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Jun 26, 2023

Evaluación de degradación y rendimiento energético del mono.

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 13066 (2023) Cite este artículo 368 Accesos 1 Detalles de Altmetric Metrics La degradación reduce la capacidad de producción solar fotovoltaica (PV) a lo largo de

Scientific Reports volumen 13, número de artículo: 13066 (2023) Citar este artículo

368 Accesos

1 altmétrica

Detalles de métricas

La degradación reduce la capacidad de producción de energía solar fotovoltaica (PV) con el tiempo. Los estudios sobre la degradación de los módulos fotovoltaicos suelen basarse en experimentos de campo o acelerados que requieren mucho tiempo y mano de obra. Comprender los modos y metodologías de degradación es fundamental para certificar una vida útil de los módulos fotovoltaicos de 25 años. Tanto las condiciones tecnológicas como ambientales afectan la tasa de degradación del módulo fotovoltaico. Este artículo investiga la degradación de 24 módulos fotovoltaicos de silicio monocristalino montados en la azotea del instituto de investigación electrónica (ERI) de Egipto después de 25 años de funcionamiento al aire libre. Las tasas de degradación se determinaron utilizando el índice de rendimiento del módulo, las pérdidas de temperatura y el rendimiento energético. La inspección visual, la medición de las características I-V y la tasa de degradación se han calculado como parte del proceso de evaluación fotovoltaica. Los resultados demuestran que la potencia máxima de los módulos (\({P}_{max}\)) ha disminuido de forma media un 23,3% con el tiempo. Las tasas de degradación de la corriente de cortocircuito (\({I}_{sc}\)) y la corriente máxima (\({I}_{m}\)) son 12,16% y 7,2%, respectivamente. Las tasas de degradación del voltaje de circuito abierto (\({V}_{oc}\)), el voltaje máximo (\({V}_{m}\)) y el factor de llenado (\(FF\)) son del 2,28 %. , 12,16% y 15,3%, respectivamente. El ratio de rendimiento global obtenido para el sistema fotovoltaico es del 85,9%. Después de un largo tiempo de funcionamiento en condiciones exteriores, los cinco parámetros del modelo de diodo único se utilizan para la identificación de parámetros de cada módulo para estudiar el efecto del envejecimiento en el rendimiento del módulo fotovoltaico.

La cuestión energética sigue siendo crucial para el avance social y económico de la sociedad1. Los problemas ambientales surgen del uso de fuentes de combustibles no renovables, especialmente con el creciente costo del petróleo y los efectos negativos de la quema de combustibles fósiles en el medio ambiente. Hoy en día, las diferentes fuentes de energía renovables ofrecen suficiente flexibilidad y confiabilidad en una amplia gama de tecnologías para minimizar la escasez de energía como resultado del aumento de la demanda1,2. Hoy en día, la energía solar ocupa una posición importante en el mercado de las energías renovables. La energía solar se emplea tanto para fines comerciales como residenciales2. Sus beneficios incluyen ser infinitos, libres de contaminación, abundantes, silenciosos, sin partes giratorias y capaces de convertir la electricidad de manera efectiva independientemente del tamaño. Aunque los módulos fotovoltaicos suelen tener una vida útil de aproximadamente 25 años, varios factores pueden afectar su rendimiento con el tiempo2,3,4,5,6. Dado que la instalación fotovoltaica se realiza al aire libre, está expuesta a factores ambientales como la irradiación solar, la temperatura, la humedad y el estrés físico, que tienen un impacto significativo en su rendimiento a lo largo del tiempo7,8,9. El envejecimiento/degradación del módulo es uno de los factores clave que afectan la reducción de la capacidad de suministro de energía del módulo10.

Existen varios tipos de degradación que pueden afectar a los módulos fotovoltaicos. Incluyen: Degradación potencial inducida (PID): este tipo de degradación suele ser causada por una diferencia de potencial de voltaje entre el sistema de puesta a tierra y las partes conductoras de los módulos, lo que genera una corriente de fuga que puede dañar el módulo con el tiempo8,11,12 . El segundo tipo es la degradación inducida por la luz que resulta de la exposición a la luz que causa la degradación de los módulos fotovoltaicos. En este tipo, la luz ultravioleta (UV) en particular puede descomponer los materiales encapsulantes y provocar la decoloración de las células fotovoltaicas, lo que reduce la eficiencia. Esto también se conoce como fotodegradación4,5,8. Otro tipo es la degradación debida a factores ambientales8,10: Los principales factores ambientales que inducen la degradación en los módulos fotovoltaicos son la temperatura, la luz solar, la lluvia, el viento, la humedad, el estrés mecánico y la acumulación de suciedad/arena que causan daños físicos a los componentes del módulo. llevando a la degradación. Estos factores a menudo interactúan y se combinan para disminuir la eficiencia y la longevidad de los paneles solares a lo largo de su vida útil. El sellado, la instalación y el mantenimiento adecuados de los módulos pueden ayudar a mitigar algunos de estos efectos de degradación ambiental.

