PANELES FOTOVOLTAICOS Clcr.uns.edu.ar/fae/images/FAE2019_Clase10_Fotovoltaica3.pdf · TECNOLOGÍAS...

PANELES FOTOVOLTAICOS

Paneles de silicio monocristalino Yingli Solar YLM60

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http://www.yinglisolar.com/us/products/solar-modules


Panel de silicio multicristalino 260W STC Kyocera KU260-6MCA

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https://www.kyocerasolar.com/dealers/

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Condiciones de testeo PTC

Fueron propuestas por el NREL a mediados de los 90 en EE.UU.

Buscando medir el desempeño de paneles en condiciones “reales” de operación. Se denominaron “Photovoltaics for Utility Scale Applications Test Conditions” o PVUSA Test Conditions, y luego en forma más compacta “PTC.”

La principal diferencia con STC radica en la temperatura de la celda.

STC: 25°C de temp. de la celda, 1 kW/m2 de irradiancia, sin viento.

PTC: 20°C de temp. ambiente, 1 kW/m2 de irradiancia y 1 m/s de viento.

En California, EE.UU., es obligatorio testear los paneles con PTC.

http://gosolarcalifornia.com/equipment/pv_modules.php

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Efecto de la temperatura sobre la tensión de circuito abierto y la potencia

Ejemplo para el panel Kyocera KU260-6MCA

Para Tamb = 35C y Gi = 1 kW/m2, calcular

Tcelda

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Pmax

Reducción de la potencia por variación de temperatura

Además, calcular

PMAX en las condiciones NOCT (Tamb = 20C y Gi = 0.8 kW/m2)

PMAX en las condiciones PTC (Tamb = 25C y Gi = 1 kW/m2)

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Efecto del sombreado

Si no se toman medidas adicionales, el sombreado de una pequeña parte del panel puede reducir considerablemente la potencia de salida.

Además puede producir puntos calientes que deterioran el panel.

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Efecto del sombreado (cont.)

Puntos calientes con sombreado parcial

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Efecto del sombreado sobre el panel (cont.)

Curvas para diferentes niveles de sombreado (Rp = 6.6 Ω).

Notar el impacto si se utiliza para cargar una batería (~13V).

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Efecto del sombreado sobre el panel (cont.)

Diodos by-pass

Se emplean para evitar puntos calientes y proteger la celda

Limita la caída de tensión en la celda sombreada a ~0.6V

Normalmente los fabricantes incluyen 1 diodo por grupo de celdas (típicamente 1 cada 18 o 24 celdas)

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Efecto del sombreado incluyendo diodo by-pass

Ejemplo sobre un banco de baterías de 60V

5 módulos (36 celdas) en serie aplicando 65V al banco

Efecto del sombreado parcial de 2 celdas (Rp=6.6ohm)

Punto de operación

sin sombrear

P.O con sombra

y con diodo

P.O con sombra

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Ejemplo con el mismo área sombreada

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http://resources.solmetric.com/get/SolarPro-FieldApplicationsOf-I-V-Curve-Tracers-Hernday.pdf



Es importante tener en cuenta el conexionado interno de las celdas en los paneles para disminuir el impacto de las sombras (e.g. en instalaciones residenciales).

En la imagen de la izquierda no habrá generación, mientras que en el de la derecha sólo se pierde el 25%.

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Diodos de bloqueo

Previenen la circulación de corriente inversa por una rama cuando hay sombreado o funcionamiento incorrecto de algún panel

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TECNOLOGÍAS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS

Diferentes formas de clasificación

Por el tamaño

Película gruesa: 200-500 μm

Película fina: 1-10 μm

Por la estructura cristalina del silicio

Cristalino (c-Si): un único cristal de silicio

Multicristalino (mc-Si): áreas grandes de cristales simples

Policristalino y microcristalino: áreas más pequeñas

Amorfo (a-Si): no hay áreas de cristales simples

Por el tipo de unión

Homojuntura: uniones p-n con el mismo semiconductor (e.g. silicio)

Heterojuntura: unión p-n con distinto semiconductor (e.g. CdTe o CIGS)

Por la cantidad de junturas

Juntura simple ó multijuntura

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Las celdas de silicio cristalino ocupan el 94% del mercado actual

70% multicristalinas (mc)

24% monocristalinas (c)

6% película delgada

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2016

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Fuente: Photovoltaics Report. Fraunhofer Insitute for Solar Energy Systems ISE

https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf

TECNOLOGÍAS DE PELÍCULA GRUESA

Silicio monocristalino (c-Si)

Fabricación por el método de Czochralski

Se procesa el mineral (SiO2) hasta obtener silicio purificado.

Se calienta a unos 1400C para fundirlo. Se introduce una semilla y se retira lentamente formando un cilindro (lingote) de unos 15cm de diámetro. Normalmente se le agregan impurezas y resulta un material tipo p (o n).

