ES2659211T3 - Planta fotovoltaica - Google Patents

Abstract

Una planta fotovoltaica (1") que incluye una pluralidad de módulos fotovoltaicos (PV) dispuestos en matrices (2) espaciadas entre sí, y en la que los módulos fotovoltaicos (PV) de cada matriz (2) tienen una primera inclinación (α1) asignada con respecto a una dirección de referencia, en la que: asociada a cada matriz (2) de módulos fotovoltaicos (PV) está una matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión (RF") colocados adyacentes a la misma, y en la que al menos una matriz (4') de dispositivos móviles de reflexión (RF") está situada en un espacio entre matrices (2) sucesivas de módulos fotovoltaicos; los dispositivos móviles de reflexión (RF") de cada matriz tienen una segunda inclinación (α2) con respecto a una dirección de referencia; las matrices (2) de módulos fotovoltaicos (PV) y las matrices (4; 4') de dispositivos móviles de reflexión (RF";) asociados entre sí incluyen superficies frontales (12, 14; 14") respectivas dispuestas una frente a la otra, los dispositivos móviles de reflexión (RF") de cada matriz son orientables mediante la variación de dicha segunda inclinación (α2) con el fin de interceptar la radiación solar incidente (ISR) y reflejar esta última (RSR) hacia los módulos fotovoltaicos (PV) de la matriz asociada (2), cada matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión incluye una pluralidad de espejos (RF") instalados en un marco (18) articulado (22, XRF; 22', XRF') con respecto a una estructura de soporte (20; 20') que ancla y fija la matriz (4) al terreno, y caracterizada por que una pluralidad de espejos incluye espejos (RF") convexos.

Description

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DESCRIPCIÓN

Planta fotovoltaica Campo de la invención

La presente invención se refiere a las plantas fotovoltaicas. Un ejemplo de una planta fotovoltaica del tipo conocido es ofrecido, por ejemplo, por la patente U.S.A 2011/023938 A1.

Técnica anterior y problema técnico general

La técnica de construcción de las plantas fotovoltaicas adoptada comúnmente considera la instalación de una pluralidad de matrices de módulos fotovoltaicos, cada una dispuesta con una inclinación asignada con respecto a una dirección de referencia (por ejemplo, la horizontal o el terreno) para capturar durante el mayor tiempo posible radiación solar en una dirección normal o prácticamente normal. Se pueden considerar soluciones en las que todos los módulos fotovoltaicos de la misma matriz tienen la misma inclinación asignada o tienen inclinaciones que difieren en un grado variable con el fin de maximizar la absorción de energía procedente de la radiación solar.

La instalación de los módulos fotovoltaicos con una inclinación asignada implica, sin embargo, que estos están en su mayoría separados del terreno, con la consecuente generación de sombras de longitud variable según la inclinación de los rayos solares. Esto impone la necesidad de organizar las matrices de módulos fotovoltaicos previendo amplios pasillos libres entre ellos para evitar que los módulos fotovoltaicos de una matriz proyecten su propia sombra sobre los módulos fotovoltaicos de la matriz adyacente, reduciendo con ello la eficiencia de la misma y, por lo tanto, la productividad de la planta.

Si, por un lado, esto permite la minimización del fenómeno del sombreado mencionado anteriormente, por otro lado, conlleva un considerable inconveniente en términos de explotación del terreno. En otras palabras, la disposición previa de amplios pasillos libres entre los conjuntos de módulos fotovoltaicos reduce drásticamente la fracción de terreno que se puede utilizar para la instalación de módulos fotovoltaicos con respecto a la superficie total del terreno sobre el que está instalada la planta, con evidentes desventajas económicas. En otras palabras, una fracción considerable del terreno, la fracción constituida por los pasillos entre las matrices, de hecho, no se explota y es improductiva en la medida en que solo tiene el propósito de recibir las sombras de los módulos fotovoltaicos de una matriz.

Objetivo de la invención

El objetivo de la invención es resolver los problemas técnicos mencionados previamente. En particular, el objetivo de la invención es proporcionar una planta fotovoltaica en la que, aunque manteniendo la estructura convencional formada por matrices dispuestas a una cierta distancia para evitar problemas de sombreado, la eficiencia y la productividad aumentan considerablemente en comparación con las plantas fotovoltaicas conocidas.

Compendio de la invención

El objetivo de la invención se consigue mediante una planta fotovoltaica que tiene las características que forman el sujeto de una o más de las reivindicaciones adjuntas, que forman una parte integral de la descripción técnica proporcionada en este documento en relación con la invención.

Breve descripción de los dibujos

La invención se describirá ahora haciendo referencia a las figuras adjuntas, que se proporcionan meramente a modo de ejemplo no limitativo, y en las que:

- la figura 1 es una vista aérea de una planta fotovoltaica;

- la figura 2 es una vista de acuerdo con la flecha II de la figura 1;

- la figura 3 es una vista similar a la de la figura 2, pero con respecto a otro ejemplo;

- la figura 4 es una vista similar a la de las figuras 2 y 3 pero con respecto a otra realización adicional;

- la figura 5 es una vista similar a la de las figuras 2, 3 y 4, pero con respecto a otro ejemplo adicional y

- la figura 5A es una vista ampliada del detalle indicado por la flecha V en la figura 5; y

- las figuras 6A y 6B son vistas ampliadas de un detalle indicado por la flecha VI en la figura 5 y correspondientes a dos condiciones de funcionamiento diferentes.

Descripción detallada de las realizaciones preferidas de la invención

En la figura 1, el número de referencia 1 designa como un todo una planta fotovoltaica.

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La planta fotovoltaica 1 incluye una pluralidad de módulos fotovoltaicos PV dispuestos en matrices 2 configuradas a una distancia una de la otra. La distancia entre las matrices está designada por la referencia IA en la figura 1. Asociada a cada matriz 2 hay una matriz 4 correspondiente de dispositivos móviles de reflexión, cada uno designado por la referencia RF, que está dispuesta adyacente a la misma. Las matrices 4 están situadas en el espacio entre dos matrices 2 adyacentes. Puede darse la excepción de algunas matrices 4 dispuestas en zonas periféricas de la planta fotovoltaica 1 (tal como se puede ver en la parte inferior de la figura 1), pero en la planta 1 de acuerdo con la invención al menos una matriz 4 ocupa el espacio entre (dos) matrices 2 sucesivas.

