Definiciones y referencias

Esta página sirve como referencia para todas las entradas de Solesca. Te ayudará a comprender todas las entradas necesarias para crear diseños y ejecutar modelos energéticos precisos.

Para empezar, conviene mencionar que usamos el System Advisor Model (SAM) de NREL en nuestro backend para las simulaciones de energía. Esta guía explicará cómo interactuar con el modelo a través de Solesca, pero para cualquier pregunta específica del modelo, puedes consultar la página de Ayuda de SAM (opens in a new tab) o la Referencia técnica del modelo fotovoltaico de SAM (opens in a new tab). Por comodidad, hemos enlazado partes específicas de la documentación de SAM donde corresponde. Y como siempre, ponte en contacto con nosotros si tienes cualquier duda, estamos aquí para ayudar.

Campo

Altura del campo

Si el campo representa una estructura (p. ej. una marquesina o un edificio), debería ser la altura de esa estructura. De lo contrario, si el campo es solo el suelo, debería establecerse en cero.

Azimut

Esto tiene diferentes significados según el tipo de racking. En todos los casos, se define en grados en sentido horario desde el norte (p. ej. N = 0º, E = 90º, S = 180º, O = 270º).

Inclinación fija: La dirección hacia la que miran los paneles. En el hemisferio norte, el valor predeterminado sería 180º (sur); en el hemisferio sur, el valor predeterminado sería 0º (norte). *Nota: actualmente no cambiamos esto automáticamente si estás en el hemisferio sur; esto debe hacerse manualmente.

Marquesina o montaje a ras: La dirección hacia la que mira el campo (y, en consecuencia, los paneles). Si hay una estructura preexistente (p. ej. un tejado a dos aguas), debería determinarse por esa estructura; de lo contrario, se aplican los valores predeterminados de la inclinación fija.

Seguimiento y este-oeste: Esta es la dirección del eje largo de la estructura de racking/seguimiento. El valor predeterminado es 180º, aunque realmente no hay diferencia en establecerlo como 0º. Cualquiera de los dos valores significa que el eje largo va de norte a sur.

Alineación del diseño

Esto ofrece un control adicional sobre cómo se crea la disposición de los paneles. Hay cuatro opciones:

Cuadrícula: Todos los marcos se alinean entre sí de forma rectangular. Las filas empiezan y terminan en el mismo punto, dando líneas este/oeste y norte/sur limpias para la disposición.

Izquierda: Alinea los paneles a partir del borde o bordes sur del campo.

Centro: Las filas se centran dentro de su porción del campo.

Derecha: Alinea los paneles a partir del borde o bordes norte del campo.

Módulo y eléctrico

Módulo

El módulo fotovoltaico a usar para este campo. Para añadir módulos a tu organización, puedes seleccionar uno de nuestros módulos de biblioteca de la CEC o subir tu propio archivo PAN en Módulos (opens in a new tab).

Factor de transmisión bifacial

La fracción de luz que pasa a través de los módulos solares en la estructura de racking. Se recomienda dejarlo en el valor predeterminado, 0.013. Solo se habilita si bifacial está activado para este módulo.

La fracción de transmisión está destinada a tener en cuenta la luz que puede pasar a través o alrededor de los módulos en cada fila, por lo que no debe calcularse en función del espaciado entre filas. El modelo bifacial calcula el espacio entre filas según el GCR y la geometría que especificas en la página de entrada de sombreado y disposición." -Paul Gilman, NREL (opens in a new tab)

Bifacialidad

La relación entre la eficiencia de la cara trasera y la eficiencia de la cara frontal. Se encuentra en la mayoría de las fichas técnicas de módulos bifaciales, normalmente en el rango de 0.7-0.8. Solo se habilita si bifacial está activado para este módulo.

Inversor

El inversor a usar para este campo. Para añadir inversores a tu organización, puedes seleccionar uno de nuestros inversores de biblioteca de la CEC o subir tu propio archivo OND en Inversores (opens in a new tab).

Número de inversores

Cuántos inversores usar para este campo. El número de inversores multiplicado por la potencia nominal del inversor es igual a la potencia AC nominal del campo. Si el número de inversores está bloqueado (haciendo clic en el icono del candado), el número de inversores permanecerá tal como se introdujo, y la relación DC/AC se actualizará según el número de inversores. De lo contrario, si el número de inversores está desbloqueado (con el icono de candado abierto que aparece junto a él), se actualizará automáticamente según la relación DC/AC establecida. No hay un valor predeterminado en Solesca, ya que cambia según el dimensionamiento del campo, pero se calculará automáticamente según nuestra relación DC/AC predeterminada.

