Análisis de la degradación de módulos fotovoltaicos después de más de 22 años de funcionamiento

! Trabajo!Fin!de!Grado! Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales ! Autor: Laura Lillo Sánchez Tutor: D. Alfredo Germán López Lara ANÁLISIS DE LA DEGRADACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DESPUÉS DE MÁS DE 22 AÑOS DE FUNCIONAMIENTO Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 ! 2! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! 3! Trabajo!Fin!de!Grado GRADO EN INGENIERÍA DE LAS TECNOLOGÍAS INDUSTRIALES Análisis de la degradación de módulos fotovoltaicos después de más de 22 años de funcionamiento Autor: Laura Lillo Sánchez Tutor: D.!Alfredo!Germán!López!Lara Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 ! 4! ! 5! Trabajo Fin de Grado: Análisis de la degradación de módulos fotovoltaicos después de más de 22 años de funcionamiento Autor: Laura Lillo Sánchez Tutor: D.!Alfredo!Germán!López!Lara El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Sevilla, 2020 ! 6! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! 7! Agradecimientos En primer lugar me gustaría agradecer a mis padres todo el apoyo recibido durante todos mis años de estudiante y por haberme animado hasta haber conseguir mi objetivo. En segundo lugar agadecer a mi tutor Germán López, por su entusiamo e ilusión en la realización de este proyecto desde el primer día. También quiero agradecer la gran ayuda aportada por Jonathan Vera en la realización de este trabajo, ya que sin su ayuda no habría conseguido tener unos resultados tan completos. Por último, a mis profesores, amigos y compañeros que me han ayudado a crecer durante estos últimos años, tanto a nivel profesional como personal. ! ! ! 8! ! 9! Resumen En este trabajo fin de grado se ha evalaudo la degradación de los principales parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico de silicio monocristalino, como son potenica máxima, intensidad de cortocircuito, tensión de circuito abierto, factor de forma, resitencia en serie y resistencia en paralelo, junto a los principales signos de degradación de los módulos fotovoltaicos causados por la exposición al aire libre después de un período de 22 años de funcionamiento en la ciudad de Sevilla, España. Para ello se ha evaluado las curvas caracterísiticas de los módulos y se ha comparado con la aportada por el fabricante; se han utilizado técnicas de electroluminiscencia y termográfia para una mayor identificación de las causas de la degradación. Además de la degradación de los módulos de forma independiente, se ha evaluado la degradación de dos campos con módulos similares de la misma antigüedad y funcionamiento. Como resultado, la degradación media anual de la potencia pico de los módulos ha sido del 1,4%/año, mientras que la degradación media anual de los campos fotovoltaicos ha sido del 1,78%/año para el campo 1 y del 1,92%/año para el campo 2. ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! 16! Figura 79: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 729!.................................................!78! Figura 80: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 738!.................................................!78! Figura 81: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 739!.................................................!78! Figura 82: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 740!.................................................!79! Figura 83: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 749!.................................................!79! Figura 84: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 759!.................................................!79! Figura 85: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 761!.................................................!80! Figura 86: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 769!.................................................!80! Figura 87: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 777!.................................................!80! Figura 88: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 785!.................................................!81! Figura 89: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 794!.................................................!81! Figura 90: Detalle de a-Caja de conexiones b-Pasatubos estallado c-Caja de conexiones rota y despejada d-Interior de la caja de conexiones!....................................................................!85! Figura 91: Detalle del A-estado de las juntas, B-estado de los tornillos a tierra!..........................!85! Figura 92: a- Detalle del módulo 644, b- Detalle del módulo 463!....................................................!86! Figura 93: Detalle de golpe mecánico en el módulo 624. a-Parte delantera, b-Parte trasera!...!86! Figura 94: Detalle de golpe mecánico en el módulo 769. a-Parte delantera, b-Parte trasera!...!86! Figura 95: Detalle de la quemadura en el módulo 684. a-Parte delantera, b-Parte trasera!.......!87! Figura 96: Detalle de la quemadura en el módulo 713. a-Parte delantera, b-Parte trasera!.......!87! Figura 97: a- Detalle del módulo 475, b- Detalle del módulo 784!....................................................!87! Figura 98: Detalle de delaminación exterior en el módulo 500!.........................................................!88! Figura 99: Detalle del módulo 595!..............................................................................................................!88! Figura 100: Detalle del módulo 785. a-Delaminación del Tedlar, b-Caja de conexiones!.........!88! Figura 101: Detalle de burbujas en el módulo 729!.................................................................................!88! Figura 102: Imagen EL del módulo nº serie 451!.....................................................................................!89! Figura 103: Imagen EL del módulo nº serie 455!.....................................................................................!89! Figura 104: Imagen EL del módulo nº serie 457!.....................................................................................!89! Figura 105: Imagen EL del módulo nº serie 461!.....................................................................................!90! Figura 106: Imagen EL del módulo nº serie 463!.....................................................................................!90! Figura 107: Imagen EL del módulo nº serie 464!.....................................................................................!90! Figura 108: Imagen EL del módulo nº serie 471!.....................................................................................!90! Figura 109: Imagen EL del módulo nº serie 475!.....................................................................................!91! Figura 110: Imagen EL del módulo nº serie 478!.....................................................................................!91! Figura 111: Imagen EL del módulo nº serie 482!.....................................................................................!91! Figura 112: Imagen EL del módulo nº serie 487!.....................................................................................!91! Figura 113: Imagen EL del módulo nº serie 497!.....................................................................................!92! Figura 114: Imagen EL del módulo nº serie 499!.....................................................................................!92! Figura 115: Imagen EL del módulo nº serie 500!.....................................................................................!92! Figura 116: Imagen EL del módulo nº serie 504!.....................................................................................!92! Figura 117: Imagen EL del módulo nº serie 517!.....................................................................................!93! Figura 118: Imagen EL del módulo nº serie 526!.....................................................................................!93! Figura 119: Imagen EL del módulo nº serie 534!.....................................................................................!93! Figura 120: Imagen EL del módulo nº serie 552!.....................................................................................!93! Figura 121: Imagen EL del módulo nº serie 554!.....................................................................................!94! Figura 122: Imagen EL del módulo nº serie 559!.....................................................................................!94! Figura 123: Imagen EL del módulo nº serie 575!.....................................................................................!94! Figura 124: Imagen EL del módulo nº serie 578!.....................................................................................!94! Figura 125: Imagen EL del módulo nº serie 579!.....................................................................................!95! Figura 126: Imagen EL del módulo nº serie 595!.....................................................................................!95! ! 17! Figura 127: Imagen EL del módulo nº serie 605!.....................................................................................!95! Figura 128: Imagen EL del módulo nº serie 607!.....................................................................................!95! Figura 129: Imagen EL del módulo nº serie 609!.....................................................................................!96! Figura 130: Imagen EL del módulo nº serie 618!.....................................................................................!96! Figura 131: Imagen EL del módulo nº serie 624!.....................................................................................!96! Figura 132: Imagen EL del módulo nº serie 635!.....................................................................................!96! Figura 133: Imagen EL del módulo nº serie 644!.....................................................................................!97! Figura 134: Imagen EL del módulo nº serie 649!.....................................................................................!97! Figura 135: Imagen EL del módulo nº serie 650!.....................................................................................!97! Figura 136: Imagen EL del módulo nº serie 651!.....................................................................................!97! Figura 137: Imagen EL del módulo nº serie 662!.....................................................................................!98! Figura 138: Imagen EL del módulo nº serie 679!.....................................................................................!98! Figura 139: Imagen EL del módulo nº serie 684!.....................................................................................!98! Figura 140: Imagen EL del módulo nº serie 686!.....................................................................................!98! Figura 141: Imagen EL del módulo nº serie 690!.....................................................................................!99! Figura 142: Imagen EL del módulo nº serie 691!.....................................................................................!99! Figura 143: Imagen EL del módulo nº serie 693!.....................................................................................!99! Figura 144: Imagen EL del módulo nº serie 695!.....................................................................................!99! Figura 145: Imagen EL del módulo nº serie 713!..................................................................................!100! Figura 146: Imagen EL del módulo nº serie 720!..................................................................................!100! Figura 147: Imagen EL del módulo nº serie 723!..................................................................................!100! Figura 148: Imagen EL del módulo nº serie 724!..................................................................................!100! Figura 149: Imagen EL del módulo nº serie 729!..................................................................................!101! Figura 150: Imagen EL del módulo nº serie 738!..................................................................................!101! Figura 151: Imagen EL del módulo nº serie 739!..................................................................................!101! Figura 152: Imagen EL del módulo nº serie 740!..................................................................................!101! Figura 153: Imagen EL del módulo nº serie 749!..................................................................................!102! Figura 154: Imagen EL del módulo nº serie 759!..................................................................................!102! Figura 155: Imagen EL del módulo nº serie 761!..................................................................................!102! Figura 156: Imagen EL del módulo nº serie 769!..................................................................................!102! Figura 157: Imagen EL del módulo nº serie 777!..................................................................................!103! Figura 158: Imagen EL del módulo nº serie 785!..................................................................................!103! Figura 159: Imagen EL del módulo nº serie 794!..................................................................................!103! Figura 160: Imagen EL y ordinaria de la célula C3 del módulo 463!............................................!103! Figura 161: Imágenes tomadas en la cubierta!.......................................................................................!104! Figura 162: Termografía e imagen visual del módulo 624!...............................................................!105! Figura 163: Termografía e imagen visual del módulo 463!...............................................................!105! Figura 164: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!106! Figura 165: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!106! Figura 166: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!107! Figura 167: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!107! Figura 168: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!108! Figura 169: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!108! ! 