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Este módulo calcula el potencial de suministro de energía y los costos relacionados para los sistemas solares térmicos y fotovoltaicos instalados en la azotea en un área definida. Las entradas al módulo son archivos ráster de la huella del edificio y la irradiación solar, los costos y la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos y solares térmicos de referencia y las fracciones del área utilizable de la azotea donde se instalan los sistemas fotovoltaicos y solares térmicos.
El módulo de cálculo tiene como objetivo calcular el potencial de energía solar térmica y fotovoltaica y la viabilidad financiera de un área seleccionada considerando:
Los parámetros y capas de entrada, así como las capas y parámetros de salida, son los siguientes.
Las capas de entrada y los parámetros son:
Las capas de salida y los parámetros son:
A partir del área disponible y el tipo de tecnología fotovoltaica, el módulo calcula la producción de energía fotovoltaica bajo los siguientes supuestos:
Estos supuestos se han realizado para considerar una fase de planificación para una región y no el diseño de un sistema fotovoltaico específico.
La producción de energía anual se obtiene considerando la distribución espacial de la radiación solar anual en la huella del edificio. La producción de energía fotovoltaica se calcula para una sola planta representativa. La potencia pico instalada más representativa para un sistema fotovoltaico es una entrada del módulo. En consecuencia, se calcula la superficie cubierta por una sola planta y el número total de plantas.
Finalmente, el área más adecuada se calcula considerando los techos con mayor producción de energía. La producción de energía de cada píxel considera cubrir solo una fracción de los techos igual a f_roof. La integral de la producción de energía del área más adecuada es igual a la producción de energía total del área seleccionada.
Para dar un ejemplo práctico, la lógica / metodología CM se aplica a un área predefinida. De forma predeterminada, el área de entrada que usamos es la huella de los edificios. Así por ejemplo, la ciudad de Bolzano (Italia), dado que gran parte de la ciudad es el centro histórico (donde no es posible instalar paneles solares) podemos estimar que solo 1 techo de cada 5 se puede utilizar para recolectar energía solar. (~ 20%). En cambio, si proporciona un área que está disponible para implementar algún campo solar, puede establecer que el 100% del área se pueda utilizar para el sistema solar.
¿Qué área del 20% de los techos de Bolzano se puede cubrir con paneles fotovoltaicos? Cubrir todo el techo no es realista, ya que parte del techo no tiene la orientación adecuada. Dado que el edificio generalmente tiene 4 lados, podemos imaginar que alrededor del 25% de la cubierta tiene una buena orientación (al menos en Bolzano, donde la mayoría de las cubiertas no son planas y tienen 2 o 4 pendientes). Sin embargo, tenemos efectos de sombra de los árboles circundantes, edificios, montañas, etc. y, en general, dejamos algo de espacio cerca del borde de los techos, así que imaginemos que el 50% del techo bien orientado puede ser utilizado por PV (25 % * 50% = 12,5%), el valor predeterminado es un poco más optimista (15%).
En el caso de un campo solar en general, la cadena fotovoltaica ocupa alrededor del 40-50% del área para evitar el efecto de sombra entre las cadenas fotovoltaicas.
A modo de ejemplo, estamos explicando la metodología para un solo píxel (área de 1 hectárea). El CM aplica la misma lógica para cada píxel en el área seleccionada por el usuario. La capa predeterminada (la huella del edificio) tiene una dimensión de píxel de 100x100 m, por lo que tenemos una superficie disponible de 10000 m². Para este ejemplo imagina que solo 3000 m² de cubiertas están disponibles en el píxel, la otra parte faltante de la superficie es superficie dedicada a rutas, áreas verdes, río, etc. La lógica implementada por el CM es:
available_surface = 3000 [m²] * 20% = 600 [m²]
available_pv_surface = 600 [m²] * 12.5% = 75 [m²]
single_pv_surface = 3 [kWp] / 0.15 = 20 [m²]
n_pv_plants = 75 [m²] // 20 [m²] = 3 y por lo tanto tendremos 3 plantas de 3 KWp instaladas en el píxel de 100 por 100 m (es decir, 9 kWp), y luego multiplicamos este valor por la energía producida por 1 kWp y lo multiplicamos por la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos (inversor y transmisión, por defecto: 0,85) para obtener la energía total producida por el píxel: pv_energy = solar_radiation [kWh/kWp/year] * 9 [kWp] * 0.85
Ahora tenemos un píxel de 100x100m que está disponible para un sistema de campo fotovoltaico:
available_surface = (100 x 100) [m²] * 100% = 10000 [m²]
available_pv_surface = 10000 m² * 50% = 5000 m²
single_pv_surface = 3 [kWp] / 0.15 = 20 [m²]
n_pv_plants = 5000 // 20 = 250 y por lo tanto tendremos 250 plantas de 3 KWp instaladas en el píxel de 100 por 100 m (es decir, 750 kWp), y luego multiplicamos este valor por la energía horaria producida por 1 kWp y multiplicamos por la eficiencia de los sistemas fotovoltaicos (inversor y transmisión, por defecto: 0,85) para obtener la energía total producida por el píxel: pv_energy = solar_radiation [kWh/kWp/year] * 750 kWp * 0.85
La superficie del edificio que se puede utilizar es un recurso limitado. Por tanto, no es posible utilizar la misma superficie para captar energía solar con un sistema fotovoltaico y, al mismo tiempo, utilizar un sistema solar térmico. Entonces, recordando el ejemplo anterior, ya tenemos 75 m² de superficie dedicados a fotovoltaica, estimamos que el techo bien orientado representa el 25% de la superficie total y, por lo tanto, tenemos todavía otros 75 [m²] disponibles. Solo podemos usar una fracción, digamos que 7.5%. Esto significa que si antes consideramos un 25% del techo con buena exposición, entonces estamos considerando que el 12.5% está dedicado a la PV y el 7.5 está dedicado a ST, y por lo tanto, estamos usando el 20% del 25%.
