Il degrado indotto dal potenziale (Potential-Induced Degradation o PID) ha ricevuto molta attenzione negli ultimi anni a causa del suo notevole impatto negativo sulle prestazioni dei moduli fotovoltaici. Sebbene siano già stati condotti numerosi studi approfonditi su questo fenomeno, la comprensione del PID è ancora incompleta. Vediamo, allora, lo stato attuale della conoscenza sul PID.
INTRODUZIONE
Le tecnologie fotovoltaiche, sebbene siano considerate molto affidabili in condizioni operative, con bassi tassi di degrado e di guasto, sono ancora suscettibili a diversi meccanismi di guasto, tra cui la corrosione e la delaminazione. Negli ultimi anni, tra i vari problemi di affidabilità, ha acquisito importanza il degrado indotto dal potenziale poiché può causare nei moduli fotovoltaici perdite rilevanti di efficienza e, in alcuni casi, guasti catastrofici.
Sembra che il PID sia stato segnalato per la prima volta dal Jet Propulsion Laboratory (JPL) nel 1985 sia per i moduli in silicio cristallino (c-Si) che per i moduli a film sottile in silicio amorfo (a-Si). All'inizio degli anni 2000, il fenomeno è stato studiato anche dal National Renewable Energy Laboratory (NREL), dal Florida Solar Energy Center (FSEC) e da BP Solar. Più recentemente, il PID ha ricevuto grande attenzione dalla ricerca internazionale.
C’è da dire che la complessità del PID rappresenta una seria sfida per i ricercatori che devono affrontarlo. Infatti, il PID è influenzato da molti fattori, tra cui le proprietà del rivestimento antiriflesso (rivestimento AR) della cella solare, i materiali di incapsulamento, la struttura del modulo fotovoltaico (ad esempio frame o frameless) e le tipologie di sistema. Anche per la medesima tipologia di modulo fotovoltaico, si può indurre un diverso livello di degrado energetico a seconda dello stress ambientale (temperatura, umidità, condensa, ecc.), delle condizioni di messa a terra della superficie del vetro, e dell'esposizione alla luce solare. Inoltre, anche la deposizione di sporco sulla superficie frontale del modulo fotovoltaico può influenzare la suscettibilità al PID di questo.
La complessità del PID, insieme all'incompletezza della sua comprensione, hanno ostacolato il progresso scientifico verso lo sviluppo di tecnologie fotovoltaiche completamente prive di PID.
ORIGINE DEL PID
Nei sistemi fotovoltaici, i moduli solari fotovoltaici (per semplicità, moduli) sono generalmente collegati tra di loro in serie (stringa fotovoltaica) per aumentare la tensione in uscita, mentre i loro telai sono messi a terra per motivi di sicurezza. A seconda del tipo di inverter utilizzato, in ogni modulo della stringa fotovoltaica si genera una differenza di potenziale elettrico tra le celle solari e il telaio. Questa differenza di potenziale elettrico è pari a zero per il modulo al centro e aumenta in intensità nei moduli che si avvicinano sempre di più alle due estremità della stringa fotovoltaica.
Fig. 1 Schema semplificato di una stringa di un sistema fotovoltaico. I moduli sono collegati tra loro in serie, mentre i loro telai sono collegati a terra.
Per effetto di questa differenza di potenziale elettrico, nei moduli si generano correnti di dispersione che vanno dal telaio alle celle solari (o viceversa, a seconda della posizione del modulo nella stringa) e causano un degrado dell’efficienza di conversione di quest’ultime. Questo particolare fenomeno di degrado delle prestazioni delle celle solari è denominato, appunto, degrado indotto dal potenziale (Potential-Induced Degradation o PID). Sia i moduli in silicio cristallino (c-Si) che quelli a film sottile sono sensibili a questo fenomeno. Poiché, in futuro, l’industria fotovoltaica intende aumentare la tensione massima del sistema a 1500 V, allo scopo di ridurre i costi complessivi, ecco dunque giustificata la loro attenzione verso questo fenomeno.
Nei moduli c-Si standard di tipo p, le correnti di dispersione possono fluire dal telaio alle celle solari lungo diversi percorsi (vedi figura 2):
- (1) lungo la superficie del vetro anteriore e attraverso la maggior parte del vetro anteriore e dell'incapsulante;
- (2) attraverso la massa del vetro anteriore (lateralmente) e attraverso la massa dell'incapsulante;
- (3) lungo l'interfaccia tra il vetro anteriore e l'incapsulante e attraverso la massa dell'incapsulante;
- (4) attraverso la maggior parte dell'incapsulante;
- (5) lungo l'interfaccia tra l'incapsulante e il backsheet, e attraverso la massa dell'incapsulante;
- (6) lungo la superficie del backsheet e attraverso la maggior parte del backsheet e dell'incapsulante.
Fig. 2 Sezione trasversale di un modulo fotovoltaico c-Si standard di tipo p, realizzato con un blocco vetro-incapsulante-cella-incapsulante-backsheet, con modellazione dei possibili percorsi delle correnti di dispersione.
Nello schema riportato in figura 2, le celle solari sono polarizzate negativamente, mentre il telaio del modulo è collegato a terra. Le frecce rappresentano le direzioni delle correnti di dispersione. La direzione delle correnti di dispersione è invertita quando le celle solari sono polarizzate positivamente rispetto al telaio del modulo.
Tra i percorsi menzionati, il percorso 1 è spesso il più dannoso in condizioni operative esterne, poiché la conduttività superficiale del vetro anteriore aumenta significativamente in condizioni di pioggia e di elevata umidità. Il percorso di perdita 6, che attraversa la maggior parte del backsheet, viene spesso trascurato per l'eccellente resistenza elettrica del backsheet polimerico.
