Análisis térmico de paneles fotovoltaicos mediante termografía

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Análisis térmico de paneles fotovoltaicos mediante termografía Autora: Elena Navarro Huerta Tutores: Isidoro Lillo Bravo, José María Delgado Sánchez Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 2 3 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Análisis térmico de paneles fotovoltaicos mediante termografía Autora: Elena Navarro Huerta Tutores: José María Delgado Sánchez (Profesor Ayudante Doctor) Isidoro Lillo Bravo (Profesor Titular) Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 4 5 Trabajo Fin de Grado: Análisis térmico de paneles fotovoltaicos mediante termografía Autora: Elena Navarro Huerta Tutor: José María Delgado Sánchez Isidoro Lillo Bravo El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2022 El Secretario del Tribunal 6 7 Agradecimientos La realización de este proyecto significa el final de una maravillosa y a la vez dura etapa de mi vida. Han sido cinco años de carrera que, al contrario que muchos, me han parecido muy cortos y buenos. Es cierto que la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla se ha convertido en una segunda casa para mí. En ella, he conocido a bellísimas personas, he pasado por buenos y malos momentos que repetiría sin dudarlo. Los malos momentos han creado una mayor cercanía entre mis compañeros y los buenos han creado una segunda familia. Hace cinco años, en mi primer día de clase del Grado de Ingeniería de la Energía, me preguntaron sobre qué era lo que esperaba del grado y respondí “Lo único que quiero es aprender a pensar” y, desde ese momento, se convirtió en mi objetivo principal, terminar el grado sabiendo razonar y pensar sobre cualquier cosa, aunque fuese una de la que no tenía conocimiento alguno. Después de cinco años, me siento orgullosa de mí misma por haber logrado mi propósito. Me gustaría agradecer a mi familia por su apoyo incondicional a lo largo de la carrera, sobre todo de uno de mis hermanos mayores, Gabriel Navarro Huerta que ha hecho que cambiase la famosa frase de “Si no apruebo este examen, dejo la carrera” en “Puedo con esto y mucho más”. Doy gracias a mis compañeros por el apoyo constante que han significado para mí, a esos profesores que merecen la pena, los que hacen que te replantees las cosas y las pienses una sexta vez para dar con la clave. También doy gracias a mis tutores de Trabajo de Fin de Grado, José María Delgado Sánchez e Isidoro Lillo. En especial, me gustaría agradecerle a José María el enorme esfuerzo que ha puesto en prestarle mucha atención a este trabajo y en la enorme ayuda que me ha ofrecido día tras día. Muchas gracias. Elena Navarro Huerta Sevilla, 2022 8 9 Resumen La energía producida por las instalaciones fotovoltaicas tiene un papel cada vez más importante en el sistema eléctrico. Es por ello por lo que existe multitud de investigaciones relacionadas con la mejora de la eficiencia de los paneles. En este proyecto se analiza la termografía pasiva, un método para detectar los problemas más habituales en los paneles fotovoltaicos. La termografía infrarroja se ha convertido en una herramienta habitual para el mantenimiento preventivo y predictivo de los paneles solares. El proyecto se basa en el uso de la termografía infrarroja para la obtención de información sobre el estado de los paneles en una instalación fotovoltaica. Se han realizado una serie de termografías a escala de laboratorio para conocer los posibles fallos que pueden producirse durante un análisis termográfico y las condiciones necesarias en las que se tiene que encontrar el panel respecto de la cámara para que se identifiquen correctamente las anomalías térmicas. Posteriormente, se realizó un análisis de seis parques fotovoltaicos, en los que la cámara termográfica la llevaba un dron. El objetivo del análisis de las seis plantas es explicar diferentes tipos de fallos, cómo detectarlos y cuáles son los más probables. En primer lugar, se expone una breve introducción sobre la energía fotovoltaica y la influencia de la temperatura en su producción y en la eficiencia de los paneles solares, Posteriormente, se ha realizado un análisis bibliográfico que contiene los fundamentos teóricos sobre los que se basa el proyecto (termografía en paneles fotovoltaicos). Por último, se explica la metodología a seguir para realizar un análisis de defectos térmicas y los resultados obtenidos, tanto a pequeña (laboratorio) como a gran escala (parque solar fotovoltaico). 16 Ilustración 71. Paneles de la Planta #2 con suciedad. 75 Ilustración 73. Índice de riesgo (RPN) de los fallos detectados por termografía. 78 Ilustración 74. Posibles fallos evitables mediante el uso de termografía. 78 Ilustración 75. Caja de conexiones quemada [31]. 79 Ilustración 76. Cable en mal estado [31]. 80 Ilustración 77. Paneles con suciedad y con plantas a su alrededor. 80 17 Notación Jsc Densidad de corriente fotogenerada en cortocircuito Isc Corriente de cortocircuito I_L Corriente generada en iluminación I_o Corriente generada en oscuridad J_o Densidad de corriente de saturación Jpp Densidad de corriente de máxima potencia Ipp Corriente en el punto de máxima potencia Ppp Potencia máxima o potencia pico Vpp Tensión de máxima potencia Voc Tensión de circuito abierto FF Factor de forma q Carga del electrón  Rendimiento de la conversión fotovoltaica G Radiación solar incidente en una célula solar AM Masa de aire k Constante de Boltzmann EVA Etilvenilacetato α Coeficiente de temperatura (corriente de cortocircuito) β γ Coeficiente de temperatura (tensión de circuito abierto) Coeficiente de temperatura (potencia máxima)  Constante de Stefan-Boltzmann  Emisividad λ Longitud de onda n Factor de idealidad W Potencia emitida por radiación EL Electroluminiscencia IR Infrarrojo VIS Región visible LIVT Característica corriente-tensión local medida térmicamente TG Termografía PID Potencial de Degradación Inducida AMFE Análisis de Modos de Fallos y Efectos O Ocurrencia D Detección S Severidad RPN Número de prioridade de riesgo o índice de riesgo SCADA Control de Supervisión y Adquisición de Datos FV Fotovoltaica HDMI Interfaz multimedia de alta definición 18 19 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Sistema energético actual El sistema energético actual está fundamentalmente basado en el uso de combustibles fósiles para transformar y obtener energía útil. El ritmo de consumo es tal que, en un año, la humanidad consume lo que la naturaleza tarda millones de años en producir, por lo que es un hecho certero el agotamiento de las reservas existentes de petróleo y gas natural, existen dudas sobre el período de extinción de otras reservas fósiles como el carbón (menos limitada). Así, el mantenimiento del sistema energético global actual durante un plazo corto-medio de tiempo a futuro es insostenible debido al agotamiento de las reservas de combustibles no renovables. El uso de combustibles fósiles contribuye al efecto invernadero, afecta a la contaminación local y lluvia ácida, impacta en la deforestación, etc. Debido a ello, es necesario la búsqueda nuevos sistemas de producción de electricidad basados en energía renovable. En este aspecto, el 12 de diciembre de 2015 [1] se firmó el Acuerdo de París para combatir el cambio climático con el objetivo de evitar a largo plazo que la temperatura medida del planeta aumentase en 2ºC con respecto niveles preindustriales, así como proponer acciones para que el calentamiento global no superase 1.5ºC. Este contexto marcaba la necesidad de impulsar el uso extensivo de fuentes de energía renovables en contra del continuo desarrollo de centrales con combustibles fósiles, aunque esta declaración de intenciones no se vio implementada en la realidad por la mayoría de los países firmantes. Pero la ambición climática que se ha venido desde entonces reclamando ha encontrado recientemente unos inesperados aliados: la guerra de Ucrania, el aumento de costes de las materias primas tras el período de pandemia COVID-19 y la dependencia energética de ciertos países [2] [3]. La ambición de transición energética ha cambiado rápidamente. Cinco países han anunciado nuevas políticas para seguir descarbonizando sectores como el transporte, la industria y la calefacción. La estrategia europea REPowerEU se centra en esto con medidas de eficiencia energética y el clima: obligación de disponer de energía solar fotovoltaica en los nuevos edificios públicos, incentivos para el uso de sistemas renovables de autoconsumo, vehículo eléctrico, etc. Ilustración 1. Consumo eléctrico desde fuentes de energía renovables en la Unión Europea 2020 [4]. Dentro de las distintas fuentes de energía renovable, la energía solar fotovoltaica se caracteriza por la capacidad que tienen ciertos materiales para proporcionar una conversión directa de la radiación solar en electricidad. Una de sus ventajas por tanto es que necesita una fuente de energía inagotable como el sol, aunque como inconvenientes no se debe obviar su carácter intermitente y sus relativas bajas eficiencias de conversión. [5] Aun con estos inconvenientes, las últimas décadas han demostrado a la sociedad su madurez tecnológica y una 20 reducción de costes significativa, lo que ha permitido cada vez más el uso extensivo de esta tecnología en el mix energético de diferentes países. Lo que hace unas décadas se consideró una planta fotovoltaica aquella instalación de capacidad de 10 kWp, ahora se trabaja en diseños de 500 MWp, órdenes de magnitud muy superiores [6]. 