Nuovo studio mostra come i moduli solari TOPCon di tipo n siano più sensibili al degradamento di quelli di tipo p

Alcuni ricercatori del centro di ricerca olandese TNO hanno condotto una serie di test di calore umido per valutare l’impatto, in termini di degradamento dell’umidità, di diversi materiali di incapsulamento sulle perdite di prestazioni nei moduli fotovoltaici bifacciali.

“Lo scopo di questa ricerca era trovare una spiegazione per i fenomeni di degradamento osservati in piccoli campioni di moduli bifacciali di laboratorio dopo lunghi test di calore umido”, ha detto a pv magazine l’autore principale della ricerca, Paul Sommeling.

Nello studio “Corrosion effects in bifacial crystalline silicon PV modules; interactions between metallization and encapsulation“, pubblicato sulla rivista Solar Energy Materials and Solar Cells, gli scienziati hanno confrontato tre materiali incapsulanti utilizzati nella produzione di moduli fotovoltaici: etilene vinil acetato (EVA), elastomeri poliolefinici (POE) e poliolefine termoplastiche (TPO).

Il gruppo di ricerca ha affermato di aver osservato in studi precedenti che POE e TPO, a differenza dell’EVA, non rilasciano alcun componente acido, il che significa che possono funzionare meglio dell’EVA rispetto alla corrosione indotta dall’acido. Tuttavia, non ci sono ancora prove scientifiche che questi materiali possano effettivamente portare a una maggiore durata del modulo sul campo, poiché ci vuole molto tempo prima che si possa osservare un degradamento rilevante nei pannelli.

Attraverso test di calore umido con una durata fino a 2.500 ore, gli accademici hanno confrontato le prestazioni dei tre materiali in laminati a base di vetro-incapsulante-cella-incapsulante-vetro senza l’uso di un sigillante per bordi.

“Celle bifacciali di tipo n o p disponibili in commercio (rispettivamente TOPCON e PERC) sono state utilizzate per costruire questi laminati, che sono stati successivamente testati in una camera climatica in condizioni di calore umido (85 C/85% di umidità relativa)”, hanno spiegato. “Le misurazioni di corrente-tensione (IV) ed elettroluminescenza (EL) sono state condotte a intervalli di 500 ore per seguire il cambiamento delle caratteristiche del laminato nel tempo.”

I ricercatori anno utilizzato una tecnica nota come “coring” per consentire l’analisi post mortem di tutti i campioni testati. Hanno poi utilizzato la microscopia elettronica a scansione (SEM) e la spettroscopia a raggi X a dispersione di energia (EDX) per analizzare gli effetti dei test sulla superficie della cella solare. Tutti gli incapsulanti sono stati testati secondo lo standard fotovoltaico IEC 61215 con tempi di test prolungati.

Secondo il gruppo di ricerca, i test hanno dimostrato che gli incapsulanti TPO idrofobici e chimicamente inerti forniscono il più alto grado di protezione contro il degradamento indotto dall’umidità rispetto a EVA e POE. Ha inoltre indicato che la metallizzazione sul lato anteriore delle celle TOPCon di tipo n testate è più soggetta a degradamento indotto da acido o umidità rispetto alle loro controparti di tipo p.

“La metallizzazione sul lato anteriore delle celle TOPCon si è degradata più velocemente della metallizzazione sul lato posteriore e anche più velocemente della metallizzazione delle celle PERC nei laminati a base di EVA”, hanno sottolineato gli scienziati. “Attribuiamo queste differenze alle diverse composizioni della metallizzazione cellulare applicata”.

Hanno concluso che il fattore principale che causa la delaminazione della griglia metallica è probabilmente la degradazione del vetro al piombo, che secondo loro fa parte della griglia di metallizzazione della cella e contiene ossido di piombo (PbO).

“Questi risultati sono in parte sorprendenti”, ha detto Sommeling. “Gli effetti della corrosione nel fotovoltaico sono noti e sono stati riportati in letteratura studiando sia gli effetti dopo l’esposizione sul campo che dopo i test accelerati in laboratorio”.

Ha anche spiegato che i problemi di corrosione più gravi sono in larga misura legati al rilascio di acido acetico dall’EVA, il materiale di incapsulamento più utilizzato nei pannelli fotovoltaici. L’acido provoca la corrosione della metallizzazione delle celle e/o del materiale a linguetta o dei giunti di saldatura. Attualmente l’EVA viene sostituito da alternative che non rilasciano composti acidi e questo aiuta a prevenire molti problemi legati alla corrosione.

“Gli aspetti sorprendenti o ‘nuovi’ descritti nel nostro articolo considerano le differenze abbastanza notevoli osservate tra diversi tipi di metallizzazione e diverse celle solari rispetto al loro comportamento relativo alla corrosione, che può essere correlato a diverse composizioni della metallizzazione delle celle”, ha aggiunto Sommeling. “Anche senza la presenza di acidi, la corrosione può ancora verificarsi solo per l’influenza dell’umidità e ancora una volta questo varia ampiamente tra i diversi tipi di metallizzazione applicati.”

“Si può concludere che la combinazione specifica delle celle solari TOPCon di tipo n studiate nel nostro articolo in combinazione con EVA è probabilmente a rischio più elevato rispetto ad altre combinazioni di tipi di celle e incapsulanti”, ha affermato Sommeling. “L’applicazione di EVA in combinazione con una metallizzazione suscettibile alla corrosione relativamente elevata dovrebbe e può essere effettivamente evitata. In alternativa, se i tipi di metallizzazione più resistenti alla corrosione identificati possono essere applicati alle celle solari TOPCon, ciò dovrebbe anche aiutare nella costruzione di pannelli fotovoltaici di tipo n più resistenti alla corrosione.”

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