18! Figura 170: Evolución de la potencia máxima, intensidad y tensión de los campos fotovoltaicos 1 y 2!................................................................................................................................!109! Figura 171: Agrupación de módulos en grupos según su degradación!........................................!117! Figura 172: Degradación de Pmax frente a la degradación de Isc!.................................................!118! Figura 173: Degradación de Pmax frente a la degradación de Voc!...............................................!118! Figura 174: Degradación de Pmax frente a la degradación de FF!..................................................!118! Figura 175: Variación porcentual de los parámetros característicos de los módulos fotovoltaicos!...........................................................................................................................................!119! Figura 176: Variación porcentual de los parámetros característicos de los módulos fotovoltaicos!...........................................................................................................................................!120! Figura 177: Degradación anual en la potencia máxima nominal (Pmax)!....................................!121! Figura 178: Degradación anual en la corriente de cortocircuito (Isc)!...........................................!121! Figura 179: Degradación anual en el voltaje de circuito abierto (Voc)!........................................!121! Figura 180: Degradación anual en el factor de forma (FF)!..............................................................!122! Figura 181: Análisis de la degradación de los parámetros eléctricos!............................................!122! Figura 182: Dispersión de los parámetros eléctricos después de 22 años de funcionamiento!......................................................................................................................................!123! Figura 183: Rendimiento de cada módulo en condiciones estándar al cabo de 22 años en relación a un módulo nuevo según fabricante!.............................................................................!124! Figura 184: Incremento porcentual de la resistencia en serie!..........................................................!124! Figura 185: Descenso porcentual de la resistencia en paralelo!.......................................................!125! Figura 186: Curva i-v característica!.........................................................................................................!125! Figura 187: Resultados de la inspección visual!....................................................................................!127! Figura 188: Resultados de la inspección visual!....................................................................................!128! Figura 189: Resultados de la inspección visual!....................................................................................!129! Figura 190: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 1!..................!129! Figura 191: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 2!..................!130! Figura 192: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 3!..................!131! Figura 193: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 4!..................!131! Figura 194: Resultados de la electroluminiscencia!.............................................................................!132! Figura 195: Valor de la potencia para ambos campos fotovoltaicos!.............................................!133! Figura 196: Potencia real/Potencia pico de los dos campos fotovoltaicos!..................................!134! Figura 197: Degradación de los dos campos fotovoltaicos!..............................................................!134! Figura 198: Degradación anual de la potencia en el campo fotovoltaico 1!.................................!135! Figura 199: Degradación anual de la potencia en el campo fotovoltaico 2!.................................!135! ! 19! Notación 1 Módulo nº de serie 451 2 Módulo nº de serie 455 3 Módulo nº de serie 457 4 Módulo nº de serie 461 5 Módulo nº de serie 463 6 Módulo nº de serie 464 7 Módulo nº de serie 471 8 Módulo nº de serie 475 9 Módulo nº de serie 478 10 Módulo nº de serie 482 11 Módulo nº de serie 487 12 Módulo nº de serie 497 13 Módulo nº de serie 499 14 Módulo nº de serie 500 15 Módulo nº de serie 504 16 Módulo nº de serie 517 17 Módulo nº de serie 526 18 Módulo nº de serie 534 19 Módulo nº de serie 552 20 Módulo nº de serie 554 21 Módulo nº de serie 559 22 Módulo nº de serie 575 23 Módulo nº de serie 578 24 Módulo nº de serie 579 25 Módulo nº de serie 595 26 Módulo nº de serie 618 27 Módulo nº de serie 624 28 Módulo nº de serie 635 29 Módulo nº de serie 644 30 Módulo nº de serie 649 31 Módulo nº de serie 650 32 Módulo nº de serie 651 33 Módulo nº de serie 662 34 Módulo nº de serie 679 35 Módulo nº de serie 684 36 Módulo nº de serie 686 37 Módulo nº de serie 690 38 Módulo nº de serie 691 39 Módulo nº de serie 693 40 Módulo nº de serie 695 41 Módulo nº de serie 697 42 Módulo nº de serie 713 43 Módulo nº de serie 720 44 Módulo nº de serie 723 45 Módulo nº de serie 724 46 Módulo nº de serie 729 47 Módulo nº de serie 738 48 Módulo nº de serie 739 49 Módulo nº de serie 740 50 Módulo nº de serie 749 51 Módulo nº de serie 759 52 Módulo nº de serie 761 53 Módulo nº de serie 769 54 Módulo nº de serie 777 55 Módulo nº de serie 785 56 Módulo nº de serie 794 ! 20! ! 21! 1. Introducción La tecnología fotovoltaica está experimentando un rápido desarrollo en los últimos años con un crecimiento exponencial en la potencia instalada, debido fundamentalmente a la reducción de los costes de la instalación en los últimos diez años, con una caída del 90% desde el 2009. Al final de 2018 los precios de los módulos fotovoltaicos oscilaban entre 0.22 y 0.45 $/W. [Kamran et al, 2019]. Esto está permitiendo a esta tecnología tener unos costes de producción eléctrica competitivos con las actuales estructuras de coste eléctricos en países con elevada radiación solar, conocido como alcanzar el “grid parity”. La tecnología fotovoltaica es una tecnología fiable y duradera. Tanto es así que los fabricantes suelen dar unas garantías de producción de los módulos fotovoltaicos durante 20-25 años de aproximadamente el 70-80% de la producción indicada en la ficha del modulo. [Yingli, 2020, Sunpower, 2020]. Aunque hay que destacar que esta garantía está sujeta a múltiples limitaciones y restricciones no siendo una garantía completa del producto. Todos los módulos fotovoltaicos se van degradando durante su funcionamiento debido a grandes gradientes de temperaturas entre el día y la noche y sobre todo a los bruscos gradientes de temperatura producidos por sombras parciales o nubes. Otros factores de degradación es por la elevada humedad, ambientes corrosivos, exposición a radiación UV de materiales poliméricos como el encapsulante acetato de vinilo-etileno (EVA) y a golpes, daños o tensiones estructurales. Esto produce múltiples efectos en el módulo fotovoltaico como delaminación, decoloración, deterioro o rotura de conexiones, microfisuras y grietas en células, puntos calientes, efecto de degradación por luz inducida (LID),… y como consecuencia va disminuyendo con el tiempo la potencia producida por el módulo para las mismas condiciones de exposición. La degradación de los módulos fotovoltaicos depende de múltiples factores, como son la tecnología y calidad de la célula solar, de la calidad del resto de los materiales empleados en el módulo fotovoltaico, de las condiciones climáticas y ambiente al que están expuestos, del tiempo de exposición, del cuidado durante el transporte, montaje y operación de los módulos, del tipo de anclaje utilizado, etc…. Esto lleva a la conclusión de que es muy complejo asegurar la degradación de los módulos fotovoltaicos a lo largo de su vida útil. La degradación de los módulos fotovoltaicos está siendo actualmente muy estudiada por el ! 22! interés en asegurar una producción mínima y poder estimar mejor la verdadera vida útil de los módulos fotovoltaicos así como mejorar los materiales utilizados en su fabricación y los métodos de producción. El principal inconveniente para un verdadero estudio y validación de los modelos de degradación es disponer de muestras representativas de los módulos que hayan estado muchos años en funcionamiento y se conozca su trazabilidad. Este trabajo aprovecha la posibilidad de disponer de 154 módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino, homologados en el año 1987 y fabricados en el año 1991 que han estado en funcionamiento durante más de 22 años en un clima como el de Sevilla. ! 23! 2. Objetivo El objeto de este trabajo es un análisis de la degradación en la producción eléctrica sufrida por una muestra de módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino durante más de 22 años de funcionamiento en un clima como Sevilla. En concreto, se ha determinado la variación de sus parámetros principales el módulo como son la intensidad de circuito abierto, la tensión de cortocircuito, la potencia máxima, el factor de forma y el rendimiento energético intentando relacionarlos con los defectos encontrados en los módulos mediante inspección visual, ensayos de electroluminiscencia, ensayos de termografía y comparación con módulos similares actualmente en funcionamiento. No es objeto, el análisis de los efectos en la seguridad de los diferentes mecanismos de degradación sufridos. El presente documento se estructura de la siguiente forma: en el capítulo 3 se introduce un planteamiento teórico sobre los procesos de degradación, en el capítulo 4 se ha realizado una revisión del estado del arte de estos procesos de degradación en los módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino durante largos periodos de funcionamiento. En el capítulo 5 se describe la muestra utilizada y la historia de la misma, seguido del capítulo 6 en el que se describen los diferentes ensayos que se han utilizado para estudiar dicha muestra. En el capítulo 7 se han recopilado las distintas ecuaciones que se han utilizado para conseguir los parámetros del proyecto. En el capítulo 8 se muestran los resultados obtenidos y en el capítulo 9 el análisis de dichos resultados. Para terminar en el capítulo 10 se encuentra la conclusión del proyecto y en el capítulo 11 se proponen algunas líneas de trabajo futuras. ! 24! 3. Planteamiento teórico En este capítulo se describe el concepto general de degradación, además de los diferentes tipos de fallos que la provocan. Por otro lado, se describe de forma muy general algunos ensayos que se utilizan para conocer el estado de los módulos fotovoltaicos, junto con el proceso de obtención de los parámetros que se van a utilizar a lo largo del proyecto. 3.1. Concepto de degradación En general, la degradación de un módulo fotovoltaico se puede definir como un deterioro gradual de las características del módulo las cuales pueden afectar a su comportamiento dentro de unos ciertos límites de criterios de aceptabilidad y que son causados por las condiciones de funcionamiento. [Lannoy and Procaccia, 2005]. Un módulo degradado puede seguir generando electricidad aunque no como en sus condiciones iniciales. Los fabricantes suelen considerar un módulo degradado cuando su potencia máxima cae por debajo del orden del 80% de su valor inicial. Además se han encontrado varios estudios [Sharma et al., 2014; Vazquez y Rey-Stolle, 2008] sobre la degradación de los módulos fotovoltaicos que muestran que incluso si los módulos de la misma tecnología, el mismo diseño y la fabricación se exponen en la misma época del año a condiciones exteriores se degradan a diferentes niveles cuando se miden después de un año o varios de años de exposición al aire libre. La degradación de un módulo fotovoltaico tiene que estar bien definida y en ese sentido se hace necesario distinguir entre diferentes conceptos de degradación según se refiera a un mismo parámetro del módulo dado en el catálogo u obtenido de medidas reales estando nuevos o al cabo de un cierto tiempo. Por ello, nos podemos encontrar lo siguiente: - P1: Parámetro dado en el catálogo y su tolerancia ΔP1. - P2: Parámetro real medido en condiciones estándar a la salida de fábrica (flash report) y su tolerancia, ΔP2. - P3: Parámetro real medido en las condiciones de medida al cabo de un cierto tiempo y su tolerancia, ΔP3. - P4: Parámetro extrapolado a condiciones estándar a partir de medidas reales al cabo de un cierto tiempo y su tolerancia, ΔP4. ! 