1.2 La célula solar Existen diferentes tecnologías fotovoltaicas, que se diferencian principalmente en el tipo de material semiconductor empleado para la fabricación de la célula solar. Hay una competencia entre ellas para investigar nuevos materiales y procesos de fabricación capaces de ofrecer al mercado mejores eficiencias, mejor estabilidad y menor coste. En la Figura 2 se presenta la evolución de las eficiencias conseguidas en cada una de las tecnologías investigadas [7] [8], pero de todas ellas, a nivel de desarrollo de plantas fotovoltaicas con fines comerciales, la tecnología que domina el sector es el silicio, ya que ofrece un equilibrio entre los tres indicadores mencionados: madurez, eficiencia y coste. Como se puede observar en la Figura 2, la tecnología fotovoltaica presenta un rendimiento de conversión de energía reducido, ya que, de toda la radiación incidente, en torno al 70% se disipa en forma de calor, el 5-10% en forma de radiación reflejada y un 25% aproximadamente en energía eléctrica. Dichos porcentajes varían según el tipo de tecnología. Ilustración 2. Evolución de la eficiencia fotovoltaica en distintas tecnologías de células solares [8]. Una célula solar de silicio se basa en una unión simple de dos semiconductores: silicio dopado con boro (tipo - n) y silicio dopado con fósforo (tipo -p). Cuando la radiación solar (fotones) alcanzan la unión PN de los semiconductores, se produce una conversión generando portadores de carga (electrones y huecos), que son separados entre sí y atraídos hasta los contactos eléctricos de la célula solar, habitualmente una lámina delgada de aluminio como contacto trasero, y una estructura basada en plata en la capa frontal. Típicamente una célula solar de silicio tiene un tamaño de 156x156 mm2 y es capaz de generar una tensión de circuito abierto de 0.5 V. Para diseñar sistemas fotovoltaicos, las células solares dentro de los módulos fotovoltaicos se conectan entre sí en serie, de manera que se suma la tensión generada y se mantiene la corriente. Posteriormente, a nivel de planta fotovoltaica, los módulos se conectan en serie entre sí formando strings, de manera que se vuelve a elevar la tensión. Finalmente, dependiendo de la configuración de la planta y las especificaciones de los inversores, los strings se interconectan entre sí en serie (suma la tensión y mantiene constante la corriente) o en paralelo (suma 21 la corriente y mantiene constante la tensión). La caracterización de una célula solar se basa en la cuantificación de sus parámetros característicos: tensión de circuito abierto (VOC), densidad de fotocorriente generada (JSC), tensión de máxima potencia (VPP), densidad de fotocorriente de máxima potencia (JPP) y factor de forma (FF). La cuantificación de estos parámetros se realiza a partir de la medida de la curva I-V, que se representa en la Figura 3 [9]. A partir de estos parámetros, se determina la eficiencia de conversión (h) (Ecuación 1). Ecuación 1. Eficiencia de la conversión fotovoltaica [9]. donde G representa la radiación solar incidente en la célula solar, VOC es la tensión de circuito abierto, JSC la densidad de corriente de cortocircuito, y FF el factor de forma. La densidad de corriente de cortocircuito (JSC) se produce debido a la generación y recolección de los portadores generadores en el material, y representa la corriente máxima que se puede generar en un dispositivo fotovoltaico cuando se ilumina con una cierta cantidad de radiación. Depende de los siguientes factores: - Área de la célula solar: cuanta mayor área tenga la célula solar, mayor cantidad de radiación será capaz de captar, y por tanto mayor intensidad generará. La forma de aislar esta dependencia es usar el término densidad de corriente en lugar de corriente. - Número de fotones: se refiere a la intensidad del espectro solar que tiene la radiación incidente, y se suele hablar en términos de “soles”, de manera que 1 sol corresponde al espectro solar normalizado AM 1.5 (cociente entre el recorrido óptico de un rayo solar y el correspondiente a la normal a la superficie terrestre), y cuando se menciona que la intensidad aumenta a 5x, se interpreta en aumentar cinco veces el número de fotones incidentes (5 kW/m2). Esto se logra bien instalando el dispositivo fotovoltaico en distintas localizaciones donde cambie la intensidad del espectro solar, o mediante elementos ópticos que concentren la radiación solar en la célula. - Espectro solar: se corresponde con la distribución energética de la radiación solar incidente en el dispositivo. Las células se caracterizan usando el espectro estándar AM 1.5, pero dependiendo de la localización y los factores ambientales (humedad, polución, aerosoles, etc.) el espectro solar puede cambiar potenciando distintas longitudes de onda en favor de otras. La célula solar no absorbe todos los fotones del espectro solar para generar electricidad, y aquellos que sí absorbe no tienen siempre la misma probabilidad. Por tanto, conocer el espectro solar de una determinada localización es fundamental para evaluar la energía generada por una planta solar. - Propiedades ópticas de la célula solar. Como en cualquier proceso óptico, la luz incidente en la célula solar tendrá una componente transmitida, otra componente reflejada, y una parte absorbida. La relación entre los tres procesos dependerá de los materiales empleados en la célula solar, y de ellos dependerá la corriente generada, siendo mayor cuanta mayor radiación sea absorbida. - Probabilidad de recolección de portadores: la intensidad eléctrica generada en la célula es proporcional a los portadores de carga que lleguen a los contactos eléctricos, que siempre serán menos que los generados en la unión PN, puesto que una parte de ellos serán absorbidos en los defectos del material (centros de recombinación) y transformados en calor. Cuantas menos impurezas y defectos se encuentren en el material semiconductor, mayor será la fotocorriente generada en la célula solar. La tensión de circuito abierto (VOC) es el máximo voltaje que se puede obtener en una célula solar a corriente cero. Es una magnitud que depende del bandgap del material: a medida que disminuye el bandgap del material, disminuye VOC, y depende al igual que la fotocorriente generada, de los procesos de recombinación de los portadores de carga en el material. El punto de máxima potencia de una célula solar (𝑃 𝑝𝑝 = 𝑉 𝑝𝑝 · 𝐼𝑝𝑝) difiere de los valores de corriente y tensión 22 máximos descritos anteriormente: JSC y VOC. Para determinar este punto óptimo de operación, lo que se busca es maximizar simultáneamente ambos parámetros eléctricos en lugar de cada uno de ellos individualmente. Así, la relación entre el producto de VPP y JPP respecto JSC y VOC es lo que se conoce como Factor de Forma (FF), y aporta información sobre la calidad de la célula solar y cuánto podría mejorarse su diseño, ya que la causa detrás de esta relación se encuentra en los mecanismos de recombinación de portadores (resistencia en serie) y de la calidad de los materiales empleados (resistencia en paralelo). Ilustración 3. Curva IV característica de una célula solar [9]. Además, los parámetros característicos de la célula solar dependen de propiedades intrínsecas de los semiconductores empleados para formar la unión PN (densidad de portadores, espesor, etc.) y de las condiciones de operación (temperatura, radiación, etc.): Ecuación 2. Corriente de una célula fotovoltaica. Ecuación 3. Tensión de una célula fotovoltaica. donde IL e I0 representan la corriente en iluminación y oscuridad generada respectivamente, q es la carga del electrón, k es la constante de Boltzmann, T la temperatura absoluta en kelvin, V la tensión aplicada en los terminales y n el factor de idealidad. Observando ambas expresiones, es fácil entender que las prestaciones de una célula solar tienen una dependencia con la temperatura de operación (Figura 4), siendo mayor esta dependencia en la tensión (dependencia lineal) que en la fotocorriente generada (dependencia exponencial). Un aumento de la temperatura aporta una mayor Ilustración 3. Curva IV característica de una célula solar 23 energía a los electrones del material, lo que podría interpretarse como una reducción del bandgap del semiconductor. Es decir, se necesita por tanto menos energía para promocionar un portador de carga desde la banda de valencia a la banda de conducción. Ilustración 4. Influencia de la temperatura de operación de un panel en la curva característica. Se puede observar con claridad el efecto de un aumento de temperatura de la célula en la Ilustración 4. A radiación constante, al aumentar la temperatura, disminuye la tensión de circuito abierto y, por lo tanto, la tensión del punto de máxima potencia, es decir, disminuye considerablemente la potencia producida por el panel, ya que la corriente generada aumenta de forma insignificante en comparación con la variación que sufre la tensión. 1.3 El panel fotovoltaico Una vez definido el componente fundamental, la célula solar, se describe el módulo fotovoltaico. Éste consiste en un conjunto de células solares, conectadas eléctricamente entre sí en serie para aumentar la tensión eléctrica generada y en paralelo, para aumentar la corriente generada, aumentando así la potencia producida. Las celdas se encuentran encapsuladas en un tipo de material que evita su degradación por contacto con el ambiente (humedad, ambiente salino, etc.), evitando que el agua o el oxígeno llegue a la célula, habitualmente EVA (etilvenilacetato). Para un mejor funcionamiento de las células que conforman un mismo panel, se coloca un vidrio templado en la cubierta frontal para garantizar una buena protección y transmitir bien la radiación solar al mismo tiempo. Es fundamental un marco de apoyo resistente (normalmente de Aluminio), ya que los paneles solares quedan expuestos a climas atmosféricos fuertes, proporcionando rigidez al conjunto. Existe una capa en la zona posterior del panel como protección (normalmente de Tedlar). Por último, se encuentra la caja de conexiones del módulo fotovoltaico, en la que se encuentran dos cables, uno de carga positiva y otro de carga negativa, formando el circuito exterior por el que circularán los electrones (Ilustración 5). En el diseño de una planta fotovoltaica, los módulos fotovoltaicos son conectados entre sí formando strings que se conectan eléctricamente al inversor fotovoltaico. 