Nuevo método para hallar el ángulo de inclinación adecuado en instalaciones fotovoltaicas situadas en latitudes altas y regiones frías

Un grupo de investigadores suecos ha desarrollado un nuevo modelo para hallar el ángulo de inclinación óptimo en instalaciones fotovoltaicas situadas en latitudes altas. El nuevo enfoque tiene en cuenta, entre otros factores, el efecto del cambio de transmitancia en función de la nieve.

marzo 19, 2024 Lior Kahana

Imagen: Applied Energy, KTH Royal Institute of Technology, CC BY 4.0 DEED

Científicos suecos han desarrollado un novedoso modelo para determinar los ángulos óptimos de instalación fotovoltaica en regiones frías de latitudes altas. El modelo utiliza big data meteorológica y también tiene en cuenta el efecto del cambio de transmitancia causado por la nieve, que se calcula teniendo en cuenta la profundidad de la nieve, así como su velocidad de fusión.

«La pérdida inducida por la nieve podría suponer una pequeña proporción para las latitudes bajas/medias», afirman los investigadores. «Sin embargo, para las zonas de latitud alta, donde las estaciones invernales suelen ser largas, los efectos de la nieve desempeñan un papel importante, de modo que su exclusión influiría significativamente en la fiabilidad de los resultados».

El nuevo método combina un modelo de ángulo de instalación fotovoltaica óptimo para maximizar la generación de energía fotovoltaica con un modelo simplificado de rendimiento fotovoltaico de la nieve (SPYM, por sus iniciales en inglés). El modelo de ángulo fotovoltaico se ejecuta con ángulos que van de 0 a 90 grados con intervalos de 0,1 grados, encontrando la posición óptima basada en la irradiación solar global total sobre el sistema fotovoltaico, que viene dada por la suma de la irradiación directa, difusa y por reflexión.

La irradiación ajustada se obtiene a partir del modelo SPYM, que se basa en la profundidad de la nieve, la temperatura del aire y la irradiación. Mientras que la temperatura puede predecir si la nieve del panel se derrite o cubre el módulo, la profundidad de la nieve determina su transmitancia.

«El cálculo de este factor de pérdida de nieve se basa en el modelo de transmitancia de Perovich», explican los académicos. «La transmitancia desciende bruscamente de 1 a 0,1 cuando la profundidad de la nieve aumenta de 0 a 2 cm. A continuación, el descenso se suaviza, y el valor alcanza 0,01 cuando la profundidad de la nieve aumenta hasta 12 cm. Cuando la profundidad de la nieve es superior a 12 cm, se supone que el valor es 0».

Reducción de la generación fotovoltaica debida a la nieve.
Imagen: Applied Energy, KTH Royal Institute of Technology, CC BY 4.0 DEED

Tras el desarrollo del modelo, los científicos utilizaron como entrada los datos meteorológicos históricos de Solcast para el periodo 2012-2021 de la ciudad sueca de Hammarby Sjöstad. Se realizaron cálculos óptimos para un año, cinco años y diez años. En su estudio de caso, partieron de módulos fotovoltaicos con una eficiencia del 19,2% y una potencia de 430 MW.

A continuación, compararon y utilizaron su novedoso modelo para tres escenarios. El primero era un caso base sin condiciones de nieve, considerando únicamente datos históricos de irradiación y temperatura. En el segundo escenario, se calcularon los efectos de la nieve suponiendo que se derrite al cabo de 12 horas. En el último escenario se asumieron agentes de retirada, lo que redujo el tiempo de retirada de la nieve a una hora. Todos los resultados se compararon con el ángulo de aislamiento comercial de 15 grados y el ángulo geométrico para Suecia, de 40,7 grados.

«El sistema fotovoltaico con el ángulo óptimo anual supera al de ángulo comercial, lo que supone un aumento aproximado del 4,8% en la generación de energía», declaró el grupo de investigación. «El ángulo óptimo de instalación fotovoltaica disminuye cuando se consideran las condiciones de nieve, y la diferencia depende de las condiciones meteorológicas locales de cada año, alcanzando hasta 7,8 grados».

Además, el grupo científico descubrió que las condiciones de nieve reducen las condiciones de generación de energía en un 14,7%. También descubrieron que la aplicación de agentes de eliminación puede mejorar el rendimiento fotovoltaico entre un 0,1% y un 2,3%.

Sus conclusiones se presentaron en «A new optimal PV installation angle model in high-latitude cold regions based on historical weather big data» (Un nuevo modelo de ángulo de instalación fotovoltaica óptimo en regiones frías de altas latitudes basado en big data meteorológica histórica), publicado en Applied Energy. La investigación fue realizada por académicos del Real Instituto de Tecnología KTH de Suecia y del Instituto Meteorológico e Hidrológico Sueco.

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