Monitoreo de una planta solar: qué medir y por qué

Una planta solar produce lo que el sol entrega, menos las pérdidas. El monitoreo existe para separar una cosa de la otra: cuánto de la generación por debajo de lo esperado es nubosidad y cuánto es un string desconectado, un inversor en falla, suciedad o un cable suelto. Sin medir la irradiancia, todo día malo parece nublado.

Este artículo enumera lo que conviene medir en una planta de generación distribuida, desde un techo industrial hasta una instalación sobre suelo, y explica qué responde cada medición. Trabajamos como integradores: el inversor, el piranómetro y los sensores son de mercado; lo que diseñamos es el gateway que los lee y la plataforma que lo reúne todo.

Generación: por inversor y por string

El inversor ya mide y expone, por Modbus, la potencia instantánea, la energía acumulada, tensión y corriente CC y CA, frecuencia y temperatura interna. Es el primer dato que se debe recolectar, y en plantas pequeñas puede ser el único.

En plantas más grandes, lo que interesa está un nivel más abajo: la corriente de cada string (conjunto de módulos en serie conectado a una entrada del inversor). Los inversores con varios seguidores MPPT exponen la corriente por entrada; las cajas de strings con medición exponen cada string. La comparación entre strings es lo que revela un módulo roto, un conector quemado o una sombra, porque la irradiancia es la misma para todos.

Irradiancia

El piranómetro mide la radiación solar en W/m². Debe ir en el plano de los módulos, con la misma inclinación y orientación, porque eso es lo que recibe el módulo. Una celda de referencia cumple la misma función a menor costo y con una respuesta espectral parecida a la del módulo.

Sin irradiancia no hay forma de saber cuánto debería haber generado la planta. Con ella, cada día tiene un valor esperado y uno real.

Temperatura de módulo

El módulo de silicio pierde potencia cuando se calienta: el coeficiente típico ronda entre −0,3 y −0,4% por °C por encima de 25 °C, y el valor exacto figura en la hoja de datos del módulo. Un sensor adherido a la parte trasera de un módulo representativo, más la temperatura ambiente y el viento de la estación meteorológica, permiten corregir el valor esperado y explicar por qué una tarde de 40 °C genera menos que una mañana de 28 °C con el mismo sol.

Performance ratio

El indicador que resume la salud de la planta es el performance ratio (PR), definido en la norma IEC 61724-1. Es la razón entre el rendimiento final y el rendimiento de referencia:

PR = Yf / Yr

Donde Yf es la energía CA entregada en el período (kWh) dividida por la potencia nominal CC de la planta (kWp), e Yr es la irradiación en el plano de los módulos en el período (kWh/m²) dividida por la irradiancia de referencia de 1 kW/m². En forma expandida:

PR = E_CA / (P_nominal × H_plano / G_ref), con G_ref = 1 kW/m²

Ejemplo: planta de 1.000 kWp, un día con 5,8 kWh/m² de irradiación en el plano, 4.640 kWh generados. PR = 4.640 / (1.000 × 5,8) = 0,80.

El PR descuenta la nubosidad, porque la irradiancia está en el denominador. Lo que queda en él son pérdidas: temperatura, suciedad, sombra, cableado, eficiencia del inversor, indisponibilidad. Por eso el PR baja en verano (calor) aun con la planta sana, y la comparación correcta es con el mismo mes del año anterior o con el PR corregido por temperatura, que la misma norma define.

Alarmas del inversor

El inversor registra eventos con código: tensión o frecuencia de red fuera de rango, falla de aislamiento CC, falla de arco, sobretemperatura, ventilador, entrada CC con tensión baja, desconexión por anti-isla. La plataforma lee el registro de estado y el vector de eventos y convierte cada código en una alerta con nombre y hora. El manual del inversor trae la tabla de códigos, que cambia de un fabricante a otro.

Dos alarmas merecen regla propia: inversor sin comunicación e inversor en cero con irradiancia por encima de un umbral. La primera es una falla de la red de datos; la segunda es una planta detenida en un día de sol.

Lo que exige la distribuidora, y lo que no

Aquí hay que separar la norma de la práctica comercial. La conexión de una planta de generación distribuida se rige por las reglas de conexión y de medición neta (net metering) de su país y de su distribuidora. En términos generales, tratan de:

• cómo el titular solicita la conexión y cómo la distribuidora analiza la solicitud e inspecciona la instalación antes de energizarla;
• la medición de facturación, normalmente con un medidor bidireccional que registra lo que se consume y lo que se inyecta, y quién la paga;
• cómo se acredita en la factura la energía inyectada;
• los requisitos técnicos de conexión y protección (anti-isla, rangos de tensión y frecuencia), que fijan el código de red y las normas técnicas de la distribuidora.

Verifique lo que exigen las suyas antes de suponer una obligación. En Brasil, por ejemplo, la regulación de generación distribuida no exige que la planta envíe datos de generación a la distribuidora de forma continua: el medidor de la propia distribuidora ya registra lo que entra y lo que sale. El monitoreo descrito aquí es para el dueño de la planta, para el contrato de operación y mantenimiento, para el inversionista y, en los esquemas de generación compartida o comunitaria, para los participantes.

Qué hacer ahora

1. Verifique si su inversor tiene puerto Modbus (RS-485 o Ethernet) y si el fabricante publica el mapa de registros.
2. Instale un piranómetro o una celda de referencia en el plano de los módulos. Sin él, el PR no existe.
3. Defina las alertas que importan: inversor detenido con sol, string por debajo de sus pares, PR por debajo de la meta del mes.

Si quiere conversar sobre un proyecto, hable con uno de nuestros ingenieros.

---

Fuentes: IEC 61724-1, Photovoltaic system performance, Part 1: Monitoring.