Haciendo referencia a las figuras 1 y 2, cada módulo fotovoltaico PV incluye una pluralidad de conjuntos de células fotovoltaicas, designadas por la referencia PC, unidas entre sí para constituir un panel fotovoltaico de forma rectangular. Por ello, cada matriz 2 está constituida por una serie de módulos fotovoltaicos PV dispuestos uno al lado del otro y preferiblemente alineados (coplanares) uno con respecto al otro. De esta manera, es posible identificar, para la matriz 2, un par de lados cortos A2 paralelos entre sí y un par de lados largos B2 paralelos entre sí y ortogonales a los lados cortos A2.

El panel fotovoltaico está rodeado por y recibido en un marco perimetral 6 fijado al cual, en particular a una superficie dorsal 10 del mismo, existe un poste 8 de soporte. El poste 8 fija y ancla el módulo fotovoltaico PV al terreno G. La fijación del marco perimetral 6 al poste 8 es proporcionada para obtener una inclinación asignada a1 (que en general es fija) con respecto a una dirección de referencia, por ejemplo, una dirección horizontal (en la presente memoria descriptiva el terreno G se representa alineado con la horizontal, de modo que la inclinación a1 también puede, indiferentemente en este caso, ser referida al terreno). La inclinación a1 también coincide con la inclinación de una superficie frontal 12 del módulo fotovoltaico PV, en el que las células fotovoltaicas PC están dispuestas para interceptar la radiación solar con un ángulo de incidencia que cae dentro de un rango óptimo de valores. El ángulo a1 se elige en general en el rango de valores comprendidos entre 0° y 90°.

Finalmente, se debe tener en cuenta que el marco perimetral 6 de cada módulo fotovoltaico PV (por lo tanto, básicamente, el panel fotovoltaico del módulo PV) a su vez incluye dos lados cortos paralelos entre sí (de una longitud idéntica al lado A2, en la medida en que definen en efecto a este último) y dos lados largos B6 (que aparecen entre paréntesis junto a la referencia PV), paralelos entre sí y ortogonal a los lados cortos. Dentro de cada matriz 2, los módulos fotovoltaicos PV están dispuestos de manera que los respectivos lados largos B6 están sustancialmente alineados para definir los lados B2.

Cada matriz 4 incluye una pluralidad de espejos planos que definen los dispositivos de reflexión RF. Por lo tanto, se debe observar que el término” espejo" se refiere en la presente memoria descriptiva, en general, a un elemento provisto de una superficie reflectante (o, en el límite, la propia superficie reflectante). Esto significa que dentro de esta definición existe una pluralidad de dispositivos diferentes, que tienen en común la propiedad de reflejar la luz (en este caso, la luz visible). Por esta razón, los espejos RF pueden fabricarse, por ejemplo, de materiales como el vidrio moldeado plateado (que corresponde al tipo de espejo más convencional), el llamado acero” súper espejo", los polímeros cromados, etc.

Cada espejo RF plano incluye una superficie reflectante frontal 14 configurada para reflejar la luz solar, y una superficie dorsal 16, donde se prevé la fijación a un marco de soporte 18. Fijos al marco de soporte 18 hay uno o más postes de soporte 20 que anclan y fijan el marco de soporte 18, es decir, los espejos RF planos, al terreno G.

A este respecto, se debe tener en cuenta que, de una forma similar a la matriz 2, es posible identificar para la matriz 4 un par de lados cortos A4 paralelos entre sí y un par de lados largos B4 paralelos entre sí y ortogonales a los lados cortos A4. En un ejemplo preferido, el marco de soporte 18 se extiende con el fin de cubrir toda la longitud de los lados B4 (es decir, toda la extensión de la matriz 4) y los espejos RF planos se instalan en el marco 18 uno al lado del otro y sustancialmente sin solución de continuidad En este caso, también se proporcionan varios postes de soporte 20 acoplados al marco 18 dada la considerable longitud del mismo, habitualmente del orden de decenas de metros (17 m a 20 m). El poste de soporte 20 es además solo uno de los ejemplos posibles de estructuras de soporte para la estructura 18: otros ejemplos pueden incluir, en lugar del poste de soporte 20, balastos de superficie realizados de hormigón ligeramente reforzado fijados a los cuales se encuentran postes de soporte que no son accionados mecánicamente al interior del terreno. Esta solución es típica de las instalaciones en terrenos rocosos.

Además, en la interfaz entre el soporte 20 y la superficie dorsal 18 hay una unión articulada 22 por medio de la cual los espejos RF planos están articulados con respecto al soporte 20 alrededor de un eje preferentemente horizontal XRF. El sistema ilustrado en la presente memoria descriptiva prevé una unión articulada uniaxial, pero es posible, si la conformación del terreno lo requiriese, contemplar uniones articuladas multiaxiales para garantizar un posicionamiento óptimo en cualquier condición (se proporcionarán más detalles en lo que sigue).

Cada poste de soporte 20 está conectado al marco de soporte 18 por medio de una unión articulada 22. Esta última permite la articulación del marco 18 con respecto al poste 20 alrededor de un eje horizontal XRF que entra en el plano del dibujo. Además, son posibles ejemplos en los que los espejos RF planos están dispuestos en conjuntos instalados en marcos 18 independientes, y cada uno provisto de su propio poste (o postes) de soporte 20.

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La unión articulada 22 es movida por medio de un conjunto de motor - reductor integrado en la misma y conectado operativamente a una unidad electrónica de control para su accionamiento. De esta manera, es posible gobernar un movimiento de oscilación (controlado) del marco 18 (y por lo tanto de los espejos RF) alrededor del eje XRF, mediante el cual los espejos RF sin movidos con respecto al terreno G.

Esto significa que, si a2 es el ángulo de inclinación entre la superficie frontal 14 de los espejos RF y una dirección de referencia, que se supone en la presente memoria descriptiva que coinciden con la horizontal (y, por lo que se ha dicho anteriormente, con el terreno G), el ángulo a2 tiene una amplitud variable que puede ser controlada por medio del conjunto de motor-reductor integrado en la unión articulada 22.

En este ejemplo, la unión articulada 22 está básicamente posicionada en la posición media entre los lados largos B4; sin embargo, son posibles ejemplos con un eje de rotación descentrado y situado en uno de los lados largos B4.

Cada matriz 4 está dispuesta, con respecto al conjunto 2 al que está asociada, de modo que los lados largos B4 y B2 son sustancialmente paralelos entre sí. Además, el lado largo B4 más cerca del terreno G es inmediatamente adyacente al lado largo B2 más cerca del terreno G.