25! - P5: Parámetro real medido en condiciones estándar al cabo de un cierto tiempo (flash report) y su tolerancia, ΔP5. Dependiendo de cómo se utilicen estos datos, la degradación puede tener resultados ligeramente diferentes. Se indican diferentes definiciones posibles de degradación: 𝐷!=1− 𝑃5−ΔP5 𝑃1+ΔP1 𝐷!=1− 𝑃5−ΔP5 𝑃2+ΔP2 𝐷!=1− 𝑃4−ΔP4 𝑃1+ΔP1 𝐷!=1− 𝑃4−ΔP4 𝑃2+ΔP2 𝐷!=1− 𝑃4 𝑃1 𝐷!=1− 𝑃5 𝑃2 𝐷!=1− 𝑃5 𝑃1 La degradación del parámetro P, 𝐷!, a efectos de este proyecto se ha definido como: 𝐷!=1− 𝑃4 𝑃1 y se ha aplicado a los siguientes parámetros: potencia máxima, intensidad de cortocircuito, tensión de circuito abierto, rendimiento y factor de forma. La justificación de utilizar esta definición se debe a lo siguiente: • En el año 1991 la norma UNE 61215 permitía una tolerancia de ±10% de la potencia pico en condiciones estándar. • No se conoce la potencia pico real de los módulos fotovoltaicos a la salida de fábrica en 1991, aunque solía ser inferior a su potencia nominal. • No se ha podido estimar con exactitud la tolerancia de las medidas eléctricas al no disponer de la incertidumbre de voltímetros y amperímetros calibrados, errores por ! 32! La decoloración suele ocurrir entre 3 meses y 1 año después de la instalación de los módulos fotovoltaicos. La velocidad de decoloración inicial depende de la temporada y las condiciones ambientales. Durante el verano y en climas cálidos, las huellas de caracol parecen formarse más rápidamente. Se ha estudiado que la propia decoloración no influye en el rendimiento del módulo fotovoltaico, pero las grietas de la celda, visualizadas por las huellas de los caracoles, pueden reducir la potencia del módulo fotovoltaico. El origen de la decoloración de la pasta de plata no está claro. Sin embargo, en la región de la decoloración de la huella del caracol, a lo largo del dedo plateado, se muestran partículas de plata de tamaño nanométrico en el EVA. Estas partículas de plata provocan la decoloración. Las partículas de plata son compuestos de azufre, fósforo o carbono, según el módulo analizado. [S. Richter et al., 2012, YI-Hung et al., 2012, S. Richter et al., 2013]. Por lo tanto, puede haber diferentes causas para las babas de caracol. Además, el dedo plateado descolorido es más poroso que los dedos plateados normales. [S. Richter et al., 2013]. Esto puede reducir la conductividad del dedo plateado, especialmente a lo largo de la línea de fisuras de las células. - Efecto LID El efecto LID (Light Induced Degradation o Degradación Inducida por la Luz) consiste en una degradación de los módulos fotovoltaicos debido a reacciones químicas en la célula de silicio por la presencia de impurezas que se encuentran en los materiales utilizados en el módulo y su método de procesamiento durante la fabricación. Principalmente por la reacción del boro frente a otros elementos químicos presentes en la célula, como pueden ser el oxígeno, el hierro o el cobre. Para evitar este efecto se debe tener especial cuidado en el proceso de fabricación del módulo para evitar impurezas y en la posibilidad de sustituir el boro por otro componente como pudiera ser el galio, pero esto implica normalmente mayores costes. La degradación no suele ser lineal, en el primer año la degradación suele ser mucho mayor ddisminuyendo con el tiempo. [Ishii and Masuda, 2017; Osterwald et al., 2005; Pingel et al., 2010]. Otras formas de degradación como sombreados parciales o suciedad localizada no se consideran en esta clasificación porque aunque algunos autores la incluyen, en realidad la disminución de la potencia se produce por una falta de mantenimiento o una ubicación no óptima del módulo fotovoltaico. ! ! 33! 3.3. Técnicas para detección de degradación Dentro de las técnicas para la detección de formas de degradación de módulos fotovoltaicos se encuentran los ensayos de electroluminiscencia y termografías. En primer lugar, la prueba de electroluminiscencia (EL), es una técnica de medición no destructiva que consta del mismo funcionamiento que un diodo emisor de luz. Esta prueba se realiza a los paneles solares, introduciendo un flujo eléctrico a través de las células solares. La EL es una técnica que sirve para caracterizar las células solares y el módulo fotovoltaíco, es útil ya que es rápida, no destructiva, sensible a los efectos de los parámetros de resistencia y recombinación, de derivación y serie. La EL emitida por una célula solar, puede ser detectada por una cámara de CCD en condiciones de oscuridad. [Salazar-Peralta et al., 2018]. La importancia de realizar esta prueba es poder identificar defectos que no son visibles al ojo humano, y que pueden estar presentes en las células y sus conexiones. Por otro lado, la termografía es una técnica de inspección no intrusiva, capaz de entregar una visión instantánea del estado actual de los equipos y de los procesos implicados, cuyo objeto de estudio es el espectro de radiación infrarroja a través de la obtención de imágenes térmicas o termogramas superficiales de los cuerpos u objetos a analizar. Básicamente, corresponde a una técnica que posibilita la medición de temperaturas aludidas a un cuerpo, sin necesidad de contacto físico, empleando para ello una cámara termográfica. ! 34! 4. Revisión bibliográfica Son numerosas las publicaciones científicas referidas al comportamiento de los módulos fotovoltaicos a lo largo de su vida útil, tanto en lo referido a su degradación como a los fallos, sin embargo son muy pocos los referidos a periodos superiores a 15 años de operación. Se presenta un análisis de la revisión de los últimos 10 años en las principales revistas de energía solar. En general, los estudios de degradación de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino llevados a cabo en los últimos 40 años muestran una degradación media de 0,7%/año. [Jordan et al., 2012], pero este valor se ha basado en instalaciones fotovoltaicas instaladas en los últimos 5 años. Por ello, es necesario incluir en estos análisis la degradación de módulos en instalaciones de mayor antigüedad. [Pramod et al., 2016] analizó el comportamiento de 90 módulos fotovoltaicos de 40 Wp de silicio monocristalino, en funcionamiento durante 25-30 años, situados en la cubierta del Instituto Nacional de Energía Solar en Gurgaon, India, realizado mediante una inspección visual, curva i-v, termografía y medida de la resistencia interna del módulo. Las conclusiones fundamentales de este estudio son: la degradación anual media de la potencia máxima fue del 1,9%/año, siendo este mayor del 1,4%/año que el estimado por [S.S. Chandel et al., 2015]. La máxima degradación encontrada fue del 4,1%/año y la mínima del 0,3%/año. La degradación media de la intensidad de cortocircuito y de la tensión de circuito abierto es del 1,8%/año y del 1,4%/año respectivamente. Los defectos más frecuentes observados has sido corrosión en las líneas de conexionado de las células y en las líneas de interconexionado de las hileras de células siendo estos los responsables de pérdidas de potencia muy poco significativas respecto de otros defectos. [Huili Han et al., 2018], analizó el comportamiento de módulos fotovoltaicos de silicio durante 30 años de operación en dos emplazamientos distintos en China. Observó que la decoloración por amarillamiento del EVA era el defecto que se producía en todos los módulos sometido a un clima tropical debido a la exposición a radiación UV y a elevadas temperaturas. Pasados 28 años, la degradación de la potencia era sólo del 6,53%. La degradación de la tensión de circuito abierto prácticamente no se observó, con sólo de un 1,54%. Sin embargo, la tensión del punto de máxima potencia se incrementó en un 9,6% y el factor de forma en un 8,2%. La posible justificación a este aumento se argumenta en los posibles errores en las medidas iniciales y en la no uniformidad y acoplamiento de la fotocorriente degradada entre ! 35! células dentro del módulo fotovoltaico, creando un incremento artificial. [José Eduardo Ferreira da Fonseca et al., 2019], analizaron el envejecimiento de 48 módulos fotovoltaicos en funcionamiento durante 15 años en la ciudad de Porto Alegre, Rio Grande do Sul, Brasil. Los resultados obtenidos a partir de la caracterización eléctrica de las curvas i-v, antes y después del período de 15 años para cada uno de los 48 módulos, indican una pérdida del 9,50% en la potencia media de la instalación, correspondiente a una media anual del 0,7%. Esta pérdida de potencia se debió principalmente a la reducción de Isc en un 9,12%. Además, la baja variación del factor de llenado (0,77%) sugiere que no hubo cambios significativos en la resistencia en serie. Por otro lado, en el contexto de la amplia gama de escenarios de daños que afectan a los módulos fotovoltaicos, [Berardone et al., 2018] señalan que todavía hay pocos estudios que empleen imágenes EL e infrarrojas (IR). La aplicación de estas dos técnicas tiene ventajas e inconvenientes y no se ha hecho un uso combinado extensivo. La EL puede indicar defectos intrínsecos como límites de grano, dislocaciones, derivaciones o fallos en el proceso, así como defectos extrínsecos como grietas y contactos interrumpidos [Bedrich etal., 2018; Harvey et al., 2016], imágenes por electroluminiscencia (EL). Esta técnica puede revelar cómo se produce la degradación de los contactos metálicos tanto en las pruebas aceleradas como en las condiciones de funcionamiento en el campo en entornos húmedos, una condición que puede inducir la corrosión de los componentes del módulo. Asimismo, existen estudios sobre la degradación de los módulos fotovoltaicos muy enfocados a características muy específicas, como climas áridos o semiáridos, donde existen altas temperaturas, radiación y polvo y baja humedad. [Maxime Mussard et al., 2018]. Este estudio trata la tecnología solar fotovoltaica en condiciones áridas, al tener un enorme potencial debido a la gran radiación solar. Sin embargo, los parámetros ambientales como las temperaturas cenicientas, la alta irradiación y el polvo, comunes en las zonas áridas, pueden afectar drásticamente el rendimiento de los módulos solares. En los climas áridos y semiáridos, las altas temperaturas tienden a disminuir la relación de rendimiento; sin embargo, las diferentes tecnologías fotovoltaicas parecen responder de manera ligeramente diferente a la exposición a altas temperaturas. Además, las precipitaciones tienen potencialmente un impacto positivo, probablemente debido al efecto de limpieza, sin embargo la humedad de la atmósfera es perjudicial debido a la absorción de los rayos por las moléculas de vapor de agua. En definitiva, un clima con lluvias breves e intensas seguidas de largos y estables períodos de sequía puede estar cerca de la situación óptima. En resumen de lo anterior, al existir diferentes tecnologías y estar situados en emplazamientos con características muy diferentes que influyen en la degradación, como por ejemplo temperatura del ambiente, integración arquitectónica, horas de radiación y humedad [Jordan et al., 2012; Schweiger et al., 2017], la comparación de las conclusiones entre los diferentes estudios debe realizarse con mucha precaución. En cambio, algunos tipos concretos de ! 36! defectos pueden estar relacionados con condiciones climáticas específicas. [Jordan et al., 2017; Larocca, 2013]. ! 37! 5. Descripción de la muestra En este capítulo se trata de describir la muestra utilizada en este estudio. En primer lugar se describen las características principales de los módulos fotovoltaicos, como son la potencia máxima, la intensidad de cortocircuito o la tensión en circuito abierto, junto con algunas gráficas aportadas por el fabricante. En segundo lugar se muestra la historia y la ubicación en la que han sido instalados los módulos fotovoltaicos durante el periodo de tiempo que han estado en funcionamiento. 5.1. Características de las módulos fotovoltaicos ! Un módulo fotovoltaico comercial está formado por varias capas laminadas, tal y como muestra la Figura 10. Estas capas se unen mediante laminación durante el proceso de fabricación, intentando eliminar cualquier resto de aire y humedad que pueda quedar entre ellas y sellando el perímetro del módulo fotovoltaico. Figura 10: Esquema de un módulo fotovoltaico ! 38! El módulo fotovoltaico objeto del proyecto es un módulo de silicio monocristalino de 53Wp de la marca ISOFOTÓN, modelo M-55 L, compuesto por 36 células conectadas todas en serie, encapsuladas por vidrio y EVA en la parte frontal y EVA y TEDLAR en la parte posterior. El módulo tiene un marco de aluminio y dos cajas de conexiones, una para el polo positivo y otra para el polo negativo, con un diodo bypass en cada caja afectando cada uno de ellos a 18 células en serie. ! Figura 11: Ejemplo de placa identificativa de un módulo fotovoltaico En la Tabla 1 , se muestran las características del módulo fotovoltaico en condiciones estándar (1000W/m!,AM 1.5,Temperatura del módulo 25 ºC de acuerdo al fabricante). Tabla 1: Características del módulo fotovoltaico en condiciones estándar Propiedad Módulo Fotovoltaico M55 L Potencia Máxima (𝑃 !á!) 53 W Corriente de Corto-Circuito (𝐼!") 3,27 A Tensión de Circuito Abierto (𝑉 !" ) 21,8 V Corriente de Máxima Potencia (𝐼!"!) 3,05 A Tensión de Máxima Potencia (𝑉 !"!) 17,4 V Otras propiedades térmicas y físicas del módulo son las reflejadas en la Tabla 2. Tabla 2: Características del módulo fotovoltaico NOCT (800W/m!,AM 1.5,Temperatura ambiente 20 ºC) 47 ºC Dimensiones célula (largo·ancho (cm))/área (𝑚!) 10cm·10cm/0,01 m2 Dimensiones módulo(largo·ancho (cm))/área (𝑚!) 133·34cm/0,45m2 ! 