This work investigates two main aspects related to photovoltaic: systems and module characterization and performance modeling. The first part aims to characterize a PV generator located in Spain with a nominal power of 109.44 kW under standard test conditions according to the datasheet. An operational photovoltaic system's nominal power is a valid parameter for determining its current operational state. The applicability of a standard procedure to estimate the nominal power of an operating generator, proposed by Martínez-Moreno and based on Osterwald's model, is investigated. However, the standard procedure does not specify how to deal with experimental data when unexpected behavior impedes the nominal power estimation under operating conditions. During the 6-month study, the power-irradiance relation showed a hysteresis effect with varying amplitudes throughout the campaign. Adding a data filter that removes the non-linear part of the data proves necessary to estimate the nominal power, complementing Martinez-Moreno's procedure to enable the generators' characterization. The second part contributes to closing a knowledge gap in the performance behavior and predictability of multiple PV technologies in Peru. The quality of two simple analytical models for estimating the outdoor performance of three different photovoltaic module technologies in Lima was investigated. Osterwald's and the Constant Fill Factor models were applied to estimate the maximum power delivered by an Aluminum Back Surface Field, a Heterojunction with Intrinsic Thin-layer, and an amorphous/microcrystalline thin-film tandem PV module. The results point that both models overestimate the expected power compared to the measured one. Implementing a correction factor adjusts the estimated maximum power by both models. This correction factor allows us to estimate losses, calculate an adequate nominal power and minimize the estimated power error. The normalized root mean square error and mean bias error determine the implemented methodology's quality. The two crystalline silicon-based technologies present a similar behavior throughout the year. However, both differ considerably from the tandem one during different months, implying that the ambient variables have other seasonal impacts on their performance.

Los biopolímeros se han utilizado recientemente para el desarrollo de electrolitos poliméricos, que encuentran aplicaciones en celdas fotovoltaicas del tipo DSSC o celdas de Gräetzel, y han significado una alternativa para la conversión de energía solar a energía eléctrica. El presente trabajo se enfoca en el desarrollo de un electrolito polimérico que tiene como base al biopolímero carragenina y como aditivos, la sal NH4I y el plastificante glicerol, con el fin incrementar la conductividad iónica. La metodología consistió en la extracción de la carragenina a partir de las algas del litoral peruano y la incorporación de los aditivos. Los electrolitos se fabricaron en forma de films para proceder a ser ensayados. Los ensayos se dividieron en: ensayos de espectroscopia de impedancia electroquímica, y caracterización morfológica, estructural, térmica y mecánica. Los ensayos espectroscopia infrarroja (FTIR) confirmaron la presencia de grupos carboxilos que a su vez confirman la formación de carboximetil carragenina, una modificación de la carragenina para incrementar su conductividad. De la misma manera se confirma la estabilidad térmica en el rango de temperatura apropiada de los films para su trabajo en una celda DSSC. De las pruebas de impedancia electroquímica se pudo evaluar la conductividad iónica, comprobando que la sal yoduro de amonio (NH4I), y el plastificante glicerol, incrementan la conductividad de la carboximetil carragenina, logrando una conductividad máxima de 5.31x10-4 S/cm, es decir de 4 órdenes de magnitud mayor al valor de conductividad original de la carragenina. Además, se ensambló una celda fotovoltaica prototipo usando el electrolito basado en carboximetil carragenina con NH4I al 25% y glicerol al 25%. El voltaje registrado para dicha celda dio un valor de 0.893 V. Por tanto, se concluye que los compuestos en base a carragenina tienen la capacidad de formar films. Así mismo, se ha concluido que la carboximetilación de la carragenina y la adición de sales y plastificante, permite obtener electrolitos poliméricos con un mayor valor de conductividad iónica en comparación a la carragenina pura. Lo cual indica que dichos materiales pueden ser empleados en la fabricación de celdas fotovoltaicas del tipo DSSC.

