Un grupo de científicos de la Universidad de Nueva Gales del Sur (UNSW), SMA Australia y Gentari Solar Australia demostraron un novedoso método para la obtención de imágenes de fotoluminiscencia diurna (DPL) utilizando un inversor disponible en el mercado para conmutar el punto de funcionamiento de un campo fotovoltaico.
«El método permite la adquisición rápida y de alta calidad de imágenes de luminiscencia durante el día, con lo que se consigue una supervisión eficaz del rendimiento y la calidad sin necesidad de conectar hardware eléctrico específico ni de realizar modificaciones en el cableado del sistema», afirma el grupo de investigación, que señala que puede aplicarse tanto a sistemas fotovoltaicos en tejados como a gran escala.
El enfoque propuesto se basa en una técnica en la que la luminiscencia emitida varía manipulando el punto de funcionamiento eléctrico de los módulos, y se obtiene una fotoluminiscencia (PL, por su acrónimo en inglés) como diferencia entre dos imágenes. Para ello, se obtienen imágenes PL de un circuito abierto (OC) y del punto de máxima potencia (MPP).
Antes de este trabajo, esta técnica sólo se había demostrado con equipos personalizados a gran escala, mientras que el uso de inversores comerciales para la conmutación sólo se había hecho a pequeña escala. En este estudio, los inversores comerciales se utilizaron sin modificaciones en el hardware ni en el firmware.
La demostración en un sistema sobre tejado tuvo lugar hacia el mediodía de un soleado día de abril en los suburbios de Sídney con una irradiancia de 770 W/m2. La instalación sobre tejado consistía en un conjunto de 12 kW formado por 35 módulos bifaciales de 350 W de vidrio. Cada módulo tenía 120 células PERC de media célula con una tensión nominal en circuito abierto de 682 mV por célula. El sistema estaba conectado y su conmutación controlada por un inversor Tripower Sunnyboy de 10 kW de SMA.
«Los inversores de SMA utilizados en este estudio permiten manipular los ajustes del punto de consigna de potencia mediante un parámetro denominado “Potencia activa, punto de consigna manual”», explicó el grupo. «La conmutación de la potencia de salida del 100% a cero tiene lugar en menos de 150 ms, pero debido a un largo tiempo de permanencia de aproximadamente 1,5 s, la duración total del ciclo es de unos 3 s. Las imágenes individuales de la cámara se adquirieron con tiempos de exposición de entre 15 y 20 ms».
La demostración a escala comercial tuvo lugar en un soleado día de octubre, en una granja de 149 MW, con una irradiancia de 950 W/m2. El parque cuenta con módulos de media célula monofaciales de 400 W sobre seguidores de un eje. Los módulos son de células solares PERC con una tensión nominal en circuito abierto de 690 mV. La explotación utiliza inversores centrales de SMA de 2,75 MW del modelo Sunny Central 2750-EV. Cada inversor se conectó a unos 9.000 módulos.
«Para la prueba de concepto de adquisición de imágenes DPL a gran escala mediante conmutación basada en inversores que aquí se presenta, solo se conmutó un inversor de 2,75 MW», explican los académicos. «Como medida de precaución, sólo se conmutó <60% de la potencia nominal de CC del inversor en cualquier momento (por ejemplo, entre 90% y 30% de la potencia máxima) para evitar riesgos potenciales de ciclado térmico de la electrónica de potencia. En el mismo contexto, observamos que en lugar de conmutación automatizada».
Las imágenes, en este caso, se tomaron desde una aeronave pilotada por control remoto (RPA). En la RPA se montó una cámara de arseniuro de indio y galio (InGaAs) (resolución de 1.280 sobre 1.024 píxeles). La misma cámara se utilizó también en la demostración sobre el tejado. Cada imagen se adquirió con un tiempo de exposición de 15 ms.
«Se demostró que las imágenes en primer plano de alta resolución y alta calidad de módulos individuales en un sistema de tejado permiten detectar microfisuras y defectos individuales a nivel de célula», afirman los científicos. «En cambio, las imágenes generales basadas en RPA de grandes secciones de granjas permiten detectar defectos gruesos a nivel de módulo y de sistema, mientras que las imágenes de primer plano permiten detectar incluso defectos a nivel de célula».
Además, los investigadores destacaron que el análisis cuantitativo permite evaluar con precisión las variaciones de tensión dentro de los módulos y entre ellos. «Las capacidades demostradas aquí, y en futuros trabajos, pueden obligar a los fabricantes de inversores a facilitar el acceso a las capacidades de conmutación necesarias (por ejemplo, mediante actualizaciones de firmware) en un futuro no muy lejano», señalaron.
El novedoso método se presentó en el artículo «Daylight photoluminescence imaging of photovoltaic systems using inverter-based switching» (Imágenes de fotoluminiscencia a la luz del día de sistemas fotovoltaicos que utilizan conmutación basada en inversor), publicado en Progress in Photovoltaics.
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