Recubrimiento de cintas metálicas para implementación estética de BIPV

Investigadores suizos han estudiado tres tipos de recubrimientos de tinta negra para cintas metálicas utilizadas en módulos fotovoltaicos integrados en edificios (BIPV). Han comparado su estabilidad visual y su efecto sobre el rendimiento eléctrico.

octubre 11, 2023 Lior Kahana

Una celda solar con cintas sin recubrir (A) y una celda solar con cintas recubiertas de negro (B).

Imagen: École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL), Materiales y células solares para energía solar, Licencia Creative Commons CC BY 4.0

Un grupo de investigadores en Suiza ha investigado la estabilidad visual y el rendimiento eléctrico de los revestimientos de interconexión negros utilizados en módulos fotovoltaicos. Estos recubrimientos se utilizan para mejorar el atractivo estético de los módulos fotovoltaicos integrados en edificios (BIPV), ya que minimizan su apariencia en las láminas posteriores negras.

«El ocultamiento de interconexiones a menudo se logra mediante pasos de fabricación costosos e ineficientes, como la aplicación de tiras o bandas de colores con posicionamiento manual», explicaron los investigadores. “Una posible solución para modificar el aspecto de las cintas metálicas es recubrirlas de tinta. La inyección de tinta es una de las mejores tecnologías capaz de hacer frente a los requisitos de precisión, resolución y flexibilidad para recubrir las brillantes cintas metálicas”.

En conversación con pv magazine, el autor correspondiente, el Dr. Alejandro Borja Block, añadió que “el coste del proceso manual podría rondar los 3 CHF ($3,32)/módulo, mientras que un proceso automatizado podría ser de 0,15 CHF/módulo aproximadamente. Es importante considerar que al hacer estas estimaciones se hacen muchas suposiciones, como el grado de automatización del equipo, la vida útil del equipo, el costo de los consumibles, el costo de la energía utilizada, la velocidad del proceso, etc.”

En el artículo «Stability of black interconnect coatings for solar photovoltaic module applications» (Estabilidad de los recubrimientos de interconexión negros para aplicaciones de módulos solares fotovoltaicos), publicado en Solar Energy Materials and Solar Cells, el equipo de investigación comparó tres tipos de cintas metálicas: una era una cinta negra disponible comercialmente sin información sobre el recubrimiento utilizado y la otra era una cinta negra disponible comercialmente sin información sobre el recubrimiento utilizado. mientras que los otros dos fueron recubiertos en el laboratorio con tintas comerciales de inyección de tinta curables por UV.

Los científicos probaron las tres cintas en una secuencia basada en el estándar industrial IEC 62788-7-2. Todas las cintas recubiertas se cortaron en tiras de 3 cm de largo y luego se laminaron en módulos de láminas con respaldo de vidrio convencionales (G/BS).

Luego encapsularon los paneles utilizando tres encapsulantes diferentes, con y sin bloqueadores de rayos UV. Las tres muestras se dejaron en la cámara durante un total de 2.000 horas, equivalente a aproximadamente 120 kWh/m2 de dosis de irradiancia UVA y UVB (UVA+UVB), lo que corresponde a aproximadamente dos años de exposición al aire libre en Europa central.

«La observación más sorprendente que surgió de la comparación de datos fue que el cambio de color sólo apareció en las tintas de inyección curables por UV, no en las cintas negras comerciales», dijeron los académicos. “La tinta 1 produjo el cambio de color más grande: apareció un halo amarillo alrededor de las interconexiones metálicas revestidas. Esto podría indicar difusión de los componentes de la tinta dentro del encapsulante y degradación. Ink 2 produjo un cambio de color más suave pero aún notable”.

Después de esta prueba, los investigadores profundizaron en la tinta 1, ya que mostró el cambio de color más significativo. Lo hicieron de dos maneras: primero, aislando la tinta y la molécula pura 2-PEA para investigar si desempeñaba un papel importante en la degradación observada; en segundo lugar, creando un mini módulo solar y luego recubriendo sus cintas con la tinta correspondiente.

Las muestras de componentes puros se envejecieron durante 24 horas y 10 días, o dosis de UVA + UVB de 1,5 y 15 kWh/m2, respectivamente. “El componente puro de la tinta y el enjuague, 2-PEA, polimerizó después de 1,5 kWh/m2 y se volvió amarillo después de 15 kWh/m2”, enfatizó el grupo. “Esto se debe a la creación de enlaces carbonilo en la sustancia, que están relacionados con la oxidación de la molécula bajo la luz ultravioleta. El índice de carbonilo aumentó un 22 % tras la exposición a los rayos UV de 15 kWh/m2”.

En cuanto al módulo recubierto de muestra, se envejeció durante 6.000 horas o una dosis de UVA + UVB de 360 kWh/m2. “El uso de la tinta inestable investigada representaría una modificación estética del color a largo plazo, demostrando una potencial inestabilidad a largo plazo, pero el rendimiento eléctrico sería similar a un módulo sin cintas recubiertas (menos del 3% de pérdida de energía). ”, señaló el equipo.

Al concluir su investigación, los científicos dijeron que «desaconsejan el uso del monómero 2-PEA para aplicaciones estéticas fotovoltaicas y sugieren el uso de tintas curables por UV con monómeros alifáticos, que tienen mejores propiedades de no amarillear, en combinación con encapsulantes bloqueadores de UV». También agregaron que «los encapsulantes bloqueadores de rayos UV ayudan a mitigar la fotodegradación de 2-PEA en laminados G/BS, mientras que no mitigan completamente la degradación de la tinta en sí».

El equipo está formado por académicos del Instituto Federal Suizo de Tecnología de Lausana, el CSEM de Suiza, el Centro de Energía Sostenible, el Centro de Competencia de Polímeros Leoben de Austria y la Academia de Ciencias de la República Checa.

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