degradación de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino tras 12 ...

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010DEGRADACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE SILICIOCRISTALINO TRAS 12 AÑOS DE OPERACIÓN EN ESPAÑAMariano Sidrach-de-Cardona – msidrach@ctima.uma.esPaula Sánchez-Friera – paulasanchez@ctima.uma.esMichel Piliougine – michel@ctima.uma.esJavier Peláez – javier_pelaez@hotmail.comJesús Carretero –jecarretero@ctima.uma.esDpto. de Física Aplicada II. Universidad de Málaga. Málaga, España.Llanos Mora-López – llanos@lcc.uma.esDpto. de Lenguajes y Ciencias de la Computación. Universidad de Málaga. Málaga, España.3. Conversión fotovoltaica de la energía solarResumen. La fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos es crucial para asegurar la viabilidad técnica yeconómica de los sistemas fotovoltaicos. Un sistema fotovoltaico tiene una vida útil superior a 25 años. Este trabajopresenta los resultados de las investigaciones llevadas a cabo sobre los mecanismos de degradación de una instalaciónFV de silicio cristalino de 2 kWp después de 12 años de exposición en Málaga, España. El análisis se realizó medianteinspección visual, la termografía infrarroja y evaluación de los parámetros eléctricos. Por inspección visual, losdefectos más relevantes en los módulos fueron identificados y clasificados según su frecuencia. Se han comparado losparámetros eléctricos característicos de los módulos individuales, obtenidos por las mediciones a Sol real al principioy al final del período de exposición. Los resultados presentados muestran que la erosión de vidrio, delaminación en lainterfase célula-EVA y la oxidación de la capa antirreflectiva y la red de metalización fueron los defectos másfrecuentes encontrados. La pérdida de potencia máxima total, incluida la degradación inicial, fue de 11,6%, que secorresponde casi totalmente con la pérdida observada en la corriente de cortocircuito.Palabras clave: módulos fotovoltaicos, degradación, fiabilidad1 INTRODUCCIÓNLa fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos es importante para asegurar el éxito futuro de estatecnología y su implementación como fuente de energía eléctrica. Los periodos de garantía deben ser fijadosconociendo la fiabilidad de los módulos, de la misma manera que los cálculos de la energía producida al cabo de su vidaútil debe hacerse teniendo en cuenta esta información.El estudio de la degradación y los mecanismos de fallo están a menudo basados en experimentos de degradaciónacelerados. Estas pruebas han sido muy útiles para reproducir y cuantificar los efectos del fallo. Sin embargo, hayalgunos mecanismos de degradación que se producen a sol real que no son identificados durante los procedimientos deprueba acelerados usuales.El presente trabajo describe los mecanismos de degradación que han sido observados en un instalaciónfotovoltaica de silicio cristalino de 2 kWp de potencia después de las 12 años de exposición al sol en la terraza dellaboratorio de sistemas fotovoltaicos de la universidad de Málaga, en el sur de España.El generador fotovoltaico objeto del estudio está compuesto de 42 módulos PV con una potencia nominal de 53Wp. Este tipo de módulo está constituido por 36 células solares de silicio de mono-cristalino tipo-p, de 103 mm y unos200 micrómetros de grosor, conectadas en serie. Las células son texturadas, tienen una capa antirreflectante de TiO x yestán interconectadas mediante cintas de cobre. Las células están encapsuladas con acetato de etileno-vinilo (EVA)entre un vidrio templado de alta transmitancia y una lámina trasera compuesta de Tedlar® (PVF) y poliéster (PET), conuna configuración de