Los estudios revelan que las condiciones ambientales tienen un impacto significativo en la energía producida por los sistemas fotovoltaicos. Estos factores conducen a la degradación de la energía fotovoltaica: corrosión, decoloración, delaminación y rotura. La humedad degrada el material de adhesión entre la célula fotovoltaica y el metal de contacto, provocando corrosión y, por tanto, fugas de corriente. También provoca corrosión en la superficie del metal, lo que aumenta la delaminación entre las células solares y el material encapsulante. Los rayos ultravioleta provocan la decoloración del material encapsulante, lo que aumenta las pérdidas de transmisión óptica. Las tormentas de arena provocan abrasión de las superficies de los módulos, mientras que los rayos afectan las estructuras metálicas de los módulos fotovoltaicos13,14.

Los científicos utilizan diversos métodos para detectar defectos en los módulos fotovoltaicos, como la caracterización eléctrica, la electroluminiscencia (LE), la inspección visual, la termografía y las pruebas de aislamiento eléctrico15. En el método de caracterización eléctrica, los módulos se desconectan eléctricamente del sistema y se miden individualmente la curva I-V de cada módulo bajo luz solar natural utilizando un trazador de curvas. La inspección visual es una herramienta esencial para identificar diferentes defectos aparentes, como grietas celulares y decoloración del encapsulante. Registrar las anomalías, incluso si inicialmente tienen un impacto eléctrico mínimo, es importante para seguir la evolución de los defectos. En la prueba de electroluminiscencia, los módulos están polarizados en directa con una corriente del orden de ISC15. La recombinación de pares electrón-hueco da como resultado una emisión de baja intensidad. Como la radiación emitida se produce cerca del rango de infrarrojos (entre las longitudes de onda de 1000 nm y 1300 nm), se utiliza una cámara de infrarrojos especializada para detectar la emisión, como se describe en 16. Dado que las pruebas EL requieren un ambiente oscuro, las pruebas en interiores generalmente son más fáciles. Sin embargo, se puede realizar al aire libre bajo ciertas condiciones de campo16. La inspección termográfica de módulos fotovoltaicos es una tecnología que ayuda a identificar fallas en las plantas de energía solar. La inspección se realiza mediante cámaras infrarrojas y mide los cambios de temperatura de los equipos de la planta. Sin embargo, la inspección visual es una herramienta poderosa y el método más eficaz y rápido para identificar las causas de falla en un módulo fotovoltaico.

Se han realizado muchos estudios sobre módulos monocristalinos para determinar su tasa de degradación en varios lugares del mundo (resumidos en la Tabla 1). En14, B. Aboagye et al. investigó la tasa de degradación de módulos monocristalinos en diferentes lugares de Ghana. Los autores informaron que después de cinco años de exposición a diversas condiciones climáticas, las tasas de degradación son aproximadamente del 0,76 y el 1,39 por ciento por año para los climas secos ecuatoriales y del interior de la sabana, respectivamente. El autor atribuyó la alta tasa de degradación del clima interior de Savannah a una tasa de temperatura y acumulación de polvo más altas que en las áreas ecuatoriales secas. Asimismo, en 17, los autores dedujeron que las tasas medias de degradación de los módulos de silicio amorfo monocristalino, multicristalino (a-Si) son 1,37, 1,44 y 1,67 por ciento anual, respectivamente. El tipo de clima en Ghana es generalmente tropical y húmedo con altas temperaturas durante todo el año. Por lo tanto, el autor informó tasas de degradación más rápidas en Ghana que las tasas de garantía estándar. Gyamfi et al.18 analizaron las tasas de degradación de energía de módulos fotovoltaicos de silicio multicristalino de 11 fabricantes diferentes que fueron instalados durante 5 a 9 años en Kumasi, Ghana. Kumasi tiene un clima cálido y húmedo, con un bosque semicaducifolio. Descubrieron que bajo estas condiciones climáticas, la energía se degradaba a tasas de entre 0,79 y 1,67% por año. Piliougine et al.19 analizaron la degradación de módulos de silicio monocristalino tras 21 años en campo en España. La energía fotovoltaica se degrada anualmente un 0,9%. El autor informó que la degradación se produce principalmente debido a un aumento significativo en la resistencia en serie debido al nivel de corrosión de las barras colectoras y las cintas de interconexión. Otro estudio fue realizado por Lillo-Sánchez et al.20 después de 22 años de instalación fotovoltaica en Sevilla, España. Tiene un clima subtropical y mediterráneo caracterizado por inviernos fríos y húmedos y veranos calurosos y secos. La potencia máxima se está deteriorando a un ritmo del 1,4 por ciento anual. En21, Raghuraman et al. realizó pruebas al aire libre en tres tecnologías diferentes de módulos fotovoltaicos (mono-Si, poli-Si y a-Si) en la Universidad Estatal de Arizona, que tiene condiciones climáticas cálidas y áridas. Los autores encontraron que la potencia máxima disminuye entre un 0,4% y un 0,5% por año para la tecnología mono-Si después de 4 años de exposición al aire libre. También encontraron que la potencia máxima disminuyó un 0,53% por año para los módulos ploy-Si, y del 1,16 al 3,52% por año para los módulos a-Si. Campbell et al.22 presentan un análisis de diferentes módulos de prueba. para estudiar su desempeño en varios países durante un año de pruebas. La prueba incluye a Estados Unidos y Alemania. Los autores concluyeron que las tasas medias de degradación de los módulos monocristalinos son del 1 y el 1,25% anual para EE.UU. y Alemania, respectivamente. Mientras que las tasas de degradación promedio de los módulos multicristalinos son de 1,2 y 2,1%/año, 1,0 y 1,1%/año para EE.UU. y Alemania, respectivamente. En EE. UU., se descubrió que los módulos mono-Si eran más fiables. Mientras que el sistema fotovoltaico de módulos multicristalinos en Alemania fue más eficaz que en EE.UU.

