Influencia de la Temperatura en el Generador...

Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico. Proyecto Fin Carrera. Manuel Martín Sánchez

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Influencia de la Temperatura en el Generador fotovoltaico.

I. Resumen.

Un parámetro muy importante en el comportamiento de un módulo fotovoltaico

es la temperatura de la célula. La influencia de la temperatura sobre la curva

característica de una célula es notable, se estima que la tensión a circuito abierto

desciende –2.45 mV/(º C·cel), mientras que la intensidad de cortocircuito apenas se ve

afectada. Esta cifra puede parecer pequeña, pero conlleva para una diferencia de

temperatura de 30º C una disminución de la potencia, en el punto de máxima potencia

que se puede estimar en 11-14 W (según fuente bibliográfica CIEMAT, Radziemska,

E.) para un panel de 110 Wp de 72 células, es decir un descenso del 10-12 % con

respecto a la potencia pico.

Por otro lado, los gradientes de temperatura entre las distintas células que

forman un módulo fotovoltaico, provocan igualmente ineficiencias en el

comportamiento, ya que se produce un efecto denominado dispersión de parámetros,

que ocurre cuando distintas células conectadas entre sí, trabajan en distinto punto de

funcionamiento y por tanto con distinta curva característica. Estas pérdidas dependen

del tipo de conexión que exista entre ellas, siendo más perjudicial la conexión en

paralelo que la conexión en serie.

Ante esta situación se planteó la necesidad de un análisis energético detallado

del panel, en vistas a estimar la potencia eléctrica de salida en función de los parámetros

meteorológicos (temperatura ambiente, irradiancia, velocidad y dirección de viento)

conocidos. Un modelo térmico riguroso del módulo requiere gran cantidad de

parámetros y datos desconocidos o de difícil obtención, por lo que es necesario acudir a

ciertos modelos simplificados que incluyen hipótesis en su planteamiento, que

conducirán a ciertos errores.

En el balance energético global de un módulo fotovoltaico se observa que las

pérdidas térmicas son aproximadamente cinco veces mayores que la potencia eléctrica

producida. Por lo tanto, los errores en los que se incurre al estimar las pérdidas térmicas

mediante los modelos simplificados, nos llevan a errores insostenibles en la estimación

de la potencia de salida del módulo.


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Se realiza en el proyecto una discusión sobre la validez de las hipótesis de

partida de los modelos térmicos, basada en una serie de ensayos experimentales.

Se expone una descripción de los elementos que forman un módulo fotovoltaico,

analizando su influencia desde el punto de vista térmico. Se proponen cubiertas de alta

conductividad térmica y reducido espesor, compatible con la necesidad de alta

transmisividad (cubierta superior) y aislante eléctrico (cubierta posterior), así como

resistencia y protección. Se propone también una distinta colocación de las cajas de

conexión eléctrica, para que no provoquen sobrecalentamientos en determinadas zonas

del módulo. Un cambio en el diseño de los marcos sería también conveniente debido al

gradiente de temperatura que provocan. La colocación del módulo es también

importante térmicamente, encontrarse retirado de elementos que perjudiquen el

intercambio radiante y tener su parte posterior ventilada, puede tener cambios

importantes en la temperatura y por tanto en la potencia eléctrica producida.


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II. Tabla de Contenidos.

I. Resumen. ................................................................................................ 1 II. Tabla de Contenidos. .............................................................................. 3 III. Antecedentes. ......................................................................................... 4 IV. Objeto del proyecto. ............................................................................... 5 V. Descripción General del Proyecto.......................................................... 6 VI. Desarrollo del proyecto. ......................................................................... 7

1. Análisis bibliográfico. .......................................................................................... 7 1.1 Influencia de la temperatura en un generador fotovoltaico. ............................... 7

a) Efectos de la temperatura en los parámetros de la curva característica de una célula de silicio. .................................................................................................... 7 b) Interconexionado de Células y Módulos Fotovoltaicos. ............................... 14 c) Datos de los fabricantes.................................................................................. 18 d) Normativa....................................................................................................... 21

1.2. Intercambios Energéticos en un Generador Fotovoltaico................................ 22 Modelos de transferencia de calor en módulos fotovoltaicos............................. 23

2. Cuantificación del efecto de la Temperatura en un Generador Fotovoltaico. .... 31 3. Ensayos realizados. Análisis de datos y resultados. ........................................... 38

3.1. Ensayo de Perfiles. ..................................................................................... 38 3.2. Ensayo de Módulos unicelulares. .............................................................. 48 3.3. Ensayo de Termografías. ............................................................................ 60 3.4. Ensayo de Reflectancia.............................................................................. 78 3.5. Ensayo de Aislamiento y posición. ........................................................... 81

4. Validez de las hipótesis. ..................................................................................... 86 4.1. Conductividad infinita en el módulo. ............................................................. 86 4.2. Temperatura homogénea en la superficie del módulo..................................... 87 4.3. Radiación módulo – suelo despreciable. ......................................................... 88 4.4. Linealización del problema radiante................................................................ 90

5. Posibilidades de mejora. ..................................................................................... 91 5.1. Consideraciones............................................................................................... 91 5.2. Elementos de un módulo fotovoltaico ............................................................. 91 5.3. Entorno. ........................................................................................................... 95

VII. Conclusiones. .......................................................................................96 VIII. Bibliografía....................................................................................99 IX. Anexo. ................................................................................................101


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III. Antecedentes.

La producción de una energía de alta calidad como es la electricidad a partir de

energía solar constituye desde el punto de vista ingenieril un verdadero campo potencial

de desarrollo sostenible. Sin embargo, el factor económico impide un avance de las

aplicaciones fotovoltaicas debido fundamentalmente al alto coste inicial que hay que

afrontar. En la práctica, los usos más extendidos se encuentran en la alimentación

eléctrica de lugares aislados, aplicaciones rurales o, cada vez de una forma más

decidida, las instalaciones conectadas a red.

El desarrollo de la energía fotovoltaica requiere conseguir que los elementos de

la instalación alcancen rendimientos energéticos elevados con unos costes razonables.

Ambos aspectos podrían garantizar la viabilidad técnica y económica, sin necesidad del

apoyo administrativo, de forma similar a la producción de energía eléctrica a partir de

combustibles tradicionales.

La consecución de eficiencias altas en la conversión fotovoltaica obliga a

determinar, en un primer paso, la limitación propia de dicha transformación,

cuantificable a través un rendimiento máximo. Para el silicio cristalino dicho

rendimiento alcanza el 25% aunque en la práctica las células fotovoltaicas trabajan con

eficiencias inferiores al 15%. A partir del conocimiento de dicha cota, la técnica debe

realizar todos los esfuerzos para permitir funcionamientos prolongados en las cercanías

de dicha cota.

El factor crítico que provoca reducciones tan apreciables de la eficiencia de la

célula y, por tanto, de la instalación completa es la temperatura de la célula fotovoltaica.

La importancia de este factor es asumida por los investigadores que intentan conseguir

niveles térmicos inferiores para unas determinadas condiciones exteriores. Esta

circunstancia justifica la importancia de analizar los intercambios energéticos del

módulo fotovoltaico con sus alrededores, para permitir determinar con suficiente

exactitud la temperatura del panel. Otro factor importante en la eficiencia del módulo es

la presencia de gradientes térmicos entre células conectadas entre sí, este factor ha sido

menos estudiado y por ello se decide analizar en este proyecto.


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IV. Objeto del proyecto.

El siguiente proyecto tiene por objeto poner de manifiesto la importancia de un

análisis energético detallado del módulo fotovoltaico, en vistas a estimar la potencia

eléctrica y por tanto el rendimiento de un panel fotovoltaico. Es necesario el estudio de

la influencia de la temperatura en el comportamiento de un módulo fotovoltaico desde

dos puntos de vista, por un lado el comportamiento de una célula de silicio aislada

desde el punto de vista electrónico, es decir la modificación de su curva característica

con la temperatura. Por otro lado, también es necesario el estudio de la influencia de

gradientes de temperatura entre células y/o módulos fotovoltaicos conectados entre sí.,

analizar las posibles ineficiencias consecuencia de un funcionamiento simultáneo de

células (y/o módulos) interconectadas con distinta temperatura y por tanto distinta curva

característica.


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V. Descripción General del Proyecto.

En el siguiente proyecto se pone de manifiesto la importancia que tiene la

temperatura alcanzada por una célula y la distribución de temperatura en un conjunto

agrupado de células (panel o módulo) en su producción eléctrica, es decir, en su

potencia y rendimiento.

El proyecto se divide en 4 capítulos. En el primer capítulo, se realiza un análisis

bibliográfico de la influencia de la temperatura sobre el comportamiento de un módulo

o agrupación de módulos. Por un lado, se expone la influencia sobre el comportamiento

de una célula de silicio aislada al cambiar la temperatura y por otro lado se exponen los

datos proporcionados por los fabricantes. Además, se exponen diversos modelos

energéticos de un módulo fotovoltaico encontrados en la bibliografía.

En el segundo capítulo se cuantifica la influencia de la temperatura sobre la

curva característica de una célula y la influencia de los gradientes de temperatura entre

células y/o módulos conectados entre sí.

En el capítulo tercero se presenta la descripción de los diversos ensayos

experimentales desarrollados en el proyecto, se realiza un análisis de los resultados

obtenidos.

En el capítulo cuarto se realiza una discusión sobre la validez de los modelos

energéticos expuestos en el primer capítulo, con apoyo de los ensayos realizados.

En el quinto capítulo se analizan los distintos elementos de un módulo

fotovoltaico proponiéndose algunas mejoras desde el punto de vista térmico. Se

comenta igualmente la influencia que puede tener el entorno sobre la temperatura y su

distribución.


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VI. Desarrollo del proyecto. El proyecto se compone de cinco capítulos.

1. Análisis bibliográfico.

Se exponen a continuación resúmenes bibliográficos en relación a los temas

analizados en este proyecto, consta de un estudio de la influencia de la temperatura en

un generador fotovoltaico, distinguiendo el efecto sobre una célula aislada de silicio, el

efecto sobre la conexión, así como datos proporcionados por los fabricantes y normativa

vigente sobre la obtención de curvas características de módulos fotovoltaicos y la

corrección de estas curvas con la temperatura.

1.1 Influencia de la temperatura en un generador fotovoltaico.

Se divide en diversos subapartados:

a) Efectos de la temperatura en los parámetros de la curva característica de una célula de

silicio.

Se expone a continuación un estudio teórico realizado a partir de información

bibliográfica acerca de la influencia a nivel electrónico de la temperatura sobre una

única célula de silicio.

Se modela el comportamiento de una célula mediante el siguiente circuito

equivalente [A.Sáez]:


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RESISTENCIA SERIE

RESISTENCIAPARALELO

DIODOFUENTE DEINTENSIDAD

V

i

Figura 1. Esquema circuito equivalente de una célula fotovoltaica.

El circuito anterior se compone de un diodo de unión p-n ideal con un factor de

idealidad m (factor comprendido entre 1 y 2, dependiente de cada célula) y de un

generador de intensidad. Los dos elementos corresponden al modelo ideal. Para

considerar un modelo real se introduce las resistencias serie (RS) y paralelo (RP). La

influencia de ambas resistencias se producirá principalmente en el factor de forma y, a

través de éste, en la eficiencia de la célula.

La resistencia serie de la célula es una resistencia interna asociada a diferentes

efectos como la resistencia de los contactos, de los propios semiconductores y de los

diodos metálicos que constituyen la malla de metalización frontal. Conforme aumenta la

superficie de dicha malla, menor es la resistencia serie pero mayor el sombreado de la

superficie efectiva célula.

La resistencia paralelo tiene su origen en imperfecciones en la calidad de la

unión p-n que constituye la célula y es responsable de la existencia de fugas de

corriente.

Resistencia en serie:

La resistencia en serie depende de la temperatura. En el caso de silicio, un

pequeño valor de la resistencia en serie asegura una considerable corriente de

cortocircuito. En este caso, en el rango usual de funcionamiento de las células solares

(300-380K), la resistencia aumenta levemente con la temperatura. No se han encontrado


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cuantificaciones de este aumento. Esto se puede observar de las siguientes relaciones.

La conductividad (σ) desciende debido a la disminución de la movilidad de portadores

de carga (µ), por lo que aumenta la resistividad:

µ = cte · T-3/2 σ = e ·(n · µn + p · µp) σ = 1/ρ

Donde e es la carga del electrón (C), σ conductividad (Ω·cm)-1, ρ resistividad

(Ω·cm), µ movilidad de portadores de carga (cm2/(V·s)) (electrones n, huecos p), n

concentración de electrones (cm-3), concentración de huecos (cm-3).

Corriente de cortocircuito:

La corriente de cortocircuito (Isc) viene dada por:

Isc = ηλ·e·Nλ

Donde Nλ es la cantidad de fotones (con longitud de onda λ) que ilumina la

célula por unidad de tiempo, e es la carga del electrón y ηλ es la eficiencia espectral.

Introduciendo la irradiación (Pλ) se llega:

λλλ

chNP ⋅⋅= ληληλ

λλλ

λλ dP

che

chPeI

lsc ∫==

0··

······)(

Donde λ es la longitud de onda, λl representa la longitud de onda límite. h es la

constante de Planck y c la velocidad de la luz.

La energía del “gap” Eg, energía que separa la banda de conducción de la banda

de valencia, disminuye con el aumento de temperatura. Aproximando linealmente:

)300()300()( KTdTdEKETE g

gg −+=

En el caso de Silicio:

=dT

dEg -2.3·10-4 eV/K Eg(300K)=1.12eV [Klugmann E.,Radziemska E]


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En otras fuentes bibliográficas (otras publicaciones del mismo autor) se

encuentran otros valores similares:

=

dTdEg -2.8·10-4 eV/K [Radziemska E]

De esta forma, es permitida la absorción de fotones adicionales con menor nivel

de energía E = h·c/λ (mayor longitud de onda). En el caso de un aumento de

temperatura ∆T = 80 K, el cambio del límite de longitud de onda es:

∆λl = h·c·[ 1/Eg(380K)-1/Eg(300K)] = 1.126-1.107 µm = 19 nm

Estos fotones adicionales pueden penetrar en el material, generar portadores de

carga y en consecuencia aumentar la corriente de cortocircuito:

∆Isc = η∆λ·e·N∆λ

Donde N∆λ, η∆λ representan respectivamente los incrementos de la cantidad de

fotones por unidad de tiempo y de la eficiencia espectral debido al aumento de la

longitud de onda límite.

Tensión a circuito abierto:

Sin embargo, la disminución de la energía del “gap” con la temperatura hace

posible que más electrones superen el umbral de energía debido a la activación térmica.

Añadiendo a esto los electrones generados térmicamente en la banda de conducción y

los huecos en la banda de valencia conllevan un aumento de la corriente de saturación y

en consecuencia una disminución de la tensión a circuito abierto.

La generación de corriente puede ser modelada por un fuente de intensidad en

paralelo a un diodo, que representa la unión p-n. La corriente de salida es la diferencia

entre la corriente fotogenerada y la corriente correspondiente a un diodo sin

iluminación:

)1··

··(exp −−=Tkm

UeIII sophL


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Donde IL, Iph, Iso representan respectivamente la corriente de salida, corriente

fotogenerada y corriente inversa de saturación, m representa factor de idealidad (valor

empírico cercano a la unidad), k constante de Boltzmann, e carga del electrón y U la

tensión.