39! Aunque el fabricante indique que el módulo fotovoltaico tiene una potencia máxima de 53Wp, hay que tener en cuenta que existe un margen de incertidumbre de ±10% en su valor, como representa la Figura 12. ! Figura 12: Tolerancia de la potencia pico del módulo fotovoltaico M55L Se dispone de la curva característica intensidad-tensión aportada por el fabricante de forma gráfica según las figuras 1 a la 6 para diferentes niveles de irradiancia ( 1000 W/m2; 800 W/m2, 600 W/m2, 400 W/m2, 200 W/m2 y 100 W/m2 y diferentes temperaturas del módulo (20ºC, 30ºC, 40ºC, 50ºC, 60ºC y 70ºC). ! 40! Figura 13: Curvas I-V características aportadas por el fabricante de Isofotón M-55 L Además se dispone de la curva i-v obtenida por [Mauro, 2013] evaluada de forma experimental y comparada con la aportada por el fabricante. Figura 14: Curvas I-V experimental y simulada de Isofotón M-55 L Figura 15: Curvas P-V experimental y simulada de Isofotón M-55 L De acuerdo a estos datos, para las condiciones estándar, el factor de forma en condiciones estándar definido como el cociente entre la potencia pico y el producto de la intensidad de cortocircuito por la tensión de circuito abierto es de 0,743 y el rendimiento energético, definido como el cociente entre la potencia pico y el producto del área total del módulo por 1000, resulta 12,64%. El módulo fotovoltaico fue homologado en el año 1987, según Resolución de 8 junio de 1987 publicada en el BOE nº 198 el día 19 de agosto. ! 41! ! Figura 16: Copia de la resolución de homologación del módulo fotovoltaico de Isofotón M-55 L En total se han analizado 154 módulos fotovoltaicos de las características descritas fabricados todos ellos en el año 1991, acogiéndose a la homologación del año 1987. 5.2. Historia y ubicación de los módulos fotovoltaicos La muestra de módulos fotovoltaicos objeto de este proyecto fueron adquiridos al fabricante en el año 1991 por la empresa Pabellón de España, S.A. y han formado parte de dos instalaciones distintas en dos ubicaciones diferentes pero ambas dentro de la ciudad de Sevilla. Los módulos fueron inicialmente montados en agosto del año 1991 en la cubierta del Pabellón de España para formar parte de una instalación de conexión a red para la iluminación de las oficinas del Pabellón de España para la Exposición Universal de 1992 cuya ubicación es 37°24'26.9"N 6°00'08.8"W. El campo fotovoltaico del Pabellón de España disponía de una potencia pico total de 27666Wp, formado por 522 módulos fotovoltaicos, configurados en 18 hileras en paralelo de 29 módulos fotovoltaicos conectados en serie, sobre superficie horizontal en la cubierta de las oficinas del Pabellón . Además disponía de 29 baterías de gel con una C10=155Ah, 12V, regulador de ! 48! Figura 23: Captura de pantalla del programa LOCK-IN utilizado Con la imagen obtenida se podrá analizar el estado del módulo, teniendo en cuenta que las zonas que no emitan luz serán partes no activas y por tanto no funcionarán óptimamente a la hora de generar electricidad. 6.1.3. Ensayo de Termografía. Se han realizado termografías a módulos que se encontraban conectados en la cubierta de la vivienda dentro de los campo fotovoltaicos 1 y 2, y a 25 módulos individuales a cortocircuito. Los defectos se pueden ver de forma clara en una termografía nítida y, a diferencia de la mayoría de los demás métodos, las cámaras termográficas se pueden utilizar para escanear módulos solares durante su funcionamiento normal. Las células solares defectuosas producen un sobrecalentamiento debido a una mayor resistencia al paso de la corriente lo que hace que sean fáciles de detectar con la tecnología termográfica. La inspección se ha llevado a cabo con la cámara FLIR E6 (Figura 24), en los se han utilizado los siguientes parámetros de medición: la emisividad se ha mantenido fijada a ε=0,98, temperatura reflejada de 25ºC y una distancia variable dependiendo de la imagen que queremos tomar. Figura 24: Material utilizado en el ensayo de termografía. a-Vista lateral cámara termográfica, b-Vista frontal cámara termográfica, c- Pantalla de la cámara termográfica ! ! ! a b c ! 49! 6.2. Grupo 2 6.2.1. Ensayos de curvas características Se ha realizado la medida de la curva intensidad-tensión (curva i-v) y la curva potencia eléctrica-tensión (p-v) a toda la muestra formada por 58 módulos fotovoltaicos. La medida de la curva i-v se ha realizado con una resistencia variable para la generación de al menos 10 puntos de medida en cada módulo, según figura seleccionando la resistencia sobre todo para la generación de tensiones de funcionamiento del módulo fotovoltaico en la zona próxima al punto de máxima potencia, con medida de la temperatura del módulo fotovoltaico. Se seleccionó un día muy despejado en las horas centrales del día para que los módulos estuvieran en unas condiciones lo más parecidas a condiciones estándar. Todos los ensayos se realizaron a una irradiancia sobre los módulos superior a 820 W/m2. Para ello, los módulos se mantuvieron dentro de un sótano a una temperatura entre 24-26ºC con el objeto de evitar su calentamiento si estuviera en otro ambiente o expuesto a la radiación. Se preparó un banco de ensayos para realizar la medida de forma muy rápida midiendo al menos 10 puntos en cada módulo, sobre todo la intensidad de cortocircuito, la tensión de circuito abierto y un mayor número de puntos entre 13 V y 17,5 V que es el rango de máxima potencia del módulo. El tiempo de exposición del módulo estuvo entre 1 y 2 minutos. A continuación se muestra un esquema de las conexiones del ensayo utilizado para obtener los datos en las curvas i-v, donde V es el voltímetro, A el amperímetro y Rv la resistencia variable. Figura 25: Esquema de las conexiones El equipo utilizado constaba de dos polímetros de la marca Fluke para la medida de la tensión e intensidad de forma simultánea en cada punto, según figura 26, y una resistencia variable entre 0 y 160Ω. La irradiancia incidente se ha medido con una célula calibrada colocada en la ! 50! misma posición que los módulos fotovoltaicos (horizontal). Además se han utilizado los datos de irradiancia global sobre superficie horizontal medida por un piranómetro situado en la terraza del L-1 de la Escuela de Ingenieros que es el que realmente se ha utilizado en los cálculos. La célula ha sido utilizada como referencia para detectar posible presencia de nubes entre los dos emplazamientos. ! Figura 26: Material utilizado para obtener los datos experimentales de las curvas I-V. a- Resistencia variable, b- Voltímetro y amperímetro, c- Posición relativa del módulo fotovoltaico con la resistencia variable y la célula calibrada La curva potencia eléctrica-tensión se ha determinado a partir de los datos medidos de intensidad y tensión. Posteriormente la curva se ha extrapolado los datos a condiciones estándar y finalmente se han comparado los valores con los datos aportados por el fabricante. En función de los datos obtenidos se indicarán las posibles relaciones de estos resultados con los resultados obtenidos en los ensayos del grupo 1. 6.3. Grupo 3 6.3.1. Evaluación de un conjunto de módulos fotovoltaicos ! Además, se ha evaluado el comportamiento de dos campos fotovoltaicos compuesto por módulos de la misma marca, modelo y antigüedad que los analizados individualmente: Estos campos están actualmente en funcionamiento con las siguientes características. El campo fotovoltaico 1 está compuesto por 26 módulos conectados todos en serie, con una potencia pico de 53·26= 1378Wp, colocados a una inclinación de 14 grados respecto a la horizontal y un azimut de +85. El campo fotovoltaico 2 está compuesto por 51 módulos fotovoltaicos en 3 hileras en paralelo de 17 módulos en serie cada una, con una potencia pico de 53·51= 2703Wp, tiene una inclinación de 14 grados respecto a la horizontal y un azimut de -95º, todos en una vivienda en Sevilla sobre la cubierta de la misma, como se observa en la figura 27. La potencia del campo fotovoltaico 1 es el 50,1% la del campo fotovoltaico 2. ! ! ! ! ! ! a b c ! 51! El objeto de esta evaluación es analizar el efecto del acoplamiento entre los módulos fotovoltaicos en los dos campos fotovoltaicos. ! Figura 27: Imagen de los dos campos fotovoltaicos. Izquierda parte del campo 1 y derecha parte del campo 2 ! 52! 7. Parámetros característicos En este proyecto se han obtenido varios parámetros que nos ayudan a entender el descenso sobre todo de la potencia máxima que produce el módulo fotovoltaico a lo largo de los 22 años de funcionamiento. A continuación se detalla cómo se han conseguido estos valores a partir de los datos experimentales. Se ha ajustado la curva característica i-v del módulo de acuerdo a la ecuación (1) según el modelo de diodo único de un módulo fotovoltaico de acuerdo a lo indicado por [Alexandre J. Bühler et al., 2014]. I=I!!−I!·exp V+ I·R! m·V! −1−V+ I·R! R!" (1) Donde I!" es la fotocorriente, I! es la corriente de saturación oscura y R! y R!" corresponden a la resistencia de serie y de derivación del dispositivo fotovoltaico. El término V! es igual a N!k!T!/e, donde N! es el número de células en serie, m es el factor de idealidad del diodo, k! es la constante de Boltzmann, T! (asumida igual a la temperatura del módulo fotovoltaico) y e es la carga del electrón. Estos cinco parámetros fotovoltaicos se extraen de la curva i-v mediante un método propuesto por [Phang at al., 1984]. Como parámetros de entrada, este método necesita los siguientes datos: la derivada de la tensión en función de la intensidad en el punto de cortocircuito (R!"#) y la derivada de la tensión en función de la intensidad en el punto de circuito abierto (R!"), V!", I!", V! e I!. Una vez que se dispone de estos datos, los parámetros se calculan mediante las siguientes ecuaciones: R!" ≅−R!"# m= V!+I!·R!" −V!" V!·(ln I!" −V! R!" −I!−ln I!" −V!" R!" +I!·R!" I!" ·R!" −V!" ) (2) (3) ! 53! I!=I!" −V!" R!" ·exp ( −V!" m·V! ) R!=R!" − m·V! I! ·exp ( −V!" m·V! ) I!" = I!" ·1+ R! R!" +I!·(exp I!" ·R! m·V! −1) (4) (5) (6) Para conseguir la extrapolación de la curva a condiciones estándar se han utilizando las siguientes expresiones: I!" I!=I!" I!· I! I! ·(1+α·T!−T!) (7) Donde I!" I! es la intensidad de cortocircuito a la irradiancia I!, I!" I! es la intensidad de cortocircuito a la irradiancia I!, α es el coeficiente de temperatura de cortocircuito del módulo, T! y T! son la temperatura del dispositivo fotovoltaico en las condiciones medidas respectivamente. V!" I!=V!" I!+β·T!−T!+ N!·m·k!·T! e·ln ( I! I! ) (8) Donde V!" I! es la tensión a circuito abierto a la irradiancia I!, V!" I! es la tensión a circuito abierto a la irradiancia I! y β es coeficiente de temperatura de tensión en circuito abierto del módulo. P !" I!=P !" I!· I! I! (9) Donde P !" I! es la potencia máxima a la irradiancia I! y P !" I! es la potencia máxima a la irradiancia I!. En este proyecto se han realizado los ensayos sin cambio de la temperatura del módulo respecto a 25º C, por lo tanto no se ha considerado el término de temperatura en las expresiones anteriores. Se ha obtenido el factor de forma para una irradiancia I! y 25ºC mediante la expresión: FF I!= P !" I! V!" I!·I!" I! (10) ! 54! El rendimiento, para una irradiancia I! y 25ºC mediante la expresión: η(I!,25ºC )= 100 ·P !" I!,25ºC I!·A (11) Donde A es el área del módulo fotovoltaico. A continuación se muestran las ecuaciones utilizadas para conseguir la extrapolación de la curva a condiciones estándar: I!" 1000 =I!" I!· 1000 I! (12) Donde I!" 1000 es la intensidad de cortocircuito a 1000 W/m2 y 25º C e I!" I! es la intensidad de cortocircuito a la irradiancia del ensayo I1 en W/m2 y 25º C. 𝑚=120,𝑇 !=298,15 𝐾,𝑒= 1,6·10!!" 𝐶 , 𝑘!= 5,67 ·10!! 𝑊 𝑚!·𝐾! V!" 1000 =V!" I!+ m·k!·T! e·ln 1000 I! (13) Donde V!" 1000 es la tensión a circuito abierto a 1000W/m2 y 25ºC y V!" I! es la tensión a circuito abierto a la irradiancia del ensayo I1 en W/m2 y 25º C. P !" 1000 =P !" I!· 1000 I! (14) Donde P !" 1000 es la potencia máxima a 1000W/m2 y 25ºC, P !" I! es la potencia máxima a la irradiancia del ensayo I1 en W/m2 y 25º C. El rendimiento, para una irradiancia I! y 25ºC , particularizado para el área del módulo fotovoltaico: η(I!,25ºC )= 100 ·P !" I!,25ºC I!·A (15) Donde A es 1,29 m·0,325 m= 0,41925 m2. ! 55! Por otro lado se ha determinado la resistencia serie R! y la resistencia paralelo R! en los módulos fotovoltaicos con las siguientes expresiones: R!=lim !!→! V! I!! −I! (16) R!=lim !!→! V!" −V! I! (17) Donde V! e I! es le tensión e intensidad medida en un punto i de la curva a una tensión tendiente a cero y a una intensidad menor que la de cortocircuito, I!! es la intensidad de cortocircuito, V!" es la tensión a circuito abierto y V! e I! es la tensión e intensidad medida en un punto j de la curva a una intensidad tendiente a cero y a una tensión menor a la tensión de circuito abierto. 7.1. Determinación de la degradación en las instalaciones fotovoltaicas Se describe en este apartado el procedimiento seguido para la estimación de la degradación en la potencia de salida de los campos solares de las instalaciones fotovoltaicas 1 y 2 descritas en el apartado 6.3.1. El procedimiento seguido ha sido el siguiente: 1.