Información técnica Tecnología de módulos Los inversores de SMA ofrecen la solución adecuada para cualquier tipo de módulo. Contenido Junto con los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino, en el mercado concurren nuevas tecnologías de células y módulos de nuevo desarrollo. Innovadoras tecnologías, como lo son los módulos de capa fina y las células de contacto posterior, ofrecen avanzadas ventajas, entre las que cabe destacar su bajo coste de producción, la rápida amortización energética y sus coeficientes de rendimiento excepcionalmente altos. Sin embargo hay que tener en cuenta que algunas de estas tecnologías solo deberían ser empleadas bajo determinadas condiciones. Es por ello que para el empleo de módulos fotovoltaicos es absolutamente necesario observar las recomendaciones de instalación de los fabricantes. Debido a la gran variedad de topologías disponibles, la instalación de los inversores de SMA en combinación con el correspondiente equipamiento opcional es tan flexible que disponemos del equipo ideal para cualquier tipo de módulo. Esta información técnica describe la experiencia acumulada en el uso de distintas células y tecnologías de módulos. Esta información se completa con recomendaciones concretas para seleccionar el inversor más apropiado. Duennschicht-TI-UES114630 Versión 3.0 ES
Potential Induced Degradation (PID) 1 Potential Induced Degradation (PID) Son muchos los instaladores y operadores que en los últimos tiempos han oído hablar o han leído artículos sobre una pérdida imprecisa de rendimiento. Este fenómeno afecta en especial al módulo fotovoltaico más cercano al polo negativo. Ahí, el potencial (tensión a tierra) de la célula solar suele ser, en función de la longitud de un string y del tipo de inversor instalado, entre 200 V y 350 V. Por lo que los marcos de los módulos fotovoltaicos presentan, por su parte, un potencial de 0 V, ya que han de tener toma a tierra por motivos de seguridad. A causa de esta tensión eléctrica entre las células solares y los marcos es posible que los electrones de los materiales empleados en el módulo fotovoltaico se liberen y fluyan por el marco con toma a tierra (imagen 1). Esto provoca una carga (polarización) que puede modificar perjudicialmente la curva característica de las células solares (imagen 2). Se ha visto que dichas polarizaciones suelen ser reversibles. Por ese motivo, son distintas de los efectos irreversibles como la corrosión y el deterioro normal. L V +/PE N V red V FV V -/PE Sección Marco de aluminio Figura 1: Almacenamiento de cargas eléctricas mediante una corriente de fuga entre la célula solar y el marco del módulo Corriente [A] PID por horas 8 40 80 100 6 4 2 Figura 2: 0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 Tensión [V] Curva característica de un módulo fotovoltaico antes y durante el proceso de degradación Se caracteriza por un truncado de la curva característica donde la tensión en circuito abierto y la corriente de cortocircuito permanecen prácticamente inalteradas, pero el rendimiento máximo (MPP) se reduce hasta 70 %.* Duennschicht-TI-UES114630 2/9
TCO-Corrosión En el pasado, sólo se conocían polarizaciones en algunos tipos de células para los que el fabricante aconsejaba un mantenimiento específico. Actualmente, hay más tipos de células que muestran este síntoma. En cualquier caso, deben distinguirse dos posibilidades: Desde hace años, la empresa SunPower afirma que sus módulos con células A-300 (tipo n) se polarizan al usarse con potencial eléctrico positivo. Por ese motivo, se recomienda una toma a tierra del polo generador positivo. Muchos de los casos actuales afectan a fabricantes con células tipo p. Sin embargo, en estos casos la polarización afecta al potencial negativo y se puede evitar con la toma a tierra del polo generador negativo. Si, a causa del inversor utilizado, no fuera posible la toma a tierra del generador o si los módulos fotovoltaicos ya están polarizados, la única solución consiste en neutralizar la polarización. SMA Solar Technology AG ha desarrollado la denominada PVO-Box que crea una tensión inversa en el polo afectado por la noche. Si desea más información sobre este tema, consulte la información técnica "Potential Induced Degradation" en www.sma-iberica.com. 2 TCO-Corrosión Con anterioridad, se ha observado un deterioro de la capa de TCO (óxido