Relación DC/AC

La relación entre la potencia DC nominal y la potencia AC nominal del campo. Es común subdimensionar ligeramente los inversores, lo que hace que este valor sea mayor que 1 (normalmente en el rango de 1.1-1.4). Si la relación DC/AC está bloqueada (haciendo clic en el icono del candado), la relación DC/AC permanecerá tal como se introdujo, y el número de inversores se actualizará según la relación DC/AC. De lo contrario, si la relación DC/AC está desbloqueada (con el icono de candado abierto que aparece junto a ella), se actualizará automáticamente según el número de inversores establecido.

Módulos en string

El número de módulos a conectar en serie. Un cálculo muy aproximado para el mínimo y el máximo de módulos por string es tomar los voltajes mínimo y máximo del inversor y dividirlos entre los voltajes mínimo (Vpmax) y máximo (Voc) del módulo, respectivamente. Estos valores se pueden encontrar en la tabla de datos de módulos (opens in a new tab) e inversores (opens in a new tab).

*Este es un valor muy importante de acertar cuando se trata de ejecutar simulaciones de energía. Pronto vamos a introducir una calculadora automática para él, pero mientras tanto, es probable que nuestro valor predeterminado de 20 deba cambiarse, según el módulo y el inversor que hayas seleccionado.

Racking

Tipo

Solesca ofrece seis tipos diferentes de racking, descritos a continuación.

• Inclinación fija: Los módulos están sobre una superficie plana (suelo o tejado) y tienen una inclinación fija establecida sobre la horizontal.
• Montaje a ras: Los módulos están a ras contra una superficie inclinada (o plana, si la inclinación se establece en 0º), como un tejado a dos aguas. La dirección hacia la que mira el tejado se determina por el ángulo de azimut. Los módulos siempre tendrán 0º de inclinación respecto a la superficie subyacente en esta situación. Consulta las notas sobre montaje a ras frente a marquesina a continuación.
• Marquesina: Exactamente las mismas propiedades de disposición que el montaje a ras, pero tiene características térmicas diferentes. La marquesina se modela con una parte trasera abierta que permite más flujo de aire y mejor térmica, mientras que el montaje a ras se modela con una parte trasera cerrada que está contra una superficie. Si cambias un proyecto de montaje a ras a la estructura de racking de marquesina, notarás que la estructura de marquesina tiene una producción ligeramente superior debido a esta mejor térmica que permite módulos más fríos y con mejor rendimiento.
• Este-oeste: Una estructura de inclinación fija "tipo tienda" donde, en una fila, la mitad de los módulos miran al este y la otra mitad al oeste, encontrándose en una cima en la parte superior. Técnicamente, la dirección hacia la que miran los módulos se determina por el ángulo de azimut establecido. Si se establece en 180º, los módulos mirarán hacia las direcciones nominales este-oeste, pero, por ejemplo, si se establece en 90º (o 180º), los módulos mirarán norte-sur. La única garantía es que la otra mitad mirará 180º en la dirección opuesta a la primera mitad. Es útil entrar en el modo 3D para ver esta estructura de racking.
• Seguimiento de eje único: La estructura de seguimiento más común, donde el eje de seguimiento está alineado norte-sur (azimut de 180º) y los módulos giran alrededor de ese eje, empezando en el este por la mañana y terminando en el oeste por la noche. Al igual que el racking este-oeste, es posible cambiar el ángulo de azimut para que no sea 180º, pero se recomienda dejarlo en este valor.
• Seguimiento de doble eje: Una estructura de racking mucho menos común donde los paneles pueden seguir al sol con dos grados de libertad.

Inclinación

Tiene varios significados diferentes, según la estructura de racking, como se describe a continuación.

• Inclinación fija y este-oeste: La inclinación de los paneles sobre la horizontal. P. ej. 0º es plano, 90º es vertical.
• Montaje a ras y marquesina: La inclinación de la superficie subyacente. Los paneles estarán a 0º de inclinación respecto a la superficie subyacente, es decir, a ras. P. ej. podría establecerse en 30º para modelar un tejado con una pendiente de 30º sobre la horizontal.
• Seguimiento de eje único/doble: La inclinación no tiene significado aquí y no se muestra como entrada.