Cabe señalar que, como resultado de la inclinación asignada a los módulos fotovoltaicos PV y a los espejos RF, siempre existe en cada matriz 2, 4 una diferencia de altura geométrica de los lados largos B2, B4 respectivos con respecto al terreno G: el lado B2 (o B4) de cada matriz 2 (o 4) más cercano al terreno será por lo tanto el que tenga una altura geométrica más pequeña (es decir, una distancia más pequeña) desde el terreno y está designado, entre paréntesis, por la referencia B2L (o B4L). Lógicamente, el lado B2 (o B4) más alejado del terreno será el que esté a una altura / distancia geométrica mayor del propio terreno, y se designa, entre paréntesis, por la referencia B2H (o B4H).

En otras palabras, sea cual sea la variación impuesta en el ángulo a2, debe caer en un rango tal que la superficie frontal 14 de los espejos RF esté al menos parcialmente a la vista de la superficie frontal 12 de los módulos fotovoltaicos PV, lo que define (véase a este respecto la vista de la figura 2) una geometría sustancialmente en forma de V del conjunto constituido por una matriz 2 y una matriz 4 asociada a la misma. Las razones para esto resultarán más claramente evidentes en lo que sigue.

A continuación, se describe el funcionamiento de la planta fotovoltaica 1.

Haciendo referencia a la figura 2, la radiación solar incidente, designada por la referencia ISR (Incident Solar Radiation, en inglés), llega a la planta fotovoltaica 1, incidiendo tanto sobre los módulos fotovoltaicos PV como sobre los dispositivos de reflexión RF móviles. Cuando la radiación solar incidente ISR llega a los espejos RF, estos la reflejan hacia los módulos fotovoltaicos PV. La radiación reflejada se designa por la referencia RSR (Reflected Solar Radiation, en inglés). Esto hace evidente la razón por la que las superficies frontales 14 y 12 deben estar enfrentadas entre sí: esto es necesario para que la radiación solar reflejada RSR llegue a las células fotovoltaicas en la superficie frontal 12 de los módulos fotovoltaicos PV.

Si esto no fuera así, la reflexión de la radiación solar obtenida con los espejos RF incidiría totalmente o en parte en zonas diferentes de la superficie frontal 12, en las que no se obtendría ningún efecto útil.

Además, almacenado en la unidad electrónica de control que controla la unión articulada 22 se encuentra un algoritmo diseñado para calcular y seleccionar los valores del ángulo a2 a fin de optimizar el ángulo de incidencia de la radiación solar reflejada RSR sobre los módulos fotovoltaicos PV (es decir, sobre los paneles solares que los constituyen).

El algoritmo funciona además teniendo como variables de entrada la fecha (es decir, tiene en cuenta el período del año) y la hora del día, así como información estadística sobre los ángulos de incidencia de la radiación solar con respecto al horizonte en la región geográfica donde está instalada la planta 1. En mayor detalle, la unión articulada 22 está controlada mediante un algoritmo que realiza una doble verificación. Se compara el valor almacenado del ángulo a2, que representa un valor teórico óptimo de inclinación calculado previamente para cada mes, día y hora, dentro de cada intervalo de tiempo característico tetapa del algoritmo de control (que, por tanto, se desarrolla en una secuencia de intervalos de duración tetapa), con un valor calculado en función de las siguientes variables de entrada:

i) intensidad de la radiación solar incidente,

ii) corriente de la hilera;

iii) altura del sol;

iv) dirección e intensidad del viento;

v) inclinación de la estructura (en particular esta es la inclinación absoluta de la estructura con respecto a la vertical en el intervalo de tiempo tetapa en el que el sistema lee las variables, a excepción de un valor constante determinado por la morfología del terreno, la inclinación será igual a a2).

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Existe por lo tanto la posibilidad de corregir el valor preestablecido de a2 con el valor determinado por medio del algoritmo para el control de la unión articulada 22 en el caso de que las condiciones de funcionamiento de la planta imponen tal elección. En cualquier caso, se prevé programar los algoritmos de control en función de un número mayor o menor de variables (en el límite solo una de las enumeradas anteriormente) en función de las características del sitio de instalación.

En particular, si estadísticamente se ha mostrado que una o más de las variables mencionadas anteriormente tienen una evolución prácticamente constante en el tiempo en un sitio dado de instalación de la planta fotovoltaica, es posible simplificar el algoritmo eliminando la dependencia funcional de las una o más variables citadas anteriormente.

En cambio, si las cinco variables enumeradas anteriormente no son suficientes para constituir un modelo informático que pueda describir completamente la variabilidad de las condiciones que se refieren a un determinado sitio de instalación, es posible agregar otras variables o reemplazar una o más de las variables i) a v) con una o más variables más que describen de una manera mejor la evolución del sistema en el que funciona la planta fotovoltaica 1.

De esta forma, se define un método para orientación de la matriz 4 de dispositivos móviles de reflexión que comprende:

- una primera etapa de detección, en el marco de un intervalo de tiempo que tiene un tiempo de duración tetapa predeterminado, de los valores de una o más cantidades físicas que son representativas de las condiciones de funcionamiento de un sitio de instalación de la planta fotovoltaica,

- una segunda etapa de cálculo, en el marco del intervalo de tiempo tetapa, de un valor de inclinación a2 de la matriz 4 en función del valor detectado de una o más de las cantidades físicas mencionadas anteriormente;

- una tercera etapa de comparación del valor de inclinación a2 calculado con un valor de inclinación óptimo teórico y calculado previamente,

- una cuarta etapa de corrección del valor de inclinación óptimo teórico calculado previamente con el valor de inclinación calculado a2

en el que las etapas primera, segunda, tercera y cuarta se repiten a lo largo de una secuencia de intervalos de tiempo que tienen un tiempo de duración tetapa predeterminado.

Se debe tener en cuenta que, no obstante, el hecho de que el valor del ángulo a2 se actualiza periódicamente por medio del cálculo llevado a cabo por el algoritmo mencionado anteriormente, tener en cualquier caso un valor teórico óptimo del ángulo a2 calculado previamente y almacenado ofrece múltiples ventajas:

a) acelera los procesos de búsqueda del máximo, es decir, de la mayor eficiencia energética de la planta: el valor almacenado constituye un valor inicial alrededor del cual el valor del ángulo a2 que corresponde a la condición de mayor eficiencia deseada, probablemente (pero no necesariamente) considere, por ejemplo, condiciones de funcionamiento variables o condiciones de funcionamiento diferentes de las esperadas) disminuyen;

b) en días con marcada variabilidad de las condiciones climáticas, evita que el sistema encuentre dificultades a causa del desequilibrio entre las constantes de tiempo típicas de la búsqueda del valor óptimo de a2 y los intervalos de tiempo en los que se produce una variación de las condiciones del entorno, que será decididamente menor que las constantes de tiempo antes mencionadas; y

c) en caso de fallo de uno o más sensores, evita la colocación defectuosa de los dispositivos de reflexión de la matriz 4, que pueden proyectar sombras sobre los módulos FV.