PVF/PET/PVF. Cada módulo contiene dos cajas de conexiones IP65 protegidas con diodos bypassen serie con 18 células y tiene un marco de aluminio anodizado.Los módulos fueron adquiridos por la Universidad en 1996. Los módulos se montaron en una configuraciónhorizontal sobre una estructura metálica, tal y como puede verse en la figura 1. Los módulos están orientados hacia elsuroeste con un acimut de 9º y una inclinación de 54º sobre la horizontal. La conexión inicial constaba de dos ramas enparalelo de 21 módulos conectados en serie. Esta generador ha sido utilizado para la realización de ensayos depequeños inversores de conexión a red, por lo que han estado conectados a la red eléctrica durante la mayor parte deltiempo de exposición. En una publicación previa (Sidrach-de-Cardona y Mora-López 1999) describen la instalación yel rendimiento durante los primeros dos años de operación.Antes de la instalación, y como parte de las investigaciones del laboratorio, se realizó la caracterización eléctricade los módulos, por medio de la medida en condiciones de Sol real de las curvas I-V de todos los módulos. Estas curvas

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010se trasladaron a condiciones estándar.Figura 1. Vista general de la instalaciónLos objetivos específicos del trabajo son: i) identificar los defectos más frecuentes que han aparecido en losmódulos en este tiempo y ii) correlacionarlos con cualquier posible variación en el comportamiento eléctrico de losmódulos y comprender el posible impacto de los mismos.Para conseguir estos objetivos se han realizado las siguientes tareas: a) medida de las curvas I-V de cada módulo ycomparación con las medidas iniciales b) la inspección visual de los módulos y c) termografía infrarroja.2 INSPECCIÓN VISUALTras una inspección visual minuciosa de los módulos, se detectaron varias clases de defectos. Estos defectosfueron agrupados y clasificados de acuerdo con la frecuencia de aparición. Los defectos más importantes se resumen enla Tabla 1. En esta tabla se incluyen defectos comúnmente observados en los trabajos anteriores de Wohlgemuth et al.(2005) y Dunlop et al. (2005).2.1 Suciedad del vidrioTabla 1: Defectos visuales más significativos y porcentaje de módulos y células afectados.Tipo de defecto Módulos afectados (%) Células afectadas (%)Suciedad del vidrio 100 33Patrón lechoso 93 13Oxidación de la rejilla frontal 100 100Oxidación de la capa AR 100 100Células rotas 60 2,5Puntos calientes 7 0,2Delaminación de la lámina trasera 7 NADefectos en el marco 5 NADefectos en la caja de conexión 100 NADiodos de by-pass defectuosos 0 NACorrosión del bus 0 NADecoloración del EVA 0 NANA: No AplicablePor suciedad del vidrio representamos la apariencia borrosa u oscura del vidrio que ocurre típicamente en el bordemás bajo del módulo PV y es normalmente irreversible. La simple acumulación de suciedad sobre el vidrio no esconsiderada como un defecto visual y su impacto no ha sido analizado en este trabajo, donde todos los módulos PVfueron limpiados antes de la inspección visual y la caracterización eléctrica de los mismos.La erosión del vidrio se debe de acuerdo con lo propuesto por Lombardo et al. (2005) a la deposición de partículastransportadas por el aire, a la sedimentación de depósitos de agua de lluvia y al lixiviado de los mismos o al intercambioiónico entre los álcalis del vidrio y el ion H + iones del agua. El proceso se intensifica en ambientes contaminados ytambién por el uso de marcos que pueden conservar una cantidad pequeña de agua sobre el borde de módulo. Comoresultado de todo ello, se produce una pérdida irreversible de transmitancia óptica a lo largo del borde inferior delmódulo.

