Arranques tardíos de inversores restan 1,88 % a una planta solar

Al amanecer, en una planta solar de gran escala situada en la zona occidental de São Paulo, la irradiancia ya podía sostener la generación mientras algunas unidades inversoras —los equipos que debían empezar a suministrar electricidad— seguían esperando. Investigadores de la Universidad de Campinas (Unicamp) descubrieron que los retrasos en el arranque de los inversores provocaron pérdidas anuales de energía equivalentes al 1,88 % de la generación total, tras analizar datos operativos de 2023.

El equipo utilizó el amanecer como punto de referencia y comparó el comportamiento esperado del arranque con los datos de potencia activa en AC (corriente alterna) de la planta. En el emplazamiento, los retrasos llegaron a ser de hasta cuatro horas después del amanecer, incluso cuando los niveles de irradiancia eran suficientes para generar electricidad. El método se diseñó para distinguir las pérdidas de arranque de otras causas, como la indisponibilidad del sistema, el desajuste entre componentes y las condiciones meteorológicas.

Las pérdidas se concentraron al comienzo del día. Más del 55 % de las pérdidas anuales vinculadas a los retrasos en el arranque se produjo durante los primeros 90 minutos posteriores al amanecer. También variaron según la estación: la primera mitad del año concentró el 68,8 % de las pérdidas registradas en el verano y el otoño del hemisferio sur. Los ocho inversores no se comportaron igual, con pérdidas mensuales de entre el 0,14 % y el 5,02 % de la generación de energía de cada inversor.

En la práctica, los operadores podrían utilizar las horas del amanecer y los registros existentes de potencia en AC para identificar qué unidades inversoras arrancan tarde y centrar las intervenciones operativas en las principales fuentes de pérdida de generación. Las mediciones de irradiancia del plano del conjunto, o POA, solo son necesarias para la configuración y la validación, lo que reduce la instrumentación requerida para el análisis.

El resultado sigue siendo un estudio de caso de una sola planta, no una tasa de pérdidas universal para las instalaciones solares. Los investigadores de Unicamp señalaron que la cifra del 1,88 % es comparable a las pérdidas que suelen considerarse en las evaluaciones del rendimiento y la disponibilidad fotovoltaicos, y que su metodología puede aplicarse a plantas de gran escala utilizando datos operativos existentes.