Además, se debe tener en cuenta que la duración tetapa se puede suponer fijo o variable en función de las condiciones del propio sitio de instalación.

Las variables i) a v) (pero esto se aplica en general, sea cual sea el número de variables que intervienen en el algoritmo) se detectan a través de los sensores correspondientes. El conjunto de los sensores utilizados para la detección de las magnitudes físicas asociadas a las variables anteriores constituye un sistema modular de sensores con el que está equipada la planta fotovoltaica 1. El número de los sistemas de sensores mencionados anteriormente varía de forma directamente proporcional a la irregularidad del terreno en donde se instala la planta. En otras palabras, en el caso de un terreno perfectamente plano, el sistema de sensores equipa una única matriz 4 de dispositivos de reflexión, ya que el valor de a2, ya sea calculado previamente o calculado mediante el algoritmo descrito, se puede considerar aplicable a todas las matrices 4. En el caso de que el terreno sea marcadamente irregular, la aplicación de un valor uniforme de a2 en general no es una opción que pueda seguirse, por lo que es necesario equipar todas las matrices 4 con un sistema de sensores específico (o si no, es posible dividir las matrices 4 en conjuntos de acuerdo con su ubicación en las partes del terreno que tienen características localmente uniformes y equipar con el sistema de sensores solo una matriz 4 en cada conjunto).

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La unidad de control está configurada, por lo tanto, para enviar una señal de actuación al conjunto de motor-reductor integrado en la unión articulada 22 para configurar el valor de a2 calculado por medio del algoritmo mencionado anteriormente. Esto, por supuesto, se puede repetir para cualquier número de iteraciones cada vez que haya una actualización, por parte del algoritmo, del ángulo a2 a medida que pasa el tiempo. De esta manera, la orientación de la matriz 4 de los espejos RF se varía con el objetivo de maximizar la cantidad de energía de la radiación reflejada RSR transferida a los paneles solares de los módulos PV de la matriz 2. El ángulo a2 habitualmente se encuentra en el rango de 0° y 90°. La elección de los valores en este rango, como resultará evidente, está siempre y en todo caso vinculada a la morfología del terreno.

Finalmente, en algunos casos, en particular, en los que la morfología del terreno en el que la planta fotovoltaica 1 está instalada es excepcionalmente irregular, los inventores han observado que es conveniente, en el límite, prescindir de los sensores, lo que permite que el sistema siga solo los datos almacenados previamente para el ángulo a2.

Por lo tanto, es evidente cómo, aunque manteniendo la misma configuración básica de las plantas fotovoltaicas de un tipo conocido (pasillos anchos entre las matrices 2 que impiden el sombreado mutuo), la planta fotovoltaica 1 permite obtener un aumento considerable de la productividad en comparación con las plantas fotovoltaicas de un tipo conocido, en la medida en que la radiación solar que en las plantas conocidas impactaría en zonas no productivas, es decir, los pasillos entre las matrices 2, en este caso incide sobre los dispositivos móviles de reflexión, que están situados con precisión en los pasillos entre las matrices 2.

De esta forma, aunque se minimicen los efectos del sombreado mutuo manteniendo las matrices 2 de los módulos fotovoltaicos PV a una distancia debida, se reduce la fracción de terreno no explotada sobre la que se instala la planta fotovoltaica 1 gracias a la asociación de una matriz 4 de dispositivos móviles de reflexión a cada matriz 2 de módulos fotovoltaicos, recuperando de este modo una cantidad considerable de energía que, de lo contrario, se dispersaría.

Por supuesto, los ejemplos y los detalles de la construcción pueden variar ampliamente con respecto a lo que se describe e ilustra aquí, sin por ello salirse del alcance de la presente invención, tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Por ejemplo, es posible considerar ejemplos en los que, por ejemplo, de acuerdo con la necesidad de instalación en lotes de terreno con un perfil que, en cierta medida, es irregular, la unión articulada 22 es de tipo multiaxial (por ejemplo, biaxial) para permitir una orientación óptima de los espejos RF con respecto a los paneles solares del conjunto 2.

A este respecto, se puede hacer referencia a la figura 3, en la que un ejemplo adicional de una planta fotovoltaica de acuerdo con la invención se designa con el número de referencia 1'. Los componentes que son idénticos o sustancialmente similares a los ya descritos se designan con las mismas referencias. Por esta razón, la descripción ya desarrollada con respecto a la planta 1 se aplica asimismo a la planta 1', con excepción de las partes de la misma que son manifiestamente incompatibles.

La planta fotovoltaica 1' difiere de la planta 1 básicamente en el esquema de restricción y en las modalidades de orientación de la estructura de la matriz 4 de dispositivos móviles de reflexión, que están designados en la presente memoria descriptiva por el número de referencia 4' y se encuentran una vez más en el espacio comprendido entre las matrices 2 de módulos fotovoltaicos sucesivos (cuando esto es posible, en general, la planta 1' comprende al menos una matriz 4' situada entre matrices sucesivas 2).

En particular, la estructura 18 de la matriz 4', que soporta los dispositivos de reflexión RF, está articulada a la matriz asociada 2 de módulos fotovoltaicos en los lados largos B2, B4 respectivos de cada una de las matrices 2, 4'. La referencia X4' designa el eje de articulación entre las dos matrices 2, 4'.

El marco 18 está conectado a una estructura de soporte 20', que ancla y fija la matriz 4' al terreno, por medio de un accionador lineal AC. En particular, el accionador lineal AC incluye un primer extremo articulado en una bisagra 22' (que sustituye a la unión articulada 22) alrededor de un eje XRF'. En cambio, un segundo extremo del accionador lineal AC está articulado al poste 20' alrededor de un eje XAC por medio de una bisagra 24'. Preferiblemente (como en el ejemplo de las figuras), el eje XAC está situado en la proximidad del terreno en el extremo expuesto del poste 20'. Los ejes X4', XRF' y XAC son todos paralelos entre sí.