conductor transparente) en algunos módulos de capa fina, tras un tiempo de funcionamiento relativamente corto. El deterioro de esta capa electroconductora del lado interior del vidrio de cobertura es irreparable y supone pérdidas importantes de potencia. Causas Las causas del deterioro de la capa de TCO están siendo investigadas por el Florida Solar Energy Center (FSEC) desde el año 2000. Ahí se ha demostrado que afecta principalmente a los módulos con células de a-si y de CdTe, producidos con tecnología de superestratos. En este método de fabricación se aplican las diversas capas del módulo comenzando por el vidrio de cobertura. La corrosión del TCO suele comenzar en el borde del módulo fotovoltaico cuando el sodio que contiene el vidrio de cobertura reacciona con la humedad. A causa de la corrosión, el TCO se vuelve lechoso y pierde sus propiedades conductoras. Con lo que se merma el rendimiento del módulo fotovoltaico. Estructura del sustrato Vidrio de cobertura Lámina Sustrato Estructura del superestrato Vidrio de cobertura Lámina Cubierta posterior a-si Silicio amorfo CIS Diseleniuro de cobre e indio CdTe Telururo de cadmio TCO / Metalización a-si / CIS Metalización TCO a-si / CdTe Metalización * según J. Berghold et al.: "Potential Induced Degradation of Solar Cells and Panels"; 25th EU PVSEC / 5th World Conf. on PV Energy Conversion, 6-10 September 2010, Valencia, Spain Duennschicht-TI-UES114630 3/9
Corrientes de derivación capacitivas Medidas preventivas La corrosión depende directamente de las corrientes de fuga y estas, a su vez, del potencial del generador fotovoltaico a tierra. A diferencia de la tensión fotovoltaica entre los polos positivo y negativo, a la hora de diseñar la instalación fotovoltaica apenas se tiene en cuenta la tensión a tierra. Esta tensión puede variar mucho según la topología de los inversores (ver capítulo 5 Potencial a tierra, página 6). Si se maximiza la distancia entre los módulos fotovoltaicos y las estructuras con toma a tierra (p. ej. marcos de los módulos) se pueden reducir ligeramente las corrientes de fuga. Pero la mera elección de una determinada topología de inversor no evita el problema. Mediante el uso de inversores de separación galvánica y la toma a tierra del contacto negativo del generador con el kit de toma a tierra (número de pedido ESHV-N-NR) se crea un campo eléctrico en el que los iones de sodio de carga positiva se alejan de la capa de TCO. De esta forma se previene la corrosión de forma segura. Es el método al que se debería dar preferencia. Además, los fabricantes de módulos han desarrollado distintas medidas para evitar este efecto. Por ejemplo, si se sellan mejor los bordes del módulo, se evita la penetración de la humedad, lo que evita el proceso de corrosión al faltar un reactivo. 3 Corrientes de derivación capacitivas Un módulo fotovoltaico consta de una superficie eléctrica recargable colocada frente a un bastidor puesto a tierra. Este diseño se comporta como un condensador eléctrico cuya capacidad será mayor cuanto mayor sea la superficie y menor la distancia al polo opuesto con toma a tierra (bastidor). Dado que esta capacidad se considera un efecto secundario no deseado, se habla también de "capacidad parásita". La capacidad se calcula con la siguiente fórmula y depende de cuatro factores: C = ε 0 ε r A d Significado de los factores: Factor ε 0 Significado Constante dieléctrica o permitividad, constante fundamental: 8,85 10 12 As/Vm ε r Permitividad relativa, dependiente del material: ε raire = 1; ε rvidrio 5 10 A d Superficie activa del condensador Distancia entre las placas de condensador Además, durante el funcionamiento, los módulos fotovoltaicos están conectados a la red eléctrica pública mediante el inversor. En función del tipo de inversor utilizado, parte de la amplitud de tensión alterna llega a los módulos fotovoltaicos. Con muchos de los inversores sin transformador, sería la mitad de la tensión alterna (115 V/50 Hz). La tensión oscilante cambia continuamente el estado de carga del condensador fotovoltaico parásito y crea una corriente de desplazamiento proporcional a la capacidad y a la amplitud de tensión. Duennschicht-TI-UES114630 4/9
