Mitigar los riesgos de las nuevas tecnologías fotovoltaicas

Un nuevo informe de IEA-PVPS Task 13, titulado «Degradation and Failure Modes in New Photovoltaic Cell and Module Technologies» (Modos de degradación y fallo en nuevas tecnologías de células y módulos fotovoltaicos), ofrece un análisis exhaustivo de los mecanismos de degradación y fallo en las tecnologías fotovoltaicas actuales.

Los modos de degradación y fallo han cambiado con las recientes innovaciones

Aunque las nuevas tecnologías plantean nuevos retos, también dan lugar a tendencias positivas. A continuación se describen los cambios en los modos de degradación y fallo impulsados por las innovaciones actuales.

Agrietamiento de las células – Los estudios muestran que el impacto del agrietamiento de las células se ha reducido en gran medida gracias a la aplicación de la tecnología multihilo. Las grietas solían formar grandes zonas inactivas con facilidad, mientras que el diseño de célula multifilar mitiga la probabilidad y, por tanto, reduce el riesgo de pérdida de potencia y punto caliente.
LID/LeTID – La degradación inducida por la luz (y la temperatura elevada) (LID/LeTID) se ha resuelto cambiando el boro por el galio como dopante para los Si-wafers, y algunas otras medidas de optimización también ayudan. Además, se dispone de procedimientos de ensayo estándar que permiten comprobar el impacto de la LID/LeTID en el rendimiento a largo plazo, incluso en el caso de innovaciones recientes.
PID – La degradación inducida por el potencial (PID) está causada por la alta tensión del sistema y puede verse influida por la luz, en particular por la irradiación UV. Las pruebas de PID para módulos con células de emisor pasivado y difusión posterior total (PERT) han demostrado que la luz adicional durante una prueba de PID puede prevenir eficazmente la degradación. En un caso se ha demostrado que una irradiancia UV equivalente al contenido UV en el espectro estándar AM1.5 a 1000 Wm² puede reducir el efecto PID para un módulo con células TOPCon por debajo del 3%. Por el contrario, en este caso ninguna irradiación UV durante la prueba PID conduce a una degradación del 28%. Para los módulos FV con células SHJ se identifica un nuevo mecanismo potencial de degradación PID. Sin embargo, todavía no se han encontrado en el campo módulos afectados por PID correspondientes a este modo. Para evaluar el impacto de la irradiación en instalaciones reales, la próxima norma PID IEC TS 62804-1 (2025) ofrece un procedimiento de prueba combinado de potencial y luz.
UVID – En algunos módulos fotovoltaicos solares con células TOPCon y SHJ, se produce una degradación inducida por UV (UVID) tras las pruebas de envejecimiento acelerado. Aún no está claro si la degradación puede invertirse mediante la exposición al aire libre y cómo puede transferirse la prueba del laboratorio al campo. Hay que destacar que la UVID es un problema solucionable, ya que algunos módulos son estables a la radiación UV en los ensayos acelerados. La reflexión o absorción de la radiación UV antes de que llegue a las interfaces c-Si/pasivación (por ejemplo, por el material de encapsulación) puede mitigar la UVID.
Degradación y fallo de la encapsulación – las pruebas estandarizadas actuales de los módulos fotovoltaicos (por ejemplo, la serie IEC 61215) no suelen revelar las vías de degradación relevantes, ya que se centran en el rendimiento eléctrico de los módulos fotovoltaicos, pero no en la estabilidad de los materiales poliméricos. Por lo tanto, muchos módulos fotovoltaicos se encuentran sobre el terreno con el material de laminación dañado. Las tensiones combinadas con, por ejemplo, cambios de temperatura, humedad y radiación UV pueden revelar estas vías de degradación relacionadas con los polímeros. Dado que la degradación del material de encapsulado no puede invertirse y a menudo da lugar a problemas de seguridad, se recomiendan estas pruebas adicionales para los nuevos materiales de encapsulado.
Rotura del vidrio – El vidrio fino (grosor ≤ 2 mm) utilizado en los nuevos módulos de vidrio/vidrio a veces da lugar a altos índices impredecibles de rotura del vidrio. En casos documentados, entre el 5% y el 10% de los vidrios traseros de los módulos se rompieron en los dos primeros años tras la instalación. La prueba de carga mecánica según la norma IEC 61215 no puede detectar este punto débil, ya que requeriría pruebas paralelas en docenas de módulos en lugar de uno solo para evaluar la tasa de fallos.
Contactos deficientes en la caja de empalmes – Los contactos eléctricos de las cajas de empalmes no se sueldan correctamente con mayor frecuencia debido a que la nueva disposición de los módulos tiene cintas de conexión cruzada más cortas, lo que provoca una mayor desconexión del diodo de derivación (BPD). Los fallos en la caja de conexiones pueden provocar incendios y pérdidas de potencia en cadenas de módulos enteras. Sin embargo, los BPD desconectados son difíciles de detectar en sistemas fotovoltaicos ya instalados. El informe recomienda comprobar el funcionamiento del 100% de los BPD durante la producción. La instalación de un sistema FV debería comprobarse al 100% si hay indicios de que se está produciendo este tipo de fallo en los módulos seleccionados.
Tecnología fotovoltaica basada en MHP – este informe también incluye un resumen conciso sobre la fiabilidad de los módulos fotovoltaicos basados en perovskita de haluro metálico (MHP) según la literatura científica actual. Hay muchas vías de degradación conocidas para las que existen remedios a nivel conceptual o de laboratorio. Por ejemplo, el encapsulado protector contra la radiación UV, la humedad y el oxígeno ayuda básicamente a estabilizar las células solares de perovskita. Sin embargo, además de otros, dos retos destacados son la temperatura y la estabilidad a la migración de iones. La estabilidad limitada de la temperatura y la alta movilidad de los iones conducen a vías de degradación no resueltas en condiciones normales de funcionamiento, como el sombreado y la alta tensión del sistema. Existen nuevos modos de degradación en las células solares en tándem con MHP. Por ejemplo, los estados de tensión inversa que se producen en las células superior e inferior en condiciones de sombra dependen del espectro de irradiación y aún no pueden reproducirse mediante pruebas de cualificación estándar. Las nuevas pruebas que abordan estas condiciones de sombreado son importantes para evaluar las nuevas vías de degradación que no se producen en los módulos fotovoltaicos de unión simple.

Conclusión

Este informe está dirigido a un público más amplio, incluidos los fabricantes de células y módulos, así como los propietarios de sistemas fotovoltaicos. Ofrece explicaciones detalladas de los modos de degradación, su impacto en el rendimiento del módulo/sistema, métodos de identificación y ensayo y posibles estrategias de mitigación. También pueden descargarse del sitio web PVPS de la AIE las hojas informativas actualizadas sobre fallos fotovoltaicos (PVFS) basadas en el informe.

Este artículo forma parte de una columna mensual del programa IEA-PVPS.

The views and opinions expressed in this article are the author’s own, and do not necessarily reflect those held by pv magazine.

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.