Límite de rotación

Solo se muestra para el seguimiento de eje único. La limitación máxima de grados que los seguidores pueden inclinarse respecto a la horizontal. Normalmente entre 45º-60º, según el fabricante.

Backtracking

Solo se muestra para el seguimiento de eje único. Si habilitar o no el backtracking en la simulación de energía. El backtracking "aplana" el ángulo de los paneles en las primeras y últimas horas del día para minimizar las pérdidas por auto-sombreado, en lugar de seguir directamente al sol, lo que causaría mucho sombreado cuando el sol está bajo en el horizonte. Si usas seguimiento de eje único, esto debería habilitarse si tus seguidores lo admiten (probablemente lo hagan) y estás usando módulos PV de silicio. Si usas módulos CdTe, como los de First Solar, considera desactivarlo.

Orientación

Hacia qué lado deben orientarse los módulos PV en la estructura de racking. Vertical (portrait) significa el lado largo en horizontal, horizontal (vertical) significa el lado corto en horizontal.

Altura del módulo

Tiene varios significados diferentes, según la estructura de racking, como se describe a continuación.

• Inclinación fija y este-oeste: La altura del borde más bajo de los módulos respecto al suelo/tejado, es decir, la holgura.
• Montaje a ras y marquesina: La distancia de desplazamiento de los módulos, perpendicular a la superficie subyacente. P. ej. 0ft estará a ras, 1ft será un desplazamiento de un pie.
• Seguimiento de eje único/doble: La altura del centro de rotación, es decir, la altura del tubo de torsión.

Marco · alto

El número de módulos "en vertical", o apilados uno encima del otro.

Marco · ancho

El número de módulos a lo ancho del marco. Si se establece en uno (y el marco alto también se establece en uno), dispondremos los módulos individualmente, lo cual puede ser deseable para proyectos de tejado/marquesina. Para proyectos de seguimiento, se recomienda establecer esto en el número de módulos en string / la longitud del seguidor en módulos.

Espaciado vertical de módulos

El hueco entre módulos en el marco · alto.

Espaciado horizontal de módulos

El hueco entre módulos en el marco · ancho.

Espaciado de la cima

Solo se muestra para el racking este-oeste. El hueco entre la cima de los módulos.

Disposición y simulación

Retranqueo

La distancia para retraer los módulos desde todos los bordes del campo.

Albedo

La fuente de los valores mensuales de albedo (reflectividad) para la simulación de energía. Por defecto, simplemente usará los valores del archivo meteorológico, pero puedes anular esto por campo (Personalizado) o crear una plantilla de albedo en Albedos (opens in a new tab) y seleccionarla. Importa sobre todo para los módulos bifaciales, pero también tiene un impacto en los módulos monofaciales debido a la reflectividad del suelo. 0 = cuerpo negro, 1 = refleja toda la radiación incidente.

GCR

Relación de cobertura del suelo. Un GCR más alto significa una cobertura de paneles más densa, y viceversa. Esto tiene dos definiciones diferentes, pero la que usamos es la distancia del marco alto proyectada dividida entre el paso de fila. Puede ayudar pensarlo de esta manera: mirando desde arriba, si dibujas una caja del ancho de un marco, empezando en el borde frontal de una fila y yendo hasta el borde frontal de la siguiente fila, el GCR será el porcentaje que cubren los paneles. Se actualiza automáticamente si cambia el paso o el espaciado entre filas.

Span-to-rise

La relación entre el "span" (espaciado entre filas) dividido por el "rise" (el aumento vertical desde el frente de un marco hasta la parte trasera).

Paso

Distancia desde el centro de una fila hasta el centro de la siguiente (alternativamente, distancia desde el borde frontal de una fila hasta el borde frontal de la siguiente). Un error común es pensar que esto está relacionado de algún modo con la inclinación (como en los tejados inclinados). En realidad, es solo una medida de distancia, y no tiene nada que ver con la inclinación. Se actualiza automáticamente si cambia el GCR o el espaciado entre filas.

Espaciado entre filas

El espaciado entre filas de paneles desde el borde trasero de una fila hasta el borde frontal de la siguiente. Se puede pensar como el espacio disponible para caminar o conducir entre las filas.

Espaciado entre marcos

El hueco entre filas, a lo largo del eje de la fila. Establecido en cero por defecto.

Archivo meteorológico

El importantísimo archivo meteorológico, que es el corazón del modelo energético. Por defecto, usamos el último archivo NSRDB. Si tienes una suscripción a SolarAnywhere, puedes introducir tu clave de API en Integraciones (opens in a new tab) y seleccionarla también de la lista de opciones.

