Pesquisadores do Laboratório Nacional de Energia Renovável (NREL) do Departamento de Energia dos EUA investigaram como a degradação induzida por ultravioleta (UVID) pode afetar o desempenho de sistemas fotovoltaicos usando módulos solares tipo N e descobriram que os padrões IEC atuais projetados para rastrear falhas precoces de módulos podem não ser adequados para avaliar todos os riscos de possíveis perdas de desempenho.
Os cientistas conduziram sua análise em um sistema fotovoltaico comercial de telhado de 3 MW implantado em um local não revelado em uma zona temperada dos Estados Unidos. “O local foi identificado como de baixo desempenho pelo proprietário, e as curvas de corrente-tensão (IV) de campo indicaram que os módulos haviam degradado aproximadamente 2,4% / ano em relação à potência da placa de identificação”, explicaram. “Após cerca de 6 anos de implantação, quatro módulos em campo e dois sobressalentes não em campo foram reservados para nosso estudo.”
O sistema depende de módulos do tipo N baseados em módulos totalmente difusos traseiros (PERT) de emissores passivados de um fabricante não especificado, mas os cientistas alertaram que suas descobertas poderiam ser estendidas a outras tecnologias de módulos, como contato passivado por óxido de túnel (TOPCon) ou heterojunção (HJT). “Há evidências por meio de estudos de laboratório de que algumas dessas células são mais suscetíveis ao UVID, mas há uma falta de confirmação de que essa degradação ocorra no campo”, enfatizou o grupo.
Para sua análise, os acadêmicos usaram varredura de corrente-tensão (IV) e Suns-Voc, imagens de eletroluminescência (EL), imagens de fotoluminescência (PL), medições de eficiência quântica externa (EQE), termografia de bloqueio escuro (DLIT), microscopia eletrônica de varredura (SEM) e espectroscopia de raios-X por dispersão de energia (EDS).
Além disso, eles realizaram testes de estresse de calor úmido (DH) e UV combinados com microscopia de resistência de espalhamento de varredura (SSRM), microscopia óptica, espectroscopia de infravermelho com transformada de Fourier (FTIR), cromatografia líquida de alta eficiência (HPLC) e espectroscopia de fotoluminescência de raios-X (XPS) para avaliar a extensão da degradação do módulo.
Por meio de medições de EQE, os cientistas descobriram que os módulos analisados sofreram perdas de UVID causadas por perdas de recombinação da superfície celular. Além disso, identificaram uma segunda causa de perda de UVID na falta de zinco (Zn) na pasta de metalização utilizada para os módulos analisados.
“A exposição aos raios UV sozinha, mas além do padrão IEC 61215-2 MQT10 (15 kWh / m2, 280-400 nm), reproduziu a degradação da superfície, mas não o aumento da resistência em série”, explicaram. “A exposição UV de 67,5 kWh/m2 (200–400 nm) foi necessária antes que houvesse perda de energia mensurável. O estresse térmico úmido subsequente (1000 h 85/85) causou um aumento severo na resistência em série das células expostas aos raios UV, mas não das células não estressadas por UV. Isso sugere uma interação importante entre esses fatores de estresse.”
Além disso, o grupo de pesquisa expôs os módulos a um teste DH de 1.000 h que mostrou uma degradação adicional da resistência em série “severa”, mesmo naqueles painéis com uma pasta de metalização contendo Zn. “Atribuímos isso a concentrações mais altas de ácido acético geradas na área exposta aos raios UV do módulo, levando à degradação da interface gridline/célula e alta resistência em série”, disse.
Os acadêmicos concluíram que os padrões IEC atuais exigem apenas uma exposição mínima aos raios UV, o que pode ser prejudicial para avaliações precisas da perda de UVID.
“O teste de estresse UV atualmente incluído no padrão IEC 61215-2 é de 15 kWh/m2 (MQT 10), o que normalmente equivale a cerca de 2 a 3 meses no campo, dependendo da localização (1,8 meses no local específico da concessionária aqui estudado), o que implica que os efeitos UV de longo prazo podem passar despercebidos”, enfatizaram.
Suas descobertas foram apresentadas no estudo “UV + Damp Heat Induced Power Losses in Fielded Utility N-Type Si PV Modules“, publicado em Progress in Photovoltaics.
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