degradación de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino tras 12 años de operación en españa
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DEGRADACIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE SILICIO CRISTALINO TRAS 12 AÑOS DE OPERACIÓN EN ESPAÑA
Mariano Sidrach-de-Cardona – msidrach@ctima.uma.es Paula Sánchez-Friera – paulasanchez@ctima.uma.es Michel Piliougine – michel@ctima.uma.es Javier Pelaez – javier_pelaez@hotmail.com Jesús Carretero –jecarretero@ctima.uma.es Llanos Mora-López – llanos@lcc.uma.es
Dpto. de Física Aplicada II. Dpto. de Lenguajes y Ciencias de la Computación.
Universidad de Málaga. Málaga, España.
IV Conferencia Latinoamericana de Energía Solar
XVII Simposio Peruano de Energía Solar 1 5 de noviembre de 2010. Cusco Perú
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Degradación de módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino tras 12 años de operación en España
IV Conferencia Latinoamericana de Energía Solar. XVII Simposio Peruano de Energía Solar. Taller CYTEC: Desarrollo y Difusión de la Generación Distribuida con Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red.
Cusco – Perú. 1 – 5 noviembre 2010
Instalación conectada a la red en la Universidad de Málaga:
Año instalación: 1996 Potencia pico: 2 kWp Nº de módulos: 42 Potencia nominal: 53 Wp Nº células/módulo: 36 Tecnología: Silicio monocristalino
Tamaño de célula: 103 mm Encapsulante: EVA Cara anterior: Vidrio templado Cara posterior: PVT/PET/PVF Cajas conexionado: 2 con diodos by-pass
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OBJETIVOS:
Degradación de módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino tras 12 años de operación en España
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Cusco – Perú. 1 – 5 noviembre 2010
• Identificar los defectos más frecuentes que han aparecido en los módulos en este tiempo
• Correlacionarlos con cualquier posible variación en el comportamiento eléctrico de los módulos y comprender el posible impacto de los mismos.
TAREAS:
• Medida de las curvas I-V de cada módulo y comparación con las medidas iniciales
• Inspección visual de los módulos • Termografía infrarroja.
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INSPECCIÓN VISUAL:
Defectos visuales más significativos y porcentaje de módulos y células afectados.
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Suciedad del vidrio:
El área de las células afectadas varía entre 3% y 12%, con un valor medio de 8% para el total de la instalación.
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Delaminación frontal en la interfase célula-EVA
El 13% del total de la células de la planta de PV presenta este defecto .
Proximidades de las cintas de interconexión Perímetro de las células
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Oxidación de la rejilla frontal y de la capa antirreflectante
Se observa en todas las células
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Puntos calientes
Se observaron 7, (0,2 %) de las células
Parte frontal Parte posterior
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Puntos calientes: Análisis de infrarojos
Formación de un punto caliente por sombreado parcial en una célula solar con polaridad inversa
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Parámetros característicos de la instalación PV en condiciones estándar antes y después de 12 años de exposición
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Distribución normal del Pmp al inicio y al final del período de degradación
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Variación de los parámetros característicos de cada módulo fotovoltaico de la instalación.
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CONCLUSIONES:
Los principales defectos visuales encontrados son: • Suciedad irreversible del vidrio en el borde inferior de los módulos • Oxidación de la rejilla de metalización y la capa AR de las células • Delaminación localizada en la interfase de célula-encapsulante.
La pérdida de la potencia pico de la instalación ha sido del 11,6% aproximadamente, un 1 % anual.
Las pérdidas en la potencia máxima se deben, casi en su totalidad, a las pérdidas en la corriente de cortocircuito.
Es destacable que a pesar de los defectos visuales observados en los módulos fotovoltaicos, el rendimiento eléctrico de la instalación es bueno y dentro de la garantía ofrecida por el fabricante.
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Muchas gracias por su atención
Mariano Sidrach de Cardona msidrach@ctima.uma.es
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