Entonces, para dar un ejemplo práctico:
available_surface = 3000 [m²] * 20% = 600 [m²]
available_st_surface = 600 [m²] * 7.5% = 45 [m²] tenga en cuenta que 75 + 45 = 120 [m²] que es más pequeño que el Superficie estimada que podría tener una buena exposición (superficie_disponible available_surface * 25% = 150 [m²] ).n_st_plants = 45 [m²] // 5 [m²] = 9
solar_radiation [kWh/m²] * 45 [m²] * 0.85
Aquí obtiene el desarrollo de vanguardia para este módulo de cálculo.
Aquí, el módulo de cálculo se ejecuta para la región de Lombardía en Italia (NUTS2).
Fig.1: Seleccione una regiónSiga los pasos que se muestran en la siguiente figura:
Ahora, el "Potencial fotovoltaico solar" se abre y está listo para funcionar.
Los valores de entrada predeterminados consideran la posibilidad de instalar paneles fotovoltaicos montados en el techo en edificios. Estos valores se refieren a una planta de 3 kWp. Es posible que deba establecer valores por debajo o por encima de los valores predeterminados teniendo en cuenta consideraciones y costos locales adicionales. Por lo tanto, el usuario debe modificar estos valores para encontrar la mejor combinación de umbrales para su caso de estudio.
Para ejecutar el módulo de cálculo, siga los siguientes pasos:
Dependiendo de su experiencia y conocimiento local, puede aumentar o disminuir los valores de entrada para obtener mejores resultados. Puede decidir aumentar la superficie del edificio adecuada para plantas fotovoltaicas.
Asigne un nombre a la sesión de ejecución (opcional; aquí, elegimos "Prueba de ejecución 2") y establecemos los parámetros de entrada Porcentaje de edificios con paneles solares igual a 50. Significa que estamos cubriendo el 50% de los techos de edificios disponibles. Tenga en cuenta que, dado que cada píxel puede representar más de un edificio y no cubrimos todo el techo con paneles fotovoltaicos, el usuario puede establecer también el factor de utilización efectiva del techo del edificio. El valor predeterminado se establece en 0,15. Esto significa que solo el 15% de la superficie del techo en un píxel está cubierto por paneles fotovoltaicos.
Espere hasta que finalice el proceso.
Como salida, los indicadores y diagramas se muestran en la ventana "RESULTADOS". Los indicadores muestran:
Giulia Garegnani, en Hotmaps-Wiki, CM-Solar-PV-potencial (abril de 2019)
Esta página fue escrita por Giulia Garegnani ( EURAC ).
☑ Esta página fue revisada por Mostafa Fallahnejad ( EEG - TU Wien ).
Copyright © 2016-2020: Giulia Garegnani
Licencia internacional Creative Commons Attribution 4.0
Este trabajo está autorizado bajo una licencia internacional Creative Commons CC BY 4.0.
Identificador de licencia SPDX: CC-BY-4.0
Texto de licencia: https://spdx.org/licenses/CC-BY-4.0.html
Nos gustaría transmitir nuestro más profundo agradecimiento al Proyecto Hotmaps Horizon 2020 (Acuerdo de subvención número 723677), que proporcionó los fondos para llevar a cabo la presente investigación.
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