Un equipo de investigación liderado por Universidad Tecnológica de Delft en los Países Bajos simuló la entrada de humedad en módulos fotovoltaicos para comprender mejor la degradación causada por la humedad. Analizaron el efecto de la elección de materiales para el encapsulante y la lámina trasera, así como las condiciones climáticas.
«Lo novedoso en nuestro trabajo es que hemos reportado la concentración relativa de contenido de humedad en lugar de la concentración real, ya que la literatura sugiere que esta es una métrica más relevante para evaluar la degradación en módulos fotovoltaicos», dijo Youri Blom, autor correspondiente de la investigación, a pv magazine.
De hecho, uno de los hallazgos clave descritos en «Modelling moisture ingress in PV modules with different encapsulant and backsheet materials» (Modelado de la entrada de humedad en módulos fotovoltaicos con diferentes materiales de encapsulante y lámina trasera), publicado por Renewable Energy, es que usar la concentración relativa de humedad (RMC, por sus iniciales en inglés) como factor de estrés en modelos de degradación es un «mejor indicador» que la humedad relativa efectiva (RH) más comúnmente usada.
Para analizar la entrada de humedad dentro de un módulo fotovoltaico, el equipo simuló dispositivos durante un período de 20 años hechos con tres diferentes encapsulantes y cuatro diferentes materiales de lámina trasera, así como módulos ubicados en ocho ciudades a través de cuatro zonas climáticas. Utilizaron un modelo de elementos finitos (FEM) construido en COMSOL Multiphysics. Incorporó la segunda ley de difusión de Fick y la ley de Henry para la interfaz de la lámina trasera y el aire, según la investigación.
El modelo Peck, que es un modelo de aceleración para la evaluación de temperatura y humedad de fallas inducidas por humedad en circuitos integrados dentro de componentes moldeados con epoxi, se usó para calcular la potencia normalizada durante la vida útil del módulo.
Para los encapsulantes, el equipo seleccionó acetato de etileno-vinilo (EVA), poliolefina termoplástica (TPO) y polidimetilsiloxano (PDMS). Para las láminas traseras, seleccionaron tereftalato de polietileno (PET), tedlar-PET-tedlar (TPT), tedlar-PET-SiOx (TPSiOx) y poliamida (PA). Sus propiedades se obtuvieron de fuentes publicadas.
El módulo fotovoltaico de referencia usó EVA como encapsulante y PET como lámina trasera.
Ocho ciudades se agruparon en cuatro zonas climáticas: tropical representada por Manaos, Brasil, y Yakarta, Indonesia; templada representada por Los Ángeles, EE.UU., y Friburgo, Alemania; árida representada por Dubái, EAU, y Almería, España; y continental representada por Portland, EE.UU., y Oslo, Noruega.
Los científicos validaron el modelo con experimentos en interiores y simulaciones al aire libre de la literatura.
«En nuestra investigación, encontramos que el clima en el que se instala un módulo fotovoltaico tiene un impacto mucho mayor en la entrada de humedad que la elección de los materiales para el encapsulante de la lámina trasera», dijo Blom. «Esto sugiere que puede ser beneficioso tener diferentes diseños de módulos fotovoltaicos diseñados para climas específicos, en lugar de un diseño de solución global.»
Los investigadores desarrollaron posteriormente una «ecuación analítica simple que puede usarse para predecir la entrada de humedad» sin depender de simulaciones que consumen mucho tiempo y recursos computacionales. «Esta ecuación solo contiene cuatro parámetros desconocidos que pueden obtenerse de las condiciones climáticas del lugar de instalación», explicó Blom.
El modelo analítico menos intensivo en computación usó parámetros empíricos derivados de las simulaciones FEM y logró una desviación de precisión menor a 0.05. Los investigadores concluyeron que puede predecir efectivamente la entrada de humedad en nuevas ubicaciones sin recurrir a simulaciones FEM intensivas.
«Fue sorprendente ver que todas las características que también se usan en el modelo analítico simple pueden ajustarse con precisión con una tendencia lineal respecto a un factor de estrés específico. Este fue un paso clave en el desarrollo del modelo analítico, ya que nos permite predecir estas características para nuevas ubicaciones sin rehacer la simulación», dijo Blom, señalando que su equipo planea realizar más simulaciones para analizar simulaciones de vida útil, otros mecanismos de degradación y sus efectos en módulos fotovoltaicos.
Investigadores de IMEC de Bélgica, la Universidad de Hasselt y EnergyVille contribuyeron a la investigación.
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