Involucra alto consumo de energía.

Se rectifican los bordes para mejorar densidad en panel y se corta para formar wafers de 150-300 um (pérdidas de 40 o 50% del material).

La superficie se rectifica químicamente.

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Silicio monocristalino (c-Si)

Cintas (ribbon)

El costo de los wafers es significativo y se tratan de reducirlos cortes haciendo el cristal de silicio en forma de cinta en lugar de un cilindro.

Tamaños típicos: 10 cm de ancho y 300 μm de espesor

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Silicio multicristalino (mc-Si)

Es otra forma de simplificar la fabricación y reducir costos.

Se forma un lingote rectangular con enfriamiento controlado.

Se cortan lingotes más pequeños y luego los wafers.

No resultan cristales perfectos, aparecen discontinuidades entre cristales y se incrementa la recombinación de pares electrón-hueco.

Menor eficiencia que c-Si.

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Uso de silicio vs. espesor de la película

En los últimos años se produjo una reducción significativa en la cantidad de silicio utilizado en las celdas monocristalinas

2004: 12 g/Wp y 300 μm de espesor

2016: 7 g/Wp y 170 μm de espesor

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10Fuente: Photovoltaics Report. Fraunhofer Insitute for Solar Energy Systems ISE



Construcción de la celda (c-Si o mc-Si)

Tratamiento de los wafers

Se hace un decapado químico para eliminar daños del corte y se maquina la superficie (formación de pirámides) para reducir la reflexión.

Se dopa el sustrato para formar una capa de material tipo n.

Se deposita una capa de recubrimiento antirreflejo en condiciones de vacío. Igualmente refleja las bajas long. de onda dándole el color azul característico.

Se depositan los contactos

Los posteriores normalmente son una capa de aluminio (p+)

Los superiores (colectores y “dedos”) tienen varias capas. Titanio (baja resistencia con Si), luego paladio para prevenir que el titanio reaccione con la plata, y finalmente plata. Se pierde de 5 a 10% de la superficie.

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Estructura de los paneles

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TECNOLOGÍAS DE PELÍCULA FINA

Existen varias tecnologías comerciales

Silicio hidrogenado: amorfo (a-Si:Hi) y microcristalino (μc-Si:H).

Telururo de cadmio (CdTe).

Diseleniuro de cobre e indio (CIS) y de cobre, indio y galio (CIGS).

Celdas con semiconductores de los grupos III-V: arseniuro de galio (GaAs), arseniuro de galio e indio (GaInAs), fosfuro de arsénico e indio (GaInP).

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Producción de celdas de película fina

En 2016 fue de 4.9 GWp

CdTe: 60%, CIGS: 26%, a-Si:H: 14%

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Producción de módulos

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Silicio amorfo (aSi)

Muy poco orden en el cristal por defectos en los enlaces entre átomos.

Electrones libres que no forman enlaces covalentes. Mayor recombinación.

Se pueden reducir los defectos haciendo una aleación con hidrógeno (a-Si:H). El H satura los enlaces libres.

Se degradan con la luz (efecto Staebler-Wronski o SWE). La eficiencia se estabiliza en valores más bajos luego de algunos meses de exposición (debería indicarse la eficiencia estabilizada).

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Silicio amorfo multijuntura

Se modifica la energía de la banda prohibida del a-Si (1.75eV) incorporando otros elementos del grupo 4.

Carbono (C): incrementa Eg a 2eV

Germanio (Ge): disminuye Eg a 1.3eV

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Junturas de materiales compuestos

Se buscan combinar elementos para obtener energías de band-gap cercanas a las óptimas, minimizando la ineficiencia introducida por las diferencias en las estructuras cristalinas.

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Teloruro de Cadmio (CdTe)

El material n es sulfuro de cadmio (CdS) y p teloruro de cadmio (CdTe).

La energía de band-gap del CdTe cerca de la óptima (1.44eV)

Excelente estabilidad. Sin degradación secundaria por la luz.

El cadmio es tóxico (6g/m2). Debe asegurarse disposición final segura.

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Diseleniuro de Cobre e Indio (CIS) o de Cobre, Indio y Galio (CIGS)

Estabilidad con la luz solar.

El In es un material escaso.

La energía de band-gap de la CIS se puede amentar considerablemente reemplazando una parte (10-20%) del In por Ga, y del Se por S.

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Arseniuro de Galio (GaAs)

Tienen su origen en aplicaciones espaciales.

Utilizan GaAs como sustrato, con dopaje de Se/Te(n) y Zn/Cd(p).

Energía de band-gap cercana a la óptima. Es la mayor para AM1.5.

Insensible a la temperatura. Aptas para concentración.

La fabricación insume mucha energía. Costosas.

