Científicos de la Universidad Szent István de Hungría y de la Universidad Tecnológica de Eindhoven, en los Países Bajos, han realizado una evaluación de 12 años de las tasas de degradación de los módulos solares en un generador de energía solar no conectado a la red situado en Koforidua, en la región oriental de Ghana.
El principal objetivo de la investigación fue medir los niveles de degradación de los módulos fotovoltaicos en climas cálidos, húmedos y tropicales.
El sistema fotovoltaico montado en tierra se basa en paneles solares de 50 W del fabricante estadounidense Helios montados en un ángulo de 15 grados. “Cada módulo fotovoltaico está hecho de vidrio frontal templado, encapsulante de etileno y acetato de vinilo (EVA), lámina posterior de polímero y marco de aluminio”, explicaron los investigadores, añadiendo que todos los módulos estaban aislados eléctricamente entre sí y fueron sometidos a la investigación individualmente.
Las características I-V y P-V de los módulos se tomaron a través de un trazador de curvas I-V simultáneamente con los datos de irradiación y la temperatura de los paneles. También se colocaron sensores de temperatura en la parte posterior de los módulos y el análisis de termografía se realizó con una cámara de infrarrojos (IR). “Las imágenes IR revelan los módulos fotovoltaicos afectados por hot spots, la falta de homogeneidad en la temperatura de las células, el diodo de derivación de circuito abierto, la degradación inducida por el potencial, las células rotas [y] los diodos y cables de derivación calentados”, especificaron los académicos.
Las mediciones se realizaron al mediodía y en un día despejado, para evitar las altas desviaciones que pueden producirse cuando las cifras de irradiación bajas se traducen a condiciones de prueba estándar.
Según el equipo holandés-húngaro, los resultados de la prueba mostraron que el rendimiento de los módulos fotovoltaicos disminuyó entre el 34,6% y el 41,4%, y que la pérdida media anual fue del 3,19%. La caída de la corriente de cortocircuito (Isc) fue de entre el 7,1% y el 16,4%, mientras que el voltaje de circuito abierto (Voc) cayó entre el 11,4% y el 17,1%. “La disminución del factor de llenado (FF) fue entre el 11,3% y el 24,2%”, explicaron. “En promedio, la disminución del FF fue la más significativa, seguida por la Voc y luego la Isc, como la menos significativa.”
Los fallos más frecuentes detectados por los investigadores fueron el oscurecimiento del EVA, el oscurecimiento de la cinta de interconexión celular y la corrosión de las uniones de soldadura.
Las conclusiones de la investigación se presentaron en el estudio “Analysis of long-term performance and reliability of PV modules under tropical climatic conditions in sub-Saharan”, publicado en Renewable Energy.
En marzo, investigadores de la Universidad de Ciencia y Tecnología Kwame Nkrumah de Ghana, en Kumasi, y de la Universidad del Teesside del Reino Unido identificaron parámetros y técnicas que, según ellos, podrían utilizarse para diseñar y fabricar módulos fotovoltaicos robustos y resistentes a la humedad para los trópicos.
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