Un equipo internacional de investigación dirigido por la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU) ha desarrollado una nueva metodología para identificar las cadenas de modelos más eficaces para estimar la irradiancia solar en instalaciones fotovoltaicas bifaciales verticales orientadas este-oeste en latitudes altas.
Los científicos explicaron que los estudios anteriores se centraban en la validación de un paso específico de una determinada cadena de modelos, y dijeron que su trabajo, por el contrario, consideraba toda la cadena de modelos y el impacto de la combinación de diferentes modelos en la precisión de los resultados finales.
«El objetivo de este estudio es contribuir a llenar el vacío existente en la literatura sobre la modelización de la irradiación solar teniendo en cuenta las latitudes altas y la irradiación sobre superficies fotovoltaicas orientadas verticalmente hacia el este y el oeste», explicaron. «Revisando el estado del arte de los modelos de descomposición y transposición, se eligen 29 modelos de descomposición y 25 de transposición para su evaluación detallada mediante cadenas de modelos».
El grupo probó su enfoque en un sistema fotovoltaico bifacial vertical orientado este-oeste situado en Turku, Finlandia. La modelización se llevó a cabo en seis pasos: adquisición de datos, revisión de los modelos existentes de descomposición y transposición solar, implementación de la biblioteca de modelos, inicialización de las cadenas de modelos, validación experimental y comparación entre cadenas de modelos.
Los académicos consideraron 725 combinaciones posibles de los modelos de descomposición y transposición para ambos lados de la instalación fotovoltaica.
A continuación, compararon el rendimiento de estos modelos con el de modelos de referencia utilizados para estimar la irradiancia solar en superficies inclinadas. También crearon un conjunto de datos con los datos necesarios para inicializar las cadenas de modelos considerando los ángulos cenital y azimutal solares, la masa de aire y el ángulo de incidencia de la luz, así como para validar sus resultados.
Mediante su análisis, el equipo de investigación llegó a la conclusión de que identificar una única cadena de modelos que pueda funcionar de la mejor manera, independientemente de la orientación del sistema, es una tarea difícil en latitudes altas. «Las cadenas de modelos que funcionan óptimamente para el lado Este del panel alcanzan un nivel de precisión diferente cuando modelan la irradiancia solar que incide en el lado Oeste», añadía.
Los investigadores recomendaron utilizar dos cadenas de modelos diferentes para las caras delantera y trasera del sistema fotovoltaico vertical.
«Los modelos de las familias de Yang y Pérez deberían preferirse para la etapa de descomposición solar al evaluar el lado Oeste del sistema», dijeron refiriéndose a los modelos adoptados en la literatura anterior. «Los modelos de las familias Erbs y Pérez deberían preferirse para la etapa de descomposición solar cuando se evalúe el lado Este del sistema».
También añadieron que los llamados modelos de transposición Hay y Steven deberían preferirse para los lados oeste y este del sistema, respectivamente.
Presentaron la nueva metodología en el estudio «Validation of model chains for global tilted irradiance on east-west vertical bifacial photovoltaics at high latitudes» (Validación de cadenas de modelos para irradiancia inclinada global en energía fotovoltaica bifacial vertical este-oeste en latitudes altas), publicado en Renewable Energy. El grupo de investigación incluye científicos de la Universidad de Turku y de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Turku (TUAS), en Finlandia.
«Para mejorar la precisión de los resultados del análisis solar, es necesario un enfoque basado en metamodelos que pueda aplicar diferentes cadenas de modelos en función de un parámetro, como el ángulo de incidencia o la geometría de la superficie investigada», concluyen.
Otros científicos de la Universidad de Turku (Finlandia) han creado recientemente un nuevo método para calcular la tasa de pérdida de rendimiento (PLR) en sistemas fotovoltaicos bifaciales verticales. Esta métrica la utilizan habitualmente los promotores de proyectos para evaluar la potencia prevista de un sistema fotovoltaico a lo largo de su vida útil instalada.
El mismo grupo de investigación presentó en julio un flujo de trabajo metodológico para aumentar el rendimiento eléctrico de los sistemas fotovoltaicos verticales bifaciales que se conectan a redes de baja tensión (BT) situadas en latitudes altas y tienen diferentes ubicaciones, orientaciones y tecnologías de paneles.
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