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Delaware revista pv 24/10

Los resultados de los laboratorios de pruebas fotovoltaicas en 2024 han generado preocupación sobre la degradación inducida por ultravioleta (UVID) en algunos paneles TOPCon y HJT de tipo n. El “Informe de índice de módulos fotovoltaicos” del Centro de pruebas de energías renovables (RETC) señaló que el 40 % de los módulos probados mostraron al menos una pérdida de rendimiento del 5 % después de las pruebas UV.

El laboratorio Kiwa PVEL, también en California, llevó a cabo pruebas UV con una exposición de 120 kWh/m² (diseñadas para replicar de seis meses a dos años en el campo, dependiendo de la ubicación) y reportó una pérdida de rendimiento de hasta el 16,6% en algunos TOPCon tipo n. módulos. El vicepresidente de ventas y marketing del laboratorio, Tristan Erion-Lorico, dijo que se esperaría una pérdida de energía del 16,6%, según las garantías de rendimiento típicas que garantizan una pérdida de energía máxima del 1% después del primer año y del 0,4% a partir de entonces, para un módulo que tenía estado desplegado durante 40 años.

Los programas de prueba también encontraron muchos módulos que eran más resistentes a UVID. De los probados por RETC, el 40% experimentó una pérdida de energía inferior al 2%, y aproximadamente la mitad de los módulos incluidos en el Cuadro de Mando de Confiabilidad de Módulos Fotovoltaicos de Kiwa PVEL experimentó una pérdida de energía inferior al 3%. Pero estos resultados ciertamente justifican una mirada más cercana a la degradación inducida por la luz ultravioleta en los módulos fotovoltaicos, los mecanismos que la causan y la mejor manera de evitarla.

prueba ultravioleta

Las pruebas UV fueron un estándar durante mucho tiempo, y la pérdida de rendimiento debido al oscurecimiento del encapsulante o la cinta utilizada para mantener las células en su lugar era algo común en las generaciones anteriores de módulos fotovoltaicos. Los proveedores de encapsulantes abordaron rápidamente este problema.

Como pocos módulos experimentaron problemas relacionados con los rayos UV después de eso, el enfoque de las pruebas se centró en los problemas más urgentes en ese momento, como los problemas de degradación inducidos por la luz y potenciales. Los estándares de los módulos solares de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) especifican solo 15 kWh/m² de exposición a los rayos UV, para eliminar a los de peor desempeño.

Sin embargo, UVID ha regresado con dispositivos más nuevos fabricados utilizando capas delgadas depositadas de múltiples materiales que parecen hacer que los módulos TOPCon y HJT sean susceptibles.

«Los comentarios que recibimos de la comunidad investigadora sugieren que para estas estructuras celulares más delicadas, los rayos UV son un factor más importante», dijo Erion-Lorico. «Se reintrodujo en pruebas de confiabilidad extendidas, incluido el PQP de Kiwa PVEL».

Diseñar pruebas aceleradas para predecir con precisión cómo afectará la luz ultravioleta a los módulos fotovoltaicos durante 30 años en el campo plantea un desafío importante. Actualmente, las pruebas pueden acelerarse en un factor de aproximadamente cinco, lo que significa que un año completo en una cámara de pruebas UV representaría cinco años instalada en el campo, según las estimaciones de Erion-Lorico. «Es difícil acelerar las pruebas UV mucho más de lo que ya estamos haciendo y aún tener resultados representativos de las condiciones del campo, no solo de freír el módulo», explicó.

La complejidad adicional también proviene de los muy diferentes niveles de exposición a los rayos UV que pueden experimentar los módulos, dependiendo de dónde estén instalados. Los datos de la Asociación de la Industria Solar de Oriente Medio indican que un módulo instalado en Dubai recibe 5,4 veces más exposición a los rayos UV que uno instalado, por ejemplo, en Berlín.

El director ejecutivo del RETC, Cherif Kedir, afirmó en un informe de septiembre revistapv seminario web, que la degradación de los rayos UV es un efecto acumulativo e incluso cuando las pruebas han demostrado que un módulo es susceptible al daño de los rayos UV, se necesita una observación a más largo plazo para indicar la progresión a lo largo del tiempo .

«Estamos tratando de realizar exposiciones a los rayos UV a largo plazo para ver si [a PV module] sigue degradándose cada año”, dijo Kedir, agregando que otra incógnita es si incluso una degradación ultravioleta de bajo nivel podría desencadenar otras debilidades o mecanismos de degradación. «Todos estos son problemas que la industria no conoce y se están realizando muchas investigaciones».

Mecanismos y mitigación

Archana Sinha, ahora ingeniera senior de Kiwa PVEL, ha investigado los efectos de los rayos UV en las células solares durante varios años. «Definitivamente existen múltiples mecanismos de degradación», dijo. revistapv. «Es probable que algunos sean más fuertes que otros y algunos pueden ser parcialmente reversibles».

El trabajo de Sinha y otros investigadores ha revelado tres mecanismos principales de degradación impulsados ​​por la luz ultravioleta, que están relacionados con las complejidades de la estructura celular y la encapsulación del módulo. Sinha explicó que la susceptibilidad a la UVID se relaciona con el material y el grosor de varias capas dentro de una célula solar. Las capas más delgadas y ciertos materiales como el nitruro de silicio, con un índice de refracción inferior a 2,29, presentan una mayor transparencia a los rayos UV.