En el año 2020 se produjeron un poco más de 50 mil millones de toneladas de CO2eq a través de las diferentes industrias. 12.2 mil millones de estas fueron producto de diversos procesos de generación eléctrica. Es decir, 24.14% de las emisiones de CO2 equivalente en el mundo son producto de la generación de la energía eléctrica. En vista de esto, uno de los avances más importantes para el control de emisiones consiste en el uso de energías renovables, siendo la energía solar unos de sus principales bastiones. En la actualidad los paneles monofaciales son los más comunes en la industria fotovoltaica. Sin embargo, según el informe de 2023 de la International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV), la participación de mercado de los Módulos Fotovoltaicos Bifaciales (BF) en 2023 es de aproximadamente el 35% y se espera que aumente a 70% para el año 2033. Además, los módulos fotovoltaicos bifaciales han abierto nuevas posibilidades para instalaciones en posiciones verticales orientadas Este-Oeste y mejorando el albedo a través de reflectores. Esta última configuración es de particular interés para el campo emergente de agrivoltaics. Hay poca investigación publicada sobre el rendimiento energético de módulos bifaciales en sitios de baja latitud, y todavía no se ha publicado nada para Lima, Perú. Este trabajo busca enmendar esta falta de conocimiento, buscando optimizar un arreglo BF vertical (VBF) que apunta Este-Oeste en lugar de la convención usual de módulos BF inclinados hacia el Norte en el hemisferio sur. Agregar reflectores fijos adjuntos a ambos lados del arreglo resultó en mayores irradiancias recibidas por un módulo fotovoltaico y su posterior conversión energética. Se utilizó el software de simulación óptica Tonatiuh y bifacial_radiance para estimar las ganancias de irradiancia a través de los reflectores para diferentes configuraciones. Luego, en el trabajo experimental subsiguiente, se utilizaron mediciones de reflectancia de diferentes materiales en un espectrofotómetro para diseñar los mejores reflectores posibles. Una vez hecho esto, se utilizó una disposición que contenía un VBF, junto con dos piranómetros adyacentes, para tomar mediciones de irradiancia recibida y energía generada a través de curvas I-V en un día de control sin reflectores. Posteriormente, se implementaron dos reflectores de aluminio a cada lado de la disposición para contrastar estas mediciones con los resultados del control. Este proceso se llevó a cabo analizando las ganancias de irradiancia y energía a través de los reflectores para días nublados y soleados típicos, con la finalidad de averiguar si había una diferencia significativa en la mejora de la producción de energía entre estos días. Los resultados indican que, después de ajustar por la variabilidad del GHI y comparado con los días de control sin los reflectores, los piranómetros instalados percibieron un promedio de 59% más irradiancia en días soleados y 32% más en días nublados. Asimismo, utilizando las Curvas I-V del módulo, se pudo observar una mejora considerable de un promedio de 39% mayor entrega de máxima potencia para días soleados y 21% en días nublados. / In the year 2020, just over 50 billion tons of CO2eq were produced across various industries. 12.2 billion of these were the result of various electrical generation processes. This means that 24.14% of the world’s equivalent CO2 emissions are the result of the generation of electrical energy. In light of this, one of the most important advances for emission control is the use of renewable energies, with solar energy being one of its main strongholds. Currently, monofacial panels are the most common in the photovoltaic industry. However, according to the 2023 report by the International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV), the market share of Bifacial (BF) PV Modules in 2023 is about 35% and is expected to increase to 70% by 2033. Additionally, bifacial PV modules have opened new possibilities for installations in vertical positions facing East-West and enhancing the albedo through reflectors. This latter configuration is of particular interest to the emerging field of agrivoltaics. There is little published research on the energy yield of bifacial modules at low-latitude sites, and nothing has been published yet for Lima, Peru. This work contributes to amending this lack of knowledge, seeking to optimize a vertically installed BF (VBF) arrangement that points East-West instead of the usual convention of inclined BF modules facing North in the southern hemisphere. Adding fixed reflectors attached to both sides of the arrangement yielded higher irradiances received by a photovoltaic module and its subsequent power conversion. Optical simulation software Tonatiuh and bifacial_radiance were used to estimate the irradiance gains through the reflectors for different configurations. In the subsequent experimental work, reflectance measurements of different materials in a spectrophotometer were used to design the best possible reflectors. Once this was done, an arrangement containing a VBF was used, along with two adjacent pyranometers, to take measurements of received irradiance and generated power through I-V curves on a control day without reflectors. Subsequently, two aluminum reflectors were implemented on each side of the arrangement to contrast these measurements with the control results. This process was carried out by analyzing the irradiance and power gains through the reflectors for typical cloudy and sunny days to find out if there was a significant difference in the improvement of energy production between these days. The results indicate that, after adjusting for GHI variability and compared to the control days without the reflectors, the installed pyranometers perceived an average of 59% more irradiance on sunny days and 32% more on cloudy days. Likewise, using the I-V Curves of the module, a considerable improvement of an average of 39% greater maximum power delivery for sunny days and 21% on cloudy days could be observed.

