sábado, 19 de diciembre de 2009

ESQUEMAS DE CONEXIÓN A TIERRA EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AISLADOS I

INTRODUCCIÓN


El tema de puesta a tierra es uno de los asuntos más confusos en las instalaciones eléctricas. Debido a esta confusión los sistemas fotovoltaicos no escapan por tanto a ella y es por lo que se plantea esta recopilación de prácticas a llevar a cabo en estos sistemas.


1.- TIPOS DE CONEXIONES A TIERRA.


Actualmente, tal como se definen en la CEI 60364, en la UNE 20460 y en la NF C 15-100, los esquemas de conexión a tierra (ECT), que durante mucho tiempo se han llamado «regímenes de neutro», son tres:


·         la puesta a neutro -TN-
·         el neutro a tierra -TT-
·         el neutro aislado (o impedante) -IT-


Estos tres esquemas tienen una misma finalidad en cuanto a la protección de personas y bienes: el control de los efectos de un defecto de aislamiento. Se consideran equivalentes en cuanto a la seguridad de personas frente a contactos indirectos.
Pero no es necesariamente así para la seguridad de la instalación eléctrica de BT en lo que se refiere a:


·         la disponibilidad de la energía
·         el mantenimiento de la instalación


Por este motivo, en ciertos países, la elección viene impuesta por las leyes y normativas según el tipo de edificio. Por ejemplo, en España,  el esquema IT es obligatorio en los quirófanos de los hospitales y el TN-C está prohibido en los locales con riesgo de explosión.


2.- CAUSAS DE LOS DEFECTOS DE AISLAMIENTO.


Para asegurar la protección de las personas y la continuidad de la explotación, los conductores y las piezas con tensión de una instalación eléctrica están «aislados» respecto a las masas conectadas a tierra.
El aislamiento se consigue mediante:


·        la utilización de materiales aislantes,
·        con una separación adecuada: por una parte, necesitan determinadas distancias de aislamiento en el seno de un gas (por ejemplo, el aire) y por otra, hay que tener presente el recorrido de las líneas de fuga (en el aparellaje: por ejemplo el camino de contorneo en un aislador).
Un aislamiento se caracteriza por las tensiones específicas que, conforme a las normas, se aplican a los productos y equipos nuevos:


·         tensión de aislamiento (la tensión más elevada de la red),
·         tensión de resistencia a la descarga del rayo (onda 1,2; 50 ms);
·         tensión de resistencia a la frecuencia industrial (2 U + 1 000 V/1 min).


Los aislamientos de los equipos, con el paso del tiempo se van deteriorando por varios motivos. Este deterioro del aislamiento puede derivar en un “defecto” de aislamiento, que puede ser:


·        de modo diferencial (entre conductores activos), lo que se convierte en un cortocircuito,
·        de modo común (entre conductores activos y masa o tierra) circulando entonces por el conductor de protección (CP) y/o por tierra una corriente de defecto, llamada de modo común u homopolar (MT).


3.- CONSECUENCIAS DERIVADAS DE UN DEFECTO DE AISLAMIENTO.


Un defecto de aislamiento, sea cual sea su causa, presenta riesgos para:


·         la vida de las personas,
·         la conservación de los bienes,
·         la disponibilidad de la energía eléctrica, lo que a su vez redunda en perjuicio de la seguridad.


3.1.-CONTACTOS DIRECTOS E INDIRECTOS.



Fig.1 Tipos de contactos





La duración de estos contactos debe de limitarse para la protección de las personas. Dicha limitación del tiempo de contacto está establecida según el lugar del emplazamiento y la tensión de funcionamiento de las instalaciones según la norma CEI 60364.





Fig 2. Duración máxima del mantenimiento de la tensión de contacto según CEI 60364




4.-Nomenclatura utilizada en los Esquemas de Conexión a Tierra.