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010En los módulos estudiados, el 100% de los módulos PV presentaban este efecto en la cadena inferior,correspondiendo a 33% del número total de la células. El área de las células afectadas varía entre 3% y 12%, con unvalor medio de 8% para el total de la instalación. Más adelante se describe la existencia de una correlación entre estedefecto visual y el rendimiento eléctrico de los módulos.2.2 Delaminación frontalSe observa un dibujo blanco o lechoso en áreas muy pequeñas sobre las células solares, principalmente en lasproximidades de las cintas de interconexión y en el perímetro de la célula. Este efecto se observa en la casi la totalidadde los módulos. En algunos casos afecta una única célula sola en el módulo mientras que en otros afecta,aproximadamente, al 50% de las células. En total, aproximadamente el 13% del total de la células de la planta de PVpresenta este defecto.Este tipo de patrón es atribuible a lo delaminación en la interfase de la célula-EVA y ha sido observadofrecuentemente en instalaciones fotovoltaicas por otros autores Bernreuter J. et al. (2001), Tsuda I. et al. (2003) y KangG.H. et al. (2005), especialmente en los climas cálidos y húmedos. También puede aparecer después de la degradaciónacelerada en las condiciones de calor-humedad. El origen del defecto podría ser una reacción química entre la capaantirreflectante de la célula (TiO x ) y ciertos aditivos en el encapsulante del módulo, tal y como está descrito en DhereN.G. et al. (2005). Este tipo de defecto se encuentra siempre en la misma ubicación de las células solares: entre losdedos de metalización en las proximidades de las cintas de interconexión y en el perímetro de las células. Sin embargo,no hay ninguna concentración adicional de fósforo o sodio en estas áreas. La particular ubicación de este defecto estárelacionada con factores geométricos, ya que se han encontrado discontinuidades en el grosor del dispositivo en estasáreas.2.3 Rejilla frontal y oxidación de capa antirreflectanteLa pérdida de la fuerza de adhesión entre la célula y el encapsulante reduce la protección de la célula y facilitaoxidación y corrosión la capa antirreflectante (AR) y de los metales de la célula.Este efecto se observa en todas las células de la instalación. Los dedos de metalización de la rejilla frontal y elTiO x de la capa AR presentan un cambio de color hacia el negro, indicando la oxidación. El defecto empieza en elcentro de la célula y se extiende hacia los bordes, creando un cuadrado oscuro en medio de cada célula. Es probable quese produzca una acumulación de humedad en las áreas delaminadas. Como el EVA es un copolímero amorfo, ladifusividad del oxígeno y del vapor de agua es alta por lo que la oxidación puede extenderse a otras áreas rápidamente.Además, se sabe que el ácido acético que resulta de la hidrólisis del EVA acelera la corrosión de los metales.2.4 Roturas en la célulaUno pequeño porcentaje de células presentan rajas visibles, que en ningún caso desconectan alguna parte de lacélula del circuito principal. Estas rajas podrían haberse formado por estrés mecánico o térmico sobre las célulasdurante el período de exposición.2.5 Delaminación de la lámina traseraSe ha observado este defecto en 3 de los 42 módulos. Esta delaminación ocurre en la interfase entre el PVFexterior y el PET, y entre el PET y el PVF interior. El PVF interior está bien pegado al EVA, lo que demuestra unproblema de estabilidad del utilizado por el proveedor de la lámina trasera.2.6 Marco y defectos de la caja de conexiónLa mayoría de los marcos de los módulos están en las condiciones excelentes, aunque de los módulos presentanuna corrosión galvánica leve en un esquina de la unión. En el momento de las observaciones esto no tiene ningún efectosobre estabilidad mecánica del módulo.Las 84 cajas de conexión de la instalación (2 por el módulo) muestran un correcto funcionamiento. Las cajas estánbien fijadas a la lámina trasera con la silicona en las buenas condiciones. Todos los diodos de by-pass estánfuncionando. Sin embargo, se ha observado que el 100 % de las cajas presentan un desprendimiento de la tarjeta deconexión interna de la lámina trasera. Esto quiere decir que tirones de los cables de conexión se transfieren directamentea los terminales del módulo; lo que podría causar daños o abrir circuitos si no se tiene especial cuidado cuando semanejan los módulos.2.7 Puntos calientes