Sin embargo, la característica ideal de la célula solar que se ha expuesto se ve

alterada por la presencia de dos factores, la resistencia en serie (RS) y la resistencia

paralelo (RP). Teniendo en cuenta estos dos factores la ecuación característica en el

modelo de la célula solar quedaría:

P

SSsophL

RIRU

TkmIRUeIII ·)1

·····(exp +

−−+

−=

En los razonamientos que siguen se utiliza la expresión simplificada descrita con

anterioridad.

Para calcular la tensión a circuito abierto tenemos en cuenta que IL toma el valor

nulo y por tanto las corrientes opuestas deben igualarse:

)1··

··(exp −=Tkm

UeII soph

Despejando el valor de la tensión:

)1·ln(··+=

so

phoc

II

eTkmU

De la bibliografía [Animalu AOE] se pueden obtener estimaciones para la

corriente inversa de saturación del tipo:

Dp

piso

NLDnSeI·

··· 2=

Esta expresión es válida para NA >>ND (N representa concentraciones de

aceptores y donadores). Dp es la constante de difusión de los huecos y Lp=(Dp·τp)1/2 es la

longitud de difusión para los huecos, τp es el tiempo de vida de los huecos, S la sección

representativa de la unión p-n.


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Aproximadamente la dependencia de la corriente inversa de saturación con la

temperatura es:

)·

·exp(Tk

EcteI gso −=

El coeficiente de temperatura para esta corriente en una unión ideal de Silicio a

T=300 K y Eg=1.12 eV toma el valor [Klugmann E.,Radziemska E]:

)(%5.142·

Iso·1 1−

=

== KTk

EgdT

dIso

ToT

La dependencia de la tensión a circuito abierto con la temperatura queda :

ooooc

gooococ

TT

eTk

TTTU

eETUTU ·ln··3)1·()()()( −−

−−=

En el rango de funcionamiento de una célula solar, se tiene para un incremento

de temperatura entre To = 300 K y T = 340 K se tiene, ln(T/To) ≅ 0.125;

(3·k·T/e)·ln(T/To) ≅ 10 mV que puede ser despreciado, obteniendo una expresión lineal

de la forma:

Uoc(T) ≅ Uoc(300 K) –cte·(T-300 K)

La variación de Uoc con la temperatura según la ecuación anterior, se calcula:

ek

ToTUeE

dTdU oocgooc ·3)()/(

−−

−=

En el caso de To=300 K, Ego=1.21eV y Uoc(To)=0.55V, se obtiene:

)/(45.2 KmVdT

dUoc−= [Radziemska E]

En otras fuentes [CIEMAT]:

)/(3.2 KmVdT

dUoc−=


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Experimentalmente [Klugmann E.,Radziemska E] contrastaron valores para

células de silicio policristalino Siemens, el ensayo se realizó con simulador solar:

Variación de Uoc con la temperatura: dUoc/dT (mV/K)

Coeficiente de temperatura a circuito abierto: (1/Uoc)dUoc/dT (1/K).

dUoc/dT (mV/K) (1/Uoc)dUoc/dT (1/K)

Célula 50 x 50 mm2 -2.2 -4.0 x 10-3

Célula 103 x 103 mm2 -2.1 -3.8 x 10-3

Se obtiene como conclusión que la dependencia de la potencia de una célula

fotovoltaica está directamente relacionada con la diferencia de energía entre la banda de

valencia y la de conducción, energía del “gap”:

)300()300()( KTdTdEKETE g

gg −+=

Donde:

=

dTdEg -2.3·10-4 eV/K Eg(300K)=1.12eV [Klugmann E.,Radziemska E]

Es decir, a mayores temperaturas se tiene un menor valor de esta energía, que

nos conllevan menores generaciones de corriente y en consecuencia menores potencias

de salida.

En la bibliografía [Radziemska E] se encuentran valores experimentales de la

variación de la potencia máxima con la temperatura para una célula de silicio

monocristalino:

KT

PP

pmp

pmp

/%65.01−=

∆

∆

Este mismo autor realizó ensayos sobre un módulo del tipo ASE-100DGL-SM,

constituido por 72 células en serie, obtuvo los resultados:

sol

ocsc

IAUIFF

···

=η KT

/%08.0−=∆∆η


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Ppmp=Ipmp·Upmp ocsc

pmp

UIP

FF·

= KT

FFFF

/%2.01−=

∆∆

Donde FF representa el “factor de llenado”, A es el área del módulo, Isol es la

irradiancia y η el rendimiento.

En concreto los valores fueron [Radziemska E]:

Uoc(V) Iph(A) Ppmp(W) FF η(%)

T=25ºC 42.18 2.545 79.60 0.724 13.3

T=60ºC 34.75 2.555 61.28 0.690 10.3

b) Interconexionado de Células y Módulos Fotovoltaicos.

La curva característica corriente tensión de una célula fotovoltaica se describe

por la siguiente ecuación [CIEMAT], en la que se incluye la influencia de las

resistencias serie y paralelo:

P

S

t

SSph R

RIVvm

RIVIII ·1·

·exp·0+

−

−

+−=

Donde Iph representa la corriente fotogenerada, IS0 la corriente inversa de

saturación del diodo, vt es el voltaje térmico (vt=k·T/e), Rs y Rp resistencias en serie y

paralelo, m factor de idealidad del diodo.

Para el caso de un módulo fotovoltaico, su característica eléctrica depende

fundamentalmente del número de células conectadas en serie y en paralelo. Si

suponemos que todas las células constituyentes de un módulo fueran iguales se

cumplirían las ecuaciones:

Imod = Ic·Np

Vmod=Vc·Ns

Donde Np y Ns representan el número de células en paralelo y en serie que

contiene el módulo.

Teniendo en cuenta esto, podemos llegar a la ecuación característica de un

módulo fotovoltaico formado por células iguales y con relación a los parámetros de la

célula:


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+−

−

+−=

P

PSS

t

PSSSphP R

NRINVvm

NRINVIINI /·/1·

/·/exp·· 0

A partir de esta ecuación se pueden calcular los parámetros característicos de la

curva de un módulo fotovoltaico (partiendo de la misma célula) para diferentes

combinaciones serie- paralelo de las células [Antonio Martí], es decir esta tabla nos

indica los valores que toman los diversos parámetros al conectar idealmente (sin

pérdidas debidas al conexionado y trabajando en el mismo punto de funcionamiento) 36

células iguales en diferentes configuraciones:

Configuración Isc(A) Voc(V) Ppmp(W) Vpmp(W) Ipmp(A) FF(%)

36 s 2.8 21.6 46 17.7 2.6 76

18s x 2p 5.6 10.8 46 8.8 5.1 74

12s x 3p 8.5 7.2 46 5.9 7.7 74

En la teoría expuesta anteriormente se ha supuesto que el módulo está

constituido por células idénticas, con lo cual los valores de voltaje aparecen

multiplicados por el número de células en serie, y los de corriente por el número de

células en paralelo. En la práctica, debido a la dispersión de los parámetros de las

células en el proceso de fabricación, y a la posibilidad de que no todas ellas trabajen en

las mismas condiciones de irradiancia y temperatura, es frecuente, que las células que

constituyen un módulo fotovoltaico no operen en las mismas condiciones.

Análogamente sucede en la interconexión de módulos en un campo fotovoltaico.

Los efectos principales que producen la dispersión de parámetros son:

Una reducción de la potencia máxima del generador fotovoltaico, debido a la

propia dispersión de los parámetros de las células, se conoce como pérdidas

por desacoplo o dispersión de parámetros.


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Algunas células pueden llegar a convertirse en cargas, disipando la energía

producida por las demás.

Asociación de células no idénticas en serie:

La siguiente figura muestra la curva resultante de asociar dos células no iguales

A y B en serie.

Figura 2.Curva resultante de dos células no iguales asociadas en serie.

El comportamiento de la curva es el siguiente:

1. En el punto correspondiente al voltaje de circuito abierto, la corriente total del

generador es igual a cero, y el voltaje resultante es igual a la suma de los dos

voltajes de circuito abierto Voca + VocB.

2. En el punto 1, o en cualquier otro punto situado entre P y el voltaje de circuito

abierto, las dos células operan como generadores.

3. El punto P corresponde al límite de la corriente de cortocircuito de la célula de

menor eficiencia. El voltaje resultante en este punto será el voltaje de la curva A,

ya que la curva B en este punto tiene V=0.

4. En el punto 2 la célula B se polarizará inversamente hasta adquirir un voltaje

igual y de signo cambiado al de la célula A, actuando consiguientemente como

un receptor.


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Asociación de células no idénticas en paralelo:

El razonamiento es equivalente al caso de asociación en serie, sólo que en este

caso se sumarán las corrientes de células individuales, a voltajes iguales para obtener la

curva global de la asociación en paralelo.

Figura 3.Curva resultante de dos células no iguales asociadas en paralelo.

El comportamiento en este caso es:

1. En el punto correspondiente a la corriente de cortocircuito de la curva global el

voltaje es igual a cero, y por tanto la corriente de cortocircuito del generador

será la suma de las corrientes de las células individuales.

2. En el punto 1, o para cualquier punto situado entre la intensidad de cortocircuito

del generador y P, ambas células son generadoras de corriente.

3. El punto P es el punto crítico que corresponde al voltaje de circuito abierto de la

célula de menor eficiencia y la corriente del generador es igual a la corriente en

ese punto de la célula A, ya que la célula B ni genera ni disipa energía.

4. El punto 2 corresponde al circuito abierto de la curva global, en el que la célula

de menor eficiencia trabaja como receptor.

En el caso en estudio, sucede que un funcionamiento de un módulo con células

a distinta temperatura o una instalación fotovoltaica con módulos a distinta temperatura

entre ellos, conlleva igualmente un dispersión de los parámetros, por lo que existirán

pérdidas por desacoplo. Es decir, una distribución no homogénea de temperatura en el


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módulo o generador fotovoltaico nos conduce a una disminución de la potencia de

salida del módulo y por tanto de su rendimiento.

c) Datos de los fabricantes.

En la actualidad la información proporcionada por los fabricantes en relación a

las características de sus productos es diversa. Existen fabricantes que proporcionan las

curvas características de sus módulos, principalmente en función de la irradiancia (para

una temperatura superficial del módulo uniforme) y en algunos casos en función de la

temperatura (para un cierto nivel de irradiancia). También existen otros fabricantes que

proporcionan los gradientes de tensión a circuito abierto, intensidad de cortocircuito y

potencia de salida en función de la temperatura, es decir los coeficientes:

TVoc

∂∂

=β TI Sc

∂∂

=α T

PPMP

∂∂

=γ

Es importante remarcar que los fabricantes proporcionan variaciones en los

parámetros de las curvas características de los módulos considerando temperatura

uniforme en su superficie, es decir, ninguno de ellos tiene en cuenta la posibilidad de

gradientes entre las células que componen los módulos fotovoltaicos.

A título de ejemplo se exponen datos de diversos fabricantes:

Este gráfico proporciona las variaciones porcentuales de la tensión a circuito

abierto, la intensidad de cortocircuito y la potencia máxima con la temperatura.


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Gráfica 1.1. Módulo NT-S5E3E Sharp

Se observa que la potencia de salida disminuye del orden de un 15 % al

aumentar desde 25 hasta 60º C la temperatura del módulo

Se expone a continuación una gráfica proporcionada por otro fabricante, en la

que se observan las variaciones que sufre la curva característica del módulo con la

temperatura.

Gráfica 1.2. Módulo 55 Wp con 36 células en serie. Irradiancia 1000 W/m2.Isofotón


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A partir de este tipo de gráficas se calcula la influencia que tiene la temperatura

en los parámetros del módulo fotovoltaico.

En concreto, podemos obtener de ella que para un panel comercial de 55 Wp

constituido por 36 células en serie, una diferencia de temperatura entre 20 y 60º C

conlleva una variación de la potencia, en el punto de máxima potencia que se cuantifica

en una disminución de 7.3 W, es decir, una disminución mínima (respecto a la potencia

pico) del 13.5 % de la potencia de salida. Este resultado ha sido calculado para un nivel

de irradiancia de 1000 W/m2.

Otros fabricantes proporcionan:

DENOMINACIÓN DEL MÓDULO BP-3160 BP-3150

Potencia máxima nominal 160W 150W

Tensión de Pmax 35,1V 34,5V

Intensidad de Pmax (Imp): 4,55A 4,35A

Corriente de cortocircuito (Isc) 4,8A 4,75A

Tensión a circuito abierto Voc) 44,2V 43,5V

Potencia mínima garantizada 150W 140W

Máximo voltaje del sistema 600V

Coeficiente de Temperatura Isc (0,065±0,015)%/ºC

Coeficiente de Temperatura Voc -(160±20)mV/ºC

Desviación por ºT (W) -(0,5 ± 0,05)% /ºC

NOCT 47± 2ºC

Se observa de este cuadro de características la presencia de los coeficientes:

TVoc

∂∂

=β TI Sc

∂∂

=α T

PPMP

∂∂

=γ

Con estos datos se obtiene que la disminución de la potencia de salida en estos

módulos para una diferencia de temperatura entre 20 y 60ª C sería del 20%.


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d) Normativa.

En el apartado anterior se observa que existe diversidad de formas a la hora de

proporcionar información del comportamiento de los módulos en función de la

temperatura, por lo que cabe preguntarse cuales son los requisitos que se exigen para la

obtención de las curvas características y los coeficientes de variación de tensión,

intensidad y potencia con la temperatura. Para ello se acude a la normativa vigente en la

actualidad:

UNE 60904-1. Medida de la característica intensidad-tensión de los módulos

fotovoltaicos.

UNE 60891. Procedimiento de corrección con la temperatura y la irradiancia de

la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino.

La primera de las normas establece el cálculo de la curva I-V para una célula o

módulo a una temperatura del panel igual a la ambiente (±2º C), permitiendo el uso de

simuladores solares.

La segunda de las normas establece el modo de corrección de las curvas

anteriores al cambiar la temperatura. Para ello se calculan unos coeficientes de variación

de tensión (βcel) y variación de la intensidad (αcel) con la temperatura, y un parámetro de

corrección de la curva característica. A partir de estos parámetros, se calcula el

comportamiento a cualquier nivel de temperatura para una única célula. Para conocer el

comportamiento del panel global en función de la temperatura, se calculan el coeficiente

de variación de tensión global como el coeficiente de una célula por el número de

células conectadas en serie. El coeficiente global de variación de la intensidad se

obtiene multiplicando el coeficiente de una célula por el número de células conectadas

en paralelo.

βmod =βcel · Ns

αmod =αcel · Np


22 de 121

Por tanto, la obtención de las curvas I-V en función de la temperatura no tiene en

cuenta la posibilidad de que existan pérdidas debidas a gradientes de temperatura

existentes en el módulo o entre ellos, ya que considera al módulo como superposición

de células funcionando en iguales condiciones y con iguales curvas características.

La norma no hace ninguna alusión acerca del encapsulado de la célula en la

obtención de los coeficientes de variación de tensión e intensidad con la temperatura,

por lo que puede existir distinta disposición constructiva entre el módulo y la célula

ensayada por separado.

La norma no establece ningún tipo de corrección en las curvas características por

existencia de gradientes de temperatura dentro del módulo fotovoltaico, es decir, por

funcionamiento de células en diferente situación.