24 Ilustración 5. Principales elementos de un panel fotovoltaico [10]. Actualmente las plantas fotovoltaicas se diseñan con una capacidad típica de 500 MWp aproximadamente debido a aspectos fundamentalmente financieros. Con este volumen se ajusta un equilibrio entre los costes de los materiales y el beneficio de la venta de energía generada. Supone por tanto que una planta típica de esta capacidad disponga de 1.500.000 de módulos fotovoltaicos ocupando una superficie aproximada de 1.000 hectáreas. A modo de ejemplo, ver Tabla 1 con los mayores proyectos fotovoltaicos: Planta FV Capacidad (MWp) Localización Conghe 2200 Hainan (China) Sweihan Power 938 Abu Dhabi (Emiratos Árabes) Yanchi Solar Park 820 Gaoshawo (China) Copper Mountain 816 Nevada (EE.UU.) Datong Front Runner 800 Shanxi (China) Escatrón-Chiprana-Samper 730 Zaragoza (España) Villanueva 700 Coahuila (México) Kamuthi 648 Tamil Nadu (India) Lawan-Purohitsar 600 Rajasthan (India) Solar Star 585 California (EE.UU.) Hongshagang 574 Gansu (China) Topaz 550 California (EE.UU.) Sao Gonçalo 549 Piaui (Brasil) Yinchuan Xingging 500 Ea Sup (Vietnam) Tabla 1. Principales Plantas Fotovoltaicas de gran capacidad en el mundo [7]. Una vez conseguida la financiación para estos proyectos a gran escala, y se culmine con éxito la construcción y puesta en marcha, se entra en una fase de igual o mayor importancia: la operación y mantenimiento que asegure al propietario que las calidades de los componentes se mantienen en el tiempo, para confirmar las expectativas de venta de energía iniciales que cubran los costes de inversión y generen un beneficio. Es necesario definir un Plan de Calidad en la planta fotovoltaica que vigile la operación de los componentes en 25 el régimen esperado. Este Plan de Calidad incluye procedimientos para medir aislamiento eléctrico en los cables y cajas de conexiones, procedimientos para medir la curva IV de los módulos fotovoltaicos instalados, procedimientos para detectar fallos en los inversores, etc. A medida que la capacidad de la planta aumenta, y por tanto el número de componentes instalados y superficie ocupada, estos procedimientos requieren cada vez de sistemas automatizados de medida y análisis de datos. Entre las distintas técnicas de mantenimiento preventivo disponibles, la termografía es una opción ventajosa, y cómo se desarrollará en los siguientes capítulos, es el objetivo de este proyecto. 1.4 Influencia de la temperatura en paneles fotovoltaicos La curva I-V (corriente-tensión) de un módulo fotovoltaico es el resultado de interconexiones de células y del comportamiento en su conjunto, representando las posibles combinaciones de corriente y tensión para un determinado dispositivo fotovoltaico. El punto concreto en el que opere vendrá determinado por los distintos puntos de operación de cada una de las células que lo componen. En la figura 3, se presentan los cuatro parámetros principales del comportamiento de una célula o panel. La realidad es que no es la curva de operación real de un panel, ya que la real contempla dos cuadrantes más. La curva representada es la que habitualmente proporciona el fabricante de los módulos fotovoltaicos. Esto es debido a que actualmente, los modelos utilizados comercialmente para el cálculo de potencia producida no tienen en cuenta los otros dos cuadrantes. Existen modelos que tienen en cuenta la curva real, pero a escala de laboratorio, como son los presentados por Antonio Campos et al. en [11] o por Oliver Dupré et al. en [12]. Existen varios factores que modifican la curva característica, como explican Alonso en [13] y Manuel Martín en [14], tales como la intensidad de iluminación (irradiancia), la temperatura de la célula y la distribución espectral de la luz solar. Se suele hacer la simplificación de que la corriente de cortocircuito es proporcional a la irradiancia, ya que, a mayor irradiancia, mayor ISC. Mientras que la temperatura afecta principalmente a los valores de la tensión (no afectando apenas a la corriente). Dependiendo de la época del año, el espectro presenta algunas desviaciones respecto al considerado en condiciones estándar, lo que se suele hacer es calcular un factor “factor espectral” para corregir la ISC. Las variaciones con respecto a la temperatura de los parámetros característicos los dan los fabricantes de los paneles en los catálogos. De forma genérica, un panel de silicio monocristalino presenta los siguientes valores de variaciones con la temperatura (suponiendo que todas las células que conforman el panel trabajan con la misma curva característica): Ecuación 4. Variación de la corriente de cortocircuito con la temperatura. 32 En la conexión en serie existen dos máximos en la curva de potencia bastante menores que la curva que se tendría si todas trabajasen con la misma curva característica. Mientras que en la Figura 12, en la que se muestra el efecto de las células conectadas en paralelo sobre la producción de potencia, se puede observar que la curva característica resultante es totalmente diferente a la mostrada en la Ilustración 11, obteniéndose una pérdida de potencia bastante menor en la asociación en paralelo que en la asociación en serie. Se llega a la conclusión de que un aumento de temperatura conlleva pérdidas de potencia y de rendimiento bastante relevantes y es por ello por lo que existe la necesidad de hacer un análisis térmico de paneles fotovoltaicos para detectar posibles defectos térmicos e intentar eliminarlos, evitando así la pérdida de dinero que conlleva dicha reducción de potencia o el reemplazo de paneles. 33 2 OBJETIVOS DEL PROYECTO Los objetivos del presente Trabajo Fin de Grado consisten en: 1. Identificar las ventajas de la Termografía como técnica de caracterización en plantas fotovoltaicas. 2. Identificar los posibles defectos presentes en una planta fotovoltaica y el procedimiento de análisis empleando la técnica de Termografía. 3. Establecer una relación causa/efecto en los defectos anteriores, para evaluar el impacto en la operación de una planta fotovoltaica. 4. Aprendizaje y uso de la técnica de Termografía a escala de laboratorio y a escala de planta fotovoltaica comercial. 34 3 ANÁLISIS BIBLIOGRÁFICO 3.1 Técnicas para detectar fallos en paneles fotovoltaicos Las mediciones de los defectos en los módulos fotovoltaicos y la evaluación de su impacto pueden ayudar a mejorar la fiabilidad, el rendimiento y su esperanza de vida. En este sentido, se ha mejorado la detección de defectos y el análisis de la degradación de los paneles debido a las varias tecnologías existentes como medidas de curvas características (medidas I-V), electroluminiscencia (EL) imagen infrarroja (IR), etc. Cada una de las técnicas tienen ciertas limitaciones, ya que una región caliente en una imagen termográfica o una superficie oscura en una imagen EL, no siempre es un defecto. - Imagen infrarroja: Es una técnica para capturar imágenes infrarrojas invisibles y convertirlas en visibles. La radiación infrarroja es producida por todos los objetos con temperaturas superiores al cero absoluto, ya que en el cero absoluto no hay actividad atómica ni molecular. A medida que aumenta la temperatura, aumenta la actividad atómica y molecular, produciéndose más calor y por lo tanto se emite más radiación infrarroja. Dicha radiación es detectada y captada por cámaras termográficas infrarrojas de onda larga. - Medidas I-V: Con un multímetro se puede medir la curva característica de uno o varios módulos o incluso de un string entero, midiendo los parámetros característicos y comparando los datos obtenidos con los nominales permite determinar si el módulo o el conjunto de ellos respetan los parámetros de eficiencia declarados por el fabricante. Para la medida de las curvas de cada string, se puede abrir la caja de fusibles y medir la curva ahí, sin necesidad de desconectar ningún cable [19]. - Electroluminiscencia: Se trata de una forma de generación de luz, que se basa en un fenómeno electrónico conocido como recombinación radiativa, que hace que los electrones excitados o activados para liberar energía en forma de fotones o luz visible. Los materiales fosforescentes reaccionan a la introducción de pequeñas cargas eléctricas mediante la emisión de un brillo sin reflejos [20]. El estudio de la desviación de la curva característica IV puede ayudar a analizar la degradación de los paneles fotovoltaicos si hay grandes defectos. Pero, si la magnitud de la degradación es pequeña, es decir, hay pequeños defectos, la curva característica podría no verse afectada. Aunque las mediciones de I-V proporcionan información suficiente sobre algunos defectos en los módulos fotovoltaicos, no pueden localizar la ubicación de dichos defectos. Como se menciona en [17], se ha demostrado que una región caliente en la imagen IR o una zona oscura en la EL no es siempre un defecto. Las imágenes IR pueden detectar muchos defectos como células en cortocircuito, células en derivación, regiones inactivas, pero, en ocasiones, módulos con imágenes EL muestran imágenes IR con regiones más cálidas. Las imágenes EL pueden detectar anomalías como grietas, derivaciones, problemas de interconexión, etc. pero, algunas regiones con derivaciones que son claramente detectables en imágenes IR. Se ha demostrado que las regiones de derivación se difuminan en las imágenes EL. Debido a estas circunstancias, para la detección de defectos en instalaciones fotovoltaicas se recurre a la termografía infrarroja, siendo la más rápida y económica y la que proporciona la ubicación de las anomalías. Es un hecho que no es una técnica muy precisa y en el caso de ciertos defectos, se deberá recurrir a otra técnica como la medida de curvas IV para asegurar la existencia de ese defecto. 35 3.2 Fundamento teórico de la Termografía La termografía es una técnica que nos permite analizar y visualizar patrones de temperatura a distancia, gracias a la radiación de onda que se emite en la zona del espectro infrarrojo. El espectro infrarrojo se extiende desde el límite del rango visible hasta llegar a la región de las microondas. Sin embargo, existen dos regiones donde la transmisión es más elevada: el intervalo entre 760 y 2000 nm (onda corta) y el intervalo entre 4000 y 10000 nm (onda larga). La radiación infrarroja cubre tres bandas de longitudes de onda diferentes. Tipo de onda Radiación Longitud de onda Corta IR-A 760 – 2000 nm Media IR-B 2000 – 4000 nm Larga IR-C 4000 – 10000 nm Tabla 2. Espectro electromagnético infrarrojo La ley de Planck, formulada en 1900, explica que cualquier cuerpo, por el hecho de estar a una temperatura dada, emite una cierta radiación característica y esta es función de la temperatura. Por ejemplo, para una temperatura de 37ºC la radiación máxima se emite a 9.3 m aproximadamente, y por tanto, en la región del infrarrojo (IR). Si aumentamos la temperatura hasta 300ºC, el pico de radiación se desplazaría hasta 5 m, aun en la región IR del espectro electromagnético. Si aumentamos aún más la temperatura, hasta por ejemplo 500ºC (temperatura del sol), la radiación máxima se sitúa en 0.5 m, que ya pertenece a la región visible (VIS) del espectro electromagnético y que nuestros ojos pueden percibir. Es decir, a medida que aumenta la temperatura del cuerpo, la longitud de onda a la que se produce el pico de radiación emitida se mueve a longitudes de onda menores. Así, el principio de la termografía se basa en convertir imágenes captadas a partir de la radiación emitida por los objetos, en puntos que representan la distribución superficial de su temperatura. La principal fuente de rayos IR emitidos es el calor o la radiación térmica. Por tanto, la termografía nos permite cuantificar la cantidad de calor que cada cuerpo emite, en función de la temperatura a la que se encuentre. Ilustración 13. Ejemplo de termografía en un cuadro eléctrico [21]. 