Pérdidas y ajustes avanzados

Establecer valores de pérdidas adecuados es crucial para obtener cifras de energía precisas.

Pérdida por suciedad/nieve

Las pérdidas por suciedad y nieve tienen en cuenta la acumulación de polvo, nieve y/u otros residuos en la parte superior de los paneles solares. Estas se establecen mes a mes. Esta pérdida reduce la irradiancia en el plano del array (POA) según el porcentaje introducido. Un valor estándar del 2% se establece por defecto. Para zonas que reciben nieve, considera aumentar los valores en los meses de invierno. Una limpieza frecuente reducirá este número, y viceversa.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Las pérdidas de irradiancia tienen en cuenta la reducción de la irradiancia solar incidente causada por el polvo u otra suciedad estacional de la superficie del módulo que reduce la radiación incidente en el subarray. Las pérdidas por suciedad causan una reducción uniforme de la irradiancia total incidente en cada subarray.

SAM calcula el valor nominal de irradiancia incidente para cada paso temporal usando los valores de irradiancia solar del archivo meteorológico y los ángulos del sol y del subarray. Cuando especificas las pérdidas por suciedad, SAM ajusta el valor nominal de irradiancia incidente según cada porcentaje de pérdida por suciedad que se aplique al paso temporal. Puedes ver el efecto de las pérdidas por suciedad en los resultados horarios comparando los valores de la irradiancia POA nominal con los valores "after shading only" y "after shading and soiling". La radiación incidente en el subarray es el valor de irradiancia total POA tras el sombreado y la suciedad (W/m2).

Pérdida de cableado DC

Pérdidas resistivas (óhmicas) causadas por el cableado DC.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Pérdidas resistivas en el cableado del lado DC del sistema.

Pérdida por degradación inducida por la luz

La degradación inducida por la luz (LID) puede ocurrir en los módulos solares de silicio cristalino tras la exposición inicial al sol.

En Solesca, esto se combina con la module quality loss para formar la nameplate loss, que se pasa directamente a SAM.

Pérdida por calidad del módulo

Tiene en cuenta cualquier diferencia entre el valor nominal especificado por el fabricante del módulo PV y el rendimiento real en el mundo. Puede ser negativa o positiva, donde una pérdida negativa representa una ganancia y una pérdida positiva representa una pérdida normal.

En Solesca, esto se combina con la light-induced degradation loss para formar la nameplate loss, que se pasa directamente a SAM.

Pérdida por desajuste de módulos

No todos los módulos de un string son idénticos. Dado que la corriente más baja de un módulo del string determina la corriente de todo el string, esto puede causar pérdidas.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Ligeras diferencias en el rendimiento de los módulos individuales del array.

Pérdida por diodos y conexiones

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Caídas de tensión en los diodos de bloqueo y las conexiones eléctricas.

Pérdida por optimizador DC

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Tiene en cuenta las pérdidas de potencia de cualquier equipo de acondicionamiento de potencia instalado con el array. SAM no modela explícitamente las pérdidas de conversión DC/DC, pero puedes tenerlas en cuenta aquí.

Pérdida por error de seguimiento

Esto solo aparece si tienes seleccionado seguimiento de uno o dos ejes. En términos generales, puedes dejar este valor en 0.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Imprecisiones en la capacidad de los mecanismos de seguimiento para mantener el array orientado hacia el sol. El valor predeterminado de cero supone un array fijo sin seguimiento.

Pérdida por suciedad trasera

Esto solo aparece si tienes el modo bifacial habilitado. Si tienes sombreado trasero bifacial, también puedes introducirlo aquí.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Un porcentaje de la irradiancia incidente en la cara trasera del array bifacial para tener en cuenta la suciedad en la cara trasera del array. Un porcentaje de la irradiancia incidente en la cara trasera del array bifacial para tener en cuenta las sombras del equipo de racking en la cara trasera del array. para tener en cuenta la suciedad en la cara trasera del array."

Desajuste eléctrico bifacial

Solo aparece si el modo bifacial está habilitado.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Para módulos bifaciales, tiene en cuenta el desajuste eléctrico entre los módulos del array causado por la variación de la irradiancia en la cara trasera del array.

Pérdida de transmisión

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Una reducción de la salida AC del sistema fotovoltaico debido a las pérdidas de cable en una línea de transmisión.