- Se ha medido la potencia a la salida del inversor y la tensión de máxima potencia en los dos campos en un instante en que la irradiancia es la misma en los dos campos, mediante el software del propio inversor. Pmp1,i (T1,a,Vmp1,a, I1,a), Vmp1,a, Pmp2,i (T2,b,Vmp2,b, , I2,b), Vmp2,b. Donde Pmp1,i y Pmp2,i son la potencia a la salida del campo fotovoltaico 1 y 2 respectivamente, T1,a y T2,b es la temperatura del módulo fotovoltaico en el campo 1 y 2 respectivamente, Vmp1 y Vmp2 es la tensión de máxima potencia del módulo fotovoltaico en el campo 1 y 2 respectivamente, e I1,a y I2,b es la irradiancia incidente sobre cada campo. Las irradiancias I1,a y I2,b han sido aportadas por el grupo de Termodinámica obtenida de su estación meteorológica situada en la terraza del laboratorio L-1 de la Escuela de Ingenieros de Sevilla para las orientaciones e inclinaciones de los dos campos, asumiendo que los datos de radiación son los mismos que en el emplazamiento de las dos instalaciones situadas en la cubierta de la vivienda de Sevilla. ! 56! 2.- Extrapolación de la potencia a la salida del campo solar. Los valores medidos de potencia son a la salida del inversor, para conseguir el valor de las potencias a la salida del campo solar 1, Pmp1 (T1,a,Vmp1,a, I1,a) y del campo solar 2 Pmp2 (T2,b,Vmp2,b, I2,b), suponiendo totalmente limpios los módulos fotovoltaicas es necesario tener en cuenta las pérdidas desde la salida del campo solar hasta la salida del inversor, para ha considerado un rendimiento del inversor del 96% para el campo 1 y del 95,5% para el campo 2. Se reduce ese rendimiento en un 3% por pérdidas en cableado, ángulo de incidencia y no estar lo módulos totalmente limpios. Por ello se ha asumido un rendimiento total del 93% para el campo 1 y del 92,5% para el campo 2. El motivo de la ligera diferencia entre el rendimiento entre ambos campos es debido a que la tensión de entrada en el campo 1 es superior a la del campo 2 y por ello se mejora su rendimiento. Estos valores se han estimado utilizando la ficha técnica del inversor Fronius Primo 3.0 que proporciona el siguiente rendimiento en función de la tensión de entrada y potencia de entrada: Por ello, las expresiones utilizadas para determinar los valores de las potencias a la salida del campo solar 1, Pmp1 (T1,a,Vmp1,a, I1,a) y del campo solar 2, Pmp2 (T2,b,Vmp2,b, I2,b) son: P !"# T!,!, V!"#,!, I!,!= P !"#,! (T!,!, V!"#,!)/0,93 (18) P !"# T!,!, V!"#,!, I!,!= P !"#,! (T!,!, V!"#,!)/0,925 (19) 3.- Extrapolación de la potencia a 1000 W/m2. Posteriormente se ha extrapolado los valores de las potencias a la salida del campo solar 1, Pmp1 (T1,a,Vmp1,a, I1,a) y del campo solar 2, Pmp2 (T2,b,Vmp2,b, I2,b), a 1000 W/m2 utilizando las expresiones: P !"# T!,!, V!"#,!, 1000 = P !"# T!,!, V!"#,!,I!,!·1000/I!,! (20) P !"# T!,!, V!"#,!, 1000 = P !"# T!,!, V!"#,!,I!,!·1000/I!,! (21) Figura 28: Ficha técnica del inversor Fronius Primo 3.0 ! 57! 4.- Extrapolación de la potencia para 1000W/m2 y 25ºC. Posteriormente se ha extrapolado los valores de las potencias Pmp1 (T1,a,Vmp1,a,1000) y Pmp2 (T2,b,Vmp2,b, 1000), a 25ºC. Para ello primero es la estimación de la temperatura de los módulos de los campos fotovoltaicos. La temperatura de los campos ha sido estimada y no medida por no disponer de termómetro de contacto superficial para realizarlo. Para estimar las temperaturas T1,a y T2,b se ha utilizado el siguiente procedimiento. Como la tensión de máxima potencia de cada módulo a 25ºC y 10000W/m2 es 17,4V, la tensión de máxima potencia a la salida de cada campo solar resulta: Campo 1: Vmp1 (25ºC, 1000 W/m2)=17,4 V/panel·26=452,4 V (22) Campo 2: Vmp2 (25ºC, 1000 W/m2)=17,4 V/panel·17 = 295,8 V (23) Se conoce por las fichas técnicas del módulo que: 𝜕𝑉 !" 𝜕𝑇 =130 𝑚𝑉 º𝐶·𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 Para el campo 1 resulta: !! !"! !" =0,13 𝑉·26 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 =3,38 𝑉/º𝐶 Para el campo 2 resulta: !! !" !" =0,13 𝑉·17 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 =2,21 𝑉/º𝐶 Asumiendo que la tensión de máxima potencia varía linealmente con la temperatura, resultaría: T!,!=25ºC +Vmp1 25ºC −Vmp1,a/ ∂V!"# ∂T (24) T!,!=25ºC +Vmp2 25ºC −Vmp2,b/ ∂V!"# ∂T (25) Se conoce por las fichas técnicas del módulo que: !! !" !" =0,5% ! 64! Figura 37: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 461 Figura 38: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 463 Figura 39: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 464 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,33 0,00 0,8 2,32 1,86 1,6 2,31 3,70 9,9 2,25 22,28 13 2,21 28,73 15,7 2,07 32,50 16,8 1,91 32,09 17,7 1,67 29,56 19,3 0,96 18,53 20,1 0,37 7,44 20,4 0,14 2,86 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-461 Tm=25ºC, I=845W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,35 0,00 0,8 2,34 1,87 5,7 2,3 13,11 10 2,25 22,50 13,5 2,19 29,57 15 2,07 31,05 16,9 1,71 28,90 17,9 1,4 25,06 19,6 0,6 11,76 20,4 0,13 2,65 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-463 Tm=25ºC, I=909W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,47 0,00 0,8 2,46 1,97 5,1 2,43 12,39 11,9 2,36 28,08 14,1 2,3 32,43 16 2,11 33,76 17,7 1,67 29,56 18,5 1,33 24,61 18,8 1,18 22,18 19,4 0,83 16,10 19,8 0,56 11,09 20,4 0,13 2,65 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-464 Tm=25ºC, I=910W/m2 ! 65! Figura 40: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 475 Figura 41: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 478 Figura 42: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 482 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,36 0,00 1 2,35 2,35 1,6 2,34 3,74 11,5 2,25 25,88 15,7 2,05 32,19 15,8 2,05 32,39 17,6 1,65 29,04 18,4 1,3 23,92 19,4 0,88 17,07 19,8 0,51 10,10 20,4 0,14 2,86 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-475 Tm=25ºC, I=853W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,5 0,00 0,9 2,44 2,20 1,3 2,43 3,16 10,9 2,39 26,05 12,8 2,3 29,44 15,1 2,18 32,92 16,9 1,94 32,79 17,8 1,68 29,90 18,7 1,28 23,94 19,5 0,8 15,60 20,4 0,3 6,12 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-478 Tm=25ºC, I=896W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,29 0,00 0,8 2,28 1,82 4,1 2,26 9,27 9,7 2,25 21,83 11,8 2,23 26,31 13,6 2,17 29,51 15,7 2,06 32,34 16,7 1,93 32,23 18,2 1,45 26,39 19,5 0,8 15,60 20,3 0,25 5,08 20,4 0,11 2,24 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-482 Tm=25ºC, I=825W/m2 ! 66! Figura 43: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 487 Figura 45: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 499 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,4 0,00 0,9 2,39 2,15 4,05 2,37 9,60 10,9 2,33 25,40 16,1 2,12 34,13 17,4 1,8 31,32 18,3 1,5 27,45 18,8 1,22 22,94 19,5 0,81 15,80 20,4 0,13 2,65 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-487 Tm=25ºC, I=909W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,42 0,00 0,8 2,41 1,93 5,8 2,36 13,69 12,8 2,29 29,31 15,7 2,06 32,34 17,6 1,65 29,04 18,3 1,38 25,25 19,2 0,84 16,13 19,8 0,5 9,90 20,3 0,13 2,64 20,4 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-499 Tm=25ºC, I=900W/m2 Figura 44: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 497 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,38 0,00 0,8 2,37 1,90 7,5 2,32 17,40 13,1 2,26 29,61 16,1 2,09 33,65 17,7 1,68 29,74 17,9 1,67 29,89 18,8 1,3 24,44 19,4 0,91 17,65 20,1 0,41 8,24 20,5 0,14 2,87 20,6 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-497 Tm=25ºC, I=860W/m2 ! 67! Figura 46: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 500 Figura 47: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 504 Figura 48: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 517 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,39 0,00 0,8 2,39 1,91 9,7 2,28 22,12 15,7 2,13 33,44 17,6 1,65 29,04 18,8 1,15 21,62 19,7 0,65 12,81 20,5 0,13 2,67 20,58 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-500 Tm=25ºC, I=901W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,55 0,00 0,7 2,52 1,76 1,4 2,51 3,51 10,2 2,42 24,68 13,5 2,35 31,73 14,9 2,24 33,38 16,4 2,01 32,96 17,7 1,69 29,91 19,1 1,13 21,58 20 0,48 9,60 20,5 0,15 3,08 20,6 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-504 Tm=25ºC, I=910W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,45 0,00 0,6 2,42 1,45 5,8 2,4 13,92 10,1 2,37 23,94 12,5 2,33 29,13 14,6 2,26 33,00 16 2,12 33,92 17,9 1,65 29,54 18,6 1,33 24,74 19,5 0,88 17,16 19,8 0,64 12,67 20,4 0,14 2,86 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-517 Tm=25ºC, I=897W/m2 ! 68! Figura 49: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 526 Figura 50: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 534 Figura 51: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 552 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,56 0,00 0,8 2,55 2,04 1,5 2,53 3,80 5,9 2,4 14,16 12,6 2,33 29,36 15,1 2,3 34,73 16,5 2,16 35,64 17,7 1,87 33,10 19,1 1,23 23,49 19,7 0,76 14,97 20,1 0,52 10,45 20,5 0,13 2,67 20,58 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-526 Tm=25ºC, I=917W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,55 0,00 0,8 2,52 2,02 6,1 2,5 15,25 12,8 2,4 30,72 15,9 2,11 33,55 16,6 2,03 33,70 16,8 1,94 32,59 17,7 1,7 30,09 19 1,12 21,28 19,5 0,83 16,19 20,5 0,15 3,08 20,6 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-534 Tm=25ºC, I=910W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,66 0,00 0,8 2,63 2,10 0,9 2,63 2,37 8,2 2,51 20,58 13,3 2,49 33,12 16,3 2,29 37,33 16,8 2,22 37,30 19,4 1,08 20,95 20,1 0,58 11,66 20,6 0,15 3,09 20,8 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-552 Tm=25ºC, I=910W/m2 ! 69! Figura 52: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 554 Figura 53: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 559 Figura 54: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 575 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,7 0,00 0,9 2,66 2,39 5,3 2,57 13,62 11 2,53 27,83 16,7 2,2 36,74 17,5 1,99 34,83 18,6 1,54 28,64 19,4 1,06 20,56 20,2 0,45 9,09 20,5 0,14 2,87 20,58 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-554 Tm=25ºC, I=902W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,66 0,00 0,8 2,62 2,10 4,5 2,6 11,70 11,1 2,57 28,53 14,8 2,42 35,82 16,6 2,2 36,52 18,2 1,72 31,30 19,4 1,03 19,98 20 0,56 11,20 20,5 0,15 3,08 20,6 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-559 Tm=25ºC, I=903W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,37 0,00 0,9 2,36 2,12 5,7 2,25 12,83 10,3 2,22 22,87 15,8 2,04 32,23 16,6 1,88 31,21 17,3 1,74 30,10 18,2 1,44 26,21 19,5 0,72 14,04 20,2 0,26 5,25 20,4 0,13 2,65 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-575 Tm=25ºC, I=835W/m2 ! 70! Figura 55: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 578 Figura 57: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 595 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,39 0,00 1 2,38 2,38 1,4 2,37 3,32 10,4 2,22 23,09 13,2 2,14 28,25 13,4 2,13 28,54 15 2 30,00 16,6 1,56 25,90 17,6 1,21 21,30 19,1 0,72 13,75 19,8 0,41 8,12 20,4 0,14 2,86 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-578 Tm=25ºC, I=840W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,58 0,00 0,7 2,55 1,79 1,3 2,54 3,30 6 2,49 14,94 13 2,44 31,72 16,3 2,17 35,37 17,2 1,97 33,88 18,2 1,6 29,12 19,2 1,08 20,74 19,5 0,84 16,38 20 0,52 10,40 20,4 0,14 2,86 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-595 Tm=25ºC, I=905W/m2 Figura 56: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 579 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,22 0,00 1,1 2,21 2,43 9,3 2,1 19,53 10,2 2,09 21,32 15,1 1,96 29,60 15,9 1,89 30,05 16,5 1,72 28,38 16,9 1,59 26,87 17,5 1,38 24,15 18,2 1,08 19,66 19,4 0,14 2,72 19,6 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-579 Tm=25ºC, I=781W/m2 ! 71! Figura 58: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 605 Figura 59: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 609 Figura 60: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 618 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,17 0 0,7 2,17 1,519 3,4 1,22 4,148 3,7 1,04 3,848 4,1 0,82 3,362 4,5 1 4,5 5 0,56 2,8 5,3 0,47 2,491 5,6 0,39 2,184 6,2 0,38 2,356 18 0,43 7,74 19,7 0,12 2,364 19,9 0 0 0 3 6 9 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-605 Tm=25ºC, I=825W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 1,8 0,00 0,7 1,79 1,25 4,2 0,9 3,78 14 0,3 4,20 14,9 0,24 3,58 15,7 0,19 2,98 16,4 0,15 2,46 17,2 0,12 2,06 17,4 0,11 1,91 18 0 0,00 0,00 3,00 6,00 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-609 Tm=25ºC, I=921W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,7 0,00 0,9 2,64 2,38 6,4 2,59 16,58 12 2,56 30,72 14,1 2,52 35,53 15,4 2,43 37,42 17,5 2 35,00 18,3 1,66 30,38 18,5 1,5 27,75 19,2 1,17 22,46 19,9 0,61 12,14 20,5 0,13 2,67 20,58 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-618 Tm=25ºC, I=907W/m2 ! 72! Figura 61: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 624 Figura 62: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 635 Figura 63: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 644 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,52 0,00 0,9 2,51 2,26 1 2,52 2,52 1,6 2,5 4,00 10,6 2,46 26,08 15,4 2,2 33,88 16 2,08 33,28 16,7 1,87 31,23 17,3 1,6 27,68 18,7 0,85 15,90 20 0,1 2,00 20,1 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-624 Tm=25ºC, I=882W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,4 0,00 0,8 2,38 1,90 0,9 2,38 2,14 6,4 2,35 15,04 12,2 2,24 27,33 15,6 1,91 29,80 17,4 1,46 25,40 18 1,23 22,14 19,6 0,56 10,98 20,4 0,13 2,65 20,5 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-635 Tm=25ºC, I=906W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,46 0,00 0,8 2,44 1,95 1,4 2,43 3,40 7,6 2,38 18,09 12,5 2,33 29,13 14,1 2,28 32,15 17 1,94 32,98 17,9 1,68 30,07 18,6 1,35 25,11 19,3 0,99 19,11 20,2 0,34 6,87 20,5 0,12 2,46 20,58 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-644 Tm=25ºC, I=904W/m2 ! 