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 -5.11.2010Tres 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.