Porcentaje de pérdida por cableado AC

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Pérdida para tener en cuenta las pérdidas eléctricas en el cableado AC entre el inversor y el punto de conexión a la red.

Pérdida en vacío del transformador

*Salvedad: se necesita más investigación para un análogo exacto en PVsyst.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

La pérdida nominal en vacío del transformador como porcentaje de la capacidad AC total del inversor. Esta es una pérdida constante causada por la corriente de magnetización en el núcleo del transformador."

Pérdida en carga del transformador

*Salvedad: se necesita más investigación para un análogo exacto en PVsyst.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

La pérdida nominal en carga del transformador como porcentaje de la salida AC del inversor. Estas representan pérdidas en el cableado de las bobinas primaria y secundaria del transformador que varían con la salida eléctrica del inversor."

Pérdida por indisponibilidad del sistema

Tiene en cuenta fallos inesperados del sistema o el mantenimiento. Se aplica directamente como un ajuste de pérdida AC. En el 8760, en la columna final, "System net AC output power", esto se promedia a lo largo del año, aunque no es así como funcionaría la pérdida en realidad (sería un periodo de tiempo discreto). Esto es para evitar "huecos" aleatorios en el 8760.

Modelo de cielo

Cómo se modela la radiación difusa (dispersa). Se recomienda mantener esto como Perez.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Isotropic El método isotrópico supone que la radiación difusa se distribuye uniformemente por el cielo, lo que se denomina radiación difusa isotrópica.

HDKR El método combinado Hay-Davies-Kluchr-Reindl tiene en cuenta la mayor intensidad de la radiación difusa en la zona alrededor del sol, denominada radiación difusa circumsolar, además de la radiación difusa isotrópica.

Perez El método Perez es el valor predeterminado y es el mejor para la mayoría de los análisis. Tiene en cuenta el brillo del horizonte y la radiación difusa circumsolar e isotrópica usando un método de cálculo más complejo que los métodos de Reindl y de Hay y Davies.

Modo de sombra

Controla el modelo de sombreado entre filas. NOTA: Para los tipos de racking de marquesina y montaje a ras, esto está codificado como None, ya que todos los módulos existen en el mismo plano (el sombreado cercano de las estructuras de racking seguirá aplicándose a las filas adyacentes). Para el racking este-oeste, también está codificado como None, de modo que pueda reemplazarse por nuestro modelo interno de auto-sombreado este-oeste.

Según la documentación de SAM (opens in a new tab):

Para la opción Standard (no lineal):

• El material de la celda es silicio cristalino, ya sea monocristalino o policristalino. El modelo de auto-sombreado no funciona para módulos con celdas de película fina. SAM indica el material de la celda en la página del Módulo, bajo Physical Characteristics.
• Cada módulo del array consta de celdas cuadradas dispuestas en una cuadrícula rectangular con tres diodos de bypass.
• El array usa la opción de seguimiento fijo o de un eje en la página System Design. El modelo de auto-sombreado no funciona para el seguimiento de dos ejes o de eje azimutal.

Para la opción Thin film (lineal), la salida DC del subarray responde linealmente a la reducción de la irradiancia en el plano del array.

Obstrucciones

Tratar como una obstrucción del campo

Si solo estás intentando eliminar un grupo de módulos, generalmente es buena idea mantener esto deshabilitado. Este es el comportamiento predeterminado. Si estás intentando eliminar una gran parte del campo, suele tener sentido habilitar esto. Si la obstrucción no está cerca del punto de partida de la disposición (p. ej. en la parte superior del campo para una disposición de arriba abajo), es probable que no tenga ningún efecto.

Cuando está habilitado, la obstrucción se restará del campo antes de generar la disposición. Esto significa que la obstrucción se tendrá en cuenta al determinar el punto de partida del campo, es decir, la disposición puede desplazarse para estar lo más cerca posible de la obstrucción.

Cuando está deshabilitado, la disposición se generará primero, y las obstrucciones solo eliminarán paneles después de que se haya generado. Esto significa que la disposición no se desplazará debido a la obstrucción, sino que cualquier panel que se cruce con la obstrucción se eliminará.

Tipos de obstrucción

Puedes especificar el tipo de obstrucción entre las obstrucciones siguientes. Esto establecerá automáticamente la altura y el retranqueo según el tipo. Además, actualizará el nombre en el panel de capas para identificar fácilmente tus diferentes obstrucciones.