36 Ilustración 14. Radiación del cuerpo negro [22]. La Figura 14 muestra la distribución de energía emitida por un cuerpo a distintas temperaturas. Como puede observarse, a mayor temperatura, mayor es el pico de energía y la longitud de onda a la que ocurre se vuelve progresivamente más corta. A bajas temperaturas, el pico de energía se produce en la longitud de onda larga. Estas curvas también muestran que hay un desplazamiento hacia longitudes de onda más cortas en el máximo de la distribución de la radiación de un cuerpo negro a medida que aumenta la temperatura. La longitud de onda a la que se produce el máximo se conoce con el nombre de la longitud de onda predominante y se relaciona con la temperatura por medio de la ley de Wien: Ecuación 7. Ley de Wien. Esta ley es importante para seleccionar la banda espectral más conveniente para detectar un determinado fenómeno, siempre que se conozca su temperatura aproximada. Por ejemplo, en el caso de incendios forestales donde la temperatura de combustión se sitúa en 725 K aproximadamente, la longitud de onda más recomendada para su detección sería aproximadamente 4 m. Pero es importante notar que no todos los cuerpos emiten radiación de la misma forma, sino que depende de la emisividad del material (ley de Stefan-Boltzmann): Ecuación 8. Ley de Stefan-Boltzmann. donde  es la constante de Stefan-Boltzmann,  la emisividad del cuerpo y W la potencia emitida superficial de radiación. En el caso del cuerpo negro se obtiene la capacidad de irradiar la máxima energía posible para su temperatura, es decir, representa una situación ideal de emisor perfecto, como límite a cualquier material (=1). La emisividad es una característica del material emisor de radiación, y depende de aspectos como la estructura superficial, la geometría, el ángulo, el propio material, y la temperatura superficial [22]. Es decir, podemos entonces relacionar directamente la potencia de la radiación emitida por el cuerpo con su temperatura superficial, y teniendo en cuenta que las cámaras termográficas detectan radiación infrarroja, conociendo la emisividad del cuerpo observado se puede determinar su temperatura. Una de las ventajas de las cámaras termográficas es que no necesitan presencia de luz, lo cual hace que puedan ser usadas tanto en iluminación como en oscuridad, aportando medidas rápidas, seguras y precisas. Se pueden aplicar a sistemas en movimiento, a objetos peligrosos para la persona por su temperatura o hasta en sistemas 37 contaminados. Ofrece la seguridad de medir la temperatura a distancia. Las imágenes en el dominio infrarrojo capturan un tipo de información muy diferente a la de las imágenes en el espectro visible. Si en el espectro visible la imagen de un objeto depende de la cantidad de luz que incide en su superficie y lo bien que la refleja, en el dominio infrarrojo la imagen de un objeto está relacionada con su temperatura y la cantidad de calor que emite (Figura 15). Ilustración 15. Ejemplo imagen infrarroja vs. imagen de luz visible. En el espectro visible se capta el color, ofreciendo una información más rica. Los límites de los objetos están bien definidos debido a que el contraste con el fondo es bueno. Por el contrario, las imágenes infrarrojas suelen ser borrosas, con peor resolución y un bajo contraste entre el objeto y el fondo. Las imágenes del espectro visible son sensibles a los cambios de iluminación, mientras que a las imágenes infrarrojas no les afecta y, por tanto, los niveles de intensidad de una imagen de este tipo son representativos únicamente de la temperatura superficial. 3.3 Termografía aplicada a células solares A continuación, se presenta un resumen de algunos artículos donde se aplica la técnica de termografía a aplicaciones fotovoltaicas: En [23] se explican las diferentes tecnologías existentes para la evaluación del estado de los paneles fotovoltaicos. Estas se clasifican en termografía pasiva (no requiere ninguna fuente de calor externa y almacena la radiación infrarroja en el objeto) y activa (necesita una fuente de calor externa que genera un flujo de calor en el objeto, aumentando así su temperatura), como se muestra en la Ilustración 17. La termografía activa se divide a su vez en cuatro tipos: pulsada, pulso largo (calentamiento por pasos), lock-in y Vibro, procesos representados en la Ilustración 16. 38 Ilustración 16. Técnicas de termografía activa: (a) Pusada; (b) Lock-in; (c) Virbo-termografía [24]. a. Termografía pulsada: Esta tecnología se utiliza habitualmente por su facilidad y rapidez de aplicación, ya que depende del calentamiento del cuerpo a través de un pulso de calor, obtenido de una fuente de calor como pistolas de calor, lámparas, etc. b. Termografía de calentamiento por pulsos: Se trata de una fuente de calor de baja potencia aplicada de forma continua, centrándose en el proceso de enfriamiento del objeto, en lugar del proceso de calentamiento como en el caso de la termografía pulsada. No se utiliza en la detección de defectos en paneles fotovoltaicos a gran escala. c. Termografía de bloqueo interior (TG lock-in): Se trata de calentar el objeto mediante un campo oscilante de temperaturas, detectándose los fallos internos al verse alterada la curva. Requiere una sincronización de elevada precisión entre las señales de entrada y salida, es decir, la fuente térmica y las señales termográficas, respectivamente. Habitualmente se utiliza para el proceso de producción (corte, fabricación industrial y trazado láser), ya que puede causar fallos en el módulo fotovoltaico. Además, es una técnica estándar para la evaluación de fuga de corriente en las células fotovoltaicas y la identificación de pérdida de potencia, haciendo uso de un láser como fuente de excitación, por ejemplo. Esta técnica resultó ser más adecuada y eficiente detectando fallos que la tecnología pulsada, especialmente en superficies pequeñas. d. Termografía Vibro: Se trata de utilizar vibraciones mecánicas que son convertidas en energía térmica, generando puntos calientes en superficies con defectos, como roturas. En uno de los estudios investigados por 39 Kandeal et al. en [24], se inspeccionaron las grietas de las obleas de silicio utilizando vibraciones de resonancia ultrasónica. Mediante esta técnica, las células fotovoltaicas fueron rápida y eficazmente detectadas en tan solo 2.4 segundos. Ilustración 17. Clasificación y características de la termografía infrarroja [24]. Se ha observado que, al generarse un flujo de calor a través de un objeto, el incremento de temperatura ocurre en el área defectuosa debido a la acumulación de calor. Ilustración 18. Detección de un Punto Caliente [23]. Con respecto a la termografía pasiva (objeto de este documento), es la más utilizada actualmente, sobre todo en plantas fotovoltaicas de gran tamaño. Es la más simple y barata de las tecnologías anteriormente descritas, siendo necesario únicamente una cámara termográfica. La distribución no homogénea de la temperatura y los puntos calientes aparecen cuando la corriente es mayor a la comúnmente generada por la célula fotovoltaica además de la presencia de células dañadas, sombras o fallos de fabricación. Adicionalmente, si una conexión de celdas en serie es afectada negativamente, funcionará como una resistencia en lugar de un generador de energía. Dicho punto caliente puede resultar en rotura del vidrio, delaminación y/o incendio. Se ha demostrado que, en el caso de un string formado por 20 módulos cada uno con 3 diodos de bypass, las anomalías térmicas pueden afectar al rendimiento en una reducción de media de 1.16 +/- 0.12%. Se concluyó que observando los valores de intensidad y voltaje no era suficiente para detectar los puntos calientes. En la actualidad, se están desarrollando cada vez más termografías infrarrojas aéreas en varias industrias. Tras realizar el análisis térmico de una planta, se llegó a la conclusión de que los fallos más comunes basados en la ocurrencia eran en orden decreciente: paneles desconectados, strings desconectados, puntos calientes y módulos con el vidrio roto. Según la pérdida de potencia, el orden sería el siguiente: strings 40 desconectados, paneles desconectados y puntos calientes con el vidrio roto. Generalmente, la termografía infrarroja es utilizada en muchas aplicaciones debido a sus ventajas, ya que el proceso requiere únicamente una cámara térmica infrarroja, sin necesidad de contacto con el objeto ni el uso de instrumentación pesada (si es móvil) y sin ningún peligro ni para el ser humano ni para las propiedades físicas del objeto. Además, las imágenes son pueden ser monitorizadas al mismo tiempo que se realiza la grabación y, por lo tanto, reducir los errores de los datos obtenidos. Es cierto que presenta algunas desventajas, como la necesidad de cámaras con mucha precisión para evitar errores de medida (caro) o la necesidad de operadores expertos en la materia. También, para realizar una buena imagen termográfica, se debería de realizar un estudio previo para establecer la relación entre la altitud y la resolución de la imagen. Muchos defectos pueden ser debidos a factores externos que causan una variación de temperatura incorrecta, como lo son los relacionados con el ambiente (viento, luz del sol y humedad), reflejos, variaciones de emisividad y características de la cámara (fallos de funcionamiento o ángulo de visión). La existencia de reflejos afecta negativamente a la resolución y precisión de las imágenes infrarrojas. Afortunadamente, los datos medidos en unas condiciones de elevada emisividad del objeto, no se ven afectados por los reflejos. La posición de la cámara puede afectar directamente a la precisión de la medida. Para unos datos precisos, la cámara infrarroja debe estar calibrada y ajustada al rango de temperatura y de emisividad según las condiciones a medir y la distancia apropiada, ya que distancias pequeñas llevan a distorsiones geométricas. Herraiz et. al en [23] exponen los principales factores que afectan a la medida de la temperatura de los paneles fotovoltaicos. Existen factores que causan anomalías en las imágenes termográficas, la mayoría de ellos relacionados con la tecnología utilizada y el tipo de fallo o factores externos como la variación de la emisividad, los reflejos, el ángulo de visión, fallos de la cámara, interferencias con el ambiente (viento, humedad, etc.). Ilustración 19. Diferencia de temperatura vs. ángulo vertical de visión de la cámara [23]. • En el caso de variaciones de la emisividad, los datos obtenidos no serán exactos y conllevará un error asociado. Un método para evitar dicho error es medir la temperatura de un cuerpo negro casi perfecto con una cámara de imagen térmica, asumiendo emisividad igual a la unidad. La corrección de la emisividad se realiza mediante la ley de radiación térmica de Kirchhoff. “En el equilibrio térmico, la emisividad de un cuerpo es igual a su absortividad. • Las reflexiones son uno de los problemas más comunes en las imágenes infrarrojas, que afecta a la resolución y precisión de la imagen. Las reflexiones no afectarán a la precisión de las imágenes siempre y cuando la emisividad sea muy elevada. • Con respecto al ángulo de visión, las cámaras térmicas pueden captar diferentes temperaturas (Figura 19). 