Silicio mono o policristalino: ¿quién gana el duelo?

Sabemos que existen varias tecnologías fotovoltaicas disponibles comercialmente. Entre ellas, podemos mencionar las tecnologías de silicio cristalino fotovoltaico, que incluyen el silicio monocristalino y el silicio policristalino.

Momento cultural: los prefijos de carácter cuantitativo, como multi y pluri, son de origen latino y poli de origen griego. Por eso, en algunos textos te puedes encontrar con el término multicristalino, lo cual también es correcto.

Existen varias tecnologías fotovoltaicas disponibles comercialmente. Contamos con tecnologías de película delgada, que incluyen Silicio Amorfo; Silicio microcristalino; Seleniuro de cobre, indio y galio (CIGS), y; o Telururo de cadmio (CdTe).

También contamos con tecnologías de células solares sensibilizadas con tintes y otras tecnologías que se comercializan o están en desarrollo. Si existen varias tecnologías disponibles comercialmente, ¿por qué hablar sólo de módulos fotovoltaicos monocristalinos y policristalinos?

Esto se debe a que en 2009, la tecnología dominante en módulos y células fotovoltaicas basadas en silicio mono y policristalino ya representaba aproximadamente el 80% del mercado mundial [1]. Ante este escenario, correspondió a los fabricantes y distribuidores de módulos fotovoltaicos decidir qué opciones de tecnología fotovoltaica ofrecer al mercado brasileño.

Actualmente, en el mercado brasileño existen varias opciones de módulos fotovoltaicos, con diferentes fabricantes y diferentes tecnologías, además de una amplia gama de potencias nominales. ¿Cuáles fueron los criterios de selección para traer estos módulos? ¿En base a qué requisitos?

Hay varias condiciones ambientales que afectan la salida de un sistema de energía fotovoltaica. Estos factores ambientales deben tenerse en cuenta para que el cliente tenga expectativas realistas sobre el rendimiento del sistema [2].

A continuación tenemos dos fichas técnicas: a la izquierda la ficha técnica de un conjunto de módulos policristalinos y a la derecha la ficha técnica de un conjunto de módulos monocristalinos. Todo del mismo fabricante y número de celdas por módulo.

Los módulos se clasificaron según su potencia nominal máxima. En condiciones de prueba estándar (STC), que consideran una irradiancia de 1000 W/m², masa de aire absoluta de 1.5 y temperatura de la celda de 25°C.

Tenga en cuenta que los parámetros eléctricos de ambos módulos, en condiciones de prueba estándar, varían muy poco entre sí. Además, las eficiencias de módulos de la misma potencia son las mismas.

Sin embargo, basta con dejar las condiciones de prueba estándar para que estos parámetros cambien significativamente. Podemos confirmar este hecho observando el mismo ficha técnica, a través de datos obtenidos en condiciones de temperatura nominal de funcionamiento del módulo (NMOT).

Tenga en cuenta que se ha reducido la potencia nominal máxima. Los módulos policristalinos de 290 Wp ahora tienen una potencia nominal máxima de 214 W y los módulos monocristalinos de 290 Wp ahora tienen una potencia nominal máxima de 213 W.

Estos parámetros se recopilaron en las condiciones de temperatura nominal de funcionamiento (NMOT) de los módulos, es decir, irradiancia de 800 W/m², masa de aire absoluta de 1.5, temperatura ambiente de 20 °C y velocidad del aire de 1 m/s.

Tenga en cuenta también que ambos módulos se caracterizaron en función de 3 coeficientes de temperatura. El primero está directamente relacionado con la potencia máxima del módulo, el segundo con el voltaje de circuito abierto y el tercero con la corriente de cortocircuito. La temperatura nominal de funcionamiento de los módulos es de 43 ± 2°C.

Por tanto, de la propia ficha técnica de los módulos se desprende que la temperatura es un parámetro que tiene una gran influencia en el comportamiento de un sistema fotovoltaico, ya que modifica la eficiencia y la energía de salida del sistema.

