El impacto del sodio y la humedad en el rendimiento de los módulos fotovoltaicos de heterounión

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Un grupo de investigadores del centro de investigación francés Institut Photovoltaïque d’Ile-de-France (IPVF) y EDF R&D, una unidad del gigante energético francés EDF, ha realizado una serie de pruebas para evaluar la fiabilidad de los paneles solares de heterounión (HJT) en un entorno de calor húmedo y ha identificado que los iones de sodio son el principal factor de degradación.

«Nuestro estudio demuestra que los iones de sodio inducen la degradación de la pasivación de las células, especialmente en la cara frontal», declaró a pv magazine la autora principal de la investigación, Lucie Pirot-Berson. «También comprobamos que el uso de vidrio sin sodio reduce significativamente la degradación de los módulos».

En el estudio «Failure modes of silicon heterojunction photovoltaic modules in damp heat environment: Sodium and moisture effects», publicado en Solar Energy Materials and Solar Cells, los investigadores explicaron que investigaron seis configuraciones de cubierta de módulos HJT, cada una de ellas basada en obleas M2 tipo n de 160 μm de grosor y células cortadas por la mitad conectadas por pares con cintas y almohadillas de adhesivo conductor de electricidad (ECA).

Todos los módulos se encapsularon con poliolefina termoplástica, que, según los científicos, tenía un alto coeficiente de absorción de agua. «Se eligió este material para potenciar la migración de humedad e iones y poner mejor de manifiesto los mecanismos de degradación», subrayaron.

Las seis arquitecturas de cubierta de los módulos fueron: vidrio-cálcico; vidrio-cálcico bajo en sodio; vidrio-cálcico sin sodio; lámina frontal- lámina posterior; vidrio- lámina posterior; y lámina frontal-vidrio. En las configuraciones propuestas se utilizaron láminas traseras aluminizadas opacas y láminas transparentes como lámina frontal o trasera.

En total, se fabricaron 17 módulos bifaciales y un panel monofacial en un laminador 3S a 160 ºC. A continuación, se pasaron a una cámara DH85 de ESPEC con parámetros de envejecimiento estándar de 85 ºC y 85% de humedad relativa (HR). Se utilizó un destellador SPL Spire 5600 para medir la degradación de los módulos y se utilizaron imágenes de fotoluminiscencia (PL) y electroluminiscencia (EL) para analizar las curvas I-V.

«En el caso de la EL, los portadores se generan inyectando corriente en el módulo. En este caso, una zona oscura puede corresponder a distintos tipos de degradación. Puede proceder de pérdidas resistivas que limitan la corriente inyectada o pueden ser zonas despasivadas que favorecen las recombinaciones no radiativas en lugar de las radiativas», explican los académicos. «En el caso del PL, los portadores se generan por exposición a la luz gracias al efecto fotovoltaico. En este caso, una zona oscura sólo corresponde a una menor calidad de la pasivación».

Las pruebas demostraron que los módulos con configuración vidrio-vidrio sodocálcico sufrían las mayores pérdidas de tensión en circuito abierto y de corriente en cortocircuito, debido a la despasivación de la célula por la acción de los iones de sodio originados por la lixiviación del vidrio.

El análisis también demostró que la acción de los iones de sodio en la inducción de la degradación de la pasivación de la célula es particularmente fuerte en la cara frontal, mientras que se descubrió que la humedad induce la degradación del óxido conductor transparente (TCO) y de los contactos y provoca pérdidas en el factor de llenado.

«El estudio muestra una mayor sensibilidad a la degradación inducida por el sodio de la cara frontal de la célula en comparación con la cara posterior, siendo visible una recombinación significativa de la superficie frontal en la cara frontal», afirma Peirot-Berson. «Esta diferencia podría explicarse por la naturaleza de las capas de silicio amorfo y la morfología de las capas de TCO, como ya se ha demostrado en publicaciones anteriores».

De cara al futuro, dijo que sus hallazgos deberían validarse probando otras arquitecturas de módulos HJT.

El equipo de investigación también estaba formado por científicos del Instituto Nacional de Energía Solar (INES) de Francia, una división de la Comisión de Energías Alternativas y Energía Atómica (CEA) francesa.

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