Nella figura 3, sono descritti, invece, i diversi percorsi delle correnti di dispersione nei moduli a film sottile. Ricordiamo che nei moduli a film sottile, tra il vetro anteriore e la superficie della cella solare, si trova un sottile strato di ossido conduttivo trasparente (TCO). Inoltre, come spesso avviene, una lastra di vetro è utilizzata come copertura posteriore.
Fig. 3 Sezione trasversale di un modulo fotovoltaico a film sottile con una lastra di vetro come copertura posteriore e modellizzazione dei possibili percorsi delle correnti di dispersione.
In figura 3, il telaio del modulo è collegato a terra, mentre le celle solari sono polarizzate negativamente ( i moduli a film sottile in silicio amorfo (a-Si), seleniuro di rame indio gallio (CIGS) e tellururo di cadmio (CdTe) soffrono di PID quando le celle solari sono polarizzate negativamente). Le frecce rappresentano le diverse direzioni delle correnti di dispersione.
Nonostante le differenze nella struttura dei moduli, i moduli a film sottile hanno percorsi di corrente di dispersione simili a quelli dei moduli c-Si standard, tranne sul retro del modulo dove esiste un percorso aggiuntivo laterale attraverso il vetro. Inoltre, il percorso della corrente di dispersione 7 non è trascurabile come nel caso dei moduli convenzionali di tipo p.
I moduli a film sottile senza cornice hanno spesso eccellenti guarnizioni sui bordi e sono fissati tramite morsetti. Ciò riduce le correnti di dispersione che si verificano sul bordo.
In entrambe le tecnologie fotovoltaiche, l'importanza relativa dei diversi percorsi della corrente di dispersione dipende dalle condizioni ambientali e dai materiali di incapsulamento.
MECCANISMI DEL PID
Le cause principali che determinano il degrado dell'efficienza di conversione delle celle solari, quando sono presenti le correnti di dispersione, sono diverse per i diversi tipi di tecnologie dei moduli. Possono aversi anche cause diverse quando lo stesso tipo di modulo viene sollecitato in condizioni diverse.
La comprensione del PID è ben consolidata a livello macroscopico, ma non è ancora completamente compresa a livello microscopico. Tuttavia, in letteratura sono state proposte numerose teorie per spiegare le cause profonde del PID frequentemente osservate nei moduli.
Che si tratti di tecnologie a film sottile o basate su c-Si, la migrazione degli ioni di sodio (Na+) gioca un ruolo cruciale nell'evoluzione del PID. La corrosione elettrochimica dello strato TCO, l'effetto di polarizzazione superficiale e il PID-shunting (PID-s), sono tre delle cause più comuni, rispettivamente, nei moduli a film sottile, nei moduli c-Si di tipo n e nei moduli c-Si di tipo p standard.
Finora, si è scoperto che la progressione del PID nei moduli c-Si standard dipende dalla tensione applicata, dall'umidità e dalla temperatura. In particolare, la corrente di dispersione mostra una relazione di tipo Arrhenius con la temperatura; l'umidità e la tensione applicata influiscono sul PID in diversi modi.
SOLUZIONI
Allo stato attuale, la ricerca è riuscita a determinare alcuni metodi per prevenire efficacemente il PID nei moduli c-Si di tipo p.
A livello di cella solare, la resistenza al PID può essere migliorata:
- regolando il rapporto Si/N del rivestimento AR su un valore più alto per aumentare la conduttività elettrica;
- facendo crescere uno strato intermedio (SiO2) tra il rivestimento AR di Si e SiNx;
- pulendo la superficie della cella solare con raggi UV ricchi di energia prima della deposizione di SiNx.
A livello di modulo, il PID può essere prevenuto utilizzando materiali di incapsulamento e/o lastre di vetro con elevata resistività apparente.
A livello di sistema, il PID può essere mitigato garantendo che il circuito attivo dei moduli non sia polarizzato negativamente rispetto alla terra o applicando una tensione inversa durante la notte. In alternativa, può essere efficacemente prevenuto con l’applicazione di microinverter.
Si è scoperto, inoltre, che il PID nei moduli c-Si standard di tipo p è reversibile: è stato dimostrato che il recupero termico, il recupero della tensione con polarizzazione inversa e la loro combinazione sono in grado di rigenerare la perdita di efficienza del modulo.
La maggior parte degli studi sul PID condotti finora riguardano principalmente moduli c-Si standard di tipo p, poiché dominano l'attuale mercato fotovoltaico. Tuttavia, la maggior parte delle soluzioni individuate per i moduli c-Si di tipo p sono applicabili anche ad altri tipi di tecnologie fotovoltaiche (ad esempio la tecnologia a film sottile).
CONCLUSIONI
Nel complesso, negli ultimi anni la continua ricerca ha consentito di ottenere una migliore comprensione del PID nei moduli. Si prevede che ulteriori ricerche relative al PID forniranno approfondimenti sulle questioni aperte che devono ancora essere completamente comprese. Purtroppo, c’è ancora molta strada da fare verso lo sviluppo di tecnologie fotovoltaiche completamente prive di PID e a basso costo.
fonte: Potential-induced degradation in photovoltaic modules: a critical review - Wei Luo, Yong Sheng Khoo, Peter Hacke, Volker Naumann, Dominik Lausch, Steven P. Harvey, Jai Prakash Singh, Jing Chai, Yan Wang, Armin G. Aberleae and Seeram Ramakrishna