73! Figura 64: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 649 Figura 65: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 650 Figura 66: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 651 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,34 0,00 0,8 2,33 1,86 1,4 2,32 3,25 9,7 2,24 21,73 12 2,2 26,40 15,1 1,98 29,90 15,2 1,97 29,94 16,1 1,82 29,30 18,5 1,16 21,46 19,2 0,64 12,29 19,8 0,33 6,53 20,1 0,14 2,81 20,2 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-649 Tm=25ºC, I=858W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,37 0,00 1 2,36 2,36 1,6 2,35 3,76 10,1 2,31 23,33 13,4 2,21 29,61 15,5 2,02 31,31 15,8 1,97 31,13 17,3 1,63 28,20 18,4 1,2 22,08 19,1 0,78 14,90 20,1 0,14 2,81 20,2 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-650 Tm=25ºC, I=865W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,43 0,00 0,8 2,41 1,93 1,4 2,41 3,37 7,6 2,36 17,94 12,4 2,28 28,27 15,5 2,04 31,62 16 1,98 31,68 18,3 1,26 23,06 18,8 1,01 18,99 19,4 0,67 13,00 20,2 0,13 2,63 20,26 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-651 Tm=25ºC, I=906W/m2 ! 80! Figura 85: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 761 Figura 86: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 769 Figura 87: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 777 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,34 0,00 1,4 2,33 3,26 7,7 2,28 17,56 12,9 2,2 28,38 15,6 2,04 31,82 17,4 1,63 28,36 18,1 1,36 24,62 18,5 1,16 21,46 18,9 0,99 18,71 19,5 0,55 10,73 20,1 0,13 2,61 20,2 0 0 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-761 Tm=25ºC, I=906W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,09 0,00 0,8 2,07 1,66 6,6 2,01 13,27 12,1 1,96 23,72 14,5 1,89 27,41 15,7 1,8 28,26 17,2 1,55 26,66 18 1,29 23,22 19,6 0,45 8,82 19,9 0,24 4,78 20,1 0,14 2,81 20,15 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-769 Tm=25ºC, I=0,33W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,45 0,00 0,8 2,4 1,92 5,9 2,37 13,98 12,7 2,3 29,21 14,1 2,25 31,73 15,9 2,08 33,07 16 2,08 33,28 16,8 1,92 32,26 18,2 1,45 26,39 19,2 0,9 17,28 19,5 0,69 13,46 20,2 0,12 2,42 20,3 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-777 Tm=25ºC, I=914W/m2 ! 81! Figura 88: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 785 Figura 89: Datos y curvas experimentales del módulo nº serie 794 Del análisis de las gráficas obtenidas a partir de los datos experimentales se comprueba un comportamiento similar de las curvas i-v y v-p en la mayoría de los módulos fotovoltaicos, aunque existen algunas excepciones, como ocurre en los módulos 605 y 609. Esto nos manifiesta el mal estado en el que se encuentran los diodos de estos módulos fotovoltaicos, aunque a simple vista no se pudiera apreciar. Estos módulos se han descartado de los cálculos numéricos por considera un fallo de los módulos en lugar de una degradación. Se debiera sustituir el diodo de los módulos De este análisis se ha obtenido que la intensidad de cortocircuito se encuentra comprendida entre 2,56A y 2,99A, con un valor medio de 2,73A, y la tensión de circuito abierto comprendida entre 19,44V y 21,18V, con un valor medio de 20,72V. Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,33 0,00 1,1 2,32 2,55 1,3 2,31 3,00 9,7 2,22 21,53 13,8 2,08 28,70 15,5 1,91 29,61 16,9 1,57 26,53 18,2 0,99 18,02 18,8 0,68 12,78 19,6 0,12 2,35 19,7 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-785 Tm=25ºC, I=895W/m2 Tensión (V) Intensidad (A) Potencia (W) 0 2,32 0,00 1,1 2,31 2,54 1,3 2,3 2,99 7,6 2,26 17,18 12 2,21 26,52 13 2,19 28,47 15,4 2,03 31,26 18,2 1,18 21,48 18,9 0,8 15,12 19,05 0,5 9,53 19,2 0 0,00 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 0 0,25 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 3,25 3,5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Potencia (W) Intensidad (A) Tensión (V) M55L-794 Tm=25ºC, I=894W/m2 ! 82! 8.1.2. Inspección visual En este apartado se presenta un resumen de los principales resultados de la inspección visual realizada a 77 módulos fotovoltaicos. Las tablas 3-4 muestran las distintas degradaciones detectadas para cada uno de los módulos estudiados con una diferente escala de valores para cada tipo de defecto que se está analizando: Oxidación tornillos a tierra Sí 1 No 0 Juntas resquebrajadas Sí 1 No 0 Mala fijación caja Ninguna 0 Una 1 Dos 2 Caja rota Ninguna 0 Una 1 Dos 2 Mal estado tapadera Ninguna 0 Una 1 Dos 2 Mal estado diodos Ninguno 0 Uno 1 Dos 2 Mal estado pasatubos Ninguno 0 Uno 1 Dos 2 Tres 3 Cuatro 4 Delaminación tedlar Sí 1 No 0 Burbujas Número de burbujas encontradas Puntos calientes Número de puntos calientes encontrados Golpes mecánicos Número de golpes mecánicos encontrados Quemaduras Número de células afectadas Delaminación exterior Número de células afectadas Delaminación interior Número de células afectadas Decoloración Número de células afectadas Delaminación lechosa Grado uno 1 Grado dos 2 Grado tres 3 Célula agrietada Número de células afectadas Corrosión conexiones Número de células afectadas Babas de caracol Número de células afectadas ! 83! Tabla 3: Resultados de la inspección visual desde el módulo 451 al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ÓDULO PPM PARTE DELANTERA DEL MÓDULO PDM CARACTERÍSTICA C OXIDACIÓN TORNILLOS A TIERRA 0T JUNTAS RESQUEBRAJADAS JR MALA FIJACIÓN CAJA MFC CAJA ROTA CR MAL ESTADO TAPADERA MET MAL ESTADO DIODOS MED MAL ESTADO PASATUBOS MEP DELAMINACIÓN TEDLAR DT BURBUJAS B PUNTOS CALIENTES PC GOLPES MECÁNICOS GM QUEMADURAS Q DELAMINACIÓN EXTERIOR DI DELAMINACIÓN INTERIOR DE DECOLORACIÓN DEC DELAMINACIÓN LECHOSA DL CÉLULA AGRIETADA CA CORROSIÓN CONEXIONES CC BABAS DE CARACOL BC ! 84! Tabla 4: Resultados de la inspección visual desde el módulo 624 al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ÓDULO PPM PARTE DELANTERA DEL MÓDULO PDM CARACTERÍSTICA C OXIDACIÓN TORNILLOS A TIERRA 0T JUNTAS RESQUEBRAJADAS JR MALA FIJACIÓN CAJA MFC CAJA ROTA CR MAL ESTADO TAPADERA MET MAL ESTADO DIODOS MED MAL ESTADO PASATUBOS MEP DELAMINACIÓN TEDLAR DT BURBUJAS B PUNTOS CALIENTES PC GOLPES MECÁNICOS GM QUEMADURAS Q DELAMINACIÓN EXTERIOR DI DELAMINACIÓN INTERIOR DE DECOLORACIÓN DEC DELAMINACIÓN LECHOSA DL CÉLULA AGRIETADA CA CORROSIÓN CONEXIONES CC BABAS DE CARACOL BC ! 85! A continuación se detalla en más profundidad algunos de estos defectos ubicándolos en los módulos encontrados. En primer lugar se observó que las cajas de conexiones de los módulos presentaban varios tipos de degradación, la mayoría tenían los pasatubos en mal estado y varias de ellas estaban despejadas rotas (Figura 90), a pesar de ellos el interior de las cajas estaba prácticamente íntegro. Figura 90: Detalle de a-Caja de conexiones b-Pasatubos estallado c-Caja de conexiones rota y despejada d-Interior de la caja de conexiones Por otro lado, en la parte posterior del módulo, en todos los módulos se ha observado el agrietamiento de las juntas de teflón que unen el marco con el conjunto laminado vidrio- EVA-célula y tedlar y la oxidación del tornillos para la puesta a tierra del módulo. Figura 91: Detalle del a-estado de las juntas, b-estado de los tornillos a tierra Las células fotovoltaicas están hechas de silicio, esto hace que las células fotovoltaicas sean muy frágiles. Las grietas de las células son grietas en el sustrato de silicio de las células fotovoltaicas que a menudo no se pueden ver a simple vista, a no ser que ya sea una rotura importante como algunos ejemplos que se han documentado durante la inspección visual de la muestra (Figura 92). Las grietas de las células pueden formarse en diferentes longitudes y orientaciones. ! a b c d ! a b ! 86! Figura 92: a- Detalle del módulo 644, b- Detalle del módulo 463 Hay varios módulos que presentan células agrietadas debido a otros tipos de degradación, como son golpes mecánicos y puntos calientes. En algunas ocasiones se ha observado que la ubicación de la grieta coincide con un raja o golpe en la parte posterior por lo que el motivo de esta rotura previsiblemente ha sido por errores durante el montaje o desmontaje. En las Figuras 93-96 se puede observar dos ejemplos encontrados en la muestra debidos a golpes mecánicos y puntos calientes respectivamente. Figura 93: Detalle de golpe mecánico en el módulo 624. a-Parte delantera, b-Parte trasera Figura 94: Detalle de golpe mecánico en el módulo 769. a-Parte delantera, b-Parte trasera En otros módulos se ha detecta la rotura de la célula con la presencia de puntos calientes por haber observado quemadura en su parte posterior. ! a b ! a b ! a b ! 87! Figura 95: Detalle de la quemadura en el módulo 684. a-Parte delantera, b-Parte trasera Figura 96: Detalle de la quemadura en el módulo 713. a-Parte delantera, b-Parte trasera Durante la inspección visual de los módulos fotovoltaicos se ha observado que después de 22 años de funcionamiento, el oscurecimiento del EVA afectó al 100% de las células del módulo. Figura 97: a- Detalle del módulo 475, b- Detalle del módulo 784 Además se ha observado ampliamente el problema de delaminación frontal de las células, formando un patrón lechoso (Figura 97.a), además de, aunque en menor medida, la delaminación interior y exterior (Figura 97.b). Cuando las delaminaciones se encuentran lejos del borde del módulo afectan negativamente al rendimiento, aunque no tienen por qué constituir un problema de seguridad. No obstante, estas delaminaciones pueden extenderse y llegar a la zona borde del módulo (Figura 98), de este modo, puede entrar en contacto con el entorno favoreciendo la entrada de aire y humedad, lo que provocará la corrosión y la destrucción irreversible del módulo, afectando a la integridad de la planta. ! a b ! a b ! a b ! 88! La Figura 99 detalla una región del módulo 595, que presenta una decoloración frontal y formación en menor medida de un patrón lechoso. ! Figura 98: Detalle de delaminación exterior en el módulo 500 ! Figura 99: Detalle del módulo 595 Por último, la pérdida de adhesión que ocurre entre el polímero encapsulado y las células o entre las células y el cristal frontal representa un problema importante porque provoca la penetración de la humedad en el módulo y, por lo tanto, causa diversas degradaciones químicas y físicas, como la corrosión del metal de la estructura del módulo con mayor frecuencia. En la Figura 100 se muestra el módulo fotovoltaico 785 con delaminación en los bordes y en la Figura 101 la formación de burbujas en el Tedlar del módulo 729. Figura 100: Detalle del módulo 785. a-Delaminación del Tedlar, b-Caja de conexiones ! Figura 101: Detalle de burbujas en el módulo 729 ! ! ! a b ! b a ! 89! 8.1.3. Electroluminiscencia En este apartado se encuentran los resultados obtenidos a partir del ensayo de electroluminiscencia realizado a 58 módulos fotovoltaicos. Consiste en las imágenes EL de cada uno de los módulos fotovoltaicos ordenados de menos a mayor número de serie. En ellas se pueden apreciar en un tono más oscuro las regiones más dañadas de cada una de las células que componen cada módulo fotovoltaico, además de encontrarse defectos que no podrían haber sido detectados a simple vista. A continuación se encuentran las diferentes imágenes EL obtenidas: ! ! ! Figura 102: Imagen EL del módulo nº serie 451 Figura 103: Imagen EL del módulo nº serie 455 Figura 104: Imagen EL del módulo nº serie 457 ! 96! Figura 129: Imagen EL del módulo nº serie 609 Figura 130: Imagen EL del módulo nº serie 618 Figura 131: Imagen EL del módulo nº serie 624 Figura 132: Imagen EL del módulo nº serie 635 ! 97! Figura 133: Imagen EL del módulo nº serie 644 Figura 134: Imagen EL del módulo nº serie 649 Figura 135: Imagen EL del módulo nº serie 650 Figura 136: Imagen EL del módulo nº serie 651 ! 98! Figura 137: Imagen EL del módulo nº serie 662 Figura 138: Imagen EL del módulo nº serie 679 Figura 139: Imagen EL del módulo nº serie 684 Figura 140: Imagen EL del módulo nº serie 686 ! 99! Figura 141: Imagen EL del módulo nº serie 690 Figura 142: Imagen EL del módulo nº serie 691 Figura 143: Imagen EL del módulo nº serie 693 Figura 144: Imagen EL del módulo nº serie 695 ! 100! Figura 145: Imagen EL del módulo nº serie 713 Figura 146: Imagen EL del módulo nº serie 720 Figura 147: Imagen EL del módulo nº serie 723 Figura 148: Imagen EL del módulo nº serie 724 ! 101! Figura 149: Imagen EL del módulo nº serie 729 Figura 150: Imagen EL del módulo nº serie 738 Figura 151: Imagen EL del módulo nº serie 739 Figura 152: Imagen EL del módulo nº serie 740 ! 102! Figura 153: Imagen EL del módulo nº serie 749 Figura 154: Imagen EL del módulo nº serie 759 Figura 155: Imagen EL del módulo nº serie 761 Figura 156: Imagen EL del módulo nº serie 769 ! 103! Figura 157: Imagen EL del módulo nº serie 777 Figura 158: Imagen EL del módulo nº serie 785 Figura 159: Imagen EL del módulo nº serie 794 En la mayoría se las imágenes EL se confirman corrosión en las conexiones, se identifican más microfisuras en las células, células rotas y delaminaciones. Aunque hay otros casos en los que nos encontramos con células inactivas que no se observan en la inspección visual, como es el caso del módulo 463 (Figura 160). ! Figura 160: Imagen EL y ordinaria de la célula C3 del módulo 463 ! ! 104! De la imagen EL del módulo 463 (Figura 106) se ha observado que la célula C3 presenta un comportamiento eléctrico nulo, algo que ha sorprendido al no haberse detectado ningún daño a partir de la inspección visual, como puede comprobarse en la Figura 159. 