Además, también influyen parámetros atmosféricos como el nivel de irradiancia, la temperatura ambiente, la velocidad del viento, la suciedad, el polvo y las condiciones particulares de la instalación [2]. Comprobemos cómo se evalúa la eficiencia del módulo en función de la temperatura.

La ecuación 1 presenta la corriente de cortocircuito instantánea en función de la temperatura actual del módulo.

I_SC(T) = (yo_SC + a DT)*S/1000          (1)

Donde alfa es el coeficiente de temperatura de la corriente de cortocircuito, ya visto anteriormente; S es la radiación incidente en W/m²; ey_SC es la corriente de cortocircuito de la celda en condiciones de prueba estándar; y delta T es la temperatura de funcionamiento del módulo.

El análisis de la eficiencia del módulo se realiza utilizando el Factor de Forma [3]. Donde, el factor de forma es directamente proporcional al punto de voltaje máximo (V_MP) y punto de corriente máxima (I_MP) e inversamente proporcional al voltaje de circuito abierto (V_OC) y corriente de cortocircuito (I_SC).

FF = V_MP/V_OC x yo_MP/I_SC          (2)

Para calcular la eficiencia, utilizamos la Ecuación 3.

h = P_max / P_in = I_SC *V_OC *FF/P_in          (3)

Ya sabemos que, con la variación de temperatura, la corriente de cortocircuito cambia poco, sin embargo, la tensión de funcionamiento de las celdas sufre una gran variación. Esto podría verse directamente a través de los valores de los coeficientes de temperatura relacionados con estos parámetros.

Cuando la temperatura aumenta, manteniendo constante la irradiación, se produce un pequeño aumento en los valores de I._SC y de yo_MP, sin embargo los valores de V_MP y V_OC disminuye significativamente, lo que resulta en una reducción de alrededor del 0,5%/°C en la eficiencia del módulo.

Los módulos fotovoltaicos absorben hasta el 80% de la radiación. Sin embargo, sólo entre un 5 y un 20 por ciento se convierte en electricidad, dependiendo de la tecnología de células fotovoltaicas utilizada. El resto de esta energía se convierte en calor.

Debido a este efecto, en días soleados los módulos fotovoltaicos pueden alcanzar temperaturas de hasta 35 grados por encima de la temperatura ambiente [4]. En condiciones climáticas cálidas, como en Arizona, las temperaturas de los módulos pueden alcanzar entre 85 y 95 grados Celsius, según las condiciones de montaje y funcionamiento.

En el peor de los casos, algunos de los componentes pueden alcanzar temperaturas tan altas que pueden comprometer los requisitos de seguridad y funcionalidad del módulo y sus componentes [5].

Los efectos de la temperatura son el resultado de una característica natural de los módulos basados ​​en células de silicio cristalino. Tienden a producir un mayor voltaje a medida que baja la temperatura y tienden a disminuir el voltaje a temperaturas más altas.

Cualquier sistema o módulo fotovoltaico debe incluir cálculo de ajuste por efecto de la temperatura [6].

Por lo tanto, una de las características que se debe tener en cuenta al cumplir con los requisitos del proyecto es que se proporciona información técnica para condiciones de prueba estándar, lo que tal vez nunca ocurra en la práctica.

En segundo lugar, un conocimiento fiable del rendimiento de los sistemas fotovoltaicos en las condiciones reales en las que operarán es esencial para una correcta selección del producto [7].

¿Qué nos dice la física?

Pues ya hemos visto lo que ocurre en el campo y la explicación de estos sucesos térmicos en base a modelos matemáticos. Pero ¿en qué se basó el modelo matemático?

Veamos qué nos dice la física sobre este fenómeno. Sabemos desde la física de la escuela secundaria que cuando la temperatura aumenta, hay más vibraciones en la red interna del material. En este caso, en la red cristalina de silicio.

