La energía fotovoltaica de concentración ( CPV ) (también conocida como energía fotovoltaica de concentración ) es una tecnología fotovoltaica que genera electricidad a partir de la luz solar. A diferencia de los sistemas fotovoltaicos convencionales , utiliza lentes o espejos curvos para enfocar la luz solar en células solares pequeñas y altamente eficientes de múltiples uniones (MJ) . Además, los sistemas CPV a menudo utilizan seguidores solares y, a veces, un sistema de refrigeración para aumentar aún más su eficiencia. [2] : 30
Los sistemas que utilizan energía fotovoltaica de alta concentración ( HCPV ) poseen la mayor eficiencia de todas las tecnologías fotovoltaicas existentes, alcanzando cerca del 40% para los módulos de producción y el 30% para los sistemas. [3] : 5 Permiten una matriz fotovoltaica más pequeña que tiene el potencial de reducir el uso de la tierra, el calor y el material residuales y el equilibrio de los costos del sistema . La tasa de instalaciones anuales de CPV alcanzó su punto máximo en 2012 y ha caído a casi cero desde 2018 con la caída más rápida de precios en la energía fotovoltaica de silicio cristalino . [4] : 24 En 2016, las instalaciones de CPV acumuladas alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada global de 230.000 MW ese año. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21
HCPV compite directamente con la energía solar concentrada (CSP), ya que ambas tecnologías son más adecuadas para áreas con alta irradiancia normal directa , que también se conocen como la región Sun Belt en los Estados Unidos y Golden Banana en el sur de Europa. [6] : 26 CPV y CSP a menudo se confunden entre sí, a pesar de ser tecnologías intrínsecamente diferentes desde el principio: CPV utiliza el efecto fotovoltaico para generar electricidad directamente a partir de la luz solar, mientras que la CSP, a menudo llamada termosolar concentrada , utiliza el calor del la radiación del sol con el fin de producir vapor para impulsar una turbina, que luego produce electricidad mediante un generador . En 2012 [actualizar], la CSP era más común que la CPV. [7]
Historia
La investigación sobre la energía fotovoltaica de concentración se ha llevado a cabo desde mediados de la década de 1970, inicialmente impulsada por el impacto energético de un embargo de petróleo en Oriente Medio. Sandia National Laboratories en Albuquerque, Nuevo México fue el sitio de la mayor parte del trabajo inicial, con el primer sistema de concentración fotovoltaico de tipo moderno producido allí a fines de la década. Su primer sistema fue un sistema concentrador de canal lineal que utilizaba una lente Fresnel acrílica de enfoque puntual que se enfocaba en células de silicio enfriadas por agua y seguimiento de dos ejes. La refrigeración celular con disipador pasivo y el uso de lentes Fresnel de silicona sobre vidrio fue demostrada en 1979 por el Proyecto Ramón Areces en el Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid . El proyecto SOLERAS de 350 kW en Arabia Saudita, el más grande hasta muchos años después, fue construido por Sandia / Martin Marietta en 1981. [8] [9]
La investigación y el desarrollo continuaron durante las décadas de 1980 y 1990 sin un interés significativo de la industria. Pronto se reconoció que las mejoras en la eficiencia celular eran esenciales para hacer económica la tecnología. Sin embargo, las mejoras a las tecnologías de celdas basadas en Si utilizadas tanto por los concentradores como por los fotovoltaicos planos no favorecieron la economía de CPV a nivel de sistema. Desde entonces, la introducción de las células solares de unión múltiple III-V a principios de la década de 2000 ha proporcionado un diferenciador claro . Las eficiencias de las células MJ han mejorado del 34% (3 uniones) al 46% (4 uniones) en los niveles de producción a escala de investigación. [3] : 14 También se han encargado en todo el mundo un número considerable de proyectos CPV de varios MW desde 2010. [10]
En 2016, las instalaciones de CPV acumuladas alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada global de 230.000 MW. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21 Los sistemas comerciales de HCPV alcanzaron eficiencias instantáneas ("puntuales") de hasta el 42% en condiciones de prueba estándar (con niveles de concentración superiores a 400) [6] : 26 y la Agencia Internacional de Energía ve potencial para aumentar la eficiencia de esta tecnología al 50% a mediados de la década de 2020. [2] : 28 A diciembre de 2014, la mejor eficiencia de celda de laboratorio para las celdas MJ de concentrador alcanzó el 46% (cuatro o más uniones). En condiciones de funcionamiento al aire libre, la eficiencia del módulo CPV ha superado el 33% ("un tercio de un sol"). [11] Las eficiencias de CA a nivel del sistema están en el rango de 25-28%. Las instalaciones de CPV están ubicadas en China , Estados Unidos , Sudáfrica , Italia y España . [3] : 12
Desafíos
Los sistemas CPV modernos funcionan de manera más eficiente en luz solar altamente concentrada (es decir, niveles de concentración equivalentes a cientos de soles), siempre que la celda solar se mantenga fría mediante el uso de disipadores de calor . La luz difusa, que se produce en condiciones nubladas y nubladas, no se puede concentrar mucho utilizando únicamente componentes ópticos convencionales (es decir, lentes macroscópicos y espejos). La luz filtrada, que se produce en condiciones nebulosas o contaminadas, tiene variaciones espectrales que producen desajustes entre las corrientes eléctricas generadas dentro de las uniones conectadas en serie de las células fotovoltaicas de unión múltiple (MJ) espectralmente "sintonizadas" . [12] Estas características de CPV conducen a una rápida disminución en la producción de energía cuando las condiciones atmosféricas no son ideales.
Para producir energía por vatio nominal igual o mayor que los sistemas fotovoltaicos convencionales, los sistemas CPV deben ubicarse en áreas que reciban abundante luz solar directa . Por lo general, esto se especifica como DNI ( irradiancia normal directa ) promedio superior a 5,5-6 kWh / m 2 / día o 2000kWh / m 2 / año. De lo contrario, las evaluaciones de los datos de irradiancia anualizados DNI frente a GNI / GHI ( irradiancia normal global e irradiancia horizontal global ) han concluido que la fotovoltaica convencional debería funcionar mejor con el tiempo que la tecnología CPV actualmente disponible en la mayoría de las regiones del mundo (ver por ejemplo [13 ] ).