1.2. Intercambios Energéticos en un Generador Fotovoltaico.

Es interesante un análisis energético riguroso del módulo fotovoltaico, en vistas

a mejorar el diseño desde un punto de vista térmico, no sólo en los materiales sino

también en el conexionado de células y en elementos auxiliares tales como la situación

del cajetín de conexión eléctrica o el marco.

Si planteamos un balance energético sobre un módulo fotovoltaico, en primera

aproximación podemos estimar que la energía incidente se transforma en un 10-15 % en

potencia eléctrica, en un 10 % en pérdidas por reflexión y en un 75-80 % en pérdidas

térmicas. Se observa que las pérdidas térmicas son del orden de cinco veces la

producción eléctrica, por lo tanto, cometer errores en la estimación de las pérdidas

térmicas conduce a errores insostenibles en la potencia eléctrica.

El planteamiento de un modelo térmico del panel que nos permita un cálculo con

exactitud de la distribución de temperaturas en el panel, conlleva un estudio

tridimensional de temperaturas en la superficie y espesor del módulo, así como un

tratamiento temporal de las variables. Las ecuaciones a solventar serían el primer

principio de la termodinámica y las leyes de Fourier aplicadas a cada elemento

diferencial del panel, que nos conducen a ecuaciones diferenciales de segundo orden. En

estas ecuaciones aparecen las propiedades físicas de los materiales (conductividad,


23 de 121

difusividad térmica). Serían necesarias condiciones iniciales, así como dos condiciones

de contorno en cada dirección. Estas condiciones de contorno exigen:

Resolución del problema radiante.

Este problema requiere el conocimiento de las propiedades radiantes

(emisividad) a nivel espectral, estimación de la temperatura de cielo,

conocimiento detallado del entorno para el cálculo de los factores de forma y

temperaturas de otras superficies.

Resolución del problema convectivo.

Este problema requiere la estimación de los coeficientes de película,

parámetro que depende fuertemente de la velocidad y dirección del viento,

así como de la temperatura ambiente y superficial. La velocidad y dirección

del viento nos permiten distinguir entre convección natural o forzada,

pudiendo existir desprendimiento de capa límite. El cálculo de estos

coeficientes depende del tipo de convección y se realiza mediante

correlaciones experimentales que no permiten gran exactitud. En caso de

existir desprendimiento de capa límite es necesario un tratamiento numérico

fluídico muy complejo.

Este modelo requiere demasiados parámetros y es necesaria una resolución

numérica de las ecuaciones. Esto añadido a que la estimación de los coeficientes de

película nos llevarían a errores mínimos del 10 %, nos conducen a descartar un

planteamiento tan riguroso. Por ello se utilizan simplificaciones, mediante la adicción

de algunas hipótesis. Algunos de los modelos presentes en la bibliografía son los

siguientes:

Modelos de transferencia de calor en módulos fotovoltaicos.

Modelo desarrollado por Zhu Z., Zhu X., Sun J.

A continuación se expone un modelo térmico de un módulo fotovoltaico, en las

que se consideran gradientes en la dirección Z, y en la dirección X según la figura 4. El

modelo fue implementado informáticamente, si bien en las conclusiones que obtienen


24 de 121

los autores, sólo tienen en cuenta promedios de temperatura en toda la superficie del

módulo, sin hacer referencia a gradientes térmicos en dicha superficie. Sólo muestran

los resultados de temperaturas en función de la coordenada X.

Figura 4. Esquema del perfil del módulo fotovoltaico.

Con los parámetros del dibujo, denotando K (coeficiente de extinción), Ti(x,y)

distribución de temperaturas en las zonas i=1, 2, 3, considerando T2 uniforme en

dirección normal al módulo, ρi la densidad del material, α=λ/ρ difusividad térmica, η la

eficiencia en la conversión, (a·τ) transmitancia y absortancia, para z ∈ [0, H], se tiene:

2

22

22

2·2·2312

zT

Cpeqqq

tT

∂∂

+−−

=∂∂ α

ρ x ∈ [0, e1]

)··exp(1·1

··1 2

12

2

12

1 xKCpIoK

zT

xT

tT

−+

∂∂

+∂∂

=∂∂

ρα x ∈ [0, e1]

∂∂

+∂∂

=∂∂

2

32

2

32

3 ·3zT

xT

tT α x ∈ [0, e1+e2, e1+e2+e3]

q2 = (a·τ)·Io-η·Io

(a·τ) = 0.9·exp(-K·e1)

Condiciones de contorno:

( ) ( )11 ·111·1·1 TThchrxTCp −+=∂∂

− ∞ρα x = 0


25 de 121

1121 /1·1·1),(1 sRT

xTCpyxq ∆−=∂∂

= ρα x = e1

2233 /3·3·3),(3 sRT

xTCpyxq ∆−=∂∂

−= ρα x = e1+e2

( ) ( )∞−+=∂∂ TThchr

xT

13 ·33 x = e1 + e2 + e3

+− ==−=∆

12

1112 )()(

exexxTxTT +− ==

−=∆3

33

223 )()(exex

xTxTT

Rsi (i=1,2) son las resistencias térmicas de contacto entre la célula y su parte

superior y posterior. hri y hci (i=1,3) son los coeficientes de película radiantes y

convectivos entre el panel y su parte superior (i=1), y entre el panel y su parte posterior

(i=3). Los coeficientes de película radiantes se encuentran en estas expresiones

linealizados. T∞ es considerada en la bibliografía como la temperatura ambiente. λi

(i=1,3) representa la conductividad del material.

Gran dificultad de los modelos matemáticos se presenta en la estimación de

parámetros. Se encuentran expresiones empíricas para los coeficientes de película:

Coeficientes de película convectivos:

Nu = 0.59·Ra1/4 Ra ∈ (104, 109)

Nu = 0.13·Ra1/3 Ra ∈ (109, 1012)

Considerando la variación con la coordenada z:

Nu(z) = 4/5·0.59·[Ra·(2·z·W/(w+z))]1/4 Ra ∈ (104, 109)

Nu(z) = 3/4·0.13·[Ra·(2·z·W/(w+z))]1/3 Ra ∈ (109, 1012)

))/(··2/(Nu(z)a· (z)h)0(1

c1 zwWzTT

+==

λ

))/(··2/(Nu(z)a· (z)h)1(3

c3 zwWzTT

+==

λ

hr1 = εg·σ0·[(T1(0)/100)2 + (T∞ /100)2]·[(T1(0)/100) + (T∞ /100)]

hr3 = εp·σ0·[(T3(1)/100)2 + (T∞ /100)2]·[(T3(1)/100) + (T∞ /100)]

σ0 = 5.678


26 de 121

La resolución numérica de estas ecuaciones promediando la temperatura en la

dirección Z conlleva los siguientes resultados:

1. Las estimaciones de las resistencias de contacto oscilan en valores

comprendidos:

Rsi ∈ (0.00025, 0.025) m2K/W

Se demuestra numéricamente que la variación de este parámetro en el

rango anterior conlleva variaciones en el promedio de temperatura

superficial del módulo, es decir en T1 (x=0) de hasta 4º C.

2. La influencia del coeficiente de extinción K es muy leve. Variaciones de

este parámetro en el rango:

K ∈ (0.00025, 0.025) m-1

Nos lleva a cambios en el promedio de temperatura superficial T1 (x=0)

menores a 0.3º C.

3. Variaciones en la irradiancia desde 200 W/m2 hasta 1000 W/m2

provocan incrementos en el promedio de T1 (x=0) de hasta 23º C.

Cabe remarcar que estos autores plantean un balance energético del módulo

fotovoltaico incluyendo gradientes de temperatura en la superficie exterior del mismo, sin

embargo, en la resolución de las ecuaciones y presentación de resultados utilizan

promedios en las temperaturas, analizando exclusivamente gradientes de temperatura en

dirección normal al panel.

Modelo desarrollado por Ángel Sáez.

A continuación se expone otro modelo de transferencia de calor en módulos

fotovoltaicos.

La aplicación del primer principio de la termodinámica nos conduce a un

balance energético en el panel:

dtduPPAI QEV ++=− )1·(·0 ρ [4.2]


27 de 121

PE representa la potencia eléctrica generada por la célula. PQ representa las

pérdidas térmicas del módulo (convectivas y radiantes). dtdu es la tasa de

almacenamiento de energía interna (nula en condiciones estacionarias). ρV simboliza la

reflectividad del vidrio.

El modelo térmico expuesto está basado en las siguientes hipótesis. Se añaden

también justificaciones a estas hipótesis:

• Funcionamiento en régimen permanente. El tiempo de respuesta de un

módulo fotovoltaico cuando varía el nivel de irradiancia incidente es

prácticamente nulo (<1seg.) por lo que el módulo tiene una respuesta

inmediata a la variación de irradiancia. El tiempo que tarda el módulo en

estabilizar su temperatura cuando, partiendo de una temperatura igual a la

ambiente y sin recibir radiación alguna, se expone a la irradiancia, varía

entre 2 y 15 minutos en función de las condiciones de temperatura ambiente,

radiación, características geométricas del módulo, entorno y velocidad -

dirección del viento.

• Flujo de calor unidimensional a través del vidrio. Esta hipótesis queda

avalada a partir de la relación espesor / ancho del vidrio.

• La irradiancia sobre el panel es uniforme.

• La superficie del panel y del terreno son grises. En consecuencia, las

propiedades radiantes permanecen constantes para diferentes intervalos de

longitud de onda.

• La superficie es difusa. La radiación reflejada en cualquier dirección se

distribuye uniformemente en todas las direcciones.

• Temperatura uniforme en la superficie del panel. Conlleva suponer una

distribución homogénea de temperatura en toda la superficie

• Temperatura uniforme en dirección normal al panel: Este hecho equivale a

considerar una conductividad equivalente de valor infinito.

• Se desprecia el intercambio radiante panel – suelo: Se tiene en cuenta sólo

el intercambio radiante panel – cielo.


28 de 121

• Valores medios de las propiedades radiantes del panel fotovoltaico: tanto en

longitud de onda como en ángulo de incidencia de la radiación, así como la

reflectividad del vidrio.

• Linealización de las expresiones que caracterizan los intercambios

radiantes. Desde un punto de vista matemático, se facilita la resolución,

permitiendo la utilización de resistencias eléctricas para modelar los

intercambios (al incluir la hipótesis de despreciar el intercambio radiante

panel – suelo). La linealización introduce un error ínfimo para diferencias de

temperatura entre las superficies inferiores a 50 K.

ENERGÍAELÉCTRICAENERGÍA SOLAR

CIELO

AIRE AMBIENTE AIRE AMBIENTE

CIELO

CONVECCIÓN CONVECCIÓN

RADIACIÓN RADIACIÓN

CONDUCCIÓN

PANEL

REFLEXIÓN

Figura 5. Esquema de resistencias térmicas del módulo fotovoltaico.

CT y aT son las temperaturas de cielo y ambiente, respectivamente. RDR y CVR

son las resistencias térmicas radiantes y convectivas, respectivamente. Los superíndices

EXP y NEXP hacen referencia a la superficie expuesta y no expuesta del panel. Los

subíndices y superíndices anteriores se extienden a P Q para nombrar las pérdidas

térmicas entre el panel y el cielo/ambiente.

Lógicamente, se verifica la siguiente igualdad:

NEXP

CV,QEXP

CV,QNEXP

RD,QEXP

RD,QQ PPPPP +++=


29 de 121

Cabe destacar que existen instantes en los que la temperatura del panel es

inferior a la del ambiente debido a las pérdidas radiantes al cielo. En esta situación, los

flujos de calor por convección se invierten con respecto a los expuestos en el gráfico

(figura 4.3)

Otras expresiones asociadas al circuito anterior son:

EXPRD

CPEXPRD,Q R

TTP −= NEXP

RD

CPNEXPRD,Q R

TTP −=

EXPCV

aPEXPCV,Q R

TTP −= NEXP

CV

aPNEXPCV,Q R

TTP −=

Las resistencias térmicas anteriores dependen de los coeficientes de película

convectivos y radiantes. Por definición de la resistencia térmica:

EXPCVP

NEXPCV h·A

1R = NEXPCVP

EXPCV h·A

1R =

3CP

PP

EXPRD

2TT··4·A

1R

+

εσ

= 3

CPPP

NEXPRD

2TT··4·A

1R

+

εσ

=

Hay que advertir las expresiones de radiación ya han sido linealizadas. En

concreto,

( ) ( ) ( )

EXPRD

CP

3CP

PP

CP

PP

4C

4PEXP

RD,Q RTT

2TT··4·A

1TT

··A1

TTP −=

+

εσ

−≈

εσ

−=

Este desarrollo es análogo para la superficie no expuesta del panel.

En la bibliografía se encuentran relaciones de temperatura de cielo con la

temperatura ambiente, la de rocío y la hora desde el mediodía ( th ).


30 de 121

( )

+

+

−+

−+

=

t

2ROCIOROCIO

aC

h·15Cos·013,0100

15,273T·73,0100

15,273T·56,0711,0·TT

Este modelo tiene también el problema de estimar los coeficientes de película,

que plantean los problemas comentados anteriormente.


31 de 121

2. Cuantificación del efecto de la Temperatura en un

Generador Fotovoltaico.

Se puede dividir la influencia de la temperatura sobre un generador fotovoltaico

en dos partes independientes:

Influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la célula:

La curva característica de una célula fotovoltaica de silicio sufre modificaciones

en función de la temperatura, estas variaciones se pueden resumir con los siguientes

parámetros [CIEMAT]:

celCmVT

U oc ·/º3.2−=∂∂

celCATI Sc ·/º15.0=∂∂

celCT

PP

pmp

pmp

·/º00441.01−=

∂

∂

Esta influencia describe la disminución de potencia que sufre una célula

fotovoltaica desde el punto de vista electrónico al aumentar su temperatura superficial.

En concreto, cuantificando estos valores para un panel comercial de 55 Wp,

constituido por 36 células en serie se obtiene que la influencia que tiene una diferencia

de temperatura de 40º C en la temperatura superficial del módulo (considerada

uniforme) conlleva una disminución de la potencia, en el punto de máxima potencia de

9.7 W, es decir, una disminución mínima (respecto a la potencia pico) del 17.6% de la

potencia de salida.

∆T = 30º C -13.5 % Ppmp

∆T = 40ºC -17.6 % Ppmp

Recordemos que los distintos fabricantes proporcionaban disminuciones de la

potencia en el módulo completo (para incrementos de temperatura de 40º C) que

variaban entre el 13.5 y el 20 % de la potencia pico del módulo.


32 de 121

Influencia de los gradientes de temperatura sobre el módulo o el generador

fotovoltaico:

Además del efecto anterior, existe una disminución de la potencia de un módulo

fotovoltaico (o agrupación de módulos), por el hecho de que existan diferencias de

temperatura entre ellos, es decir, existan gradientes de temperatura entre las células de

un módulo o entre los módulos de un generador fotovoltaico. Este efecto no ha sido

encontrado en ninguna bibliografía, se hace referencia en algunos textos a ineficiencias

causadas por el funcionamiento de células con distintas curvas características, pero

siempre enfocadas a sombreados parciales, es decir, distintos niveles de irradiancia

(sombreados parciales) o bien enfocadas a variaciones en las curvas características a

causa del proceso de fabricación. Por este motivo se realiza un estudio de la influencia

de las variaciones de temperatura entre las células de un módulo o entre los módulos de

un generador fotovoltaico.