41 • El mal funcionamiento de la cámara puede ser debido al operador de la máquina o a limitaciones de esta. La cámara debe ser correctamente calibrada. • Los factores ambientales afectan a la planta fotovoltaica entera. En un estudio expuesto por Herraiz, se observó cómo al utilizar un ventilador para simular el viento, aumentaba la temperatura del panel. En [25] se muestra un interés particular sobre los efectos de la degradación de las células fotovoltaicas sobre la pérdida significativa de potencia, mediante el uso de termografía y una posterior comprobación de su fiabilidad mediante mediciones de curvas I-V. Para realizar el estudio sobre la degradación, realiza dos ensayos, uno con un módulo de 18 años y otro de 22 años. Los efectos de la degradación se observan mediante el uso de la termografía sobre la soldadura de contacto, puntos y áreas calientes. Dicha degradación se atribuye a la decoloración del encapsulante utilizado en los módulos, que es más evidente en módulos operando a elevada temperatura ambiente y elevada radiación solar, especialmente a bajas longitudes de onda de rayos ultravioletas. Existen varios grados de degradación, del amarillo hasta el marrón oscuro (Figura 20). Otra causa es la delaminación del encapsulante cerca de la periferia de las células debido a la penetración del agua y, por lo tanto, a la formación de caminos de elevada conductividad (derivaciones), como resultado de defectos o impurezas del cristal o incluso de micro fisuras del proceso de fabricación. Estos últimos defectos pueden ser detectados mediante una inspección visual. Mediante la obtención de curvas I-V, se verificó la pérdida de corriente y de potencia debidas a la degradación de las células y sus interconexiones. Ilustración 20. Varios grados de defectos de degradación de células de 18 años [25]. En la Figura 21 se puede observar dos tipos de termografía de la caja de conexiones, una del lado frontal y otra del posterior de dos módulos fotovoltaicos. Se observó que, en la frontal, dicho efecto se traducía en un punto caliente con un incremento de 7ºC con respecto al resto de células vecinas, mientras que, en la termografía de la zona posterior de los módulos, la temperatura era incluso mayor (7-10ºC mayor que las temperaturas medidas en la parte frontal) debido al aumento de la resistencia térmica por el aislamiento de tedlar. Si dicho efecto no se corrige y permanece constante, conllevará una degradación lenta que terminará en una pérdida permanente de potencia. 48 4 METODOLOGÍA A continuación, se realizará una breve explicación sobre cómo identificar los defectos de un panel fotovoltaico en una imagen termográfica y las causas que los provocan. Posteriormente, se explicarán los pasos a realizar y el equipo utilizado para el análisis térmico de paneles fotovoltaicos, tanto a pequeña como a gran escala. 4.1 Identificación de defectos en una Planta Fotovoltaica. Existe una variedad de defectos producidos en los módulos fotovoltaicos que constituyen una planta que pueden ser identificados mediante el uso de termografías. Es importante destacar el hecho de que los resultados obtenidos con esta tecnología tienen cierta incertidumbre, que depende del tipo de cámara y el ángulo que forme con los paneles, de la radiación y de la temperatura ambiente. Algunos tipos de defectos que pueden ser identificados mediante una imagen térmica son los siguientes: String Desconectado, Panel Desconectado, Diodo de Bypass, Puntos Calientes y Potencial de Degradación Inducida (PID), [23]. • String Desconectado: Consiste en un conjunto de paneles en serie conectados entre sí, pero sin conexión alguna con el resto de la planta. Este string no aportará energía a la planta fotovoltaica por estar en circuito abierto y, por lo tanto, reducirá la potencia pico y la eficiencia de la planta. Para detectar este fallo en una imagen termográfica, se observará una fila (un string) de paneles fotovoltaicos presentando una mayor temperatura que el resto de los paneles sin defecto. Ilustración 31. Ejemplo teórico de string desconectado compuesto por tres paneles. La desconexión de un string puede deberse a diferentes factores, entre los que se encuentran cables y conectores eléctricos (MC4) dañados, fusibles o diodos de bypass defectuosos (Figura 33). El análisis de la causa de este fallo y sus efectos se analizarán con mayor detalle en el apartado de resultados donde se presenta un caso práctico de Análisis de Modos de Fallos y Efectos (AMFE). Ilustración 32. Ejemplo teórico string desconectado debido a diodos defectuosos. 49 • Panel Desconectado: Se trata de un caso particular del anterior, pero en lugar de tener un string desconectado, se tiene un panel individual que no aportará energía eléctrica al sistema fotovoltaico por estar en circuito abierto. No evacuará la energía eléctrica generada y, por seguir incidiendo radiación sobre éste, comenzará a elevar su temperatura de forma uniforme, sin poder producir el efecto fotovoltaico. Se producirá una reducción de la energía generada por el string en el que se encuentre dicho panel, siendo insignificante dentro de la energía total producida por una planta, al ser una reducción del orden de Wp en comparación con los MWp producidos por la planta. Este fallo se visualizará como un rectángulo (imagen térmica de un panel) a mayor temperatura que el resto de los paneles del string que no presenten ningún defecto, como se muestra en la Figura 34. Ilustración 33. Ejemplo teórico de panel desconectado. La desconexión de un panel puede deberse a varios factores similares al String Desconectado, cables y conectores eléctricos (MC4) dañados, fusibles o diodos de bypass defectuosos. A parte de las causas mencionadas, un panel puede desconectarse si se activan los tres diodos, sin ser necesario que éstos sean defectuosos. • Diodo de Bypass: Cuando una célula trabaja con distinta curva característica al resto de células que conforman un mismo panel, la tensión de dicha célula se puede hacer negativa, pudiendo incluso llegar a actuar como receptor, disminuyendo la tensión del panel en el que se ubica. Para evitar una disipación de potencia que llegara a dañar las células, se coloca un diodo de bifurcación o de bypass en paralelo a la rama de células conectadas en serie, para cortocircuitar las células receptoras y evitar que afecte al rendimiento del sistema en su conjunto. Al desviar la corriente, la hilera de células en serie no podrá aportar potencia al conjunto, produciendo una reducción de un tercio de la potencia pico del panel. La activación del diodo se verá reflejado en la imagen termográfica como un rectángulo iluminado que ocupará un tercio del panel, en el caso de que cada panel tenga tres diodos (Figura 35). 50 Ilustración 34. Ejemplo teórico de un diodo de bypass. La activación del diodo puede ser debido a sombra, suciedad, células rotas o incluso a que el propio diodo se encuentre dañado. • Punto Caliente: Se trata de un defecto localizado en el interior de un panel fotovoltaico, por ejemplo, una célula solar defectuosa o contactos eléctricos degradados, que genera un aumento de la temperatura local. Como consecuencia, se genera un gradiente de temperatura en el interior del panel que facilita la identificación de aquellos módulos fotovoltaicos que presentan una reducción de la potencia producida. A mayor gradiente de temperatura, mayor será la reducción de la eficiencia del panel. En la termografía se visualiza un cuadrado iluminado en el interior de un panel, existiendo tres representaciones típicas de un Punto Caliente, como se explica a continuación. En la Figura 36 se puede observar el primer caso, en el que una pequeña parte de la célula presenta una mayor temperatura con respecto al resto del panel. Esto es debido a la rotura de una célula, normalmente ocasionada durante el montaje, transporte u otro tipo de acción mecánica externa. Ilustración 35. Ejemplo teórico de Punto Caliente ocupando una parte de una celda (I). Otro tipo de Punto Caliente es aquel en el que una célula completa aumenta su temperatura en comparación con el resto (Figura 37). Este efecto puede ser debido a que la célula sea defectuosa o que no sea un fallo y el calentamiento de la célula se deba a una falta de radiación incidente debido a la sombra producida por ciertas plantas. 