Existen múltiples técnicas diferentes de análisis de módulos fotovoltaicos que son necesarias para la inspección de módulos fotovoltaicos (PV) , la detección de degradaciones que se producen y el análisis de las propiedades de las celdas.
El análisis de los módulos fotovoltaicos durante la producción y el funcionamiento es una parte importante para garantizar la fiabilidad y, por tanto, la eficiencia energética de la tecnología fotovoltaica. Por lo tanto, es crucial para el control de calidad de los módulos solares . [1]
Durante su vida útil, los módulos fotovoltaicos experimentan cambios severos en las condiciones climáticas y de trabajo, lo que genera grandes variaciones de temperatura (día-noche, verano-invierno, irradiancia ) y estrés mecánico (viento, nieve, granizo). Esto puede provocar una degradación mayor en comparación con el desgaste habitual de los materiales a lo largo del tiempo, lo que da lugar a modos de degradación (DM), que pueden tener un efecto (negativo) en la vida útil y la producción de energía. Para predecir el impacto de los DM en un módulo fotovoltaico o incluso en un sistema fotovoltaico , se necesitan estudios de detección y evolución de DM. Hay disponibles varias técnicas de análisis diferentes, ya que cada una visualiza y analiza diferentes DM y propiedades, por lo que permite declaraciones específicas. [1]
Algunos DM, como las huellas de caracoles o la rotura de cristales, son visibles a simple vista. Otros, como las grietas en las celdas y los desajustes de corriente en las celdas, se pueden visualizar con técnicas de luminiscencia , mientras que los puntos calientes se pueden detectar con termografía infrarroja . Este artículo ofrece una descripción general de las técnicas de análisis comunes que se utilizan para la operación y el mantenimiento (O&M) de los módulos fotovoltaicos en el campo. [2]
Como es el método más barato y rápido, la inspección visual siempre es la primera opción. Puede realizarse durante cada inspección de la planta fotovoltaica, pero también de forma más detallada, siguiendo un procedimiento determinado. Como la inspección visual es subjetiva, se desarrollan formularios de evaluación para garantizar la comparabilidad. [3]
Los posibles defectos que se pueden identificar mediante inspección visual son rotura de vidrio, corrosión electroquímica, marcas de quemaduras (en la lámina frontal o posterior), delaminación del vidrio frontal o posterior, oscurecimiento (provocado por el oxígeno atmosférico o el calentamiento), huellas de caracoles, suciedad y otros. [2]
La curva de corriente-voltaje (curva IV) de un módulo fotovoltaico proporciona información sobre la relación entre la corriente y el voltaje del módulo y, por lo tanto, sobre su calidad y la eficiencia de la célula solar . Se puede distinguir entre las mediciones de la curva IV en un laboratorio bajo condiciones de prueba estándar (STC) y una medición en el exterior en el campo. [1]
Las mediciones en condiciones de prueba estándar (STC: 1000 W/m2 , 25 °C, masa de aire (AM) 1,5 de radiación) muestran las especificaciones de un módulo fotovoltaico y su calidad y permiten la comparación con otros módulos medidos en las mismas condiciones. Para asegurar la STC, son necesarias condiciones de laboratorio y ciertos equipos. Se requiere un simulador solar y un banco de pruebas: el módulo (o célula) se monta en el banco de pruebas y luego se irradia durante una fracción de segundo (lo que se denomina "flash"). Durante el flash, el voltaje del módulo se barre a lo largo de un rango definido y se mide la corriente resultante, lo que da como resultado la curva IV . Por lo general, se pueden esperar precisiones de aproximadamente el 3% para las mediciones IV de laboratorio. [2]
Para la recolección de curvas IV en el campo, se debe tener en cuenta que la irradiancia y la temperatura no son controlables. Por lo tanto, para comparar la curva IV resultante con las tomadas en diferentes condiciones, es necesario adaptarla a STC mediante factores de corrección para la irradiancia medida y la temperatura de la celda. Se puede utilizar un dispositivo solar calibrado para medir la irradiancia solar actual y un sensor de temperatura (como un Pt100) para medir la temperatura de la celda del módulo en investigación. Para medir la curva IV de un solo módulo, se encuentran disponibles dispositivos portátiles, los llamados trazadores de curva IV . [4] Los inversores modernos o los rastreadores del punto de máxima potencia (MPPT) pueden medir la curva IV de la cadena conectada ( circuito en serie de múltiples módulos fotovoltaicos). [5]
