Longevidad esquiva

Fuente: https://www.pv-magazine.com/

La vida útil esperada de los inversores fotovoltaicos es significativamente más corta que la de los módulos. En muchos proyectos, el reemplazo del inversor se incluye en los cálculos financieros desde el principio, a pesar de los altos costos. Se están realizando investigaciones sobre las causas de las fallas para desarrollar inversores y componentes más duraderos. Pero el diseño de la planta ya puede mejorar la vida útil de los inversores en uso hoy en día, informa Marian Willuhn , de pv magazine, Alemania.

Cuando Jens Heinzler entra en una granja solar, a veces escucha un silbido agudo a la distancia. “Un ruido terrible”, dice el director gerente de Sun2Energy, un proveedor de servicios de mantenimiento y gestión técnica de sistemas fotovoltaicos. El ruido proviene de los inversores de cadena y, aunque el defecto exacto no siempre está claro, Heinzler puede decir que los inversores de cadena que hacen este tipo de ruido pronto tendrán que ser reemplazados .

Estas plantas, cuyos operadores han firmado un contrato de mantenimiento con Heinzler, entraron en funcionamiento entre 2006 y 2020. “Muchas ahora están causando problemas”, dice, y con más frecuencia son los inversores, en lugar de los módulos, la fuente de este problema. problema. Para los inversores de cadena, un mal funcionamiento a menudo equivale al final de la vida útil del dispositivo. Y, con frecuencia, los operadores necesitan reemplazar todos los inversores en un proyecto antes de que expire el período de las garantías de la tarifa de alimentación.

Heinzler y su equipo no están solos: los inversores representan el talón de Aquiles de las plantas de energía solar en términos de mal funcionamiento. Una encuesta de datos de 2020 realizada por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) muestra que en los Estados Unidos, aproximadamente el 43 % de las llamadas de mantenimiento en los sistemas fotovoltaicos se deben a fallas en el inversor y el 35 % de las pérdidas de rendimiento medidas se deben a fallas en el inversor . En el mismo estudio, los módulos son responsables de solo el 2% de las llamadas de mantenimiento y solo el 1% de la pérdida de rendimiento. Con cifras como estas, surge la pregunta de por qué los inversores son un punto tan débil en la cadena. Los expertos que buscan una respuesta a esta pregunta quieren desarrollar mejores modelos predictivos e inversores de mayor duración.

Vida útil del inversor

Un equipo de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Berna evaluó encuestas de fallas de inversores de 1280 sistemas fotovoltaicos con 2151 inversores. En el estudio suizo estuvieron representados desde pequeños sistemas privados en azoteas hasta grandes sistemas montados en el suelo con inversores centrales. Después de 15 años, la mitad de las plantas muestran inversores con sus primeros errores relevantes para el rendimiento.

Sin embargo, también existen diferencias significativas entre dispositivos. El fabricante, el lugar de instalación y el diseño del inversor juegan un papel importante cuando se trata de la longevidad. Por ejemplo, los inversores instalados en interiores vieron caer su probabilidad de supervivencia del 100 % al 75 % después de 13 años. Los dispositivos que se instalaron en el exterior, en gran parte desprotegidos del clima, alcanzaron la misma probabilidad de supervivencia después de solo seis o siete años. Sin embargo, el autor del estudio, Christof Bucher, también dice que otras correlaciones pueden haber favorecido este resultado tan claro.

Lo que los científicos respaldan aquí con números está en línea con las observaciones de Heinzler; Los inversores silbantes a menudo se instalan en conjuntos independientes con dispositivos completamente expuestos al sol . “Si los inversores se pueden montar debajo de los módulos, al menos están algo protegidos”, dice Heinzler. Eso es una ventaja, dice, porque el calor afecta claramente a los dispositivos. Se supone que los inversores están protegidos por parámetros de reducción de potencia que reducen la salida del inversor de acuerdo con los límites de temperatura. Durante los calurosos días de verano, estos se alcanzan rápidamente y los componentes internos sufren una mayor tensión.

Cambio de temperatura

“El envejecimiento se ve favorecido por factores ambientales como el calor intenso o la humedad alta”, dice Todd Karin del laboratorio de pruebas PV Evolution Labs (PVEL) en California. Un defecto particularmente común en los semiconductores de potencia es el despegue del cable de unión, a menudo causado por un calor intenso. Los semiconductores se sueldan a una placa de circuito hecha de un material sándwich de cobre y cerámica. Durante el ciclo térmico, los materiales se expanden en diferentes grados. El hilo de unión al que está conectado el semiconductor no puede soportar estos movimientos y posteriormente se rompe. Esto conduce a cortocircuitos y arcos dentro del inversor.