Resistencia de aislamiento R iso Para expertos: es posible calcular la corriente de desplazamiento (valor eficaz) como sigue: I = ------- ΔQ ΔU = C ------- = C 2π f U Δt Δt En la fórmula, f = 50 Hz es la frecuencia de red y U es el valor eficaz de la tensión alterna del generador fotovoltaico (aprox. 115 V en inversores sin transformador). Esta corriente de derivación es una corriente reactiva cuya fase está movida 90 con respecto a la tensión de red. Está, por lo tanto, exenta de pérdidas. La corriente de derivación capacitiva descrita más arriba es una corriente reactiva no perjudicial en sí misma. No obstante, enmascara una posible corriente de fuga que, por ejemplo, se generaría al entrar en contacto con un cable con tensión en un aislamiento dañado y que podría impedir su reconocimiento. Con una corriente de derivación de a partir de 50 ma, ya no sería posible reconocer una corriente de fuga potencialmente mortal de 30 ma aprox. Por razones de seguridad el inversor se desconecta automáticamente de la red eléctrica pública. En muchos inversores monofásicos sin transformador, se alcanzan estos 50 ma con una capacidad parásita de 1 400 nf. Para más información sobre este tema, consulte la información técnica "Corrientes de derivación capacitivas" en www.sma-iberica.com. 4 Resistencia de aislamiento R iso La mayoría de células de una instalación fotovoltaica suelen permanecer en un potencial distinto a cero. Con el fin de garantizar la protección del personal y anti-incendios, se evitan las grandes corrientes de fuga, para lo que los módulos fotovoltaicos deben estar bien aislados. En otras palabras, la resistencia de aislamiento R iso no debe superar un valor determinado. Los inversores sin transformador no pueden medir de forma continua mientras están en funcionamiento la R iso a causa de la conexión directa a la red eléctrica pública con toma a tierra. El aislamiento del generador fotovoltaico deberá controlarse, antes del acoplamiento a la red, midiendo la resistencia de aislamiento y, durante el modo de inyección, a través de la corriente de derivación. Existen algunas normas para la R iso : Los módulos fotovoltaicos deberán tener una R iso de 40 M Ω m² como mínimo. Esto significa que un módulo fotovoltaico con una superficie de módulo de 1 m² debe tener una resistencia de aislamiento de, al menos, 40 MΩ; mientras que un módulo fotovoltaico con una superficie de 2 m² debe contar con una de 20 M Ω como mínimo. En los sistemas fotovoltaicos sin aislamiento galvánico (sin transformador) la R iso debe ser de al menos 2 000 k Ω por kw de tensión de entrada del inversor. El cumplimiento de estos valores se controla desde el inversor. Hasta finales de 2010, los valores umbral eran aún más estrictos, con lo que en las instalaciones fotovoltaicas de gran tamaño solían producirse conflictos entre ambas normas. En la actualidad es menos habitual, pero sigue siendo posible. He aquí un ejemplo ilustrativo: Duennschicht-TI-UES114630 5/9
Potencial a tierra Conflicto de normas Una instalación fotovoltaica de 17 kw compuesta por módulos fotovoltaicos con un rendimiento del 8,5 % precisa una superficie modular de 200 m². Conforme a la norma, debería tener una resistencia de aislamiento de 40 M Ω / 200 m² = 200 k Ω. Con lo que no queda margen de seguridad para la norma existente y puede suponer problemas en la interconexión del inversor a la red eléctrica pública. Los módulos fotovoltaicos con un rendimiento aún menor (por ejemplo, a-si) o los generadores cada vez mayores se ven afectados por el problema. Para más información sobre este tema, consulte la información técnica "Resistencia de aislamiento" en www.sma-iberica.com. 5 Potencial a tierra Con el fin de determinar el inversor adecuado para cada requisito de los módulos fotovoltaicos, es necesario conocer el potencial del generador durante el modo de inyección en los polos positivo y negativo. Esto se describe en el siguiente diagrama: Tensión respecto a tierra [V] 500 400 300 200 100 100-100 -200-300 -400-500 Potencial del generador SB TL / SMC TL STP TL SB con transformador SB con transformador y kit de toma a tierra negativa Figura 3: El potencial del módulo fotovoltaico inferior (azul) o superior (rojo) (en comparación a la imagen 1) de un string depende del inversor utilizado y, a su vez, de si hay un polo del generador con toma a tierra. Ejemplo para una tensión MPP de 400 V. SB = Sunny Boy, SMC = Sunny Mini Central, STP = Sunny Tripower, TL = Transformerless (Sin transformador) Hay distintos potenciales de generador según el tipo (topología) de inversor. Además, existe la posibilidad de crear una toma a tierra directa (inversor con transformador) o indirecta mediante desplazamiento de potencial (inversores sin transformador). En total, los inversores de SMA ofrecen las siguientes opciones: Duennschicht-TI-UES114630 6/9
