Previsión diaria para energía fotovoltaica comercial con almacenamiento en batería
Científicos de la Universidad de Pretoria (Sudáfrica) han desarrollado un novedoso método de previsión diaria para sistemas fotovoltaicos comerciales conectados a baterías de almacenamiento.
La metodología propuesta utiliza modelos de predicción numérica del tiempo (NWP) para pronosticar la producción del sistema fotovoltaico y luego pasarla por una estrategia de control óptima para el uso de la batería.
"El problema a abordar es pronosticar con precisión la producción de energía solar para gestionar eficazmente la variabilidad de la energía solar mediante la integración de un sistema de almacenamiento de baterías para mejorar la optimización y disponibilidad de la energía solar fotovoltaica durante los altos niveles de demanda en los sectores comerciales", agregaron los investigadores.
Para su método, los científicos utilizaron la irradiancia y la temperatura ambiente con los datos de un sistema fotovoltaico comercial. Con eso, calcularon la temperatura de la celda y la utilizaron para pronosticar aún más la potencia de salida. Luego, se aplicó una estrategia de control para el uso previsto de la batería.
"La estrategia de control comprueba primero la demanda del edificio y calcula si esta carga puede abastecerse únicamente con energía fotovoltaica", explicaron. “Esto lo permitirá si la oferta fotovoltaica puede satisfacer la demanda. Si la demanda excede el suministro fotovoltaico, se abastece mediante almacenamiento en batería más energía fotovoltaica. Si todavía hay un déficit en el suministro de energía, la energía de la red cubrirá la demanda. Cualquier exceso de energía fotovoltaica se almacena”.
En cuanto a la irradiancia y la temperatura ambiente, los académicos utilizaron una fuente meteorológica abierta sin nombre, que combina el modelo de investigación y pronóstico del tiempo (WRF) con el modelo de predicción numérica del tiempo (NWP), y se usa comúnmente en el pronóstico solar, ya que puede simular diversos procesos atmosféricos.
Probaron la nueva metodología en un equipo de 16,8 kW con cuatro cadenas, cada una con 14 módulos con una potencia de 300 W cada uno. Se supuso que el inversor de CA tenía 15 kW. También compararon el rendimiento de este sistema con un conjunto de referencia con las mismas características en Sudáfrica, durante un mes de invierno y un mes de verano.
A través de estas mediciones, los científicos encontraron que el error cuadrático medio (RMSE) para el mes de verano fue de 425,79 W y para el de invierno fue de 595,1 W.
"Además, existe una excelente correlación positiva entre la potencia de salida prevista y los resultados observados, con valores de R2 superiores al 90%", dijeron los investigadores.
Presentaron el nuevo enfoque en el estudio " Previsión inteligente de energía solar fotovoltaica ", publicado en Energy Reports. El grupo también está formado por académicos de la Universidad Tecnológica Tshwane de Sudáfrica y de la Universidad de Sharjah en los Emiratos Árabes Unidos.
Fuente:
pv magazine