Fortalezas de CPV | Debilidades del CPV |
---|---|
Altas eficiencias bajo irradiancia normal directa | HCPV no puede utilizar radiación difusa. La LCPV solo puede utilizar una fracción de la radiación difusa. |
Bajo costo por vatio de capital de fabricación | La producción de energía de las células solares MJ es más sensible a los cambios en los espectros de radiación causados por las condiciones atmosféricas cambiantes. |
Coeficientes de baja temperatura | Se requiere un seguimiento con suficiente precisión y confiabilidad. |
No se requiere agua de enfriamiento para sistemas enfriados pasivamente | Puede requerir una limpieza frecuente para mitigar las pérdidas por suciedad, según el sitio. |
Es posible un uso adicional de calor residual para sistemas con refrigeración activa (por ejemplo, sistemas de espejos grandes) | Mercado limitado: solo se puede usar en regiones con un DNI alto, no se puede instalar fácilmente en tejados |
Modular: escala de kW a GW | Fuerte disminución de costos de tecnologías competidoras para la producción de electricidad |
Producción de energía aumentada y estable durante todo el día debido al seguimiento (de dos ejes) | Problemas de bancabilidad y percepción |
Tiempo de recuperación de la inversión de baja energía | Tecnologías de nueva generación, sin historial de producción (por lo tanto, mayor riesgo) |
Posible doble uso de la tierra, por ejemplo, para la agricultura, bajo impacto ambiental. | Pérdidas ópticas |
Alto potencial de reducción de costos | Falta de estandarización tecnológica |
Oportunidades para la fabricación local | - |
Los tamaños de celda más pequeños podrían evitar grandes fluctuaciones en el precio del módulo debido a variaciones en los precios de los semiconductores | - |
Un mayor potencial de aumento de la eficiencia en el futuro en comparación con los sistemas de placa plana de unión única podría conducir a mayores mejoras en el uso de la superficie terrestre, los costos de BOS y los costos de la balanza de pagos. | - |
Fuente: Estado actual del informe CPV, enero de 2015. [3] : 8 Tabla 2: Análisis de las fortalezas y debilidades del CPV. |
Investigación y desarrollo en curso
La investigación y el desarrollo de CPV se han llevado a cabo en más de 20 países durante más de una década. La serie de conferencias anuales CPV-x ha servido como un foro principal de intercambio de contactos entre universidades, laboratorios gubernamentales y participantes de la industria. Los organismos gubernamentales también han seguido fomentando una serie de avances tecnológicos específicos.
ARPA-E anunció una primera ronda de financiación de I + D a finales de 2015 para el programa MOSAIC (matrices de células solares optimizadas a microescala con concentración integrada) para combatir aún más los desafíos de ubicación y gastos de la tecnología CPV existente. Como se indica en la descripción del programa: "Los proyectos MOSAIC se agrupan en tres categorías: sistemas completos que integran micro-CPV de forma rentable para regiones como las zonas soleadas del suroeste de EE. UU. Que tienen alta radiación solar de irradiancia normal directa (DNI); sistemas completos que se aplican a regiones, como áreas del noreste y medio oeste de EE. UU., que tienen baja radiación solar DNI o alta radiación solar difusa; y conceptos que buscan soluciones parciales a los desafíos tecnológicos ". [14]
En Europa, el programa CPVMATCH (Concentración de módulos fotovoltaicos utilizando tecnologías avanzadas y células para la máxima eficiencia) tiene como objetivo "acercar el rendimiento práctico de los módulos HCPV a los límites teóricos". Los objetivos de eficiencia alcanzables para 2019 se identifican como 48% para las células y 40% para los módulos con una concentración> 800x. [15] A finales de 2018 se anunció una eficiencia del módulo del 41,4%. [16]
La Agencia Australiana de Energía Renovable (ARENA) extendió su apoyo en 2017 para una mayor comercialización de la tecnología HCPV desarrollada por Raygen. [17] Sus receptores de matriz densa de 250 kW son los receptores CPV más potentes creados hasta ahora, con una eficiencia fotovoltaica demostrada del 40,4% e incluyen cogeneración de calor utilizable. [18]
ISP Solar está desarrollando un dispositivo solar de baja concentración que incluye su propio seguidor interno, que mejorará la eficiencia de la celda solar a bajo costo. [19]
Eficiencia
Según la teoría, las propiedades de los semiconductores permiten que las células solares funcionen de manera más eficiente con luz concentrada que con un nivel nominal de irradiancia solar . Esto se debe a que, junto con un aumento proporcional en la corriente generada, también se produce una mejora logarítmica en la tensión de funcionamiento, en respuesta a la iluminación más alta. [20]
Para ser explícito, considere la potencia (P) generada por una célula solar bajo la iluminación de "un sol" en la superficie de la tierra, que corresponde a una irradiancia solar máxima Q = 1000 Watts / m 2 . [21] La potencia de la celda se puede expresar en función del voltaje de circuito abierto (V oc ), la corriente de cortocircuito (I sc ) y el factor de llenado (FF) de la corriente-voltaje característico de la celda (IV) curva: [22]
Al aumentar la iluminación de la celda en "χ-soles", correspondiente a la concentración (χ) y la irradiancia (χQ), se puede expresar de manera similar:
donde, como se muestra por referencia: [20]
- y
Tenga en cuenta que el factor de llenado sin unidades para una celda solar de "alta calidad" generalmente varía entre 0,75 y 0,9 y, en la práctica, puede depender principalmente de las resistencias en serie y en derivación equivalentes para la construcción particular de la celda. [23] Para aplicaciones de concentrador, FF y FF χ deben tener valores similares que estén cerca de la unidad, correspondientes a una alta resistencia en derivación y una resistencia en serie muy baja (<1 miliohmio). [24]
Las eficiencias de una celda de área (A) bajo un sol y χ-soles se definen como: [25]
- y
La eficiencia bajo concentración se expresa en términos de χ y las características de la celda como: [20]
donde el término kT / q es el voltaje (llamado voltaje térmico ) de una población termalizada de electrones, como el que fluye a través de la unión pn de una celda solar , y tiene un valor de aproximadamente25,85 mV a temperatura ambiente (300 K ). [26]
La mejora de la eficiencia de η χ en relación con η se enumera en la siguiente tabla para un conjunto de voltajes de circuito abierto típicos que representan aproximadamente diferentes tecnologías de celda. La tabla muestra que la mejora puede ser de hasta un 20-30% a una concentración χ = 1000. El cálculo asume FF χ / FF = 1; una suposición que se aclara en la siguiente discusión.
Tecnología celular | Multi-cristal de silicio | Silicio monocristalino | Triple unión III-V en GaAs |
---|---|---|---|
Unión aproximada V oc | 550 mV | 700 mV | 850 mV |
χ = 10 | 10,8% | 8.5% | 7,0% |
χ = 100 | 21,6% | 17,0% | 14,0% |
χ = 1000 | 32,5% | 25,5% | 21,0% |
En la práctica, las densidades de corriente y temperaturas más altas que surgen bajo la concentración de la luz solar pueden ser un desafío para evitar que se degraden las propiedades IV de la célula o, lo que es peor, causar un daño físico permanente. Dichos efectos pueden reducir la relación FF χ / FF en un porcentaje aún mayor por debajo de la unidad que los valores tabulados que se muestran arriba. Para evitar daños irreversibles, el aumento de la temperatura de funcionamiento de la celda bajo concentración debe controlarse con el uso de un disipador de calor adecuado . Además, el diseño de la celda en sí debe incorporar características que reduzcan la recombinación y las resistencias de contactos , electrodos y barras colectoras a niveles que se adapten a la concentración objetivo y la densidad de corriente resultante. Estas características incluyen capas semiconductoras delgadas y con pocos defectos; materiales gruesos para electrodos y barras colectoras de baja resistividad; y tamaños de celda pequeños (típicamente <1 cm 2 ). [27]
Incluyendo tales características, las mejores células fotovoltaicas de unión múltiple de película delgada desarrolladas para aplicaciones de CPV terrestres logran un funcionamiento confiable a concentraciones tan altas como 500-1000 soles (es decir, irradiancias de 50-100 Watts / cm 2 ). [28] [29] A partir del año 2014, sus eficiencias son superiores al 44% (tres cruces), con el potencial de acercarse al 50% (cuatro o más cruces) en los próximos años. [30] La eficiencia límite teórica bajo concentración se aproxima al 65% para 5 uniones, que es un máximo práctico probable. [31]
Diseño óptico
Todos los sistemas CPV tienen una célula solar y una óptica de concentración. Los concentradores ópticos de luz solar para CPV presentan un problema de diseño muy específico, con características que los hacen diferentes de la mayoría de los otros diseños ópticos. Deben ser eficientes, adecuados para la producción en masa, capaces de alta concentración, insensibles a las imprecisiones de fabricación y montaje y capaces de proporcionar una iluminación uniforme de la celda. Todas estas razones hacen que la óptica sin imágenes [32] [33] sea la más adecuada para CPV.
