Detecção de falhas em sistemas fotovoltaicos com eletroluminescência aérea de baixo custo

Com a adoção em grande escala da geração solar fotovoltaica apareceu a necessidade de aumentar os esforços e recursos dedicados à operação e manutenção (O&M) destas instalações. Como consequência, diversos métodos de inspeção e diagnóstico de falhas foram desenvolvidos.

Os mais comuns são medição de curva IV, inspeção visual, medida dos parâmetros elétricos, eletroluminescência (EL), Fotoluminescência (FL) e inspeção com imagens de Infravermelho (IR). Entre estes métodos, a EL tem sido cada vez mais utilizada, justamente pela possibilidade de adaptação de câmeras de baixo custo, com boa qualidade das imagens e alta fidelidade nos resultados, podendo detectar diferentes tipos de falhas nos sistemas fotovoltaicos.

EL é um método não invasivo e não destrutivo, usado para a detecção de defeitos em células e módulos fotovoltaicos. A EL é obtida a partir de fótons emitidos na recombinação radiativa (radiativa, não “radioativa”!) de portadores de cargas excitados sob polarização direta.

Uma fonte de tensão externa é usada para estimular eletricamente o módulo para emitir radiação eletroluminescente. A Figura 1 esquematiza o procedimento em que uma fonte de tensão é utilizada para polarizar reversamente o módulo e uma câmera adaptada é utilizada para captar a radiação EL emitida pelo módulo FV:

Defeitos em células fotovoltaicas provocarão localmente a redução ou a perda total de emissão de radiação EL; consequentemente serão visualizadas como áreas escuras por câmeras que são sensíveis a estes comprimentos de onda. Logo, este método pode ser utilizado para detecção de falhas, células quebradas ou degradadas. O procedimento também é útil para certificações, comprovando se as células estão em perfeitas condições de operação.

Atualmente o mercado disponibiliza avançadas soluções comerciais para obtenção de tais imagens; dentre elas existem aplicações com detectores a base de Arseneto de Índio Gálio (InGaAs) e Silício (Si).

Porém, aplicações de baixo custo podem ser empregadas adaptando-se câmeras digitais convencionais, com a extração do filtro infravermelho, permitindo a visualização da faixa eletroluminescente do silício cristalino.

A emissão do c-Si não se encontra na faixa da luz visível do espectro eletromagnético, mas na faixa do infravermelho (entre 900 nm e 1300 nm), conhecida como NIR (Próxima ao Infravermelho, do inglês Near Infrared), sendo que seu pico ocorre no comprimento de onda de 1.150 nm.

O sensor CMOS (Semicondutor de Metal-Óxido Complementar, do inglês Complementary Metal-Oxide-Semiconductor) adotado, tem uma baixa eficiência quântica na porção de comprimento de onda ao longo do espectro de c-Si.

Apesar de parecer impossível captar imagens de EL com esse tipo de sensor, algumas medidas podem ser empregadas para possibilitar o teste de EL, como remover o filtro infravermelho da câmera.

As câmeras tradicionais vêm equipadas com este filtro para que a imagem fique o mais próximo possível daquela que se enxerga a olho nu, ou seja, o filtro retira da imagem a parte correspondente ao comprimento de onda infravermelha. Logo, para que possa se enxergar tal faixa, o filtro é removido.

Outra medida que auxilia na obtenção das imagens é obter as imagens em ambientes com baixa incidência de luz visível. Em laboratório essa condição ambiente torna-se relativamente simples de ser atingida, bastando desligar as luzes e impedir o máximo possível que a iluminação externa entre na sala.

Porém, em campo, o experimento tem um grau de dificuldade elevado. O experimento deve então ser realizado exclusivamente durante a noite, permitindo a visualização da emissão eletroluminescente.

A imagem de EL é popularmente conhecida como o raio X do módulo fotovoltaico. Diversos tipos de falhas podem ser detectados com este método. Módulos fotovoltaicos podem ter alguns defeitos facilmente visualizados a olho nu, como mostra a Figura 2 abaixo. Este módulo sofreu um dano físico e foi severamente danificado.

Os danos causados no vidro podem ser claramente identificados na Figura 2 (a). Somado a estes danos, a Figura 2 (b) apresenta a imagem de EL do mesmo módulo, expondo falhas invisíveis a olho nu, ou seja, além das células localizadas na parte superior esquerda, outras partes também sofreram com o impacto do objeto.

                                                           (a)                                           (b)

Na Figura 3 se vê com mais detalhes nove células do módulo. As células 1, 2, 5, 7 e 9 claramente apresentam minifissuras, que só são observadas em imagens de EL, pois são pequenas trincas no material semicondutor, que não necessariamente estão acompanhadas de fissuras no vidro do módulo FV. Ao longo dos anos estas fissuras podem evoluir, apresentado um risco para o sistema. As demais células 3, 4, 6 e 8 não parecem ter sido afetadas.

A Tabela 1 mostra a comparação entre diversas câmeras com o filtro IR removido e seus resultados na detecção do efeito da EL. Comparando as imagens, o melhor resultado é obtido com a câmera 1 e o pior com a câmera 3.

Apesar do resultado obtido nestas imagens, existem outros fatores que determinam a viabilidade do uso das câmeras para os experimentos em campo e em laboratório, como peso, preço e ângulo de abertura para obtenção das imagens.