El cambio constante de calor a frío también puede hacer que la cerámica comience a delaminarse, continúa Karin. Esto conduce a una conducción deficiente del calor del semiconductor y, en casos extremos, a cortocircuitos. Además, el calor puede provocar la degradación de los aisladores de silicona o cerámica en el zócalo del semiconductor. Esto da como resultado una avería eléctrica con cortocircuitos, arcos y riesgos de incendio.

Aún no está claro exactamente cómo las influencias ambientales causan la degradación de los componentes y se está investigando, por ejemplo, en Halle, en el Instituto Fraunhofer de Microestructura de Materiales y Sistemas , o IMWS. En un proyecto que comenzó en 2020, un grupo está trabajando junto con fabricantes de inversores, incluidos SMA , Electronicon y Merz Schaltgeräte. Han proporcionado equipos devueltos y dispositivos rotos utilizados en condiciones reales.

Degradación

El equipo está analizando más de cerca los componentes defectuosos para comprender las causas y los mecanismos de envejecimiento. Además, los investigadores están estudiando inversores en funcionamiento que han estado en uso durante muchos años en condiciones reales o que se han sometido a pruebas de confiabilidad aceleradas. Para caracterizar los mecanismos de degradación utilizan métodos como la microscopía acústica no destructiva o la termografía lock-in. “Recibimos los componentes de diferentes climas que nos envían los fabricantes”, dice Sandy Klengel, líder del grupo para la evaluación de la integración de sistemas electrónicos en Fraunhofer IMWS.

Klengel y sus colegas comparan los datos de envejecimiento recopilados con los parámetros de uso y los registros de las condiciones ambientales, haciendo preguntas como, ¿a menudo hacía calor en el sitio? ¿O el inversor funcionaba a menudo con carga parcial? En muchos casos, los inversores registran datos similares al mismo tiempo.

“De esta manera, se pueden sacar conclusiones sobre los diferentes mecanismos de envejecimiento debido al enorme calor o la alta humedad”, dice Klengel. El objetivo del proyecto de investigación es desarrollar mejores modelos predictivos para la degradación y confiabilidad del inversor. Klengel es reacio a hacer declaraciones radicales sobre las causas de las fallas de los componentes. Los estudios aún no se han completado y es demasiado pronto para descifrar completamente los datos.

Sensible a la humedad

Pero Klengel revela esto: «Los condensadores de película son particularmente susceptibles a la humedad», y también señala diferencias significativas entre los fabricantes de los condensadores. Además, los fabricantes están trabajando en nuevos diseños para carcasas de capacitores y sistemas de encapsulación. Pero otros componentes también se ven afectados por los mecanismos de envejecimiento; estranguladores, tableros de circuitos, semiconductores de potencia y todo lo demás en un inversor termina en el laboratorio.

«Que los transistores, o los IGBT [transistores bipolares de puerta aislada], tengan fallas, es algo que observamos menos», dice Heinzler, quien tampoco señala un patrón de falla, y señala que los problemas van desde apagados automáticos repetitivos y pérdida de energía. a problemas de condensadores. Según su experiencia, los capacitores y los equipos de comunicaciones se citan como los problemas más comunes.

A menudo, ciertos patrones también se pueden identificar en función de los fabricantes y los años de fabricación, lo que ayuda a solucionar problemas particulares. Los números de lote también son clave: si las fechas de producción del mismo tipo de inversor están muy separadas, es posible que el fabricante utilice diferentes proveedores y el patrón de error cambie. Para estar seguros al comprar inversores o evaluar el riesgo de las instalaciones, los compradores deben mirar la lista de materiales de los inversores, dice Klengel de Fraunhofer IMWS. Hay inversores en el mercado con alta confiabilidad y garantía de 20 años, así como capacitores resistentes, agrega.

Múltiples fallas

Los inversores de cadena y centrales tienen diferentes modos de falla. Karin de PVEL informa que los inversores de cadena tienen hasta 30 veces más componentes que los inversores centrales, lo que aumenta en gran medida la susceptibilidad a fallas. Además, los inversores con mayor conversión de potencia se reducen cada vez más en tamaño. Por lo tanto, las demandas de los inversores de cadena son enormes, dice. “Hoy en día, desea instalar inversores de cadena con 150 o más kilovatios de potencia con dos trabajadores y sin una grúa auxiliar”, dice Jens Heinzler.

El problema con una mayor densidad de potencia es la disipación de calor . Karin, por lo tanto, ve un valor agregado en brindar a los analistas de datos de un proveedor de servicios de mantenimiento acceso a varios sensores de temperatura en el inversor. Prácticamente todos los módulos de semiconductores de potencia tendrían estos sensores incorporados. Pero no todos los fabricantes de inversores garantizan que los clientes finales tengan acceso a los datos. Estos datos podrían incluso usarse para predecir la falla o el funcionamiento límite de un IGBT.

