Eletroluminiscencia autoalimentada para inspección de sistemas fotovoltaicos con luz natural

Científicos españoles desarrollaron un método de eletroluminiscencia con luz natural que utiliza otras cadenas para suministrar corriente a la cadena inspeccionada. El método fue simulado y probado en dos plantas fotovoltaicas de 50 MW. La evaluación comparativa con la eletroluminiscencia de laboratorio dio como resultado un rendimiento diagnóstico aceptable.

septiembre 17, 2025 Lior Kahana

Módulos inspeccionados utilizando el método de autoalimentación dEL.

Imagen: Universidad de Valladolid, Solar Energy, CC BY 4.0

Un equipo de investigación de la Universidad de Valladolid, en España, creó un nuevo método de eletroluminiscencia con luz natural (dEL, por su acrónimo en inglés) autoalimentado para inspecciones de sistemas fotovoltaicos.

Normalmente, el dEL requiere fuentes de energía como generadores o inversores bidireccionales para inyectar corriente durante la inspección de la cadena. Sin embargo, la nueva metodología se autoalimenta utilizando otras cadenas fotovoltaicas de la planta para suministrar la corriente necesaria.

“En el diagnóstico fotovoltaico, el dEL surgió como una solución prometedora, permitiendo inspecciones por EL durante el día con cámaras infrarrojas de alta eficiencia cuántica (por ejemplo, InGaAs) y filtrado de luz ambiente”, afirmó el grupo. Sin embargo, la tecnología aún necesitaba inyección de corriente, lo que presenta desafíos logísticos y económicos. Este trabajo presenta un nuevo método de autoalimentación para inspecciones dEL utilizando otras cadenas fotovoltaicas para suministrar corriente. Esto minimiza la necesidad de energía externa, reduciendo costos y el impacto ambiental.

La metodología denomina a la cadena de alimentación como “SP” y a la cadena a medir como “SM”. La SP debe tener un número mayor de módulos en serie para inyectar la corriente necesaria para generar una imagen EL, es decir, en el rango del 80 al 100% de la corriente de cortocircuito. Realizando simulaciones en el software LTSPice, se simuló el efecto de retirar uno, dos, tres y cuatro módulos, de un total inicial de 30 módulos de la SM. Según los resultados, en tal configuración no deben retirarse más de dos módulos.

Luego de la simulación por computadora, el grupo realizó pruebas experimentales en dos plantas solares fotovoltaicas de 50 MW en operación comercial en España.

La primera planta tenía módulos de c-Si de 435 W y una eficiencia del 19,7%, mientras que la segunda tenía módulos de mc-Si de 345 W con una eficiencia del 17,4%. La primera contaba con 12 cadenas por combinador, con 28 módulos por cadena, mientras que la segunda tenía 30 módulos por cadena y 24 cadenas por combinador. En ambos casos, toda la cadena estaba compuesta por módulos en dos filas, montados en mesas con un eje móvil automatizado.

(a) y (c): imágenes de laboratorio-EL; (b) y (d): mismos módulos inspeccionados mediante el método de autoalimentación.

“Un dispositivo llamado dispositivo de conmutación electrónica (ESD) se conecta entre las cadenas SP y SM. Este dispositivo, desarrollado por nuestro grupo de investigación, actúa como un interruptor que corta la corriente entre los dos conjuntos de cadenas (SP y SM), obteniendo dos estados en la SM: estado encendido y estado apagado”, explicaron los científicos.

“La medición consiste en capturar una serie de imágenes con la cámara InGaAs, conectando (estado ENCENDIDO) y desconectando (estado APAGADO) eléctricamente la SP definida a la SM, lo que se realiza mediante el dispositivo de conmutación y control. Nuestro sistema implica la conmutación sincronizada entre la inyección de corriente (vía ESD) y la exposición de la cámara InGaAs”.

Las mediciones se realizaron a lo largo del año, con irradiancia que varió de 200 W/m² a 1.000 W/m² y temperatura de 4 °C a 37 °C. Para analizar la calidad de las imágenes dEL, algunos módulos se desmontaron y enviaron para su inspección detallada usando cámaras de Si de alta resolución en ambientes de cámara oscura controlados.

“La comparación de las imágenes dEL con las imágenes de laboratorio-EL muestra una diferencia significativa en la calidad de imagen (menor en dEL), que se origina por diversos factores técnicos: limitaciones de la resolución del sensor, requisitos de generación simultánea de imágenes de dos módulos y complejidades de la medición de campo bajo condiciones operativas de alta irradiancia”, concluyó el grupo. “Sin embargo, la evaluación comparativa con los estándares de laboratorio-EL revela un rendimiento diagnóstico aceptable con capacidades eficaces de detección de defectos”.

La nueva metodología fue presentada en el artículo “Electroluminescence inspections of PV modules and strings by a self-powering configuration in daylight mode” (Inspecciones de electroluminiscencia de módulos y cadenas fotovoltaicas mediante una configuración de autoalimentación en modo de luz diurna), publicado en Solar Energy. Participaron en el estudio científicos de la Universidad de Valladolid, de Cobra Instalaciones y Servicios y de la Universidad de Burgos, en España.

Este contenido está protegido por derechos de autor y no se puede reutilizar. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, contacte: editors@pv-magazine.com.