8.1.4. Termografía Se ha subido a la cubierta de la vivienda para obtener imágenes térmicas de los módulos que se encuentran conectados. La Figura 161 muestra varias termografías tomadas de los módulos que forman los dos campos fotovoltaicos. Las placas fotovoltaicas se montan generalmente en estructuras de aluminio muy reflectante, en la termografia aparece como una zona fría ya que refleja la radiación térmica emitida por el cielo. En la práctica esto significa que la cámara termográfica mostrará la temperatura de la estructura por debajo de 0ºC. Dado que el algoritmo de la cámara termográfica se adapta automáticamente a la temperatura máxima y mínima que se haya medido. Figura 161: Imágenes tomadas en la cubierta Las imágenes de la Figura 161 se encuentran en un rango de temperaturas entre 33,2ºC y 51,7ºC, además de mostrarse el rango de colores para las diferentes temperaturas debido al algoritmo de la cámara termográfica, ya que se adapta automáticamente a la temperatura máxima y mínima que se haya medido. Se observan zonas frías en donde se encuentran las estructuras de aluminio sobre las que se encuentran los módulos fotovoltaicos, y zonas muy calientes en la parte central de la mayoría de los módulos. ! ! 105! Además se han conectado varios módulos que no se encontraban en la cubierta en cortocircuito y se ha observado que las células agrietadas no tienen que estar obligatoriamente más calientes que el resto del módulo, como se puede comprobar en las Figuras 162-163. Figura 162: Termografía e imagen visual del módulo 624 ! Figura 163: Termografía e imagen visual del módulo 463 8.1.5. Comportamiento en campo fotovoltaico ! Como se indicó en la descripción de los ensayos, se han evaluado dos conjuntos de módulos fotovoltaicos agrupados en dos campos fotovoltaicos conectados a un mismo inversor que dispone de dos entradas independientes cada uno de ellas con su propio seguidor del punto de máxima potencia. A continuación se muestra las gráficas que representan la evolución de la intensidad, tensión y potencia en el punto de máxima potencia de los dos campos fotovoltaicos para los diferentes días estudiados, donde se ha seleccionado y reflejado los valores para el instante en el que la irradiancia sobre los dos campo era la misma que ha sido las 14 h. Por ello, también se indica el valor de la irradiancia para ese instante. ! ! 112! De la Tabla 6 se puede obtener que la intensidad de cortocircuito esta comprendida entre 2,6A y 3A, y la tensión de circuito abierto entre 19,4V y 21,2V, como ya se observó a partir de las gráficas i-v. Además el valor del factor de forma se encuentra entre 0,6 y 0,7,y por último, el rendimiento se encuentra entre 7,8% y 9,8%. ! Posteriormente se ha obtenido el porcentaje de degradación de cada uno de estos parámetros anteriores comparándolos con los valores originales del módulo como se muestra en la Tabla 7.! ! 113! Tabla 7: Degradación de los otros parámetros característicos de cada módulo fotovoltaico Nº serie Degradación Pmax (%) Degradación Isc (%) Degradación Voc (%) Degradación FF (%) Degradación Rendimiento (%) 451 32,2 17,8 4,9 13,3 32,2 455 35,9 16,9 5,0 18,8 35,9 457 29,4 15,3 5,0 12,2 29,4 461 27,4 15,7 3,6 10,7 27,4 463 35,6 20,9 4,6 14,5 35,6 464 30,0 19,0 4,6 9,4 30,0 471 28,6 18,8 4,6 7,8 28,6 475 28,4 15,4 3,7 12,1 28,4 478 30,7 14,7 4,4 15,0 30,7 482 26,0 15,1 3,2 9,9 26,0 487 29,2 19,3 4,6 8,0 29,2 497 26,2 15,4 3,4 9,7 26,2 499 28,0 17,1 4,2 9,4 28,0 500 30,0 18,9 4,1 10,0 30,0 504 30,8 14,3 4,2 15,7 30,8 517 28,7 16,5 4,4 10,6 28,7 526 26,7 14,6 4,4 10,2 26,7 534 30,1 14,3 4,2 14,9 30,1 552 22,6 10,6 3,3 10,5 22,6 554 23,1 8,5 4,1 12,4 23,1 559 23,7 9,9 4,1 11,7 23,7 575 27,2 13,2 3,4 13,1 27,2 578 32,6 13,0 3,5 19,7 32,6 579 27,4 13,1 6,6 10,6 27,4 595 26,3 12,8 4,6 11,4 26,3 618 22,2 9,0 4,2 10,7 22,2 624 27,5 12,6 6,0 11,7 27,5 635 37,9 19,0 4,6 19,7 37,9 644 31,2 16,8 4,2 13,7 31,2 649 34,2 16,6 5,2 16,7 34,2 650 31,7 16,2 5,3 13,9 31,7 651 34,0 18,0 5,7 14,7 34,0 662 36,2 18,8 6,9 15,6 36,2 679 33,0 17,4 5,3 14,3 33,0 684 32,3 14,3 6,4 15,7 32,3 686 28,8 18,8 5,6 7,1 28,8 690 34,7 20,2 4,9 14,0 34,7 691 32,5 14,9 6,6 15,1 32,5 693 37,4 20,9 5,9 15,9 37,4 695 28,7 15,2 3,6 12,7 28,7 697 32,6 18,3 4,9 13,3 32,6 713 34,3 18,4 6,0 14,3 34,3 720 32,6 18,7 4,3 13,3 32,6 723 33,1 16,3 4,8 16,0 33,1 724 35,4 19,1 5,6 15,4 35,4 729 36,2 18,4 4,8 17,8 36,2 738 34,1 18,1 5,0 15,3 34,1 739 33,4 16,0 5,1 16,4 33,4 740 30,9 13,1 4,9 16,3 30,9 749 24,8 13,8 2,8 10,2 24,8 759 32,5 19,0 5,9 11,5 32,5 761 33,7 21,0 5,9 10,8 33,7 769 34,6 21,6 4,7 12,5 34,6 777 31,3 18,0 5,6 11,2 31,3 785 37,6 20,4 8,1 14,7 37,6 794 34,0 20,6 10,8 6,8 34,0 ! 114! De la Tabla 7 se pueden obtener los diferentes rangos de degradación para cada uno de los parámetros que aparecen. La potencia máxima se ha degradado entre un rango de 22,2% y 37,9%. También aparece la intensidad de cortocircuito entre 8,5% y 21,6%, y la tensión de circuito abierto entre 2,8% y 21,6%. Por último la degradación del factor de forma oscila entre 6,8% y 19,7% y la del rendimiento entre 22,2% y 37,9%, lo que concuerda con los resultados obtenidos de la degradación de la potencia máxima. Además se ha calculado la resistencia en serie y en paralelo del panel original, dando como resultados 0,8Ω y 141,4Ω respectivamente, y posteriormente, con los datos experimentales, se han calculado las resistencias de cada uno de los módulos de la muestra además del incremento y el descenso respecto a los valores originales. En la Tabla 8 se encuentran los resultados obtenidos de dichos valores. ! 115! Tabla 8: Resultados de las resistencias La Tabla 8 muestra los resultados de la resistencia en serie de cada uno de los módulos fotovoltaicos, comprendidos entre 0,8Ω y 2Ω, junto con los resultados de la resistencia en paralelo, comprendidos entre y 35Ω y 136,7Ω. Nº serie Rs (Ω) Rp (Ω) Incremento Rs (%) Descenso Rp (%) 451 1,4 96,7 78,6 31,6 455 1,5 90,9 82,9 35,7 457 1,2 54,2 54,8 61,7 461 1,3 123,8 56,2 12,5 463 1,5 100,0 87,5 29,3 464 1,3 127,5 65,7 9,8 471 1,3 121,1 56,2 14,4 475 1,3 104,5 56,3 26,1 478 1,3 99,1 56,3 29,9 482 1,3 136,7 56,3 3,4 487 1,2 135,0 54,3 4,5 497 1,3 125,0 64,8 11,6 499 1,4 96,7 78,6 31,6 500 1,5 88,2 93,5 37,6 504 1,3 35,0 65,9 75,3 517 1,1 126,3 42,0 10,7 526 1,2 36,9 44,7 73,9 534 1,3 122,0 65,7 13,7 552 1,3 54,7 62,0 61,3 554 1,1 40,8 39,2 71,2 559 1,2 75,0 45,6 47,0 575 1,4 47,5 73,6 66,4 578 1,9 61,2 143,1 56,7 579 1,3 77,5 62,0 45,2 595 1,2 66,7 50,5 52,9 618 1,2 58,2 47,4 58,9 624 1,6 80,0 105,9 43,4 635 2,0 128,0 154,1 9,5 644 1,3 95,0 61,6 32,8 649 1,5 97,0 83,2 31,4 650 1,4 80,0 76,3 43,4 651 1,4 108,6 80,7 23,2 662 1,6 82,9 104,3 41,4 679 1,3 118,0 59,6 16,6 684 1,3 114,3 59,3 19,2 686 1,3 61,1 60,7 56,8 690 1,5 108,0 82,9 23,6 691 1,4 100,0 75,0 29,3 693 1,7 105,7 110,0 25,3 695 1,3 130,0 62,7 8,1 697 1,4 130,0 72,0 8,1 713 1,3 75,0 67,5 47,0 720 1,4 89,1 76,6 37,0 723 1,4 91,8 71,1 35,1 724 1,6 86,4 98,2 38,9 729 1,7 94,5 113,1 33,1 738 1,5 80,0 84,2 43,4 739 1,8 118,0 120,0 16,6 740 1,5 82,0 89,7 42,0 749 1,3 121,3 58,2 14,3 759 1,3 75,0 58,2 47,0 761 1,3 128,3 64,1 9,3 769 1,7 82,5 108,3 41,7 777 1,2 73,7 52,8 47,9 785 1,5 88,2 89,4 37,6 794 0,8 126,7 5,9 10,4 ! 116! En la Tabla 9 se muestra un resumen de los valores de potencia pico y tensión nominal del original, además de la potencia real y la tensión de cada campo fotovoltaico en los días seleccionados. La estimación de la temperatura de cada campo se ha estimado de acuerdo a las ecuaciones descritas en el capítulo 7. Tabla 9: Valores de cada campo fotovoltaico Día Campo fotovoltaico Potencia pico nuevo (W) Potencia real (W) Tensión nominal (V) Voltaje (V) Irradiancia (W/m2) Temperatura (ºC) 28/7/20 1 1378 606 452,4 342,5 920 67,3 2 2703 1076 295,8 205,5 920 78,1 29/7/20 1 1378 601 452,4 337 936 69,4 2 2703 1073 295,8 202,9 936 79,6 1/8/20 1 1378 559 452,4 327 866 73,2 2 2703 995 295,8 197,8 866 82,6 6/8/20 1 1378 332,3 452,4 332,3 895 71,2 2 2703 200,2 295,8 200,2 895 81,2 9/8/20 1 1378 334,8 452,4 334,8 886 70,2 2 2703 200,7 295,8 200,7 886 80,9 10/8/20 1 1378 343,9 452,4 343,9 864 66,7 2 2703 205,6 295,8 205,6 864 78,1 12/8/20 1 1378 354,8 452,4 354,8 1015 62,5 2 2703 212,0 295,8 212,0 1015 74,3 ! 117! 9. Análisis de los resultados 9.1. Potencia pico Dentro de este apartado se ha realizado un análisis más profundo de la potencia máxima obtenida para cada módulo fotovoltaico, además de su relación con otros parámetros. En primer lugar se ha dividido la muestra en 4 grupos diferentes dependiendo del rango de degradación de la potencia máxima. El grupo 1 comprende al número de módulos con una degradación de la potencia máxima comprendida entre 22,15% y 26,09% ( la menor de todas), el grupo 2 entre 26,09% y 30,04%, el grupo 3 entre 30,04% y 33,99% y finalmente el grupo 4 entre 33,99% y 37,95% (los de mayor degradación) (Figura 171). ! Figura 171: Agrupación de módulos en grupos según su degradación Las figuras siguientes representan la degradación de la potencia máxima junto con la degradación de la intensidad en cortocircuito, con la degradación de la tensión en circuito abierto y con la degradación del factor de forma respectivamente. En cada una de las tres gráficas se ha representado la línea de tendencia añadiendo su ecuación y el valor de R aunque no sea muy favorable. 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3 Grupo 4 Número de módulos ! 118! ! Figura 172: Degradación de Pmax frente a la degradación de Isc ! Figura 173: Degradación de Pmax frente a la degradación de Voc ! Figura 174: Degradación de Pmax frente a la degradación de FF ! y = 0,9746x + 14,872 R² = 0,58516 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Degradación Pmax Degradación Isc y = 1,565x + 23,17 R² = 0,26489 19 24 29 34 39 2,015 3,015 4,015 5,015 6,015 7,015 Degradación Pmax Degradación Voc y = 0,8016x + 20,452 R² = 0,37936 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 5 7 9 11 13 15 17 19 21 Degradación Pmax Degradación FF ! 119! Las Figuras 172-174 muestran la degradación de la potencia máxima frente a la degradación de los parámetros de intensidad de cortocircuito, tensión de circuito abierto y factor de forma. Se observa que no presentan una gran correlación de la degradación frente a uno de los parámetros, lo que explica que son varios los parámetros los que influyen en la degradación de la potencia máxima, aunque el parámetro de mayor correlación es la intensidad de cortocircuito. 9.2. Otros parámetros En este apartado se analizan los diferentes parámetros que se han considerado importantes para estudiar el descenso del valor la potencia máxima de los módulos fotovoltaicos. ! En primer lugar se muestra, para cada módulo, el porcentaje que ha supuesto en la degradación cada uno de los parámetros analizados: la disminución de la resistencia en paralelo, el aumento de la resistencia en serie y las degradaciones del factor de forma, tensión de circuito abierto, intensidad de circuito abierto y potencia máxima. La desviación entre los valores de los parámetros característicos aportados por el fabricante (Tabla 1) y los medidos después de 22 años de funcionamiento se calcularon y trazaron en la Figura 175 mostrando la degradación en cada parámetro característico de los módulos fotovoltaicos. ! ! Figura 175: Variación porcentual de los parámetros característicos de los módulos fotovoltaicos La Figura 175 muestra que la degradación de las resistencias son las mayoritarias, seguido por la degradación de la potencia máxima y la intensidad de cortocircuito. 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Porcentaje de degradación (%) Módulo fotovoltaico Rp Rs FF Voc Isc Pmax ! 120! A continuación se muestra un zoom de la figura anterior haciendo énfasis en la potencia máxima, la intensidad de cortocircuito, la tensión en circuito abierto y el factor de forma, sin tener en cuenta las resistencias. ! Figura 176: Variación porcentual de los parámetros característicos de los módulos fotovoltaicos En la Figura 176 se aprecia, en la mayoría de los módulos fotovoltaicos, que la degradación de la potencia máxima se debe en mayor medida a la degradación de intensidad de cortocircuito, seguida de la degradación del factor de forma y la de tensión de circuito abierto. Asimismo, se ha obtenido que el valor de la Pmáx ha sufrido una degradación media del 30,89% a lo largo de los 22 años de funcionamiento, teniendo un máximo del 37,95% y un mínimo del 22,15%. Por otra parte, la degradación media de Isc es del 16,43%, seguida del 13,02% del FF y del 4,93% de la Voc. En segundo lugar, se han realizado cuatro gráficas que representan la tasa de degradación por año para cada uno de los parámetros anteriores, junto al valor de su media. 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Porcentaje de degradación (%) Módulo fotovoltaico FF Voc Isc Pmax ! 121! ! Figura 177: Degradación anual en la potencia máxima nominal (Pmax) ! Figura 178: Degradación anual en la corriente de cortocircuito (Isc) ! Figura 179: Degradación anual en el voltaje de circuito abierto (Voc) 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Tasa de degradación/año (%) Módulo fotovoltaico Pmax Media 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Tasa de degradación/año (%) Módulo fotovoltaico Isc Media 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Tasa de degradación/año (%) Módulo fotovoltaico Voc Media ! 128! ! Figura 188: Resultados de la inspección visual La Figura 189 es un zoom ampliado de la Figura 188 para mostrar mejor los porcentajes que se encuentran en menor medida. ! 