La unión de células y/o módulos fotovoltaicos lleva siempre asociada unas

pérdidas, denominadas pérdidas por dispersión de parámetros o desacoplo debido a que

tienen diferentes curvas características por motivos de fabricación. Análogamente a este

efecto, existen pérdidas debidas al funcionamiento conjunto de células y/o módulos

fotovoltaicos cuando trabajan a distinta temperatura ya que su curva característica se ve

modificada por los gradientes de temperatura.

La influencia de la temperatura de los gradientes de temperatura entre células

y/o módulos fotovoltaicos depende del tipo de conexión entre ellos, en serie o en

paralelo.

Para desarrollar este análisis se ha realizado la superposición de las curvas

características de células de silicio. El estudio de la unión de módulos es completamente

similar con distintas curvas características.


33 de 121

Unión en serie:

Se realiza en el siguiente apartado la superposición de curvas características de

células asociadas en serie trabajando en distintos puntos de funcionamiento causado por

diferente temperatura superficial, analizando el efecto que los gradientes de temperatura

conllevan en esta asociación.

Se presenta a continuación las curvas características de una célula bajo unas

condiciones de irradiancia de 1000 W/m2, y a una temperatura de 20º y 80 ºC, así como

el funcionamiento de ambas células conectadas en serie. Puede observarse de esta

gráfica que el funcionamiento conjunto de ambas células es levemente perjudicial, es

decir, el comportamiento de la célula a menor temperatura se ve poco influenciada por

la célula de mayor temperatura.

La potencia máxima de la asociación en serie de ambas células vale en este caso

2.73 W (Upmp=0.91 V; Ipmp=3 A), mientras que la suma de las potencias si ambas

células funcionasen independientemente a distintas temperaturas resulta 2.8 W. Se

observa una disminución del 2.5% de la potencia máxima de salida.

Ppmp (célula T=20º C) + Ppmp (célula T=80º C) = 2.8 W

Ppmp (célula T=20º C en serie con célula T=80º C) = 2.73 W

Asociación Serie

0

1

2

3

4

5

6

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Tensión (V)

Inte

nsid

ad (A

)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

I-V 20º I-V 80ºC Asociación Serie Potencia

Gráfica 2.1. Asociación en Serie de dos células a 20 y 80ºC.


34 de 121

Con estos cálculos se observa la importancia que tiene la presencia de gradientes

de temperatura en una situación extrema, con una excesiva diferencia de temperatura.

Por ello, se realizan cálculos análogos pero considerando la unión de una célula

a 50º C y otra a 60º C , es decir un gradiente de temperatura de 10º C que como más

adelante demostraremos, está más cerca de la realidad. En este caso la potencia de

ambas células en funcionamiento separado se estima para un nivel de irradiancia de

1000 W/m2 en 2.734 W. La potencia producida por las mismas células unidas en serie

sería de 2.729 W, por lo tanto se produce una disminución de 0.18 % de la potencia de

salida.


Ppmp (célula T=50º C en serie con célula T=60º C) = 2.729 W

Análogamente a estos cálculos se pueden realizar estudios similares de conexión

en serie de módulos a diferente temperatura, obteniendo resultados equivalentes, a título

de ejemplo se presenta el siguiente:

La unión en serie de 36 módulos (55 Wp constituidos por 36 células en serie) a

50º C con 36 módulos de iguales características pero con una temperatura igual a 60º C

conllevan una disminución de potencia en el punto de máxima potencia de 5.7 W. Esta

disminución ha sido calculada superponiendo las curvas características de 36 módulos a

50º C con las curvas características de 36 módulos a 60º C.


35 de 121

Unión en paralelo:

Este tipo de unión se caracteriza por la suma de intensidades para una tensión

dada, por tanto, el comportamiento conjunto se ve fuertemente afectado por la unión de

módulos (células) a distinta temperatura, ya que la tensión queda limitada por la tensión

a circuito abierto del módulo (célula) más caliente, por lo que el otro/s módulo/s

(célula/s) trabajará en un punto muy lejano de su punto de máxima potencia.

Asociación Paralelo

0

2

4

6

8

10

12

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Tensión (V)

Inte

nsid

ad (A

)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Pot

enci

a (W

)I-V 80ºC I-V 20ºC Asociación Paralelo Potencia asociadas

Gráfica 2.2. Asociación en Paralelo de dos células a 20 y 80ºC.

A partir de la gráfica anterior se obtiene que la variación de la potencia en el

punto de máxima potencia, es muy superior al caso de conexión en serie. En este caso la

potencia máxima de ambas células asociadas vale 2.56 W (Upmp=0.41 V; Ipmp=6.31 A),

valor muy inferior a los 2.8 W que producirían ambas células por separado. La

disminución de potencia es en este caso del 8.6 %. Queda patente por tanto la gran

diferencia que existe según el tipo de conexión entre células y/o módulos fotovoltaicos.


Ppmp (célula T=20º C en paralelo con célula T=80º C) = 2.56 W


36 de 121

Estos cálculos se han realizado para una excesiva diferencia de temperatura.

Análogamente a la unión en serie, se realizan cálculos del mismo tipo pero

considerando la unión de una célula a 50º C con otra célula similar pero a una

temperatura de 60º C , es decir un gradiente de temperatura de 10º C entre ellas. En este

caso el resultado obtenido se resume en que la potencia de ambas células en

funcionamiento separado para un nivel de irradiancia de 1000 W/m2 es 2.734 W. La

potencia producida por las mismas células unidas en paralelo sería de 2.7 W, por lo

tanto se produce una disminución de 1.1 % de la potencia de salida.


Ppmp (célula T=50º C en paralelo con célula T=60º C) = 2.7 W

Si realizamos la superposición (en conexión paralelo) de las curvas

características de 36 módulos (55 Wp de 36 células en serie) a 50º C con las curvas

características de 36 módulos similares pero a 60º C se obtiene que la disminución de

potencia resulta de 41.5 W.

Es importante resaltar que todos los cálculos realizados en este apartado son para

las curvas características mostradas. En cada caso en particular, para conocer la

influencia del conexionado será necesario superponer las curvas que correspondan en

esa situación, para ese tipo específico de célula o módulo y para ese gradiente de

temperatura en cuestión. Por tanto no podemos generalizar los resultados obtenidos ya

que existe multitud de posibles configuraciones.

Al igual que ocurre con la conexión de módulos a distinta temperatura, sucede

con la conexión de células a distinta temperatura. La existencia de gradientes de

temperatura dentro de un módulo fotovoltaico provoca disminuciones de la potencia de

salida y del rendimiento. Esta disminución no se ve reflejada en las curvas

características proporcionadas por los fabricantes, ya que éstas se realizan suponiendo

temperatura uniforme en el módulo.


37 de 121

Se puede concluir con este apartado, que en el diseño de un módulo o un campo

fotovoltaico es muy importante, no sólo intentar reducir la temperatura superficial de la

célula (módulo), sino buscar la mayor uniformidad de temperaturas entre las células y/o

módulos fotovoltaicos. También es igualmente importante tener en cuenta el tipo de

conexión entre células y entre módulos desde el punto de vista térmico, ya que ante

gradientes de temperatura se ha demostrado un comportamiento menos eficiente de las

conexiones en paralelo frente a conexiones en serie.

Anteriormente se han planteado modelos energéticos de módulos fotovoltaicos

simplificados a través de hipótesis que llevan asociados errores difícilmente

cuantificables. Ante la dificultad de plantear modelos más complejos que nos

proporcionen mayor exactitud, debido a la cantidad de datos que requieren, se han

realizado en este proyecto una serie de ensayos experimentales en aras de observar el

comportamiento de módulos fotovoltaicos desde el punto de vista térmico.


38 de 121

3. Ensayos realizados. Análisis de datos y resultados.

A continuación se describen los diversos ensayos realizados en la ejecución de

este proyecto. Se presentan algunos de los resultados obtenidos.

3.1. Ensayo de Perfiles.

Los ensayos consistieron en registrar la temperatura superficial exterior e

interior de diferentes perfiles inclinados 37º y con orientación sur, registrando

igualmente los valores de irradiancia y temperatura ambiente en la estación

meteorológica. Se entiende por perfiles, diferentes disposiciones de módulos

fotovoltaicos, que a continuación se describen.

El sistema de adquisición de datos es HP E1401B con una tarjeta de conexión de

64 canales:

Con este ensayo se buscaba analizar diferentes comportamientos de perfiles

desde el punto de vista térmico. Todos ellos se encontraban inclinados 37º con respecto

a la horizontal y con orientación sur. Se detallan a continuación cada uno de los perfiles

sobre los que se tomaron las medidas:


39 de 121

1. Dos perfiles de aluminio negro unidos, de 130 cm de longitud, con 24 células

fotovoltaicas sobre ellos, sin vidrio ni encapsulado frontal.

2. Un perfil de aluminio negro de 65 cm de longitud sin células fotovoltaicas ni

cubierta frontal.


40 de 121

3. Un perfil de aluminio negro de 50cm de longitud con dos células fotovoltaicas

en su parte superior, sin encapsulado ni cubierta frontal.

4. Lámina de aluminio lacada en blanco sin células fotovoltaicas.


41 de 121

5. Panel fotovoltaico convencional de 36 células.

El trabajo consistió en analizar y filtrar los datos recogidos por el sistema de

adquisición de datos durante el año 2003.

A continuación se representan algunos de los resultados obtenidos:

Día claro:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:000

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Gráfica 3.1. Evolución Temperaturas Ensayo de perfiles. Dia claro.

En la gráfica anterior se representan:

Rojo: Irradiancia global en W/m2 en el eje secundario de ordenadas.


42 de 121

Celeste: Temperatura ambiente.

Azul: Temperatura perfil aluminio blanco.

Gris: Temperatura exterior perfil con 2 células.

Rosa: Temperatura exterior perfil con 24 células.

Amarillo: Temperatura exterior perfil sin células.

Turquesa: Temperatura exterior panel convencional.

Violeta: Temperatura interior del perfil sin células.

Marrón: Temperatura interior perfil con 2 células.

Verde: Temperatura interior perfil con 24 células.

Día nublado:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Gráfica 3.2. Evolución Temperaturas Ensayo de perfiles. Día nublado.

En la gráfica anterior se representan las mismas variables anteriores en los

mismos colores.

Se analizan los datos anteriores con más rigor para poder obtener conclusiones.

Se representa la diferencia de temperatura entre un panel convencional de 36 células

(muestra 5) y un perfil negro de aluminio (muestra 2). La temperatura medida en el

panel convencional es superficial exterior, mientras que la temperatura del perfil es

interior.


43 de 121

Día claro:

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

DifT Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.3. Diferencia Temperatura Panel convencional y perfil negro. Día claro.

Día nublado:

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

DifT Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.4. Diferencia Temperatura Panel convencional y perfil negro. Día nublado.

La diferencia de temperatura llega hasta los 8º C en momentos de alta

irradiancia.


44 de 121

Se representa a continuación la diferencia de temperatura entre un perfil negro

de aluminio y un perfil negro de aluminio cubierto por 24 células. Ambas medidas se

realizaron en la parte interior del perfil.

Día claro:

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.5. Diferencia Temperatura perfil negro y perfil 24 células. Día claro.

Día nublado:

-4

-2

0

2

4

6

8

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.6. Diferencia Temperatura perfil negro y perfil 24 células. Día nublado.

La diferencia entre el perfil sin células y el perfil con células es muy pequeña.


45 de 121

Se representa la diferencia de temperatura entre un panel convencional y chapa

de aluminio blanca.

Día claro:

-5

0

5

10

15

20

25

30

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.7. Diferencia Temperatura panel comercial y aluminio blanco. Día claro

Día nublado:

-5

0

5

10

15

20

25

30

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.8. Diferencia Temperatura panel comercial y aluminio blanco. Día nublado.

Se observan diferencias de temperatura de casi 20º C en horas de máxima

irradiancia, justificables en parte por la gran diferencia de absortividad a causa del

color.


46 de 121

A partir de los datos medidos también se representó la irradiancia frente a la

diferencia de temperaturas entre el módulo convencional de 36 células y la temperatura

ambiente:

0

200

400

600

800

1000

1200

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40Tpanel-Tamb

Irrad

(W/m

2)

Gráfica 3.9. Irradiancia frente Diferencia temperatura módulo-ambiente.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35

Tpanel-Tamb

Irrad

(W/m

2)

Gráfica 3.10. Irradiancia frente Diferencia temperatura módulo-ambiente.


47 de 121

Se puede deducir de las gráficas anteriores las siguientes consideraciones:

Las pérdidas térmicas en un panel convencional no siguen la ecuación:

Qp = UL·A·∆T

Las diferencias de temperatura entre el módulo convencional y el ambiente no

son función única de la irradiancia. Para un mismo nivel de irradiancia la diferencia de

temperatura es generalmente mayor por la tarde que por la mañana, por tanto el

rendimiento de la célula es diferente. Las pérdidas térmicas en un módulo fotovoltaico

son positivas a igualdad de temperatura entre el módulo y el ambiente, es decir a niveles

nulos de irradiancia la temperatura del módulo está por debajo de la ambiental.

Resultados ensayo de perfiles:

Resumimos el análisis de datos medidos en los siguientes puntos:

La diferencia de temperatura existente entre un módulo convencional y un

perfil negro de aluminio puede llegar hasta los 8º C en instantes de máxima

irradiancia.

La diferencia de temperatura existente entre un perfil negro de aluminio y

un perfil con 24 células en su superficie toma valores negativos que llegan

a -4º C.

La diferencia de temperatura entre un módulo convencional y un perfil de

aluminio blanco puede superar los 20º C en instantes de máxima

irradiancia.

La diferencia de temperatura entre un módulo convencional y el ambiente

llega a valores de 30-35º C en horas centrales del día (máxima irradiancia).


48 de 121

3.2. Ensayo de Células Encapsuladas.

El ensayo consisitió en colocar tres células fotovoltaicas encapsuladas con

diferentes características constructivas que a continuación se describen. Se situaron

inclinados 37º con orientación sur. El objetivo era conocer la evolución de la tensión a

circuito abierto y la temperatura superficial por la parte posterior de la célula, en vistas a

compararlas con un módulo convencional de 36 células.

La medición de las temperaturas por la parte posterior de las células se

realizaron mediante sondas de contacto PT100. También se midió la temperatura

superficial posterior de un módulo comercial de 36 células. El equipo de adquisición de

datos fue el descrito en ensayos anteriores.

El objetivo de este ensayo era analizar las diferencias en la temperatura

superficial y tensión a circuito abierto que conllevaban las diferencias constructivas

entre las muestras ensayadas (que a continuación se detallan), y las diferencias que

existían entre ellas y un módulo comercial.

A continuación se realiza una descripción de las muestras ensayadas. Los

módulos constaban de una única célula fotovoltaica y tenían las siguientes

características:

a. Célula con cubierta de tedlar y encapsulado de Eva en la parte inferior y lateral.

Denominado en lo que sigue como muestra “CP”.

Figura 6.Muestra CP.


49 de 121

b. Célula con cubierta de tedlar y encapsulado de Eva en la parte lateral.

Denominado muestra “SP”.

Figura 7.Muestra SP.

c. Módulo con célula cubierta de vidrio estándar sin encapsulado de EVA.

Denominado muestra “VID”.

Figura 8. Muestra VID.