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010Tres células solares de la instalación, de tres módulos diferentes, han estado afectadas por puntos calientes,causando la rotura de la célula y el quemado de la lámina trasera. Este es un fenómeno bien conocido causado porsombras, suciedad localizada o graves desigualdades en las cadenas del módulo PV. La cadena con una corriente decortocircuito reducida es forzada a trabajar con la polaridad invertida, consumiendo la energía eléctrica generada por lasotras cadenas, pudiendo alcanzar temperaturas muy elevadas. Se ha realizado un análisis infrarrojo de la instalación dePV para investigar el posible origen posible de los puntos calientes.3. ANÁLISIS INFRARROJOEl sistema fue analizado con una cámara infrarroja Flir ThermaCam S65 de 320x240 pixeles. Los módulos seconectaron a la red eléctrica durante las medidas y fueron llevados a su punto de máxima potencia.Las imágenes se tomaron de la parte frontal de los módulos cuando la estructura no nos dejó el espacio suficientepara hacerlo por la parte trasera. Se tuvo especial cuidado en no incluir reflexiones de los objetos cercanos.Uno de los hallazgos más importantes del análisis infrarrojo es el hecho de que todas células solares situadas sobrelas cajas de conexión estaban a una temperatura 3ºC superior al resto de las células. En esas células, la degradacióntérmica podría ocurrir a una velocidad más alta. Se ha observado en algunos módulos desigualdades en las temperaturasde las células de cada una de las cadenas. Desafortunadamente, no es posible concluir si este defecto es atribuible a ladegradación o ya estaba presente al principio del período de exposición. Los módulos con daños de puntos calientesvisibles no muestran picos relevantes de temperatura en las imágenes infrarrojas.4. PARÁMETROS ELÉCTRICOSSe han medido las curvas I-V de todos y cada uno de los módulos y se han comparado con las medidas inicialmente conobjeto de analizar la variación de los parámetros.4.1 Dispositivo experimentalTodas las curvas I-V se han medido con los módulos expuestos a sol real en la terraza del Laboratorio Fotovoltaico de laUniversidad de Málaga, siguiendo las recomendaciones del estándar IEC 60904 (2006).Las medidas se han realizado empleando instrumentos comerciales controlados por un ordenador que usa el protocolode GPIB. Los módulos se han medido con una configuración de cuatro hilos, usando una fuente de energía de energíade cuatro cuadrantes para cambiar el voltaje. Se han usado multímetros digitales para adquirir las señales de tensión ycorriente y se han medido todas las variables meteorológicas antes y después de la adquisición de cada curva. Tambiénse ha registrado la temperatura de cada módulo usando sensores térmicos RTD Pt100 con un acoplamiento térmicoapropiado en la parte posterior de los módulos. Asimismo, se ha medido la irradiancia global con un piranómetro Kipp& Zonen CMP21 debidamente calibrado.Para minimizar los errores de cada medida y los de conversión a condiciones estándar, se han impuesto las siguientescondiciones: las medidas se han tomado en un intervalo de una hora alrededor del mediodía solar; la irradiancia globalen el plano de paneles es mayor que 800 W/m 2 ; variación máxima de la irradiancia durante el tiempo de la mediciónmenor que el 1%; variación máxima de la temperatura de módulo durante el tiempo de la medida menor que 1ºC; yvelocidad del viento menor que 1 m/s. Además, ambos conjuntos de medidas fueron realizados durante el mes de junio,en 1996 y 2008 respectivamente, para que las diferencias espectrales de la luz solar puedan ser minimizadas.Hay que destacar que las medidas iniciales fueron llevadas a cabo directamente a la llegada de los módulos, por lo quela posible degradación inicial de los módulos inducida por la luz está incluida en el valor total de las pérdidas.4.2 Resultados y análisisLas curvas fueron trasladadas a condiciones estándar usuales (STC) siguiendo el procedimiento descrito enIEC891 (2009), con los parámetros de traslación dados por el fabricante.Las curvas trasladadas fueron ajustadas al modelo de un diodo, con el factor de idealidad como variable, usando elsoftware IVFIT, Burgers A.R. et al. (1996) proporcionado por el Centro de Investigación de la Energía del Países Bajos(ECN). Esto nos permite calcular los valores de la resistencia serie (R s ) y paralelo (R sh ) de cada módulo antes y despuésde la degradación, así como sus parámetros característicos: corriente de corto circuito (I sc ), tensión en circuito abierto(V oc ), factor de relleno (FF) y corriente del punto de máxima potencia (I m ), tensión de dicho punto (V m ) y la potenciaeléctrica (P m ).Se ha realizado un análisis estadístico de los parámetros característicos antes y después de la degradación. Se haobservado que los datos se ajustan bien a una distribución normal.En la Tabla 2 se muestran la media y la desviación típica de cada parámetro característico de los módulos antes ydespués del período de exposición de 12 años. Puede observarse en dicha tabla que la potencia-pico total de lainstalación se ha reducido un 11,6% en los 12 años. Esto se debe, principalmente, a una caída del 9,2% en la corrientede cortocircuito. En media, el FF y la tensión en circuito abierto presenta muy poca variación.

