Resolvendo o problema UV da energia solar tipo N

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Da pv magazine Global

Os resultados dos laboratórios de testes fotovoltaicos em 2024 levantaram preocupações sobre a degradação induzida por ultravioleta (UVID) em alguns painéis TOPCon e HJT tipo N. O “PV Module Index Report” do Centro de Testes de Energia Renovável (RETC) observou que 40% dos módulos testados exibiram pelo menos 5% de perda de desempenho após o teste UV.

O laboratório Kiwa PVEL, também na Califórnia, realizou testes UV com exposição de 120 kWh/m² – projetados para replicar de seis meses a dois anos no campo, dependendo da localização – e relatou até 16,6% de perda de desempenho em alguns módulos TOPCon tipo N. O vice-presidente de vendas e marketing do laboratório, Tristan Erion-Lorico, disse que 16,6% de perda de energia, com base em garantias de desempenho típicas que garantem uma perda máxima de 1% de energia após o primeiro ano e 0,4% depois, seria esperada para um módulo que foi implantado há 40 anos.

Os programas de teste também encontraram muitos módulos que eram mais resistentes ao UVID. Dos testados pelo RETC, 40% tiveram menos de 2% de perda de energia, e cerca de metade dos módulos incluídos no Scorecard de Confiabilidade do Módulo PV da Kiwa PVEL tiveram menos de 3% de perda de energia. Mas esses resultados certamente justificam um olhar mais atento sobre a degradação induzida pela luz ultravioleta em módulos fotovoltaicos, os mecanismos que a causam e como ela pode ser melhor evitada.

Teste UV

O teste UV foi por muito tempo um padrão, e a perda de desempenho devido ao escurecimento do encapsulante ou da fita usada para manter as células no lugar era uma visão comum em gerações mais antigas de módulos fotovoltaicos. Esse problema foi rapidamente resolvido pelos fornecedores de encapsulantes.

Com poucos módulos enfrentando problemas relacionados aos raios UV depois disso, o foco dos testes mudou para o que eram questões mais urgentes na época, como problemas de degradação induzida por luz. Os padrões de módulos solares da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) especificam apenas 15 kWh/m² de exposição aos raios UV, para eliminar os piores desempenhos.

O UVID está de volta, no entanto, com dispositivos fabricados mais recentemente usando camadas finamente depositadas de vários materiais que parecem tornar os módulos TOPCon e HJT mais suscetíveis.

“O feedback que recebemos da comunidade de pesquisa sugere que, para essas estruturas celulares mais delicadas, o UV é um fator mais significativo”, disse Erion-Lorico. “Ele foi reintroduzido em testes de confiabilidade estendidos, incluindo o PQP da Kiwa PVEL.”

A criação de testes acelerados para prever com precisão como a luz UV afetará os módulos fotovoltaicos ao longo de 30 anos no campo representa um desafio significativo. Atualmente, os testes podem acelerar por um fator de cerca de cinco – o que significa que um ano inteiro em uma câmara de teste UV representaria cinco anos instalados no campo, de acordo com as estimativas de Erion-Lorico.

“É difícil acelerar os testes de UV muito mais do que já estamos fazendo e ainda ter os resultados representativos das condições de campo, não apenas fritar o módulo”, explicou ele.

A complexidade adicional também vem dos níveis muito diferentes de exposição aos raios UV que os módulos podem experimentar, dependendo de onde estão instalados. Dados da Associação da Indústria Solar do Oriente Médio indicam que um módulo instalado em Dubai recebe 5,4 vezes a exposição UV de um instalado em Berlim, por exemplo.

O presidente-executivo da RIC, Cherif Kedir, disse, em um webinar da pv magazine de setembro de 2024, que a degradação dos raios UV é um efeito cumulativo e, mesmo quando os testes mostraram que um módulo é suscetível a danos causados pelos raios UV, é necessária uma observação de longo prazo para indicar a progressão ao longo do tempo.

“Estamos tentando realizar exposições UV de longo prazo para ver se [um módulo fotovoltaico] continua se degradando a cada ano”, disse Kedir, acrescentando que outra incógnita é se mesmo a degradação UV de baixo nível poderia desencadear outras fraquezas ou mecanismos de degradação. “Todas essas são questões que não são conhecidas pela indústria e há muita pesquisa em andamento.”

Mecanismos e mitigação

Archana Sinha, agora engenheira sênior da Kiwa PVEL, pesquisou os efeitos dos raios UV nas células solares por vários anos. “Definitivamente, existem vários mecanismos de degradação”, disse ela à pv magazine. “Alguns são provavelmente mais fortes do que outros e alguns podem ser parcialmente reversíveis.”

O trabalho de Sinha e outros pesquisadores revelou três mecanismos principais de degradação impulsionados pela luz ultravioleta, que estão relacionados às complexidades da estrutura celular e do encapsulamento do módulo. Sinha explicou que a suscetibilidade ao UVID está relacionada ao material e à espessura de várias camadas dentro de uma célula solar. Camadas mais finas e certos materiais, como nitreto de silício, com índice de refração inferior a 2,29, exibem maior transparência UV.

Isso significa que eles deixam entrar mais luz e mais UV. Uma vez dentro de uma célula, os fótons UV de comprimento de onda curto têm energia suficiente para quebrar a ligação química entre o silício e o hidrogênio, danificando a passivação celular e reduzindo a eficiência de um dispositivo. A qualidade de uma célula em si também desempenha um papel. “Se tiver mais estados de defeito presentes na camada de base, pode acelerar a degradação”, disse Sinha.

