Un equipo de la Universidad de Nueva Gales del Sur (UNSW), en Australia, ha investigado los modos de fallo en módulos solares de heterounión (HJT) con configuraciones de lámina posterior de vidrio.
«Hemos identificado cuatro modos de fallo en el módulo de heterounión de silicio con lámina de vidrio, que pueden provocar una pérdida de potencia de hasta el 50% tras las pruebas de calor húmedo», explica el investigador Chandany Sen a pv magazine. «Intentamos comprender las posibles causas subyacentes de cada modo de fallo y cómo detectarlas rápidamente a nivel de célula».
Los científicos realizaron su experimento con células solares HJT bifaciales de silicio tipo n de medio corte procedentes de líneas de producción industrial de fabricantes no identificados. Los productos se dividieron en tres grupos: módulos con células encapsuladas; módulos con precursores de células encapsuladas; y células no encapsuladas. En los dos primeros grupos, los investigadores utilizaron un encapsulante de etilvinilacetato (EVA).
«Todas las muestras presentaban una oblea de tipo n, capas de pasivación de silicio amorfo hidrogenado intrínseco (i-a-Si:H) en ambas caras y capas de silicio amorfo hidrogenado dopado con fósforo (n-a-Si:H) y dopado con boro (p-a-Si:H) en las caras anterior y posterior, respectivamente, seguidas de una capa de óxido de estaño dopado con indio (ITO) depositada en ambas caras», explicaron.
Todos los dispositivos se sometieron a una prueba de calor húmedo a 85 °C y 85% de humedad relativa durante periodos de entre 500 y 4000 horas.
Mediante estas pruebas, los académicos identificaron cuatro modos de fallo en las células encapsuladas, que provocaban pérdidas de potencia que oscilaban entre el 5% y el 50%. El primer tipo de fallo consistía en el oscurecimiento de las células en puntos localizados, y el segundo estaba representado por el oscurecimiento alrededor de la interconexión de barras colectoras y cables planos. El tercer tipo de fallo consistía en un oscurecimiento intenso entre las regiones interconectadas de las barras colectoras y los cables de cinta, mientras que el cuarto mostraba un oscurecimiento en la región interconectada de las barras colectoras y los cables de cinta.
Según el análisis del grupo, el primer tipo de fallo era atribuible a la contaminación de la superficie, que podía haberse producido durante la manipulación o la caracterización antes del encapsulado del módulo. En cuanto al segundo y tercer grupo, los científicos atribuyeron los fallos a la implicación del fundente de soldadura.
«El impacto directo del fundente y la soldadura de plomo (Pb) en la degradación de los contactos tras las pruebas DH también se observó en otros trabajos», señalaron. «Es esencial destacar que, en algunos casos, el uso de una pasta de Ag diferente también provocó un fallo de tipo 3».
En cuanto al cuarto grupo, los investigadores indicaron que los fallos probablemente tenían su origen en el subproducto de EVA utilizado para la encapsulación.
«Aunque el diseño experimental de este trabajo no puede determinar exactamente cómo se produjo cada modo de fallo tras las pruebas DH, demuestra situaciones plausibles que podrían darse en el entorno industrial y dar lugar a los modos de fallo reales observados», concluyeron.
Sen dijo que comprender y mitigar estos modos de fallo, preferiblemente a nivel de célula solar, será crucial para hacer realidad el potencial de bajo coste nivelado de la electricidad (LCOE) de la HJT. Dijo que, aunque los módulos de vidrio se emplean con frecuencia para las células solares HJT debido a su menor susceptibilidad a la entrada de humedad, es probable que se produzcan fallos similares en estos módulos durante periodos más prolongados.
El equipo de investigación presentó sus conclusiones en el estudio «Four failure modes in silicon heterojunction glass-backsheet modules» (Cuatro modos de fallo en los módulos de heterounión de silicio con lámina posterior de vidrio), publicado en Solar Energy Materials and Solar Cells.
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