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010Tabla 2: Parámetros característicos de la instalación PV en condiciones estándarantes y después de 12 años de exposiciónMedidas iniciales Medidas finales VariaciónMedia Desviación Media Desviaciónestándarestándar (%)Isc (A) 3,12 0,04 2,83 0,04 -9,2Voc (V) 21,5 0,2 21,1 0,2 -1,8Im (A) 2,77 0,04 2,49 0,04 -10,1Vm (V) 17,3 0,2 17,0 0,2 -1,7Pm (W) 48,0 1,0 42,5 0,8 -11,6FF (%) 71,5 0,8 71,0 1,5 -0,7Rs (!) 0,35 0,10 0,34 0,12 -4Rsh (!) 130 47 137 40 5La degradación anual de la potencia-pico es del orden del 1%. Sin embargo, si tenemos en cuenta que las medidasiniciales de los módulos se realizaron sin condicionantes, es probable que una degradación inicial típica del orden de3% tuvo lugar durante las primeras horas de la exposición a la luz de acuerdo con el trabajo de Chianese D. et al.(2003). Esto deja una pérdida 0.7% adicional por año durante los 12 años de exposición, lo que está en la concordanciacon conclusiones previamente descritas por otros autores, King D.L. et al. (2000), Reis A.M. et al. (2002), Osterwald C.R. et al. (2006) y Skoczek A. Et al. (2009).En la Figura 2 se muestran las diferencias en cada uno de los parámetros característicos para los 42 módulos de lainstalación. Despreciando los efectos de segundo orden, la variación en la potencia máxima es la suma de la variaciónen la corriente de cortocircuito, la tensión en circuito abierto y el factor de llenado. Como puede apreciarse en dichafigura, la mayor parte de las pérdidas se debe a la caída de la corriente de cortocircuito.Figura 2- Variación de los parámetros característicos de cada módulo fotovoltaico de la instalación.Las figuras 3, 4, 5 y 6 muestran las distribuciones en frecuencia de los principales parámetros eléctricoscaracterísticos antes y después de la degradación con las correspondientes distribuciones gaussianas. Es destacable quelas desviaciones típicas de la potencia máxima, de la corriente de cortocircuito y las resistencias serie y paralelo nocambian significativamente entre las medidas iniciales y finales, encontrándose dentro de ±15% de los valores iniciales.Esto es contrario a nuestras expectativas, ya que hay pruebas, Vazquez M. et al. (2008) que la desviación típica de lapotencia máxima generalmente se incrementa con tiempo.Una posible explicación está en las mejoras realizadas en el dispositivo experimental de medida en estos años.Esto también explicaría la reducción de 30% de la desviación típica de la tensión en circuito abierto. Con el nuevosistema experimental, el tiempo de barrido es muy reducido, lo que minimiza las variaciones en la temperatura demódulo durante las medidas.

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010Figura 3- Distribución normal del I sc al inicio y al final del período de degradación. Las curvas N_Inicial y N_Finalmuestran las correspondientes distribuciones gaussianas.Figura 4- Distribución normal del V oc al inicio y al final del período de degradación. Las curvas N_Inicial y N_Finalmuestran las correspondientes distribuciones gaussianas.Figura 5- Distribución normal del P mp al inicio y al final del período de degradación. Las curvas N_Inicial y N_Finalmuestran las correspondientes distribuciones gaussianas.