Para concentraciones muy bajas, los amplios ángulos de aceptación de la óptica sin imágenes evitan la necesidad de un seguimiento solar activo. Para concentraciones medias y altas , un ángulo de aceptación amplio puede verse como una medida de cuán tolerante es la óptica a las imperfecciones en todo el sistema. Es vital comenzar con un amplio ángulo de aceptación ya que debe ser capaz de acomodar errores de seguimiento, movimientos del sistema por viento, ópticas fabricadas imperfectamente, componentes ensamblados imperfectamente, rigidez finita de la estructura portante o su deformación por envejecimiento, entre otros factores. Todos estos reducen el ángulo de aceptación inicial y, después de que todos se tengan en cuenta, el sistema aún debe poder capturar la apertura angular finita de la luz solar.
Tipos
Los sistemas CPV se clasifican según la cantidad de concentración solar, medida en "soles" (el cuadrado del aumento ).
PV de baja concentración (LCPV)
Los sistemas fotovoltaicos de baja concentración son sistemas con una concentración solar de 2 a 100 soles. [34] Por razones económicas, normalmente se utilizan células solares de silicio convencionales o modificadas. El flujo de calor es típicamente lo suficientemente bajo como para que las celdas no necesiten ser enfriadas activamente. Para los módulos solares estándar, también existen pruebas experimentales y de modelos de que no se necesitan modificaciones de seguimiento o enfriamiento si el nivel de concentración es bajo [35]
Los sistemas de baja concentración a menudo tienen un reflector de refuerzo simple, que puede aumentar la producción de energía solar en más de un 30% con respecto a los sistemas fotovoltaicos sin concentrador. [36] [37] Los resultados experimentales de tales sistemas LCPV en Canadá dieron como resultado ganancias de energía de más del 40% para el vidrio prismático y del 45% para los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino tradicionales . [38]
PV de concentración media
Desde concentraciones de 100 a 300 soles, los sistemas CPV requieren seguimiento y enfriamiento solar de dos ejes (ya sea pasivo o activo), lo que los hace más complejos.
PV de alta concentración (HCPV)
Los sistemas fotovoltaicos de alta concentración (HCPV) emplean ópticas de concentración que consisten en reflectores de plato o lentes de Fresnel que concentran la luz solar a intensidades de 1000 soles o más. [30] Las células solares requieren disipadores de calor de alta capacidad para evitar la destrucción térmica y gestionar el rendimiento eléctrico relacionado con la temperatura y las pérdidas de esperanza de vida. Para exacerbar aún más el diseño de enfriamiento concentrado, el disipador de calor debe ser pasivo; de lo contrario, la potencia requerida para el enfriamiento activo reducirá la eficiencia y la economía de conversión general . [ cita requerida ] Las celdas solares de unión múltiple se prefieren actualmente a las celdas de unión simple, ya que son más eficientes y tienen un coeficiente de temperatura más bajo (menos pérdida de eficiencia con un aumento de temperatura). La eficiencia de ambos tipos de células aumenta con una mayor concentración; La eficiencia de múltiples uniones aumenta más rápido. [ cita requerida ] Las células solares de unión múltiple, originalmente diseñadas para fotovoltaica no concentrada en satélites espaciales , se han rediseñado debido a la alta densidad de corriente encontrada con CPV (típicamente 8 A / cm 2 a 500 soles). Aunque el costo de las células solares de unión múltiple es aproximadamente 100 veces mayor que el de las celdas de silicio convencionales de la misma área, el área de celda pequeña empleada hace que los costos relativos de las celdas en cada sistema sean comparables y la economía del sistema favorece las celdas de unión múltiple. La eficiencia de las celdas de unión múltiple ahora ha alcanzado el 44% en las celdas de producción.
El valor del 44% dado anteriormente es para un conjunto específico de condiciones conocidas como "condiciones de prueba estándar". Estos incluyen un espectro específico, una potencia óptica incidente de 850 W / m 2 y una temperatura de celda de 25 ° C. En un sistema de concentración, la celda normalmente funcionará en condiciones de espectro variable, menor potencia óptica y mayor temperatura. La óptica necesaria para concentrar la luz tiene una eficiencia limitada en sí misma, en el rango del 75 al 90%. Teniendo en cuenta estos factores, un módulo solar que incorpore una celda de unión múltiple al 44% podría ofrecer una eficiencia de CC de alrededor del 36%. En condiciones similares, un módulo de silicio cristalino ofrecería una eficiencia de menos del 18%.
Cuando se necesita una alta concentración (500-1000 veces), como ocurre en el caso de las células solares de unión múltiple de alta eficiencia, es probable que sea crucial para el éxito comercial a nivel del sistema lograr dicha concentración con un ángulo de aceptación suficiente. . Esto permite tolerancia en la producción en masa de todos los componentes, relaja el montaje del módulo y la instalación del sistema y disminuye el costo de los elementos estructurales. Dado que el objetivo principal del CPV es hacer que la energía solar sea económica, solo hay unas pocas superficies que se pueden utilizar. Disminuyendo el número de elementos y logrando un alto ángulo de aceptación, se pueden relajar los requisitos ópticos y mecánicos, como la precisión de los perfiles de las superficies ópticas, el montaje del módulo, la instalación, la estructura de soporte, etc. la etapa de diseño del sistema puede conducir a una mayor eficiencia del sistema. [39]
Fiabilidad
Los costos de capital más altos , la menor estandarización y las complejidades operativas y de ingeniería agregadas (en comparación con las tecnologías fotovoltaicas de concentración cero y baja) hacen que el rendimiento de larga duración sea un objetivo de demostración crítico para las primeras generaciones de tecnologías CPV. Los estándares de certificación de rendimiento ( UL 3703, UL 8703, IEC 62108, IEC 62670, IEC 62789 e IEC 62817) incluyen condiciones de prueba de esfuerzo que pueden ser útiles para descubrir algunos modos de falla predominantemente infantiles y de vida temprana (<1 a 2 años) en el nivel de sistema, rastreador, módulo, receptor y otros subcomponentes. [40] Sin embargo, tales pruebas estandarizadas, como se realizan típicamente en solo una pequeña muestra de unidades, generalmente no son capaces de evaluar la vida útil a largo plazo (de 10 a 25 años o más) para cada diseño y aplicación de sistema único en su rango más amplio de condiciones de funcionamiento reales y, en ocasiones, no anticipadas. Por lo tanto, la confiabilidad de estos sistemas complejos se evalúa en el campo y se mejora a través de ciclos de desarrollo de productos agresivos que están guiados por los resultados del envejecimiento acelerado de componentes / sistemas , diagnósticos de monitoreo de rendimiento y análisis de fallas . [41] Se puede anticipar un crecimiento significativo en el despliegue de CPV una vez que se aborden mejor las preocupaciones para generar confianza en la capacidad bancaria del sistema. [42] [43]
Durabilidad y mantenimiento del rastreador
El rastreador y la estructura de soporte del módulo para un sistema HCPV moderno deben permanecer precisos dentro de 0.1 ° -0.3 ° para mantener el recurso solar adecuadamente centrado dentro del ángulo de aceptación de la óptica de recolección del receptor y, por lo tanto, concentrado en las células fotovoltaicas. [44] Este es un requisito desafiante para cualquier sistema mecánico que esté sujeto a las tensiones de movimientos y cargas variables. [45] Por tanto, es posible que se requieran procedimientos económicos para la realineación y el mantenimiento periódicos del rastreador para preservar el rendimiento del sistema durante su vida útil prevista. [46]