De esta manera, se define un mecanismo de tres bisagras, que incluye dos bisagras fijas con ejes XAC y X4' y una bisagra móvil con eje XRF'. El ángulo a2 se modula (sobre la base de los criterios y del algoritmo descrito) mediante la variación de la posición del eje XRF' en el espacio. Esto es posible controlando una retracción o extracción del vástago del accionador AC, lo que resulta en una disminución o un aumento de la distancia entre los ejes XAC y XRF' (la distancia entre los ejes XRF' y X4' es constante) y en una variación consecuente de la posición de la estructura de soporte que lleva los dispositivos de reflexión XRf. Esto va acompañado asimismo de una variación de la posición del accionador XAC, que es posible gracias a la doble unión articulada del mismo. De manera similar a lo que se ha descrito para la planta 1, cualquiera que sea la variación impuesta en el ángulo a2, debe encontrarse en un rango tal que la superficie frontal 14 de los espejos RF esté al menos parcialmente a la vista de la superficie

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frontal 12 de los módulos fotovoltaicos PV, definiendo (figura 3) una geometría sustancialmente en forma de V del conjunto constituido por una matriz 2 y una matriz 4' asociada al mismo.

Para este propósito, el accionador AC está conectado operativamente a una unidad de control electrónico en la que está implementado el algoritmo de cálculo del ángulo a2.

El accionador AC es preferiblemente del tipo electromecánico, que se puede controlar más fácilmente y es tal que requiere una disposición previa de menos equipo auxiliar en comparación con un accionador hidráulico o neumático (que, en cambio, requiere un circuito específico en el que se debe implementar a su vez un control que permita la modulación del ángulo a2). Sin embargo, esto no excluye la posibilidad de prever en algunas variantes el accionamiento neumático o hidráulico.

La planta fotovoltaica 1', y en particular el sistema para fijar la matriz 4' al terreno y a la matriz 2, están expresamente concebidos para la instalación en terreno marcadamente irregular, donde sería desventajoso aplicar la estructura de la planta 1.

A continuación, se puede hacer referencia a la figura 4, que ilustra una realización más ventajosa de una planta fotovoltaica de acuerdo con la invención designada por el número de referencia 1", y básicamente configurada como una variante de la planta 1 ilustrada en las figuras 1 y 2. Los componentes que son idénticos a los descritos anteriormente son designados por las mismas referencias, y se aplican todas las consideraciones ya establecidas en relación con las plantas 1, 1', donde no sea manifiestamente incompatible, también a la planta 1". La planta 1'' es sustancialmente similar a la planta 1, excepto por los dispositivos móviles de reflexión, designados por la referencia RF'', que incluyen una pluralidad de espejos convexos que tienen una superficie reflectante frontal 14'' que tiene una curvatura a lo largo de una directriz paralela a los lados cortos A4 y ortogonal a los lados largos B4 (véase a este respecto la vista lateral de la figura 4). El radio de curvatura de la superficie 14, designado por R" en la figura 4, tiene valores diferentes, calculados cada vez, que son una función de la distancia de la superficie reflectante desde la matriz de módulos y desde la orografía del terreno donde está instalada la planta.

También en este caso, la superficie reflectante frontal 14" de la matriz 4 está enfrentada a la superficie frontal 12 de la serie 2, otorgando a las dos matrices 2, 4 una disposición con una geometría sustancialmente en forma de V.

En lo que respecta al funcionamiento, la radiación solar incidente ISR incide sobre la superficie reflectante 14”, que refleja los rayos solares en un haz sustancialmente divergente que define la radiación solar reflejada RSR.

La forma de los espejos RF permite obtener una doble ventaja:

i) en primer lugar, los rangos de ajuste del sistema (es decir, las fluctuaciones de la variación del ángulo a2) pueden extenderse en la medida en que la divergencia del haz de la radiación solar reflejada RSR permite a este último incidir sobre una zona de mayor extensión que la de los módulos fotovoltaicos; en otras palabras, en comparación con lo que sucede en el caso de la planta 2, la radiación RSR incidirá en cualquier caso sobre los módulos fotovoltaicos de la matriz 2 para una fracción más extensa de la trayectoria solar sin que esto requiera ninguna corrección del ángulo a2; y

ii) los tiempos de sombra parcial que, especialmente en los meses de invierno, cuando el sol está muy bajo sobre el horizonte, penalizan el rendimiento del sistema, se eliminan.

Además, se debe tener en cuenta que es posible prever realizaciones en las que en la planta 1’ (ilustrada en la figura 3) se utilizan espejos RF” convexos en lugar de espejos RF planos, con ventajas similares a las que acabamos de describir.

Finalmente, haciendo referencia a la figura 5, así como a las figuras 6A a 6B, otro ejemplo adicional de una planta fotovoltaica de acuerdo con la invención se designa por el número de referencia 1’“. Los componentes que son idénticos a los descritos anteriormente están designados por las mismas referencias, y se aplican todas las consideraciones ya establecidas en relación con las plantas 1, 1', 1”, donde no son manifiestamente incompatibles, también a la planta 1’“. La planta 1’“ es sustancialmente similar a la planta 1, con excepción de la matriz de dispositivos móviles de reflexión, designada en la presente memoria descriptiva por la referencia 4’‘‘.

En particular, la matriz 4’‘‘ difiere de lo que hasta ahora se ha descrito e ilustrado con respecto a los dispositivos móviles de reflexión (designados en la presente memoria descriptiva por la referencia RF’‘‘) y con respecto al marco de soporte (designado en la presente memoria descriptiva por la referencia 18’“). En este ejemplo, a diferencia de los otros, los dispositivos de reflexión RF’‘‘ se obtienen utilizando láminas deformables de material reflectante, por ejemplo, paneles delgados de material metálico (tal como una chapa metálica). Alternativamente, los dispositivos de reflexión RF’‘‘ se obtienen utilizando láminas de material plástico reflectante. Por lo tanto, se hará referencia a los dispositivos RF’‘‘ en la descripción que sigue mediante el término ”espejos deformables" (para el significado de ”espejo", se puede hacer referencia a la descripción anterior).

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Además, el marco 18’“ que lleva los dispositivos de reflexión RF’“ es fijo y sin articulaciones con respecto al terreno (a diferencia del caso de las plantas fotovoltaicas 1, 1', 1”). A este respecto, el marco 18’“ tiene una inclinación estática designada por la referencia al a18’“ con respecto a la horizontal.

Cada espejo deformable RF’“ incluye una superficie reflectante frontal 14’“ configurada para reflejar la luz solar, y una superficie dorsal 16’“, en la que la fijación del marco de soporte 18’“ se obtiene mediante un conjunto de accionador ACT y una pluralidad de bisagras deslizantes SH. En este ejemplo, el marco de soporte 18’“ incluye dos filas de postes de soporte 20’“ que anclan y fijan el marco de soporte 18’“ y los espejos RF’“ planos al terreno G.