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010Figura 6- Distribución normal del FF al inicio y al final del período de degradación. Las curvas N_Inicial y N_Finalmuestran las correspondientes distribuciones gaussianas.5. CORRELACIÓN ENTRE LOS DEFECTOS VISUALES Y LAS MEDIDASEl factor de llenado y los valores medios de las resistencias características no han cambiado significativamente alo largo de los 12 años de exposición de la instalación. Esto indica que la oxidación de la rejilla de metalizaciónobservada en la inspección visual no tiene, de momento, impacto en el rendimiento de los módulos PV.Para investigar el impacto de la suciedad del vidrio sobre el rendimiento eléctrico además, se preparó una muestraretirando fragmentos de la lámina trasera en áreas afectadas y no afectadas por la suciedad del vidrio. Se ha medido latransmitancia óptica usando un espectrorradiómetro Avaspec 2048 SPU2 que mide en el 300-1100 nm. Se constata unapérdida de transmitancia en el borde sucio del 10%. Teniendo en cuenta el porcentaje de área afectada por la suciedad,esto representa a una pérdida de, aproximadamente, 1-2 % en la corriente de cortocircuito de las cadenas afectadas.Esto se ha confirmado midiendo las curvas I-V de cadenas independientes en una selección de módulos. Se haencontrado una caída del 2 % en la corriente de cortocircuito en las cadenas del borde inferior con respecto a las delborde superior. Esto se traduce en una pérdida menor que el 0,3% en la potencia máxima con respecto a la cadena quepresenta la mejor potencia máxima. Por ello, llegamos a la conclusión de que el la suciedad del vidrio tiene un impactomenor sobre el rendimiento de la instalación en el momento de la realización del presente estudio.La principal pérdida principal en el rendimiento del sistema corresponde a la corriente de cortocircuito de losmódulos, con una caída media del 9,2%. Esta pérdida de la corriente de cortocircuito podía estar parcialmenterelacionada con la pérdida del acoplamiento óptico en la interfase de célula-encapsulante originada por delaminaciónfrontal. Las áreas afectadas por este defecto, sin embargo, corresponden a unos porcentajes muy pequeños de lascélulas, lo que indica que este efecto no puede por sí solo explicar la pérdida total en la corriente de cortocircuito. Comono se ha observado amarilleamiento en el encapsulante y la acción de la intemperie sobre vidrio tiene solamente unpapel menor, creemos que la pérdida de la corriente de cortocircuito puede ser debido a i) la delaminación frontal, ii) ladegradación de la capa AR y la iii) una degradación inherente de la unión p-n, relacionado con el proceso de fabricaciónde las células, que ha sido descrito en trabajos realizados por Osterwald et al. (2002, 2005) en NREL.6. CONCLUSIONESSe ha realizado un análisis de los mecanismos de degradación en una instalación fotovoltaica de 2 kWp de siliciocristalino después de 12 años de funcionamiento. Los principales defectos visuales encontrados en la casi totalidad delos módulos son: suciedad irreversible del vidrio en el borde inferior de los módulos; oxidación de la rejilla demetalización y la capa AR de las células y delaminación localizada en la interfase de célula-encapsulante. Unosporcentajes pequeños de los módulos también presentan delaminación en la lámina trasera en las interfases dePVF/PET, y la formación de puntos calientes con el agrietamiento de la célula y el quemado de la lámina trasera.Se ha analizado el rendimiento de la instalación midiendo las curvas de I-V de los 42 módulos fotovoltaicos antesy después del período de exposición. La pérdida de la potencia pico de la instalación ha sido del 11,6%. Estas pérdidasincluyen la degradación inicial inducida por la luz, ya que las medidas iniciales se realizaron a la llegada de los módulosal laboratorio. Por término medio, los módulos han degradado, aproximadamente, un 1 % anual.Se ha realizado un análisis de las pérdidas en cada parámetro eléctrico característico de los módulos. Las pérdidasen la potencia máxima se deben, casi en su totalidad, a las pérdidas en la corriente de cortocircuito.Puede concluirse que la acción de la intemperie sobre el vidrio no tiene un impacto grande sobre el rendimiento delos módulos. Asimismo, la oxidación de la rejilla de metalización no parece tener impacto sobre el rendimiento, ya queno se ha observado incrementos significativos de la resistencia de serie o pérdidas en el FF.

