Pesquisadores da Organização Holandesa para Pesquisa Científica Aplicada (TNO) realizaram uma série de testes de calor úmido para avaliar o impacto, em termos de degradação de umidade, de diferentes materiais de encapsulamento nas perdas de desempenho em módulos fotovoltaicos bifaciais.
“O objetivo desta pesquisa foi encontrar uma explicação para os fenômenos de degradação observados em pequenas amostras de módulos bifaciais de laboratório após testes prolongados de calor úmido”, disse o principal autor da pesquisa, Paul Sommeling, à pv magazine.
No estudo “Efeitos de corrosão em módulos fotovoltaicos bifaciais de silício cristalino; interações entre metalização e encapsulamento”, publicado na Solar Energy Materials and Solar Cells, os cientistas fizeram uma comparação entre três materiais encapsulantes usados na produção de módulos fotovoltaicos: etileno acetato de vinila (EVA), elastômeros poliolefínicos (POE) e poliolefinas termoplásticas (TPO).
O grupo de pesquisa disse ter observado em estudos anteriores que o POE e o TPO, ao contrário do EVA, não liberam nenhum componente ácido, o que significa que eles podem ter um desempenho melhor do que o EVA em relação à corrosão induzida por ácido. No entanto, ainda não há evidências comprovadas de que esses materiais possam realmente resultar em maior durabilidade do módulo em campo, pois leva muito tempo até que uma degradação relevante do campo possa ser observada.
Por meio de testes de calor úmido com duração de até 2.500 h, os acadêmicos compararam o desempenho dos três materiais em laminados à base de vidro-encapsulante-célula-encapsulante-vidro sem o uso de selante de borda.
“Células bifaciais do tipo n ou p comercialmente disponíveis (TOPCON e PERC, respectivamente) foram usadas para construir esses laminados, que foram posteriormente testados em uma câmara climática sob condições de calor úmido (85°C/85% de umidade relativa)”, eles explicou. “As medições de tensão de corrente (IV) e eletroluminescência (EL) foram realizadas em intervalos de 500 horas para acompanhar a mudança das características do laminado ao longo do tempo.”
Eles usaram uma técnica conhecida como “coring” para permitir análises post-mortem de todas as amostras testadas. Para isso, eles usaram microscopia eletrônica de varredura (SEM) e espectroscopia de raios X de energia dispersiva (EDX) para analisar os efeitos dos testes na superfície da célula solar. Todos os encapsulantes foram testados de acordo com o padrão IEC 61215 PV e além, com tempo de teste estendido.
De acordo com o grupo de pesquisa, os testes mostraram que os encapsulantes de TPO hidrofóbicos e quimicamente inertes fornecem o mais alto grau de proteção contra degradação induzida por umidade em comparação com EVA e POE. Também indicou que a metalização frontal das células TOPCon do tipo n testadas é mais propensa à degradação induzida por ácido ou umidade do que suas contrapartes do tipo p.
“Essa metalização frontal das células TOPCon se degradou mais rapidamente do que a metalização do lado traseiro e também mais rápido do que a metalização das células PERC em laminados à base de EVA”, enfatizaram os cientistas. “Atribuímos essas diferenças às diferentes composições da metalização celular aplicada.”
Concluíram que o principal fator causador da delaminação da grade metálica é provavelmente a degradação do vidro de chumbo, que segundo eles faz parte da grade de metalização celular e contém óxido de chumbo (PbO).
“Esses resultados são parcialmente surpreendentes”, disse Sommeling. “Os efeitos da corrosão fotovoltaica são conhecidos e foram relatados na literatura estudando os efeitos após a exposição em campo e após testes acelerados em laboratório.”
Ele também explicou que os problemas de corrosão mais graves estão em grande parte relacionados à liberação de ácido acético do EVA, o material encapsulante mais utilizado em painéis fotovoltaicos. O ácido causa corrosão da metalização da célula e/ou material de tabulação ou juntas de solda. Atualmente, o EVA está sendo substituído por alternativas que não liberam nenhum composto ácido e isso ajuda a prevenir muitos problemas relacionados à corrosão.
“Os aspectos surpreendentes ou ‘novos’ descritos em nosso artigo consideram as diferenças bastante marcantes observadas entre diferentes tipos de metalização e diferentes células solares com relação ao comportamento de corrosão, que pode ser correlacionado a diferentes composições da metalização da célula”, acrescentou Sommeling. “Também sem a presença de ácidos, a corrosão ainda pode ocorrer apenas pela influência da umidade e, novamente, isso varia amplamente entre os diferentes tipos de metalização aplicados.”
“Pode-se concluir que a combinação específica das células solares TOPCon tipo n estudadas em nosso artigo em combinação com EVA é provavelmente de maior risco, em comparação com outras combinações de tipos de células e encapsulantes”, afirmou Sommeling. “A aplicação de EVA em combinação com metalização relativamente alta suscetível à corrosão deve e pode ser evitada. Alternativamente, se os tipos de metalização mais resistentes à corrosão identificados puderem ser aplicados às células solares TOPCon, isso também deve ajudar na construção de painéis fotovoltaicos do tipo n mais resistentes à corrosão.”
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