La identificación de los tipos de esquema se expresa con dos letras:
·         la primera para la conexión del neutro del transformador (con 2 casos posibles):


o   T para «conectado» a tierra,
o   I para «aislado» de tierra;


·         la segunda identifica el tipo de conexión de las masas de los receptores (con 2 casos posibles):


o   T para «masa conectada directamente» a tierra,
o   N para «masa conectada al neutro» en el origen de la instalación; instalación que ha de estar conectada a tierra.


La combinación de estas dos letras da tres configuraciones posibles:


·         TT: neutro del transformador T y masa T,
·         TN: neutro del transformador T y masa N,
·         IT: neutro del transformador I y masa T.


5.-El caso de los sistemas fotovoltaicos aislados.


Estos sistemas eléctricos son muy particulares, ya que:


·         Tenemos dos tipos de corriente compartiendo la misma instalación a decir,
o   Continua
o   Alterna ( puede estar presente o no)
·         Cada uno de los módulos fotovoltaicos se comporta como un generador,
·         Existe una mayor probabilidad de impactos de rayo directo o indirecto,
·         Lo más probable es que convivan dos sistemas de conexión a tierra diferentes,
·        la única forma de conseguir que la salida de un sistema FV sea nula en los terminales del campo es impidiendo que la luz ilumine los módulos.
Las características anteriormente mencionadas condicionan la puesta a tierra de los sistemas fotovoltaicos aislados.
En estas instalaciones, en el caso de que contemos con un inversor, tenemos un “punto frontera” que divide la parte de continua y la parte de alterna; el punto frontera es el inversor. Denominaremos “aguas arriba” a todos los equipos que se encuentren antes del inversor  y por tanto, coincidirá con el lado de continua de la instalación. Así mismo, denominaremos “aguas abajo” a aquella parte de la instalación que discurre desde el inversor hacia las cargas a alimentar, y que por tanto corresponderá con el lado de alterna.


5.1.-Aguas Arriba (Módulos, regulador, cableado y baterías)


En una instalación fotovoltaica la fuente de energía de la parte de continua son las placas fotovoltaicas. Estas placas, suelen ir enmarcadas en bastidores metálicos, apoyados a su vez en soportes metálicos. Estas partes metálicas deben de conectarse todas entre sí, para que sean equipotenciales y, además, se conectan a tierra como medida de seguridad para la instalación, frente a descargas atmosféricas.



Fig 3. Esquema de conexión a tierra de módulos y estructura soporte




Del campo fotovoltaico parten dos conductores activos, el negativo y el positivo, que están aislados entre sí y aislados de tierra. Esta disposición, como podéis ver en las definiciones anteriores, coincide con un ECT denominado IT, o “de generador flotante”, ya que no hay conductores activos puestos a tierra, pero si lo están, mediante una conexión específica, las masas y partes metálicas accesibles de los módulos fotovoltaicos. Con esta disposición, si uno cualquiera de los conductores, que parten de las placas, positivo o negativo, se pone en contacto eléctrico con una parte metálica, que está puesta a tierra, el único efecto es que los potenciales de ese conductor, de la masa metálica y de la tierra son los mismos, y no hay ninguna corriente de derivación a tierra. Si ahora una persona toca la parte metálica de los módulos, no hay tampoco ninguna corriente de derivación por su cuerpo, pues la diferencia de potencial a la que está sometida es cero, que es la diferencia de potencial entre la masa y tierra. Por tanto, con los dos hilos activos aislados entre sí y de tierra, un primer defecto a tierra no es peligroso para las personas.
Si ahora se produce un nuevo contacto del otro conductor con la parte metálica, tampoco hay una corriente de fuga a tierra, sino un cortocircuito, pues, como se ha dicho, toda la parte metálica es una superficie equipotencial. Si ahora una persona toca la parte metálica, tampoco se produce ninguna corriente de fuga a tierra por ella, pues la diferencia de potencial entre la parte metálica y tierra, vuelve a ser nula.
Este cortocircuito, no provocará ninguna avería en las placas fotovoltaicas, pues la intensidad de cortocircuito de las placas fotovoltaicas es solo escasamente superior a su intensidad nominal. El efecto del cortocircuito tampoco dañará el regulador de carga de la instalación, bien porque se haya colocado un sistema de protección adecuado aguas arriba de éste, o bien, porque la mayoría de los reguladores llevan incorporado un sistema de protección que previene frente a esta circunstancia.