Alcanzan eficiencias elevadas

28.8% juntura simple y 31.6% juntura doble.

Alta Devices: https://www.altadevices.com/technology/

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Celdas multijuntura con semiconductores III-V

Permite utilizar el espectro de manera más eficiente y obtener las mayores eficiencias alcanzadas hasta el momento.

En el esquema se muestra una juntura triple de GaInP, GaInAs y Ge.

Las tres celdas están conectadas en serie, y el dispositivo tiene un solo contacto positivo y uno negativo.

Las celda superior tiene mayor band gap que la inferior.

Además, se reduce la transmisión incluyendo al final una celda con band gap inferior a las tradicionales.

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TECNOLOGÍAS DE CONCENTRACIÓN

La clave de la tecnología radica en reducir el área de las celdas incorporando ópticas de concentración económicas

El índice de concentración indica a groso modo la proporción de área de celda que es reemplazada por la óptica. Se pueden utilizar celdas más eficientes, i.e. más costosas.

Un lente de Fresnel o un reflector, enfoca la radiación en una celda de menor área, incrementando la intensidad de la radiación.

A menudo se monta un elemento óptico secundario sobre la celda.

Suelen clasificarse por el índice de concentración utilizado, en

Alta concentración (HCPV)

Baja concentración (LCPV)

Más del 90% de las instalaciones de 2016 son HCPV.

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Se caracterizan por utilizar

Índices de concentración entre 300x y 1000x.

Seguimiento en dos ejes.

Celdas multijuntura con semiconductores III-V (GaInP/GaInAs/Ge).

Los fabricantes emplean sistemas de enfoque puntual con lentes de Fresnel en la óptica primaria. Algunos utilizan celdas más pequeñas y concentraciones más altas (500x o 1000x) para reducir costos.

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Óptica

secundaria



Módulos comerciales

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Baja concentración (LCPV)

Se caracterizan por tener

Índices de concentración inferiores a 30x (no existen en el mercado en el rango 30-300x).

Normalmente seguimiento en un eje, pero puede ser en dos.

Utilizan celdas de silicio monocristalino de alta eficiencia.

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Plantas

Tousrivier, Sudáfrica – 44MW

1500 módulos Soitec CX-M500

Alamosa, EEUU – 32MW

DNI: 4.86 kWh/m2/día

504 módulos Amonix 7700

http://arzonsolar.com

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TECNOLOGÍAS EMERGENTES

Sensibilización por colorante (dye sensitized)

Proceso diferente al fotovoltaico. El fotón es absorbido por un colorante, que transfiere un electrón (ioniza) a un semiconductor (TiO2). Se evita la recombinación con un electrolito y los electrones pasan al circuito externo.

Perovskita

Evolución de las sensibilizadas por colorante. Utilizan perovskitas híbridas (orgánicas/inorgánicas) de haluro de plomo. Actualmente son celdas sólidas con eficiencias (en laboratorio) comparables a mc-Si, CdTe y CIGS.

Orgánicas

Utilizan compuestos de carbono que es menos costoso.

Manejo de fotones

La radiación se absorbe en una superficie y luego se re-emite en función de su temperatura en otra longitud de onda (la temp. se puede disipar en sup.)

Puntos cuánticos (silicon quantum dot)

Utilizan materiales luminiscentes que emiten fotones con mayor long.de onda. Los fotones se concentran sobre una celda fotovoltaica.

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Rendimientos de celdas y paneles en laboratorio

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Rendimientos de celdas en laboratorio



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Rendimientos de paneles comerciales

HJT: heterojuntura

IBC: interdigitated back contact



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Tiempo de recuperación de la energía (EPBT)

Es el tiempo que demora el sistema fotovoltaico (SFV) en producir la misma cantidad de energía utilizada durante toda su vida (materiales, fabricación, disposición final).

Se calcula mediante

Donde

EX [MJPE-eq] es la energía primaria utilizada para: producir los materiales del SFV (EMAT), fabricar el SFV (EFAB), transportar los materiales usados en todo el ciclo (ETRANS), instalar el SFV (EINST), manejar la disposición final del SFV (EEOL), operación y mantenimiento (EO&M).

Eagen [MJel/year] es la generación annual de electricidad

ηG [MJel/MJPE-eq] es la eficiencia de conversión de energía primaria a electricidad promedio durante el ciclo de vida debe usarse el mix de energía primaria del país donde se instala el SFV.

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Tiempo de recuperación de la energía (EPBT)

Depende de la irradiancia (ubicación geográfica) y de la tecnología.

Para Europa un sistema ubicado en el techo con paneles multicrsitalinos:

1700 kWh/m2/año: 1.2 años (sur de Europa)

1000 kWh/m2/año: 2 años (Alemania)

Evolución del EPBT en el sur de Europa con 1700 kWh/m2/año e inclinación óptima.

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