Académicos del Korean Institute of Machinery and Materials han desarrollado un procedimiento de análisis de seguridad para determinar la seguridad de distintos tipos de sistemas fotovoltaicos flotantes. Validaron sus simulaciones numéricas y compartieron sus conclusiones en «Effects of various inlet angle of wind and wave loads on floating photovoltaic system considering stress distributions», publicado recientemente en Journal of Cleaner Production.
«Utilizaremos estos resultados para instalar y poner en funcionamiento un sistema fotovoltaico flotante en la llanura mareal de Saemangeum, en la costa del Mar Amarillo, al oeste de Corea del Sur», declaró el investigador Byung-Ju Lim.
El gobierno surcoreano está desarrollando un complejo solar flotante de 2,1 GW con el apoyo de la Agencia de Desarrollo e Inversión de Saemangeum (SDIA). Los académicos construyeron su modelo de análisis de seguridad mediante tres tipos de simulaciones numéricas: dinámica de fluidos computacional (CFD), análisis de dinámica hidráulica y análisis de elementos finitos transitorios (FEA).
La CFD y la dinámica hidráulica simularon las cargas del viento y las olas sobre el sistema fotovoltaico flotante. Los científicos utilizaron el AEF para analizar la distribución de tensiones en los sistemas fotovoltaicos en varios ángulos de entrada para las cargas del viento y las olas. Utilizaron los resultados de las simulaciones numéricas para juzgar la seguridad de los sistemas fotovoltaicos flotantes.
«Si el diseño actual del sistema fotovoltaico flotante se considera inseguro, puede remodelarse para eliminar los puntos débiles. Si el diseño se considera seguro, puede instalarse en el lugar deseado», explican los investigadores.
En las simulaciones se utilizó un sistema fotovoltaico flotante formado por 9 módulos de 1,03 x 2,08 metros cada uno. Los paneles tenían un ángulo de inclinación de 15 grados. El sistema solar estaba sostenido por 15 flotadores de polietileno de alta densidad (HPDE).
Los científicos validaron los resultados del CFD realizando experimentos en el centro del túnel de viento de la Universidad Nacional de Chonbuk con una velocidad del viento de 12 m/s. El modelo de pruebas era a escala 1:15, y se instalaron treinta sensores de presión en las superficies de los paneles solares para medir las distribuciones de presión: 15 en la parte delantera de los paneles y 15 en la parte trasera. Mediante este experimento, descubrieron que el rango de error máximo local era del 37% y el error mínimo del 1,7%.
El equipo surcoreano realizó un análisis de la dinámica hidráulica en una piscina de olas considerando un modelo a escala 1:10. Comprobaron que el error local máximo era del 37% y el error mínimo del 1,7%. Comprobaron que el error local máximo era del 19,4% y el mínimo del 0,6%. Los científicos también probaron los coeficientes de arrastre (CD) promediados por área de los paneles solares en varios ángulos de entrada, el desplazamiento de la unidad del sistema fotovoltaico flotante en condiciones de oleaje regular y la distribución de tensiones para las instalaciones flotantes.
«Los resultados confirmaron que la distribución de tensiones en los paneles solares, los bastidores de soporte y los cuerpos flotantes no superaba los límites elásticos de los materiales constituyentes», concluyeron los investigadores. «Por tanto, el sistema fotovoltaico flotante era seguro en las condiciones de viento y olas consideradas».
Los resultados también apuntan a posibles estrategias de seguridad y mejora de costes para la energía solar flotante. «Instalar un parabrisas en lugar de paneles solares en el borde del conjunto fotovoltaico podría reducir la carga y mejorar la seguridad», afirman los científicos, señalando que los resultados muestran que la primera y la última fila de los paneles solares están expuestas a mayores cargas de viento.
Los promotores también podrían reducir los costes del sistema sustituyendo los flotadores de polietileno de alta densidad situados en el centro de los sistemas por flotadores de polietileno de densidad media (MDPE), que son alrededor de un 20% más baratos, según los académicos. Los resultados de los análisis de dinámica hidráulica corroboran esta afirmación y demuestran que el efecto de abrigo reduce las cargas en el centro del sistema fotovoltaico flotante entre un 32% y un 54% en comparación con los bordes.
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