Investigadores del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés), dependiente del Departamento de Energía de Estados Unidos, han investigado cómo la degradación inducida por rayos ultravioleta (UVID) puede afectar el desempeño de sistemas fotovoltaicos que usan módulos solares tipo n, y han encontrado que las normas IEC actuales, diseñadas para detectar fallos tempranos en módulos, pueden no ser adecuadas para evaluar todos los riesgos potenciales de pérdida de rendimiento.
Los científicos realizaron su análisis en un sistema fotovoltaico comercial en azotea de 3 MW, instalado en una ubicación no revelada en una zona templada de Estados Unidos. “El sitio fue identificado como de bajo rendimiento por el propietario, y las curvas de corriente-tensión (IV) en campo indicaron que los módulos se habían degradado aproximadamente un 2,4% anual respecto a la potencia nominal”, explicaron. “Después de aproximadamente seis años de despliegue, cuatro módulos instalados y dos repuestos sin instalar fueron apartados para nuestro estudio”.
El sistema utiliza módulos tipo n basados en módulos PERT (iniciales de passivated emitter rear totally diffused, emisor pasivado trasero totalmente difuso) de un fabricante no especificado, pero los científicos advirtieron que sus hallazgos podrían aplicarse a otras tecnologías de módulos como TOPCon (contacto pasivado con óxido túnel) o heterounión (HJT). “Existen evidencias, a través de estudios de laboratorio, de que algunas de estas células son más susceptibles a la UVID, aunque falta confirmación de que dicha degradación ocurra en campo”, enfatizó el grupo.
Para su análisis, los investigadores usaron escaneos de corriente-tensión (IV) y Suns-Voc, imágenes de electroluminiscencia (EL), imágenes de fotoluminiscencia (PL), mediciones de eficiencia cuántica externa (EQE), termografía lock-in en oscuridad (DLIT), microscopía electrónica de barrido (SEM) y espectroscopía de dispersión de rayos X por energía (EDS).
Asimismo, realizaron pruebas de estrés por humedad caliente (DH) y rayos UV combinadas con microscopía de resistencia de propagación por escaneo (SSRM), microscopía óptica, espectroscopía infrarroja por transformada de Fourier (FTIR), cromatografía líquida de alta resolución (HPLC) y espectroscopía de fotoemisión por rayos X (XPS) para evaluar el grado de degradación de los módulos.
Mediante mediciones de EQE, los científicos encontraron que los módulos analizados sufrieron pérdidas por UVID causadas por recombinación en superficie de las células. Además, identificaron una segunda causa de pérdida por UVID en la falta de zinc (Zn) en la pasta de metalización utilizada en los módulos analizados.
“La exposición solo a rayos UV, pero más allá del estándar IEC 61215-2 MQT10 (15 kWh/m², 280–400 nm), reprodujo la degradación superficial, pero no el aumento de la resistencia en serie”, explicaron. “Se necesitó una exposición UV de 67,5 kWh/m² (200–400 nm) antes de que se registrara una pérdida medible de potencia. El posterior estrés de humedad caliente (1000 h, 85/85) causó un aumento severo en la resistencia en serie de las células expuestas a UV, pero no en las células no expuestas a UV. Esto sugiere una interacción importante entre estos factores de estrés”.
Además, el grupo de investigación sometió los módulos a una prueba DH de 1.000 horas que mostró una degradación “severa” adicional de la resistencia en serie, incluso en aquellos paneles con pasta de metalización que contenía Zn. “Atribuimos esto a concentraciones más altas de ácido acético generadas en el área expuesta a UV del módulo, que provocan la degradación de la interfaz línea de malla/célula y una alta resistencia en serie”, indicaron.
Los académicos concluyeron que las normas IEC actuales solo requieren una exposición mínima a rayos UV, lo que podría dificultar una evaluación precisa de las pérdidas por UVID.
“La prueba de estrés UV actualmente incluida en la norma IEC 61215-2 es de 15 kWh/m² (MQT 10), que normalmente equivale a alrededor de 2–3 meses en campo, dependiendo de la ubicación (1,8 meses en el sitio utilitario específico estudiado), lo que implica que los efectos a largo plazo de la UV pueden pasar desapercibidos”, enfatizaron.
Sus hallazgos se presentaron en el estudio “UV + Damp Heat Induced Power Losses in Fielded Utility N-Type Si PV Modules” (Pérdidas de potencia inducidas por calor húmedo y UV en módulos fotovoltaicos de silicio tipo N de servicios públicos instalados), publicado en Progress in Photovoltaics.
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