lunes, 9 de noviembre de 2009

DURABILIDAD DE LOS MÓDULOS FOTOVOTAICOS

  1. INTRODUCION

La fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos es esencial para la rentabilidad y el éxito comercial de la energía fotovoltaica. Publicaciones sobre la fiabilidad de los sistemas fotovoltaicos a menudo declaran que los módulos fotovoltaicos son los elementos más fiables del sistema[1]. Sin embargo, sigue habiendo preguntas sobre la media anual de la degradación de los módulos y su influencia en la fiabilidad y su vida útil .

La mayoría de los fabricantes de módulos solares ofrecen hoy 25 años de garantía en la mayoría de sus módulos fotovoltaicos de silicio cristalino. Esto es bastante tiempo teniendo en cuenta que la industria FV terrestre aporta  un máximo de 35 años de vida. Mientras que los módulos tienen una duración de 25 años de exposición al aire libre, no podemos esperar 25 años para ver qué ocurre dentro de ese período. A tal fin, una combinación de experimentos de campo, análisis estadístico de los datos de campo obtenidos de los productos comerciales y la aceleración de pruebas de estrés se pueden utilizar para evaluar la fiabilidad y la duración del módulo.

2.- PRUEBAS DE CAMPO

Los datos de campo deben de ser un componente crítico de cualquier programa para el análisis de fiabilidad del módulo PV. Sin datos de campo no hay manera de identificar los mecanismos de fallo con el fin de desarrollar pruebas que permitan acelerar el proceso de degradación. La recogida de datos de campo en el módulo debe de permitir, al menos, la realización de tres estudios :

  • Análisis de garantía ofrecida por los fabricantes.
  • Funcionamiento de los módulos de forma individual durante largos periodos de tiempo.
  • Supervisión del funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos a través del tiempo[2].

Lamentablemente, los sistemas de monitorización no han estado en operación durante el tiempo suficiente para proporcionar información sobre la fiabilidad a largo plazo del módulo. Así mismo, pocos fabricantes están dispuestos a ofrecer datos de sus estudios, unido al hecho de que un número limitado de estos puede respaldarse de un período largo de implantación en los mercados.

Las referencias almacenadas desde 1994 de las reposiciones efectuadas en módulos policristalinos de la marca BP Solar hasta 2005, indican un porcentaje del 0,13%. Esto representa aproximadamente un fallo por cada 4200 módulos y año de operación[3].

Además de medir el porcentaje de fallos, es también muy importante para aprender, el por qué es ese fallo, de manera que se puedan planificar ensayos acelerados y así evaluar cuales han sido los mecanismos de fallo. De esta manera es posible el desarrollo de materiales, diseños y prácticas de fabricación para la eliminación de estos fallos. La tabla 1 recoge las deficiencias observadas sobre el terreno como porcentaje del número total de fallos observados.



2.1.- Seguimiento de módulos en condiciones de intemperie

Como parte de su programa de envejecimiento a largo plazo “Sandia National Laboratories” ha estado testando un módulo desde 1991, el Solarex-60 MSX. Los datos de este módulo se muestran en la Figura 1[4]. En el transcurso de 14 años, el módulo tiene un promedio de pérdida de potencia del 0,3% / año.


Solarex ha desplegado 5 módulos de silicio policiristalino en el desierto de Arizona desde 1994 y después de 1998 en la Universidad Estatal de Arizona. Los módulos han sido medidos cuatro veces al año. En el Cuadro 2 se comparan las mediciones de potencia en 1994 con el último conjunto adoptado en enero de 2005. Los datos globales muestran una tendencia casi sin cambios durante más de diez años de exposición. En la Figura 2 se muestra la corriente de cortocircuito en función del tiempo para el módulo 4960. La línea de tendencia indica una tasa de degradación equivalente al -0,02% / año. Por lo tanto, realmente no hay pérdida debido al deterioro del EVA, que es uno de los mecanismos postulados como causantes de la degradación del módulo. La Figura 3 muestra la potencia máxima en función del tiempo para el módulo 4960. La línea de tendencia muestra una tasa de degradación de la potencia pico de -0,06% / año.





El ensayo a intemperie a largo plazo, indica que los módulos fotovoltaicos pueden permanecer durante más de 10 años con muy poca degradación.

3.- PRUEBAS ACELERADAS DE COMPORTAMIENTO EN CONDICIONES REALES.

Este tipo de pruebas consisten en  ensayos en unas condiciones que aceleran la degradación asociada con unas condiciones ambientales conocidas y / o  mecanismos de fallo conocidos. El desarrollo de estas pruebas debe de guiarse por los resultados de las pruebas realizadas al aire libre. Las condiciones de las pruebas a las que se someten los módulos deben acelerar los mismos mecanismos que provocan los fallos observados en el campo.

