Degradación de archivos

Una gran parte de las plantas de energía solar fotovoltaica (PV) están generando energía muy por debajo de las expectativas. Las suposiciones incorrectas de PVsyst, los errores de diseño, los errores de instalación, los errores de puesta en marcha y los equipos defectuosos dan como resultado resultados financieros inferiores a los esperados. En algunos casos (no infrecuentes), más de la mitad del rendimiento proyectado termina sobre la mesa, desechado. Los errores ocultos, no siempre fáciles de identificar, hacen perder MWh y R$. Paradas de inversores por mal aislamiento de cables, seguidores desalineados, degradación de paneles fotovoltaicos superior a lo esperado, diodos de bypass defectuosos, protecciones de cabina mal parametrizadas, inversores que rebajan su potencia por temperatura y peor aún, el sistema de monitorización no funciona. Desafortunadamente, la realidad descrita está presente en varios activos de generación repartidos por Brasil, ya sean grandes plantas de generación centralizada con centenas de MW de potencia, plantas de generación distribuida de hasta 5 MW y generadores fotovoltaicos de 300 kW o más instalados en los techos de industrias y grandes edificios comerciales (C&I). Cuando hablamos de O&M en plantas fotovoltaicas, a menudo se pasa por alto "lo básico bien hecho". Equipos baratos que no miden correctamente (muchas veces descalibrados), falta de metodología en los análisis y sobre todo falta de pensamiento crítico del equipo técnico, distraen de lo que realmente importa y de lo que hay que resolver ahora, no mañana o en un mes. Este artículo resume los beneficios concretos entregados por el equipo técnico de CS Consultoria e Serviços, en una planta de energía de 5 MW dentro del área de concesión de CPFL Paulista en São Paulo, donde nuestro trabajo aumentó la disponibilidad de la planta y resultó en ganancias de generación significativas durante el período analizado. Resultado práctico: disponibilidad y energía recuperada. Disponibilidad: del 71 % al 96 %. La disponibilidad de la planta se incrementó del 70 % al 97 %, reduciendo las fallas que impactaban directamente en la generación. Generación: 22,3 % más y +735 MWh en 9 meses; Rentabilidad financiera (8 meses): R$ 440 mil; Rentabilidad financiera anual proyectada: R$ 586,7 mil. ¿Cómo se generaron estas ganancias? Diagnóstico inicial y solución del cuello de botella n.º 1: monitoreo. Los trabajos comenzaron en el primer trimestre de 2025. El primer mes se dedicó a diagnosticar el activo, identificar problemas y clasificarlos por criticidad. Luego de acciones inmediatas —como reemplazar equipos de comunicación, realizar mantenimiento correctivo al sistema y hacer otros ajustes necesarios para restablecer el monitoreo— las intervenciones dejaron de ser reactivas y aleatorias, volviéndose más ágiles, específicas y priorizadas. La indisponibilidad del sistema de monitoreo impidió identificar y cuantificar las pérdidas que en realidad fueron las más significativas, ya que varias fallas de generación permanecieron ocultas sin la necesaria corrección. Entre los problemas que impactaron significativamente la producción de energía se destacan: fallas de aislamiento en cables de corriente continua, fusibles de corriente alterna quemados, interruptores con fallas intermitentes y defectos en el bushing de uno de los transformadores. Se identificaron fallas en el sistema de comunicación e intervenciones para su restablecimiento operativo. Termografía de interruptores y componentes de paneles eléctricos. Identificación de cadenas inoperativas con dron infrarrojo. Medición de la curva IR en campo, diagnóstico de módulos fotovoltaicos. Recalibración de objetivos: las suposiciones sobreestimadas se convierten en objetivos inalcanzables. Otro logro crucial fue que la planta dejara de ser una promesa y entrara en un estado de realidad. Además de los problemas físicos reales con el activo fotovoltaico, las suposiciones de generación de PVsyst fueron sobreestimadas. Se identificaron y corrigieron posteriormente suposiciones sobreestimadas, incluidas: pérdidas de cable de CC y CA "demasiado buenas para ser verdad"; pérdidas de transformadores más bajas que no concuerdan con la hoja de datos; consumo de energía de equipo auxiliar no considerado; degradación incorrecta del módulo; falta de modelado 3D y sombreado mal previsto; ángulos de inclinación del rastreador máximos y mínimos incorrectos. Foto: CS Consultoria. Resultado: la generación prevista es un 5,69 % superior a la cifra real. Esto es más significativo de lo que parece: en términos económicos, esta desviación respecto a la previsión representa aproximadamente R$ 350 al año. El objetivo poco realista creó fricción entre el equipo operativo y la junta directiva de la empresa propietaria de la planta. En último término, la cuestión es que la diferencia entre una “planta operativa” y una “planta de alto rendimiento” radica en la gobernanza del rendimiento. Supuestos de simulación y pérdidas de diseño consistentes, mediciones trazables (monitoreo calibrado y SCADA), indicadores correctos (PR, disponibilidad, tasa de fallas por subsistema, etc.) y un proceso disciplinado con agilidad → generación de hipótesis → pensamiento crítico → diagnóstico → intervención → documentación, hacen toda la diferencia. Cuando este bucle se ejecuta rigurosamente, las pérdidas dejan de ser “ruido” y pasan a ser tratadas como lo que son: no conformidades con impacto directo en la generación (MWh) y en los ingresos (R$).

Ingeniería que transforma energía en resultados financieros en la UFV

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¿Por qué la degradación del módulo fotovoltaico es un factor importante a tener en cuenta?

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