En un módulo fotovoltaico en funcionamiento, las condiciones extremas son circuito abierto y cortocircuito. En circuito abierto, la tensión es máxima ( tensión de circuito abierto V OC ) y la corriente cero. Mientras que en cortocircuito la corriente es máxima ( corriente de cortocircuito , I SC ) y la tensión cero. La potencia viene dada por el producto de la corriente y la tensión y tiene un máximo en el punto de máxima potencia (MPP). Un parámetro para definir la calidad de un módulo fotovoltaico es el factor de llenado (FF), que es la relación entre la potencia máxima (P MPP ) del módulo y la potencia virtual ( P T , producto de V OC e I SC ). Todos estos valores se pueden extraer de una curva IV medida. Además, la curva IV permite determinar la resistencia en derivación ( R SH ) y la resistencia en serie (R S ) de un módulo fotovoltaico. La resistencia en serie es la resistencia combinada de todos los materiales y sus transiciones, que la corriente creada tiene que superar para alcanzar la carga. Un aumento de R S da como resultado una menor pendiente de la curva IV cerca de V OC . La resistencia de derivación, en cambio, describe la fuerza de separación de la unión p–n en la célula solar . Una disminución de la resistencia de derivación da como resultado una mayor pendiente de la curva IV cerca de I SC . [2] Los desajustes eléctricos entre las células de un módulo dan como resultado un comportamiento escalonado de la curva IV. La misma característica puede ocurrir a partir de un sombreado parcial, que en sí mismo crea un desajuste. [6]
Algunas DM provocan diferencias de potencial entre las celdas de un módulo o solo partes de una sola celda, lo que generalmente da como resultado un aumento de temperatura, los llamados puntos calientes. Una cámara infrarroja (IR) permite tomar una imagen de la temperatura del módulo con alta resolución espacial, esto se llama termografía . Son posibles tres métodos de medición diferentes con la termografía. El primero se llama termografía de estado estable y se puede realizar en el campo. En condiciones de laboratorio es posible realizar termografía de pulso y termografía de bloqueo, que pueden brindar una vista más detallada del módulo fotovoltaico. [1]
La termografía de estado estable se realiza mientras el módulo fotovoltaico está en funcionamiento normal y trabajando en condiciones de estado estable . Se puede realizar a nivel de módulo, como imágenes generales de múltiples módulos o incluso en grandes secciones de plantas fotovoltaicas con vehículos aéreos no tripulados (drones). [7] Un día sin nubes, una irradiancia de mínimo 700 W/m2 , bajas temperaturas ambientales y baja velocidad del viento son las condiciones de medición preferidas. Como la irradiancia infrarroja disminuye con la distancia, la imagen debe tomarse en un ángulo entre un mínimo de 60° y el mejor de 90° con respecto al plano del módulo. Al mismo tiempo, se debe evitar cualquier sombra sobre el módulo (por ejemplo, proyectada por nubes, edificios, operador o cámara). Debido a la transferencia de calor por convección, las variaciones de 3-5 K en un módulo son normales. Los puntos calientes, en cambio, son grandes diferencias de temperatura local de varios 10 K. Un punto caliente puede afectar solo a una parte de una celda en celdas rotas, afectar a celdas enteras en caso de desajustes o incluso a varias celdas, generalmente cerca del marco del módulo en caso de degradación inducida por potencial (PID). [2]
La fluorescencia ultravioleta (UVF) es un principio común en diferentes campos de investigación. La exposición de un material a la luz ultravioleta (UV) excita los electrones de los luminóforos (más específicamente: fluoróforos ) en el material a estados de energía más altos y emite fotones con longitudes de onda específicas del material por recombinación radiativa . Estos fotones pueden verse a simple vista, pueden fotografiarse con una cámara o analizarse con un espectrómetro UV/VIS . Para distinguir entre la fuente de excitación y la señal emitida, se puede utilizar una fuente de ancho de banda limitado ( diodo emisor de luz en régimen UV) y un filtro de paso largo . [8]
Los luminóforos no están presentes originalmente en un módulo fotovoltaico. Debido a la larga exposición a la luz ultravioleta durante el funcionamiento (después de 80 kWh/m2 , equivalente a aproximadamente un año de funcionamiento [2] ), se crean como productos de descomposición de moléculas en la encapsulación del módulo (generalmente etileno-acetato de vinilo , EVA). Por lo tanto, la UVF es útil para analizar el estado del EVA en un módulo fotovoltaico, pero solo después de un cierto tiempo. Los DM en otros materiales del módulo (vidrio, celdas, lámina posterior) no son visibles directamente por fluorescencia UV, pero pueden dar lugar a cambios en el EVA que se vuelven visibles. Si el oxígeno es parte del proceso de descomposición, se produce oxidación y se forman productos de descomposición no fluorescentes. El oxígeno puede ingresar a través de la lámina posterior al módulo y a la encapsulación. Pero solo entre las celdas y en las grietas de las celdas puede penetrar a través de las ranuras en la encapsulación frontal donde su reacción se vuelve visible. Por lo tanto, los marcos alrededor de las celdas y las pistas a lo largo de las grietas de las celdas son visibles en la imagen UVF a través de la señal de fluorescencia faltante. [8]