50 de 121

A continuación se muestran los resultados obtenidos, representándose las

temperaturas superficiales (“Tcom” representa la temperatura del módulo comercial,

“Tcp”, “Tsp”, “Tvid” las temperaturas de las muestras y “Tamb” la temperatura

ambiente (ºC) en el eje izquierdo de ordenadas e irradiancia global con 37º de

inclinación (W/m2) en el eje derecho de ordenadas:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

4:19 6:43 9:07 11:31 13:55 16:19 18:430

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Tcom Tcp Tsp Tvid Tamb Irrad (W/m2) Gráfica 3.11. Evolución Temperaturas. Día claro.

A continuación se muestran los resultados obtenidos, representándose las

tensiones a circuito abierto en el eje derecho de ordenadas y la temperatura ambiente

(ºC) e irradiancia global (escalada 1/10; W/m2) en el eje izquierdo de ordenadas:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

4:19 6:43 9:07 11:31 13:55 16:19 18:430

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Tamb Irrad/10 (Wm2) Vca cp Vca sp Vca vid Gráfica 3.12. Evolución Tensiones a circuito abierto. Día claro.


51 de 121

Se condensan los resultados en una única gráfica para otro día:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

4:48:00 7:12:00 9:36:00 12:00:00 14:24:00 16:48:00 19:12:000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Tcom Tcp Tsp Tvid Tamb Irrad/10 (W/m2) Vca cp Vca sp Vca vid Gráfica 3.13. Temperaturas y Tensiones a circuito abierto. Día claro.

Día con nubes:

0

20

40

60

80

100

120

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Tcom Tcp Tsp Tvid Tamb Irrad/10 (W/m2) Vca sp Vca cp Vca vid Gráfica 3.14. Temperaturas y Tensiones a circuito abierto. Día con nubes.


52 de 121

En estas gráficas se observa que existen diferencias de temperatura en función

del tipo de cubierta y encapsulado. Se analizan los resultados con más detalle:

Diferencias de temperaturas entre muestras y módulo convencional:

Se exponen las evoluciones de las diferencias de temperaturas entre el módulo

comercial y la muestra con cubierta de vidrio (“VID”), así como la diferencia de

temperatura entre el módulo comercial y las muestras con cubierta de Tedlar (“CP” y

“SP”).

La gráfica indica la diferencia de temperatura (ºC) en el eje izquierdo de

ordenadas, la temperatura ambiente (ºC) y la irradiancia escalada 1/10 (W/m2) en el eje

derecho de ordenadas.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

SP CP Vidrio Tamb Irrad/10 (W/m2) Gráfica 3.15. Diferencia Temperaturas módulo comercial-muestras. Día claro.

Las diferencias de temperatura llegan hasta los 8º en instantes de máxima

irradiancia. Aquí se pone de manifiesto claramente las posibilidades de mejora, en

función del material y diseño. La influencia de esta diferencia de temperatura (8º C)

considerando temperatura uniforme sobre la superficie del módulo para el caso de un

módulo de 110 Wp de 72 células conectadas en serie se cuantifica en 3 W, es decir una

disminución respecto a la potencia pico del 2.7 % en la potencia de salida.


53 de 121

Diferencias de temperaturas entre muestras (con cubiertas de vidrio y de Tedlar):

Diferencia de temperatura entre la muestra con cubierta de vidrio y la muestra

con cubierta de Tedlar, denominado “SP”.

Para el análisis de estas gráficas es necesario tener en cuenta que por motivos de

colocación, la muestra con cubierta de vidrio era irradiada antes que las muestras con

cubierta de Tedlar. Esto explica el incremento de temperatura que se observa en las

primeras horas de irradiancia, este efecto es mayor entre la muestra con cubierta de

vidrio y la denominada “CP”, ya que su distancia era mayor.

La gráfica indica la diferencia de temperatura (ºC) (temperatura “VID” menos

temperatura “SP”) en el eje izquierdo de ordenadas, la temperatura ambiente (ºC) y la

irradiancia escalada 1/10 (W/m2) en el eje derecho de ordenadas.

Día claro:

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.16. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.


54 de 121

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

4:19 6:43 9:07 11:31 13:55 16:19 18:430

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Días con nubes:

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.18. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día con nubes.


55 de 121

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:000

20

40

60

80

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.19. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra SP. Día nublado.

Se observa de las gráficas que la evolución de la diferencia de temperatura es

completamente similar para estos días, en horas sin irradiancia las diferencias son

pequeñas, ligeramente positivas, es decir el vidrio a mayor temperatura, sin embargo,

esta tendencia cambia en horas de sol en las que el vidrio se coloca a menor

temperatura.

Diferencia de temperatura entre panel con cubierta de vidrio y con cubierta de

Tedlar, denominado”CP”.

Días claros:

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.20. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día claro.


56 de 121

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

4:19 6:43 9:07 11:31 13:55 16:19 18:430

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.21. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día claro.

Días con nubes:

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.22. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día con nubes.


57 de 121

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:000

20

40

60

80

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.23. Diferencia Temperatura muestra con vidrio y muestra CP. Día nublado.

Los resultados son similares a los obtenidos con la muestra “SP”.

Influencia del encapsulado:

Se representa la diferencia de temperatura entre las muestras con cubierta de

tedlar (temperatura muestra “SP” menos temperatura muestra “CP”, descritas

anteriormente) para varios días. Comentar que la muestra “SP” recibe radiación solar

antes que la “CP”, de ahí que la diferencia de temperatura suba bruscamente (en torno a

las 7:15 horas), para después reducir esta variación.

Se denomina influencia del encapsulado debido a que la diferencia entre ambas

muestras era el modo en el que estaban encapsuladas las células fotovoltaicas.


58 de 121

Días claros:

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb

Gráfica 3.24. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día claro.

-2

-1

0

1

2

3

4

4:19 6:43 9:07 11:31 13:55 16:19 18:430

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Dif T Irad/10 (W/m2) Tamb

Gráfica 3.25. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día claro.


59 de 121

Días con nubes:

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Dif T Irrad/10 (W/M2) Tamb

Gráfica 3.26. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día con nubes.

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:000

20

40

60

80

100

Dif T Irrad/10 (W/m2) Tamb Gráfica 3.27. Diferencia Temperatura muestra SP y CP. Día nublado.

Se observa de las gráficas que la diferencia de temperatura entre ambas toma

valores pequeños, positivos en las primeras horas de radiación y negativos con el paso

del día. Esto se interpreta del siguiente modo. Inicialmente la temperatura (medida en la

parte posterior) es mayor en la célula que no posee encapsulamiento inferior (resistencia

térmica de conducción menor), sin embargo esta tendencia se invierte conforme

aumenta la temperatura ambiente.


60 de 121

Resultados ensayo de células encapsuladas:


Existen grandes diferencias de temperatura superficial medidas en la parte

posterior entre un módulo convencional y las muestras ensayadas con parte

posterior metálica. Las diferencias superan los 8º C en instantes de máxima

irradiancia.

Existen diferencias de temperatura en función del tipo de cubierta frontal y el

tipo de encapsulado:

La diferencia de temperatura entre la muestra con cubierta superior de vidrio y

la muestra con cubierta de tedlar toma valores positivos en horas sin irradiancia

(en torno a 0.5º C), y valores negativos en horas de irradiancia positiva (los

valores varían entre -1.5 y -2º C para máxima irradiancia).

La diferencia de temperatura entre muestras con cubierta de tedlar (temperatura

de muestra “SP” menos temperatura de muestra “CP”), es decir, la influencia del

encapsulado ya que esa es la diferencia que existe entre ellas, toma valores muy

pequeños que varían entre 0.5º C a primeras horas del día y -0.5º C por la tarde.

3.3. Ensayo de Termografías.

Objetivo:

Con el objeto de conocer la distribución de temperaturas superficial en módulos

fotovoltaicos, se realizaron termografías en módulos con diferentes disposiciones y

distintas células, que a continuación se describen.

Metodología y equipo:

El equipo usado fue Inframetrics IR Model 760 que consta de scanner, unidad de

control monitorizada, carro de transporte y adaptador de corriente.


61 de 121

Este equipo permite la obtención de termografías de superficies o volúmenes en

función de una serie de parámetros que son tratados informáticamente mediante el

programa de procesamiento de imágenes ThermaGram Versión 5.0.

Los parámetros más importantes requeridos por el dispositivo para conocer la

distribución de temperaturas son la emisividad del objeto y la “background

temperature”. Estos parámetros son difícilmente cuantificables mediante estos equipos,

ya que la emisividad es a su vez función de la temperatura. La “background

temperature” tiene gran influencia en el resultado y estimarla a través de la temperatura

ambiente conlleva errores insostenibles.


62 de 121

En esta situación, las termografías se han realizado midiendo simultáneamente la

temperatura superficial del módulo, mediante una sonda calibrada PT-100, y captando

la imagen. Los parámetros de emisividad y “background temperature” se han adecuado

para obtener la temperatura correcta del módulo.

Módulos ensayados:

Módulo36 células inclinado 37º, orientación sur, situado a unos 10 centímetros

del suelo y sin aislamiento posterior.

Módulo 36 células en posición vertical, orientación sur, colocado a unos 50

centímetros del suelo y aislado térmicamente por su parte posterior.


63 de 121

Módulo de 36 células en posición horizontal, aislado térmicamente en su parte

inferior.

Módulo con cubierta de vidrio, parte posterior metálica, inclinada 37º,

orientación sur. (Descrita anteriormente, denominada “vid”)

Módulo con cubierta de Tedlar, encapsulado posterior y superior de Eva, parte

posterior metálica, inclinada 37º, orientación sur. (Denominada “CP”)

Módulo con cubierta de Tedlar, encapsulado superior de Eva, parte posterior

metálica, inclinada 37º, orientación sur. (Denominada “SP”)

Resultados:

Módulo inclinado:

Al realizar las termografías se observa una influencia negativa de las cajas de

conexión eléctrica, ya que éstas se encuentran situadas en la parte posterior e impide

una correcta conducción del calor en las células del módulo situadas inmediatamente

encima, que tienen temperaturas superiores a las restantes. Por lo tanto en la exposición


64 de 121

de los resultados se va a analizar en primer lugar la influencia de la caja de conexiones y

más tarde se analizará la forma de las isotermas sin considerar el efecto de la caja, es

decir se divide el estudio en dos partes que en la realidad se dan simultáneamente.

Se analiza inicialmente el efecto de la caja de conexión representándose un

esquema de las isotermas, debidas exclusivamente a este elemento. Análogamente a este

esquema, podríamos representar otro simétrico respecto a un eje horizontal, ya que en la

parte inferior se observa el mismo efecto debido a otra caja situada en el otro extremo.

Figura 9.

La diferencia de temperatura entre la/s célula/s con la caja en la parte posterior y

la célula más fría del panel varían desde los 3 hasta los 7º C. Los factores de los que

depende fundamentalmente son:

o Nivel de irradiancia, este es el factor más importante ya que tiene la mayor

influencia en la temperatura superficial. A baja irradiancia la diferencia de

temperatura toma valores entre 3 y 5º C, a alta irradiancia varía entre 4 y 7º C

en función de otros factores, fundamentalmente la velocidad del viento.

o Velocidad del viento, en días de mucho viento las diferencias de temperatura

disminuyen, siendo más homogénea la temperatura en el módulo.

o Para un mismo nivel de irradiancia y velocidad del viento, la diferencia de

temperatura entre el cajetín y la célula más fría del módulo, es menor por la

mañana que por la tarde, siendo esta diferencia casi nula en la primera hora de

sol. Este hecho es lógico ya que la parte posterior todavía no ha alcanzado

temperaturas similares a la parte expuesta.

o La temperatura ambiente es un factor que también influye en el incremento de

temperatura debido a la caja de conexiones, ya que mayores temperaturas

ambiente nos conducen a mayores temperaturas superficiales y por tanto a

mayores gradientes.


65 de 121

Se propone por tanto, que la colocación de la caja de conexiones no sea en la

parte posterior del módulo, de esta forma se conseguirá un mayor rendimiento del

mismo.

Se exponen una termografía en la que se observa este efecto. Puesto que la toma

de la termografía no es una acción inmediata, se expresan intervalos de irradiancia y

velocidad de viento.

Irradiancia global (W/m2) 755-765

Irradiancia difusa (W/m2) 235-240

Temp. Ambiente (ºC) 31.0

Velocidad viento (m/s) 2-4

Temp. Superficie (ºC) 59

Hora 13:30

A continuación, se realiza un estudio de la distribución de temperaturas

obtenidas en el módulo inclinado, sin tener en cuenta la caja de conexiones, es decir,

analizando exclusivamente el efecto en las células periferia. Se representa un esquema

de las isotermas típico de este módulo con alta irradiancia y se explican las posibles

causas de su forma:

Este es un esquema genérico, de ahí que no aparezca cuantificación de los

incrementos de temperatura.

Figura 10.


66 de 121

Este esquema es válido en cualquier situación, si bien, en función de varios

parámetros, que a continuación se analizan, los gradientes de temperatura serán

diferentes. Se observa que no existe simetría en las isotermas. La forma de las isotermas

de la parte superior se deben a efectos periferia, es decir, menor temperatura de las

células exteriores a causa de una menor temperatura del marco y mayor flujo de calor en

esta zona. Sin embargo, los gradientes de temperatura de la parte inferior, además de

ser células límite, tienen la influencia de la temperatura del terreno, de ahí que tengan

una forma diferente. Se numeran inicialmente los factores que afectan a la diferencia de

temperatura:

o La irradiancia es el factor más importante. Es el que influye de mayor modo en

los gradientes de temperatura.

o Velocidad del viento, en días de mucho viento las diferencias de temperatura

disminuyen, siendo más homogénea la temperatura en el módulo.

o La temperatura ambiente es un factor también influyente. A mayor temperatura

ambiente, mayor temperatura superficial y por tanto mayores gradientes en el

módulo.

o La temperatura del terreno es un factor que modifica la distribución de

temperatura en la parte inferior del módulo, debido a su cercanía al suelo.

El esquema representado anteriormente es un esquema de isotermas

representativo del módulo, si bien en función de los factores analizados, este esquema

puede sufrir variaciones.

Los factores baja irradiancia, alta velocidad de viento y temperatura ambiente

baja tienden a homogeneizar la distribución superficial de temperatura. Por lo tanto, el

efecto de alguno o varios de ellos modifican el esquema quedando de la siguiente

forma:


67 de 121

∆T max = 2 - 4º C

Figura 11.

Este esquema es típico en las primeras horas de sol. La diferencia de temperatura

entre los puntos más frío y más caliente del módulo, toma valores entre 2 y 4º C,

similares en la parte superior y en la inferior.

Con irradiancia alta el esquema inicial (figura 10) representa fielmente la

distribución de temperaturas. Los gradientes de temperatura toman valores entre 5 y 8º

C, también similares en zona superior e inferior.

Se observa en las termografías que la distribución de temperatura tiende a ser

más homogénea entre filas de células, es decir, existen saltos de temperatura entre filas

de células. Se achaca este hecho a que están conectadas en serie.

A continuación se presentan termografías que reflejan lo comentado anteriormente.

Irradiancia global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del viento

(m/s)

Hora Temp. Superficie

(ºC) 840-850 90-95 28.4

3-4 14:00 59


68 de 121

Módulo vertical:

En las conclusiones que se deducen hay que tener en cuenta la colocación del

módulo: posición vertical, orientación sur, aislado posteriormente para no tener

influencia de la caja de conexión eléctrica y a una altura de 50 centímetros del suelo.