Diseño y arquitectura

No es solo el diseño de los fabricantes lo que afecta la vida útil de los inversores, sino también la forma en que se instalaron. Heinzler explica un caso extremo con una planta fotovoltaica construida con 270 inversores instalados, cada uno con una capacidad de solo 9 kW. Incluso con una tasa de fallas de solo el 1%, dice, debe reemplazar el equipo varias veces al año. Los dispositivos un poco más potentes reducirían enormemente la cantidad de componentes.

Los inversores centrales, por otro lado, tendrían la expectativa de vida más larga pero también requerirían más mantenimiento. Para Heinzler, las razones de la mayor esperanza de vida radican en el hecho de que los inversores centrales tienen sistemas de ventilación sofisticados y el interior está generosamente diseñado. El sobrecalentamiento rara vez es un problema. Pero un sitio de instalación protegido también tiene un efecto positivo en la vida útil, dice Heinzler. Esta protección también podría ser proporcionada por una especie de edificio protector para inversores de cadena.

Otro aspecto que conduce a un final más temprano de la vida útil de los inversores, según el estudio de Bern y la experiencia de Heinzler, es el resultado de una tendencia generalizada hacia la optimización de costos. Si el generador de CC se configura para que se sobrecargue en un 40 % o un 45 %, observa fallas de funcionamiento más frecuentes que en los sistemas en los que el sobredimensionamiento es solo del 10 % al 15 %. “Si siempre manejo mi auto a 220 km/hora, se averiará más rápido que si siempre corro a una velocidad cómoda de 120 km/hora”, dice Heinzler.

Compensación de eficiencia

Las medidas preventivas para los fabricantes podrían hacer que dimensionen los semiconductores de potencia de manera más generosa, lo que evita el despegue del cable de conexión, explica Karin. Sin embargo, hace que los dispositivos sean más caros y menos eficientes.

Muchas deficiencias se originan al tratar de optimizar los costos del proyecto. Heinzler habla sobre cómo se pueden reducir a la mitad los tendidos de cable cuando los diseñadores de proyectos usan un conector Y para poner dos cadenas en una entrada MPPT [seguimiento del punto de máxima potencia] . Pero eso no está exento de problemas, dice. En un caso, observó, este método de instalación se consideró correcto según la hoja de datos del fabricante, pero Heinzler dice que descubrió que los dispositivos eran más propensos a fallar. Los rendimientos específicos de las unidades también variaron mucho más.

Cuando Heinzler y su equipo retiraron los conectores Y, disminuyó la susceptibilidad a la interferencia. Su conclusión: “Hay que vigilar mejor el equilibrio entre los costos de construcción y operación. Especialmente debido a la fase operativa prevista de 20 a 30 años. Si quiere ahorrar unos cuantos metros más de cable aquí y ahorrar unos cuantos enchufes más allá pase lo que pase, terminará pagando la factura”.

Cualquiera que incluya en el precio los costos esperados de reparación o reemplazo de los inversores no construirá algo como esto, dice Heinzler. Él apela a un «sentido de ingeniería eléctrica sólido» al planificar los sistemas. Esto incluye no demasiada sobrecarga de CC y que los inversores estén fuera de la luz solar directa. Esto aumenta la esperanza de vida de los inversores.

Esperanza de vida

Formular una expectativa de vida precisa para los dispositivos es comprensible desde el punto de vista comercial, pero no está exento de problemas, dice Karin. Su impresión es que los fabricantes se están preparando para producir componentes con una expectativa de vida de 15 a 20 años. “Diseñar inversores significa encontrar un buen equilibrio entre un producto robusto y confiable y uno que es demasiado caro”, dice. “Por lo tanto, la suposición de que un inversor dura de 10 a 15 años se convierte en una profecía autocumplida”. Si todos en la industria hacen la misma suposición, los fabricantes tienen pocos incentivos para hacer que sus productos sean más robustos y duraderos.

Por otro lado, los fabricantes se han quejado durante años de que los proyectos están demasiado obsesionados con el gasto de capital y, por lo tanto, optan por componentes de mayor calidad. Y, sin embargo, la industria ha seguido adelante. El consultor de tecnología DNV elaboró ​​un libro blanco que señala que hace 15 años era común reemplazar un inversor cada cinco años. DNV estima que la esperanza de vida de los dispositivos modernos para sistemas montados en tierra ahora es de poco más de diez años, lo que se refleja en los períodos de garantía.

Se están realizando mejoras continuas, y Klengel sospecha que se pueden lograr más avances para probar y garantizar la longevidad de los inversores. Ella señala que la industria energética está exigiendo más para probar la confiabilidad de los componentes, lo que impulsa el desarrollo. Klengel cree que los inversores a precios competitivos con una expectativa de vida de 30 años, como es el caso de los módulos solares, son técnicamente factibles.