Quando se trata de reduzir os efeitos desses mecanismos, existem três caminhos possíveis. Os dois primeiros métodos dizem respeito a impedir que os fótons UV cheguem à célula, seja através do vidro do módulo de baixa transmissão UV ou usando materiais encapsulantes adaptados para bloquear os fótons UV ou UV “downshift” para a luz visível. A terceira opção é projetar a fraqueza fora da própria célula.

A fornecedora chinesa de encapsulantes Cybrid Technologies desenvolveu um encapsulante de mitigação de UV para módulos HJT, um filme de conversão de luz (LCF) que introduziu no mercado em 2023 e chama de Raybo. O filme cria uma camada entre o vidro e o módulo que pode absorver fótons UV e emitir luz azul menos prejudicial no espectro visível.

A fabricante de módulos Huasun usa LCF em seus módulos HJT mais recentes e observou que o custo adicional envolvido – que a Cybrid estimou em cerca de US $ 0,50 / m2 a mais do que um encapsulante padrão – é amplamente compensado pelo aumento da eficiência de conversão proporcionada. “Neste momento, não vemos mecanismos de mitigação em nível de célula que tenham um impacto significativo”, disse Christian Comes, diretor de desenvolvimento de negócios da Huasun na Europa. “Continuamos a investigar, mas o LCF demonstrou longevidade e mitigação muito boa dos efeitos UV na célula. É, portanto, neste momento, nossa principal estratégia garantir confiabilidade e durabilidade para danos causados por UV.”

Um representante da Cybrid disse que a empresa também está trabalhando em uma solução LCF para células TOPCon. O representante disse que isso requer uma receita de encapsulante ligeiramente diferente, uma vez que as células TOPCon são mais sensíveis à corrosão, e observou que os clientes TOPCon tendem a ser mais sensíveis ao custo.

Soluções em nível de célula

Os produtores de TOPCon parecem ter mais oportunidades de abordar o problema no nível da célula, e essa também é a abordagem preferida pelos especialistas em testes de módulos. “Eu me sentiria muito mais confortável com células que não exibem a suscetibilidade”, disse Kedir, da RETC. “Corrigir problemas na causa raiz é sempre melhor e é sempre mais barato, porque um filme aumenta o custo.”

Durante o mesmo webinar da revista pv, o gerente de produto da Trinasolar, Ling Zhuang, observou que os módulos Vertex TOPCon da empresa tiveram perdas de desempenho de 1,44% na parte frontal e 1,06% na parte traseira após passar pelo protocolo de teste UV da RETC, expondo o módulo à luz UV a 220 kWh/m². Em testes adicionais autorizados pelo Centro de Certificação Geral da China, os módulos foram expostos aos raios UV a 300 kWh/m² e tiveram 1,64% de degradação de energia na parte frontal e 1,26% na parte traseira. Zhuang observou que, após o ciclo de teste UV, o módulo também passou nos testes de isolamento e corrente de fuga úmida.

Zhuang atribui esse forte desempenho ao cuidadoso projeto, controle e monitoramento do processo durante a produção de células. Ela explicou que a estrutura de passivação da Trina garante baixa auto-absorção, mantendo os fótons UV longe de onde eles poderiam causar danos. Ele também usa medições cuidadosas para controlar a espessura da camada de passivação. Zhuang explicou que, enquanto alguns fabricantes calculam usando a espessura média do filme por célula, a Trina faz o cálculo com base na espessura medida em vários pontos selecionados em cada célula, garantindo melhor uniformidade. Ela acrescentou que o monitoramento cuidadoso dos processos celulares é fundamental para detectar possíveis problemas na produção antes que eles afetem um grande número de dispositivos. “Aplicamos o gerenciamento inteligente de informações … para monitorar todo o processo e identificar possíveis desafios”, disse Zhuang.

Especialistas do setor concordam que, embora o UVID possa ser controlado durante o processo de fabricação, nem todos os fabricantes de energia solar estão adotando uma abordagem tão cuidadosa. “Estamos vendo uma série de resultados de testes e certamente não é o caso de o TOPCon não ser confiável”, disse Erion-Lorico, da Kiwa-PVEL. “Mas os fabricantes e seus clientes precisam estar cientes do risco aqui.”

Caminho para a recuperação

Os pesquisadores observaram que, quando colocadas sob certas condições, as células solares podem recuperar parte do desempenho perdido para o UVID. Mais trabalho nisso pode ajudar a criar uma solução para módulos que já saíram da fábrica.

“Se pudermos desenvolver estratégias de recuperação que ajudem a mitigar esses problemas, daremos esse feedback aos parceiros upstream e downstream”, disse Sinha.

Um estudo de 2024 do instituto de pesquisa alemão Fraunhofer ISE relatou alguma recuperação do UVID após o teste de congelamento de umidade. A Kiwa PVEL recebeu uma bolsa do Consórcio DuraMAT do Departamento de Energia dos EUA para um estudo de dois anos sobre UVID, incluindo aprender mais sobre possíveis mecanismos de recuperação.

“Acho que veremos alguns mecanismos de recuperação que você pode usar no campo, mas certamente haverá outros em que a célula se degradou e você não pode mudar o que foi danificado”, disse Erion-Lorico.

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