El esquema de isotermas representativo de esta situación es el siguiente:

Figura 12.

Se observa que la zona más caliente es la zona central, siendo el esquema

simétrico respecto a un eje vertical pero no simétrico respecto a un eje horizontal. El

motivo de esta falta de simetría es que el marco superior se encuentra a mayor

temperatura que el inferior, ya que uno recibe radiación solar y el otro está sombreado,

por lo que la zona inferior del módulo está normalmente más fría que la superior.

Este esquema de temperatura puede modificarse del siguiente modo:

1. Con niveles bajos de irradiancia, altas velocidades de viento y temperatura

ambiente baja la distribución de temperatura tiende a ser más homogénea, ya

que descienden la temperatura superficial. Por lo tanto la acción de alguno o

varios de estos factores llevan al siguiente esquema de isotermas. Los gradientes

de temperatura entre los puntos más frío y más caliente del módulo varían entre

1 y 3º C.

∆T max = 1 – 3º C

Figura 13.

2. Con niveles altos de irradiancia, el marco de la zona superior alcanza

temperaturas altas, mayor que la del módulo, debido a que la colocación del

mismo era en posición vertical y por tanto el marco recibía gran cantidad de


69 de 121

irradiación (además la posición del sol era muy alta, ya que los ensayos se

realizaron en los meses de agosto y septiembre). Sin embargo, el marco de la

parte inferior del módulo estaba sombreado por lo que se comporta como un

disipador de energía al estar a temperatura inferior al módulo. En esta situación

el esquema de isotermas se desvirtuaba de las siguiente forma:

∆T max = 3 - 5º C

Figura 14.

Los gradientes de temperatura entre los puntos más frío y más caliente del

módulo toman valores entre 3 y 5º C.

Algunas de las termografías tomadas se presentan a continuación. Existe

simetría respecto a un eje vertical, por lo que se muestra la mitad del módulo.





Temp. Superficie (ºC) 54.5

Hora 18:40





Temp. Superficie (ºC) 58

Hora 13:30


70 de 121

Módulo horizontal:

Este módulo fue colocado en posición horizontal, aislado inferiormente, por lo

que no había influencia de la caja de conexión eléctrica. Además, no tenía ninguna

influencia especial del entorno. Por estas razones, las distribuciones de temperatura

obtenidas han sido simétricas, las diferencias de temperatura se deben exclusivamente a

efectos de la periferia, es decir, las células exteriores están a menor temperatura que las

interiores y toma valores entre 2 y 5 ºC. Los factores más importantes en estas

diferencias de temperatura son:

Irradiancia: el aumento de la irradiancia conlleva mayores temperaturas

superficiales y por tanto mayores gradientes.

Velocidad del viento: un aumento de la velocidad del viento paralela al

módulo, conlleva mayor homogeneidad de temperaturas y menores gradientes.

Temperatura ambiente: mayores valores de temperatura ambiente nos lleva a

mayor temperatura del módulo y por tanto mayores gradientes térmicos en él.

El esquema de isotermas para este módulo es equivalente a cualquier nivel de

irradiancia, si bien los gradientes de temperatura varían en función de los parámetros

mencionados.

∆T max = 2 - 5º C

Figura 15.


71 de 121


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del

viento(m/s)


(ºC) 605-610 105-110 27.5 3-4 12:30 50

Células con cubierta de tedlar:

Se analizan las distribuciones de temperatura en dos células encapsuladas y con

cubierta de tedlar, cuya diferencia entre ambas es tener encapsulado de EVA en la parte

posterior y lateral (CP) o tenerlo sólo en la parte lateral (SP). Estas células fueron

descritas con detalle anteriormente. Las diferencias de temperatura que existen entre

ellas son pequeñas debido a su similar construcción y no son comparables mediante este

estudio, ya que ambas termografías no se toman simultáneamente y las condiciones de

radiación son variables en los instantes de ejecución de las mismas. La comparación de

las temperaturas entre ambas se realiza en otro apartado mediante la medición de la

temperatura superficial en la parte posterior.

En ambos módulos existe un cambio brusco de temperatura entre la célula

(silicio) y el perfil sobre el que está apoyada, pudiéndose claramente

observar el límite de la misma. La temperatura del silicio es siempre superior

a la del perfil. La diferencia de temperatura entre la célula y el perfil es

mayor en la placa CP que en la SP, por lo tanto la temperatura de la célula es

mayor en CP, hecho lógico ya que el encapsulado inferior es una resistencia

térmica en esta dirección.


72 de 121

Figura 16.

La distribución de temperatura dentro de la célula es prácticamente

homogénea.

El factor más importante en las diferencias de temperatura es la irradiación,

ya que la temperatura superficial depende en gran medida de ella.

La velocidad del viento disminuye la temperatura superficial del módulo y

por lo tanto disminuyen las variaciones de temperatura en él. Sin embargo la

distribución de temperaturas no cambia significativamente, ya que la

temperatura es prácticamente homogénea en la superficie que recubre la

zona de silicio.

Analizamos detenidamente en función de las condiciones:

Baja irradiancia:

Se presentan los incrementos máximos de temperatura entre el punto más frío y

más caliente de la muestra, la temperatura en la célula (zona de silicio) es

prácticamente homogénea, el incremento detallado es entre esta zona y el perfil

de aluminio en su zona más exterior.

∆T max = 1 - 2º C

Figura 17.

Esta es la distribución de temperatura para bajas irradiancias, es decir un nivel

de temperaturas diferente y homogéneo en las zonas del silicio y el perfil. El

decremento de temperatura toma valores entre 1 y 2 º C, no existen diferencias entre

ambos módulos.


73 de 121

Si el nivel de irradiancia aumenta empiezan a aparecer diferencias entre ambos

módulos, el panel SP, sin encapsulamiento posterior, tiene un descenso más

progresivo de temperatura entre la zona con silicio y el perfil, debido a una

mayor conducción térmica. Sin embargo, en el caso del panel CP el salto de

temperatura es brusco. Las diferencias de temperatura varían entre 1.5 y 2.5 º C

siendo ligeramente superiores en el módulo CP.

∆T max = 1.5 – 4º C

Figura 18.

A altos niveles de irradiancia se observan los mismos efectos anteriores. Los

esquemas de distribución de temperaturas son completamente similares.

Por un lado, el descenso de temperatura entre el silicio y el perfil es más

progresivo en el módulo SP, las diferencias de temperatura varían entre 2.5 y 4 ºC. En el

módulo CP sigue habiendo un salto brusco de temperatura, siendo la diferencia de

temperatura en este módulo mayor, entre 3.5 y 5 ºC.

Se expone un ejemplo de las termografías:

Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)

Hora Velocidad viento(m/s)

Temp. Superficie SP (ºC)

Temp. Superficie CP (ºC)

535-540 210-215 27.7 11:15 2-4 43.0 42.6

SP CP


74 de 121

En la célula del módulo CP, se observa en las termografías diferencias de

temperatura dentro de ella, la temperatura en la superficie del silicio no es

completamente uniforme, siempre adoptando la misma forma. Se achaca este

comportamiento a un irregular laminado (diferente espesor del EVA o Tedlar) o bien a

la posibilidad de suciedad o aire, entre el silicio y el Tedlar (diferente resistencia de

contacto). No obstante las diferencias de temperatura dentro de la célula son muy

pequeñas, inferiores al grado. Esta heterogeneidad de temperatura no puede deberse a

cuestiones de conexionado o efecto Joule en las conexiones, ya que las termografías se

realizaron a circuito abierto.

Figura 19.

Termografía representativa:






Hora 13:30

Célula con cubierta de vidrio:

Las distribuciones de temperatura en esta célula son diferentes a las anteriores, el

comportamiento del vidrio es diferente al del tedlar. Al igual que en el caso anterior, las

mayores temperaturas se encuentran en la célula de silicio, existiendo un salto de


75 de 121

temperatura entre la célula y el perfil sobre la que se apoya. Sin embargo, la

homogeneidad de temperaturas es muy inferior. No existen saltos bruscos de

temperatura, los descensos son progresivos.

Además, para cualquier nivel térmico, se observan grandes heterogeneidades de

temperatura en esta muestra. El mapa de isotermas es similar en cualquier situación y se

expone a continuación:

Figura 20.

La forma de las isotermas puede deberse a la posibilidad de suciedad, entre la

célula y el vidrio (diferente resistencia de contacto).

Otra posible explicación es la presencia de un tornillo en la parte derecha del

esquema, para la conexión de la ficha eléctrica posterior.

Además es visible exteriormente, que la unión del vidrio al perfil realizada con

silicona, es diferente (irregular) en las zonas izquierda y derecha.

Se detallan los incrementos de temperatura y los distintos factores que influyen:

El aumento de la velocidad del viento y la disminución de la temperatura

ambiente conllevan distribuciones más homogéneas de temperatura.

El factor más importante en la distribución de temperatura es la irradiancia. Un

aumento de la irradiancia lleva asociada una mayor heterogeneidad de

temperatura.

A continuación se presentan los esquemas de isotermas en función única de la

irradiancia, si bien, son esquemas exclusivamente cualitativos. Para cada uno de ellos

hay que tener en cuenta el efecto de la velocidad del viento y la temperatura ambiente,

ya comentados.


76 de 121

Baja irradiancia

Se representa el esquema de isotermas. La diferencia de temperatura máxima toma

valores entre 3 y 4 ºC.

∆T max = 3 – 4º C

Figura 21.

Media irradiancia:

∆T max = 5 – 7º C

Figura 22.

Se observa que el nivel más bajo de temperatura está en una zona interna, no en

la periferia. Esto se debe a que el tamaño del vidrio es algo inferior al perfil de

aluminio, y el aluminio sin cubierta está a mayor temperatura que el vidrio. La

diferencia máxima de temperatura varía entre 5 y 7 ºC.

Alta irradiancia:

∆T max = 8 - 10º C


77 de 121

Figura 23.

La distribución es similar a los casos anteriores. La diferencia de temperatura

toma valores mayores, en torno a los 10 ºC.

Se presenta una termografía representativa:






Hora 13:30

Se puede concluir del estudio de estas últimas termografías, que el tipo de

encapsulado, así como el tipo de cubierta tiene gran influencia en la distribución de

temperaturas del módulo.

El encapsulado consigue una temperatura más homogénea de la célula, con

respecto al caso de cubierta de vidrio y en menor modo, con respecto al módulo cubierto

de tedlar pero sin encapsulado inferior.

Los módulos cubiertos con tedlar tienen distribuciones de temperatura mucho

más uniformes que en el caso del módulo cubierto con vidrio.

Son muy importantes también en la distribución de temperatura del módulo,

otros factores secundarios, como el aislamiento con silicona o la unión de la cubierta

superior. Esto se ha puesto de manifiesto en la heterogeneidad de temperaturas del

módulo con cubierta de vidrio, en la que el aislamiento y la unión del vidrio presentan

irregularidades.


78 de 121

3.4. Ensayo de Reflectancia.

El objeto de este ensayo era conocer las propiedades ópticas de las muestras

analizadas en apartados anteriores. Se realiza la medida de la transmisividad y

reflectividad considerando como hipótesis absortividad nula.

Metodología y equipo:

Las medidas de reflectancia se han realizado con un espectrorradiómetro Li-Cor

1800 y accesorios de esfera integradora, fibra óptica, patrón de sulfato de bario, fuente

de luz, trípode y un PC.

La técnica utilizada en la medida de reflectividad espectral es de doble haz. La

muestra y el patrón se colocan en lugares fijos de la esfera integradora, mientras que las

trayectorias luminosas se varían para medir la luz reflejada por el patrón o por la

muestra.

Conocida la reflectividad y supuesta nula la absortividad, podemos conocer la

transmisividad global, como el complemento a uno de la reflectividad.

τ + α + ρ = 1

τ : Transmisividad del conjunto.

α : Absortividad del conjunto (considerada nula como hipótesis).


79 de 121

ρ : Reflectividad del conjunto.

Presentamos como resultado:

o La reflectividad espectral de las muestras en el rango de 350 a 1100 nm.

o La reflectividad media ponderada en el espectro ensayado. Si la reflectividad

de la muestra es ρλ, la reflectividad ponderada, ρ, por el espectro solar sλ

será:

∫∫=

λ

λρρ

λ

λλ

ds

ds

·

··

Muestras:

1. Célula con cubierta de vidrio estándar.

2. Célula con cubierta de tedlar.

3. Módulo comercial 36 células con cubierta de vidrio “solar”.


80 de 121

Resultados:

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

350 450 550 650 750 850 950 10500

500

1000

1500

2000

W/m

2/um

Comercial Vidrio Tedlar Poder Emisivo Espectral

Gráfica 3.29. Reflectividad de las Muestras .

La reflectividad ponderada en el espectro ensayado se presenta:

Muestras Reflectividad ponderada

1. Cubierta con vidrio. 0.128

2. Cubierta Tedlar. 0.076

3. Módulo comercial 0.114

Conclusiones:

o El tedlar tiene menor reflectividad que el vidrio en todo el espectro en el

que se realizaron las medidas.

o El vidrio de la muestra 1 tiene peor reflectividad que el módulo

comercial.

o Se observa hay grandes diferencias entre estos valores. Recordemos que

este valor tiene una influencia capital en el rendimiento del módulo, ya

que afecta directamente a la energía incidente. Por lo tanto, la elección de

la cubierta en el diseño debe ser estudiada con detenimiento.


81 de 121

3.5. Ensayo de Aislamiento y posición.

Se registró la temperatura superficial inferior de diferentes módulos, registrando

igualmente los valores de irradiancia y temperatura ambiente en la estación

meteorológica. Las medidas se registraron con sondas PT100. El sistema de adquisición

de datos fue el mismo que en ensayos anteriores.

El objetivo es la comparación de las temperaturas alcanzadas por módulos

comerciales de 36 células situados en distintas posiciones y con diferente tipo de

aislamiento posterior.

Los ensayos se realizaron sobre los módulos que se detallan a continuación:

1. Módulo comercial inclinado 37º, orientación sur, sin aislamiento

posterior.

2. Módulo en posición vertical, orientación sur y aislado térmicamente por

su parte posterior.


82 de 121

3. Módulo en posición horizontal, aislado térmicamente en su parte inferior.

A continuación se representan las temperaturas superficiales inferiores de los

tres módulos, la temperatura ambiente (º C) en el eje izquierdo de ordenadas y la

irradiancia global horizontal e inclinada 37º (W/m2) en el eje derecho de ordenadas,

para varios días.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

4:48:00 7:12:00 9:36:00 12:00:00 14:24:00 16:48:00 19:12:000

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Inc 37º Horizontal Vertical Tamb Iglobal hor I37 Gráfica 3.31. Evolución Temperaturas Ensayo de posición y aislamiento.


83 de 121

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

5:16:48 7:40:48 10:04:48 12:28:48 14:52:48 17:16:48-200

0

200

400

600

800

1000

Inc 37º Horizontal Vertical Tamb Irr hor (W/m2) Irrad 37 (W/m2) Gráfica 3.32. Evolución Temperaturas Ensayo de posición y aislamiento.

Se representa la irradiancia frente a la diferencia entre la temperatura del módulo

y la temperatura ambiente, para el módulo horizontal (irradiancia horizontal) y módulo

inclinado (irradiancia a 37º).