El uso de energía solar ha aumentado exponencialmente en los últimos años en el mundo. Sin embargo, en el Perú, los sistemas fotovoltaicos aún se limitan a proporciones bajas, con tan solo 96 MW instalados hasta la actualidad en el país, los cuales producen un 0.5 % de la energía total del Perú (Fuente: La industria de la Energía Renovable en el Perú, 2016). Además, están en proceso de construcción la planta fotovoltaica de Rubí (144.5 MW) e Intipampa (40.0 MW). Por otro lado, los sistemas fotovoltaicos conectados a la red de características modulares (pequeños) conectados a la red son nulos debido a no contar con políticas que respalden a estos. Al ser un tópico académico no del todo explotado en el Perú, es de interés todo tipo de investigación que promueva no solo el uso de este recurso, sino también que permita conocer y mejorar los mecanismos de estudio para estimar la eficiencia y la predicción de la producción de energía en condiciones meteorológicas nacionales. Osterwald (1986) [1] propuso un modelo simplificado del comportamiento en potencia de una célula fotovoltaica FV para unas condiciones de irradiancia incidente y temperatura de operación. Otros [2 - 4], a partir de esta propuesta, desarrollaron modelos empíricos y físicos por los cuales se puede modelar el comportamiento de un sistema fotovoltaico conectado a la red. Estos modelos se basan en los valores de las características eléctricas de los sistemas fotovoltaicos que son proporcionados por el proveedor y medidos a condiciones estándares. Sin embargo, para una mejor precisión, estos modelos deben ser ajustados ya que la producción eléctrica se da a condiciones de trabajo diferentes de los estándares. En consecuencia, estos modelos predicen la producción de energía con una desviación en valores considerable, es decir, se alejan de los datos recolectados. El principal objetivo del presente trabajo es proponer métodos que permitan obtener el valor de potencia máxima real, asumidas todas las pérdidas intrínsecas de operación de este tipo de sistemas, en condiciones estándar o Ppvg ∗ . En este caso se ha trabajado con datos recolectado en las instalaciones de la Universidad Nacional de San Agustín de Arequipa. Dicho parámetro nos servirá para describir exactamente al sistema en ciertas condiciones dadas y aplicar este conocimiento para la estimación de la energía que generará el sistema para unas condiciones dadas de irradiancia y temperatura de módulo. Finalmente, se debe recalcar que el Perú cuenta con múltiples microclimas, y para cada microclima específico se esperan distintas relaciones de Ppvg ∗ con respecto a la potencia nominal.

