Análisis Solar - IberLuma | Radiación y Comportamiento Térmico

Comportamiento frente a Radiación y Temperatura

La exposición continua a radiación solar y las consecuentes elevaciones térmicas constituyen los factores de estrés más significativos para los sistemas fotovoltaicos en entornos ibéricos.

1000

W/m² irradiación
(condiciones estándar)

70-85°C

Temperatura módulo
(verano, pleno sol)

-0.4%/°C

Coeficiente térmico
(pérdida de eficiencia)

25 años

Vida útil esperada
(bajo condiciones ideales)

Irradiación y Espectro Energético

Composición y Variabilidad de la Radiación

La radiación solar que alcanza los paneles fotovoltaicos en España presenta características específicas que determinan el comportamiento de conversión y degradación:

Radiación directa: Componente de mayor intensidad con ángulo de incidencia variable según posición solar, estación del año y latitud
Radiación difusa: Fracción dispersada por atmósfera, nubes y aerosoles. Mayor proporción en días nublados y condiciones de alta humedad
Radiación reflejada (albedo): Luz reflejada desde superficies circundantes. Significativa en instalaciones con suelo claro, nieve o proximidad a agua
Espectro UV (280-400 nm): Fracción de alta energía responsable de degradación fotoquímica de polímeros y encapsulantes
Espectro visible (400-700 nm): Rango de máxima respuesta de células de silicio con conversión eficiente a corriente eléctrica
Espectro infrarrojo (>700 nm): Componente térmico que genera calentamiento sin contribuir significativamente a generación eléctrica

Irradiación Horizontal Global (GHI)

Medición total de radiación sobre superficie horizontal. En España: 1.400-2.100 kWh/m²/año según región. Mayor en sur peninsular y Canarias, menor en zona cantábrica.

Irradiación Directa Normal (DNI)

Radiación perpendicular a superficie orientada al sol. Relevante para sistemas de seguimiento. Valores altos en regiones de baja nubosidad (>2.000 kWh/m²/año en zonas semiáridas).

Ángulo de Incidencia

Ángulo entre rayos solares y perpendicular al panel. Afecta a reflectancia superficial y penetración efectiva. Optimización mediante inclinación según latitud (30-40° en España peninsular).

Acumulación Térmica en Módulos

Calentamiento y Zonas de Estrés

La conversión fotovoltaica genera calor residual que eleva la temperatura del módulo por encima del ambiente:

Efecto Joule interno: Resistencias eléctricas de células, interconexiones y contactos generan calor por paso de corriente
Absorción infrarroja: Fracción del espectro solar no convertida en electricidad se transforma en calor en materiales
Disipación limitada: Ventilación natural insuficiente en montajes sin separación adecuada del sustrato
Puntos calientes (hot spots): Zonas localizadas con temperatura 15-30°C superior al resto por células dañadas, sombreado o defectos de fabricación
Acumulación en marco: Perfil metálico que actúa como sumidero térmico con dilatación diferencial respecto a vidrio y células

Temperatura típica de operación:

T_módulo = T_ambiente + (NOCT - 20°C) × (Irradiación / 800 W/m²)

Donde NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) suele estar entre 42-46°C para módulos convencionales.

Imagen térmica de módulo solar con puntos calientes

Efectos Térmicos

Impacto de Temperatura en Rendimiento Eléctrico

📉

Reducción de Tensión

El aumento de temperatura disminuye el voltaje de circuito abierto (Voc) de forma lineal. Coeficiente típico: -0.3%/°C. A 70°C de módulo, pérdida de ~15% respecto a condiciones estándar (25°C).

⚡

Corriente Ligeramente Aumentada

La corriente de cortocircuito (Isc) aumenta levemente con temperatura (+0.05%/°C). Efecto marginal que no compensa la caída de tensión. Resultado neto: pérdida de potencia.

📊

Pérdida de Potencia Total

Coeficiente de temperatura de potencia: -0.35 a -0.45%/°C para silicio cristalino. En días de verano con 80°C de módulo, pérdida de 20-25% respecto a capacidad nominal medida a 25°C.

⏱️

Recuperación Nocturna

Enfriamiento pasivo durante la noche permite recuperación térmica. Importante en zonas con alta amplitud térmica. Regiones costeras mantienen temperaturas base más elevadas por inercia térmica del mar.

Mecanismos de Degradación Inducida por Radiación

Envejecimiento Fotoquímico

La radiación UV de alta energía inicia reacciones químicas en materiales orgánicos:

Amarilleamiento de EVA: Oxidación del encapsulante de etileno-vinil-acetato que reduce transmitancia de luz a células. Pérdida progresiva del 2-5% en 20 años
Delaminación: Pérdida de adhesión entre capas por degradación de interfaces poliméricas. Formación de burbujas de aire y rutas de infiltración de humedad
Agrietamiento de lámina posterior: Fotodegradación de fluoropolímeros (Tedlar/PVF) con aparición de microgrietas que comprometen aislamiento eléctrico
Degradación de sellantes: Pérdida de elasticidad en siliconas de caja de conexiones con formación de vías de entrada de agua

Degradación Inducida por Luz (LID)

Fenómeno específico de células de silicio que ocurre en primeras horas de exposición:

Mecanismo boro-oxígeno: Formación de complejos defectuosos en obleas dopadas con boro bajo iluminación. Pérdida de 1-3% de potencia en primeros días
Estabilización: Proceso reversible parcialmente mediante tratamientos térmicos o uso de silicio de alta pureza (células PERC)
LeTID (Light and Elevated Temperature Induced Degradation): Mecanismo adicional en células PERC con pérdida del 2-7% a temperaturas elevadas que puede regenerarse con tiempo

Defectos y microfisuras en células solares

Anomalías Térmicas

Puntos Calientes y Zonas de Riesgo

Sombreado Parcial

Células sombreadas se convierten en carga resistiva consumiendo potencia en lugar de generarla. Calentamiento localizado de 15-30°C superior. Riesgo de daño permanente y fallo del diodo de bypass.

Células Defectuosas

Microfisuras, soldaduras deficientes o impurezas aumentan resistencia serie local. Concentración de disipación térmica en zona reducida con posible fusión de encapsulante y delaminación.

Acumulación de Suciedad

Depósitos de polvo, excrementos de aves o restos vegetales crean sombreado permanente. Temperatura diferencial sostenida que acelera degradación del encapsulante en área afectada.

Detección Termográfica

Inspección con cámaras infrarrojas (8-14 μm) para identificar anomalías. Temperatura > 10°C por encima del promedio indica problema. Análisis de patrones espaciales para diagnóstico de causa.

Estrategias de Gestión Térmica

🌬️

Ventilación Pasiva

Separación mínima de 10-15 cm entre módulo y superficie de montaje. Permite circulación de aire convectivo que reduce temperatura hasta 10-15°C en condiciones de alta irradiación.

📐

Orientación Optimizada

Inclinación según latitud maximiza producción anual pero puede favorecer acumulación de polvo. Orientación este-oeste distribuye generación pero reduce temperatura pico en horas centrales.

🧊

Materiales de Alta Emisividad

Láminas posteriores con recubrimientos de alta emisividad infrarroja (ε > 0.85) mejoran disipación radiativa. Reducción de 3-5°C de temperatura de operación.

🧹

Limpieza Programada

Eliminación periódica de polvo y depósitos reduce absorción térmica innecesaria y previene sombreado. Frecuencia: mensual en zonas áridas, trimestral en áreas de precipitación moderada.

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