A este respecto, se debe observar que también para la matriz 4’“ con espejos deformables RF’“ es posible identificar un par de lados cortos A4’“ paralelos entre sí y un par de lados largos B4’“ paralelos entre sí y ortogonales a los lados cortos A4’“.

Cada matriz 4’“ está dispuesta, con respecto a la matriz 2 asociada, de modo que los lados largos respectivos B4’“, B2 son sustancialmente paralelos entre sí y de modo que el lado largo B4’‘‘ de la matriz 4’‘‘ más cerca del terreno G está inmediatamente adyacente al lado largo B2 de la matriz 2 más cerca del terreno G (el lado B2L), de modo que cada conjunto 2 y la matriz 4’“ de dispositivos móviles de reflexión asociados se configuran en forma de V.

En un ejemplo preferido, el marco de soporte 18’’’ se extiende para cubrir toda la longitud de los lados B4’“ (es decir, la extensión completa de la matriz 4’“), y los espejos RF’“ deformables se instalan entonces en el marco 18’“ uno al lado del otro y sustancialmente sin solución de continuidad. En este caso, también se proporcionan varios postes de soporte 20’’’ en la dirección de la longitud de la matriz 4'’’ dado el considerable desarrollo de los mismos, que habitualmente es del orden de decenas de metros (17 m a 20 m).

El conjunto de accionador ACT incluye un accionador lineal (accionador electromecánico, accionador neumático o accionador hidráulico según la necesidad) que tiene un vástago móvil a lo largo de un eje longitudinal XACT del accionador ACT. El accionador ACT se rige por medio de un sistema de control, cuya lógica de funcionamiento se describirá en los párrafos siguientes.

El conjunto de accionador ACT incluye un primer extremo articulado al marco 18’’’ y un segundo extremo articulado a la superficie dorsal 16’’’ del espejo deformable RF’’’ correspondiente, y en particular articulado en el centro geométrico de la propia superficie.

En una configuración no deformada (es decir, en una configuración completamente plana) cada espejo RF’’’ tiene todas las normales a la superficie reflectante 14’’’ orientadas paralelamente entre sí y describiendo el ángulo a18’“ con respecto a la vertical.

La orientación de los espejos RF’“ se varía gracias a la deformabilidad de los propios espejos. En particular, cada conjunto de accionador ACT es capaz de variar la distancia de la superficie dorsal 16’’’ desde el marco de soporte 18’“: dado que actúa en el centro geométrico del espejo RF’“ deformable, el resultado es el de una variación de la concavidad del propio espejo RF’‘‘.

La variación de la orientación se basa en el hecho de que para cada variación de concavidad de los espejos RF’‘‘ deformables corresponde una variación de la orientación de las normales a la superficie 14’’’. Se puede hacer referencia para este propósito a las figuras 6A y 6B, que ilustran dos posiciones diferentes del accionador ACT correspondientes a dos curvaturas diferentes impartidas en la capa RF’“ y, en consecuencia, a dos orientaciones diferentes de las normales a la superficie 14’“.

A modo de ejemplo, se han dibujado tres líneas rectas normales a la superficie 14’“ (en la figura, por conveniencia, se representan los vectores correspondientes) eligiendo tres puntos que representan la superficie: el centro geométrico y dos puntos a su alrededor Las tres normales se designan con las referencias n1 (normal en el centro geométrico), y n2 y n3 (normales en los puntos laterales con respecto al centro geométrico), y para cada una de ellas se indica el ángulo descrito con respecto a la vertical, respectivamente an1, an2, an3. Las normales n1, n2, n3 en efecto definen las líneas rectas normales a los planos tangenciales a la superficie 14’“ en los puntos indicados anteriormente.

En la condición ilustrada en la figura 6A, que corresponde a una situación en la que la concavidad del espejo RF’’’ deformable está muy marcada, los ángulos an2, an3 suponen valores mayores que el ángulo an1, que, dado que se encuentra en el centro geométrico (así como en la línea de acción directa del conjunto de accionador ACT), siempre permanece igual en el valor a18’“. La amplitud de los ángulos descritos por las normales a la superficie 14’“ con respecto a la vertical en general aumenta desde el centro hacia la periferia del espejo RF’‘‘ deformable.

En la condición ilustrada en la figura 6B, la concavidad es menos marcada en comparación con la condición de la figura 6A (se apreciará que la distancia entre la superficie 16’“ y el marco 18’“ es más pequeña), y las normales n2 y n3 describen en consecuencia los ángulos pn2, pn3 más pequeños que los ángulos an2, an3, pero en cualquier caso más anchos que el ángulo pn1, que siempre es igual a a18’“. La distribución de las amplitudes de los ángulos descritos por las normales a los planos tangenciales en cada punto hasta la superficie 14’“ es la misma que la ya descrita anteriormente.

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Las deformaciones impuestas a cada espejo RF’“ deformable por el conjunto de accionador ACT son además tales que resultan en un desplazamiento de los extremos de cada espejo RF’“ deformable en la dirección del lado corto A4. Este desplazamiento está permitido gracias a las bisagras deslizantes SH, que están fijadas en los cuatro vértices de cada espejo RF’“ deformable (que tiene una forma cuadrangular) y a lo largo de los lados del espejo RF’“ paralelo a los lados largos B4”, para garantizar que la curvatura impartida en los espejos deformables RF’“ por el conjunto de accionador ACT pertenece a un solo plano (el plano del dibujo, en el ejemplo ilustrado en las figuras). Además, las bisagras SH están montadas en el marco 18’“ para que se deslicen en una dirección paralela a los lados cortos A4’“ de la matriz 4'" por medio de carriles fijos al marco 18’’’ y dispuestos paralelos a los lados cortos A4’’\

Preferiblemente, las bisagras SH están dispuestas en soportes de una longitud igual a la de los lados B4’“ dispuestos en los mismos lados, donde estos soportes son móviles a lo largo de los carriles paralelos a los lados cortos A4’“ (los carriles pueden, por supuesto, establecerse también en los propios lados A4’“).

Una vez más preferiblemente, la sección transversal elegida para los soportes citados anteriormente es cuadrada. En cualquier caso, la sección transversal de los soportes también puede tener una forma diferente, de acuerdo con los requisitos.

