Modelos de separação de GHI: validação para dados de 1-min e análise do impacto na geração de sistemas fotovoltaicosem baixa latitude
As simulações de sistemas fotovoltaicos (FV) demandam informações de qualidade a respeito dos dados de entrada e seleção dos modelos aplicados no processo de simulação. Um dos grupos de modelos existentes nas ferramentas de simulação diz respeito a separação da irradiância global horizontal para obt...
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| Autores principales: | , , , , , |
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| Formato: | Articulo |
| Lenguaje: | Español |
| Publicado: |
2022
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| Materias: | |
| Acceso en línea: | http://sedici.unlp.edu.ar/handle/10915/154218 |
| Aporte de: |
| Sumario: | As simulações de sistemas fotovoltaicos (FV) demandam informações de qualidade a respeito dos dados de entrada e seleção dos modelos aplicados no processo de simulação. Um dos grupos de modelos existentes nas ferramentas de simulação diz respeito a separação da irradiância global horizontal para obtenção da irradiância direta (DNI) e difusa (DHI). Nos últimos anos, esses modelos passaram a ser avaliados em resoluções temporais sub-horárias, com destaque para 1-min. Neste trabalho 19 modelos de separação de GHI foram avaliados com base nos dados medidos de DNI e DHI de Araripina (Brasil), uma análise sobre o impacto dos mesmos na simulação de sistemas fotovoltaicos foi realizada. Com base nas gerações obtidas a partir da DNI e DHI modelados e medidos, observou-se que a seleção dos modelos para sistemas fixos de baixa inclinação não apresentam forte impacto no PR e na geração. Já para os sistemas FV de elevada inclinação ou com rastreamento, a escolha do modelo de separação possui impacto não desprezível nos resultados obtidos, podendo variar o PR em até 0,94% e sobrestimar a geração em até 6,45%, valor quase 3 vezes superior ao melhor modelo (nMBE de 2,25%), Yang4. Os melhores modelos avaliados para a localidade correspondem aos modelos Yang4, Starke3 e Engerer2, ambos apresentaram melhor desempenho quanto a DNI/DHI e a geração. |
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