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Pérdidas y performance ratio fotovoltaico

Arme la cascada de pérdidas de su sistema solar, del recurso en el plano de los módulos a la energía en el medidor, y calcule el performance ratio con la definición de la IEC 61724-1. Compare el PR esperado con el medido.

IEC 61724-1:2021Y<sub>r</sub>, Y<sub>f</sub> y performance ratioNREL PVWatts V5modelo de temperatura, pérdidas y recorte

Casos de ejemplo
Pérdidas y performance ratio fotovoltaico

Solo los datos básicos; el resto se toma con valores típicos.

E1Sistema
kWp

Pmáx STC de los módulos.

kW

Suma de los inversores.

E2Recurso y temperatura
kWh/m²

Del periodo, en el plano.

°C

Ponderada por irradiancia.

%/°C

De la ficha del módulo.

E3Pérdidas que dependen del perfil horario
%

De la simulación. Vacío: sin estimar.

%

Vacío: sin dato.

E4Medida (opcional)
kWh

En el punto donde termina la cascada. Vacío: sin comparar.

E5Pérdidas con valor típico
%
%
%
%
%
%

Admite coma o punto decimal. El cálculo se hace en su navegador y se actualiza mientras escribe.

Performance ratio esperado, Yf / Yr

—

Energía en el medidor

—

Rendimiento final Yf

— kWh/kWp

Rendimiento de referencia Yr

— h

PR corregido a 25 °C

—

Relación DC/AC

—

PR medido

—

Cascada de energía, del recurso al medidor
  • Energía
  • Pérdida
Cada barra gris es lo que se pierde en esa etapa sobre lo que dejó la anterior: por eso las pérdidas se multiplican y no se suman.
Potencia AC frente a la potencia DC disponible
  • Salida del inversor
  • Sin límite
  • PAC nominal
El inversor entrega η · PDC hasta su potencia nominal y recorta el resto.

Cálculo paso a paso

Qué significa para su planta

    ¿Lo necesita para un proyecto real? Hacemos el estudio completo, con su informe.

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    Para qué sirve

    Para armar la cascada de pérdidas de un sistema fotovoltaico y ver cuánto pesa cada etapa entre el recurso solar en el plano de los módulos y la energía que llega al medidor, y para calcular el performance ratio (PR) esperado con la definición de la IEC 61724-1. Si escribe la energía medida del mismo periodo, la herramienta calcula el PR medido y la diferencia frente a lo esperado: una diferencia sostenida indica una pérdida que el diseño no previó, como suciedad por encima de lo supuesto, un string desconectado o una indisponibilidad que no se registró.

    Qué es cada pérdida, cómo se mide el PR para que sea comparable y para qué se usa en la aceptación y en la operación de una planta se explica en la guía de pérdidas de un sistema solar y performance ratio.

    Cómo se calcula

    IEC 61724-1:2021rendimientos y performance ratio

    Rendimientos y performance ratio

    Yr = Hi / Gi,ref · Yf = Eout / P0 · PR = Yf / Yr

    Hi es la irradiación en el plano de los módulos del periodo, Gi,ref = 1 kW/m², Eout la energía entregada y P0 la potencia DC instalada a STC. Yr son horas equivalentes de sol pleno y Yf horas equivalentes a potencia de placa, así que el PR no tiene unidades. La energía de referencia de la cascada es P0 · Yr: la que daría el campo a su potencia de placa con toda la irradiación del periodo. Las definiciones se tomaron de la IEC 61724-1:2021 tal como las reproduce la nota de aplicación de Hukseflux sobre el cálculo del PR; el texto de la norma no se consultó.

    NREL PVWatts V5ecuación 8IEC 61724-1:2021PR corregido por temperatura

    Temperatura

    fT = 1 + γ · (Tcelda − 25 °C) · PR25 °C = PR / fT

    El manual de PVWatts V5 del NREL (Dobos, 2014, ecuación 8) modela la potencia DC como Pdc = Itr / 1000 · Pdc0 · (1 + γ · (Tcelda − 25 °C)). Como la ecuación es lineal en la temperatura, sobre un periodo la energía queda multiplicada por un solo factor si Tcelda es la media ponderada por la irradiancia: la temperatura de las horas de mucho sol pesa más que la de la madrugada. Con γ negativo, una celda por encima de 25 °C pierde y una por debajo gana. La IEC 61724-1 define el PR corregido a 25 °C dividiendo cada intervalo por Ck = 1 + γ · (Tmód,k − 25 °C); con la temperatura ponderada equivale a dividir el PR por fT. Sirve para comparar meses y sitios sin el efecto del clima.

    NREL PVWatts V5ecuación 9

    Cascada de pérdidas

    Emedidor = P0 · Yr · (1 − Lsuc) · fT · (1 − Lmis) · (1 − LcDC) · ηinv · (1 − Lrec) · (1 − LcAC) · (1 − Ltr) · (1 − Ldisp)

    Cada pérdida actúa sobre la energía que dejó la anterior, por eso se multiplican: el manual de PVWatts V5 (ecuación 9) calcula la pérdida total como 1 − Π(1 − Li) y advierte que no es la suma de las pérdidas. El orden sigue el recorrido de la energía: suciedad sobre la irradiancia que llega a la celda, temperatura, desajuste y cableado del campo, inversor, recorte, cableado de alterna, transformador y disponibilidad. Así, PR = Emedidor / (P0 · Yr) es el producto de los factores.