Fig. 4 Esquema básico de conexión de los elementos de corriente continua




El esquema anterior, solamente puede haber peligro para la persona, si el segundo defecto a tierra se produce a través de ella. Pero esto solo se produce si ya ha habido un primer defecto a tierra de uno de los conductores activos (positivo o negativo), si ese defecto no ha sido reparado, y si la persona toca directamente el otro conductor activo. Esta situación equivale al contacto directo de la persona con los dos conductores activos, contacto cuyas consecuencias no puede evitar ningún interruptor diferencial, ni siquiera en las instalaciones de corriente alterna, si la persona está aislada de tierra.
Como hemos documentado, el sistema IT en el lado de continua de los sistemas fotovoltaicos aislados, asegura totalmente la protección frente a contactos indirectos que pueda sufrir una persona que se ponga en contacto accidentalmente con una parte metálica de la instalación puesta en tensión por el contacto con un conductor activo, ya que no existe riesgo de derivación a tierra a través de ella, ni siquiera cuando ésta toca directamente un conductor activo. Esto significa que el grado de seguridad alcanzado con esta disposición es comparable al que se consigue en las instalaciones ordinarias de corriente alterna con los interruptores diferenciales.


5.2.-Aguas Abajo (cableado y cargas AC)


Antes de empezar no hay que olvidar que pueden coexistir los tres ECT en una misma instalación eléctrica, lo que es una garantía de poder obtener la mejor respuesta a las necesidades de seguridad y de disponibilidad.
Generalizando:


·         para la continuidad en el servicio y servicio atendido: la solución es el IT,
·         para la continuidad en el servicio y servicio no atendido: ninguna solución es totalmente satisfactoria: preferir el TT con el que la selectividad al disparo es más fácil de instalar y que minimiza los daños respecto al TN. Las ampliaciones son fáciles de hacer (sin cálculos).
·         continuidad en el servicio no obligatoria y servicio de mantenimiento competente: preferir el TN-S (reparación y extensiones rápidas y ejecutadas según las normas),
·         continuidad en el servicio no obligatoria y sin servicio de mantenimiento: preferir el TT,
·         riesgo de incendio: IT si hay servicio de mantenimiento y se emplea Interruptor Automático Diferencial de 0,5 A, o TT.


Llegados a este punto es muy importante saber que un sistema fotovoltaico aislado tiene particularidades esenciales en cuanto a la protección de las personas, ya que es un receptor respecto a la instalación aguas arriba y una fuente de energía respecto a la instalación aguas abajo.
Para comprender estas características especiales, en primer lugar vamos a conocer la constitución interna de un inversor (figura 5).

Fig. 5 Banco de Baterías y Elementos principales constitutivos de un Inversor




Como se puede observar, todo inversor lleva un transformador/autotransformador que adapta la tensión de salida. Es muy importe identificar si este transformador tiene separación galvánica o no.


5.2.1.- Neutro a tierra (TT) (figura 6)


Es el esquema habitual de la distribución pública.
Técnica de explotación:


Corte al primer defecto de aislamiento.


Técnica de protección de personas:


La puesta a tierra de las masas está asociada obligatoriamente al empleo de dispositivos diferenciales a corriente residual (Interruptor Automático Diferencial), al menos uno en cabecera de la instalación. Es la solución más sencilla, tanto de estudio como de instalación. No precisa control permanente de aislamiento, pero cada defecto origina un corte del elemento en cuestión. Nota: Si aguas abajo, por especiales condiciones de funcionamiento, es preciso separar la toma de tierra de las masas (de las utilizaciones) de la toma de tierra del neutro (inversor), sólo se puede emplear el esquema de neutro a tierra (TT).

