricos con los electrones y agujeros en la oblea. Para mejorar el transporte lateral de los portadores recolectados hacia las rejillas metálicas, se pulverizan óxidos conductores transparentes sobre las capas de a-Si:H dopadas en ambos lados de la oblea. Se ha demostrado eficiencias de conversión superiores al 25% para las células solares HJT de gran superficie en dos configuraciones: las de contacto frontal y posterior [19] y las de contacto posterior interdigitado (IBC) [20]. La tecnología HJT ofrece otras ventajas importantes [17] : • Buena pasivación de las superficies, tanto frontal como trasera. • Los procesos de fabricación son a baja temperatura (<300ºC), con lo cual la fabricación de los dispositivos es menos costosa y no se dañan los sustratos por estrés térmico • Compatibilidad con obleas delgadas para permitir costos más bajos • Alto potencial de bifacialidad. Normalmente, el factor de bifacialidad de las células HJT está por encima del 90%. Como limitación más significativa, la tecnología de células solares HJT experimenta una absorción óptica parásita en las capas de óxido conductor transparente (TCO) y en las capas de a-Si:H. Sin embargo, las condiciones del proceso de deposición de vapor químico mejorado con plasma pueden optimizar este problema. 2.1.2 MÓDULOS BIFACIALES Figura 10. Diferencias entre módulos PV: monofaciales (Arriba a la izquierda) y bifaciales (Arriba a la derecha) y diferencias entre células solares: monofaciales PERC (Abajo a la izquierda) y bifaciales PERC+ (Abajo a la derecha). Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Las diferencias entre el diseño de módulos monofaciales y bifaciales se produce principalmente en la parte posterior lateral, pero en algunos casos puede ocurrir en los bordes del módulo. La figura 10 muestra un módulo monofacial y una célula solar en el lado izquierdo y un módulo bifacial y una célula solar en el lado derecho. La red metálica es diferente en los dos casos. Para las células monofaciales PERC la red es de Aluminio. Sin embargo, para células bifaciales nPERT, HJT o IBC la red metálica es de plata (Ag). La diferencia da como resultado un revestimiento antireflectante expuesto en la parte posterior de los módulos bifaciales. En los módulos bifaciales, la cubierta de la parte trasera consta de vidrio o una lámina posterior de polímero transparente. Cuando se utilizan láminas traseras, el módulo debe estar soportado por un marco de aluminio. Sin embargo, en algunos casos, la rigidez de los módulos de vidrio-vidrio hace que un marco sea innecesario y los bordes están simplemente sellados. 2.1.2.1 GANANCIA BIFACIAL La ganancia bifacial se define como la contribución de la parte posterior del panel en la Potencia Total entregada. Depende en gran medida de la cantidad y distribución de la irradiación que llega a la superficie trasera del módulo, que depende de los siguientes factores: • Geometría de montaje (altura del módulo, ángulo de inclinación del módulo, distancias entre filas). • El albedo del suelo y su homogeneidad. • Estructura de montaje, que también influye en la homogeneidad de la irradiancia de la parte trasera. • Diseño y dimensionamiento de los componentes del sistema (BOS). 2.1.2.2 ALBEDO El albedo es uno de los factores más importantes a la hora de tener la contribución de la zona trasera a la potencia total proporcionada. Se define como la fracción de luz solar incidente que refleja una superficie. Varía con la distribución espectral y angular de la luz solar, por lo que no es constante para Figura 11. Albedo en diferentes superficies. Fuente: IEA-PVPS CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES una superficie dada. En la figura 11 se muestra el rango de albedo para diferentes superficies. 2.2 CURVAS I-V El principio de funcionamiento (figura 12) de una célula fotovoltaica se basa en que cuando se conecta una carga y la célula está iluminada, se produce una diferencia de potencial en extremos de la carga y circula una corriente por ella (efecto fotovoltaico). La corriente entregada por la célula solar es el resultado neto de dos componentes internas de corriente que se oponen entre sí: la corriente de oscuridad y la corriente de iluminación [21]. Corriente de oscuridad, debida a la generación de portadores que produce la iluminación: 𝐼𝐷(𝑉)=𝐼0∙[𝑒𝑞𝑒 ∙ 𝑉 𝑚 ∙𝑘 ∙𝑇−1] con 1<𝑚<2 Corriente de iluminación, debida a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga: 𝐼𝑝ℎ=𝐼𝐿 La curva de intensidad-voltaje o curva I-V es la curva característica de un panel fotovoltaico y representa los puntos de funcionamiento de corriente y voltaje medidos experimentalmente a una irradiancia y temperatura de las células definidas [22]. En la siguiente ecuación se define la corriente que proporciona la célula, obteniendo los puntos de los valores I-V en los que puede trabajar: 𝐼=𝐼𝐿−𝐼𝐷(𝑉)=𝐼𝐿−𝐼0∙[𝑒𝑞𝑒 ∙ 𝑉 𝑚 ∙𝑘 ∙𝑇−1] Figura 12. Principio de funcionamiento de una célula fotovoltaica. Fuente: Ujaen.es CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES que también se puede expresar como: 𝐼=𝐼𝑆𝐶∙[1−𝑒−𝑞𝑒 ∙ (𝑉𝑜𝑐 − 𝑉) 𝑚 ∙𝑘 ∙𝑇 ] En la figura 13 se pueden observar los parámetros fundamentales que caracterizan el dispositivo, que se van a describir a continuación: • Corriente de Cortocircuito: se define como el máximo valor de corriente que circula por la célula y se da cuando la célula está en cortocircuito: 𝐼𝑆𝐶=𝐼(𝑉=0)=𝐼𝐿 • Tensión de Circuito Abierto: es el máximo valor de tensión en extremos de la célula y se da cuando esta no está conectada a ninguna carga. 