Reis et al.23 realizaron otro estudio en EE. UU. para medir el rendimiento de módulos fotovoltaicos monocristalinos expuestos a un ambiente marino frío durante 11 años de empleo. Los autores informaron una tasa de degradación del 0,399% anual en la potencia máxima causada principalmente por una disminución de la corriente de cortocircuito. Durante más de un año, Carr et al.24 midieron el rendimiento de cinco módulos fotovoltaicos diferentes en Perth, en el clima templado de Australia Occidental. El estudio examinó cinco tipos diferentes de módulos: silicio cristalino (c-Si), contacto enterrado ranurado por láser (LGBC) c-Si, silicio policristalino (p-Si), silicio amorfo de triple unión (3j a-Si) y diseleniuro de cobre e indio ( CEI). Las tasas de degradación anual calculadas para los cinco tipos de módulos fueron: 1,03% para c-Si, 1,01 a 1,04% para LGBC c-Si, 1,33% para p-Si, 1,24% para 3j a-Si y 1,006% para CIS. Los módulos de silicio policristalino mostraron la tasa de degradación anual más alta, mientras que los módulos de diseleniuro de indio y cobre se degradaron más lentamente. Durante el período de prueba, la desviación estándar para las condiciones de prueba STC es inferior al 1%. En25, Ewan D. Dunlop et al. midieron y probaron las características de 40 módulos solares fotovoltaicos a base de silicio procedentes de seis fabricantes diferentes en la instalación de prueba solar europea después de 20 a 22 años de exposición continua a la intemperie al aire libre. Los resultados indican que la tasa de degradación de los módulos monocristalinos es de aproximadamente el 0,67% anual. Los autores mencionaron que la degradación y el rendimiento de la vida útil dependen de la degradación inicial de los fotones y del envejecimiento del material. Luo et al.26 presentaron un estudio de caso sobre las tasas de fallo de módulos fotovoltaicos (PV) después de más de diez años de funcionamiento en el clima tropical de Singapur. Las tasas de degradación del módulo monocristalino revelaron una drástica reducción de potencia (más del 4% anual). Las tasas de degradación anual de los módulos de silicio multicristalino fueron del 0,85% y el 1,05% respectivamente. Mientras tanto, las tasas de degradación anual de los módulos CIS fueron aproximadamente del 4,5% y el 1,57%. Los autores atribuyeron la severa degradación de la energía a una combinación de corrosión de metalización y decoloración del encapsulante, lo que resulta en una pérdida de transmitancia. José E. Ferreira et al.15 realizaron un estudio para medir la tasa de degradación de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino causada por la exposición al aire libre después de 15 años de instalación en Porto Alegre, Brasil (caracterizado por veranos calurosos y un clima templado húmedo). El análisis mostró que la tasa promedio anual de degradación es del 0,7% causada por la disminución de la corriente de cortocircuito. En27, Sheeraz Kirmani et al. analizaron datos de monitoreo a largo plazo para determinar las tasas de degradación de los módulos cristalinos después de 15 años de exposición en el campo en la India, que se informó que era del 0,5% por año. Sadok y cols.28,29 realizaron dos estudios; uno era para evaluar la degradación de los módulos fotovoltaicos y detectar posibles defectos mediante un método de inspección visual. La tasa media anual de degradación de la energía de los módulos fotovoltaicos monocristalinos es de alrededor del 1,55% después de 11 años de funcionamiento en exteriores. Mientras que la tasa de degradación promedio de los módulos fotovoltaicos multicristalinos es del 1,28%/año después de 12 años de exposición al aire libre. El otro estudio tiene como objetivo evaluar el comportamiento de módulos fotovoltaicos de diferentes tecnologías después de una exposición prolongada en la región del Sahara en Argelia. El análisis mostró una tasa de degradación del 1,75% anual después de 20 años de exposición en el campo. El clima argelino del Sahara se caracteriza por veranos abrasadores, inviernos fríos, baja humedad y tormentas de arena. Los autores informaron que las principales causas de la degradación de la energía son la decoloración, la delaminación y las marcas de quemaduras del encapsulante. Hajjaj et al.30 realizaron un estudio para evaluar la disminución del rendimiento de un sistema fotovoltaico después de tres años de funcionamiento en condiciones atmosféricas duras en las instalaciones de investigación Green Energy Park en Marruecos. Las tasas anuales de degradación de la energía son 2,22% y 4,12%. Los autores atribuyeron la grave caída de energía a la presencia de roturas y grietas en las celdas del módulo provocadas por los altos índices de suciedad y las frecuentes operaciones de limpieza. Rajput et al.31 realizaron un análisis de degradación de módulos fotovoltaicos monocristalinos después de 22 años de exposición al aire libre al clima indio. El análisis reveló una tasa de degradación de energía del 1,9% por año. Los autores identificaron la degradación en las corrientes de cortocircuito como la causa principal de la degradación. Pramod et al.32 llevaron a cabo otro análisis para evaluar el rendimiento de los módulos fotovoltaicos monocristalinos después de 22 años de exposición en el campo en la India. La tasa de degradación es del 1% en la potencia máxima.