Fig. 6 Esquema de puesta a tierra TT con DDR (Interruptor Automático Diferencial




5.2.2.- Puesta al neutro (TN) (figura 7)


Técnica de explotación:


Corte al primer defecto de aislamiento.


Técnica de protección de personas:


·         interconexión y puesta a tierra imperativa de las masas y del neutro;
·         corte al primer defecto realizado por disparo de las protecciones de sobreintensidad (interruptores automáticos o fusibles) o por dispositivo diferencial.
El esquema TN precisa de un estudio de la instalación y un personal de explotación competente. Ello es debido a la circulación de grandes corrientes de defecto, pudiendo dañar ciertos aparatos sensibles.



Fig. 7 Esquema de puesta a tierra TN con dos posibilidades TN-C y TN-S




5.2.3.- Neutro aislado (IT) e impedante (figura 8)


Con este esquema, el primer defecto de aislamiento no es peligroso.


Técnica de explotación:


·         señalización del primer defecto de aislamiento;
·         búsqueda y eliminación obligatoria del defecto;
·         corte si se producen dos defectos simultáneos de aislamiento.


Técnica de protección de personas:


·         interconexión (a) y puesta a tierra de las masas, según esquema TT si no están interconectadas todas las masas, y según esquema TN en el caso contrario;
·         vigilancia del primer defecto por el controlador permanente de aislamiento;
·         corte al segundo defecto por protección de sobreintensidad (interruptores automáticos o fusibles) o por dispositivo diferencial.
El esquema IT es la solución que asegura la mejor continuidad de servicio. La señalización del primer defecto permite una prevención contra todo riesgo de electrocución. Precisa de un personal de vigilancia competente, (búsqueda del primer defecto).





Fig. 8 Esquema de conexión a tierra IT


Referencias:
Cuaderno Técnico 172 Merlin Gerin “Los Esquemas de conexión a tierra en BT”.
Cuaderno Técnico 129 Merlin Gerin “Protección de Personas en sistemas de alimentación con fuentes ininterrumpidas de energía eléctrica”.

lunes, 9 de noviembre de 2009

DURABILIDAD DE LOS MÓDULOS FOTOVOTAICOS

  1. INTRODUCION

La fiabilidad a largo plazo de los módulos fotovoltaicos es esencial para la rentabilidad y el éxito comercial de la energía fotovoltaica. Publicaciones sobre la fiabilidad de los sistemas fotovoltaicos a menudo declaran que los módulos fotovoltaicos son los elementos más fiables del sistema[1]. Sin embargo, sigue habiendo preguntas sobre la media anual de la degradación de los módulos y su influencia en la fiabilidad y su vida útil .

La mayoría de los fabricantes de módulos solares ofrecen hoy 25 años de garantía en la mayoría de sus módulos fotovoltaicos de silicio cristalino. Esto es bastante tiempo teniendo en cuenta que la industria FV terrestre aporta  un máximo de 35 años de vida. Mientras que los módulos tienen una duración de 25 años de exposición al aire libre, no podemos esperar 25 años para ver qué ocurre dentro de ese período. A tal fin, una combinación de experimentos de campo, análisis estadístico de los datos de campo obtenidos de los productos comerciales y la aceleración de pruebas de estrés se pueden utilizar para evaluar la fiabilidad y la duración del módulo.

2.- PRUEBAS DE CAMPO

Los datos de campo deben de ser un componente crítico de cualquier programa para el análisis de fiabilidad del módulo PV. Sin datos de campo no hay manera de identificar los mecanismos de fallo con el fin de desarrollar pruebas que permitan acelerar el proceso de degradación. La recogida de datos de campo en el módulo debe de permitir, al menos, la realización de tres estudios :

  • Análisis de garantía ofrecida por los fabricantes.
  • Funcionamiento de los módulos de forma individual durante largos periodos de tiempo.
  • Supervisión del funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos a través del tiempo[2].