El principal objetivo de la tesis es fomentar el interés e investigación en energía renovable por parte de la comunidad con estudios superiores, mediante el diseño de un sistema fotovoltaico aislado para abastecer a 15 computadoras portátiles en la PUCP. En el primer capítulo, se definen los conceptos más relevantes, los principales fundamentos teóricos y las características de los equipos que conforman una instalación fotovoltaica aislada, utilizando bibliografía de autores con presencia en la industria fotovoltaica. En el segundo capítulo, se elabora una lista de exigencias, recopila condiciones del sitio, obtenidos de la Estación climatológica Hipólito Unanue en la PUCP y se estima la demanda del consumo energético, el cual tiene un valor de 158.4 Ah/día. Luego, se dimensiona la cantidad de baterías, paneles fotovoltaicos, inversores y controladores a emplear. Se obtiene el siguiente arreglo, al iterar varias veces:  12 baterías 250 Ah / 12V (3 ramales de 2 paralelo y 2 en serie).  24 paneles de 150 Wp. (3 ramales de 4 paralelo y 2 en serie)  3 controladores de 50A y 24V.  1 inversor 24V/230V – 1200w Asimismo, se estimar la distancia y características de los cables de acuerdo a la ubicación y cargas, y se dimensionan elementos de protección mediante la IEC 60364-5-52 “Instalaciones eléctricas en edificios”. En el tercer capítulo, se diseña la estructura y se realizan cálculos justificativos de acuerdo al Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE), se emplea el método AISC-LRFD. Además, se realiza una simulación estática de la estructura final en ANSYS y se verifica el cumplimiento en cuanto a deflexiones y esfuerzos; se realiza un listado de materiales y recomendaciones para el montaje. En el capítulo final, se estima un Capital Expenditure (CAPEX) de S/. 67’815, un Operational Expenditure (OPEX) de S/.200 anuales y Emisiones de Gas de Efecto Invernadero (GEI) no emitidas de 4.35 anuales.

La falta de electrificación rural en el Perú ha sido uno de los problemas sociales más importantes y menos trabajados desde hace varios años. Debido a la difícil y costosa tarea de generar y distribuir electricidad por medio de torres de alta tensión, en ciertas zonas del país (zonas de electrificación aislada); se consideró invertir en el uso de energías renovables que no sean costosas y permitan al poblador contar con la energía suficiente para mejorar su condición de vida. Una de las energías renovables de mayor uso es la energía solar por su fácil manejo y acceso. Ésta se puede recolectar por medio de paneles fotovoltaicos que generan electricidad, la cual se puede almacenar en un banco de baterías para su uso en caso de no disponer del sol. Además para mejorar el rendimiento de la generación de energía, se puede implementar un seguidor solar que permite orientar los paneles fotovoltaicos en dirección a la posición del sol la mayor parte del día. El presente trabajo tiene como finalidad, diseñar un sistema mecatrónico que permita situar dos paneles fotovoltaicos en dirección a la posición del Sol. Esto con el fin de aprovechar de la mejor manera los niveles de radiación que inciden en los paneles solares, buscando obtener mayor energía para el consumo del hogar. Además, el sistema es capaz de informar sobre los problemas típicos, como lo son la suciedad de los paneles y las fallas técnicas del inversor, que pueden o no ser solucionadas por el usuario. En caso estas fallas existan el sistema pasará a mostrar al usuario una señal que le informará que el sistema mecatrónico requiere de un mantenimiento lo antes posible. Se tiene como objetivo que el sistema mecatrónico no sea de un precio elevado para su producción e instalación en zonas aisladas del Perú.

En el Perú, la electrificación de zonas rurales se ha intensificado debido a programas de electrificación rural elaborados por el Estado y otras entidades no gubernamentales. Sin embargo, hoy en día existen comunidades rurales cuya demanda de potencia en los hogares es cubierta ineficientemente con el uso de baterías de 12 voltios, lo cual genera racionalización del uso de sus artefactos eléctricos, así como los priva de un crecimiento sostenible a nivel socio-económico. Dichas baterías, mayormente de plomo-ácido, son cargadas mediante proveedores externos, lo que causa una dependencia a este servicio e incurre en gastos mensuales mayores a los que ellos demandarían si utilizaran un sistema de recarga fotovoltaica propia. El presente trabajo tomó como muestra a la comunidad de Micaela Bastidas, ubicada al norte del departamento de Lima en la provincia de Barranca, debido a su alto coeficiente de irradiación solar. Se realizó el diseño de un cargador de baterías de 12 voltios para ser utilizado con un panel fotovoltaico y así facilitar la recarga de la misma. Se seleccionaron los componentes adecuados para su diseño, además del panel fotovoltaico y la batería a utilizar, para satisfacer, de manera personalizada, la demanda de potencia promedio a consumir por cada familia de dicha localidad. Se realizaron satisfactoriamente las simulaciones de dicho cargador, con lo que se obtendría una carga óptima de la batería y se prolongaría su vida útil. Por último, en el análisis de costos, se realizó la simulación de venta de un sistema fotovoltaico, por familia, en la comunidad de Micaela Bastidas. Se concluyó que los dos valores agregados principales que sostendrían la competitividad del producto, a nivel nacional, serían: la personalización del diseño del cargador y dimensionamiento del panel fotovoltaico y la batería, según la máxima demanda de potencia promedio actual o futura del usuario, y el suministro de un servicio de asesoría técnica de capacitación y mantenimiento del sistema.