El objetivo de acelerar las pruebas de degradación es evaluar el comportamiento del módulo hasta que se produce un fallo en su funcionamiento, en un período razonablemente corto de tiempo. Esto permite la comparación de diferentes tecnologías, materiales y procesos, así como establecer pruebas de calidad.

Hoy en día, un ejemplo de estas pruebas son la IEC 61215 utilizada para módulos de silicio cristalino y la IEC 61646 que se utiliza en el caso de módulos de película delgada. Las IEC 61215 y IEC 61646 someten a los módulos a las siguientes pruebas:

  • 200 ciclos térmicos de -40 ° C a +85 °.
  • Exposición a 85 ° C y 85% de humedad relativa durante 1000 horas.
  • Varias fases correspondientes a una combinación realizada de la siguiente forma:
    • Irradiación con UV (15 kWh/ m2), 50 ciclos térmicos desde  -40 ° C a +85 °C, y 10 ciclos de congelación desde +85 ° C, hasta  -40 °C, con un 85% de humedad relativa.
  • prueba de carga mecánica de 3 ciclos de carga uniformemente distribuida de 2400 Pa, aplicada durante 1 hora en ambas caras.
  • prueba de impacto al granizo, con una bola de hielo de 25 mm de diámetro a una velocidad de 23 m s -1, dirigida hacia 11 puntos de la cara frontal del módulo.
  • Prueba térmica de los diodos de bypass, consistente en una hora en cortocircuito y 75°C y una hora a 1,25 veces la intensidad de cortocircuito y 75 °C

La figura 4 muestra los datos de una placa de silicio policristalino sometida a una exposición a 85 ° C y 85% de humedad relativa durante 5000 horas, o lo que es lo mismo, durante 100 años de exposición en una ciudad como Miami[5].



Según los resultados de esta prueba, un módulo FV debe de permanecer más de 50 años de exposición en un clima húmedo, antes de que este módulo sufra una pérdida de la potencia pico superior al 10%, lo cual indica que está por encima del nivel de garantía con un considerable margen de seguridad.

La tabla 3. muestra la pérdida de potencia de seis módulos diferentes en función de los ciclos térmicos de -40 ° C a +85 ° a los que se han sometido las placas.



De estos resultados Solarex / BP Solar llegó a la conclusión de que 200 ciclos térmicos, representa una prueba válida equivalente a la exposición a la intemperie en condiciones normales para un módulo durante 10 años de vida. Esta conclusión se extrapoló para dar una garantía de 20 años, equiparable a 400 ciclos térmicos y, posteriormente, a 25 años de garantía, ya que en los módulos sometidos a 500 ciclos térmicos la pérdida de potencia no superaría los 2,5% de media[6].

4.- CONCLUSIONES.

Los datos obtenidos en campo indican que existe un porcentaje muy bajo de fallos de módulos dentro del período de garantía. Los ensayos a largo plazo realizados con una serie de módulos fotovoltaicos, en relación con la pérdida de potencia pico, muestran niveles de degradación considerablemente bajos. Los problemas asociados a fallos de disponibilidad de los sistemas fotovoltaicos no es achacable a la degradación general de los módulos. Mas bien, estos fallos pueden ser el resultado de un deficiente mantenimiento de otros componentes del módulo, por ejemplo, entre los conectores y el cableado de interconexión, lo que provoca una resistencia cada vez mayor en éstos, incrementando la posibilidad de fallos.



[1] J. C. Wiles, B. Brooks, B-O. Schultze, “PV Installations, A Progress Report,” Proceedings of the 29th IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 2002, pp. 1461-1464.
A. L. Rosenthal, M. G. Thomas, S. J. Durand, “A Ten Year Review of Performance of Photovoltaic Systems,” , Proceedings of the 23rd IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 1993, pp. 1289-1291.
[2] S. J. Ransome and J. H. Wohlgemuth, “A Summary of 6 Years Performance Modelling from + 100 Sites Worldwide”, Proceedings of the 31st IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 2005, pp. 1611.
S. J. Ransome and J. H. Wohlgemuth, “An Overview of 4 Years of kWh/kWp Monitoring at 67 Sites Worldwide”, Proceedings of WCPEC-3, 7P-B3-03.
[3] John Wohlgemuth, “Long Term Photovoltaic Module Reliability”, DOE Solar Program Review Meeting, Denver, CO. March, 2003.
[4] David King, “Performance Degradation Rates in Commercial Modules”, DOE Solar Program Review Meeting, Denver, CO. Oct, 2004.
[5] N. G. Dhere “Study of Corrosion in BP Solar a-Si:H PV Modules”, Prepared by FCES under Subcontract to BP Solar, 2002
[6] LONG TERM RELIABILITY OF PV MODULES J. H. Wohlgemuth, D. W. Cunningham, A. M. Nguyen and J. Miller BP Solar International, 630 Solarex Court, Frederick, Maryland, 21754 USA