Irradiación, sombreado y dimensionado de strings: así calcula solarVis la producción

Toda estimación de producción fotovoltaica se apoya en dos cálculos que la mayoría de los programas esconde tras una única cifra: cuánta luz llega realmente a cada módulo y cómo se comportan esos módulos una vez cableados en strings y conectados a un inversor. Si cualquiera de los dos falla, la producción que figura en la propuesta es ficción. Esta guía recorre cómo ejecuta solarVis ambos, el modelo de irradiación y sombreado en la parte óptica y el modelo de string e inversor en la parte eléctrica, para que instaladores, proyectistas e ingenieros vean exactamente qué hay detrás de la cifra de producción.

¿Qué es la irradiación solar?

La irradiación solar es la cantidad de energía solar recibida por unidad de superficie en forma de radiación electromagnética, medida normalmente en kWh/m²/año. Es el recurso en bruto que una instalación fotovoltaica convierte en electricidad, y nunca es una magnitud única que llega desde una sola dirección. Alcanza una superficie en tres componentes distintas.

Irradiación directa, difusa y reflejada

La irradiación directa (radiación directa, o DNI, Direct Normal Irradiance) viaja en línea recta desde el sol hasta la superficie sin dispersarse. Es la componente más intensa y domina con cielo despejado.

La irradiación difusa (DHI, Diffuse Horizontal Irradiance) ha sido dispersada por moléculas, aerosoles y nubes de la atmósfera antes de llegar a la superficie. Llega desde todas las direcciones del cielo y pasa a dominar con cielo cubierto.

La irradiación reflejada (radiación reflejada por el suelo, o de albedo) es la radiación que rebota en superficies del entorno como el terreno, los edificios u otros objetos antes de alcanzar la superficie de interés.

La irradiación final sobre un módulo se obtiene combinando las tres componentes. Separarlas no es un ejercicio académico: cada una interactúa con el sombreado de forma distinta, y por eso hay que modelarlas por separado antes de sumarlas. La descomposición de la radiación global en componente directa y difusa sigue la misma física empleada en toda la literatura de ingeniería solar^[5][4].

Cómo calcula solarVis el sombreado y la irradiación

SolarVis obtiene la irradiación de la cubierta de un proyecto agregando datos meteorológicos de varias fuentes para la ubicación exacta, y procesando después las tres componentes contra el modelo 3D del emplazamiento. La radiación directa y la difusa se tratan con dos métodos geométricos distintos.

Irradiación directa: trazado de rayos a nivel de célula

Para la componente directa, el sombreado se evalúa mediante trazado de rayos. Cada célula de la superficie del módulo se trata como un punto desde el que se lanza un rayo hacia el sol. Si el rayo llega al sol sin obstáculos, el punto está iluminado; si un obstáculo lo intercepta, el punto está en sombra.

La prueba se repite en cada paso temporal del año con resolución horaria. En cada paso el punto recibe un valor binario, 1 cuando el rayo alcanza el sol y 0 cuando queda bloqueado. Al agregar estos resultados en el tiempo se obtiene la irradiación directa efectiva que llega de verdad al módulo, en lugar de una estimación porcentual plana.

Irradiación difusa y reflejada: visibilidad hemisférica

La radiación difusa y la reflejada llegan desde toda la bóveda celeste, no desde un punto único, así que requieren otro tratamiento. Para cada punto del módulo se lanzan rayos hacia el hemisferio para medir qué parte del cielo y del entorno resulta visible. En lugar de un trazado temporal hacia el sol, este es un análisis espacial de la bóveda celeste.

El resultado es un porcentaje que representa la parte accesible de la radiación difusa y reflejada. Ese porcentaje se multiplica por los valores correspondientes de irradiación difusa y reflejada de los datos meteorológicos para producir los valores finales de cada componente. Sumando directa, difusa y reflejada se obtiene la irradiación total de ese punto.

Solar access, TOF y TSRF explicados

Tres métricas derivadas traducen la irradiación bruta a un lenguaje que sirve para comparar faldones y módulos. Aparecen en el inspector de solarVis al pasar el puntero sobre el modelo, y conviene definirlas con precisión porque se confunden a menudo.

¿Qué es el solar access?

El solar access es el porcentaje de radiación solar que alcanza una superficie una vez tenido en cuenta el sombreado. Mide qué parte de la luz disponible no queda obstruida por los objetos del entorno.