Esto significa que dejarán entrar más luz y más rayos UV. Una vez dentro de una célula, los fotones UV de longitud de onda corta tienen suficiente energía para romper el enlace químico entre el silicio y el hidrógeno, dañando la pasivación de la célula y reduciendo la eficiencia del dispositivo. La calidad de una célula en sí también influye. «Si tiene más estados defectuosos presentes en la capa base, entonces puede acelerar la degradación», dijo Sinha.

Cuando se trata de reducir los efectos de estos mecanismos, existen tres rutas posibles. Los dos primeros métodos se refieren a evitar que los fotones UV lleguen a la célula, ya sea a través de un módulo de vidrio de baja transmisión UV o utilizando materiales encapsulantes diseñados para bloquear los fotones UV o «desplazarlos hacia abajo» a luz visible. La tercera opción es eliminar la debilidad de la propia célula.

El proveedor chino de encapsulantes Cybrid Technologies ha desarrollado un encapsulante mitigador de rayos UV para módulos HJT, una película de conversión de luz (LCF) que introdujo en el mercado en 2023 y que llama Raybo. La película crea una capa entre el vidrio y el módulo que puede absorber fotones UV y emitir luz azul menos dañina en el espectro visible.

El fabricante de módulos Huasun utiliza LCF en sus últimos módulos HJT y ha observado que el costo adicional involucrado (que Cybrid estimó en alrededor de $0,50/m2 más que un encapsulante estándar) se compensa en gran medida con la mayor eficiencia de conversión que ofrece. «En este momento, no vemos mecanismos de mitigación a nivel celular que tengan un impacto significativo», afirmó Christian Comes, director de desarrollo empresarial en Europa de Huasun. “Seguimos investigando, pero LCF ha demostrado longevidad y muy buena mitigación de los efectos de los rayos UV en la célula. Por lo tanto, en este momento, nuestra principal estrategia es garantizar la confiabilidad y durabilidad frente al daño causado por los rayos UV”.

Un representante de Cybrid dijo que la compañía también está trabajando en una solución LCF para celdas TOPCon. El representante dijo que esto requiere una receta de encapsulante ligeramente diferente ya que las celdas TOPCon son más sensibles a la corrosión y señaló que los clientes de TOPCon tienden a ser más sensibles a los costos.

Soluciones a nivel celular

Los productores de TOPCon parecen tener más oportunidades de abordar el problema a nivel celular, y ese es también el enfoque favorecido por los expertos en pruebas de módulos. «Me sentiría mucho más cómodo con células que no exhiben susceptibilidad», dijo Kedir del RETC. «Arreglar los problemas desde la raíz siempre es mejor y siempre es más barato, porque una película añade costes».

Durante el mismo revistapv En el seminario web, Ling Zhuang, gerente de productos de Trinasolar, señaló que los módulos Vertex TOPCon de la compañía experimentaron pérdidas de rendimiento del 1,44 % en la parte frontal y del 1,06 % en la parte posterior después de pasar por el protocolo de prueba UV de RETC, exponiendo el módulo a luz UV a 220 kWh/m². En pruebas adicionales autorizadas por el Centro de Certificación General de China, los módulos se expusieron a rayos UV a 300 kWh/m² y experimentaron una degradación de energía del 1,64 % en la parte frontal y del 1,26 % en la parte trasera. . Zhuang señaló que después del ciclo de prueba UV, el módulo también pasó las pruebas de aislamiento y corriente de fuga húmeda.

Zhuang atribuye ese sólido desempeño al cuidadoso diseño, control y monitoreo del proceso durante la producción de células. Explicó que la estructura de pasivación de Trina garantiza una baja autoabsorción, manteniendo los fotones ultravioleta alejados de donde podrían causar daños. También utilice medidas cuidadosas para controlar el espesor de la capa de pasivación. Zhuang explicó que mientras algunos fabricantes calculan utilizando el espesor promedio de la película por celda, Trina realiza el cálculo calculando en el espesor medido en varios puntos seleccionados en cada celda, lo que garantiza una mejor uniformidad. Añadió que un seguimiento cuidadoso de los procesos celulares es clave para detectar posibles problemas en la producción antes de que afecten a una gran cantidad de dispositivos. «Aplicamos una gestión inteligente de la información… para monitorear todo el proceso e identificar desafíos potenciales», dijo Zhuang.

Los expertos de la industria coinciden en que, aunque la UVID se puede controlar durante el proceso de fabricación, no todos los fabricantes de energía solar están adoptando un enfoque tan cuidadoso. «Estamos viendo una variedad de resultados de pruebas y ciertamente no es cierto que TOPCon no sea confiable», dijo Erion-Lorico de Kiwa-PVEL. «Pero los fabricantes y sus clientes deben ser conscientes del riesgo que esto conlleva».

Camino a la recuperación

Los investigadores han observado que, cuando se colocan en determinadas condiciones, las células solares pueden recuperar parte del rendimiento perdido por la UVID. Más trabajo en esto podría ayudar a crear una solución para módulos que ya salieron de fábrica.

«Si podemos desarrollar estrategias de recuperación que ayuden a mitigar esos problemas, daremos esa información a los socios tanto ascendentes como descendentes», dijo Sinha.

Un estudio de 2024 realizado por el instituto de investigación alemán Fraunhofer ISE informó cierta recuperación de UVID después de la prueba de congelación de humedad. Kiwa PVEL ha recibido una subvención del Consorcio DuraMAT del Departamento de Energía de EE.UU. UU. para un estudio de dos años sobre UVID, que incluye aprender más sobre posibles mecanismos de recuperación.

«Creo que veremos algunos mecanismos de recuperación que se pueden utilizar en el campo, pero ciertamente habrá otros en los que la célula se haya degradado y no se pueda cambiar lo que se haya dañado», dijo Erion-Lorico.

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