A câmera 1, apresar de ter apresentado o melhor resultado, possui um peso elevado, pequeno ângulo de abertura e tamanho que a torna inadequada para medições em campo. Como a mesma possui um ângulo de abertura pequeno, as imagens devem ser obtidas a uma distância grande para permitir que a imagem de um módulo inteiro seja capturada.

A câmera 2 também apresenta um bom resultado, mostrando as células inativas, microfissuras e até problemas de solda nos módulos fotovoltaicos; porém, esta é mais sensível à luz ambiente quando comparada às outras, refletindo luz nas partes metálicas das células.

Entre as câmeras modificadas, a câmera 3 foi a que apresentou o pior resultado. Ela tem a capacidade de captar falhas mais expressivas, como células inativas, característica importante para uma câmera usada na detecção de PID.

Porém, ela não chega a identificar pequenas fissuras nas células fotovoltaicas, como visto na Figura 4. Devido ao seu tamanho, peso e fácil operação remota, esta câmera pode ser facilmente adaptada a um drone para detecção de PID de forma rápida, cobrindo grandes usinas fotovoltaicas em um curto espaço de tempo.

A câmera 4 apresentou um bom resultado para a detecção das células afetadas por PID, chegando a detectar algumas microfissuras. Além disso, apresenta uma abertura focal, peso e tamanho que permitem seu fácil uso e manuseio em campo, sendo facilmente acoplada a um tripé.

A Figura 4 exibe com maiores detalhes imagens de EL obtidas de uma célula fotovoltaica identificada com microfissuras, onde a maior eficiência da câmera 1, foi comprovada.

A Figura 4 reafirma alguns resultados obtidos na Tabela 1; a imagem obtida com a câmera 4 mostra pequenas uniformidades no material, dedos metálicos inativos e pequenas fissuras, ainda mais claras que na imagem da câmera 2.

Além disso, seu baixo peso facilita o manuseio e uso de tripés em campo. A câmera 1 tem a grande vantagem de proporcionar imagens com alta qualidade. Este é um fator muito importante para os experimentos realizados em laboratório, que exigem grande estabilidade e fidelidade nos resultados, não apresentando restrições de peso e tamanho do aparelho.

A imagem da célula fotovoltaica obtida com a câmera 3 aponta que ela consegue visualizar algumas falhas, mas é insuficiente em relação à resolução da imagem.

Tabela 1 - Comparação de imagens EL entre diferentes câmeras:

A Tabela 2 apresenta os preços para obtenção de cada uma das câmeras, bem como o valor para modificação das mesmas, que é feito por um profissional especializado. A modificação diz respeito à remoção do filtro infravermelho de cada um dos modelos, com exceção da câmera 1, que já é adquirida como uma câmera sensível à radiação EL.

A câmera 4 é a que possui o menor preço, é de fácil manuseio em campo, apresenta uma boa abertura focal, produz imagens com um grau de nitidez considerável e é de fácil aquisição no mercado.

Por isso foi escolhida como a de melhor custo-benefício e será utilizada durante alguns experimentos para a detecção de PID, que estão em desenvolvimento no Laboratório Fotovoltaica/UFSC em Florianópolis.

A câmera 3 é a segunda mais barata, apresenta imagens com um baixo grau de nitidez, mas tem a grande vantagem do peso; além disso, sua lente é do tipo olho de peixe, ou seja, consegue captar um grande número de módulos em uma só imagem. Esta câmera foi a escolhida para a adaptação ao drone.

As câmeras 1 e 2 são as mais caras; a câmera 1 produz imagens de altíssima qualidade que servem para comparação em estudos de EL e EL aérea, podendo atestar a qualidade de outros instrumentos de medição.

Tabela 2 - Comparação de preço entre os diferentes modelos de câmera para obtenção de imagens de EL:

Modelo	Preço (R$)	Preço para adaptação (R$)	TOTAL (R$)
1. Canon EOS M3 - PV vision EL Lens 1.4/50	40.000	-	40.000
2. Canon Rebel EOS T6i - EF-S 18-55 IS STM	4.000	200,00	4.200
3. GoPro 10	2.700	200,00	2.900
4. Sony Cyber-shot DSC-WX9	1.000	200,00	1.200

Como todas as câmeras citadas estão disponíveis comercialmente, torna-se evidente que com uma câmera de baixo custo pode-se atingir um bom resultado. A câmera do modelo Sony pode facilmente ser obtida e utilizada em instalações fotovoltaicas de porte pequeno, médio ou grande.

Empresas de instalação e manutenção de sistemas FV podem usar esta estratégia para garantir a qualidade da instalação e do transporte de módulos fotovoltaicos, bem como realizar testes de EL ao longo dos anos, monitorando sua operação e garantido aos seus clientes uma assistência técnica correspondente à prometida expectativa de longevidade de 25 anos dos geradores solares fotovoltaicos.

Sobre o autor: Ricardo Ruther é professor titular da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), doutorado em Electrical and Electronic Engineering - The University of Western Australia (UWA-1995) e pós-doutorado em Sistemas Solares Fotovoltaicos realizado no Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems na Alemanha (Fraunhofer ISE-1996) e na The University of Western Australia (UWA-2011). Atualmente é coordenador do Laboratório FOTOVOLTAICA/UFSC (Grupo de Pesquisa Estratégica em Energia Solar da Universidade Federal de Santa Catarina, cadastrado no Diretório de Grupos de Pesquisa do CNPq).