Mientras que la obtención de imágenes UVF con una cámara proporciona información sobre la intensidad de la luminiscencia y, por lo tanto, sobre la densidad de fluoróforos, la espectroscopia UVF analiza el tipo de fluoróforos presentes midiendo el espectro emitido en un punto preciso del módulo. Por lo tanto, permite obtener información, por ejemplo, sobre el historial de temperatura de la celda, ya que las temperaturas más altas dan lugar a picos adicionales en el espectro medido. [8] La señal UVF medida puede verse influenciada por muchas razones: por ejemplo, la posición en el módulo, el tiempo que un módulo está en funcionamiento, la temperatura real, así como el historial de temperatura del módulo, las dosis experimentadas de calor, humedad y luz ultravioleta, entre otras. [7]
En las imágenes de luminiscencia , los portadores dentro del diodo de las células solares del módulo fotovoltaico se excitan y se emite radiación luminiscente debido a la recombinación radiativa. La longitud de onda de los fotones emitidos está determinada por la energía de la brecha de banda del material de la célula, que son fotones en el régimen de infrarrojos de onda corta (SWIR) a 1140 nm para el silicio. [9] Como la señal de luminiscencia es creada por el material de la célula solar, proporciona una idea del estado del material de la célula y, por lo tanto, permite la detección de DM como grietas en la célula, PID y declaraciones sobre las propiedades del material como la resistencia en serie. La señal se puede recopilar con una cámara, cuyo sensor es sensible en el régimen SWIR. Para la excitación de las células solares, se utilizan comúnmente dos enfoques diferentes: electroluminiscencia y fotoluminiscencia. [10]
Para la obtención de imágenes por electroluminiscencia (EL), la excitación del silicio se activa mediante una corriente directa externa, aplicada a los conectores del módulo mediante una fuente de alimentación. La polarización directa emergente obliga al portador mayoritario a cruzar la unión p-n, lo que da como resultado una mayor recombinación. Este método corresponde al principio de funcionamiento de los diodos emisores de luz (LED). [10]
Por lo general, la EL se realiza en condiciones de laboratorio, donde un entorno oscuro garantiza la separación de la radiación emitida y la circundante. Pero también es posible realizar la EL al aire libre en condiciones de poca luz [11] . Para eliminar cualquier ruido (en el laboratorio, el ruido debido a la electrónica y las fluctuaciones estadísticas de los fotones emitidos; en el exterior, además, la radiación ambiental) en la señal recopilada, se realiza una sustracción de fondo de la imagen EL. Por lo tanto, se toma una imagen idéntica con la fuente de alimentación apagada, que consta solo del ruido y se puede restar de la imagen inicial. Las imágenes EL permiten la detección de muchos DM como grietas en las celdas, desajustes de celdas, disrupciones de dedos, PID y otros. [10]
La formación de imágenes por fotoluminiscencia (PL) se realiza mediante el uso de una fuente de luz externa para excitar el portador dentro del silicio de las células solares. Si no se aplica ningún circuito o la carga en el módulo es lo suficientemente alta, el portador excitado no tiene forma de salir de la célula solar y se recombinará, lo que dará como resultado la radiación luminiscente. La fuente de luz debe tener un espectro estrecho, como un LED o un láser de diodo homogeneizado, para permitir una fácil separación de su propia luz de la señal de luminiscencia. Además, la separación se puede asegurar mediante un filtro de paso largo o incluso un filtro de paso de banda . En condiciones de laboratorio se aplican las mismas reglas que para EL y se debe realizar la sustracción de fondo. [10] Un nuevo enfoque utiliza la luz del día como fuente de excitación (fotoluminiscencia de luz diurna al aire libre), lo que da como resultado un equipo aún menos necesario. [12] [13]
La ventaja de la PL sobre la EL es que no es necesaria ninguna conexión eléctrica al módulo. Por lo tanto, la PL se puede realizar durante todo el ciclo de producción de células solares (EL solo si se montan los conectores) y los módulos fotovoltaicos en funcionamiento pueden permanecer conectados a la red, mientras que para la EL deben desconectarse y conectarse a la fuente de alimentación externa. Además de los DM detectables con EL, la PL puede medir la vida útil de los portadores minoritarios en el material de la célula, la longitud de difusión y la tensión del diodo. [14]