IV Conferencia Latino Americana de Energía Solar (IV ISES_CLA) y XVII Simposio Peruano de Energía Solar (XVII- SPES), Cusco, 1 -5.11.2010Los puntos calientes son un efecto aislado causado, probablemente, por sombras externas a la instalación. Elimpacto sobre el rendimiento eléctrico de los módulos tampoco es importante.Los defectos identificados como más relevantes en la instalación son la pérdida de fuerza de adherencia en lainterfase de célula-encapsulante y la degradación de la capa AR. Ellos explican parcialmente la pérdida en la corrientede cortocircuito de los módulos.Es destacable que a pesar de los defectos visuales observados en los módulos fotovoltaicos, el rendimientoeléctrico de la instalación es bueno y dentro de la garantía ofrecida por el fabricante.AgradecimientosEste trabajo ha estado parcialmente financiado por el Ministerio español de Ciencia e Innovación (proyectoENE07-67248) y por la Junta de Andalucía (proyecto P07 RNM-02504).También agradecemos las valiosas contribuciones de Fermín Ropero y Blanca Lalaguna.REFERENCIASBernreuter J, Schmela M. 2001. Blue turns milky white. Photon International: 16-18.Burgers AR, Eikelboom JA, Schoenecker A, Sinke WC. 1996. Improved treatment of the strongly varying slope infitting solar cell I-V curves. Proc of. 25th IEEE Photovoltaic Specialist Conference; 569- 572.Chianese D, Realini A, Cereghetti N, Rezzonico S, Burá E, Friesen G, Bernasconi A. 2003. Analysis of weathered c- SiPV modules. Proc. of 3rd World Conference on Photovoltaic Energy Conversion, 2003. DOI:10.1109/WCPEC.1305191.Dhere NG. 2005. Reliability of PV modules and balance-of-system components. Proc. of 31st IEEE PhotovoltaicSpecialist Conference; 1570 - 1576.Dunlop ED, Halton D. 2005. The performance of crystalline silicon photovoltaic solar modules after 22 years ofcontinuous outdoor exposure. Prog. Photovolt: Res. Appl. 14(1): 53-64, DOI: 10.1002/pip.627.IEC 60904-1. 2006. Photovoltaic devices - Part 1: Measurement of photovoltaic current voltage characteristics, Secondedition, International Electrotechnical Commission, Geneva (Switzerland).IEC 60891. 2009. Procedures for temperature and irradiance corrections to measured I-V characteristics of crystallinesilicon photovoltaic devices, Second Edition, International Electrotechnical Commission, Geneva (Switzerland).Kang GH, Park CH , Yu GJ, Ahn H, Han DY. 2005. Analysis of long-term field exposed silicon photovoltaic modules.Proc. of 20th European Photovoltaic Solar Energy Conference; 2117- 2119.King DL, Quintana MA, Kratochvil JA, Ellibee DE, Hansen BR. 2000. Photovoltaic module performance and durabilityfollowing long-term field exposure, Prog. Photovolt: Res. Appl. 8(2): 241-256.Lombardo T, Ionescu A, LefÞvre RA, Chabas A, Ausset P and Cachier H. 2005. Soiling of silica-soda-lime float glassin urban environment: measurements and modeling. Atmospheric Environment; 39(6): 989-997.Osterwald CR, Anderberg A, Rummel S, Ottoson L. 2002. Degradation analysis of weathered crystalline-silicon PVmodules. Proc. of 29th IEEE PV Spec. Conf., 1392-1395.Osterwald CR, Pruett J, Moriarty T. 2005. Crystalline silicon short.circuit current degradation study: initial results.Proc. of 31st IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 1335-1338.Osterwald CR, Adelstein J, del Cueto JA, Kroposki B, Trudell D, Moriarty T. 2006. Comparison of degradation rates ofindividual modules held at maximum power. Proc. of 4th World Conference on Photovoltaic Energy Conversion,2085-2088.Reis AM, Coleman NT, Marshall MW, Lehman PA, Chamberlain CE. Comparison of PV module performance beforeand after 11-years of field exposure. Proc. of 29th IEEE Photovoltaic Specialists Conference, 2002; 1432-1435.Sidrach-de-Cardona M and Mora-López L. 1999. Performance analysis of a grid-connected photovoltaic system.Energy, 24: 93-102, DOI: 10.1016/S0360-5442(98)00084-X.Skoczek A, Sample T, Dunlop ED. 2009. The results of performance measurements of field-aged crystalline siliconphotovoltaic modules. Prog. Photovolt: Res. Appl. 17:227-240. DOI: 10.1002/pip.874.Tsuda I, Igari S, Nakahara K, Takahisa K, Morita K, Kato H. 2003. Long term reliability evaluation of PV module.Proc. of 3rd World Conference on Photovoltaic Energy Conversion. DOI:10.1109/WCPEC. 2003.1306327.Vazquez M, Rey-Stolle I. 2008. Photovoltaic module reliability model based on field degradation studies. Prog.Photovolt: Res. Appl. 16:419-433. DOI: 10.1002/pip.825.Wohlgemuth JH, Cunningham DH, Nguyen AM, Miller J. 2005. Long-term reliability of PV modules. Proc. of 20thEuropean Photovoltaic Solar Energy Conference, 1942-1946.