As the fight against anthropogenic global warming increases, photovoltaic (PV) systems, which are a type of renewable energy, are increasingly being considered. In order to use PV systems, it is necessary to develop methods to optimize their configuration, that is, the optimal number of PV modules and inverters. The objectives are to examine the optimization of PVs subject to not only the operational constraints but also the failure and repair events of PV inverters up to 100 kW, while minimizing the effective levelized cost of energy. To achieve this, using Markov modelling, a new energy price model that considers the current prices of the PV inverters is developed as part of a new optimization framework. A case study considering six real PV inverters is developed to show the effectiveness of the framework. In addition, real data from a reference PV station in Germany is used to calculate the average hours per day that a panel generates its rated power to consider the geographical location, temperature and number of sunny days in the given region. Unlike previous work, local and global optimal solutions are found using PV inverters in the range of 15 kW to 100 kW. Therefore, the new findings of this study will be considered in the future, for example, when considering the failure and repair events of PV modules. / Im Rahmen des Kampfes gegen die anthropogene Erderwärmung werden zunehmend Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) in Betracht gezogen, welche zu den erneuerbaren Energien zählen. Um PV-Anlagen nutzen zu können, müssen Methoden zur Optimierung ihrer Konfiguration, d. h. der optimalen Anzahl von PV-Modulen und Wechselrichtern, entwickelt werden. Ziel dieser Arbeit ist es, die Optimierung von PV-Anlagen zu untersuchen, wobei nicht nur die betrieblichen Randbedingungen, sondern auch die Ausfall- und Reparaturereignisse von PV-Wechselrichtern bis zu 100 kW berücksichtigt werden, um dabei die effektiven Stromgestehungskosten zu minimieren. Um dies zu erreichen, wird ein neues Energiepreismodell entwickelt, das die aktuellen Preise der PV-Wechselrichter, sowie die Markoff-Modellierung als Teil eines neuen Optimierungsrahmens berücksichtigt. Anhand einer Fallstudie unter Berücksichtigung von sechs realen PV-Wechselrichtern wird die Wirksamkeit des Rahmens aufgezeigt. Außerdem werden reale Daten einer Referenz-PV-Anlage in Deutschland verwendet, um die durchschnittlichen Stunden pro Tag zu berechnen, in denen ein Modul seine Nennleistung erzeugt. Dazu werden die geografische Lage, die Temperatur und die Anzahl der Sonnentage in der jeweiligen Region berücksichtigt. Im Gegensatz zu früheren Arbeiten werden lokal und global optimale Lösungen mit PV-Wechselrichtern im Bereich von 15 kW bis 100 kW gefunden. Daher können die neuen Erkenntnisse dieser Studie in Zukunft beispielsweise bei der Betrachtung von Ausfall- und Reparaturereignissen von PV-Modulen berücksichtigt werden. / Ante la creciente lucha contra el calentamiento global antropogénico, los sistemas fotovoltaicos, que son un tipo de energía renovable, están siendo cada vez más considerados. Para usar sistemas fotovoltaicos, es necesario desarrollar métodos para optimizar su configuración, es decir, el número óptimo de módulos e inversores fotovoltaicos. Los objetivos de esta tesis son examinar la optimización de los sistemas fotovoltaicos sujetos, no sólo a las restricciones operativas, sino también a los eventos de falla y reparación de los inversores fotovoltaicos de hasta 100 kW, mientras se minimiza el costo efectivo nivelado de la energía. Para lograrlo, empleando el modelo de Márkov, se desarrolla un nuevo modelo del precio de la energía que considera los costos actuales de los inversores fotovoltaicos como parte de un nuevo esquema de optimización. Se desarrolla un caso de estudio considerando seis inversores fotovoltaicos reales para mostrar la efectividad del esquema. Asimismo, se utilizan datos reales de una estación fotovoltaica de referencia en Alemania para calcular el promedio de horas al día en que un panel genera su potencia nominal teniendo en cuenta la ubicación geográfica, la temperatura y el número de días soleados de la región. A diferencia de trabajos anteriores, se encuentran soluciones locales y globales óptimas empleando inversores fotovoltaicos en el rango de 15 kW a 100 kW. Por lo tanto, los nuevos hallazgos de este estudio se tomarán en cuenta en el futuro, por ejemplo, cuando se contemplen los eventos de falla y reparación de los módulos fotovoltaicos.

