El profesional se puede beneficiar de todas las funciones disponibles en el portal web de EMA en su smartphone o tableta mediante un único inicio de sesión. La comprobación de sistemas en tiempo real, las capacidades de diagnóstico y la resolución de problemas estarán disponibles en la aplicación EMA Manager.
La aplicación está disponible en Google Play y APP Store, que también incluye una renovada ECU_APP, ofreciendo funciones adicionales, como la conectividad de la ECU y el microinversor, la producción de energía, la resolución de problemas del sistema y la capacidad de configuración y supervisión completa del sitio sin necesidad de estar in situ en el lugar de la instalación.
La nueva aplicación incluye estadísticas específicas para los instaladores, como el número total de clientes, los inversores instalados y la energía total producida, lo que les proporciona información valiosa y una herramienta de venta única para mostrar su impacto medioambiental.
En Techno Sun disponemos de una amplia gama de microinversores APsystems así como accesorios APsystems.
Cuando la irradiancia es inferior a 1.000 W/m2, la potencia de salida del módulo FV es menor que su potencia nominal STC(Figura 1). Incluso en zonas con recursos de energía solar abundantes, no siempre se dan las condiciones lumínicas suficientes a lo largo del día, y la irradiancia varía considerablemente entre la mañana y la noche (Figura 2).
Asimismo, cuando aumenta la temperatura del módulo, disminuye la caída de voltaje del mismo, pero el cambio de corriente es mínimo; por lo tanto, la potencia del módulo disminuye cuando sube la temperatura (Figura 3 - Figura 4).
Según los análisis de atenuación en el exterior realizados mediante el software NREL SAM para más de 2.000 módulos FV en todo el mundo, la tasa de atenuación del módulo al cabo del segundo año varía de forma lineal. La tasa de atenuación a los 25 años oscila entre 8% y 14% (Figura 5). En realidad, la capacidad de producción de energía de los módulos disminuye cada año a medida que estos se degradan, y no es posible mantener la potencia nominal de salida.
La irradiancia recibida por distintos ángulos de azimut puede alterar su producción. Cuando el azimut es 0º con orientación sur (mirando al ecuador, la mejor orientación), la irradiancia recibida por la superficie del módulo fotovoltaico es óptima. A medida que aumenta el azimut (en grados), la potencia real de salida de los módulos también disminuye de forma significativa (Figura 6).
El suelo, los restos de sales (p.ej. de océanos), los cuerpos extraños y las sombras sobre la superficie de los módulos fotovoltaicos provocan un desajuste interno en los módulos. Además de la degradación de los módulos FV, puede suceder que los cables de CC y los conectores se desgasten, y que el consumo energético del inversor disminuya, lo cual reduce la potencia de salida de los módulos. A partir del análisis de los factores de influencia mencionados, según el diseño tradicional de ratio de capacidad 1:1, la producción máxima de energía del sistema fotovoltaico es inferior a su capacidad instalada, y un ratio determinado de sobreconfiguración de los componentes puede llegar a compensar la pérdida de capacidad del inversor y mejorar la tasa de utilización del conversor. La Figura 7 ilustra el factor de capacidad del inversor y cómo aumenta con un ratio CC/CA más elevado.
La tasa de utilización del inversor se denomina factor de capacidad, y se define como el ratio entre la producción de energía real y la producción máxima de energía (cuando el inversor ha estado funcionando a máxima potencia, su factor de capacidad es 1,0).
Con la última actualización de la aplicación móvil de APSystems ya se puede configurar la ECU-R y la ECU-C (unidad de comunicación de energía) y los microinversores. Además, esto significa que puedes verificar todo el sistema automáticamente. (más…)