Control de temperatura del receptor
Las temperaturas máximas de funcionamiento de las células solares de múltiples uniones (célula T max ) de los sistemas HCPV están limitadas a menos de aproximadamente 110 ° C debido a su limitación de fiabilidad intrínseca . [47] [29] [28] Esto contrasta con la CSP y otros sistemas de cogeneración que pueden estar diseñados para funcionar a temperaturas superiores a varios cientos de grados. Más específicamente, las celdas se fabrican a partir de una capa de materiales semiconductores III-V de película delgada que tienen vidas útiles intrínsecas durante el funcionamiento que disminuyen rápidamente con una dependencia de la temperatura del tipo Arrhenius . Por lo tanto, el receptor del sistema debe proporcionar un enfriamiento de celda uniforme y altamente eficiente a través de métodos activos y / o pasivos suficientemente robustos. Además de las limitaciones de material y diseño en el rendimiento de transferencia de calor del receptor , otros factores extrínsecos , como los frecuentes ciclos térmicos del sistema, reducen aún más el práctico receptor T max compatible con una larga vida útil del sistema por debajo de aproximadamente 80 ° C. [48] [49] [50]
Instalaciones
La tecnología de concentradores fotovoltaicos estableció su presencia en la industria solar durante el período de 2006 a 2015. En 2006 se puso en servicio en España la primera central HCPV que superó el nivel de 1 MW. A finales de 2015, el número de centrales de CPV (incluidas ambas LCPV y HCPV) en todo el mundo representaron una capacidad instalada total de 350 MW. Los datos de campo recopilados de una diversidad de instalaciones desde aproximadamente 2010 también son una evaluación comparativa de la confiabilidad del sistema a largo plazo. [51]
El segmento emergente de CPV ha comprendido ~ 0.1% del mercado de servicios públicos de rápido crecimiento para instalaciones fotovoltaicas durante la década hasta 2017. Desafortunadamente, luego de una rápida caída en los precios tradicionales de paneles planos fotovoltaicos, las perspectivas a corto plazo para el crecimiento de la industria de CPV se han desvanecido como lo indica el cierre de las mayores instalaciones de fabricación de HCPV: incluidas las de Suncore , Soitec , Amonix y SolFocus. [52] [53] [54] [55] [56] [57] [58] [59] El mayor costo y la complejidad de mantener los rastreadores de precisión de doble eje HCPV también se han informado en algunos casos como un desafío especial. [60] [46] No obstante, las perspectivas de crecimiento para la industria fotovoltaica en su conjunto siguen siendo sólidas, lo que proporciona un optimismo continuo de que la tecnología CPV finalmente demostrará su lugar. [3] [6]
Lista de los sistemas HCPV más grandes
Similar a la fotovoltaica tradicional, la clasificación de CC máxima de un sistema se especifica como MW p (o, a veces, MW CC ) en condiciones de prueba estándar del concentrador (CSTC) de DNI = 1000 W / m 2 , AM 1.5D y celda T = 25 ° C, según la convención estándar IEC 62670. [61] La capacidad de producción de CA se especifica como MW CA según las condiciones de funcionamiento estándar del concentrador IEC 62670 (CSOC) de DNI = 900 W / m 2 , AM1.5D, T ambiente = 20 ° C y velocidad del viento = 2 m / s y puede incluir ajustes para la eficiencia del inversor, recursos solares más altos o más bajos y otros factores específicos de la instalación. La planta de energía de CPV más grande actualmente en operación tiene una potencia nominal de 138 MW p ubicada en Golmud, China, alojada por Suncore Photovoltaics .
Central eléctrica | Clasificación (MW p ) | Capacidad (MW AC ) | Año completado | Localización | Proveedor de CPV | Árbitro |
---|---|---|---|---|---|---|
Golmud (1 y 2) | 137,8 | 110 | 2012-2013 | en Golmud / provincia de Qinghai / China | Suncore | [62] [63] |
Proyecto Touwsrivier CPV | 44,2 | 36 | 2014 | en Touwsrivier / Western Cape / Sudáfrica | Soitec | [64] |
Proyecto Solar Alamosa | 35,3 | 30 | 2012 | en Alamosa, Colorado / San Luis Valley / EE. UU. | Amonix | [sesenta y cinco] |
Hami (1, 2 y 3) | 10,5 | 9.0 | 2013 - 2016 | en Hami / provincia de Xinjiang / China | Soitec-Focusic | [66] [67] [68] |
Planta CPV Navarra | 9.1 | 7.8 | 2010 | en Villafranca / provincia de Navarra / España | Amonix-Guascor Foton | [69] [70] |
Fuente: Consorcio CPV [10] |
Lista de sistemas HCPV en Estados Unidos
Central eléctrica | Clasificación (MW p ) | Capacidad (MW AC ) | Año completado | Localización | Proveedor de CPV | Operador propietario | Árbitro |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Proyecto Solar Alamosa | 35,3 | 30 | 2012 | Alamosa, Colorado | Amonix | Cogentrix | [sesenta y cinco] |
Granja Solar Desert Green | 7.80 | 6.3 | 2014 | Borrego Spgs, California | Soitec | Invenergía | [71] |
Centro de energía solar Hatch | 5.88 | 5,0 | 2011 | Hatch, Nuevo México | Amonix | NextEra Energy | [72] |
Matriz CPV de la Universidad de Arizona | 2,38 | 2.0 | 2011 | Tucson, Arizona | Amonix | Arzon Solar | [73] |
Planta de energía CPV de Newberry Springs | 1,68 | 1,5 | 2013 | Newberry Spgs, California | Soitec | STACE | [74] |
Granja solar de Crafton Hills College | 1,61 | 1.3 | 2012 | Yucaipa, California | SolFocus | Universidad de Crafton Hills | [75] |
Granja solar de Victor Valley College | 1,26 | 1.0 | 2010 | Victorville, California | SolFocus | Victor Valley College | [76] |
Matriz solar de relleno sanitario Eubank | 1,21 | 1.0 | 2013 | Albuquerque, Nuevo México | Suncore | Emcore Solar | [77] |
Instalación Solar Questa | 1,17 | 1.0 | 2010 | Questa, Nuevo México | Soitec | Cheurón | [78] |
Proyecto CPV de Fort Irwin | 1.12 | 1.0 | 2015 | Fuerte Irwin, California | Soitec | Departamento de Defensa de EE. UU. | [79] [60] |
Fuente: Consorcio CPV [10] |
Lista de sistemas LCPV en Estados Unidos
Central eléctrica | Capacidad (MW AC ) | Año completado | Localización | Coordenadas | Proveedor de CPV | Operador propietario | Árbitro |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Matriz solar de Fort Churchill | 19,9 | 2015 | Yerington, Nevada | 39 ° 07′41 ″ N 119 ° 08′24 ″ O / 39,12806 ° N 119,14000 ° W / 39.12806; -119.14000 ( Fuerte Churchill Solar ) | Poder del sol | Apple Inc./ NV Energy | [80] |
Granja Solar Springerville | 6.0 | 2013 | Springerville, Arizona | 34 ° 17′40 ″ N 109 ° 16′17 ″ O / 34,29444 ° N 109,27139 ° W / 34.29444; -109.27139 ( Springerville LCPV ) | Poder del sol | Tucson Electric Power | [81] |
Matriz de CPV del Politécnico de ASU | 1.0 | 2012 | Mesa, Arizona | 33 ° 17′37 ″ N 111 ° 40′38 ″ O / 33.29361 ° N 111.67722 ° W / 33.29361; -111.67722 ( ASU Poli LCPV ) | Poder del sol | Poder del sol | [82] |
Fotovoltaica concentrada y térmica
El concentrador fotovoltaico y térmico ( CPVT ), también llamado a veces solar combinado de calor y energía ( CHAPS ) o CPV térmico híbrido, es una tecnología de cogeneración o microcogeneración utilizada en el campo de los concentradores fotovoltaicos que produce calor y electricidad utilizables dentro del mismo sistema. El CPVT a altas concentraciones de más de 100 soles (HCPVT) utiliza componentes similares al HCPV, incluido el seguimiento de doble eje y las células fotovoltaicas de unión múltiple . Un fluido enfría activamente el receptor térmico-fotovoltaico integrado y, al mismo tiempo, transporta el calor acumulado.
