Fuente: https://www.pv-magazine.com
Se estima que 10 GW de módulos solares en Alemania sufren un envejecimiento prematuro de sus láminas posteriores, lo que afecta a emplazamientos de todos los tamaños. Cornelia Lichner, de pv magazine Alemania, analiza cómo detectar y reparar estos defectos.
Si la lámina posterior se rompe, es sólo cuestión de tiempo que la estabilidad de un módulo falle por completo.
Foto: Bernhard Weinreich, HaWe Engineering
Holger Schultheiß sospechaba lo que encontraría el instalador que el pasado otoño inspeccionara su sistema solar de tejado de 11 años de antigüedad. Los vecinos habían experimentado los mismos problemas con fallas en los inversores y cadenas que permanecían fuera de línea.
La parte trasera de los módulos mostraba grietas en forma de tablero de ajedrez, algunas visibles desde el frente. La humedad en los paneles provocó que fluyeran corrientes de fuga entre los terminales positivos y tierra. El inversor, que mide el aislamiento, no se activa si el aislamiento es demasiado bajo. Alrededor de la mitad de los módulos del sistema de 200 kW de Schultheiß se vieron afectados, en un año en el que los instaladores no tuvieron tiempo para realizar reparaciones.
Se sabe desde hace mucho tiempo que algunas películas de lámina posterior “AAA”, hechas de poliamida de triple capa y ampliamente utilizadas entre 2010 y 2013, pueden volverse quebradizas y romperse. «A estas alturas habría que ver las señales en todos los módulos afectados, ya sea que estén instalados en sistemas de suelo o en tejados», afirma Bernhard Weinreich, director general de HaWe Engineering. Ahora, los módulos más jóvenes y otros tipos de láminas muestran un comportamiento similar.
Gran problema
Alrededor del 15% de la capacidad solar de Alemania (10 GW) podría verse afectada. Eso equivale a hasta 2.000 millones de euros (2.180 millones de dólares) en costos de reemplazo, y hasta ahora es probable que solo se haya detectado una fracción de los paneles afectados.
También existen riesgos para la seguridad. Los módulos afectados podrían electrocutarse si se manipulan en climas húmedos y son más susceptibles a los incendios. Dado que algunos paneles gravemente dañados solo muestran una pérdida menor de rendimiento, ¿cómo se pueden evaluar los daños? ¿Cuánto tiempo pueden funcionar de forma segura estos módulos después de los signos iniciales de envejecimiento prematuro?
Los científicos han realizado pruebas exhaustivas para evaluar el problema en el marco del proyecto «Anomalous». Los resultados de organismos como HaWe, Forschungszentrum Jülich, ZSW Baden-Württemberg y el Centro Fraunhofer de Energía Fotovoltaica de Silicio (CSP) se presentaron en el Simposio Fotovoltaico celebrado en Bad Staffelstein en marzo.
Weinreich, de HaWe, estimó la cifra de 10 GW, incluidos 2 GW de paneles gravemente afectados instalados entre 2010 y 2012; y 6 GW instalados entre 2004 y 2014, que cuentan con otros tipos de láminas posteriores y se espera que fallen antes de su vida útil de 20 años. «Compramos nuestra planta como inversión financiera y como provisión para la jubilación», afirma Schultheiß. Después de 10 años, el conjunto empezó a generar beneficios y Schultheiß reemplazó alrededor de 300 módulos afectados por 150 nuevos de mayor potencia.
Hasta ahora, el tiempo ha estado del lado de los fabricantes y operadores de instalaciones fotovoltaicas. Cuanto más se posponía el reemplazo, más baratos se volvían los nuevos paneles. Los altos precios de la electricidad ayudaron a garantizar que la repotenciación siguiera siendo viable. Sin embargo, los precios de los paneles subieron el año pasado.
Detectar fallas
Los hallazgos anómalos del proyecto informarán un estándar de seguridad de equipos que se espera que emita el organismo alemán VDE (Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik) a finales de septiembre. El estándar ayudará a identificar, clasificar y evaluar los defectos de la hoja posterior del módulo y realizar un seguimiento de los cambios en ellos.