La variación de la concavidad de los espejos RF’“ deformables, con una consecuente reconfiguración de las normales a los planos tangenciales a la superficie 14’’’, permite la modulación de la amplitud del haz reflejado de la luz RSR de modo que este último llegue a la superficie de los módulos fotovoltaicos PV independientemente del ángulo de incidencia de la radiación solar ISR. Además, existe la posibilidad de conducir de forma diferenciada los conjuntos de accionador ACT de cada matriz 4’’' variando, por lo tanto, la concavidad de los espejos RF’’' de una manera igualmente diferenciada a lo largo de la matriz 4'’’.

Por lo que respecta al método de regulación de la concavidad de los espejos RF’‘‘ deformables, el sistema de control que acciona el accionador ACT incluye un algoritmo que prevé imponer variaciones sucesivas buscando el valor óptimo de recorrido del accionador ACT, es decir, un valor de recorrido del elemento móvil del accionador ACT que imparte a los espejos RF’‘‘ una concavidad tal que la radiación reflejada RSR incidirá sobre toda la superficie de captura de los módulos FV.

En particular, el algoritmo lleva a cabo una búsqueda del punto de funcionamiento, es decir, el recorrido óptimo antes mencionado del accionador ACT, avanzando por pequeños incrementos y decrementos del recorrido del accionador, correspondientes a pequeños incrementos y decrementos del valor de la concavidad. En otras palabras, los movimientos del accionador ACT en direcciones opuestas se controlan mediante extracción-retracción de un vástago o deslizador en función del tipo de accionador ACT (lineal) utilizado.

La amplitud de cada actuación puede ser tal que se cancelen los efectos de la actuación o actuaciones inmediatamente anteriores, por ejemplo, en el caso de que se descubra que la actuación en una dirección no conduce a una condición óptima de funcionamiento, o puede tener un valor inferior o mucho más bajo que el de la actuación inmediatamente anterior, por ejemplo, en el caso de que las condiciones de funcionamiento estén cerca de las condiciones óptimas, y solo sean necesarios ajustes menores con respecto a la condición alcanzada después de una actuación de mayor alcance (o después de una serie de sucesivas actuaciones en la misma dirección de menor extensión, incluso impartidas de manera continua).

El proceso iterativo continúa hasta que se identifica el valor óptimo de la concavidad (que corresponde al valor óptimo del recorrido).

Para implementar este método, se realiza una medición continua del valor de la radiación en la proximidad del lado largo B2 de la superficie de captura (es decir, la superficie 12 de los módulos PV), lo que significa tanto el lado superior (B2H) como el lado inferior (B2L).

Al hacerlo, gracias a las sucesivas iteraciones, se identificará el valor de la concavidad para permitir que los rayos reflejados RSR periféricos (aquellos con ángulo de reflexión de un valor mayor) caigan en la proximidad (en el límite, en un punto correspondiente a) de los límites superior e inferior de la superficie de captura (superficie 12 de los módulos PV), es decir, en la proximidad de (en el límite, en un punto correspondiente a) los lados largos B2H y B2L.

El algoritmo actúa sobre la base de un valor de referencia de la intensidad de la radiación, que corresponde al valor de la intensidad de la radiación incidente en la superficie de los módulos PV en ausencia de un sistema de reflexión, es decir, en ausencia de radiación reflejada por la matriz 4. Esta radiación corresponde a la fracción de radiación ISR que en cualquier caso incide sobre los módulos fotovoltaicos PV.

El método de variación de la concavidad contempla la detección simultánea de las intensidades de la radiación "básica" (ISR) y de la radiación” optimizada" (radiación incidente ISR y radiación reflejada RSR) en cada uno de los dos lados largos B2H, B2L.

Durante la búsqueda del punto de funcionamiento (es decir, para la concavidad óptima del espejo RF'" deformable / recorrido óptimo del accionador ACT), se detectaron los incrementos y decrementos de la suma de las intensidades

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de la radiación "básica” (es decir, solo la radiación ISR, que incidiría en cualquier caso sobre los módulos PV) y la radiación reflejada RSR tanto a lo largo del lado alto B2H como a lo largo del lado bajo B2L.

El valor de la suma anterior (que corresponde a la intensidad detectada a lo largo de los lados B2H y B2L) varía entre dos valores límite, en concreto,

- un valor de límite inferior, igual al valor de intensidad de la radiación "básica", de ahí el valor de intensidad de la radiación incidente ISR en el lado largo respectivo B2H, B2L;

- un valor de límite superior, que corresponde al valor máximo de la intensidad de la radiación solar que se puede

detectar (y se detecta) en el lado largo respectivo B2H, B2L en el estado actual de irradiación de la planta

fotovoltaica (en general, en un condición dada de irradiación); el valor de límite superior por lo tanto comprende,

además del valor de la intensidad de la radiación” básica" (ISR) en el lado largo respectivo B2H, B2L, el valor máximo de la intensidad de la radiación reflejada RSR que se puede detectar en el respectivo lado largo B2H, B2L; este valor máximo es en general específico para cada lado B2H, B2L y puede diferir según la diferente altura de los lados B2H, B2L; en ciertas condiciones, sin embargo, la diferencia entre los dos valores máximos (uno para el lado B2H y otro para el lado B2L) puede ser tan pequeña que es posible suponer un valor máximo idéntico para ambos lados, simplificando y optimizando el cálculo.

El sistema que acciona el accionador ACT y recibe las señales de los sensores que detectan la intensidad de la radiación solar a lo largo de los lados B2H, B2L, en virtud de lo que se ha descrito anteriormente, verá un aumento

en el valor de la suma de las intensidades de la radiación "básica" (ISR) y de la radiación reflejada (RSR). La

activación del accionador ACT se detiene cuando el valor de la suma vuelve al valor base (en otras palabras, cuando se ve que la contribución adicional de la radiación presente en la suma, debido a la radiación RSR, se desvanece). Está claro que, de acuerdo con la dirección de actuación del accionador ACT, habrá una secuencia de "alto a bajo" o ”bajo a alto" en la puesta a cero de la contribución adicional de la radiación presente en la suma.

En cualquier caso, el sistema actuará sobre el accionador ACT para llevar la concavidad del espejo RF’“ deformable al valor que restablece la contribución adicional (debido a la radiación RSR) en ambos lados, garantizando automáticamente que esta contribución sea tan alta como sea posible.

