Calor y fotovoltaica: cuando el sol no es solo aliado, sino enemigo

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pv magazine: ¿Cómo afecta el calor al rendimiento de las instalaciones en España?

Asier Ukar: El calor es un gran enemigo de la fotovoltaica. Prácticamente todos los componentes de una planta fotovoltaica sufren en mayor o menor medida con las altas temperaturas. Los módulos son seguramente el componente en el cual se refleja esta circunstancia con mayor claridad, con pérdidas que superan ampliamente el 15% en zonas especialmente calurosas de nuestra geografía. Por si a alguien le interesa la explicación física, una explicación muy sencilla y simplificada sería que los electrones van subiendo de nivel según aumenta la temperatura. Cuanto más se alejan del átomo, menos energía pueden transportar ya que la energía transportable queda determinada por la diferencia de energía entre un nivel concreto y el anterior.

Los inversores por otro lado sufren con el calor por tratarse de equipos que incluyen semiconductores, por ello, y para proteger los componentes más sensibles, reducen la potencia de entrada alejándose del punto de máxima potencia (MPP). Otros componentes como los transformadores en seco o cables también tienen asociadas consecuencias negativas, en el primer caso por ejemplo por la degradación en el aislamiento y en el segundo por un incremento de las pérdidas de conducción por un aumento de la resistencia eléctrica.

¿A qué temperatura disminuye el rendimiento de los módulos?

Las pérdidas de temperatura en un módulo FV se dan a partir de los 25°C de temperatura de célula. Es decir, que aunque no se trate de un día especialmente caluroso, los módulos sufren pérdidas que les hacen trabajar con una potencia inferior a la nominal. A partir de los mencionados 25°C, el aumento de cada grado en la temperatura conlleva en un módulo cristalino una pérdida de aproximadamente el -0,4% de la potencia nominal. Un día soleado de julio en Córdoba con una temperatura ambiental de 43°C genera una temperatura de célula en torno a los 63°C, si a eso le añadimos que los módulos fueron instalados en su día sobre seguidores a dos ejes y que en el día en cuestión no sopla el viento, nos podemos plantar en una temperatura cercana a los 70°C, lo cual implica unas pérdidas de potencia nominal superiores al 18% únicamente debidas a la temperatura.

Hot spot generado por sombreado / Foto: PI Berlin

¿Existe alguna tecnología más “adecuada” para el calor? 

Dentro del silicio cristalino, la inmensa mayoría de los módulos tienen un comportamiento térmico muy similar, las excepciones las representan fabricantes como Panasonic, LG o Sunpower con pérdidas de potencia nominal por grado Kelvin por debajo del -0,3% en vez del -0,4% anteriormente mencionado. Esta mejora se refleja naturalmente en el precio. En el mundo de la capa delgada, la tecnología basada en teluro de cadmio también se comporta bien a temperaturas altas.

Es también importante tener en cuenta que dentro de una misma tecnología existen variaciones significativas de los coeficientes de temperatura. Tomando por ejemplo fabricantes de módulos cristalinos, es fácil observar valores entre -0,38%/K y -0,41%/K. Esta diferencia bajo condiciones de calor como las que estamos experimentando estos días, puede representar una desviación de casi 5Wp en la potencia de operación en cada módulo instalado. Si para una planta de 100 MWp eligiéramos un módulo con un coeficiente de -0,38%/K en vez de -0,41%/K, estaríamos hablando de en torno a 1 MWp de potencia adicional en horas de mucho calor. Es importante por tanto elegir módulos con buenos coeficientes de temperatura y medirlos adecuadamente. En nuestros laboratorios de Berlín y China constatamos habitualmente diferencias del 10% relativo entre nuestras mediciones y los valores que el fabricante indica en su hoja de datos. Parece poco, pero a la hora de calcular el LCOE a 25 años en lugares calurosos, la diferencia ya no es tan pequeña.

 

Hot spot generado por daño mecánico en célula / Foto: PI Berlin

¿Y los inversores, cuándo se ven afectados?

El inversor genera calor a medida que éste convierte la potencia de corriente contínua en potencia de corriente alterna, y este calor se añade a la temperatura ambiente del habitáculo en el cual el inversor está instalado. El inversor evacúa el calor a través de ventiladores o disipadores de calor manteniendo así la temperatura por debajo de un cierto nivel evitando que los componentes más delicados se degraden. En caso contrario pueden producirse daños por ejemplo en el material aislante o fatiga térmica en las soldaduras y condensadores. Para reducir la temperatura de operación, el inversor entrará en “derating” convirtiendo así menos energía de corriente continua en corriente alterna. La mayoría de los inversores entran en “derating” al alcanzar temperaturas en torno a los 45 o 50°C.

La temperatura exterior no corresponde necesariamente a la temperatura de los módulos que están expuestos directamente a la radiación solar. ¿Qué diferencias se pueden observar?

El calor en la célula se produce por una parte debido al efecto de la temperatura ambiente, y por otra por el calor liberado durante la generación eléctrica fruto del efecto fotoeléctrico. Es decir un módulo por el que fluyen 8 amperios va a estar más caliente que otro por el que fluyen 5, independientemente de la temperatura ambiente. Este último efecto por cierto es el que provoca que módulos bifaciales tengan un comportamiento térmico peor que módulos monofaciales. Ambos efectos se modelan con coeficientes que varían dependiendo de cómo han sido instalados los módulos, ya sea en tejado, en suelo, sobre seguidores o sobre marquesinas. Mientras luzca el sol, los módulos siempre mostrarán una temperatura superior a la ambiental, con diferencias superiores a los 25°C en determinados momentos del día.

No conviene olvidar el efecto del viento, el cual favorece la disipación de calor mediante ventilación natural. Sorprende ver cómo en plantas fotovoltaicas especialmente grandes y con cierta ondulación del terreno que provoca flujos de aire distintos, el PR de una zona a otra varía claramente según lo bien ventilados que estén los módulos.

¿Se puede o debe hacer algo para contrarrestar estos efectos?

En plantas fotovoltaicas instaladas en suelo hay poco que hacer. Existen tipos de vegetación rasa que contribuyen a aumentar el albedo y con ello a reducir la temperatura en el primer metro sobre el suelo, pero no se ha llevado a cabo una implementación extensa de esta medida aún, así que nos faltan datos empíricos. En tejado se puede optar por emplear colores claros en cubiertas y levantar los módulos algunos centímetros de la superficie del tejado. Sin duda lo más importante es que la parte posterior del módulo esté lo mejor ventilada posible. En esta línea, se han presentado recientemente prototipos que incorporan un intercambiador de calor de aluminio en la parte posterior del módulo, el cual teóricamente favorece la evacuación de calor. De momento hay algunos fabricantes que lo han incorporado a sus líneas de producción y no me extrañaría que en el futuro próxima surjan otros prototipos similares.

Asier Ukar, Consultor Sénior y director general de la sede española de PI Berlin.

Fotografía: PI Berlin