«La base de la evaluación de seguridad es que los módulos fotovoltaicos son productos de clase de protección 2», afirma Bengt Jäckel de Fraunhofer CSP, uno de los autores de la especificación VDE prevista. “Esto significa que personas no profesionales sin ningún conocimiento previo especial pueden tocarlos y que no deben representar ningún peligro. Si esto ya no está garantizado para un sistema, debe transferirse a un estado seguro”. El reglamento evaluará la seguridad mediante una lista de control.
«Todo comienza con una inspección visual y la pregunta: ¿la observación es relevante para la seguridad eléctrica? ¿Se trata de un defecto en serie o de un caso aislado?» dice Jäckel, refiriéndose a signos como tiza, decoloración, corrosión de conectores eléctricos, grietas, delaminación o marcas de quemaduras.
Por ejemplo, la corrosión en los conectores de las celdas eléctricas se consideraría de bajo riesgo. La coloración verde hacia el marco en los conectores transversales sería un riesgo medio a alto y requeriría que la lámina posterior sea inspeccionada más de cerca, por un especialista que utilice espectroscopía no destructiva en una película recortada en el campo o por un laboratorio de un instituto de pruebas.
El análisis Raman, el infrarrojo por transformada de Fourier y la espectroscopía accesoria de reflectancia en el infrarrojo cercano requieren equipos costosos, dice Weinreich, siendo este último capaz de identificar sustancias basándose en picos en las curvas de medición y compararlas con una base de datos de materiales. Sin embargo, el uso de una variedad de aditivos y películas de inclusión para las láminas posteriores evita que la especificación VDE contenga una «lista negra» de materiales de láminas posteriores.
Problemas de inspección
Los inspectores que vean corrosión pueden recomendar pruebas de aislamiento y una nueva inspección, generalmente un año después. «De las especificaciones VDE no se derivan obligaciones que vayan más allá de las normas electrotécnicas generales», afirma Jäckel. «De todos modos, una vez al año es necesario realizar una inspección de seguridad operativa».
El reglamento ayudará a identificar fallas críticas antes, estandarizar la inspección y hacer que los resultados de las pruebas sean reproducibles. «En particular, las pruebas de aislamiento en el campo suelen ser difíciles de reproducir, ya que el valor medido depende de la situación meteorológica de los días anteriores y de la posibilidad de una profunda humedad», afirma Jäckel. «Si se producen grietas u otras anomalías en varios módulos, también se deben examinar varios, por ejemplo mojando completamente un hilo por delante y abundantemente por detrás para aumentar la detección de fallos y la reproducibilidad».
El diseño del sistema y las condiciones climáticas aún podrían causar un rango de resultados muy disperso, por lo que se han tomado medidas para ayudar a transferir los hallazgos de una serie de mediciones en condiciones de laboratorio al campo. Por ejemplo, el agua más fría da como resultado una mayor resistencia de aislamiento, por lo que la guía VDE incluirá una curva de calibración.
Los inspectores deben determinar cuánta humedad absorben los módulos al remojar los paneles. “Luego vemos que la resistencia de aislamiento de los módulos más antiguos cae rápidamente, normalmente dentro de las primeras 48 horas. Los módulos más nuevos normalmente no muestran este comportamiento”, afirma Jäckel, y añade que la guía pública VDE será gratuita.
Seguimiento de tendencias
Richard Rath, director general de Encome Deutschland, señala problemas adicionales. «Cuando se producen fallos de aislamiento en inversores de hace 10 años, la causa puede estar en cualquier lugar, desde el transformador hasta el módulo», afirma. «Al mismo tiempo que las láminas posteriores de poliamida, a menudo se instalaban cables que no eran impermeables».
«Sospechábamos que los cables eran la causa del fallo antes de determinar que las láminas eran la causa del fallo», dijo a pv magazine un empleado de una empresa alemana de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC), bajo condición de anonimato . Algunos módulos tenían láminas de poliamida con roturas en el medio. Otros tenían una capa intermedia que presentaba roturas, lo cual es más problemático. A contraluz, sólo se veían finas grietas en los espacios entre las celdas. La humedad penetró lateralmente y tardó días en secarse.
El EPC para el que trabaja nuestra fuente supervisa las tendencias a largo plazo, afirma el empleado y añade: “En determinadas instalaciones, los valores de aislamiento disminuyen de un invierno a otro. Esa es una clara señal de advertencia”. La evaluación solo está disponible para inversores centrales en proyectos fotovoltaicos más antiguos.
