Pérdidas de un sistema solar y performance ratio

Respuesta corta

El performance ratio (PR) es el cociente entre el rendimiento final del sistema, la energía entregada por kW instalado, y su rendimiento de referencia, las horas equivalentes de irradiancia a 1000 W/m² sobre el plano de los módulos. Resume todas las pérdidas entre el recurso solar y el medidor: temperatura, suciedad, sombras, desajuste, cableado, inversor, transformador y disponibilidad. Para compararlo hay que fijar cómo y dónde se mide cada término.

Qué mide el performance ratio

La IEC 61724-1:2021, Photovoltaic system performance, Part 1: Monitoring, define el performance ratio como el cociente entre el rendimiento final del sistema (Yf) y su rendimiento de referencia (Yr):

Rendimiento final, Yf: la energía neta entregada por el sistema en el periodo, dividida por la potencia nominal en corriente continua del campo instalado (P0). Se expresa en horas, o en kWh por kW.
Rendimiento de referencia, Yr: la irradiación recibida en el plano de los módulos en el periodo, dividida por la irradiancia de referencia de 1000 W/m². Se expresa también en horas: son las horas equivalentes de sol pleno.

PR = Yf / Yr

Un ejemplo numérico con cifras arbitrarias, solo para ver la cuenta: una planta de 1000 kWp que entrega 4180 kWh en un día en que el plano de los módulos recibió 5,5 kWh/m² tiene Yf = 4,18 h, Yr = 5,5 h y PR = 0,76. El resultado no dice si el valor es bueno o malo; para eso hay que compararlo con el valor esperado del diseño.

Qué pérdidas hay entre el recurso y el medidor

La energía que entrega una planta es menor que la que indicaría la potencia de placa multiplicada por la irradiación. La diferencia son pérdidas que se encadenan, una tras otra, como una cascada:

Cascada de pérdidas de un sistema fotovoltaico

01Recurso en el plano de los módulosIrradiación sobre la superficie inclinada, con sombras del horizonte y del entorno
02Pérdidas ópticas y de suciedadReflexión según el ángulo de incidencia y polvo o depósitos sobre el vidrio
03Pérdidas del campoTemperatura de celda, baja irradiancia, desajuste entre módulos y cableado de corriente continua
04ConversiónEficiencia del inversor y recorte cuando el campo excede su capacidad
05EvacuaciónCableado de alterna, transformador elevador y red colectora
06DisponibilidadHoras fuera de servicio por fallas, mantenimiento y limitaciones de la red
07Energía medida en la fronteraRendimiento final del sistema

Temperatura. Los módulos pierden potencia al calentarse, según el coeficiente de temperatura de Pmax de su hoja de datos. Por eso el PR de un mismo sistema es más bajo en los meses cálidos y más alto en los fríos.

Suciedad. El polvo y los depósitos reducen la irradiancia que llega a la celda. El informe IEA PVPS Task 13 sobre pérdidas por suciedad (T13-21:2022) y la hoja informativa conjunta de las tareas 13 y 16 señalan que la suciedad causa en promedio entre 4 % y 7 % de pérdidas de energía a nivel global; el valor de un sitio depende de la lluvia, el polvo y la limpieza, y debe medirse.

Sombras. Las del horizonte y las de filas contiguas o de estructuras reducen la irradiación y, por la conexión en serie, pueden bajar la corriente de todo un string.

Desajuste entre módulos. Los módulos de un mismo string no son idénticos y el de menor corriente limita a los demás. La agrupación de módulos por string se verifica en dimensionamiento de strings.

Cableado. Pérdidas resistivas en continua y en alterna, que dependen de la sección y de la longitud de los cables; vea caída de tensión en corriente continua en solar.

Inversor y recorte. La eficiencia de conversión y la energía recortada cuando el campo excede lo que el inversor admite (vea relación DC/AC del inversor y recorte).

Transformador y red colectora. Pérdidas en vacío y en carga del transformador y en los cables de media tensión que llevan la energía a la subestación.

Disponibilidad. Horas en que la planta, o parte de ella, no produjo: fallas, mantenimiento, desconexiones por protecciones y limitaciones de potencia impuestas por la red. En una planta grande, la indisponibilidad puede pesar tanto como la suma de las pérdidas de diseño.

