Un equipo de investigación español desarrolló un método de medición para medir la condición de prueba estándar (STC) de la potencia del módulo fotovoltaico en el campo con niveles más bajos de incertidumbre en comparación con los métodos convencionales, lo que puede tener implicaciones para mejorar la productividad de los equipos de operaciones y mantenimiento (O&M) que realizan evaluaciones de control de calidad.
El nuevo método elimina la necesidad de retirar y volver a instalar los módulos fotovoltaicos probados de sus posiciones de funcionamiento, lo que los científicos describen como una tarea “engorrosa y costosa y que representa un riesgo para la integridad física de los módulos”.
El procedimiento consiste en utilizar un módulo de referencia y tener en cuenta las diferencias de temperatura entre el módulo de referencia y el probado. Para ello se utilizan dos trazadores I-V conectados por radio que miden simultáneamente las curvas I-V y la temperatura en los centros de los módulos de referencia y de prueba.
Los científicos realizaron siete campañas de pruebas en plantas fotovoltaicas comerciales. Se midieron más de 7.000 curvas I-V de 600 módulos fotovoltaicos. Según los investigadores, las incertidumbres estimadas resultantes son ligeramente superiores a las correspondientes a los simuladores solares de alta calidad, pero lo bastante bajas como para cumplir los estrictos requisitos de control de calidad.
“Somos capaces de aplicar mediciones de muy baja incertidumbre de módulos fotovoltaicos sobre el terreno, lo que allana el camino para que los equipos de operación y mantenimiento de las plantas fotovoltaicas realicen mediciones de degradación directamente y de forma periódica”, declaró a pv magazine Rodrigo Moretón, director general de la empresa española de ingeniería y consultoría fotovoltaica Qualifying Photovoltaics (QPV).
Los resultados de estas campañas de pruebas sugieren que cuatro rondas de pruebas, con un retraso de al menos 2 horas, dieron lugar a incertidumbres ampliadas medias en la potencia STC de alrededor del 1,3% para la potencia media de una muestra de módulos, según los investigadores. La incertidumbre en los valores de un solo módulo era el doble, pero seguía siendo suficiente para detectar módulos anómalos defectuosos o infravalorados.
“Los resultados se han validado frente a los obtenidos por un laboratorio acreditado con un flash móvil, obteniéndose valores de desviación estándar similares (<1%), lo que supone una confirmación más de la validez del procedimiento”, afirma el equipo de investigación.
Los investigadores también afirmaron que la instrumentación permitía realizar más de 500 mediciones al día, siempre que los módulos se limpiaran previamente y se desconectaran del campo fotovoltaico para poder acceder fácilmente a los terminales. “Esto representa más del doble de las cifras que se consiguen actualmente con simuladores solares móviles”, declararon los investigadores.
El equipo de investigación comprende científicos de QPV, la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) y la empresa española de energías renovables Acciona Energía. Sus conclusiones están disponibles en el artículo “On outdoor testing procedures of large samples of PV modules” (Procedimientos de ensayo en exteriores de grandes muestras de módulos fotovoltaicos), publicado en Progress in Photovoltaics.
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