Día claro:

-200

0

200

400

600

800

1000

-10 0 10 20 30 40 50

Tpanel-Tamb

Irrad

(W/M

2)

Tinc-TambThor-Tamb

Gráfica 3.33. Irradiancia frente Diferencia Temperaturas Módulo-Ambiente.

Se puede observar que para cualquier valor de irradiancia, la diferencia de

temperatura módulo - ambiente es mayor en el módulo horizontal que en el módulo

inclinado. Dado que las pérdidas térmicas son función de esta diferencia, se concluye


84 de 121

que dichas pérdidas son mayores en el caso del módulo horizontal, hecho bastante

lógico por encontrarse aislado en su parte posterior. Esta gráfica puede utilizarse como

medida para ver la influencia en las pérdidas térmicas al colocar aislamiento posterior

en un módulo fotovoltaico.

Se comenta de nuevo que las pérdidas térmicas no son proporcionales a la

diferencia de temperatura módulo - ambiente, existe un valor de la ordenada en el

origen, es decir, para igualdad de temperatura entre el ambiente y el módulo, las

pérdidas térmicas tienen un valor positivo.

Se representa a continuación, la temperatura que alcanza cada módulo en

función de la irradiancia que recibe, se representan en distintos colores los tramos

mañana y tarde, para distinguirlos estando el cambio a las 13:00, hora GMT.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Iglobal (W/M2)

T (º

)

Inc MañanaHor MañanaInc TardeHoriz Tarde

Gráfica 3.34. Temperatura-Irradiancia.

En esta gráfica se puede observar como para un mismo nivel de irradiancia, la

temperatura del módulo horizontal, a pesar de estar aislado, es inferior a la del módulo

inclinado a primeras horas del día. Este hecho se debe a que el instante en el que se

obtiene un cierto valor de irradiancia horizontal es anterior al instante en el que se

obtiene ese mismo valor sobre superficie inclinada (antes del mediodía), por lo tanto

hay desigualdad de temperatura ambiente. Sin embargo, a partir de media mañana, la

temperatura del módulo horizontal es siempre superior a la temperatura del módulo

inclinado, debido a la influencia del aislamiento en el módulo horizontal y a la similitud

entre las gráficas de irradiancia por la tarde. Esto se deduce de gráficas anteriores.


85 de 121

Resultados ensayo posición y aislamiento:


La diferencia de temperatura entre el módulo y el ambiente toma valores de

hasta 30º C en un módulo inclinado 37º y ventilado en su parte posterior.

La diferencia de temperatura entre un módulo aislado en posición horizontal y el

ambiente toma valores de hasta 40º C, los valores de esta diferencia son mayores

que en el caso de módulo ventilado para cualquier nivel de irradiancia.


86 de 121

4. Validez de las hipótesis.

Los modelos de análisis energético de un módulo fotovoltaico expuestos en

apartados anteriores se utilizan para la estimación de la potencia eléctrica cedida en un

módulo en función de las variables meteorológicas conocidas (temperatura ambiente,

irradiancia, velocidad y dirección de viento) en ciertas condiciones de funcionamiento.

Ya se comentó anteriormente, que mediante un balance energético en el módulo,

podemos estimar en primera aproximación que la energía incidente se invierte en un

10 % en pérdidas por reflexión, un 15 % la potencia eléctrica y el 75 % restante son

pérdidas térmicas. Luego la potencia eléctrica es del orden de cinco veces inferior a las

pérdidas térmicas. De estas cifras se deduce que cometer errores en la estimación de las

pérdidas térmicas nos conlleva a errores insostenibles en la potencia. Por lo tanto es

necesaria una discusión sobre la validez de las hipótesis usadas por los modelos, en

vistas a conocer el error que cometemos en las estimaciones, en concreto analizaremos

las hipótesis del modelo planteado por Ángel Sáez, analizado anteriormente:

4.1. Conductividad infinita en el módulo.

Esta hipótesis equivale a suponer una temperatura uniforme en el espesor del

módulo, independientemente del material y espesor de los diferentes elementos

(cubiertas y encapsulado) de los que estuviera constituido el módulo.

El objetivo analizado en este proyecto no era estimar la diferencia de

temperatura entre la superficie superior y posterior, sino demostrar que la temperatura

superficial de un módulo depende claramente de la disposición constructiva del mismo,

desde el punto de vista del material de las cubiertas y del encapsulado. Para ello fue

realizado el ensayo 2, del que se pueden obtener las siguientes conclusiones:

o Una cubierta posterior de tedlar (módulo comercial) conlleva mayores

temperaturas superficiales que cualquiera de las muestras analizadas con

cubiertas posteriores metálicas. La diferencia de temperatura puede llegar hasta

los 8º C en instantes de máxima irradiancia.


87 de 121

o El material de la cubierta frontal influye en la temperatura superficial. Se

analizan muestras con cubiertas de vidrio y tedlar, observando que el vidrio

alcanza temperaturas menores en horas de sol. Esta diferencia puede llegar a los

dos grados centígrados.

o El tipo de encapsulado tiene también influencia térmica en el módulo. En

función del tipo de encapsulado de la célula las temperaturas superficiales

varían, si bien, estas variaciones son de menor cuantía que los efectos anteriores,

en torno al grado centígrado.

Experimentalmente se demuestra en este proyecto que esta hipótesis, con la que

se obvia los materiales de los que está compuesto el módulo, incurre a ciertos errores.

Podemos sacar como conclusión que el diseño del módulo en cuanto a materiales de la

cubierta frontal, tipo de encapsulado y material de la superficie posterior influye en la

temperatura alcanzada por la célula. Por tanto, la hipótesis de conductividad infinita en

el módulo, temperatura uniforme en el espesor, nos llevará a cometer ciertos errores en

la estimación de las pérdidas térmicas y por consiguiente en la estimación de la

potencia eléctrica del módulo.

4.2. Temperatura homogénea en la superficie del módulo.

Los modelos descritos establecían como hipótesis la igualdad de temperatura en

todos los puntos de la superficie del módulo, es decir, temperatura uniforme en todas las

células que componen el panel fotovoltaico en estudio.

En este proyecto se ha demostrado experimentalmente que esta hipótesis tiene

asociado errores en cualquier situación normal de funcionamiento de un módulo. Esto

se ve claramente reflejado en la toma de termografías:

o Existen diferencias de temperatura entre las células centrales y las células límite

en cualquier situación. Esta diferencia de temperatura se atenúa en condiciones

de baja irradiancia y alta velocidad de viento.


88 de 121

o Las cajas de conexión eléctrica, normalmente situadas en la parte posterior,

provocan heterogeneidades de temperatura entre las células inmediatamente

encima y las restantes.

o La presencia del marco conlleva gradientes de temperatura ya que se encuentra

a diferente temperatura que las células comportándose normalmente como

disipador de energía (si está más frío) y en ocasiones como foco de calor por

estar a mayor temperatura.

o Un irregular encapsulamiento, la presencia de cámaras de aire o una unión

deficiente de la cubierta frontal, en definitiva una construcción defectuosa, nos

llevan a distribuciones heterogéneas de temperatura.

Mediante las termografías se ha demostrado que en función de diferentes

parámetros, principalmente irradiancia y velocidad de viento, existen diferencias de

temperatura entre las células de un módulo y diferencias de temperatura dentro de las

mismas células. Además, se ha demostrado experimentalmente en este proyecto que una

célula en la que existe una diferencia de temperatura en ella, cambia su comportamiento

con respecto a la situación de temperatura homogénea. El calentamiento o enfriamiento

parcial de una célula fotovoltaica modifica los parámetros de su curva característica.

Para ello se observó la disminución de la tensión a circuito abierto al calentar una parte

de la célula fotovoltaica.

Con estos ejemplos verificados experimentalmente, podemos concluir que la

hipótesis de temperatura uniforme en la superficie del módulo, lleva asociado un cierto

error, ya que las diferencias de temperatura provocan distorsiones en las curvas

características de las células, reduciendo el rendimiento de los módulos fotovoltaicos.

4.3. Radiación módulo – suelo despreciable.

En el modelo energético del módulo fotovoltaico analizado, se supone que la

radiación del módulo es exclusiva con el cielo, es decir, tanto el intercambio de la parte

expuesta (cubierta frontal), como la parte no expuesta (cubierta posterior) es con una

única superficie negra a temperatura de cielo, parámetro calculado mediante una

expresión dependiente de la humedad relativa, presión ambiente y temperatura de rocío.


89 de 121

La validez de esta hipótesis depende claramente de la situación del módulo. Por

un lado, depende de la inclinación del módulo, ya que el intercambio radiante será

completamente diferente en un módulo en posición horizontal y en un módulo en

posición vertical. Por otro lado, el intercambio radiante será distinto ante la presencia de

elementos que modifiquen el intercambio exclusivo con el cielo, como puede ser la

cercanía al suelo o un muro cercano.

La importancia que tiene esta hipótesis en el resultado es, por tanto, muy

variable en cada caso en particular. En este proyecto se pone de manifiesto que puede

tener cierta importancia, para ello se demuestra que la distribución de temperatura en un

módulo inclinado cercano al suelo se ve afectado por el mismo. Esto queda patente en

que la distribución de temperatura no es simétrica respecto a un eje horizontal en un

módulo de este tipo. Se presenta un esquema de las isotermas representativo de esta

disposición:

Figura 11.

La importancia del terreno depende de la temperatura alcanzada por él y por

tanto, del tipo de terreno. Puede ser importante el intercambio con el suelo si se trata de

un suelo con tonalidades blancas (nieve, hielo, pinturas blancas, etc) que se caracterizan

con alta emisividad a larga longitud de onda y baja absortividad a baja longitud de onda

(λ <3 mµ ).

La influencia del intercambio radiante con el terreno en un módulo inclinado es

más importante en la parte no expuesta, ya que el factor de forma con el suelo es mayor

que en la parte frontal. No obstante este efecto no ha sido estudiado en este proyecto.


90 de 121

4.4. Linealización del problema radiante.

Es frecuente encontrar en la bibliografía la expresión de las pérdidas térmicas

como proporcional a la diferencia de temperatura entre el panel y el ambiente, es decir

expresión del tipo:

Qp = UL·A·( Tpanel-Tamb)

Puesto que las pérdidas térmicas se componen del intercambio convectivo, que

sí es proporcional a esta diferencia de temperatura, más el intercambio radiante, se

concluye que considerar el intercambio radiante como proporcional a la diferencia de

temperatura panel – ambiente, conlleva grandes errores.

Por este motivo, la linealización del problema radiante se realiza suponiendo el

intercambio radiante como proporcional a la diferencia de temperatura entre el panel y

la temperatura de cielo, parámetro cuantificable mediante expresiones encontradas en la

bibliografía que depende de la humedad relativa, presión ambiente y temperatura de

rocío. Los errores cometidos en el cálculo de la temperatura de rocío y por consiguiente

en el cálculo de las pérdidas radiantes son desconocidos.


91 de 121

5. Posibilidades de mejora.

5.1. Consideraciones.

En este proyecto se pone de manifiesto la influencia que tiene la temperatura

superficial de un módulo fotovoltaico, así como la distribución de temperatura

superficial en el módulo. Se observa que estos factores tienen una gran importancia

sobre el rendimiento del módulo y por tanto se busca una optimización en el diseño del

módulo desde el punto de vista térmico.

5.2. Elementos de un módulo fotovoltaico

Se realiza una descripción de los elementos que constituyen un módulo

fotovoltaico, sus funciones, materiales e inconvenientes.

Cubierta frontal y encapsulado:

Las características de la cubierta frontal y el encapsulado deben ser una alta

transmisividad, para que la irradiancia que alcanza la célula sea máxima y una gran

conductividad térmica en aras de evacuar la mayor cantidad de calor posible. La función

de la cubierta frontal es la protección de las células de las inclemencias del ambiente, así

como de posibles daños en la instalación, mantenimiento...

El encapsulado se coloca como medio de cohesión, evita el contacto entre dos

superficies rígidas y la presencia de posibles cámaras de aire. Se suele realizar mediante

EVA (Etileno-Vinil-Acetato), es un polímero transparente que funde a relativamente

baja temperatura (100º C), pero alcanzada una temperatura de 150º C se produce lo que

se llama “curado del EVA”, que se manifiesta en que ya no vuelve a fundir y a

comportarse de manera plástica resultando ser un medio de cohesión muy adecuado

para células.


92 de 121

Respecto a la conductividad, el espesor de la cubierta debe ser mínimo y

compatible con su función de protección. Anteriormente en este proyecto se reflejaron

gráficas con temperaturas y diferencia de temperatura de módulos con distintas

cubiertas (vidrio “solar” y tedlar) [gráficas 3.16 -3.22]. De estas gráficas se observa que

la temperatura superficial inferior diurna alcanzada por el panel con cubierta de vidrio

es menor que la alcanzada por el panel con cubierta de tedlar. Puesto que la parte

inferior era equivalente en ambos casos, se concluye que el vidrio es mejor conductor

térmico que la combinación tedlar más aislamiento.

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Cubierta posterior:

Las funciones de la cubierta posterior son las de protección y rigidez del

módulo, permitiendo el comportamiento correcto del módulo desde el punto de vista

eléctrico. Las características que debe cumplir son las de resistencia, gran conductor

térmico y aislante eléctrico. En la actualidad, los módulos fotovoltaicos se fabrican

normalmente con cubiertas posteriores de tedlar. En realidad se trata de un material

formado por tres capas Tedlar-Poliéster-Tedlar, el responsable de la estanqueidad del

módulo por su parte posterior es el poliéster y el tedlar protege al poliéster de los efectos

de degradación que la luz solar tiene sobre éste.


93 de 121

La cubierta posterior debe tener un espesor mínimo en función del material que

cumpla los requisitos de resistencia, y que perjudica desde el punto de vista térmico.

Desde el punto de vista térmico, sería óptimo aumentar la conductividad, lo que

nos lleva a un material metálico. El problema se presenta en la necesidad de ser aislante

eléctrico. Para solventar este problema se realizan unos tratamientos superficiales del

metal que proporcionan aislamiento eléctrico. Los módulos unicelulares ensayados en

este proyecto poseían su parte posterior metálica. Se presentan la comparativa entre

módulos con cubiertas posteriores de tedlar (módulos convencionales) y estos módulos

con cubiertas posteriores metálicas. No se puede analizar la influencia exacta del

material, ya que además existen otras diferencias constructivas además de ésta. No

obstante se observa que la temperatura superficial inferior se reduce notablemente en el

caso de cubierta posterior metálica. Se representan la diferencia de temperatura entre el

módulo comercial y el módulo con una célula con cubierta de vidrio (“vid”), así como la

diferencia de temperatura entre el módulo comercial y los módulos con una célula

cubierta de Tedlar (“CP” y “SP”), descritos anteriormente.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

SP CP Vidrio Tamb Irrad (W/m2) Gráfica 3.15. Diferencia Temperaturas panel comercial-muestras. Ensayo unicelulares.


94 de 121

Caja de conexión eléctrica:

En la actualidad los módulos comerciales en la mayoría de los casos incorporan

dos cajas de conexión eléctrica situadas en su parte posterior. Mediante la toma de

termografías se presentó en apartados anteriores que esta disposición crea un

sobrecalentamiento en la/s célula/s situadas en su parte inmediatamente superior

respecto a las células restantes del módulo, de la siguiente forma:

Figura 9.