Rath de Encome no cree que el monitoreo detecte claramente problemas en la parte trasera del panel. “Si detectamos fallos de aislamiento, enviamos a un empleado a buscar la causa. Un topógrafo reconoce problemas en el módulo; un instalador de mantenimiento tiene dificultades para reconocer los problemas incipientes de las láminas”.
Para los conjuntos más pequeños, generalmente en la azotea, que se instalan con inversores de cadena, existe un riesgo adicional de que las altas temperaturas puedan provocar una degradación acelerada, incluso con poca exposición a los rayos UV. «Lamentablemente aquí faltan datos de pruebas estadísticamente fiables», afirma Weinreich de HaWe Engineering. «En algunas circunstancias, sólo quedan unos pocos años para la renovación de las zonas afectadas hasta que las operaciones se paralicen».
Advierte que no basta con solucionar los fallos de aislamiento desconectando los módulos individuales. Las reclamaciones deben informarse inmediatamente a los fabricantes y otras partes, incluidas las aseguradoras.
Garantías vacías
La fuente de EPC de pv magazine afirma que las garantías sólo se aplican si los fabricantes todavía están interesados en vender en Alemania. Se sugirió realizar reparaciones a la empresa fuente en un sitio solar, añaden, «pero eso nos pareció inútil a nosotros y al experto que contratamos».
El reemplazo es una mejor opción, incluso si implica una reconstrucción para garantizar que los módulos nuevos y antiguos no se mezclen en una cadena. Si bien deberían aplicarse garantías de desempeño a más largo plazo a las paradas relacionadas con la seguridad (en lugar de garantías de productos), los litigios son costosos.
Schultheiß no quería sufrir. «Tuvimos que probar los módulos y enviar los resultados de las pruebas para luego recibir un reemplazo en tiempo y valor», afirma. «El esfuerzo y el beneficio parecían desproporcionados».
Andreas Kleefisch, abogado de Baumeister Rechtsanwälte, conoce los métodos que pueden utilizar los fabricantes para eludir los compromisos de garantía. «Con algunos fabricantes no ha salido a la luz ni un solo caso de garantía resuelto con éxito», afirma. «Con ellos, los términos de la garantía están diseñados de tal manera que es prácticamente imposible para un operador presentar un reclamo». Con otros, dice, es un proceso largo y arduo.
Alegar un defecto en serie es el mejor enfoque, afirma Kleefisch, y añade: «Entonces puedes plantearlo para todos los módulos afectados y no tener que esperar a que se desarrolle en detalle». Rath, de Encome, también cita casos en los que los operadores sólo pudieron negociar nuevas compras con descuentos, mediante acuerdos secretos.
Opciones de vidrio-vidrio
Schultheiß optó por módulos de sustitución de vidrio y hoy en día el empresario de nuestra fuente EPC sólo compra vidrio-vidrio. Eric Lohse, líder del equipo de gestión de calidad del desarrollador alemán Enerparc, dice: “Nuestro objetivo debe ser no sufrir fallos prematuros durante los más de 20 años de vida útil. Si podemos lograrlo con componentes probados y de mayor calidad que tengan una menor degradación, una mayor inversión inicial se amortizará a lo largo de una vida útil más larga”.
A diferencia de los módulos de lámina posterior, añade, “con los módulos de vidrio-vidrio, siempre se puede saber inmediatamente si hay daños durante el transporte. Está intacto o roto”. Weinreich, de HaWe Engineering, afirma que los módulos vidrio-vidrio todavía tienen problemas en el sellado de los bordes y Jäckel señala: “Los fabricantes de vidrio también están experimentando, ya sea con vidrio más fino, con respaldos estructurados o con espacios entre celdas enmascarados. La tendencia hacia un vidrio cada vez más delgado podría reducir significativamente la resistencia al granizo en la parte frontal”.
Los módulos con láminas posteriores se prueban ahora de manera más rigurosa, incluso para detectar radiación UV bajo la intemperie y las interacciones con la película de incrustación. De cualquier manera, los inversores deben estar seguros de la composición del material del módulo, que a menudo está disponible por una tarifa y puede evitar costos de espectroscopia de campo más adelante. Los compradores deben negociar procedimientos de defectos en serie con los fabricantes e insistir en un procedimiento de prueba simplificado o carga de la prueba invertida, así como una compensación ampliada por el reemplazo del módulo.
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