    NREL PVWatts V5ecuación 11

    Recorte

    PAC = mín(η · PDC; PAC0) · recorta si PDC / P0 > 1 / (η · DC/AC)

    Cuando la salida del inversor llegaría por encima de su potencia nominal, queda limitada a ella (PVWatts V5, ecuación 11). De ahí sale la fracción de la potencia de placa desde la cual el inversor recorta. La energía recortada no se calcula aquí: vea la sección siguiente.

    Valores típicos y sus fuentes

    En modo Esencial, las pérdidas que no dependen del perfil horario toman los valores por defecto del manual de PVWatts V5 del NREL (A. P. Dobos, PVWatts Version 5 Manual, NREL/TP-6A20-62641, 2014). En modo Avanzado se pueden cambiar todos. El recorte, el transformador, la temperatura de celda y γ no tienen típico: dependen de su planta.

    EtapaTípicoFuente
    Suciedad2 %PVWatts V5, tabla 6. La IEA PVPS (informe T13-21:2022) da entre 4 % y 7 % como promedio mundial; depende de la lluvia, el polvo y la limpieza, y debe medirse.
    Desajuste (mismatch)2 %PVWatts V5, tabla 6.
    Cableado DC2 %PVWatts V5, tabla 6. En V5 ese 2 % reúne todo el cableado; el derate de continua de PVWatts V1 era 0,98.
    Eficiencia del inversor96 %PVWatts V5, numeral 12 (eficiencia nominal por defecto). Use la ponderada de la ficha de su inversor.
    Cableado AC1 %Derate de cableado de alterna de PVWatts V1, 0,99, citado en la tabla 6 del manual V5.
    Indisponibilidad3 %PVWatts V5, tabla 6.
    Recorte, transformador—Sin típico: salen de la simulación horaria y de la ficha del transformador.

    PVWatts trae además sombras del horizonte (3 %), conexiones (0,5 %), degradación inicial por luz (1,5 %) y tolerancia de placa (1 %), que esta herramienta no separa: si quiere incluirlas, súmelas al desajuste con la regla de la multiplicación.

    Relación DC/AC y recorte

    La relación DC/AC es la potencia de placa del campo frente a la potencia nominal de los inversores. Un campo más grande que el inversor hace que este trabaje más horas cerca de su potencia nominal, a cambio de recortar las horas de máxima producción. La pestaña «DC/AC y recorte» muestra desde qué fracción de su potencia de placa el campo empieza a recortar, pero no cuánta energía se pierde: eso depende de cuántas horas del periodo el campo entrega más de esa fracción, y solo lo da un perfil hora a hora (o más fino) de una simulación o de la medida. Como en la práctica el campo rara vez entrega su potencia de placa (temperatura, irradiancia por debajo de 1000 W/m², pérdidas del campo), el recorte suele ser menor de lo que haría pensar la relación DC/AC sola. Escriba el recorte que dé su simulación. La guía de relación DC/AC del inversor y recorte explica las consecuencias para la conexión y la protección.

    Límites del cálculo

    • Es una cascada de energía con pérdidas medias del periodo, no una simulación hora a hora. Sirve para entender el peso de cada etapa y para revisar un PR, no para garantizar una producción.
    • La pérdida por temperatura usa el modelo lineal de PVWatts con la temperatura de celda ponderada que usted escribe. Si escribe la media simple del día o la del aire, el resultado sale optimista.
    • La eficiencia del inversor es un valor medio. La real cambia con la carga y la tensión; una eficiencia ponderada de la ficha la representa mejor que la máxima.
    • El transformador pierde en vacío todo el tiempo, también de noche si queda energizado, y en carga según el cuadrado de la corriente: su pérdida de energía depende del perfil y se escribe aquí como un porcentaje que usted calcula.
    • No se separan sombras, baja irradiancia, ángulo de incidencia, degradación ni limitaciones de potencia ordenadas por la red o por el controlador de planta. Si las conoce, inclúyalas en la etapa más cercana.
    • El PR medido solo es comparable con el esperado si la irradiación, la energía y el periodo se miden como pide la IEC 61724-1 y en el mismo punto de la cascada.

    Preguntas frecuentes

    ¿Cómo se calcula el performance ratio de una planta solar?

    Con la definición de la IEC 61724-1: PR = Yf / Yr. El rendimiento final Yf es la energía entregada en el periodo dividida por la potencia DC instalada (kWh/kWp); el de referencia Yr es la irradiación en el plano de los módulos del mismo periodo dividida por 1 kW/m², en horas. Una planta de 1000 kWp que entrega 4180 kWh en un día con 5,5 kWh/m² en el plano tiene Yf = 4,18 h, Yr = 5,5 h y PR = 0,76.

    ¿Las pérdidas de un sistema fotovoltaico se suman?

    No. Cada pérdida actúa sobre la energía que dejó la anterior, así que se multiplican: pérdida total = 1 − Π(1 − Li). El manual de PVWatts V5 del NREL lo muestra con sus valores por defecto: sumados darían 15 %, multiplicados dan 14 %.

    ¿Cómo influye la relación DC/AC en el performance ratio?

    Con una relación DC/AC alta el inversor recorta la potencia en las horas de más sol, y esa energía recortada baja el PR. Cuánta se pierde depende de cuántas horas el campo entrega más potencia de la que el inversor admite, y eso solo lo da una simulación o una medida hora a hora, no la relación DC/AC sola.

    Diseñamos la parte eléctrica de su planta solar

    Hacemos la ingeniería eléctrica del campo, de los inversores, del transformador y de la conexión a la red, con los cálculos documentados, y ponemos en servicio la planta antes de entregarla.

    Ingeniería de plantas solaresPuesta en servicio de plantas solares

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