La diferencia de temperatura máxima en el módulo debida a la caja de conexión

puede llegar hasta los 7º C. Este incremento de temperatura provoca:

Un funcionamiento menos eficiente de las células más calientes, ya que sus

curvas características se deforman al trabajar a mayores temperaturas,

funcionando en puntos de menores potencias.

Un funcionamiento menos eficiente del módulo, debido a una conexión de

células con diferente curva característica (hecho que se da al existir células a

diferentes temperaturas).

Se propone desde el punto de vista térmico una colocación distinta de las cajas

de conexión eléctrica, que no perjudique la homogeneidad de temperatura.

Marco:

Otro elemento a tener en cuenta en el análisis de la distribución de temperatura

en un módulo fotovoltaico es el marco. Posee una doble función, por un lado, proteger

el perímetro del laminado de golpes y de la humedad, y por otro, dar al módulo una

estructura manejable y posible de instalar fácilmente.


95 de 121

Su influencia queda patente en cualquier termografía tomada. Es un elemento

metálico (normalmente aluminio) y por este motivo favorece el mecanismo de

conducción en la transmisión térmica en un módulo, provocando normalmente

decrementos de temperatura en las zonas del módulo cercanas a él. Sin embargo, en el

caso del módulo vertical estudiado con anterioridad, se vio como su tendencia era a

calentar la parte superior del módulo por estar a una temperatura elevada debido a la

gran irradiancia que recibía. En cualquier situación, el efecto que provoca el marco es la

existencia de gradientes de temperatura, lo que conlleva el funcionamiento de células

conectadas a diferente temperatura y por tanto ineficiencias.

Se propone, para evitar la influencia negativa del marco, dejar una distancia

entre el marco y la célula más exterior, en vistas a que se produzca el gradiente de

temperatura en ella y no en la célula fotovoltaica.

5.3. Entorno.

Otro factor muy importante en la temperatura alcanzada por el módulo y en la

distribución superficial de la temperatura es el entorno, considerando como tal, la

colocación del módulo y elementos que lo rodean.

Para conseguir una distribución homogénea de temperatura superficial es

conveniente que esté alejado de otros elementos, como son el suelo, pared o cualquier

otro elemento que modifique el intercambio radiante con el cielo. En las termografías

realizadas, se observaba como el panel inclinado situado a unos 10 centímetros del suelo

se veía afectado por la temperatura del terreno en su parte inferior. La influencia del

intercambio radiante con el suelo puede ganar importancia si se trata de un suelo con

alta emisividad a larga longitud de onda y baja absortividad a baja longitud de onda

(λ <3 mµ ), características de suelos con tonalidades blancas (nieve, hielo, pinturas

blancas, etc).

La colocación del módulo, refiriéndonos a su parte posterior, es también muy

importante en la temperatura alcanzada por la superficie. Si el módulo va colocado

sobre un tejado, es decir, con su parte posterior prácticamente aislada la temperatura

alcanzada será superior a un módulo con una colocación flotante o ventilada. Esto queda

patente en el ensayo 5 en el que se analizaban módulos con la parte posterior con o sin

aislar.


96 de 121

VII. Conclusiones.

Se exponen las conclusiones obtenidas de este proyecto:

Los modelos energéticos simplificados de módulos fotovoltaicos presentes en

la bibliografía no se pueden usar para estimar la potencia eléctrica y el

rendimiento de módulos, debido a que los errores que cometen al estimar las

pérdidas térmicas conllevan errores insostenibles en la potencia eléctrica.

Los modelos térmicos son útiles para observar la influencia sobre la

temperatura alcanzada por el módulo al cambiar ciertos parámetros de entrada,

como la irradiancia incidente o temperatura ambiente, es decir, la influencia de

algunas variables en la temperatura superficial del módulo.

Los gradientes de temperatura entre células y/o módulos fotovoltaicos

conectados entre sí provocan ineficiencias, debido a que la superposición de

curvas características distintas, conlleva disminuciones de la potencia máxima.

Estas ineficiencias son mucho más acusadas en conexiones en paralelo que en

conexiones en serie.

En concreto, la conexión de dos células en serie entre las que exista una

diferencia de temperatura de 10º C entre 50º C y 60º C, conlleva una

disminución de la potencia exclusivamente por existir dicho gradiente de

temperatura, del 0.18 % de la potencia pico.

En caso de conexión en paralelo esta disminución de la potencia es del 1.1 %

de la potencia pico, muy superior al valor anterior.

Por tanto, es fundamental en el diseño de un módulo fotovoltaico conseguir

uniformidad de temperatura en su superficie, así como tener en cuenta el

conexionado de las células y módulos.

La normativa vigente para medida de curvas características de módulos

fotovoltaicos no tiene en cuenta la posibilidad de gradientes de temperatura

dentro de los módulos, por lo que las curvas características proporcionadas por

los fabricantes son para temperaturas del módulo uniformes.


97 de 121

Existen gradientes de temperatura en módulos fotovoltaicos en cualquier

situación, tanto mayores al aumentar la irradiancia o temperatura ambiente y

disminuir la velocidad del viento.

Estos gradientes son causados por efectos periferia, mayor conducción térmica

en zonas exteriores, agravado por la presencia del marco, normalmente de

material metálico que favorece los gradientes de temperatura. Estas diferencias

de temperatura entre las células interiores y exteriores de un módulo

fotovoltaico puede llegar a valer hasta 8º C en la situación más desfavorable.

La colocación de las cajas de conexión eléctrica en la parte posterior provoca

sobrecalentamientos en las células situadas en la parte superior a ellas,

llegando estos incrementos de temperatura hasta los 7º C.

Desde el punto de vista térmico se propone el cambio en la disposición

constructiva de las cajas de conexión y del marco.

Los defectos en el encapsulado y unión de la cubierta frontal, como pueden ser

cámaras de aire o defectos en el sellado, provocan heterogeneidades de

temperatura.

Puesto que los gradientes de temperatura en la superficie de los módulos

aumentan con el nivel de irradiancia, las ineficiencias debidas a estas

diferencias de temperatura serán más acusadas en módulos que dispongan de

dispositivos de concentración, ya que podrán alcanzar niveles térmicos

diferentes.

Es necesario que el análisis energético del módulo tenga en cuenta los

materiales y la disposición de los elementos del módulo fotovoltaico, ya que

existen grandes diferencias en las temperaturas alcanzadas por un módulo, en

función del material de la cubierta frontal y posterior, así como del tipo de

encapsulado:

o Muestras con materiales metálicos en la cubierta posterior conllevan

disminuciones de temperatura superficial posterior de hasta 8º C frente a

módulos comerciales.


98 de 121

o Muestras con cubiertas frontales de vidrio alcanzan temperaturas diurnas

menores que el Tedlar, del orden de 1.5 – 2º C menos en el vidrio.

o Otra propiedad a tener en cuenta es la reflectividad de la cubierta

superior, en caso del Tedlar (8%), es menor que la del vidrio (entre 11-

13%) en las muestras ensayadas.


99 de 121

VIII. Bibliografía.

[1] RADZIEMSKA, E. Effect of temperature on the power drop in crystalline

silicon.

Renewable Energy (28). 2003; pp. 1-12.

[2] KLUGMANN, E.;RADZIEMSKA, E. Thermally affected parameters of the

current-voltage characteristics of silicon photocell.

Energy Conversion and Management (43). 2002; pp. 1889-1900.

[3] RADZIEMSKA, E. Thermal performance of Si an GaAs based solar cells and

modules: a review.

Progress in Energy and Combustion Science (29). 2003; pp.407-424.

[4] ANIMALU, AOE. Intermediate quantum theory of crystalline solids.

New York, Prentice-Hall; 1977.

[5] ZHU, Z.; ZHU, X.; SUN, J. Numerical Analysis of Heat Transfer in a

Photovoltaic Panel.

International Communications in Heat and Mass Transfer V. (29). 2002. I. 4. Pp.

497-508.

[6] CIEMAT. Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar

Fotovoltaica.

Ministerio de Industria y Energía. España. ISBN 84-7834-303-2. 1996.

[7] LILLO, I. Análisis energético de módulos fotovoltaicos. Metodología de

diseño de instalaciones basada en la función de utilizabilidad fotovoltaica.

Tesis Doctoral. Universidad de Sevilla. 2000.

[8] DUFFIE, J.A. ; BECKMAN, W.A. Solar Engineerin of Termal Process.

John Wiley sn Sons, New York, USA (1991).


100 de 121

[9] SÁEZ, ÁNGEL. Optimización de Instalaciones Fotovoltaicas con Conexión a

Red.

Proyecto Fin Carrera. Universidad de Sevilla. 2002.

[10] SODEAN; ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS DE SEVILLA.

Manual de Instalaciones Fotovoltaicas.

Conserjería de Empleo y Desarrollo Tecnológico. ISBN 3-934595-31-6. 2004.

[11] Norma UNE-EN-60904-1. Medida de la característica Intensidad-Tensión de

los Módulos Fotovoltaicos.

AENOR. 1994.

[12] Norma UNE-EN-60891. Procedimiento de corrección con la temperatura y la

irradiancia de la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino.

AENOR. 1994.


101 de 121

IX. Anexo.

Ensayo perfiles.

A continuación se exponen diversas gráficas similares a las mostradas en el

desarrollo del proyecto para otros días.

0

10

20

30

40

50

60

70

5:05 6:20 7:35 8:50 10:05 11:20 12:35 13:50 15:05 16:20 17:35 18:500

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Gráfica A..1. Evolución Temperaturas Ensayo perfiles. Día claro.

En la gráfica anterior se representan:

Rojo: Irradiancia global en W/m2 en el eje secundario Y.

Celeste: Temperatura ambiente.

Azul: Temperatura perfil aluminio blanco.

Gris: Temperatura exterior perfil con 2 células.

Rosa: Temperatura exterior perfil con 24 células.

Amarillo: Temperatura exterior perfil sin células.

Turquesa: Temperatura exterior panel convencional.

Violeta: Temperatura interior del perfil sin células.

Marrón: Temperatura interior perfil con 2 células.

Verde: Temperatura interior perfil con 24 células.


102 de 121

En las siguientes gráficas se representa la irradiancia (W/m2) frente a la

diferencia de temperatura entre un panel comercial y el ambiente.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

-5 0 5 10 15 20 25 30 35

Tpanel-Tamb

Irrad

(W/m

2)

Gráfica A..2. Irradiancia frente Diferencia temperatura panel-ambiente.

0

200

400

600

800

1000

1200

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35

Tpanel-Tamb

Irrad

(W/m

2)

Gráfica A..3. Irradiancia frente Diferencia temperatura panel-ambiente.


103 de 121

Ensayo células encapsuladas.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:360

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Iglob/10 Tamb Tcom Tcp Tsp Tvid Vca CP Vca SP Vca VID Gráfica A.4. Evolución Temperaturas. Día claro.

-2

-1

0

1

2

3

4

4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:120

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10(W/m2) Tamb Gráfica A.5. Diferencia Temperaturas entre muestras SP y CP. Día claro.


104 de 121

-3

-2

-1

0

1

2

3

4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:120

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10(W/m2) Tamb Gráfica A.6. Diferencia Temperaturas entre muestras con vidrio y muestra CP. Día claro.

-3

-2

-1

0

1

2

3

4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:120

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dif T Irrad/10(W/m2) Tamb Gráfica A.7. Diferencia Temperaturas entre muestra con vidrio y muestra SP. Día claro.


105 de 121

Ensayo termografías.

Se exponen a continuación algunas de las termografías realizadas para la obtención de conclusiones. Módulo inclinado:

07/09/04 19:00 Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa (W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del viento(m/s)

Temp. Superficie

(ºC) 340-350 65-70 28.8 3-5 40.8


global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 500-505 135-140 21.7

0-1 35.2


106 de 121


global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del viento

Temp. Superficie

(ºC) 525-530 210-215 27.4

2-4 43.3

28/09/04 18:30



Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del viento (m/s)

Temp. Superficie

(ºC) 395-400 50-55 32.3

0-1 54.7


107 de 121

10/09/04 17:30

Irradiancia

global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 445-450 195-200 34.7

2-4 51.4

14/09/04 13:30



Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 810-815 245-250 26.7

0-1 55.5


108 de 121

10/09/04 13:30



Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 755-765 235-240 31.0

2-4 59

27/09/04 14:00



Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 840-850 90-95 28.4

3-4 59.1


109 de 121

Módulo horizontal:


global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 395-400 130-135 22.2 0-1 37.3

07/10/04 12:30


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)

Velocidad del

viento(m/s)


(ºC) 605-610 105-110 27.5 3-4 12:30 50


110 de 121


global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) 665-670 125-130 28.3 0-1 53.2


111 de 121

Módulo vertical: Se adjuntan algunas de las termografías realizadas:

07/09/04 19:00 Velocidad del viento(m/s)



Temp. Ambiente

(ºC)

Temp. Superficie

(ºC) 3-5 435-440 65-70 28.8 41.0

28/09/04 18:40

Velocidad del

viento(m/s)


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


(ºC) 0-1 245-250 50-55 32.3 18:40 54.5


112 de 121

10/09/04 17:30




Temp. Ambiente

(ºC)

Temp. Superficie

(ºC) 2-4 462 201 34.6

54.5

14/09/04 13:30 Velocidad de

viento Irradiancia

global (W/m2)


Temp. Ambiente

(ºC)

Temp. Superficie

(ºC) 0-1 745-750 205-210 26.0

53.1


113 de 121

10/09/04 13:30 Velocidad de viento


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


(ºC) 2-4 675-680 240-245 31.3

13:30 58

Células encapsuladas.

10/09/04 Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) VID 760-765 235-240 31.6

13:30 2-4 55.2


114 de 121

Muestra Irradiancia global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) SP 760-765 235-240 31.6

13:30 2-4 55.8

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) CP 760-765 235-240 31.6

13:30 2-4 55.5


115 de 121


global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) VID 805-810 255-260 25.6

13:30 2-4 51.3

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) SP 805-810 255-260 25.6

13:30 2-4 46.7


116 de 121

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) CP 805-810 255-260 25.6

13:30 2-4 48.0

10/09/04

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) VID 435-440 190-195 34.8

17:30 2-4 48.8


117 de 121


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) SP 435-440 190-195 34.8

17:30 2-4 48.8

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) CP 435-440 190-195 34.8

17:30 2-4 48.8


118 de 121


global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) VID 535-540 210-215 27.7 11:15 2-4 41.8

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) SP 535-540 210-215 27.7 11:15 2-4 43.0


119 de 121


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) CP 535-540 210-215 27.7 11:15 2-4 42.6

07/09/04


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) VID 240-245 60-65 28.7 19:00 3-5 34.0


120 de 121


Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) SP. 240-245 60-65 28.7 19:00 3-5 34.0

Muestra Irradiancia

global (W/m2)

Irradiancia difusa

(W/m2)

Temp. Ambiente

(ºC)


Temp. Superficie

(ºC) CP. 240-245 60-65 28.7 19:00 3-5 34.0


121 de 121

Ensayo de Posición y aislamiento:

A continuación se exponen diversas gráficas similares a las mostradas en el

desarrollo del proyecto.

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00

º C

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

W/m

2

Inclinado Horizontal Vertical Tamb I_horiz I_37 Gráfica A8. Evolución de Temperaturas. Día nublado

.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Iglobal (W/M2)

T (º

)

Inc MañanaHor MañanaInc TardeHoriz Tarde

Gráfica A.9. Temperatura - Irradiancia.

Influencia de la Temperatura en el Generador...

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