Solar access = irradiación recibida con sombra ÷ irradiación recibida sin sombra

Por ejemplo, un valor de solar access del 96 por ciento significa que el 4 por ciento de la radiación solar potencial se pierde por sombreado.

¿Qué es el TOF (Tilt and Orientation Factor)?

El TOF, factor de inclinación y orientación, se expresa en porcentaje y compara la insolación con la inclinación y la orientación reales de un módulo frente a la insolación máxima posible con inclinación y orientación óptimas. Se calcula por separado para cada faldón, porque cada uno tiene su propia pendiente y su propio acimut. El TOF aísla la penalización geométrica de una cubierta, con independencia del sombreado.

¿Qué es el TSRF (Total Solar Resource Fraction)?

El TSRF, Total Solar Resource Fraction, combina ambos efectos. Es la relación entre la insolación disponible en una superficie, teniendo en cuenta sombreado y TOF, y la insolación con inclinación y orientación óptimas sin sombra.

TSRF = solar access × TOF

El TSRF es la cifra más útil para juzgar un faldón, porque pliega en un solo número la pérdida por sombras y la geométrica. Una cubierta inclinada y mal orientada sin sombras, y una cubierta perfecta pero muy sombreada, pueden dar el mismo TSRF decepcionante por razones completamente distintas, y la métrica le dice que siga buscando.

¿Qué es un string en una instalación fotovoltaica?

Un string es un grupo de módulos conectados eléctricamente en serie. Dos elementos definen un string: el módulo y el inversor. Todo el dimensionado de strings se reduce a mantener la salida eléctrica combinada de los módulos en serie dentro de la ventana de trabajo del inversor, en cualquier temperatura que el emplazamiento llegue a ver. Para hacerlo con precisión, tanto cada módulo como el inversor deben modelarse desde principios físicos y no desde los datos de placa.

Modelar el módulo: el modelo de un diodo

Cada módulo se modela con el circuito equivalente de un diodo. En ese modelo, los parámetros desconocidos se obtienen resolviendo ecuaciones basadas en los valores de la ficha técnica del módulo, lo que permite a solarVis generar las curvas I–V y P–V de las células con cualquier irradiación y temperatura.

Los parámetros clave, entre ellos la resistencia serie (Rs) y la resistencia paralelo (Rsh), se resuelven a partir de los puntos característicos de la ficha técnica:

• Tensión de circuito abierto: V = Voc, I = 0
• Corriente de cortocircuito: V = 0, I = Isc
• Punto de máxima potencia: V = Vmp, I = Imp

Como Voc, Isc, Vmp e Imp vienen directamente de la ficha del fabricante, ajustar el modelo a esos puntos de trabajo conocidos resuelve los parámetros del circuito equivalente y produce una característica I–V precisa en condiciones variables. Este enfoque de cinco parámetros es el método validado y estándar del sector para el modelado fotovoltaico de un diodo^[3][8].

Diodos de paso, células half-cut y sombreado parcial

Una parte decisiva del modelado del módulo es su estructura interna, en concreto si utiliza diodos de paso o tecnología de células half-cut. Modelarlos permite a solarVis representar con exactitud el comportamiento del módulo bajo sombreado parcial, que es justo la condición en la que fallan los modelos de reducción simplificada.

Los módulos cableados en serie comparten la misma corriente, así que un único módulo sombreado estrangularía de otro modo todo el string. Los diodos de paso permiten que la corriente rodee el grupo de células en sombra, y la estructura half-cut divide el módulo para que la sombra sobre una mitad no penalice a la otra. Al construir la curva del string a partir de las curvas modeladas reales de los módulos, solarVis captura el coste verdadero y no lineal de la sombra en lugar de aplicar un porcentaje plano.

Modelar el inversor: límites de tensión y corriente MPPT

El inversor se modela a partir de las características de su seguidor del punto de máxima potencia (MPPT): el rango de tensión de trabajo y los límites de corriente.

El rango de tensión MPPT (por ejemplo de 100 V a 500 V) fija la ventana admisible. Ese rango determina cuántos módulos se pueden conectar en serie en un mismo string, de forma que la tensión total se mantenga dentro de los límites del inversor. La corriente máxima de entrada del inversor (por ejemplo 16 A por MPPT) determina cuántos strings se pueden conectar en paralelo, de forma que la corriente combinada no supere su capacidad. Estas dos restricciones definen la envolvente eléctrica de la instalación y alimentan directamente el cálculo de producción.