Cómo se mide para que el PR sea comparable

El PR solo sirve si se acuerda qué se mide y dónde:

Irradiancia. Debe medirse en el plano de los módulos, con piranómetros o celdas de referencia. La IEC 61724-1 define clases de sistema de monitoreo según la exactitud de los instrumentos; el contrato debe decir cuál se aplica.
Energía. En alterna, en un punto definido: salida de los inversores o frontera comercial. No es lo mismo; el segundo incluye las pérdidas de transformador y red colectora. Vea frontera comercial y sistema de medida.
Potencia nominal P0. La suma de las potencias de placa de los módulos a STC, con la tolerancia de las hojas de datos.
Periodo. Diario, mensual o anual. Los PR de periodos distintos o de estaciones distintas no se comparan sin corregir por temperatura.
Datos válidos. Qué hacer con los intervalos de baja irradiancia, de limitación de potencia o de fallas del monitoreo.

Para sistemas con módulos bifaciales, la edición de 2021 de la norma incorpora ajustes en el término de irradiancia; el contrato debe indicar cuál se usa.

Cómo se usa la cascada en el diseño

En el diseño, cada pérdida se estima con una simulación de energía de paso horario, con datos meteorológicos del sitio (vea radiación solar en Colombia: atlas IDEAM y datos) y las hojas de datos de los equipos, y el resultado se resume en un PR esperado. En operación, el PR medido se compara con ese valor esperado bajo las mismas condiciones de temperatura e irradiancia. Una diferencia sostenida indica una pérdida que el diseño no previó: suciedad por encima de lo supuesto, un string desconectado, un inversor limitado o una indisponibilidad que no se registró.

Para qué se usa

Aceptación de una planta frente al valor esperado de la simulación, con las condiciones de medida pactadas.
Seguimiento de operación, para detectar pérdidas anormales de suciedad, sombras nuevas, strings fuera de servicio o degradación acelerada.
Análisis de fallas y de indisponibilidad, separando lo que es pérdida de diseño de lo que es una avería.

El PR es una cifra global. No dice dónde está la pérdida; para localizarla se miran los strings, los inversores, las pérdidas del lado de alterna y las horas de indisponibilidad. La termografía de equipos energizados ayuda a ubicar puntos calientes en la parte de potencia.

Qué hacemos en Tiza Group

Nuestro trabajo se concentra en la parte eléctrica de la conexión: el transformador elevador y la red colectora son parte de las pérdidas de la cascada, y las protecciones y la disponibilidad de la conexión afectan la energía que llega al medidor. Hacemos la puesta en servicio de las plantas solares desde los centros de transformación hasta la conexión, y el diseño a distancia con nuestro equipo de ingeniería primaria.

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Referencias

IEC 61724-1:2021, Photovoltaic system performance, Part 1: Monitoring.
IEA PVPS Task 13, Soiling Losses: Impact on the Performance of Photovoltaic Power Plants, IEA-PVPS T13-21:2022, y hoja informativa conjunta de las tareas 13 y 16.

Preguntas frecuentes

¿Qué es un buen PR?

No existe un valor universal. El PR depende de la temperatura del sitio, de la tecnología del módulo, del diseño, del punto donde se mide la energía y del periodo evaluado, y por eso un mismo sistema tiene un PR distinto en verano y en invierno. Lo útil es compararlo con el PR esperado en la simulación del proyecto bajo las mismas condiciones de medida.

¿El PR incluye las pérdidas por fallas y paradas?

Sí, si el periodo evaluado incluye las horas en que la planta estuvo fuera de servicio, porque la energía no producida baja el rendimiento final sin cambiar el de referencia. Por eso se analiza junto con la disponibilidad, y por eso un PR bajo exige separar qué parte es pérdida de diseño y qué parte es indisponibilidad.

¿Por qué no basta con medir la energía de la planta?

Porque la energía depende del recurso solar del periodo. Dos meses con distinta irradiación producen distinta energía con el mismo sistema. El PR normaliza la energía por la irradiancia recibida y permite comparar periodos, plantas y la simulación contra la medida.