Normalmente, uno o más receptores y un intercambiador de calor funcionan dentro de un circuito térmico cerrado. Para mantener un funcionamiento general eficiente y evitar daños por fugas térmicas , la demanda de calor del lado secundario del intercambiador debe ser constantemente alta. Se anticipan eficiencias de recolección superiores al 70% en condiciones óptimas de funcionamiento, con hasta un 35% eléctrico y superior al 40% térmico para HCPVT. [83] Las eficiencias operativas netas pueden ser sustancialmente menores dependiendo de qué tan bien se diseñe un sistema para satisfacer las demandas de la aplicación térmica particular.
La temperatura máxima de los sistemas CPVT es demasiado baja, por lo general por debajo de 80-90 ° C, para alimentar por sí sola una caldera para la cogeneración adicional de electricidad a base de vapor. No obstante, la energía térmica capturada se puede almacenar y utilizar para permitir que un generador de ciclo Rankine orgánico adjunto proporcione electricidad a demanda. [84] [85] La energía térmica captada también puede emplearse en calefacción urbana , calentamiento de agua y aire acondicionado , desalinización o calor de proceso . Para aplicaciones térmicas que tienen una demanda más baja o intermitente, un sistema puede aumentarse con una descarga de calor conmutable al entorno externo para salvaguardar la vida útil de la celda y mantener una salida fotovoltaica confiable, a pesar de la reducción resultante en la eficiencia operativa neta.
El enfriamiento activo HCPVT permite el uso de unidades receptoras térmicas-fotovoltaicas de mucha mayor potencia, generando típicamente de 1 a 100 kilovatios eléctricos, en comparación con los sistemas HCPV que dependen principalmente del enfriamiento pasivo de celdas simples de ~ 20W. Estos receptores de alta potencia utilizan densos conjuntos de celdas montadas en un disipador de calor de alta eficiencia . [86] Minimizar el número de unidades receptoras individuales es una simplificación que, en última instancia, puede producir una mejora en el equilibrio general de los costos del sistema, la capacidad de fabricación, la capacidad de mantenimiento / actualización y la confiabilidad. [87] [se necesita una mejor fuente ]
Proyectos de demostración
Se anticipa que la economía de una industria madura de CPVT será competitiva, a pesar de las grandes reducciones de costos recientes y las mejoras graduales de eficiencia para la energía fotovoltaica de silicio convencional (que se puede instalar junto con la CSP convencional para proporcionar capacidades similares de generación eléctrica + térmica). [3] El CPVT puede ser actualmente económico para nichos de mercado que tengan todas las siguientes características de aplicación:
- alta irradiancia solar directa normal (DNI)
- limitaciones de espacio reducido para la colocación de un conjunto de colectores solares
- demanda alta y constante de calor a baja temperatura (<80 ° C)
- alto costo de la red eléctrica
- acceso a fuentes de energía de respaldo o almacenamiento rentable (eléctrico y térmico)
La utilización de un acuerdo de compra de energía (PPA), programas de asistencia del gobierno y esquemas de financiamiento innovadores también están ayudando a los posibles fabricantes y usuarios a mitigar los riesgos de la adopción temprana de la tecnología CPVT.
Varias empresas emergentes están implementando ofertas de equipos CPVT que van desde concentraciones bajas (LCPVT) a altas (HCPVT) . Como tal, la viabilidad a largo plazo del enfoque técnico y / o comercial que persigue cualquier proveedor de sistemas individual es típicamente especulativa. En particular, los productos mínimos viables de las nuevas empresas pueden variar ampliamente en su atención a la ingeniería de confiabilidad . No obstante, se ofrece la siguiente compilación incompleta para ayudar a identificar algunas tendencias tempranas de la industria.
Cogenra ha ensamblado sistemas LCPVT a una concentración de ~ 14x utilizando concentradores de canal reflectantes y tubos receptores revestidos con celdas de silicio que tienen interconexiones densas con una eficiencia del 75% (~ 15-20% eléctrico, 60% térmico). [88] Varios de estos sistemas están en funcionamiento durante más de 5 años a partir de 2015, y Absolicon [89] e Idhelio [90] están produciendo sistemas similares a concentraciones de 10x y 50x, respectivamente.
Las ofertas de HCPVT con una concentración superior a 700 veces han surgido más recientemente y pueden clasificarse en tres niveles de potencia. Los sistemas de tercer nivel son generadores distribuidos que constan de grandes conjuntos de unidades de receptor / colector de celda única de ~ 20 W, similares a los que Amonix y SolFocus fueron pioneros anteriormente para HCPV. Los sistemas de segundo nivel utilizan conjuntos densos localizados de celdas que producen de 1 a 100 kW de potencia eléctrica por unidad de receptor / generador. Los sistemas de primer nivel superan los 100 kW de potencia eléctrica y son los más agresivos para dirigirse al mercado de servicios públicos.
En la siguiente tabla se enumeran varios proveedores de sistemas HCPVT. Casi todos son sistemas de demostración temprana que han estado en servicio por menos de 5 años a partir de 2015. La energía térmica recolectada es típicamente 1.5x-2x la energía eléctrica nominal.
Proveedor | País | Tipo de concentrador | Tamaño de la unidad en kW e | Árbitro | |
---|---|---|---|---|---|
Generador | Receptor | ||||
- Tier 1 - | |||||
Raygen | Australia | Gran matriz de helióstatos | 250 | 250 | [18] |
- El nivel 2 - | |||||
Energía aérea / dsolar | Suiza | Plato grande | 12 | 12 | [91] [92] [93] |
Rehnu | Estados Unidos | Plato grande | 6.4 | 0,8 | [94] |
Solartron | Canadá | Plato grande | 20 | 20 | [95] |
Southwest Solar | Estados Unidos | Plato grande | 20 | 20 | [96] |
Ostra de sol | Alemania | Comedero grande + Lente | 4,7 | 2,35 | [97] |
Zenith Solar / Suncore | Israel / China / Estados Unidos | Plato grande | 4.5 | 2,25 | [98] [99] |
- Nivel 3 - | |||||
BSQ Solar | España | Matriz de lentes pequeños | 13.44 | 0,02 | [100] |
Poder de Silex | Malta | Matriz de plato pequeño | dieciséis | 0,04 | [101] |
Solergia | Italia / Estados Unidos | Matriz de lentes pequeños | 20 | 0,02 | [102] |
Ver también
- Energía solar concentrada (CSP)
- Concentrador solar luminiscente
- Colectores solares híbridos térmicos fotovoltaicos concentrados (CPVT)
Referencias
- ^ Relación de concentración de 500x se afirma en el sitio web de Amonix Archivado 2018-12-29 en Wayback Machine .