Algunos electrones pierden su energía a través de interacciones con estas vibraciones, en lugar de contribuir a la corriente eléctrica. Este fenómeno aumenta a medida que aumenta la temperatura, debido al aumento de las vibraciones. Así que cuantificamos este fenómeno utilizando el coeficiente de temperatura, que nos dice cuánta energía se pierde por cada aumento de un grado Celsius.

Uno de los parámetros más importantes del material, en relación con este fenómeno, es el orden de los átomos en la red cristalina. Los materiales monocristalinos se caracterizan así por tener un orden recurrente perfecto y, por tanto, tienen las mayores vibraciones y la mayor sensibilidad a la temperatura. Los materiales policristalinos tienen sólo órdenes recurrentes cortas y por lo tanto tienen una sensibilidad moderada a la temperatura. Aquí vemos algunos ejemplos de redes policristalinas, donde estos órdenes recurrentes son evidentes:

Tenga en cuenta que existen pequeños órdenes recurrentes de redes cristalinas. Cada grano de cristal está limitado por límites. Los límites entre los granos muestran el ángulo de desalineación de cada red cristalina. También es posible observar que cada grano cristalino tiene un solo orden recurrente. Si fuera un material monocristalino, no habría desalineaciones en la red cristalina y solo veríamos un único orden recurrente. Últimamente, muchos módulos monocristalinos están presentando en sus hojas de datos, bajos coeficientes de temperatura en el rango de -0,4%/ºC. Sin embargo, debemos estar alerta, ya que la física nos dice que cuanto más estrictamente ordenados están los átomos de un material, más le afecta la temperatura. Volvamos a hablar de los coeficientes de temperatura nuevamente. Los coeficientes de temperatura promedio en los módulos de silicio monocristalino son aproximadamente -0,446 por ciento por grado Celsius y los coeficientes de temperatura promedio en los módulos de silicio policristalino son aproximadamente -0,387 por ciento por grado Celsius [8]. El efecto de estas diferencias es muy importante en países cálidos, como Brasil. Como ya hemos dicho, una célula fotovoltaica bajo el sol estará mucho más caliente que la temperatura ambiente. Y para que su temperatura esté en el rango de 25 grados Celsius, que es la temperatura en condiciones de prueba estándar, la temperatura ambiente debe ser de casi cero grados Celsius.

¿Cómo interpretar los coeficientes de temperatura?

Vista toda esta explicación, interpretemos qué sucede con los parámetros eléctricos del módulo de silicio policristalino en la hoja de datos mostrada anteriormente. Según la Figura 2, en condiciones de prueba estándar tenemos una Potencia Máxima de 290 W, un Voltaje de Circuito Abierto de 38,5 V y una Corriente de Cortocircuito de 9,72 A. Los coeficientes de temperatura del módulo son:

El coeficiente de temperatura relacionado con la potencia máxima del módulo es igual a -0,39%/ºC. Esto significa que por cada grado Celsius que la temperatura del módulo sea superior a 25°C, la potencia máxima del módulo disminuirá un 0,39%. El coeficiente de temperatura relacionado con la tensión del circuito abierto es igual a -0,29%/ºC, es decir, por cada grado por encima de 25°C, la tensión del circuito abierto caerá un 0,29%. Finalmente, el coeficiente de temperatura relacionado con la corriente de cortocircuito es igual a -0,05%/ºC por ciento por grado Celsius, por lo que la corriente de cortocircuito aumentará un 0,05% por cada grado por encima de 25 °C.

¿Ejerzamos un poco más las consecuencias de lo que hemos visto hasta ahora?