𝑉𝑂𝐶=𝑉(𝐼=0)⇒𝐼𝐿=𝐼𝐷(𝑉𝑂𝐶) 𝑉𝑂𝐶=𝑚∙𝑘𝑇 𝑞𝑒∙𝑙𝑛(𝐼𝐿 𝐼0+1) • Punto de máxima Potencia (𝑃𝑚𝑎𝑥): Es el producto del valor de tensión máxima (𝑉𝑚𝑝𝑝) e intensidad máxima (𝐼𝑚𝑝𝑝) para los que la potencia entregada a una carga es máxima. • Tensión máxima (𝑉𝑚𝑝𝑝): Tensión en el punto de máxima potencia. Con esta tensión se producirá la máxima potencia y dicha tensión será siempre menor que la de circuito abierto. Figura 13. Curva característica I-V de una célula fotovoltaica en iluminación. Fuente: AutoSolar.com CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES • Cálculo del coeficiente de bifacialidad 𝜑. • Determinación de la irradiación elevada 𝐺𝑒 A la hora de medir cada lado por separado es necesario proteger de la luz parásita incidente la zona que no se pretende incluir en las mediciones (figura 17). Por lo tanto, la luz incidente en la cubierta trasera se reduce a la transmisión a través del módulo y a la luz que pasa por los pequeños huecos del módulo. De esta forma se determinan los parámetros del módulo eléctrico de cada lado con la máxima precisión. El rendimiento relativo de la parte posterior de los módulos bifaciales se describe mediante factores de bifacialidad que se definen en IEC 60904-1-2 [26] como tres relaciones. Estas proporciones se determinan en condiciones STC. Cálculo del coeficiente de bifacialidad: 𝜑𝐼𝑠𝑐=𝐼𝑆𝐶,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝐼𝑆𝐶,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥=𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 𝜑𝑉𝑜𝑐=𝑉𝑜𝑐,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝑉𝑜𝑐,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 2.4.3 MÉTODO DE IRRADIANCIA ELEVADA Ge EN EXTERIORES Los dos métodos propuestos hasta ahora se basan en mediciones en interiores con simuladores solares ajustables, con las ventajas que ello conlleva. En muchas ocasiones no es posible la disponibilidad de tales condiciones, como ocurre en el caso del presente trabajo. Antes este problema se presenta otro método basado en mediciones monofaciales en exteriores. Conceptualmente es similar al método de irradiación elevada 𝐺𝑒 en interiores. Pero con este método no es posible ajustar la irradiación incidente en las mediciones. En la figura 18 se ilustra este método. Los pasos principales de este método son: • Medición bajo STC en el lado delantero y trasero del módulo por separado. • Cálculo del coeficiente de bifacialidad 𝜑. • Determinación de la irradiación elevada 𝐺𝑒. La diferencia en este caso radica en el cálculo de 𝐺𝑒. TÜV Rheinand ha propuesto condiciones de prueba bifaciales estándar de irradiancia frontal CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 𝐺𝑓=1000 𝑊/𝑚2 y de irradiancia trasera 𝐺𝑟=135 𝑊/𝑚2 [29]. La definición de irradiancia trasera deriva del trabajo en el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) y el Laboratorio Nacional de Sandia, y está relacionado con las siguientes condiciones: • Factor de albedo: 0,21 • Altura libre: 1 m • Angulo de inclinación: 37° • Irradiancia en el lado frontal: 1000𝑊 𝑚2 Por lo tanto, con este método la potencia de salida nominal en condiciones BSTC (Bifacial Standard Test Conditions) se me mide con una irradiancia equivalente 𝐺𝑒. Figura 18: Caracterización del lado frontal (f) y el lado trasero (r) bajo radiación solar. Fuente: Solar Energy (ISES) Figura 19. Ejemplo de la Placa de Características de un módulo fotovoltaico bifacial con caracterización en BSTC. Fuente: TÜV Rheinland CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 𝐺𝑒=1000𝑊 𝑚2+𝜑∙135𝑊 𝑚2 Las condiciones BSTC está siendo consideradas de manera notoria por la IEC como un requisito para la clasificación de potencia. En la figura 19 se puede un ejemplo de la Placa de Características de un módulo fotovoltaico bifacial con caracterización en BSTC. CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 3. PRESENTACIÓN DE MEDIDAS Y ANÁLISIS Para llevar a cabo el presente TFG se han utilizado los paneles solares bifaciales disponibles en la azotea del edificio LUCÍA, unos módulos LG400N2TA5, compuestos por 72 células (6x12) de silicio monocristalino. En el procedimiento de la toma de medidas de los módulos con el trazador SOLAR I-Ve surgieron dificultades a la hora medir las curvas I-V. No se era posible obtener medidas de ningún tipo en múltiples ocasiones. Al medir los paneles de modo unitario los valores de la tensión 𝑉𝐷𝐶 y/o la corriente 𝐼𝐷𝐶 no eran estables. Este problema no permitía avanzar con el desarrollo del presente TFG. Analizando los posibles errores en el manual de instrucciones del SOLAR I-Ve [30] se optó por conectar dos paneles en serie y de esta forma el problema quedó solventado. Por lo tanto, en el TFG se van a caracterizar 3 parejas de paneles, que llamaremos bloque 1, bloque 2 y bloque 3. Se tomarán las medidas de cada pareja de módulos solares para así obtener los datos de forma adecuada y posteriormente aplicar a cada pareja el método de la Irradiancia elevada 𝐺𝑒 en exteriores descrito en el capítulo 2. En el procedimiento de la toma de datos se tomaron varias medidas de cada bloque de módulos con el fin de comprobar la coherencia de estas y reducir la presencia de errores en la medida. En el apartado de la presentación de las medidas se expondrá en cada caso una de ellas, que será lo suficientemente representativa. 