Este artículo evalúa el rendimiento de 24 módulos fotovoltaicos monocristalinos después de 25 años de instalación en exteriores. Los módulos fotovoltaicos de 1,8 kWp, instalados en la azotea del Instituto de Investigación Electrónica (ERI) en El Cairo, Egipto, están conectados en seis cadenas en paralelo, con cuatro módulos en serie en cada cadena. Cada módulo fotovoltaico tiene una salida de 75 W, una corriente máxima de 4,4 A y un voltaje máximo de 17 V. Este sistema se evalúa utilizando una variedad de indicadores de rendimiento, como el rendimiento energético, la relación de rendimiento y la eficiencia. El rendimiento del módulo se evaluó mediante inspección visual y midiendo las curvas I-V al aire libre bajo condiciones de luz solar natural utilizando un simulador solar y un trazador de curvas I-V. Las curvas I-V se midieron y se trasladaron a condiciones de prueba estándar de irradiancia de 1000 W/m2 y temperatura del módulo de 25 °C.

El trabajo está organizado de la siguiente manera: Sección. “Metodología” presenta la metodología de instalación del sistema, medición, modelado matemático y también extracción de parámetros del módulo fotovoltaico bajo degradación. La sección “Resultados y discusión” explica los resultados obtenidos de la inspección visual del módulo y la caracterización de parámetros. Finalmente, la Sección “Conclusión” presenta las conclusiones y recomendaciones.

Durante los últimos 25 años, se han instalado 24 módulos en la azotea del Instituto de Investigación Electrónica (ERI) en El Cairo, Egipto. La ciudad de El Cairo está situada a 30° 1' de latitud y 31° 14' de longitud. Veinticuatro módulos fotovoltaicos están conectados en seis cadenas en paralelo, con cuatro módulos en serie en cada cadena. La disposición específica del conjunto fotovoltaico estaba destinada a suministrar una carga particular en el Departamento de Células Fotovoltaicas, ERI, después de su instalación. No obstante, para los fines de este análisis, cada módulo se probó individualmente y las mediciones se repitieron para los 24. Al probar cada módulo individualmente, nuestro objetivo era obtener resultados precisos sobre sus características de rendimiento individuales. Los módulos se midieron después de 25 años en el campo. Cada módulo fotovoltaico tiene una salida de 75 W, una corriente máxima de 4,4 A y un voltaje máximo de 17 V. La Tabla 2 enumera las especificaciones detalladas del módulo fotovoltaico. La Figura 1 muestra el equipo utilizado para el análisis, que incluye el conjunto fotovoltaico bajo prueba, un trazador de curvas I-V para medir los parámetros de los módulos fotovoltaicos, una celda de referencia y una computadora personal. Como se muestra en la Fig. 1, los módulos se instalan en un bastidor de acero orientado al sur con una pendiente de 30° con respecto a la horizontal. La radiación solar media anual es de 5,01 kWh/m2/día33. La temperatura ambiente promedio de El Cairo es de 22,01 °C, la humedad relativa promedio para el año es del 54% y la velocidad promedio del viento durante el año es de 2,07 m/s33. Del 16 de junio al 13 de octubre es el período más húmedo en El Cairo, y al menos el 16% de esos días son bochornosos, opresivos o miserables. Agosto es el mes con los días más húmedos en El Cairo (19,4 días). Enero tiene la menor cantidad de días húmedos en El Cairo, con casi cero días bochornosos. Las Figuras 2a-d muestran el mapa de radiación solar de Egipto, la temperatura promedio anual y la irradiancia solar, y el nivel de humedad de El Cairo33,34.

Configuración experimental de módulos fotovoltaicos bajo prueba.

(a) Mapa de radiación solar de Egipto, (b) Variación de la temperatura del aire, (c) Irradiancia solar promedio mensual, y (d) Porcentaje de tiempo pasado en diversos niveles de comodidad de humedad34.

Para garantizar un registro de datos preciso, las superficies de los módulos fotovoltaicos montados se limpian antes de realizar mediciones. Por lo tanto, el estudio no tiene en cuenta el impacto potencial de la acumulación de polvo en las mediciones del módulo fotovoltaico. Además, el conjunto fotovoltaico se instala sobre una superficie plana sin obstáculos de sombra. Como resultado, no se consideran los efectos potenciales del sombreado en el análisis. Según la norma IEC 60904-1 (IEC, 2006)35, las características I–V se midieron en condiciones de prueba estándar (STC); Irradiancia de 1000W/m2, una masa de aire de 1,5 y una temperatura ambiente de 25 °C. Los parámetros eléctricos del módulo fotovoltaico se determinaron utilizando un trazador de curvas SOLAR I-V400w con un rango de medición de 15 a 1000 V, 1 a 15 A y 20 a 100 °C. Durante la prueba de un módulo fotovoltaico, el trazador I-V se utiliza para registrar varios parámetros. Estas grabaciones luego se transfieren a una PC para su posterior análisis. Además, se conecta una celda de referencia al trazador I-V y se fija en la misma orientación que el módulo fotovoltaico. Esto permite medir la radiación solar en el plano fotovoltaico. En la Tabla 3 se presentan los errores y la precisión de las mediciones de la curva I-V tomadas con el trazador I-V SOLAR-I-V400w36. En este artículo, analizamos la degradación del rendimiento a largo plazo de los módulos fotovoltaicos mediante la inspección visual de los módulos, la medición de las curvas de corriente-voltaje (IV) normalizadas a STC, el cálculo de las tasas de degradación anuales y la estimación de los parámetros fotovoltaicos después de 25 años de funcionamiento. exposición al aire libre. Hemos ajustado las curvas I-V de los módulos fotovoltaicos, que se midieron en el campo, a las condiciones de prueba estándar (STC) para estimar mejor las tasas de degradación.