En resumen, se implementa un método para la variación de la concavidad de la matriz 4’“, que comprende las etapas de:

- detectar la intensidad de la radiación solar (tanto la radiación incidente ISR como la radiación reflejada RSR, si existe) en cada uno de los dos lados largos B2H, B2L de la matriz 2 asociada de módulos fotovoltaicos PV; y

- gobernar un movimiento del conjunto de accionador ACT para producir una variación de la concavidad de los dispositivos móviles de reflexión RF’“ en función de la intensidad detectada de la radiación solar,

en el que la etapa de gobernar un movimiento del conjunto de accionador ACT se itera hasta que se identifica una concavidad tal que los valores de la intensidad de la radiación solar en cada uno de los dos lados largos B2H, B2L son iguales a los valores máximos para el lado respectivo B2H, B2L.

Esto es sustancialmente equivalente a asociar el punto de funcionamiento óptimo de la matriz 4’“ (por lo tanto, la concavidad óptima de los espejos RF’‘‘ deformables y el recorrido óptimo del accionador ACT) a una condición en la que los rayos periféricos de la radiación solar reflejada RSR están en la proximidad de los lados largos B2H, B2L de la matriz 2 asociada de los módulos fotovoltaicos PV.

Claims (9)

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   REIVINDICACIONES

   1. Una planta fotovoltaica (1”) que incluye una pluralidad de módulos fotovoltaicos (PV) dispuestos en matrices (2) espaciadas entre sí, y en la que los módulos fotovoltaicos (PV) de cada matriz (2) tienen una primera inclinación (a1) asignada con respecto a una dirección de referencia, en la que:

   asociada a cada matriz (2) de módulos fotovoltaicos (PV) está una matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión (RF”) colocados adyacentes a la misma, y en la que al menos una matriz (4') de dispositivos móviles de reflexión (RF") está situada en un espacio entre matrices (2) sucesivas de módulos fotovoltaicos;

   los dispositivos móviles de reflexión (RF”) de cada matriz tienen una segunda inclinación (a2) con respecto a una dirección de referencia;

   las matrices (2) de módulos fotovoltaicos (PV) y las matrices (4; 4') de dispositivos móviles de reflexión (RF”;) asociados entre sí incluyen superficies frontales (12, 14; 14") respectivas dispuestas una frente a la otra,

   los dispositivos móviles de reflexión (RF”) de cada matriz son orientables mediante la variación de dicha segunda inclinación (a2) con el fin de interceptar la radiación solar incidente (ISR) y reflejar esta última (RSR) hacia los módulos fotovoltaicos (PV) de la matriz asociada (2),

   cada matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión incluye una pluralidad de espejos (RF”) instalados en un marco (18) articulado (22, XRF; 22', XRF') con respecto a una estructura de soporte (20; 20') que ancla y fija la matriz (4) al terreno, y

   caracterizada por que una pluralidad de espejos incluye espejos (RF”) convexos.
2. 2. Planta fotovoltaica (1"; 1’“) según la reivindicación 1, en la que cada matriz (2, 4) incluye dos lados cortos (A2, A4;) respectivos paralelos entre sí y dos lados largos (B2, B4) respectivos paralelos entre sí y ortogonales a los lados cortos (A2, A4) correspondientes, estando cada matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión dispuesta, con respecto a la matriz (2) asociada de módulos fotovoltaicos (PV), de modo que los lados largos (B4, B2) respectivos son sustancialmente paralelos entre sí, y de modo que el lado largo (B4) de la matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión más cerca del terreno (G) es inmediatamente adyacente al lado largo (B2) de la matriz (2) de módulos fotovoltaicos (PV) más cerca del terreno (G).
3. 3. Planta fotovoltaica (1’’) según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en la que cada matriz (2) de módulos fotovoltaicos (PV) y la matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión asociados están dispuestas en forma de V.
4. 4. Planta fotovoltaica (1’’) según la reivindicación 2 o la reivindicación 3, en la que dichos espejos (RF'') convexos tienen una superficie reflectante frontal (14'') que tiene una curvatura a lo largo de una dirección paralela a los lados cortos (A4) y ortogonales a los lados largos (B4) de la matriz (4) de los dispositivos móviles de reflexión.
5. 5. Planta fotovoltaica (1; 1'') según la reivindicación 1, en la que dicho marco (18) está conectado a dicha estructura de soporte (20) por medio de una unión articulada (22) que integra un conjunto de motor-reductor conectado operativamente a una unidad electrónica de control, en la que dicha unidad electrónica de control está configurada para impulsar dicho conjunto de motor-reductor para variar la orientación (a2) de dichos espejos (RF).
6. 6. Planta fotovoltaica (1') según la reivindicación 1, en la que dicho marco (18) está conectado y articulado a dicha estructura de soporte (20') por medio de un accionador lineal (AC) que tiene un primer extremo articulado a dicho marco (18) alrededor de un primer eje (XRF') y un segundo extremo articulado a dicha estructura de soporte (20') alrededor de un segundo eje (XAC),

   estando dicho marco (18), además, articulado a la matriz (2) asociada de módulos fotovoltaicos (PV) en los lados largos respectivos (B2, B4) de cada matriz.
7. 7. Planta fotovoltaica (1') según la reivindicación 6, en la que dicho accionador lineal (AC) está conectado operativamente a una unidad electrónica de control configurada para gobernar la retracción o extracción de un vástago de dicho accionador lineal (AC) para variar la orientación (a2) de dichos espejos (RF) planos.
8. 8. Método para orientar una matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión (RF'') de una planta fotovoltaica (1'') según una o más de las reivindicaciones anteriores, comprendiendo el método:

   - una primera etapa de detección, en el marco de un intervalo de tiempo que tiene una duración predeterminada, los valores de una o más magnitudes físicas que son representativas de las condiciones de funcionamiento de un sitio de instalación de la planta fotovoltaica,

   - una segunda etapa de cálculo, en el marco de dicho intervalo de tiempo, de un valor de inclinación (a2) de la matriz (4) de dispositivos móviles de reflexión (RF’’) en función de los valores detectados de dichas una o más magnitudes físicas,

   - una tercera etapa de comparación del valor de inclinación (a2) calculado con un valor de inclinación óptimo teórico y calculado previamente,

   - una cuarta etapa de corrección de dicho valor de inclinación óptimo teórico y calculado previamente con dicho valor de inclinación (a2) calculado,

   5 - en el que las etapas primera, segunda, tercera y cuarta se iteran a lo largo de una secuencia de intervalos de

   tiempo que tienen una duración predeterminada (tetapa).
9. 9. Método según la reivindicación 8, en el que dichas una o más magnitudes físicas incluyen:

   i) radiación solar incidente;

   ii) corriente de la hilera,

   10 iii) altura del sol,

   iv) dirección e intensidad del viento; e

   v) inclinación de la estructura.