- ↑ a b c d http://www.iea.org (2014). "Hoja de ruta tecnológica: energía solar fotovoltaica" (PDF) . IEA. Archivado desde el original (PDF) el 1 de octubre de 2014 . Consultado el 7 de octubre de 2014 .
- ^ a b c d e f g h yo j Fraunhofer ISE y NREL (enero de 2015). "Estado actual de la tecnología de concentradores fotovoltaicos (CPV)" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 11 de febrero de 2017 . Consultado el 25 de abril de 2015 .
- ^ "Informe de energía fotovoltaica" (PDF) . Fraunhofer ISE. 16 de septiembre de 2020 . Consultado el 5 de enero de 2021 .
- ^ a b "Instantánea de la fotovoltaica mundial 1992-2013" (PDF) . www.iea-pvps.org/ . Agencia Internacional de Energía - Programa de Sistemas de Energía Fotovoltaica. 2014. Archivado desde el original (PDF) el 30 de noviembre de 2014 . Consultado el 4 de febrero de 2015 .
- ^ a b c d e f g "Informe de energía fotovoltaica" (PDF) . Fraunhofer ISE. 28 de julio de 2014. Archivado desde el original (PDF) el 9 de agosto de 2014 . Consultado el 31 de agosto de 2014 .
- ^ PV-insider.com Cómo CPV triunfa sobre CSP en ubicaciones de alto DNI Archivado 2014-11-22 en Wayback Machine , 14 de febrero de 2012
- ^ López, Antonio Luque; Andreev, Viacheslav M. (2007). Experiencias pasadas y nuevos desafíos de los concentradores fotovoltaicos, G Sala y A Luque, Springer Series in Optical Sciences 130, 1, (2007) . Serie Springer en Ciencias Ópticas. 130 . doi : 10.1007 / 978-3-540-68798-6 . ISBN 978-3-540-68796-2.
- ^ "La promesa de los concentradores, RM Swanson, Prog. Photovolt. Res. Appl. 8, 93-111 (2000)" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 8 de agosto de 2017 . Consultado el 3 de marzo de 2017 .
- ^ a b c "El Consorcio CPV - Proyectos" . Archivado desde el original el 10 de marzo de 2016 . Consultado el 24 de marzo de 2015 .
- ^ Kinsey, GS; Bagienski, W .; Nayak, A .; Liu, M .; Gordon, R .; Garboushian, V. (1 de abril de 2013). "Avance de la eficiencia y la escala en matrices de CPV". IEEE Journal of Photovoltaics . 3 (2): 873–878. doi : 10.1109 / JPHOTOV.2012.2227992 . ISSN 2156-3381 .
- ^ Fernández, Eduardo F .; Almonacid, F .; Ruiz-Arias, JA; Soria-Moya, A. (agosto de 2014). "Análisis de las variaciones espectrales del rendimiento de módulos fotovoltaicos de alta concentración que operan en diferentes condiciones climáticas reales". Materiales de energía solar y células solares . 127 : 179-187. doi : 10.1016 / j.solmat.2014.04.026 .
- ^ Jo, Jin Ho; Waszak, Ryan; Shawgo, Michael (2014). "Viabilidad de sistemas fotovoltaicos concentrados (CPV) en varias ubicaciones geográficas de Estados Unidos". Tecnología y política energética . 1 (1): 84–90. doi : 10.1080 / 23317000.2014.971982 .
- ^ "Descripciones del proyecto MOSAIC" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 23 de enero de 2017 . Consultado el 20 de enero de 2017 .
- ^ "CPVMatch" . Archivado desde el original el 13 de julio de 2019 . Consultado el 31 de julio de 2019 .
- ^ "Fraunhofer ISE Led Consortium logra una eficiencia de módulo del 41,4% para concentradores fotovoltaicos utilizando células solares de unión múltiple en un proyecto financiado por la Unión Europea" . 23 de noviembre de 2018. Archivado desde el original el 7 de febrero de 2019 . Consultado el 4 de febrero de 2019 .
- ^ "ARENA Raygen" . Archivado desde el original el 13 de agosto de 2018 . Consultado el 13 de agosto de 2018 .
- ^ a b "RayGen" . Archivado desde el original el 20 de mayo de 2015 . Consultado el 18 de mayo de 2015 .
- ^ "La próxima gran tecnología solar" . Consultado el 9 de febrero de 2020 .
- ^ a b c Gray, Jeffery (2003), "La física de la célula solar", en Luque, Antonio; Hegedus, Steven (eds.), Handbook of Photovoltaic Science and Engineering , Londres: John Wiley & Sons, págs. 61–112
- ^ "Educación fotovoltaica - radiación solar media" . Archivado desde el original el 8 de mayo de 2019 . Consultado el 3 de marzo de 2019 .
- ^ "Educación fotovoltaica - Eficiencia de células solares" . Archivado desde el original el 8 de mayo de 2019 . Consultado el 22 de febrero de 2019 .
- ^ "Educación FV - Factor de relleno" . Archivado desde el original el 8 de mayo de 2019 . Consultado el 3 de marzo de 2019 .
- ^ DL Pulfrey (1978). "Sobre el factor de relleno de las células solares". Electrónica de estado sólido . 21 (3): 519–520. Código bibliográfico : 1978SSEle..21..519P . doi : 10.1016 / 0038-1101 (78) 90021-7 . ISSN 0038-1101 .
- ^ Keith Emery y Carl Osterwald (1987). "Medida de la corriente de un dispositivo fotovoltaico en función de voltaje, temperatura, intensidad y espectro". Células solares . 21 (1–4): 313–327. Código Bibliográfico : 1987SoCe ... 21..313E . doi : 10.1016 / 0379-6787 (87) 90130-X . ISSN 0927-0248 .
- ^ Rashid, Muhammad H. (2016). Circuitos microelectrónicos: análisis y diseño (Tercera ed.). Aprendizaje Cengage. págs. 183-184. ISBN 9781305635166.
- ^ Yupeng Xing; et al. (2015). "Una revisión de las células solares de silicio concentrador". Revisiones de energías renovables y sostenibles . 51 : 1697-1708. doi : 10.1016 / j.rser.2015.07.035 . ISSN 1364-0321 .
- ^ a b "Ficha de datos de Spectrolab C3P5 39,5% Solar Cell" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 20 de enero de 2019 . Consultado el 19 de enero de 2019 .
- ^ a b "Ficha de datos de Spectrolab C4MJ 40% Solar Cell" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 19 de enero de 2019 . Consultado el 19 de enero de 2019 .
- ^ a b S. Kurtz. "Oportunidades y desafíos para el desarrollo de una industria de energía fotovoltaica de concentración madura" (PDF) . www.nrel.gov. pag. 5 (PDF: pág.8) . Consultado el 13 de enero de 2019 .
- ^ NVYastrebova (2007). Células solares de unión múltiple de alta eficiencia: estado actual y potencial futuro (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 8 de agosto de 2017 . Consultado el 13 de marzo de 2017 .