Para cada módulo fotovoltaico, las curvas I-V se midieron individualmente bajo luz solar natural, siguiendo las pautas de la norma IEC 60904-1 y asegurando que todos los módulos estuvieran completamente limpios. Se registró la temperatura del módulo y se midió la irradiancia global utilizando una celda de referencia. Para reducir los errores de medición y conversión, todas las mediciones se tomaron dentro de una hora del mediodía solar. Luego, las curvas experimentales I – V se convirtieron a la condición estándar utilizando el modelado matemático descrito en la siguiente sección y se implementaron utilizando el software MATLAB.

Para el método de traducción de datos I-V, cálculo y análisis de datos de procedimientos para correcciones de temperatura e irradiancia a las características I-V medidas, se utiliza una versión modificada de IEC 60891:202137 (Procedimientos para correcciones de temperatura e irradiancia a las características I-V medidas. ) se describe de la siguiente manera3839:

donde \(I\) es la corriente (A), \({I}_{SC}\) es la corriente de cortocircuito (A), \(G\) es la irradiancia solar (W/m2), \(T\ ) es la temperatura del módulo (C), \(V\) es el voltaje (V) y \({V}_{OC}\) es el voltaje de circuito abierto (V). Los subíndices 1 y 2 se refieren a los valores medidos y en condiciones de referencia, respectivamente. \(\beta\) es el coeficiente de temperatura de \({V}_{OC}\), \(\gamma\) y \(\alpha i\) son el factor de corrección de irradiancia y el coeficiente de temperatura para la corriente, respectivamente , y \({R}_{s}\) es la resistencia en serie (Ω).

La tasa de degradación de cada parámetro del módulo fotovoltaico se estimó analíticamente utilizando la siguiente ecuación40:

Donde, \(\left\{\begin{array}{c}X=\left[ {P}_{max}\,{I}_{m}\,{ V}_{m}{ I}_ {SC }{ V}_{OC} FF\,\eta \right]\\ {X}_{o}=\left[ {P}_{maxo}\,{I}_{mo}\,{ V}_{mo}{ I}_{SCo }{ V}_{OCo}\,{FF}_{o} {\eta }_{o}\right]\end{array}\right\}\ )

donde \({R}_{d}\) es la tasa de degradación, \({X}_{o}\) es el valor de referencia del fabricante para los parámetros bajo STC y \(X\) es el valor después de la degradación, y \(N\) (años) es el tiempo de exposición en condiciones reales.

El rendimiento de los sistemas fotovoltaicos suele verse afectado significativamente por la geografía y el clima41. Los parámetros de análisis de rendimiento proporcionan el rendimiento general del sistema fotovoltaico con el rendimiento energético, la insolación solar y las pérdidas generales del sistema. El parámetro más utilizado para evaluar el rendimiento de un sistema fotovoltaico en condiciones de exposición al campo es el índice de rendimiento (\(PR\)), que es una técnica para determinar la eficiencia real del sistema fotovoltaico42,43.

El rendimiento de un sistema fotovoltaico normalmente se evalúa utilizando una variedad de indicadores de rendimiento, como el rendimiento energético, el índice de rendimiento y la eficiencia. El índice de rendimiento (\(PR\)) calcula el efecto general de las pérdidas en la salida nominal del sistema e indica qué tan cerca está del rendimiento ideal en condiciones reales. El \(PR\) se utiliza para comparar módulos que reciben diferentes niveles de irradiación debido a la posición geográfica o la inclinación fotovoltaica. El ratio de rendimiento de las unidades fotovoltaicas, \(PR\), se calcula mediante44,45:

donde \(Y\) es el rendimiento energético, que indica durante cuánto tiempo los módulos fotovoltaicos deberían poder funcionar a su potencia nominal. La producción de un sistema fotovoltaico, normalizada por su capacidad nominal, se conoce como rendimiento energético. Especifica el número de horas que el sistema fotovoltaico debe funcionar a potencia nominal cada día para generar la misma cantidad de energía que se medía anteriormente46. Se puede determinar usando47,48,49:

donde \(E\) representa la producción de energía de los módulos fotovoltaicos probados. Se calcula en función de las mediciones I – V, mientras que \({P}_{\mathrm{max}STC}\) denota la potencia máxima medida en STC, proporcionada en la hoja de datos del módulo.