Potencial a tierra Kit de toma a tierra clásico: este tipo de toma a tierra sólo está disponible en inversores de SMA con transformador. La toma a tierra del polo positivo o negativo se realiza mediante un cortacircuito fusible interno, con lo que se ofrece seguridad adicional (protección contra incendios). Este fusible permite supervisar el aislamiento. El kit de toma a tierra está disponible tanto para una toma a tierra positiva como para una negativa. Los inversores de SMA SB xxxxhf incluyen el denominado enchufe de toma a tierra que se puede enchufar al inversor en dos posiciones diferentes. Con un único enchufe se puede además realizar una toma a tierra positiva o negativa. Los inversores con certificado UL para EE.UU. y Canadá tienen la función del kit de toma a tierra integrada ya que están equipados con GFDI (Ground Fault Detection Interrupter). TL-Grounding Solution: En los inversores sin transformador, el potencial del generador fotovoltaico se acopla a la red eléctrica pública. Por lo tanto, la toma a tierra directa no es posible. Sin embargo, el potencial del punto neutro del sistema trifásico se puede desplazar lo necesario de modo que el polo negativo se encuentre siempre en el rango positivo en el generador fotovoltaico. Esta medida, que sería una toma indirecta, se denomina "TL-Grounding Solution y está limitada por ahora a instalaciones fotovoltaicas con Sunny Tripower que inyecten a la red de tensión media mediante su propio transformador. Asimismo, existe la opción de invertir el potencial por la noche para neutralizar el posible portador de carga acumulado. Con este fin, se instala la PVO-Box para la regeneración de los módulos fotovoltaicos reversibles (consulte la imagen 1 : "Potential Induced Degradation"). Duennschicht-TI-UES114630 7/9
Lista de comprobación 6 Lista de comprobación Para facilitarle la elección del inversor más adecuado para cada tipo de módulo, hemos reunido las recomendaciones actuales más importantes: 1. Compruebe si el fabricante de los módulos fotovoltaicos ofrece recomendaciones sobre la toma a tierra del generador o sobre la topología del inversor en cuestión. 2. Si el fabricante de los módulos fotovoltaicos no da indicaciones para el empleo de sus productos, recomendamos que elija el inversor según las características de los módulos fotovoltaicos que se indican en la tabla. Si las recomendaciones del fabricante y las nuestras no coinciden, siga las recomendaciones del fabricante. Tecnología de las células / conformación de los módulos c-si* Capa fina** Silicio monocristalino (A-300)* Flexible o con reverso metalizado*** Inversores sin transformador SB xxxxtl STP xxxxtl SMC xxxxtl Inversores con transformador sin kit de toma a tierra Equipo de serie SB xxxx SMC xxxx con kit de toma a tierra negativa * Vea el capítulo 1 Potential Induced Degradation (PID), página 2. ** Vea el capítulo 2 TCO-Corrosión, página 3 y el capítulo 4 Resistencia de aislamiento R iso, página 5. *** Vea el capítulo 3 Corrientes de derivación capacitivas, página 4. con kit de toma a tierra positiva Leyenda: : recomendable; recomendable con restricciones; no recomendable Ejemplo: La empresa SunPower recomienda que con módulos de células del tipo A-300 se efectúe una toma a tierra del polo positivo del generador. La opción acertada: Sunny Boy con transformador y un kit de toma a tierra positivo (ver el capítulo 1 Potential Induced Degradation (PID), página 2). Ejemplo: Los módulos de capa fina con células de CdTe o silicio amorfo a menudo disponen de un vidrio recubierto de TCO como sustrato para la conformación de las células. La opción acertada: Sunny Boy con transformador y un kit de toma a tierra negativo (ver capítulo 2 TCO- Corrosión, página 3). Duennschicht-TI-UES114630 8/9
Lista de comprobación Ejemplo: Para las células flexibles de capa fina a menudo se emplea una lámina de acero inoxidable como sustrato portador. La opción acertada: Sunny Boy con transformador (ver capítulo 3 Corrientes de derivación capacitivas, página 4). Duennschicht-TI-UES114630 9/9