- ^ Chaves, Julio (2015). Introducción a la óptica sin imágenes, segunda edición . Prensa CRC . ISBN 978-1482206739. Archivado desde el original el 18 de febrero de 2016 . Consultado el 12 de febrero de 2016 .
- ^ Roland Winston et al., Óptica sin imágenes , Academic Press, 2004 ISBN 978-0127597515
- ^ Una agenda de investigación estratégica para la tecnología de energía solar fotovoltaica Archivado el 05 de julio de 2010 en la plataforma de tecnología fotovoltaica Wayback Machine
- ^ Andrews, Rob W .; Pollard, Andrew; Pearce, Joshua M. (2013). "Mejora del rendimiento del sistema fotovoltaico con concentradores planos sin seguimiento: resultados experimentales y modelado basado en BDRF" (PDF) . 2013 IEEE 39th Photovoltaic Specialists Conference (PVSC) . págs. 0229–0234. doi : 10.1109 / PVSC.2013.6744136 . ISBN 978-1-4799-3299-3.
- ^ Rob Andrews, Nabeil Alazzam y Joshua M. Pearce, " Modelo de mecanismos de pérdida para baja concentración óptica en matrices solares fotovoltaicas con reflectores planares ", Actas de la 40ª Conferencia Solar Nacional de la Sociedad Estadounidense de Energía Solar, págs. 446-453 (2011). acceso libre y gratuito ,
- ^ Andrews, Rob W .; Pollard, Andrew; Pearce, Joshua M. (2013). "Mejora del rendimiento del sistema fotovoltaico con concentradores planos sin seguimiento: resultados experimentales y modelado basado en BDRF" (PDF) . 2013 IEEE 39th Photovoltaic Specialists Conference (PVSC) . págs. 0229–0234. doi : 10.1109 / PVSC.2013.6744136 . ISBN 978-1-4799-3299-3.
- ^ Andrews, RW; Pollard, A .; Pearce, JM, "Mejora del rendimiento del sistema fotovoltaico con concentradores planos sin seguimiento: resultados experimentales y modelado basado en la función de reflectancia bidireccional (BDRF)", IEEE Journal of Photovoltaics 5 (6), págs. 1626-1635 (2015). DOI: 10.1109 / JPHOTOV.2015.2478064 acceso abierto Archivado 2017-11-22 en Wayback Machine
- ^ Cole, IR; Betts, TR; Gottschalg, R (2012), "Perfiles solares y modelado espectral para simulaciones de CPV", IEEE Journal of Photovoltaics , 2 (1): 62–67, doi : 10.1109 / JPHOTOV.2011.2177445 , ISSN 2156-3381
- ^ "IEC 61215: Qué es y qué no es" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 15 de febrero de 2017 . Consultado el 13 de enero de 2019 .
- ^ Spencer, M; Kearney, A; Bowman, J (2012), "Sistema compacto de CPV-hidrógeno para convertir la luz solar en hidrógeno", AIP Conference Proceedings , 1477 : 272-275, doi : 10.1063 / 1.4753884 , ISSN 1551-7616
- ^ Actualización de energía fotovoltaica concentrada 2014 Archivado el 15 de enero de 2015 en Wayback Machine , Informe de investigación de mercado de GlobalData
- ^ Gupta, R (2013), "CPV: Expansion and Bankability Required", Renewable Energy Focus , 14 (4): 12-13, doi : 10.1016 / s1755-0084 (13) 70064-4 , ISSN 1755-0084
- ^ Burhan, M; Shahzad, MW; Choon, NK (2018), "Sistema compacto de CPV-hidrógeno para convertir la luz solar en hidrógeno", Ingeniería térmica aplicada , 132 : 154–164, doi : 10.1016 / j.applthermaleng.2017.12.094 , hdl : 10754/626742 , ISSN 1359 -4311
- ^ Ignacio Luque-Heredia, Pedro Magalhães y Matthew Muller, Capítulo 6: Seguimiento y rastreadores de CPV . En: Handbook of Concentrator Photovoltaic Technology, editores de C. Algora e I. Rey-Stolle, 2016, páginas 293-333, doi : 10.1002 / 9781118755655.ch06 , ISBN 978-1118472965
- ^ a b "Rastreadores de CPV: ¿un aspecto crucial del éxito de un proyecto?" . 3 de septiembre de 2012. Archivado desde el original el 13 de enero de 2019 . Consultado el 5 de febrero de 2019 .
- ^ Ermer, JH; Jones, RK; Hebert, P; Pien, P; King, RR; Bhusari, D; Brandt, R; Al-Taher, O; Fetzer, C; Kinsey, GS; Karam, N (2012), "Status of C3MJ + and C4MJ Production Concentrator Solar Cells at Spectrolab", IEEE Journal of Photovoltaics , 2 (2): 209–213, doi : 10.1109 / JPHOTOV.2011.2180893 , ISSN 2156-3381
- ^ Espinet-González, P; Algora, C; Núñez, N; Orlando, V; Vázquez, M; Bautista, J; Araki, K (2013), "Evaluación de la confiabilidad de las células solares de triple unión de concentradores comerciales mediante pruebas de vida acelerada", AIP Conference Proceedings , 1556 : 222-225, doi : 10.1063 / 1.4822236 , ISSN 1551-7616
- ^ C, Núñez; N, González; JR, Vázquez; P, Algora; C, Espinet, P (2013), "Evaluación de la confiabilidad de células solares de alta concentración de GaAs mediante pruebas de envejecimiento acelerado por temperatura" , Progreso en energía fotovoltaica , 21 (5): 1104-1113, doi : 10.1002 / pip.2212 , ISSN 1099-159XCS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace )
- ^ N. Bosco, C. Sweet y S. Kurtz. "Prueba de confiabilidad de la unión de matrices de conjuntos de celdas de CPV" (PDF) . www.nrel.gov. Archivado (PDF) desde el original el 29 de diciembre de 2016 . Consultado el 13 de enero de 2019 .CS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace )
- ^ Gerstmaier, T; Zech, T; Rottger, M; Braun, C; Gombert, A (2015). "Resultados de campo de la planta de energía CPV a gran escala y a largo plazo". Actas de la conferencia AIP . 1679 (1): 030002. Código bibliográfico : 2015AIPC.1679c0002G . doi : 10.1063 / 1.4931506 .
- ^ Eric Wesoff, "Cierre de la planta Amonix: ¿Sonajero mortal para la industria solar CPV? [1] Archivado el 14 de enero de 2019 en Wayback Machine , 20 de julio de 2012
- ^ Eric Wesoff, "CPV: Habla el fundador de Amonix, culpa a los capitalistas de riesgo, lamenta la falta de cadena de suministro [2] Archivado el 14 de enero de 2019 en Wayback Machine , 27 de junio de 2013
- ^ Eric Wesoff, "CPV Startup SolFocus se une a la lista de empresas solares fallecidas [3] Archivado el 15 de enero de 2019 en Wayback Machine , 05 de septiembre de 2013
- ^ Eric Wesoff, "Descanse en paz: la lista de empresas solares fallecidas, 2009 a 2013 [4] Archivado el 19 de enero de 2019 en la Wayback Machine , 01 de diciembre de 2013
- ^ Eric Wesoff, "Soitec, SunPower y Suncore: los últimos proveedores de CPV en pie [5] Archivado el 12 de marzo de 2015 en Wayback Machine , 29 de octubre de 2014
- ^ Eric Wesoff, "CPV Hopeful Soitec, última víctima de la economía de la energía fotovoltaica de silicio [6] Archivado el 6 de marzo de 2019 en Wayback Machine , 22 de diciembre de 2014
- ^ Eric Wesoff, "CPV Hopeful Soitec sale del negocio solar [7] Archivado el 19de enero de2019 en Wayback Machine , 25 de enero de 2015
- ^ Eric Wesoff, "¿Se está acabando el tiempo para la puesta en marcha de CPV Semprius? [8] Archivado el 14 deenero de2019 en Wayback Machine , 03 de enero de 2017
- ^ a b "Informe de coste y rendimiento de ESTCP" (PDF) . Marzo de 2018 . Consultado el 5 de febrero de 2012 .