3.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO En primer lugar, se va a describir el instrumental utilizado para la toma de medidas de las curvas I-V. 3.1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS LG400N2T-A5 Los módulos por caracterizar son del fabricante LG y concretamente módulos de la serie LG400N2T-A5 del modelo LG NeON 2 BiFacial, propiedad del grupo GdS-OBTRONLAB. Estos paneles se encuentran disponibles en la azotea del edificio LUCÍA (Universidad de Valladolid), como se puede ver en la figura 20. Cada módulo está compuesto por 72 células (6x12) de silicio monocristalino tipo N. Las características de los paneles están descritas a continuación en la figura 21. En ella podemos ver los valores de 𝐼𝑆𝐶 y 𝑉𝑜𝑐 , así como los valores de la corriente y tensión nominales [31], y de la potencia máxima del módulo. CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Todos estos valores, como se ha expuesto en la introducción se han obtenido bajo las condiciones estándar STC, por lo que no ha tenido en cuenta la contribución de la parte trasera de módulo. 𝐼𝑠𝑐,𝑚𝑜𝑛𝑜=10,23 𝐴 𝑉𝑜𝑐,𝑚𝑜𝑛𝑜=49,40 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑚𝑜𝑛𝑜=9,49 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑚𝑜𝑛𝑜=42,20 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑚𝑜𝑛𝑜=400 𝑊 Los parámetros térmicos de los paneles proporcionados por el fabricante son Figura 20. Instalación fotovoltaica en el edificio LUCIA (Universidad de Valladolid). Fuente: Elaboración propia Figura 21. Placa de Características de los paneles bifaciales LG400N2T-A5. Fuente: LG Electronics CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES los siguientes: 𝛼=0,03 %/°𝐶 𝛽=−0,27 %/°𝐶 𝛾=−0,36 %/°𝐶 3.1.2 INSTRUMENTO MULTIFUNCIÓN HT SOLAR I-Ve Para la obtención de las Curvas I-V hemos utilizado el dispositivo multifunción SOLAR IV-e de la marca HT que aparece en la figura 22, el cual nos permite obtener tanto la medida de la curva característica I-V de uno o más módulos o de un grupo completo de los mismos, como la obtención de los datos relativos a la irradiación y a la temperatura de forma simultánea. También facilita la medida tanto de la tensión de vacío 𝑉𝑜𝑐 , como de la corriente de cortocircuito 𝐼𝑆𝐶 hasta un máximo de 1500 voltios y 15 amperios respectivamente [32]. El SOLAR I-Ve gestiona una base datos de más de 30.000 módulos seleccionables, entre los cuales no se encuentra el módulo a tratar en este TFG, ya que es un módulo relativamente nuevo. En cualquier caso, dispone de la posibilidad de introducir módulos de forma manual, así como todos sus parámetros. Para medir las condiciones ambientales de irradiación se dispone del instrumento de medida HT304N, el cual es un sensor pasivo que no necesita de ninguna alimentación externa [33]. Por último, la temperatura de las células de mide con la sonda de temperatura Figura 22. SOLAR I-Ve de la marca HT. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES PT300N, la cual puede medir en un rango de temperaturas entre −50°C y 105°C [34]. 3.1.3 SOFTWARE TOPVIEW Para el análisis de las medidas y datos recogidos por el SOLAR I-Ve se ha utilizado el software TopView, que ha sido proporcionado por el grupo GdS Obtronlab. Con este programa podremos sustraer las curvas I-V y las curvas de potencia P-V proporcionadas con el trazador SOLAR IV-e, así como una tabla con resultados numéricos obtenidos para cada medida [35]. Por lo tanto, los documentos gráficos aportados en el presente apartado serán los obtenidos a través del software TopView. 3.2 MODO DE OPERACIÓN PARA LA TOMA DE MEDIDAS I-V Para poder llevar a cabo todas las medidas y para garantizar la seguridad se ha de llevar fuera de servicio el sistema a estudiar actuando sobre los interruptores/seccionadores aguas arriba y abajo del inversor del grupo de paneles bifaciales LG400N2T-A5. El proceso de medida consiste en conectar el instrumento multifunción SOLAR I-Ve a cada grupo de dos módulos en serie, tal y como se muestra en la figura 23. En el esquema se ve como hemos utilizado los sensores ambientales, tanto de irradiación, como de temperatura de las células, conectándolos directamente al SOLAR I-Ve [32]. Se conecta el instrumento a la pareja de módulos en prueba como se muestra de forma más detallada en la figura 24. En concreto se conecta el polo negativo en la salida de los módulos a los terminales P1 y C1, y el polo positivo en la salida de los módulos a los terminales P2 y C2. Figura 23. Esquema del conexionado para la medición de la curva característica I-V. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Debido a que el tipo de células de los módulos a tratar son monocristalinas, el sensor de temperatura HT304N se conecta a la salida MONO, que da una medida de la irradiación con respuesta espectral asimilable a la del silicio monocristalino. La sonda de temperatura PT300N se coloca en la parte posterior de uno de los módulos del grupo que se va a medir, de tal forma que pueda transmitir la temperatura de las células al SOLAR I-Ve. Procedimiento paso a paso para medida de la curva I-V: El instrumento permite la obtención de la característica I-V en modo de activación Manual o Automático operando en nuestro caso con medición de irradiancia y temperatura efectuada directamente desde el instrumento [30]. Hay que tener especial cuidado en no medir tensiones y/o corrientes que excedan los límites del rango de medición. Estos rangos son una tensión de 1500 Vcc y una corriente máxima tolerable de 15 A. Tras dichas comprobaciones, se enciende el instrumento pulsando la tecla “ON/OFF” y se debe tener desconectada la unidad remota SOLAR-02, ya que no se va a utilizar. Después se debe controlar que la irradiación sea coherente con las medidas que se pretenden efectuar. Las medidas se van a efectuar con umbral ≥700 𝑊/𝑚2 de acuerdo con la normativa IEC/EN60891 [36]. Tras ello, se selecciona la función “I-V” en el menú principal. Se pulsa la tecla “ENTER” y se selecciona el valor “medida”. Ya en este submenú interno. Se selecciona el valor “Caract. IV” y se confirma con “ENTER” para activar la pantalla inicial de la obtención de la característica I-V, como se muestra en la figura 25. Figura 24. Conexionado del instrumento SOLAR I-Ve para la medición de la curva característica I-V. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Seguidamente se muestra en el visualizador del trazador una pantalla en la cual aparecen los siguientes valores: • 𝑉𝑑𝑐= tensión CC de la salida del módulo • 𝐼𝑟𝑟= irradiación medida por la célula de referencia • Módulo = tipo de módulo actualmente seleccionado • 𝑇𝑐= temperatura del módulo FV. En este campo se puede seleccionar la modalidad de la medida de la temperatura: “Auto” o “Manual/Aux”. • Start = modo de activación de la medida: “Auto” o “Manual”. En esta pantalla se pulsa la tecla “ENTER” y se selecciona la función “Configuración” y se confirma de nuevo con la tecla “ENTER” para poder acceder a la pantalla siguiente en la cual es posible efectuar la configuración sobre la selección del tipo de módulo y sobre el número de módulos a medir. Para la selección de la función “Temp” se ha escogido la modalidad de medida de temperatura “Aux” (Auxiliar), ya que se utilizará la sonda PT300N. Figura 25. Captura de pantalla ejemplo del trazador SOLAR I-Ve. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve Figura 26. Captura de pantalla ejemplo del trazador SOLAR I-Ve. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES La función “Start” se deja en modo “Manual”, de forma que la prueba de medida se activa por el usuario presionando la tecla “GO/STOP”. En la figura 26 se puede observar todas las selecciones mencionadas anteriormente. Finalmente se pulsa “SAVE” para guardar todas las selecciones efectuadas. Para cerciorarse de que la medida a realizar es la adecuada, se utiliza accesorio M304 (inclinómetro) apoyado en la plata del módulo. La sombra del eje debe proyectarse en el disco dentro del “cerco concéntrico límite” interno como se muestra en la figura 27. Si no es así el ángulo entre los rayos solares y la superficie del módulo es demasiado elevado y no se está garantizada la calidad de las medidas. Con todo lo mencionado anteriormente, se está en disposición de comenzar a realizar las medidas pertinentes. El instrumento debe estar mostrando en tiempo real los valores de la tensión CC en salida del grupo de módulos 𝑉𝑑𝑐 , la irradiación medida por el sensor 𝐼𝑟𝑟 y la temperatura del módulo 𝑇𝑐. Se pulsa la tecla “GO/STOP” para activar la medida. En caso de ausencia de condiciones de error, el instrumento muestra el mensaje “Medida en curso…”. Al término de la prueba el instrumento incluye los valores de los parámetros (referidos todos a un sólo módulo en las condiciones STC) como muestra la figura 28, además del resultado de la prueba en base a los cálculos efectuados automáticamente relativos a: • Translación de la curva I-V a las condiciones STC. • Verificación de la tolerancia % de la potencia máxima declarada por el constructor. Figura 27. Inclinómetro M304 del trazador SOLAR I-Ve. Fuente: Manual de Instrucciones SOLAR I-Ve CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 37: Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 1 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 38: Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 1 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 39: Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 1 en la parte frontal 𝑉𝑜𝑐,𝑓_1=47,64 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑓_1=9,14 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑓_1=40,78 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓_1=372,73 𝑊 CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Bloque de paneles 2 (Parte frontal) En las figuras 40 y 41 se muestran las gráficas obtenidas para la parte frontal del bloque de paneles 2. Se observa nuevamente tanto en la curva I-V, como la curva P-V la disminución de la potencia suministrada, debido a que la parte trasera de los módulos no capta la irradiación difusa. Figura 40. Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 2 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 41. Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 2 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 42. Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 2 en parte frontal. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES En este caso las medidas se han tomado con una irradiación de 1132 𝑊/𝑚2, y la temperatura de los módulos era de 45,1 °𝐶. En la figura 42 se observa que los datos obtenidos para la parte frontal son: 𝐼𝑠𝑐,𝑓_2=9,39 𝐴 𝑉𝑜𝑐,𝑓_2=47,97 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑓_2=9,04 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑓_2=41,76 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓_2=377,43 𝑊 Bloque de paneles 3 (Parte frontal) En las figuras 43 y 44. se muestran las gráficas obtenidas para la parte frontal del bloque de paneles 3. Tanto la curva I-V como la curva de potencia vuelven a mostrar que la potencia suministrada tapando la zona posterior del módulo es menor que el apartado anterior. En este caso las medidas se han tomado con una irradiación de 957 𝑊/𝑚2, y la temperatura de los módulos era de 41,1 °𝐶. En la figura 45 se observa que los datos obtenidos para la parte frontal son: 𝐼𝑠𝑐,𝑓_3=9,60 𝐴 𝑉𝑜𝑐,𝑓_3=47,71 𝑉 Figura 43. Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 3 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 44: Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 3 en la parte frontal de los módulos. Fuente: Elaboración propia 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑓_3=9,18 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑓_3=41,26 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓_3=378,73 𝑊 3.5 MEDIDA DE LAS CURVAS I-V DE LA PARTE TRASERA DE LOS PANELES En este último apartado de la presentación de las medidas se va a proceder de forma similar al apartado anterior. Se tomarán medidas solamente de la parte trasera del módulo. Para ello se han dado la vuelta a los módulos sobre sus soportes, de forma que será la parte trasera la que captará la irradiación directa del sol. Y se volverá a cubrir la parte de atrás del módulo, siendo en este caso la parte frontal del módulo la que no aportará energía. En la figura 46 se muestra como se ha llevado este proceso. El objetivo de este apartado es obtener los datos de la parte trasera del módulo en condiciones STC, para posteriormente poder calcular el coeficiente de bifacialidad 𝜑. Figura 45. Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 3 en parte frontal. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Bloque de paneles 1 (Parte trasera) En las figuras 47 y 48 se muestran las gráficas obtenidas para la parte trasera del bloque de paneles 1. En las gráficas se pone de manifiesto que la energía que es capaz de proporcionar la parte trasera de los módulos es inferior a la que se obtiene a través de la parte frontal de los paneles Figura 47: Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 1 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 46. Disposición del módulo para obtener la característica I-V de la parte trasera. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 49: Ausencia de sombreado en las medidas de la parte frontal (izquierda) y sombra lateral en las medidas de la parte trasera (derecha). Fuente: Elaboración propia Además, tanto en la curva I-V, como en la curva P-V se observa que la curva no es todo lo suave que lo es para las medidas de la parte frontal. Esto es debido a que en la parte trasera se proyectan pequeñas sombras provocadas por el propio marco del módulo fotovoltaico. En la figura 49 se muestra de forma ampliada el sombreado en ambos casos. Mientas que para las mediciones de la parte frontal no existen sombras, ya que el marco se encuentra al mismo nivel que las células fotovoltaicas, en las mediciones de la parte trasera se observa un sombreado lateral de forma continuada debido a que el marco sobresale ligeramente respecto a las células. En la figura 50 se muestra que en este caso las medidas se han tomado con una irradiación de 1006 𝑊/𝑚2, y la temperatura de los módulos era de 46,8 °𝐶. Y los datos obtenidos para la parte trasera son: 𝐼𝑠𝑐,𝑟_1=7,14 𝐴 Figura 48. Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 1 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 𝑉𝑜𝑐,𝑟_1=46,82 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑟_1=5,79 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑟_1=41,96 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟_1=242,78 𝑊 Bloque de paneles 2 (Parte trasera) En las figuras 51 y 52 se muestran las gráficas obtenidas para la parte trasera del bloque de paneles 2. De nuevo, las curvas I-V y P-V son coherentes con lo esperado, ya que se obtiene menos energía de forma considerable. Y también se observa la distorsión en las curvas debido al sombreado, como cabía esperar. En la figura 53 se muestra que las medidas se han tomado con una irradiación de 873 𝑊/𝑚2, y la temperatura de los módulos era de 40,5 °𝐶. Y los datos obtenidos para la parte trasera son: Figura 51: Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 2 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 50. Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 1 en parte trasera. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 52: Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 2 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia 𝐼𝑠𝑐,𝑟_2=7,26 𝐴 𝑉𝑜𝑐,𝑟_2=47,00 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑟_2=5,26 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑟_2=43,14 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟_2=227,09 𝑊 Bloque de paneles 3 (Parte trasera) En las figuras 54 y 55 se muestran las gráficas obtenidas para la parte trasera del bloque de paneles 3. La energía obtenida por la zona posterior de los paneles es menor que la que proporciona la parte delantera. Las curvas mantienen la pequeña distorsión provocada por las proyecciones de sombras. En la figura 56 se muestra que las medidas se han tomado con una irradiación de 1004 𝑊/𝑚2, y la temperatura de los módulos era de 54,1 °𝐶. Y los datos obtenidos para la parte trasera son: 𝐼𝑠𝑐,𝑟_3=7,10 𝐴 Figura 53. Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 2 en parte trasera. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 54: Gráfica de la curva nominal y la curva I-V del bloque de paneles 3 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia Figura 55: Gráfica de la Curva Potencia-Tensión (P-V) y la curva nominal de Potencia del bloque de paneles 3 en la parte trasera de los módulos. Fuente: Elaboración propia 𝑉𝑜𝑐,𝑟_3=48,39 𝑉 𝐼𝑚𝑝𝑝 ,𝑟_3=6,25 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝,𝑟_3=43,50 𝑉 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟_3=272,01 𝑊 Figura 56. Tabla obtenida con TopView del bloque de paneles 3 en parte trasera. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 4. OBTENCIÓN DE LA CURVA I-V EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES En el presente capítulo se va a aplicar y desarrollar el método de irradiancia elevada 𝐺𝑒 para poder elaborar la curva I-V de los paneles fotovoltaicos bifaciales LG400N2T-A5. Para ello se trabajará con los datos obtenidos en cada bloque de paneles por el trazador SOLAR I-Ve expuestos en el apartado 3. El procedimiento estará formado por las siguientes etapas: • Cálculo del factor de bifacialidad 𝜑. • Cálculo de la irradiancia elevada equivalente 𝐺𝑒 utilizando las condiciones BSTC propuestas por TÜV Rheinland (con 𝐺𝑟=135 𝑊/𝑚2). • Cálculo de la corriente de cortocircuito 𝐼𝑆𝐶 y la tensión en circuito abierto 𝑉𝑜𝑐 referidas a las nuevas condiciones con 𝐺=𝐺𝑒. • Traslación de la curva I-V completa. • Obtención de la nueva Potencia máxima 𝑃𝑚𝑎𝑥 en el punto de máxima potencia (𝑉𝑚𝑝𝑝,𝐼𝑚𝑝𝑝), el factor de forma 𝐹𝐹, el poder bifacial BiFi y la ganancia bifacial. 4.1 CURVA I-V EN EL BLOQUE DE PANELES 1 Cálculo del factor de bifacialidad 𝜑 El primer paso es calcular el coeficiente de bifacialidad, que es el mínimo entre el referido a la corriente de cortocircuito y el referido a la potencia máxima. Este es un parámetro que presumiblemente y a consecuencia de la futura estandarización de los paneles bifaciales debe proporcionar el fabricante. En el caso que nos ocupa y debido a la “juventud” de los módulos aún no había sido incluido el factor de bifacialidad 𝜑 en la placa de características. 𝜑=𝑀𝑖𝑛 (𝜑𝐼𝑆𝐶 ,𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥) siendo 𝜑𝐼𝑠𝑐=𝐼𝑆𝐶,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝐼𝑆𝐶,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥=𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 Si aplicamos los valores obtenidos: 𝜑𝐼𝑠𝑐=7,14 𝐴 9,5 𝐴=0,752 CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 𝐹𝐹=𝐼𝑚𝑝𝑝∙𝑉𝑚𝑝𝑝 𝐼𝑆𝐶∙𝑉𝑜𝑐 =9,70 𝐴∙ 42,42 𝑉 10,13 𝐴 ∙ 49,667 𝑉⇒ 𝐹𝐹=𝐼𝑚𝑝𝑝∙𝑉𝑚𝑝𝑝 𝐼𝑆𝐶∙𝑉𝑜𝑐 =0,818 Cálculo del poder bifacial 𝐵𝑖𝐹𝑖, y la ganancia bifacial En la figura 62 se observa la curva del poder bifacial y su pendiente que corresponde al poder bifacial 𝐵𝑖𝐹𝑖. 𝐵𝑖𝑓𝑖=0,2524 La ganancia bifacial obtenida en las condiciones de medida BSTC G𝑏𝑖𝑓=411,5 𝑊 377,43 𝑊=1,09 G𝑏𝑖𝑓=9 % 4.3 CURVA I-V EN EL BLOQUE DE PANELES 3 La metodología por seguir es la misma que la descrita para el bloque de paneles 1 y 2. Cálculo del factor de bifacialidad 𝜑 𝜑=𝑀𝑖𝑛 (𝜑𝐼𝑆𝐶 ,𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥) siendo 𝜑𝐼𝑠𝑐=𝐼𝑆𝐶,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝐼𝑆𝐶,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥=𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑟𝑒𝑎𝑟 𝑃𝑚𝑎𝑥,𝑓𝑟𝑜𝑛𝑡 Si aplicamos los valores obtenidos: 𝜑𝐼𝑠𝑐=7,1 𝐴 9,6 𝐴=0,74 𝜑𝑃𝑚𝑎𝑥=272,01 𝑊 378,73 𝑊=0,718 Por lo tanto 𝜑𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒 3=0,718 CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Cálculo de la irradiancia elevada equivalente 𝐺𝑒 Se va a aplicar el método de la irradiancia elevada equivalente 𝐺𝑒: 𝐺𝑒=1000𝑊 𝑚2+𝜑∙135𝑊 𝑚2 Aplicando el factor de bifacialidad del bloque 2 se obtiene: 𝐺𝑒,𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒 3=1000𝑊 𝑚2+0,718∙135𝑊 𝑚2=1096,96𝑊 𝑚2 Cálculo de la corriente de cortocircuito 𝐼𝑆𝐶 En este paso se aplican las ecuaciones de corrección de 𝐼𝑆𝐶 y de 𝑉𝑜𝑐. Para ello se parte de los datos de la de la curva I-V de operación (OPC) de la parte frontal del módulo en las condiciones ambientales para obtener 𝐼𝑆𝐶 y 𝑉𝑜𝑐 a las nuevas condiciones BSTC, con 𝐺=𝐺𝑒 y 𝑇𝑐𝑒𝑙=25°. Corriente de cortocircuito 𝐼𝑆𝐶: 𝐼𝑆𝐶(𝐺𝑒,𝑇𝑐𝑒𝑙)=𝐼𝑆𝐶,𝑂𝑃𝐶∙𝐺𝑒 