129! ! Figura 189: Resultados de la inspección visual Posteriormente se han seleccionado los tipos de degradación que afectan a la disminución de la potencia máxima de los módulos para realizar un análisis en mayor profundidad. En primer lugar las Figuras 190-193 muestran los 4 grupos en los que se ha dividido la muestra dependiendo de la degradación de la potencia máxima. En cada gráfica viene representado el número de módulos frente al porcentaje de defectos que presenta cada uno de ellos. La Figura 190 muestra el número de módulos frente al porcentaje de defectos del grupo 1. ! Figura 190: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 1 La Figura 190 muestra que para los módulos fotovoltaicos del primer grupo la corrosión en las conexiones y la decoloración de las células son comunes en cada uno de los 6 módulos fotovoltaicos en el rango de 75-100%. La delaminación lechosa en 4 módulos 0 2 4 6 8 10 12 14 Mala fijación caja Caja rota Mal estado tapadera Mal estado diodos Delaminación Tedlar Burbujas Puntos calientes Golpes mécanicos Quemaduras Delaminación exterior Delaminación interior Célula agrietada Babas de caracol Porcentaje (%) Tipos de defectos 0 1 2 3 4 5 6 0-5 5-25. 25-50 50-75 75-100 Número de módulos % Defectos Delaminación lechosa Célula agrietada Delaminación Interna Delaminación Externa Quemadura Golpe mécanico Punto Caliente Burbuja Delaminación Tedlar Corrosión conexiones Decoloracion ! 130! fotovoltaicos se encuentra en el rango de 25-50% y los 2 módulos fotovoltaicos restantes se encuentran en el rango de 50-75% . Las decoloraciones de las células solares fueron menores en esta categoría de módulos fotovoltaicos y ningún módulo fotovoltaico se encontraba en el rango del 51-75%. Respecto a las células agrietadas, se encontraron 2 módulos fotovoltaicos que se encuentran en el rango de 25-50%, 3 en el de 5-25% y el módulo restante en el 0-5%. No se encontraron módulos fotovoltaicos con marcas de quemaduras, delaminación en la lámina posterior y burbujas. La Figura 191 muestra los datos correspondientes al grupo 2. ! Figura 191: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 2 La Figura 191 muestra que 14 de los módulos FV tenían un defecto de delaminación lechosa en el rango del 26-50%, mientras que 3 módulos FV tenían un defecto de delaminación lechosa en el rango del 51-75%. Se sigue encontrando que la corrosión en las conexiones y la decoloración de las células son comunes en cada uno de los 17 módulos fotovoltaicos en el rango de 75-100%. A continuación se muestra el grupo 3. 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0-5 5-25. 26-50 51-75 75-100 Número de módulos % Defectos Delaminación lechosa Célula agrietada Delaminación Interna Delaminación Externa Quemadura Golpe mécanico Punto Caliente Burbuja Delaminación Tedlar Corrosión conexiones Decoloracion ! 131! ! Figura 192: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 3 La Figura 192 muestra que 1 módulo fotovoltaico tienen un defecto de delaminación exterior en el rango del 75-100%, 1 módulos fotovoltaico en el rango del 26- 50%, otro en el rango de 5-25% y los 15 restantes en el rango de 0-5%. La delaminación interior también ha aumentado en este grupo ya que hay 4 módulos fotovoltaicos dentro del rango de 75-100%. Por último, la Figura 193 muestra los datos correspondientes al grupo 4. ! Figura 193: Número de módulos frente al porcentaje de defectos para el grupo 4 La Figura 193 muestra que 12 módulos fotovoltaicos tienen un defecto de burbuja en el rango del 0-5%, 2 módulos fotovoltaicos en el rango de 5-25% y 1 módulo fotovoltaico en el rango de 26-50%. Todos los módulos fotovoltaicos presentan decoloración y corrosión de las conexiones en el rango de 75-100%. En resumen se observa que con el aumento de la tasa de degradación de la potencia y el número de burbujas en aumentó en porcentaje, al igual que la delaminación, , tanto 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 0-5 5-25. 26-50 51-75 75-100 Número de módulos % Defectos Delaminación lechosa Célula agrietada Delaminación Interna Delaminación Externa Quemadura Golpe mécanico Punto Caliente Burbuja Delaminación Tedlar Corrosión conexiones Decoloracion 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0-5 5-25. 26-50 51-75 75-100 Número de módulos % Defectos Delaminación lechosa Célula agrietada Delaminación Interna Delaminación Externa Quemadura Golpe mécanico Punto Caliente Burbuja Delaminación Tedlar Corrosión conexiones Decoloracion ! 132! interior como exterior, de las células. Por otro lado es común en todos los grupos una alta decoloración y corrosión de las conexiones. 9.5. Electroluminiscencia En este apartado se analizan los resultados del ensayo de electroluminiscencia comparándolos con los obtenidos a partir de la inspección visual. La Figura 194 muestra a través de un gráfico de columnas la comparación del porcentaje en distintos defectos que se han observado gracias a ambos ensayos. ! Figura 194: Resultados de la electroluminiscencia De la Figura 194 se destaca el gran aumento que ha sufrido el número de células agrietadas, lo que evidencia que a través del ensayo de electroluminiscencia se consigue una mayor precisión en los resultados que competen al interior de la célula, al igual que las delaminaciones, tanto exterior como interior. 9.6. Termografía Los resultados obtenidos de las imágenes tomadas a partir del ensayo de termografía no aportan información adicional a los obtenidos gracias a la inspección visual y la electroluminiscencia, por ello no se ha realizado un estudio en profundidad sobre los datos aportados por las termografías. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Delaminación exterior Delaminación interior Decoloración Delaminación lechosa Célula agrietada Corrosión conexiones Porcentaje (%) Tipos de defectos Inspección visual Electroluminiscencia ! 133! 9.7. Comportamiento en campo fotovoltaico En este apartado se analizan los resultados obtenidos en los dos campos fotovoltaicos de la instalación. En primer lugar se muestran los diferentes valores de la potencia real, para cada día analizado, de cada uno de los campos fotovoltaicos, junto con el valor de la potencia pico de cada uno de ellos. ! Figura 195: Valor de la potencia para ambos campos fotovoltaicos La Figura 195 muestra cómo el campo 2 tiene un valor de la una potencia pico mucho mayor que la del campo 1, y como consecuencia el campo 2 produce más energía actualmente. Se han seleccionado siete días alternos, de dónde se ha obtenido que el campo 1 produce una potencia media de 582,9W, mientras que el campo 2 produce 1036,6W, frente a los 1378W y 2703W que producían inicialmente respectivamente. La Figura 196 representa el ratio de la potencia real medida frente a la pico en los 7 días analizados. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 1 2 3 4 5 6 7 Potencia (W) Día Campo 1 Campo 2 Campo 1 Campo 2 ! 134! ! Figura 196: Potencia real/Potencia pico de los dos campos fotovoltaicos De la Figura 196 se obtiene que el campo fotovoltaico 1 funciona mejor que el campo fotovoltaico 2; esto puede ser debido fundamentalmente a que tiene menores pérdidas por acoplamiento entre los módulos fotovoltaicos. Por último, se ha representado el porcentaje de degradación, para cada día seleccionado, que muestran ambos campos fotovoltaicos. ! Figura 197: Degradación de los dos campos fotovoltaicos La Figura 197 muestra como el campo fotovoltaico 2 está más degradado que el campo fotovoltaico 1, lo que concuerda con lo representado en la figura anterior, ya que por ello produce menor potencia que la que podría producir. Además se comprueba cómo todos los valores de ambos campos son prácticamente iguales, esto tiene sentido ya que los ensayos tuvieron lugar días muy próximos entre sí, por lo que el valor de la degradación no podía oscilar entre valores muy dispersos. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1 2 3 4 5 6 7 Potencia real/Potencia pico (%) Día Campo 1 Campo 2 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1 2 3 4 5 6 7 Porcentaje de degradación (%) Día Campo 1 Campo 2 ! 135! La media de degradación para el campo 1 es de un 39,2%, mientras que para el campo 2 es de un 42,15%. Teniendo en cuenta estos resultados, la media total del campo fotovoltaico es de un 40,67%. Por último se ha realizado las gráficas que representan la tasa de degradación por año para cada campo fotovoltaico, junto al valor de su media. ! Figura 198: Degradación anual de la potencia en el campo fotovoltaico 1 La Figura 198 muestra una degradación anual de la potencia del campo 1 entre 1,7- 1,91%/año con una media de 1,78%/año. ! Figura 199: Degradación anual de la potencia en el campo fotovoltaico 2 La Figura 199 muestra una degradación anual de la potencia del campo 2 entre 1,83- 2,05%/año con una media de 1,92%/año. ! ! ! ! ! ! ! 1,55 1,6 1,65 1,7 1,75 1,8 1,85 1,9 1,95 1 2 3 4 5 6 7 Tasa de degradación/año (%) Día Campo 1 Media 1,7 1,75 1,8 1,85 1,9 1,95 2 2,05 2,1 1 2 3 4 5 6 7 Tasa de degradación/año (%) Día Campo 2 Media ! 136! 10. Comparación con otros estudios En este apartado se ha realizado una comparación entre los resultados obtenidos en este estudio y los obtenidos en [José Eduardo Ferreira da Fonseca et al., 2019], al ser un estudio realizado en la cuidad de Brasil a un módulos del mismo fabricante, igual tecnología, similar antigüedad y tamaño similar a los analizados en este proyecto. Para una mayor simplicidad se ha denominado Proyecto 1 al analizado en este trabajo fin de grado y Proyecto 2 al realizado por José Eduardo Ferreira da Fonseca et al. En primer lugar, la muestra de estudio del Proyecto 1 está constituido por 77 módulos fotovoltaicos, mientras que el Proyecto 2 cuenta con 48 módulos fotovoltaicos, instalados en las dos ubicaciones anteriormente descritas, en la cuidad de Sevilla, España, y en el edificio del Laboratorio de Energía Solar UFRGS, en la ciudad de Porto Alegre, Rio Grande do Sul, Brasil, respectivamente. El Proyecto 1 estuvo en operación durante 22 años, mientras que el Proyecto 2 estuvo 7 años menos. Ambos módulos fueron realizados en España por Isofotón, S.A.. El modelo del Proyecto 1 es M-55-L, compuesto por 36 células conectadas todas en serie, con unas características nominales de Pmax = 53Wp, Isc= 3,27A y Voc = 21,8V, y unas dimensiones de 1330mm × 340mm.. El modelo del Proyecto 2 es I-100/24, cuenta con 72 celdas de silicio monocristalino (m-Si), con unas características nominales de Pmax = 100Wp, Isc= 3,27A y Voc = 43,2V, y unas dimensiones de 1310mm × 654mm. El fabricante, encapsulado, tamaño y tecnologías de las células solares en ambos proyectos es la misma. Hay una ligerísima diferencia en la potencia pico de cada célula. En el Proyecto 1 es de 1,47Wp mientras que en el Proyecto 2 es de 1,38Wp, es decir, 0,09Wp de diferencia por célula. En ambos proyectos se han realizado varios ensayos para detectar los motivos de la degradación de la potencia, como son la inspección visual, obtención de las curvas i-v, el ensayo de electroluminiscencia y obtención de termografías. En primer lugar, la inspección visual en el Proyecto 2 se realizó a los 48 módulos, frente a los 77 que se han analizado en el Proyecto 1. En ambos estudios se ha observado que las células analizadas presenten una decoloración del EVA junto con una corrosión total de sus conexiones en todos los módulos. El grado de decoloración, por las fotografías ! 137! aportadas, es mayor en el Proyecto 1. Por otro lado, en el Proyecto 2, el 80% de los módulos presentan delaminación lechosa, mientras que en el Proyecto 1 se ha detectado en la totalidad de los módulos y en general con una mayor extensión de la misma por las células. Por último, en el proyecto 1 se han encontrado 68 células rotas, mientras que en el proyecto 2 se han encontrado 13. En segundo lugar, al realizar los histogramas que representan potencia máxima, corriente de cortocircuito, tensión de circuito abierto y factor de forma, construidos con los datos de las curvas i-v del Proyecto 2, se detectó un módulo que presentaba un atípico comportamiento eléctrico, este módulo fue descartado y solo se consideraron 47 módulos para hacer en análisis de degradación. Lo mismo ocurrió en el Proyecto 1, ya que al construir las curvas i-v de los módulos, se descartaron dos módulos por presentar un comportamiento eléctrico atípico. Por otro lado, en ambos proyectos, las imágenes EL revelaron regiones inactivasen la periferia de las células, lo que indica la acción de algún mecanismo de degradación indetectable a simple vista, además de encontrarse una mayor delaminación en las células. Por último, las termografías no revelaron información adicional a la que ya se conocía gracias a los ensayos anteriores. Se han comparado los resultados obtenidos en ambos proyectos. En el Proyecto 1 se ha obtenido una pérdida anual de la potencia de 1,4%, el doble de la obtenida en el Proyecto 2, 0,7% anual, esto se debe principalmente a un mayor tiempo de exposición. Esta pérdida de energía se debió principalmente, en ambos casos, a la corriente de cortocircuito. Algunas de las razones por las que el valor del Proyecto 1 es mayor que la del Proyecto 2 son que el tiempo de operación en el primero es mayor que en el segundo, y por otro lado, un dato importante es que no tenemos, en ninguno de los casos, los valores exactos de la potencia pico real al salir de la fábrica, ya que existía un margen del ±10%. ! Los resultados obtenidos en este trabajo también son consistentes en orden de magnitud con los obtenidos en los otros estudios de antigüedad mayor de 15 años descritos en la revisión bibliográfica, aunque en esos estudios el fabricante y características del encapsulamiento de las células es diferente. ! ! ! ! 144! - S. Richter, M. Werner, S. Swatek, C. 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