The single-diode model is used to characterize a photovoltaic (PV) solar cell using an equivalent circuit and an equation that depends on five electric parameters. Three analytical methods are applied to extract the five parameters from an Aluminium Back Surface Field (Al-BSF) PV module using 500 experimental current-voltage (I-V) curves measured in the 100-1000W/m2 range. Two of these methods are also applied to four thin-film PV modules, using four experimental I-V curves measured at an irradiance of 1000 W/m2 and air temperature 25℃. While parameter extraction methods have been studied before, this work offers a new perspective by applying the techniques to outdoor PV modules in Lima-Peru and, on the other hand, thin-film technologies located in Jaen-Spain. Results are presented by comparing the measured I-V curve with the ones modelled using the extracted parameters. The Normalized Root Mean Square Error (NRMSE) is calculated to evaluate and compare each extraction method. Values of NRMSE are then grouped by irradiance using a series of boxplots or bar charts to better visualize the success of each extraction method. The results indicate that the method proposed by Phang et al. is very robust, obtaining low values for error across the different irradiances and technologies (median NRMSE of 0.20 % for silicon and 0.50-1.10 % for thin-films). The Blas et al. method obtained low error with the silicon module (median NRMSE of 0.21 %), it was not applied to thin-films in this study. Finally, the Khan et al. method showed greater error than the other two when applied to the Al-BSF and thin-film modules, with noticeably higher error when applied to amorphous silicon modules (median NRMSE of 0.30 % for silicon and 1.77-6.73 % for thin-films).

Actualmente, se utiliza el piranómetro como instrumento de medición de la irradiancia global (suma de las irradiancias directa y difusa). Sin embargo, los distintos tipos de irradiancia tienen un distinto rendimiento en las tecnologías de paneles fotovoltaicos que recientemente se están estudiando. Por lo tanto, el rendimiento de un panel está ligado a las cantidades de irradiancia de cada tipo y, por ende, deben ser cuantificadas para la evaluación del rendimiento de los paneles fotovoltaicos. Entonces se propone el diseño conceptual de un sistema de filtrado de irradiancia directa en piranómetros para que un usuario pueda cuantificar de forma automatizada estos tres tipos de irradiancia con un solo piranómetro. Anterior al diseño conceptual, se realiza un estudio del fundamento teórico sobre la radiación solar y las tecnologías existentes comerciales para la problemática. Luego, la lista de requerimientos es planteada según exigencias del laboratorio de paneles fotovoltaicos de la sección de Física de la PUCP y de la aplicación. En base a esta lista, se desarrollan los conceptos de solución siguiendo la metodología de diseño mecatrónico VDI 2206 y metodología de diseño de productos VDI 2221. Posteriormente, los conceptos de solución son evaluados técnica y económicamente según la metodología VDI 2225. Finalmente, se concluye con el desarrollo del concepto de solución óptimo del sistema. Este cumple con la propuesta de diseño de este documento y se encuentra listo para un próximo diseño de ingeniería.