Ahora supongamos la compra de dos módulos similares de 100Wp. Uno de ellos será de silicio monocristalino y el otro será de silicio policristalino. Consideraremos el coeficiente de temperatura del módulo monocristalino igual a -0,5 %/ºC; y el coeficiente de temperatura del módulo policristalino igual a -0,4 %/ºC. En el laboratorio, cuando la temperatura de las células es de 25 grados, ambas producirán 100W. Sin embargo, en el campo, en pleno verano, la temperatura de la celda rondará los 65 grados. Entonces el módulo de silicio monocristalino producirá 80 W:

100 – [ (65 – 25) * 0,5 ] = 80W

Y el módulo de silicio policristalino producirá 84 W:

100 – [ (65 – 25) * 0,4 ] = 84W

Esto dará una diferencia del 4% en comparación con la potencia en condiciones de prueba estándar. A finales de septiembre de 2018, un estudio realizado por la reconocida Centro Fraunhofer de Silicio Fotovoltaico demostró que la degradación inducida por altas temperaturas conduce a una pérdida de energía de hasta el 6% para los módulos PERC de silicio monocristalino y estas pérdidas para los módulos PERC de silicio policristalino son inferiores al 2% [9]. Por lo tanto, partiendo de comprobaciones prácticas de los fenómenos aquí presentados, se elabora el modelo matemático y la física involucrada. Podemos llegar a las siguientes conclusiones respecto al tema tratado:

• Los módulos fotovoltaicos policristalinos son menos sensibles a la temperatura que los módulos monocristalinos;
• En países cálidos, como Brasil, es recomendable utilizar módulos fotovoltaicos menos sensibles a la temperatura. Por tanto, entre un módulo mono y un poli, el más adecuado sería uno policristalino;
• Si compra un módulo mono de 340 W, en verano producirá casi tanto como un módulo poli de 325 W.

Referencias

• [1] Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático, “Fuentes de energía renovables y mitigación del cambio climático – Informe especial del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático”, Prensa de la Universidad de Cambridge, 2012
• [2] Meral, ME, Dinçer, F., “Una revisión de los factores que afectan el funcionamiento y la eficiencia de los sistemas de generación de electricidad basados ​​en energía fotovoltaica”. Universidad Yuzuncu Yil, Turquía, 2011
• [3] Silva, GJ; Silva, WWAG; Reis, GL; Rodríguez, WA, “Evaluación de la Influencia de la Temperatura en la Eficiencia de Paneles Fotovoltaicos”. En: VI Congreso Brasileño de Energía Solar, 2016
• [4] Van Helden WGJ, van Zolingen R. J. Ch, Zondag H. A., “Sistemas térmicos fotovoltaicos: paneles fotovoltaicos que suministran electricidad y calor renovables”, Progreso en energía fotovoltaica: investigación y aplicaciones, 2004
• [5] Oh, J., Samy, G., Mani, T., “Pruebas y análisis de temperatura de módulos fotovoltaicos según las normas ANSI/UL 1703 e IEC 61730”, Acta de la Conferencia de Especialistas Fotovoltaicos del IEEE, Programa - 35ª Conferencia de Especialistas Fotovoltaicos del IEEE, 2010
• [6]Krauter S., “Aumento del rendimiento eléctrico mediante el flujo de agua sobre el frente de los paneles fotovoltaicos”, Materiales de energía solar y células solares, 2004
• [7] Li ACS, Cheung GHW, Lam JC, “Análisis del desempeño operativo y las características de eficiencia del sistema fotovoltaico en Hong Kong”. Conversión y gestión de energía, vol. 46, núm. 7-8, 05.2005, p. 1107-1118
• [8] Dash PK, Gupta Carolina del Norte, "Efecto de la temperatura en la producción de energía de diferentes módulos fotovoltaicos disponibles comercialmente ", Journal of Engineering Research and Applications, ISSN: 2248-9622, vol. 5, número 1 (parte 1), enero de 2015, páginas 148-151.
• [9] R. Gottschalg, M. Pander, M. Turek, J. Bauer, T. Luka, C. Hagendorf, M. Ebert, “Evaluación comparativa de la degradación inducida por luz y temperatura elevada (LETID)”, 35º EU PVSEC 2018, 24 – 28 de septiembre de 2018, Bruselas