Un estudio demuestra que las células TOPCon bifaciales de tipo n son más propensas a la degradación que las de tipo p

Investigadores de la Organización Holandesa para la Investigación Científica Aplicada (TNO) han realizado una serie de pruebas de calor húmedo para evaluar el impacto, en términos de degradación por humedad, de diferentes materiales de encapsulado en las pérdidas de rendimiento de los módulos fotovoltaicos bifaciales.

«El objetivo de esta investigación era encontrar una explicación a los fenómenos de degradación observados en pequeñas muestras de módulos bifaciales de laboratorio tras pruebas prolongadas de calor húmedo», explicó a pv magazine el autor principal de la investigación, Paul Sommeling.

En el estudio «Corrosion effects in bifacial crystalline silicon PV modules; interactions between metallization and encapsulation» (Efectos de la corrosión en módulos fotovoltaicos bifaciales de silicio cristalino; interacciones entre metalización y encapsulado), publicado en Solar Energy Materials and Solar Cells, los científicos hicieron una comparación entre tres materiales encapsulantes utilizados en la producción de módulos fotovoltaicos: etilvinilacetato (EVA), elastómeros de poliolefina (POE) y poliolefinas termoplásticas (TPO).

El grupo de investigación afirmó haber observado en estudios anteriores que el POE y el TPO, a diferencia del EVA, no liberan componentes ácidos, lo que significa que pueden tener un mejor comportamiento que el EVA con respecto a la corrosión inducida por ácidos. Sin embargo, aún no hay pruebas fehacientes de que estos materiales puedan aumentar realmente la durabilidad de los módulos sobre el terreno, ya que pasa mucho tiempo antes de que pueda observarse una degradación relevante sobre el terreno.

Mediante pruebas de calor húmedo con una duración de hasta 2.500 h, los académicos compararon el rendimiento de los tres materiales en laminados basados en vidrio-encapsulante-célula-encapsulante-vidrio sin el uso de un sellador de bordes.

«Se han utilizado células bifaciales de tipo n o p disponibles en el mercado (TOPCON y PERC respectivamente) para construir estos laminados, que posteriormente se han probado en una cámara climática en condiciones de calor húmedo (85 ºC/85% de humedad relativa)», explicaron. «Se han realizado mediciones de corriente-voltaje (IV) y electroluminiscencia (EL) a intervalos de 500 h para seguir el cambio de las características del laminado a lo largo del tiempo».

Utilizaron una técnica conocida como «coring» para poder realizar análisis post-mortem de todas las muestras analizadas. Para ello, utilizaron microscopía electrónica de barrido (SEM) y espectroscopia de rayos X de energía dispersiva (EDX) para analizar los efectos de las pruebas en la superficie de la célula solar. Todos los encapsulantes se probaron según la norma IEC 61215 PV y más allá, con un tiempo de prueba ampliado.

Según el grupo de investigación, las pruebas mostraron que los encapsulantes TPO hidrófobos y químicamente inertes proporcionaban el mayor grado de protección contra la degradación inducida por la humedad en comparación con EVA y POE. También indicaron que la metalización de la cara frontal de las células TOPCon de tipo n probadas es más propensa a la degradación inducida por el ácido o la humedad que sus homólogas de tipo p.

«Esta metalización frontal de las células TOPCon se degrada más rápidamente que la metalización trasera y también más rápidamente que la metalización de las células PERC en laminados basados en EVA», subrayan los científicos. «Atribuimos esas diferencias a las distintas composiciones de la metalización de las células aplicada».

Llegaron a la conclusión de que el principal factor causante de la delaminación de la rejilla metálica es la degradación del vidrio de plomo probablemente, que, según dijeron, forma parte de la rejilla de metalización de las células y contiene óxido de plomo (PbO).

«Estos resultados son en parte sorprendentes», dijo Sommeling. «Los efectos de la corrosión en la fotovoltaica son conocidos y se han recogido en la bibliografía que estudia tanto los efectos tras la exposición sobre el terreno como tras las pruebas aceleradas en el laboratorio».

También explicó que los problemas de corrosión más graves están relacionados en gran medida con la liberación de ácido acético del EVA, el material encapsulante más utilizado en los paneles fotovoltaicos. El ácido provoca la corrosión de la metalización de las células y/o del material de tabulación o de las juntas de soldadura. Actualmente, el EVA se está sustituyendo por alternativas que no liberan compuestos ácidos, lo que ayuda a evitar muchos problemas relacionados con la corrosión.

«Los aspectos sorprendentes o ‘nuevos’ descritos en nuestro artículo tienen en cuenta las diferencias bastante notables observadas entre los distintos tipos de metalización y las distintas células solares con respecto al comportamiento frente a la corrosión, que pueden correlacionarse con las distintas composiciones de la metalización de la célula», añadió Sommeling. «También sin ácidos presentes, la corrosión aún puede producirse sólo por la influencia de la humedad y, de nuevo, esto varía ampliamente entre los diferentes tipos de metalización aplicados».

«Se puede concluir que la combinación específica de las células solares TOPCon de tipo n estudiadas en nuestro trabajo en combinación con EVA es probablemente una combinación de mayor riesgo, en comparación con otras combinaciones de tipos de células y encapsulantes», afirmó Sommeling. «La aplicación de EVA en combinación con una metalización relativamente susceptible a la corrosión debe y puede evitarse. Alternativamente, si los tipos de metalización más resistentes a la corrosión identificados pueden aplicarse a las células solares TOPCon, esto también debería ayudar a construir paneles fotovoltaicos de tipo n más resistentes a la corrosión.»

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