El rendimiento de referencia, \({Y}_{R}\), es la relación entre la radiación solar total en el plano (\(G\)), medida por la celda de referencia, y la irradiancia de referencia del conjunto \({G} _{r}\) (normalmente 1 kW/m2). Es una medida de la energía teórica disponible en un lugar determinado durante un período determinado, calculada como46:

La pérdida anual (W) es entonces:

El comportamiento de las células fotovoltaicas se describe mediante un modelo de circuito equivalente que utiliza un modelo de diodo único (SDM) de un módulo fotovoltaico. Este modelo se usa comúnmente para simular células fotovoltaicas y se muestra en la Fig. 3. La variación en los parámetros internos como Ipv, Io, A, \({R}_{s}\) y \({R}_ En este estudio se ha investigado {sh}\) de los módulos fotovoltaicos en condiciones de exposición al campo. La técnica de extracción de parámetros se emplea para encontrar los parámetros del modelo. Los parámetros eléctricos de entrada para las técnicas de extracción de parámetros actuales se monitorearon en condiciones exteriores utilizando una configuración experimental. Dado que la presente técnica utiliza los parámetros de entrada en el STC (la irradiancia es de 1 kW/m2, la temperatura del módulo es de 25 °C y la masa de aire es AM1,5), los parámetros eléctricos monitoreados se traducen al STC utilizando la metodología descrita en 43. Se derivan cinco ecuaciones no lineales utilizando características I – V para encontrar los parámetros del modelo fotovoltaico. Generalmente, la característica I – V del módulo fotovoltaico pasa a través de los tres puntos del STC: corriente de cortocircuito, voltaje de circuito abierto y corriente y voltaje del punto de máxima potencia. Sin embargo, el modelo de cinco parámetros es el más utilizado porque es un buen compromiso entre precisión y simplicidad50.

Circuito equivalente de células solares SDM.

La corriente de salida está determinada por la siguiente ecuación:

\({v}_{t}\) es el voltaje térmico y se define como51:

La resistencia en serie \({R}_{s}\) se define como:

De este modo se puede obtener la tensión máxima de potencia:

El método propuesto proporciona una estimación inicial de \({R}_{sh}\) que se puede obtener a partir de la relación de potencia máxima de la siguiente manera:

De (19), se extrae \({R}_{sh}\) que vale:

Los nuevos valores de Io e IL serán:

El algoritmo ha sido probado utilizando el software MATLAB ya que es un algoritmo iterativo que utiliza ecuaciones simples que se resuelven fácilmente como se indica en el pseudocódigo a continuación.

Hoja de datos del módulo de entrada: \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({I}_{mr}\), \({V}_{mr}\ ), A, máx. iter, tolv, toli.

Calcula los valores iniciales de \({v}_{t}\), \({R}_{s}\), \({I}_{o}\), \({I}_{L} \).

Calcule \({V}_{m}\), luego verifique si \(\left\{\begin{array}{c}{V}_{m}>{V}_{mr}, A=A- 0.01\\ {V}_{m}<{V}_{mr}, A=A+0.01\end{array}\right.\)

Calcule nuevos valores de (Io, IL, \({v}_{t}\), \({V}_{m}\)), luego verifique errv = \({V}_{m}\)- \({V}_{señor}\),

si errv > tolv & iter < max.iter \(\left\{\begin{array}{c}sí, entonces\,return\,to\,step\,3 \\ no, Rs=Rsnew , A=Anew \end{array}\right.\)

Calcule nuevos valores de (Io, IL, \({v}_{t}\)) usando \(Rsnew\), \(Anew\) del paso anterior. Luego calcula \({R}_{sh}\).

Calcule \({I}_{m}\), luego verifique si \(\left\{\begin{array}{c}{I}_{m}>{I}_{mr}, {R}_ {sh\,new}={R}_{sh}-0.1*iter\\ {I}_{m}<{I}_{mr}, {R}_{sh\,new}={R} _{sh}+0.1*iter\end{array}\right.\)

Calcule nuevos valores de (Io, IL), luego verifique erri = \({I}_{m}\)-\({I}_{mr}\), si erri > toli & iter < max.iter \( \left\{\begin{array}{c}sí, luego\,volver\,al\,paso\,6 \\ no, Fin\end{array}\right.\)

Imprimir parámetros finales.

La inspección visual de los módulos fotovoltaicos bajo prueba implicó la evaluación de todos los componentes del sistema fotovoltaico, incluidos:

La superficie del cristal frontal

la hoja de atrás

Cableado y conectores

Cajas de conexión

Marcos

Barras de bus

Interconexiones celulares

La observación visual de los módulos fotovoltaicos probados resultó en lo siguiente: con respecto a la superficie del vidrio frontal, se observa que todos los módulos tienen vidrio frontal liso; No se observaron daños ni grietas. Además, no se encontraron texturas onduladas, tiza, marcas de quemaduras u otros signos de daño en la hoja posterior. En cuanto al cableado y conectores, no hay quemaduras ni fragilidad en los cables ni en los conectores. Todas las cajas de conexiones de los módulos están completas y firmemente sujetas, pero todas las cajas de conexiones de cada módulo fueron abiertas; no se encontraron signos de pérdida de adherencia (todas las cajas de conexiones están fijadas firmemente a los módulos fotovoltaicos, lo que indica que los terminales eléctricos permanecieron seguros). La pérdida de adherencia provoca el fallo de los terminales eléctricos, lo que contribuye al fallo del módulo fotovoltaico. La sección inferior de los marcos estaba sucia y había acumulado polvo a lo largo de los años, pero no había decoloración, corrosión ni evidencia de que el adhesivo del marco se estuviera degradando. Las barras colectoras y la interconexión de celdas no mostraron corrosión, decoloración ni metalización. Se encontró que el estado de las células fotovoltaicas y las interconexiones de las células de cada módulo era bueno. Como se indica en las Figs. 1 y 4, que enfatiza los hallazgos de la inspección visual de los módulos fotovoltaicos, todos los módulos están en muy buenas condiciones. A pesar de esto, algunos módulos tienen una decoloración menor, lo que interpreta la mayor degradación de algunos módulos que de otros. Además, las cajas de conexiones están todas en muy buenas condiciones y conectadas firmemente a sus terminales eléctricos. Además, la Fig. 4B ilustra que hay decoloración en los bordes de encapsulación de módulos menores, lo que es una indicación de tasas de degradación más altas en comparación con los otros módulos. Esta decoloración se observa en la parte posterior de los módulos fotovoltaicos. El módulo n.° 5 exhibió la decoloración más severa que afectó la superficie de vidrio frontal del módulo fotovoltaico, así como los bordes del encapsulante.

La inspección visual de módulos fotovoltaicos.

Investigó cómo cambiaron las características eléctricas a medida que el campo envejecía entre 1997 y 2022. La Figura 5 muestra la potencia máxima medida y la potencia máxima ajustada a STC de los 24 módulos sometidos a prueba. La potencia máxima del módulo 5 tiene el valor más bajo generado, alcanzando el 53% de su máximo, mientras que el módulo 4 tiene el valor más alto, alcanzando el 87% de su valor máximo después de 25 años de funcionamiento en exteriores. La inspección visual reveló signos de decoloración en la superficie de vidrio frontal y los bordes encapsulantes del Módulo No. 5. Esta decoloración habría reducido la transmisividad de la luz al módulo fotovoltaico, lo que explica sus parámetros de rendimiento comparativamente más bajos. La resistencia en serie más alta y la transmisión de luz reducida, debido a la decoloración observada, se combinaron para disminuir la corriente máxima y el factor de llenado para el Módulo No. 5.

Las potencias máximas medidas y STC para cada módulo.

Las tasas de degradación de los parámetros fotovoltaicos (\({I}_{m}\), \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({V}_{ m}\), \({P}_{max}\) y \(FF\)) se calculan para cada módulo utilizando las ecuaciones. (9) y (10) basados ​​en los datos medidos después de 25 años de operación de campo. Los datos medidos se convirtieron primero a STC usando las Ecs. (1) a (8) como se muestra en la Tabla 4, que proporciona una muestra de los datos medidos. En los cálculos también se utilizó la hoja de datos del módulo fotovoltaico que figura en la Tabla 2. Las tasas de degradación de \({I}_{m}\), \({I}_{sc}\), \({V}_{oc}\), \({V}_{m}\ ), \({P}_{max}\) y \(FF\) se ilustran en las Figs. 6 al 11, respectivamente. La tasa de degradación anual de \({I}_{m}\) varía en el rango de 0,072% a 0,286%, como se muestra en la Fig. 6. La Figura 7 revela que \({I}_{sc}\) tiene una tasa de degradación anual del 0,035% como valor mínimo y del 0,135% como valor máximo. Como se muestra en la Fig. 8, la tasa de degradación \({V}_{oc}\) varía dentro de un rango de 0,0092% a 0,0368% por año. Como se adopta en la Fig. 9, \({V}_{m}\) tiene una tasa de degradación anual de 0,0705% a 0,2411%, mientras que \({P}_{max}\) registra una degradación anual mínima de 0,16%. tasa y un valor máximo de 0,453% de tasa de degradación anual como se indica en la Fig. 10. Finalmente, \(FF\) registra tasas de degradación anual en rangos de 0,0947% a 0,359%, como en la Fig. 11. La Figura 12 muestra la pérdida anual de variación de potencia del módulo fotovoltaico bajo prueba según la ecuación. (18) El valor medio de variación es del 0,7%. La Figura 13 resume la tasa de degradación anual del módulo fotovoltaico monocristalino SP 75 después de 25 años de funcionamiento en exteriores.

Tasa de degradación anual de la corriente máxima.

Tasa de degradación anual de la corriente de cortocircuito.

Tasa de degradación anual de la tensión de circuito abierto del módulo.

Tasa de degradación anual de la tensión máxima del módulo.

Tasa de degradación anual de la potencia máxima del módulo.

Tasa de degradación anual del factor de llenado del módulo.

La variación anual de la pérdida de energía.

Tasa de degradación del módulo fotovoltaico monocristalino SP 75 después de 25 años de funcionamiento en exteriores.

El promedio anual de \(PR\) es 85,9%, el rendimiento anual es 4,59 (h/d) y el rendimiento de referencia es 5,35 (h/d). Como resultado, se puede afirmar que el rendimiento de las plantas fotovoltaicas en ambientes exteriores disminuye con el tiempo. Los datos de series temporales de varios parámetros de rendimiento se pueden utilizar para observar la tendencia a la disminución del rendimiento del sistema fotovoltaico.

