Un estudio de seis años revela el impacto de la reducción del mantenimiento en una planta fotovoltaica durante la pandemia de COVID-19

Investigadores de la Universidad Djillali Liabes de Sidi Bel Abbès publicaron los resultados de una evaluación del rendimiento durante seis años de una planta solar de 12 MW conectada a la red en Sidi Bel Abbès, en el oeste de Argelia, que abarca el período comprendido entre 2018 y 2023.

El estudio reveló una disminución significativa del rendimiento de la planta en 2020, atribuida principalmente a la reducción de las actividades de mantenimiento debido a las restricciones impuestas durante la pandemia de COVID-19.

«Esta caída del rendimiento pone de manifiesto el papel fundamental del mantenimiento periódico para minimizar las pérdidas de energía y mantener un funcionamiento óptimo del sistema», afirmaron los investigadores.

La planta solar de Sidi Bel Abbès utiliza inversores Sunny Central 800CP XT del fabricante alemán SMA y 47.808 módulos de silicio policristalino HSL60-PB-1–250 de Hanwha Qcells, cada uno con una potencia nominal de 250 W, instalados con una inclinación de 34° y orientados hacia el sur. La instalación está dividida en seis subcampos de 2 MW, cada uno equipado con dos inversores y conectado a un transformador elevador.

La planta solar de Sidi Bel Abbès está equipada con un sistema de monitoreo que registra datos operativos y meteorológicos cada 15 minutos, de acuerdo con las normas IEC 61724 de la Comisión Electrotécnica Internacional. Su sala de control alberga dos computadoras, una para la supervisión de la planta y la recopilación de datos, y otra para el monitoreo de la red eléctrica. Una estación meteorológica instalada en el emplazamiento mide la irradiancia solar, la temperatura ambiente, la humedad y la velocidad del viento.

Para minimizar las pérdidas de energía relacionadas con el polvo, la instalación utilizó un sistema de limpieza semiautomático con cepillos giratorios montados sobre una estructura remolcada por un tractor. Los investigadores evaluaron el rendimiento de la planta mediante varios indicadores, entre ellos el rendimiento de referencia, el rendimiento del campo fotovoltaico, el rendimiento final, el índice de rendimiento y el factor de utilización de la capacidad. También evaluaron las eficiencias de los inversores y del sistema en su conjunto para determinar la eficacia con la que la energía solar se convertía en electricidad.

Se calcularon las pérdidas de captación del campo fotovoltaico y las pérdidas del sistema para identificar ineficiencias en la generación y conversión de electricidad. Por último, los investigadores examinaron la degradación de los módulos a largo plazo mediante el seguimiento de los cambios en la potencia pico efectiva bajo condiciones estandarizadas de irradiancia y temperatura.

Las pruebas mostraron que las temperaturas ambiente siguieron patrones estacionales estables, con valores de entre aproximadamente 8 y 10 °C en invierno y de 22 a 24 °C en verano. La irradiación solar osciló entre 100 y 275 kWh/m² mensuales, con los niveles más altos registrados en junio y julio. La generación anual de electricidad varió entre 19,83 y 21,41 GWh, con la mayor producción en 2019, seguida de 2023. La producción mensual alcanzó un máximo de 2.258 MWh en agosto de 2019, mientras que el valor más bajo, de 1.125 MWh, se registró en enero de 2020.

Los rendimientos diarios promedio de referencia, del campo fotovoltaico y final fueron de 5,65, 4,92 y 4,65 horas, respectivamente. Las pérdidas de captación oscilaron entre 0,3 y 1,5 horas diarias, mientras que las pérdidas del sistema variaron entre 0,1 y 0,5 horas diarias. A pesar de las condiciones favorables de irradiación, la planta experimentó una marcada disminución de su rendimiento en 2020, atribuida principalmente a la reducción de las tareas de limpieza y mantenimiento durante las restricciones por la COVID-19. El índice de rendimiento cayó del 85,37% en 2019 al 78,74% en 2020, antes de recuperarse gradualmente hasta alcanzar el 84,83% en 2023. Su índice de rendimiento promedio durante los seis años fue del 82,6%, superior al de varias instalaciones comparables en todo el mundo.

La eficiencia de los módulos se situó generalmente entre el 12% y el 14%, mientras que la eficiencia de los inversores se mantuvo estable en aproximadamente el 97-98%. El factor de capacidad anual promedio fue del 19,3%, con un máximo del 20,30% en 2019. Los investigadores también estimaron tasas de degradación del 4,12% y el 4,38% bajo dos condiciones diferentes de irradiancia y temperatura. Concluyeron que la planta demostró un rendimiento competitivo a largo plazo a pesar de los contratiempos operativos temporales, lo que pone de manifiesto la importancia del mantenimiento periódico y de la mejora de los sistemas de limpieza para sostener la producción de electricidad.

Los resultados se presentaron en el estudio «Evaluation of an Algerian solar power plant efficiency: Six-year performance of 12 MWp grid-connected photovoltaic» (Evaluación de la eficiencia de una planta solar argelina: rendimiento durante seis años de una instalación fotovoltaica de 12 MWp conectada a la red), publicado en la revista Journal of Engineering Research.