Lamentablemente, los sistemas de monitorización no han estado en operación durante el tiempo suficiente para proporcionar información sobre la fiabilidad a largo plazo del módulo. Así mismo, pocos fabricantes están dispuestos a ofrecer datos de sus estudios, unido al hecho de que un número limitado de estos puede respaldarse de un período largo de implantación en los mercados.

Las referencias almacenadas desde 1994 de las reposiciones efectuadas en módulos policristalinos de la marca BP Solar hasta 2005, indican un porcentaje del 0,13%. Esto representa aproximadamente un fallo por cada 4200 módulos y año de operación[3].

Además de medir el porcentaje de fallos, es también muy importante para aprender, el por qué es ese fallo, de manera que se puedan planificar ensayos acelerados y así evaluar cuales han sido los mecanismos de fallo. De esta manera es posible el desarrollo de materiales, diseños y prácticas de fabricación para la eliminación de estos fallos. La tabla 1 recoge las deficiencias observadas sobre el terreno como porcentaje del número total de fallos observados.



2.1.- Seguimiento de módulos en condiciones de intemperie

Como parte de su programa de envejecimiento a largo plazo “Sandia National Laboratories” ha estado testando un módulo desde 1991, el Solarex-60 MSX. Los datos de este módulo se muestran en la Figura 1[4]. En el transcurso de 14 años, el módulo tiene un promedio de pérdida de potencia del 0,3% / año.


Solarex ha desplegado 5 módulos de silicio policiristalino en el desierto de Arizona desde 1994 y después de 1998 en la Universidad Estatal de Arizona. Los módulos han sido medidos cuatro veces al año. En el Cuadro 2 se comparan las mediciones de potencia en 1994 con el último conjunto adoptado en enero de 2005. Los datos globales muestran una tendencia casi sin cambios durante más de diez años de exposición. En la Figura 2 se muestra la corriente de cortocircuito en función del tiempo para el módulo 4960. La línea de tendencia indica una tasa de degradación equivalente al -0,02% / año. Por lo tanto, realmente no hay pérdida debido al deterioro del EVA, que es uno de los mecanismos postulados como causantes de la degradación del módulo. La Figura 3 muestra la potencia máxima en función del tiempo para el módulo 4960. La línea de tendencia muestra una tasa de degradación de la potencia pico de -0,06% / año.





El ensayo a intemperie a largo plazo, indica que los módulos fotovoltaicos pueden permanecer durante más de 10 años con muy poca degradación.

3.- PRUEBAS ACELERADAS DE COMPORTAMIENTO EN CONDICIONES REALES.

Este tipo de pruebas consisten en  ensayos en unas condiciones que aceleran la degradación asociada con unas condiciones ambientales conocidas y / o  mecanismos de fallo conocidos. El desarrollo de estas pruebas debe de guiarse por los resultados de las pruebas realizadas al aire libre. Las condiciones de las pruebas a las que se someten los módulos deben acelerar los mismos mecanismos que provocan los fallos observados en el campo.

El objetivo de acelerar las pruebas de degradación es evaluar el comportamiento del módulo hasta que se produce un fallo en su funcionamiento, en un período razonablemente corto de tiempo. Esto permite la comparación de diferentes tecnologías, materiales y procesos, así como establecer pruebas de calidad.

Hoy en día, un ejemplo de estas pruebas son la IEC 61215 utilizada para módulos de silicio cristalino y la IEC 61646 que se utiliza en el caso de módulos de película delgada. Las IEC 61215 y IEC 61646 someten a los módulos a las siguientes pruebas:

  • 200 ciclos térmicos de -40 ° C a +85 °.
  • Exposición a 85 ° C y 85% de humedad relativa durante 1000 horas.
  • Varias fases correspondientes a una combinación realizada de la siguiente forma:
    • Irradiación con UV (15 kWh/ m2), 50 ciclos térmicos desde  -40 ° C a +85 °C, y 10 ciclos de congelación desde +85 ° C, hasta  -40 °C, con un 85% de humedad relativa.
  • prueba de carga mecánica de 3 ciclos de carga uniformemente distribuida de 2400 Pa, aplicada durante 1 hora en ambas caras.
  • prueba de impacto al granizo, con una bola de hielo de 25 mm de diámetro a una velocidad de 23 m s -1, dirigida hacia 11 puntos de la cara frontal del módulo.
  • Prueba térmica de los diodos de bypass, consistente en una hora en cortocircuito y 75°C y una hora a 1,25 veces la intensidad de cortocircuito y 75 °C

La figura 4 muestra los datos de una placa de silicio policristalino sometida a una exposición a 85 ° C y 85% de humedad relativa durante 5000 horas, o lo que es lo mismo, durante 100 años de exposición en una ciudad como Miami[5].



Según los resultados de esta prueba, un módulo FV debe de permanecer más de 50 años de exposición en un clima húmedo, antes de que este módulo sufra una pérdida de la potencia pico superior al 10%, lo cual indica que está por encima del nivel de garantía con un considerable margen de seguridad.

La tabla 3. muestra la pérdida de potencia de seis módulos diferentes en función de los ciclos térmicos de -40 ° C a +85 ° a los que se han sometido las placas.



De estos resultados Solarex / BP Solar llegó a la conclusión de que 200 ciclos térmicos, representa una prueba válida equivalente a la exposición a la intemperie en condiciones normales para un módulo durante 10 años de vida. Esta conclusión se extrapoló para dar una garantía de 20 años, equiparable a 400 ciclos térmicos y, posteriormente, a 25 años de garantía, ya que en los módulos sometidos a 500 ciclos térmicos la pérdida de potencia no superaría los 2,5% de media[6].

4.- CONCLUSIONES.

Los datos obtenidos en campo indican que existe un porcentaje muy bajo de fallos de módulos dentro del período de garantía. Los ensayos a largo plazo realizados con una serie de módulos fotovoltaicos, en relación con la pérdida de potencia pico, muestran niveles de degradación considerablemente bajos. Los problemas asociados a fallos de disponibilidad de los sistemas fotovoltaicos no es achacable a la degradación general de los módulos. Mas bien, estos fallos pueden ser el resultado de un deficiente mantenimiento de otros componentes del módulo, por ejemplo, entre los conectores y el cableado de interconexión, lo que provoca una resistencia cada vez mayor en éstos, incrementando la posibilidad de fallos.



[1] J. C. Wiles, B. Brooks, B-O. Schultze, “PV Installations, A Progress Report,” Proceedings of the 29th IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 2002, pp. 1461-1464.
A. L. Rosenthal, M. G. Thomas, S. J. Durand, “A Ten Year Review of Performance of Photovoltaic Systems,” , Proceedings of the 23rd IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 1993, pp. 1289-1291.
[2] S. J. Ransome and J. H. Wohlgemuth, “A Summary of 6 Years Performance Modelling from + 100 Sites Worldwide”, Proceedings of the 31st IEEE Photovoltaic Specialist Conference, 2005, pp. 1611.
S. J. Ransome and J. H. Wohlgemuth, “An Overview of 4 Years of kWh/kWp Monitoring at 67 Sites Worldwide”, Proceedings of WCPEC-3, 7P-B3-03.
[3] John Wohlgemuth, “Long Term Photovoltaic Module Reliability”, DOE Solar Program Review Meeting, Denver, CO. March, 2003.
[4] David King, “Performance Degradation Rates in Commercial Modules”, DOE Solar Program Review Meeting, Denver, CO. Oct, 2004.
[5] N. G. Dhere “Study of Corrosion in BP Solar a-Si:H PV Modules”, Prepared by FCES under Subcontract to BP Solar, 2002
[6] LONG TERM RELIABILITY OF PV MODULES J. H. Wohlgemuth, D. W. Cunningham, A. M. Nguyen and J. Miller BP Solar International, 630 Solarex Court, Frederick, Maryland, 21754 USA