𝐺𝑂𝑃𝐶∙[1+𝛼∙(𝑇𝑐𝑒𝑙−𝑇𝑐𝑒𝑙,𝑂𝑃𝐶)] 𝐼𝑆𝐶(𝐺𝑒,𝑇𝑐𝑒𝑙)=9,25 𝐴∙ 1096,96 𝑊/𝑚2 957 𝑊/𝑚2∙[1+0,0003∙(25°−41,1°)]= 𝐼𝑆𝐶(𝐺𝑒,25°)=𝐼𝑆𝐶,𝐵𝑆𝑇𝐶_𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒3=10,55 𝐴 Tensión en circuito abierto 𝑉𝑜𝑐: 𝑉𝑂𝐶(𝑇𝑐𝑒𝑙)=𝑉𝑂𝐶,𝑂𝑃𝐶−𝑁𝑆∙𝛽∙(𝑇𝑐𝑒𝑙,𝑂𝑃𝐶−𝑇𝑐𝑒𝑙) 𝑉𝑂𝐶(𝑇𝑐𝑒𝑙)=45,65 𝑉−72∙(−0,0027)∙(41,1°−25°)= 𝑉𝑂𝐶(25°)=𝑉𝑜𝑐,𝐵𝑆𝑇𝐶_𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢𝑒3=48,78 𝑉 Traslación de la curva I-V a condiciones BSTC Ahora se va a trasladar la curva I-V de forma completa partiendo de la curva de operación (OPC) obtenida en la medida de la parte frontal. Para cada punto (𝐼,𝑉) extraído de la curva de operación OPC, se obtiene un nuevo punto (𝐼,𝑉), en las nuevas condiciones deseadas BSTC aplicando las siguientes formulas: 𝐼𝐵𝑆𝑇𝐶,𝑖=𝐼𝑂𝑃𝐶,𝑖+∆𝐼𝑆𝐶,𝑖 con ∆𝐼𝑆𝐶,𝑖=(𝐼𝑆𝐶,𝐵𝑆𝑇𝐶−𝐼𝑆𝐶,𝑂𝑃𝐶)𝐼𝑂𝑃𝐶,𝑖 𝐼𝑆𝐶,𝑂𝑃𝐶 𝑉𝐵𝑆𝑇𝐶,𝑖=𝑉𝑂𝑃𝐶,𝑖+∆𝑉𝑜𝑐,𝑖 con ∆𝑉𝑜𝑐,𝑖=(𝑉𝑜𝑐,𝐵𝑆𝑇𝐶−𝑉𝑜𝑐,𝑂𝑃𝐶)∙𝑉𝑂𝑃𝐶,𝑖 𝑉𝑜𝑐,𝑂𝑃𝐶 Tras trasladar todos los puntos de la curva I-V se obtienen las gráficas de CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Figura 63: Curva I-V del bloque de paneles 3 en condiciones BSTC. Fuente: elaboración propia las figuras 63 y 64, de las que se han obtenido los datos en el máximo punto de potencia. 𝑃𝑚𝑎𝑥=421,07 𝑊 𝐼𝑚𝑝𝑝=10,08 𝐴 𝑉𝑚𝑝𝑝=41,77 𝑉 Con todos estos datos es posible calcular el factor de forma 𝐹𝐹: Figura 64. Curva de Potencia-Tensión (P-V) del bloque de paneles 3 en las condiciones BSTC. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 𝐹𝐹=𝐼𝑚𝑝𝑝∙𝑉𝑚𝑝𝑝 𝐼𝑆𝐶∙𝑉𝑜𝑐 =10,08 𝐴 ∙ 41,77 𝑉 10,55 𝐴 ∙ 48,78 𝑉⇒ 𝐹𝐹=𝐼𝑚𝑝𝑝∙𝑉𝑚𝑝𝑝 𝐼𝑆𝐶∙𝑉𝑜𝑐 =0,818 Cálculo del poder bifacial 𝐵𝑖𝐹𝑖, y la ganancia bifacial En la figura 65 se observa la curva del poder bifacial y su pendiente que corresponde al poder bifacial 𝐵𝑖𝐹𝑖. 𝐵𝑖𝑓𝑖=0,3136 La ganancia bifacial obtenida en las condiciones de medida BSTC G𝑏𝑖𝑓=421,07 𝑊 378,73 𝑊=1,111 G𝑏𝑖𝑓=11,1 % 4.4 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS Analizando detenidamente los resultados obtenidos se pueden extraer algunas conclusiones claras. En primer lugar, parece obvio que se está subestimando de alguna manera la capacidad bifacial en la curvas I-V dada por el fabricante. Ya observando la primera tanda de medidas en las que no se tenía en cuenta la bifacialidad se obtenían potencias máximas cercanas a los 400 W dados por el fabricante. Pero hay que tener en cuenta que el albedo del que se dispone en la azotea es bastante pobre. En los resultados obtenidos para las curvas I-V Figura 65. Gráfica Gr – Pmax para el cálculo del poder bifacial BiFi del bloque de paneles 3. Fuente: Elaboración propia CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES aplicando el método de la irradiancia elevada 𝐺𝑒 en el que se supone una irradiancia trasera de 𝐺𝑟=135 𝑊/𝑚2 las potencias obtenidas alcanzan los 411 W, en el peor de los casos, lo cual confirma esta subestimación. Otra conclusión clara es que si observamos las medidas en la parte frontal los resultados obtenidos de las potencias proporcionadas son muy similares entre sí, con potencias comprendidas entre 370 𝑊 𝑦 380 𝑊. Pero a la hora de medir la parte trasera del módulo la variabilidad en las medidas es bastante mayor. Por ejemplo, en el bloque de paneles nº2 se obtenía una potencia máxima de 227,09 𝑊 y en el bloque 3, 272,01 𝑊. De la misma forma que el sombreado afectaba a forma de la curva I-V en la parte trasera, haciéndola más irregular es evidente que dicho sombreado y su variabilidad dependiendo de la posición del sol provoca cierta incertidumbre en las medidas. Esto se refleja en el cálculo del factor de bifacialidad 𝜑, el cual varía entre 0,602 y 0,718 para los distintos bloques. Esta variabilidad se arrastra en el cálculo de la irradiancia elevada 𝐺𝑒, la cual se encuentra en torno a los 1090 𝑊/𝑚2. A pesar de esto, los resultados finales obtenidos para las curvas I-V en condiciones de bifacialidad BSTC son coherentes con lo esperado. En los tres bloques se han obtenidos corrientes de cortocircuito 𝐼𝑆𝐶 y tensiones en circuito abierto 𝑉𝑜𝑐 de mayor magnitud que las obtenidas en condiciones STC sin suponer bifacialidad. Lo mismo ocurre con los valores de las corrientes y tensiones en el punto de máxima potencia. En condiciones BSTC todos los valores son mayores que en condiciones STC, salvo en el caso de 𝑉𝑚𝑝𝑝 para el bloque 1, aunque igualmente se acaba obteniendo una potencia mayor (415,46 𝑊>399,69𝑊). Si nos fijamos en los factores de forma obtenidos existe una similitud entre los 3 bloques. Incluso en el bloque de paneles 2, que presentaba resultados más dispares, la eficiencia de las células es de casi 0,82. Y para el poder bifacial, se obtienen muy buenos valores, por encima de 0,3 para los bloques de paneles 1 y 3, y de 0,25 para el bloque 2, lo cual nos arroja la certeza de la gran capacidad de los paneles para aprovechar la irradiación difusa en su zona posterior. Con los valores de la ganancia bifacial, que como mucho alcanza el 11,5% se pone de manifiesto que no se está aprovechando toda la capacidad de la que se dispone, teniendo en cuenta que el fabricante nos dice que pueden proporcionar hasta un 30%. Por último, es importante tener en cuenta, que si observamos las curvas I-V obtenidas con el método 𝐺𝑒 son totalmente suaves. Al trasladar la curva a partir CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES de una medición solamente de la parte frontal no detecta la distorsión que de la curva I-V trasera, que puede ser más o menos severa dependiendo de la intensidad de la radiación en la parte posterior. CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 5. CONCLUSIONES La caracterización de módulos fotovoltaicos bifaciales, como se ha indicado a lo largo de esta memoria, es uno de los objetivos de investigación que en estos momentos está llevando a cabo la comunidad fotovoltaica. La existencia de un borrador incompleto para un nuevo estándar de la medición de paneles bifaciales hace que aún exista margen de mejora en dicha investigación. En este trabajo, se han expuesto los métodos propuestos en dicho borrador, para posteriormente llevar a cabo el método de irradiación elevada 𝐺𝑒 en exteriores, aplicado a los módulos disponibles. A la hora de realizar las mediciones, el hecho de encontrar grandes dificultades para obtener las medidas de cada módulo de forma unitaria ha obligado a realizar las mediciones con dos paneles conectados en serie. Se han realizado medidas en paneles relativamente nuevos (un año y unos meses en operación), por lo que presupone la ausencia de fallos graves en los módulos. Respecto a los datos obtenidos, es obvio que la limitación debida a que los factores ambientales no son controlables hace que los datos obtenidos no sean todo lo precisos que se desearía. Los datos obtenidos experimentalmente de la parte frontal de los paneles han sido similares en los tres bloques de paneles, obteniendo potencias máximas en la curva I-V en torno a 375 W. Sin embargo, en las medidas obtenidas de la parte trasera y atendiendo a las distintas formas de las curvas I-V y las potencias máximas obtenidas los resultados han sido más dispares. La principal razón de ello son los distintos sombreados provocados por el marco trasero y los métodos de sujeción de la tela. Los paneles disponen de una orientación fijada y el sol no incide de forma totalmente perpendicular a los paneles, provocando dichas sombras. Otro inconveniente a la hora de realizar las medidas es la elevada temperatura de las células, que provoca la disminución de la tensión de cortocircuito 𝑉𝑜𝑐, con lo cual a la hora de ajustar la curva I-V se cometen mayores imprecisiones, tanto por el propio trazador solar I-Ve para obtener la curva I-V, como por el método teórico de corrección de la curva visto en el apartado 4. Aún con todos estos problemas, los resultados finales están dentro de los parámetros esperados. El poder y la ganancia bifaciales es similar en dos de los bloques de paneles, con valores en torno a BiFi=0,31 y ganancia bifacial del 11% respectivamente. El bloque 2 presenta resultados ligeramente diferentes, lo cual es coherente con la curva obtenida en la parte trasera del mismo, ya que presenta un sombreado más acusado. CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES Viendo los resultados obtenidos en las medidas de la parte trasera del módulo una de las líneas de mejora en la aplicación del método 𝐺𝑒 en exteriores sería la posibilidad de ajustar más finamente el método para minimizar el sombreado lateral. Aunque gracias al inclinómetro se han realizado las medidas dentro de lo especificado para una buena obtención de las curvas I-V, la presencia del marco trasero del panel a una altura ligeramente mayor que la de las células hace necesario que la perpendicularidad del sol respecto a los módulos sea lo mayor posible. Por todo ello, se puede deducir respecto a los métodos propuestos hasta ahora y que se han visto en el fundamento teórico, que los métodos en interiores, ya sea con iluminación bifacial simultanea o mediante el método de irradiancia elevada 𝐺𝑒 e iluminación monofacial ofrecen una mayor precisión al poder controlar los factores ambientales. El hecho de poder controlar la irradiación G y la temperatura de las células 𝑇𝑐𝑒𝑙 es clave. Y todo apunta a que en el futuro estos serán los métodos que predominarán. Con vistas a posibles líneas de trabajo futuras sería interesante explorar el tema del albedo en paneles bifaciales. En el presente TFG solo ha tenido influencia a la hora de medir los paneles de forma “normal”, ya que para medir la característica I-V con el método 𝐺𝑒 no es necesario. Pero si se quisiera ver como afecta a la ganancia bifacial de los módulos esta podría ser una línea para seguir. Otro punto para explorar es como afecta la inclinación en los paneles bifaciales. En paneles monofaciales hay infinidad de estudios para calcular la orientación óptima. Sin embargo, en los paneles bifaciales, el hecho de captar irradiación difusa por la parte posterior introduce un nuevo factor para tener en cuenta. CARACTERIZACIÓN DE CURVAS IV EN PANELES FOTOVOLTAICOS BIFACIALES 6. BIBLIOGRAFÍA [1] Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (2020), Anuario Fotovoltaico 2020. [2] Stein J. S., Reise, C. et al (2021), Bifacial PV modules & systems Experience and Results from International Research and Pilot Applications. [3] VDMA (2020), International Technology Roadmap for Photovoltaic (Itrpv) 2019 Results. Recuperado el 26-09-2021 de: https://itrpv.vdma.org/en/ueber-uns. 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