Dimensionar el string: cuántos módulos en serie y en paralelo

Para dimensionar bien un string hay que evaluar el comportamiento del módulo en los extremos de temperatura. Usando las temperaturas ambiente mínima y máxima de la localidad y los coeficientes de temperatura de Voc e Isc de la ficha técnica, solarVis corrige las características eléctricas del módulo para esas condiciones. Eso es lo que mantiene una instalación segura y eficiente tanto en una mañana fría y despejada como en una tarde de calor.

Límites en serie: Voc corregida por temperatura

La Voc del módulo sube al bajar la temperatura, así que el momento más frío del año es cuando un string tiene más probabilidad de superar la tensión máxima del inversor. Eso fija el techo. El momento más caluroso fija el suelo, porque la Voc cae y el string puede quedar por debajo del mínimo MPPT.

Estos límites garantizan que la tensión del string permanezca dentro del rango de trabajo del inversor en cualquier condición meteorológica, que es exactamente lo que las normas de diseño de generadores fotovoltaicos exigen verificar al proyectista^[7].

Límites en paralelo: Isc a temperatura máxima

Se pueden conectar varios strings en paralelo sobre una entrada MPPT, con el límite de la corriente máxima de entrada del inversor. La Isc del módulo sube ligeramente con la temperatura, así que el caso peor es la condición más calurosa.

Por ejemplo, un inversor con una corriente máxima de entrada de 100 A fija el límite en paralelo dividiendo esa cifra entre la Isc del módulo en las condiciones más desfavorables, es decir a temperatura máxima. Juntos, los límites en serie y en paralelo mantienen tensión y corriente dentro de márgenes seguros y a la vez alimentan el modelo de producción con cifras precisas. El comportamiento dependiente de la temperatura que sostiene todo esto está definido en las normas de clasificación energética de módulos^[6].

De los strings a la producción: el cálculo de potencia por MPPT

Una vez definidas las curvas de cada módulo, el comportamiento del sistema se construye combinando módulos en strings y strings en entradas MPPT.

En una conexión en serie, los módulos comparten la misma corriente mientras sus tensiones se suman, así que la curva I–V del string se obtiene sumando la tensión de cada módulo en cada nivel de corriente, con las características avanzadas como la estructura half-cut y los diodos de paso incluidas. En una conexión en paralelo, la tensión es la misma en todos los strings mientras las corrientes se suman, así que la curva I–V del MPPT se obtiene sumando la corriente de todos los strings conectados en cada nivel de tensión.

La producción se calcula después por cada MPPT. Usando la curva P–V, el sistema encuentra el punto de máxima potencia que cae dentro de las restricciones del inversor, su corriente máxima de entrada y sus tensiones MPPT mínima y máxima. Ese punto es la potencia más alta alcanzable en las condiciones dadas. El cálculo se ejecuta para un paso horario y se repite en cada hora con la irradiación y la temperatura de esa hora, y al agregar los resultados del año se obtiene la producción energética total.

Por qué esto importa en sus propuestas

La razón para modelar todo esto en lugar de aproximarlo es que los errores se acumulan. Una reducción plana por sombras esconde qué faldón merece la pena de verdad. Una comprobación de string hecha solo con datos de placa deja pasar un diseño que bloquea el inversor la mañana más fría del año. Un factor de producción uniforme entierra el hecho de que un solo módulo en sombra está arrastrando a todo un string. Cuando la física está bien modelada, la producción que figura en la propuesta es una cifra que puede defender, y el gráfico de pérdidas enseña al cliente exactamente adónde fue cada kilovatio hora.

Este es el motor que hay detrás de Diseño y simulación solar 3D, y fluye directamente hacia la generación de propuestas solares, donde las pérdidas por sombreado y por conexionado aparecen en un gráfico de pérdidas transparente. Si combina fotovoltaica con almacenamiento, la misma producción modelada alimenta el modelado de baterías. Para el flujo completo, consulte la documentación de solarVis sobre dibujar strings y asignarlos a entradas MPPT y sobre colocación de módulos, sombreado y análisis de irradiación.

La forma más rápida de entender el modelo es ejecutarlo sobre una cubierta que conozca. Cargue un proyecto real, active el análisis de sombras, dibuje un string y observe cómo Voc, Vmpp e Isc se validan contra el inversor en tiempo real.