51 Ilustración 36. Ejemplo teórico de Punto Caliente ocupando celda completa (II). Por último, existe el caso en el que se produce un calentamiento puntiforme, como se representa en la Figura 38. La causa de este efecto puede ser una producción de grietas o fisuras en la célula debido a un defecto de fabricación o debido a suciedad como, por ejemplo, excrementos de pájaros. Ilustración 37. Ejemplo teórico de Punto Caliente de forma irregular (III). En definitiva, los puntos calientes pueden ser causados por suciedad, sombra o células rotas. La importancia del gradiente de temperatura producido vendrá determinada por la causa que lo produzca y por el tiempo que se tarde en solucionar dicho problema. • Potencial de degradación inducida (PID): Los marcos de los módulos fotovoltaicos están conectados a tierra por motivos de seguridad, provocando una diferencia de potencial entre las células y la parte exterior de los módulos. El Potencial de Degradación Inducida ocurre cuando dicha diferencia de potencial conduce a una corriente de fuga entre el semiconductor de la célula y otros materiales del módulo, implicando la migración de iones positivos desde la parte exterior del módulo hacia el interior del semiconductor o de iones negativos desde el semiconductor hacia la parte exterior del módulo, provocando una degradación en el extremo positivo o negativo del string [28]. La suciedad sobre la superficie de una célula puede empeorar el efecto de PID, ya que ésta absorbe la humedad como una esponja, conduciendo a la persistencia de la superficie debido a las elevadas corrientes de fuga. Se prevé que la presencia de suciedad en el vidrio del módulo conduce a una disminución de la resistencia superficial del módulo, ampliando aún más el potencial a través de la superficie de vidrio de un marco de módulo fotovoltaico a tierra. En el estudio realizado por Abobe [28], el PID provocó en su experimento un 10% de reducción de la potencia producida por el string. En la termografía se evidencia un efecto similar al de varios puntos calientes cercanos al lado positivo o negativo del string. 52 Ilustración 38. Ejemplo de Potencial de Degradación Inducida [28]. Ilustración 39. Termografís vs. Electroluminiscencia de un PID [28]. Los factores que pueden influir en el nivel de degradación a nivel del módulo incluyen el material del encapsulado, el revestimiento antirreflectante de la célula y el diseño estructural de los módulos (el marco, por ejemplo). También es conocido el fuerte impacto de los factores ambientales como la temperatura y la humedad en la reducción de la potencia del módulo debido a este efecto. 4.2 Descripción del equipo de Termografía empleado 4.2.1 Equipo de laboratorio 4.2.1.1 Cámara termográfica: El equipo que se va a utilizar en el laboratorio para llevar a cabo las medidas termográficas sobre módulos fotovoltaicos es una cámara termográfica de la marca FLIR modelo E6 (Figura 41). Tiene una resolución IR de 240 x 180 pixeles, mide en un rango de temperatura de -20ºC a 550ºC y posee una tecnología sencilla y fácil de usar. Es un dispositivo portátil fácilmente manejable por el operador con un tamaño de 24.4 x 9.5 x 14 cm. 53 La cámara termográfica funciona detectando y midiendo cómo irradia calor el objeto a estudiar, asociando a cada píxel de la imagen un valor de temperatura y un tono de calor, que se puede modificar en una paleta de colores para poder distinguir gradientes superficiales. Normalmente, las imágenes térmicas muestran las temperaturas más frías en tonos azules o violetas, y las más calientes en tonos rojo, naranja o incluso amarillo. La cámara termográfica tiene dos componentes fundamentales (Figura 41): a. La lente focaliza la radiación recibida en el sensor situado en su foco óptico, definiendo el campo de visión en el que la cámara puede detectar la radiación infrarroja. Dependiendo de la cámara, las lentes pueden ser fijas o disponer de un objetivo angular para modificar el campo de visión. Las lentes son de germanio ya que el cristal es mal transmisor de la radiación IR. b. El sensor convierte la radiación térmica que capta la lente en señales eléctricas que son enviadas a un procesador para crear una falsa imagen visible coloreada a partir de las mismas. El sensor más habitual se conoce como FPA (Focal Plane Array) y está basado en un chip de silicio. Un parámetro importante en cualquier cámara termográfica es el enfoque, ya que, una vez tomada la imagen, este parámetro no puede ser modificado mediante el tratamiento de datos. Un enfoque fino es importante para mediciones de temperaturas precisas. Si se enfoca incorrectamente, se obtiene una medida errónea de la temperatura. La cámara utilizada en las medidas de laboratorio tiene un enfoque automático, con una distancia focal mínima de 0.5m, con un campo de visión 45º x 34º y una sensibilidad térmica menor a 0.06ºC. La cámara utilizada tiene varios modos de imagen, entre ellos se encuentran la imagen dinámica multiespectral, la térmica, imagen en imagen, combinación térmica y cámara digital. Las principales diferencias se exponen a continuación. - La imagen térmica consiste en una fotografía diluida en la que cada temperatura adquiere un color diferente, sin tener en cuenta la cámara de luz visible (Figura 50). - La imagen MSX térmica, también llamada imagen dinámica multiespectral, se trata de una imagen térmica integral (sin diluir) con características de la visión normal, permitiendo detectar en qué lugar se encuentra el patrón de calor problemático. Añade detalles clave de la cámara de luz visible a la imagen de infrarrojos (Figura 51). - El modo imagen en imagen representa la fotografía térmica en la zona central de la cámara, siendo el entorno la imagen de luz visible. Con esta opción, los colores de la imagen térmica no se verán influenciados por el entorno, sino por los objetos que aparezcan en el recuadro (Figura 52). Ilustración 40. Cámara termográfica FLIR E6. 54 4.2.1.2 Paneles fotovoltaicos: En el laboratorio, se han utilizado dos tipos de paneles fotovoltaicos, uno de mayor tamaño que otro. Se trata de un módulo modelo M55L y otro de mayor tamaño modelo ND-6AE3D. Ilustración 41. Módulo de ensayo ND-6AE3D. Ilustración 42. Módulo de ensayo M55L. 4.2.2 Equipo de planta 4.2.2.1 Dron: El dron utilizado es uno de tipo aéreo de ala rotatoria con seis hélices (hexacóptero), de modelo DJI Matrice 600. Incluye GPS para una mejor geolocalización, un gimbal de tres ejes, un controlador de vuelo A3 y un controlador remoto que trabaja en la banda de 2.4 GHz para el control y en la banda 5.8 GHz para el vídeo (Figura 44). 55 Ilustración 43. Dron utilizado para hacer termografías en planta. Este tipo de dron ofrece una gran versatilidad, puesto que permiten instalar todo tipo de cámaras para realizar diferentes tareas. Se trata de un dron que despega y aterriza de forma vertical y prácticamente desde cualquier superficie, teniendo como inconveniente la autonomía del vuelo que ofrece. Utiliza seis baterías que se descargan simultáneamente. No es necesario un dron específico para realizar termografías, pero como requisito indispensable es que incluyen geolocalización, para poder detectar la ubicación de cada defecto y que no supere los 40m de distancia al suelo. 4.2.2.2 Cámara térmica: La cámara térmica es una Workswell Wiris 2nd Gen (Figura 45) con una resolución de 640x512 píxeles. Se trata de un sistema compacto que combina una cámara térmica, una digital y un procesador capaz de grabar datos radiométricos y sacarlos mediante un puerto HDMI, todo en una única unidad. Ésta se coloca en el gimbal del dron (Ilustración 46), la plataforma monitorizada para mantener la cámara estabilizada en todo momento. Ilustración 44. Cámara termográfica. 56 Ilustración 45. Dron listo para volar con cámara y gimbal. La cámara capta defectos a partir de 400 W/m2, aunque es recomendable que la radiación sea mayor que 600 W/m2. La termografía se podrá realizar correctamente siempre que se cumpla el requisito de la radiación, que la velocidad del viento sea de 8 m/s como máximo y que la cámara presente una inclinación menor a 30º. 4.2.2.3 Paneles fotovoltaicos: Para el análisis, se han seleccionado seis plantas para cubrir todos los efectos térmicos, las cuales se nombrarán por con la codificación descrita en la Tabla 4 por confidencialidad. Todas ellas tienen instalados paneles fotovoltaicos de silicio policristalino en una estructura fija. Código Capacidad Planta (MWp) Potencia Pico Panel Fotovoltaico (Wp) Año instalación Planta #1 13.51 260 255 2014 Planta #2 8.98 260 2015 Planta #3 6.22 285 2013 Planta #4 1.84 240 245 2013 Planta #5 6.85 255 2015 Planta #6 4.92 250 2014 Tabla 4. Características de las plantas objeto de estudio. 4.2.2.4 Procedimiento para la obtención de termografías de una planta fotovoltaica El procedimiento consta de las etapas expuestas en el diagrama de flujo, presentado en la Ilustración 47. 57 Es de vital importancia que las imágenes termográficas incluyan todos y cada uno de los paneles que conforman la planta. Para ello, el dron realiza un recorrido paralelo a las hileras de strings, superponiendo al menos un string por cada barrido, asegurando así que no queda ningún string por grabar. En lugar de manejar el dron (mayor probabilidad de que falte parte de la planta por grabar), se puede programar para realizar un recorrido determinado apoyándose en el layout de la planta. Para evitar imágenes distorsionadas de la realidad debidas al ángulo de la cámara con respecto al módulo fotovoltaico, existe un mando teledirigido para el gimbal de la cámara, pudiendo mover el enfoque de la cámara, colocándola con un ángulo de aproximadamente de 90º con respecto a la superficie de los módulos. Comienzo inspección Programación de ruta Vuelo del Dron ¿Vuelo terminado? Análisis del vídeo Elaboración de imágenes Análisis térmico Procesamiento de imágenes Final de inspección No Sí Ilustración 46. Procedimiento para realizar un análisis térmico en planta. 64 Para el primer caso, se presenta dos imágenes termográficas, una de la parte inferior del panel apoyada sobre una silla y otra de la parte superior en suspensión. Se puede observar que la temperatura del primer caso (zona inferior) es 9.5ºC mayor que la de la zona superior. Este hecho se debe a la dificultad que presenta el panel para evacuar el calor generado en su interior por tener un objeto justo tras él. En cambio, en el segundo caso, el panel se encuentra en contacto con el aire, produciéndose convección natural, enfriándose de esta forma el panel. Los gradientes de temperatura en un panel pueden ser muy significativos si se colocan de una forma no apropiada. A escala de laboratorio se puede observar perfectamente el efecto del marco en el gradiente de temperaturas en el interior de un panel, como se muestra en la Imagen 59. En cambio, a gran escala como sería una planta fotovoltaica, no se ve dicho efecto, aunque el gradiente de temperatura se puede medir. Ilustración 56. Panel M55L vertical sobre silla. Ilustración 57. Panel ND-6AE3D horizontal apoyado sobre sillas. Ilustración 58. Termografías del panel M55L vertical sobre silla. 