- ^ "Concentradores fotovoltaicos (CPV) - Pruebas de rendimiento - Parte 1: Condiciones estándar" . www.iec.ch . Archivado desde el original el 24 de enero de 2019 . Consultado el 20 de enero de 2019 .
- ^ "Golmud 1" . Archivado desde el original el 10 de diciembre de 2016 . Consultado el 25 de abril de 2015 .
- ^ "Golmud 2" . Archivado desde el original el 9 de noviembre de 2016 . Consultado el 25 de abril de 2015 .
- ^ "Touwsrivier" . Archivado desde el original el 1 de enero de 2017 . Consultado el 31 de diciembre de 2016 .
- ^ a b "Alamosa" . Archivado desde el original el 15 de febrero de 2015 . Consultado el 25 de abril de 2015 .
- ^ "Hami Phase 1" . Archivado desde el original el 14 de enero de 2019 . Consultado el 18 de enero de 2019 .
- ^ "Hami Phase 2" . Archivado desde el original el 20 de enero de 2019 . Consultado el 19 de enero de 2019 .
- ^ "Hami Phase 3" . Archivado desde el original el 20 de enero de 2019 . Consultado el 19 de enero de 2019 .
- ^ "Parques Solares Navarra" . Archivado desde el original el 20 de enero de 2019 . Consultado el 25 de enero de 2019 .
- ^ "Centrales CPV Navarra y Murcia de Guascor Foton" . Archivado desde el original el 30 de junio de 2018 . Consultado el 25 de enero de 2019 .
- ^ "Invenergy anuncia el inicio de la operación de la granja solar Desert Green en California" . Mundo de la energía solar. 8 de diciembre de 2014. Archivado desde el original el 6 de marzo de 2019 . Consultado el 4 de marzo de 2019 .
- ^ "Hatch" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 7 de enero de 2019 . Consultado el 8 de enero de 2019 .
- ^ "Tucson" . Archivado desde el original el 14 de enero de 2019 . Consultado el 13 de enero de 2019 .
- ^ "Newberry" . Archivado desde el original el 15 de julio de 2016 . Consultado el 25 de abril de 2015 .
- ^ "Crafton Hills" . Archivado desde el original el 8 de enero de 2019 . Consultado el 8 de enero de 2019 .
- ^ "Victor Valley" . Archivado desde el original el 13 de enero de 2019 . Consultado el 13 de enero de 2019 .
- ^ "Vertedero de Eubank" . Archivado desde el original el 8 de enero de 2019 . Consultado el 8 de enero de 2019 .
- ^ "Questa" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 15 de agosto de 2016 . Consultado el 18 de enero de 2019 .
- ^ "Fuerte Irwin" . Archivado desde el original el 19 de enero de 2019 . Consultado el 18 de enero de 2019 .
- ^ "Proyecto solar de Fort Churchill - Hoja de datos" (PDF) . greentechmedia.com. Archivado desde el original (PDF) el 14 de julio de 2015 . Consultado el 15 de marzo de 2019 .
- ^ Eric Wesoff (14 de septiembre de 2012). "Sistema de seguimiento C7 de SunPower en una granja solar de 6 MW en Tucson Electric Power" . greentechmedia.com. Archivado desde el original el 17 de agosto de 2018 . Consultado el 15 de marzo de 2019 .
- ^ "SRP y SunPower dedican el sistema de energía solar C7 Tracker completo en el campus politécnico de ASU" . Poder del sol. 5 de abril de 2013 . Consultado el 15 de marzo de 2019 .
- ^ Helmers, H .; Bett, AW; Parisi, J .; Agert, C. (2014). "Modelización de sistemas fotovoltaicos y térmicos de concentración" . Avances en Fotovoltaica: Investigación y Aplicaciones . 22 (4). doi : 10.1002 / pip.2287 .
- ^ "RayGen centra sus energías en un gran potencial de almacenamiento" . www.ecogeneration.com.au . 2020-04-23 . Consultado el 28 de enero de 2021 .
- ^ Blake Matich (20 de marzo de 2020). "ARENA impulsa la financiación de la planta de energía" hidroeléctrica solar "de RayGen . Revista PV . Consultado el 28 de enero de 2021 .
- ^ "ADAM (Módulo de matriz densa avanzada)" . Archivado desde el original el 22 de febrero de 2015 . Consultado el 7 de junio de 2015 .
- ^ Igor Bazovsky, Capítulo 18: Consideraciones de diseño de confiabilidad . En: Teoría y práctica de la confiabilidad, 1963 (reimpreso en 2004), páginas 176-185, ISBN 978-0486438672
- ^ "Cogenra, adquirida por Sunpower 2016" . Archivado desde el original el 27 de diciembre de 2013 . Consultado el 17 de enero de 2014 .
- ^ "Absolicon Solar" . Archivado desde el original el 15 de marzo de 2016 . Consultado el 15 de marzo de 2016 .
- ^ "Idhelio" . Archivado desde el original el 30 de junio de 2014 . Consultado el 15 de marzo de 2016 .
- ^ "Energía aérea" . Archivado desde el original el 18 de abril de 2015 . Consultado el 18 de abril de 2015 .
- ^ "dsolar" . Archivado desde el original el 18 de abril de 2015 . Consultado el 18 de abril de 2015 .
- ^ "Charla TED de Gianluca Ambrosetti 2014" . Archivado desde el original el 19 de mayo de 2015 . Consultado el 6 de mayo de 2015 .
- ^ "Rehnu" . Archivado desde el original el 15 de abril de 2019 . Consultado el 31 de julio de 2019 .
- ^ "Solartron" . Archivado desde el original el 27 de diciembre de 2017 . Consultado el 27 de diciembre de 2017 .
- ^ "Southwest Solar" . Archivado desde el original el 19 de noviembre de 2015 . Consultado el 13 de diciembre de 2015 .
- ^ "Sun Oyster" . Archivado desde el original el 2 de julio de 2019 . Consultado el 31 de julio de 2019 .
- ^ "Proyectos solares Zenith - Yavne" . zenithsolar.com . 2011. Archivado desde el original el 15 de abril de 2011 . Consultado el 14 de mayo de 2011 .
- ^ "Suncore" . Archivado desde el original el 18 de abril de 2015 . Consultado el 18 de abril de 2015 .
- ^ "BSQ Solar" . Archivado desde el original el 17 de marzo de 2018 . Consultado el 21 de octubre de 2018 .
- ^ "Silex Power" . Archivado desde el original el 14 de marzo de 2016 . Consultado el 14 de marzo de 2016 .
- ^ "Solergy Cogen CPV" . Archivado desde el original el 22 de febrero de 2016 . Consultado el 13 de febrero de 2016 .
enlaces externos
- Datos de costos del sistema , NREL
- Consorcio CPV, Lista de proyectos CPV