Después de 25 años de funcionamiento, se lleva a cabo una estimación de los parámetros fotovoltaicos para determinar el efecto de degradación de la exposición al aire libre en cinco parámetros del módulo (corriente de saturación inversa (Io), corriente de luz generada (Ig), factor de idealidad (n), serie (\({ R}_{s}\)) y resistencia en derivación (\({R}_{sh}\))). La Tabla 5 proporciona la estimación de los parámetros fotovoltaicos para cada módulo bajo prueba. Los tres parámetros denominados Io, \({R}_{s}\) y \({R}_{sh}\) se han visto afectados por la operación en un entorno abierto. Como resultado, la resistencia en derivación se puede utilizar para calcular el índice de salud de la célula solar. Aunque las células y módulos fotovoltaicos están diseñados para reducir las pérdidas de resistencia en serie, las \({R}_{s}\) aumentan constantemente cuando se exponen a condiciones ambientales. El aumento de \({R}_{s}\) se debe a la corrosión metálica, que disminuye la conductividad. Un aumento en \({R}_{s}\) no afecta a \({V}_{oc}\), aunque sí disminuye a \({I}_{sc}\). Se ha reconocido que la principal causa de la disminución del rendimiento del módulo es un aumento en la resistencia en serie. Se debe principalmente a una disminución en la producción de electrones. Aunque los valores extremadamente altos también pueden limitar la corriente de cortocircuito, el efecto principal de la resistencia en serie es disminuir el factor de llenado. Reduce la potencia máxima de salida que se puede alcanzar. Se puede demostrar que \({R}_{s}\) reduce la salida de voltaje, el factor de llenado y, por lo tanto, la eficiencia del módulo al reducir la pendiente de las características IV. El contacto de celda y metalización, el contacto de metalización y cinta, y el contacto de cinta y cinta tienen el potencial de mejorar la resistencia en serie.

La reducción de la corriente de saturación del diodo aumenta el voltaje del circuito abierto de la célula solar. A medida que \({I}_{o}\) aumenta, la degradación anual de \({V}_{oc}\) también aumenta, como se muestra en la Fig. 8. El módulo 5 tiene un valor mínimo de \({I }_{o}\), que corresponde al valor mínimo de degradación de \({V}_{oc}\). La resistencia en serie \(({R}_{s })\) afecta la producción de energía de la celda. Una reducción en la resistencia en serie dará como resultado un aumento en la potencia de salida y también una desviación del punto de máxima potencia. El módulo 5 tiene el valor de resistencia en serie más alto, que está relacionado con el valor más alto de degradación anual de pérdida de energía de un módulo específico, como se adopta en la Fig. 12. Además, \({R}_{s}\) afectó principalmente a \({ I}_{sc}\); Como se indica en la Tabla 5, los módulos con valores altos de \({R}_{s}\) tienen una tasa de degradación de alto valor en \({I}_{m}\), \({I}_{ sc}\), y \({P}_{max}\) como se indica en las Figs. 6, 7 y 10, respectivamente.

Utilizando el trazador de curvas SOLAR I-V400w, este estudio investigó los efectos de las condiciones externas del mundo real en el rendimiento de los módulos solares después de más de 25 años de exposición. Se evaluaron varios procedimientos de traducción en la literatura y se decidió adoptar los procesos 1 y 2 de IEC 60891:2021 para la conversión I-V de datos de campo a STC. Para implementar estas técnicas se ha utilizado el software MATLAB. Los resultados revelaron una disminución promedio anual del 0,93% en \({P}_{max}\) para los 24 módulos fotovoltaicos monocristalinos estudiados. La pérdida de \({I}_{sc}\) tiene una tasa de degradación anual del 0,288%, mientras que las pérdidas de \(FF\) y \({V}_{oc}\) son del 0,61% al 0,091% por año, respectivamente. , y finalmente, el ratio de rendimiento obtenido es del 85,9%. Mientras se estimaban estos parámetros, se investigó el impacto de la degradación en cinco parámetros del módulo (corriente generada por luz, corriente de saturación inversa, factor de idealidad, resistencia en serie y resistencia en derivación). Se encontró que la corriente de saturación inversa, la resistencia en serie y la resistencia en derivación fueron los parámetros afectados por la degradación. Los resultados experimentales generales muestran que las condiciones ambientales de El Cairo no tienen un impacto significativo en el rendimiento fotovoltaico. Esto es importante porque los paneles fotovoltaicos siguen funcionando bien, superando su vida útil esperada y la tasa de degradación después de 25 años de funcionamiento es adecuada.

Todos los datos generados se incluyen en el documento.

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Instituto de Investigaciones Electrónicas, El Cairo, Egipto

Doaa M. Atia, Amal A. Hassan, Hanaa T. El-Madany, Aref Y. Eliwa y Mohamed B. Zahran

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Correspondencia a Amal A. Hassan.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Atia, DM, Hassan, AA, El-Madany, HT et al. Evaluación de la degradación y el rendimiento energético de módulos fotovoltaicos monocristalinos en Egipto. Representante científico 13, 13066 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-40168-8

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Recibido: 24 de abril de 2023

Aceptado: 06 de agosto de 2023

Publicado: 11 de agosto de 2023

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