65 Ilustración 59. Efecto del marco en el gradiente de temperaturas. Otro efecto para tener en cuenta es la formación de reflejos en las termografías debido a un mal enfoque o a una sombra generada por la cámara que realiza la foto. Este efecto falsifica la imagen termográfica, ya que puede llegar incluso a confundirse con un defecto, como un punto caliente, como lo que ocurre en las termografías presentadas en la Figura 61. Por último, en el laboratorio se colocó un objeto sobre ambos paneles para crear el efecto sombra en el panel a las 9:58 de la mañana. Lo que ocurrió fue que, en lugar de calentarse las células sombreadas, se enfriaron. Esto ocurrió porque la radiación no incidía sobre la superficie del panel, sin poder provocar el efecto fotovoltaico y sin poder absorber la potencia producida por el resto de las células, por el hecho de encontrarse en circuito abierto. Ilustración 60. Ejemplos de reflejos de la cámara termográfica en laboratorio. 66 Ilustración 61. Panel M55L con sombra en la zona de la derecha. Ilustración 62. Panel ND-6AE3D con sombra en la zona de la derecha. Lo que sí se puede observar es un gradiente de temperatura muy significativo. Lo que ocurre en realidad, es que la zona más fría (azul), que es sobre la que no incide la radiación, debería ser la zona más caliente, llegando a generar puntos calientes a lo largo del panel, por funcionar las células a distinta curva característica. La realización de termografías no es tan sencilla como parece, ya que depende de multitud de factores, como la radiación incidente, la temperatura ambiente, la inclinación, la orientación o la distancia de la cámara al panel, pudiendo implicar diversas imágenes que se alejan de la realidad. Cuando los gradientes de temperatura son muy elevados, aunque la imagen termográfica no sea exacta, los efectos se contemplan a simple vista con dicha imagen. Durante el ensayo en el laboratorio, se comprobó que en las primeras imágenes termográficas obtenidas no se apreciaba ni el efecto del marco, mientras que, en otras imágenes tomadas a posteriori, como por ejemplo la Ilustraciones 56 y 60, se apreciaba perfectamente dicho efecto. Esto se debe al incremento de radiación incidente, que aumentó a lo largo de la mañana. Se llegó a la conclusión de la necesidad de altos niveles de irradiancia para la obtención de una termografía de calidad, en la que se distingan los defectos con facilidad. 67 5.2 Caracterización por Termografía a Escala de Planta Fotovoltaica 5.2.1 Detección de defectos en planta El análisis realizado en planta de las diferentes anomalías térmicas tiene como objetivo informar al cliente del estado en el que se encuentra su planta fotovoltaica (a nivel de paneles solares) y aconsejar sobre cómo solucionar dichos fenómenos térmicos. Es por ello por lo que además de los defectos anteriormente descritos, se añade el sombreado (shading) y el ensuciamiento (soiling). Dichas causas pueden provocar un Punto Caliente irreversible si no se soluciona (cortando el césped o limpiando los paneles). Una vez comprendidos los tipos de defectos y cómo se identifican de forma teórica, se procede a la exposición de algunos de los defectos encontrados en las termografías de las plantas descritas en la Tabla 4. • String Desconectado: En la Ilustración 64 se representan cinco strings de la Planta #3 con el objetivo de demostrar que la teoría (Figura 32) es similar a lo que ocurre en la realidad. Se puede observar el contraste de colores, siendo el más claro el de mayor temperatura. En esta planta, los strings están formados por 18 paneles y, como se puede observar, no todos están conectados de igual forma, ya que el primer string desconectado se encuentra “en serie” y, en el segundo, los paneles están conectados en cruz. Al medir la temperatura, se observa que los strings conectados se encuentran a una temperatura media de 38ºC, mientras que los desconectados a 47ºC, creándose un gradiente de temperatura de casi 10 C. Ilustración 63. Imagen termográfica (String Desconectado) de la Planta #3. En la práctica, cuando se detecta este tipo de fallo, se accede al Control de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) de la planta, para comprobar dos cosas. a. Reconexión de Strings Desconectados. El equipo encargado del seguimiento del funcionamiento de la planta puede haber dado un aviso de Strings Desconectados y el equipo de Operación y Mantenimiento puede haber solucionado el problema. b. Falso String Desconectado. En las termografías aparece una imagen como la de la Figura 64, en la que se evidencia un String Desconectado y, al comprobarlo en SCADA, resulta que está conectado, pero produciendo una menor potencia que el resto que se encuentra a su alrededor. En este caso, si hay varios fenómenos de este tipo, se avisa al cliente de la reducción de potencia. • Panel Desconectado: En el caso de Panel Desconectado, la termografía es similar al String Desconectado, pero a pequeña escala. Se observa que los paneles alcanzan los 50ºC de temperatura, mientras que los paneles que les rodean llegan a un máximo de 45ºC, provocando una diferencia de temperatura de 5ºC, la mitad que la que producen los String Desconectados de la Figura 64. 68 Ilustración 64. Imagen termográfica (Panel Desconectado) de la Planta #3. Este defecto es más complicado de verificar, ya que en el SCADA se representa la potencia producida por un string completo y no por cada panel individual. Lo que se puede hacer es representar en una curva de potencia, la producida por los strings situados alrededor del string afectado por el Panel Desconectado, para comprobar que efectivamente produce menor potencia que el resto. No es un procedimiento competente ya que el resto de strings estará a una altura diferente y con mayor o menor radiación incidiendo sobre ellos. • Diodo de Bypass: La imagen termográfica es un buen método para la detección de un Diodo de Bypass activado, ya que se encuentra en el interior del panel, siendo más complicado de detectar. Ilustración 65. Imagen termográfica (Diodo de Bypass) de la Planta #3. En la termografía se distinguen dos casos de Diodos de Bypass: a. Sin efecto fotovoltaico. Cuando el diodo se activa, las células conectadas a dicho diodo no producen energía y se calientan, produciéndose unos incrementos de temperatura de incluso 5ºC (como en el Diodo Bypass ubicado en la derecha del string presentado en la Figura 66). b. Con efecto fotovoltaico. Las células conectadas al diodo se calientan, pero en menor medida que en a), produciendo el efecto fotovoltaico. Este hecho ocurre cuando hay un desajuste de corriente y parte de ésta fluye hacia la unión de la célula “buena” polarizando hacia delante dicha célula. Este voltaje, a su vez, polariza el diodo de derivación de la célula protegida, permitiéndole conducir la corriente. Los gradientes encontrados en la Planta #3 debido a este tipo de defecto se encuentran entre 0.8 y 2ºC [9]. Los gradientes de temperatura expuestos son similares en todas las plantas objeto de estudio. • Punto Caliente: Como se ha mencionado con anterioridad, un Punto Caliente puede ser producido por muchas causas. A diferencia de los defectos anteriores, no hay un orden de magnitud para el gradiente de temperaturas que produce un punto caliente, ya que éste depende de diversos factores. En la Ilustración 67, se representa parte de un string de la Planta #5 en la que hay tres paneles con un Punto Caliente cada uno, alcanzando temperaturas de 24, 27 y 28ºC con respecto a 69 una temperatura media de 8ºC, provocando un gradiente entre 16 y 20ºC. Se han tomado como gradiente de temperatura la diferencia entre la temperatura máxima de la zona iluminada (defecto) y la media del resto del panel sin contar con dicho defecto. Ilustración 66. Imagen termográfica (Punto Caliente) de la Planta #5. Según la norma IEC 61215, se considera un Punto Caliente cuando el gradiente que provoca dicho punto es entre 15 y 25ºC. Los Puntos Calientes representados en la Figura 67 son relevantes según dicha norma, es decir, afectan a la producción de potencia del string en su conjunto, pudiendo llegar a dañarse las células que lo conforman. También pueden aparecer varios Puntos Calientes en un mismo panel, como se presenta en la Figura 68. Según las mediciones de temperatura evaluadas, se ha comprobado que cuando existen varias zonas del panel con mayor temperatura, el gradiente de temperatura en el interior del panel generalmente es mayor. En el caso de la imagen, la máxima temperatura alcanzada son 53ºC frente a los 23ºC de media (misma media que los paneles de su alrededor), produciéndose una diferencia de 30ºC, superando el intervalo impuesto por la definición de Punto Caliente. Ilustración 67. Imagen termográfica (Múltiples Puntos Calientes) de la Planta #1. Otro tipo de Punto Caliente es el causado por la caja de conexiones del panel. Las cajas se suelen situar en la zona superior del módulo, provocando que las células no puedan evacuar el calor generado de la misma forma que lo hacen el resto de las células que no están situadas justo encima de la caja, esto provoca que la temperatura de las células ubicadas justo encima 70 de la caja de conexiones incremente su temperatura, provocando gradientes de temperatura en el interior del panel. Ilustración 68. Imagen termográfica (Caja de Conexiones) de la planta #3. En la Figura 69 se puede apreciar dicho efecto. En la Planta #3, se han medido los gradientes de todos los Puntos Calientes debido a este efecto, siendo la mayoría entre 6 y 7ºC, aunque el máximo obtenido ha sido de 10ºC. Este gradiente coincide con un estudio realizado por Manuel Martín en [14], en el que expone la media de gradientes debido a este efecto (3-7ºC). A continuación, se va a ver un ejemplo de sombra debido a la vegetación de la propia planta y otro de ensuciamiento. Aunque en realidad sean causas que pueden provocar Puntos Calientes en lugar de defectos, es importante detectarlos para obtener una solución rápida a los gradientes de temperatura que provocan y a su correspondiente disminución de potencia, como cortar el césped o limpiar los paneles. Es un hecho que con sólo una termografía y sin información adicional, es muy complejo saber a qué se debe cada Punto Caliente, pero obteniendo información del entorno de la planta, como la lejanía o cercanía a árboles o arbustos, se pueden hacer una serie de suposiciones. Ilustración 69. Imagen termográfica (Suciedad) de la planta #2. Como se puede observar en la Figura 70, varios paneles de la zona cercana a los árboles presentan varios Puntos Calientes y, si se mira a esa zona de la planta, es evidente que se trata de suciedad debido al polen o a hojas que haya arrastrado el viento (Figura 71). Normalmente, cuando una planta tiene una elevada cantidad de suciedad debido a la vegetación del entorno, 71 suele haber fotografías que haya hecho el equipo de Operación y Mantenimiento de la planta en las que aparezcan las hojas, etc. Si se compara con la teoría (Figura 38), se ha observado que en la termografía aparece una forma irregular o puntiforme iluminada. Ilustración 70. Termografía geolocalizada de la Planta #2 (los puntos amarillos hacen referencia a varios puntos calientes causados por suciedad). De forma similar ocurre cuando hay mucha vegetación creciendo por la parte inferior de los paneles o entre paneles adyacentes. Cuando hay una planta en la que la mayoría de Puntos Calientes se encuentran en la parte inferior de los paneles y estos son muy consecutivos, como se muestra en la Figura 72, se supone que es debido a la sombra de algunas plantas. Para afianzar la hipótesis, es necesario asegurarse de que los paneles presentan la suficiente altura como para que los alcancen las plantas y, apoyándose en el equipo de Operación y Mantenimiento, de que todavía no han realizado corte de la vegetación. Ilustración 71. Imagen termográfica (Sombra) de la planta #4. Una vez vistos los tipos de anomalías térmicas relacionadas con los Puntos Calientes, cabe destacar que hay que realizar una serie de hipótesis a la hora de realizar un análisis termográfico, ya que sin ir a planta no es posible saber si hay excrementos de pájaros, arbustos o árboles. • Potencial de Degradación Inducida (PID): El Potencial de Degradación inducida es el más complicado de detectar mediante termografías, ya que no tiene una forma concreta y es bastante irregular, pareciéndose a los reflejos que podría estar causando el dron al volar la planta, como se puede apreciar en la Figura 73. En la Ilustración 74 se corrobora la teoría, ya que el defecto ocurre a final de tabla. 72 Una vez se duda sobre la existencia de este problema, se recomienda realizar una electroluminiscencia para cerciorarnos si se trata realmente de un PID. Ilustración 72. Imagen termográfica (Potencial de Degradación Inducida) de la Planta #6. Ilustración 73. Imagen termográfica (Potencial de Degradación Inducida) de la Planta #6. Al ser termografías de plantas fotovoltaicas realizadas con un dron, los paneles se observan mucho más pequeños de lo que son en la realidad. Lo mismo es aplicable a los gradientes de temperatura, ya que las isotermas formadas en el propio panel serán de mayor tamaño a las observadas en la termografía de la planta. Debido a esto, los gradientes formados por el efecto del marco (expuesto en el ensayo de laboratorio) no se diferencian con colores en una termografía realizada con un dron, pero sí con temperatura. En las termografías en planta, también es común (aunque menos que en el laboratorio) la aparición de reflejos asociado al dron. Como se puede observar en la imagen de la izquierda de la Ilustración 75, en el array (conjunto de strings) de en medio hay un corte recto, parecido al de una string desconectada. En esta imagen es fácil saber que se trata de reflejos porque cubre la mitad de cada panel, por lo que no podría estar desconectado, pero existen casos en los que hay dos filas de paneles y ocurre lo mismo, llegando a separar la fila superior de la inferior, causando la incertidumbre de string desconectada. Con respecto a la figura presentada en la imagen de la derecha, puede parecer que se trata de puntos calientes, aunque en realidad sea reflejos del dron. A la hora de realizar un análisis, es importante tener en cuenta la existencia de reflejos, para no poner defectos inexistentes. Ilustración 74. Ejemplos de reflejos debido al dron. 73 5.2.2 Resultados obtenidos del análisis en planta A continuación, se presentan los resultados obtenidos del proceso de análisis térmico en las plantas fotovoltaicas objeto de estudio. De dicho análisis se obtiene el número de defectos que se han encontrado mediante termografía y el porcentaje de paneles que han sido afectados por esos defectos. Con respecto al número de Hot Spots y Multiple Hot Cells, no se han tenido en cuenta aquellos que provocan un gradiente de temperatura menor a 5ºC, siendo el gradiente la diferencia entre la temperatura máxima del punto caliente correspondiente y la temperatura media del panel. Porcentaje de paneles afectados de cada planta por tipo de defecto Tipo de defecto/Planta Planta #1 Planta #2 Planta #3 Planta #4 Planta #5 Planta #6 Punto Caliente 0.56 0.22 0.28 0.19 0.29 0.26 Múltiples Células Calientes 0.15 0.03 0.11 0.08 0.06 0.04 Diodo Bypass 0.05 0.03 1.83 2.88 0.01 0.42 Panel Desconectado 0.01 0 0.96 0.15 0 0.05 String Desconectado 0.09 0 7.25 5.55 0.18 0.7 Sombreado 0.80 0 0 3.33 0.04 0 Suciedad 0.36 0.14 0.01 0 0.02 0.03 PID 0 0 0 0 0 0.3 Tabla 5. Porcentaje de paneles afectados de cada planta por tipo de defecto. Como se puede observar, la Planta #1 es la que presenta un mayor porcentaje de paneles afectados por Puntos Calientes, aunque al medir los correspondientes gradientes de temperatura, se observa que el 40% de éstos no son relevantes, ya que presentan un gradiente menor de 10ºC y podría ser una sombra que todavía no ha llegado a producir un Punto Caliente sin solución, es decir, si se eliminase dicha sombra, el punto desaparecería, por lo que dicho punto caliente no ha llegado a ser un defecto. Entorno al 32% de los Puntos Calientes se encuentran entre los 10 y los 15ºC, sin llegar a ser muy significante el efecto de dicho punto en la producción de energía o en la vida útil del panel, pero se debería de tener en cuenta para futuras inspecciones termográficas ya que podría llegar a convertirse en una célula rota con el paso del tiempo si no se soluciona. Cuando el gradiente de temperaturas en el interior de un panel se encuentra entre los 15 y los 25ºC, ya se considera como Punto Caliente según la norma estándar IEC 61215, por lo que habría que reemplazar los paneles en los que se encuentren estos gradientes. En el caso de la Planta #1 se trata del 22% de los Puntos Calientes encontrados. Por último, el 6% de los Puntos Calientes presentan un gradiente mayor de 25ºC. En este último caso, el Punto Caliente afecta significativamente a la producción de potencia del panel y, en el caso de que el defecto no haya sido causado por agentes externos (vegetación, suciedad, etc.), se debería medir la curva IV en condiciones estándar para demostrar que el módulo efectivamente está defectuoso y poder solicitar un reemplazo al fabricante. Después de la realización del análisis térmico de varias plantas (se han realizado en torno a 50 plantas, a pesar de presentar únicamente 6 en el trabajo), se ha llegado a la conclusión de que es menos probable que los paneles alcancen los 25ºC que los 10ºC y, aunque el Punto Caliente sea la anomalía térmica más encontrada y probable en todas las plantas, la mayoría de los gradientes encontrados son menor que 10ºC. Este hecho varía con el tamaño de la planta, ya que, a mayor número de paneles, se han encontrado mayor número de defectos y mayor porcentaje 80 c. Finalmente, el tercer grupo de incidentes con un RPN bajo corresponden a aquellas tareas que pueden ser fácilmente implementadas en actividades de mantenimiento preventivo, como por ejemplo la limpieza de los módulos para evitar puntos calientes, el corte de la hierba para evitar sombras, limpieza de polución de fábricas cercanas o polvo del ambiente, [31] etc. Así, se demuestra la utilidad de implementar metodologías AMFE en la operación de plantas fotovoltaicas, y cómo la técnica de termografía permite reducir significativamente los indicadores RPN de los principales fallos posibles en planta. Si no se dispone de las imágenes termográficas por dron, el mantenimiento consumiría mucho más tiempo y es muy probable que parte importante de los defectos pasen desapercibidos hasta que generen un efecto de consecuencias importantes. Ilustración 80. Cable en mal estado [30]. Ilustración 81. Paneles con suciedad y con plantas a su alrededor. 81 6 CONCLUSIONES La técnica de termografía infrarroja se utiliza en múltiples aplicaciones, especialmente en aplicaciones eléctricas como método de detección de anomalías o fallos, de forma no invasiva (sin afectar al estado de los componentes objeto de estudio) y a su vez, aportando información sobre su estado en tiempo real. Desde el punto de vista de plantas fotovoltaicas de gran capacidad, donde el número de componentes (módulos fotovoltaicos, inversores, cajas de conexiones, etc.) instalados es muy elevado, la detección de fallos es más compleja, ya que se requiere una inspección visual con su correspondiente tiempo de inspección y su elevado coste. La termografía realizada desde un dron facilita esta información de manera rápida, eficiente y con datos fáciles de procesar e implementar. A lo largo del Trabajo de Fin de Grado se han presentado diferentes tipos de defectos presentes en módulos fotovoltaicos y cómo la técnica de la termografía es útil para su detección. Además, se ha discutido el procedimiento para poder diferenciar los tipos de defectos, aportando información útil para adecuar el mantenimiento preventivo y correctivo rápidamente con el fin de evitar incidentes graves futuros en la planta que supongan una pérdida significativa de energía generada y la pérdida de ciertos componentes dañados. A nivel de laboratorio se ha comprobado cómo la termografía es una técnica de caracterización sencilla de usar y que aporta información en tiempo real de la distribución de temperaturas en un panel fotovoltaico. Así mismo, se ha demostrado la sensibilidad de la técnica a parámetros externos a la instalación a nivel de radiación, ángulo de inclinación, etc. De ahí la importancia de definir un procedimiento de medida riguroso, y asegurar que se sigue estrictamente durante la inspección. Se han analizado seis plantas fotovoltaicas y la mayoría de los defectos encontrados se corresponden con los Puntos Calientes. Se han localizado 575 Puntos Calientes y 142 Múltiples células calientes. Este último defecto conlleva varios puntos calientes, haciendo un total de más de 717 defectos asociados al Punto Caliente. Se han localizado 700 fallos asociados al diodo de bypass. Se han observado varias plantas con muy pocos o ningún problema asociado a éste o, en el extremo opuesto, un elevadísimo número de fallos asociados a éste. 82 7 REFERENCIAS [1] Naciones Unidas (ONU), "Acuerdo de París de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC)" (2015), pp. 29. 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