Degrado celle fotovoltaiche: cause e contromisure al PID che colpisce gli impianti

Questo fenomeno si verificava solo sui moduli a potenziale più alto rispetto alla terra (vicini al polo positivo) che condusse, per le generazioni successive di moduli back-contact, all’adozione della messa a terra del polo positivo.

Questo effetto venne chiamato di “polarizzazione superficiale” e si scoprì che era parzialmente reversibile, che i moduli vicini al polo negativo non ne erano affetti e che esso era strettamente correlato alla tensione di esercizio ed alle condizioni ambientali.

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Il PID (Potential Induced Degradation), studiato in seguito a partire dal 2009 anche nei comuni moduli cristallini frontcontact, è un fenomeno di degrado elettrochimico simile. Una differenza essenziale risiede nel fatto che i comuni moduli cristallini adottano celle di tipo “p”, pertanto il fenomeno si verifica verso l’estremo negativo della stringa piuttosto che verso il positivo.

La cornice dei moduli, collegata intenzionalmente o meno con la terra, si trova a potenziale più alto rispetto alle celle dei moduli più vicini al polo negativo e risulta pertanto polarizzata positivamente rispetto ad esse. Anche il vetro e l’incapsulante tendono a polarizzarsi come la cornice, soprattutto in presenza di elementi che contribuiscono all’incremento della conducibilità superficiale del vetro, come acqua, sali o polvere (come schematicamente rappresentato in Fig.1).

Questa polarizzazione attrae ioni negativi attraverso la giunzione “p-n”, che perde la capacità di separare gli elettroni dalle lacune, andando a provocare una diminuzione dei portatori di carica disponibili per la generazione fotovoltaica.

Vediamo nel dettaglio a cosa è dovuto il fenomeno PID, così come descritto all’interno del volume Sistemi Fotovoltaici, di Alessandro Caffarelli, Giulio De Simone, Angelo Pignatelli e Konstantino Tsolakoglou, edito da Maggioli Editore.

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A cosa è dovuto il fenomeno PID?

Tale fenomeno è influenzato da molteplici fattori, come:

• la qualità della cella,
• le proprietà dielettriche dell’incapsulante e del vetro,
• il potenziale a cui il modulo è sottoposto, ma anche
• fattori ambientali che possono favorire l’instaurarsi delle correnti di dispersione che sono la causa primaria dell’innesco del PID.

Le cause e le relative contromisure al PID si possono suddividere in tre livelli:

• livello di sistema, riguardante l’inserimento del modulo nella stringa;
• livello di modulo, riguardante l’inserimento della cella nel modulo;
• livello di cella, riguardante la qualità della cella e la sua tendenza alla degradazione da polarizzazione indotta.

A livello di sistema, ciò che maggiormente influenza l’instaurarsi del PID sono la tensione a cui il modulo si trova rispetto a terra e le correnti di dispersione capacitive indotte dal funzionamento dell’inverter. Si è infatti notato che moduli posti in condizioni ambientali di esercizio ma lasciati scollegati non presentano alcun segno di degrado.

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A livello di modulo, le proprietà dielettriche dell’incapsulante (tipicamente EVA, etilene vinil acetato) hanno importante influenza nel processo di degrado. Esso deve infatti:

• limitare le correnti di dispersione;
• evitare l’innesco della polarizzazione;
• evitare la penetrazione di molecole d’acqua.

Oltre al materiale, anche il processo produttivo riveste un ruolo chiave, in termini di controllo dell’ambiente di assemblaggio, tempi e temperature di polimerizzazione e pressione applicata in autoclave per favorire la completa espulsione di aria ed umidità.

Si è notato infatti che la resistenza al peeling (processo di separazione meccanica degli strati di incapsulante e backsheet) costituisce un fattore contributivo alla resistenza al PID (J. Berghold, 2012). Per questo motivo, nel 2020 è stata introdotta una variante alla norma tecnica IEC TS 62804-1:2015 (Test methods for the detection of potential-induced degradation). Tale variante prevede delle prove standard per valutare la delaminazione indotta da processi di degrado associati al PID (IEC TS 62804-1-1:2020).

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A livello di cella, vi sono diversi fattori che influenzano l’innesco del PID:

• lo strato antiriflettente depositato sulle celle (ARC, anti-reflective coating), essendo composto generalmente da nitruri di silicio, ha la tendenza a polarizzarsi. Si è visto che lo spessore e il metodo di deposizione dell’ARC possono innescare o prevenire il PID. Spessori maggiori e metodi di deposizione uniformi avvantaggiano la prevenzione;
• livelli di drogaggio inferiore del substrato “p” hanno mostrato la formazione di uno strato di svuotamento di cariche nella giunzione “p-n” di spessore maggiore ed una maggiore resistenza di shunt, limitando l’innesco del PID;
• una minore resistenza serie Rs della cella, dovuta ad un minore spessore dello strato emettitore “n”, limita l’innesco del PID;
• il livello di purezza del silicio e la presenza di difetti nel reticolo cristallino sembrano aumentare la probabilità di innesco.

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Influenza delle condizioni ambientali

Durante i test di invecchiamento accelerato si è notato che, con elevati valori di umidità e temperatura, si hanno fenomeni di adsorbimento di molecole d’acqua che riducono drasticamente la resistività dell’incapsulante, incrementando conseguentemente le correnti di dispersione (che aumentano di quattro ordini di grandezza all’aumentare dell’umidità e della temperatura) e di conseguenza l’insorgenza del PID (J.A. del Cueto, 2010).

Di seguito vengono mostrate delle immagini in elettroluminescenza di alcuni moduli fotovoltaici sottoposti a prove di invecchiamento accelerato in laboratorio. L’elettroluminescenza sfrutta il fenomeno che un modulo fotovoltaico, se sottoposto ad una corrente impressa dall’esterno, emette radiazioni ultraviolette, che possono essere fotografate utilizzando particolari filtri.

Le celle affette da PID, avendo una capacità di generazione fotovoltaica inferiore a quelle sane, emettono meno radiazione ultravioletta, fino ad essere completamente “spente” quando il degrado è totale.

In uno studio condotto in laboratorio su tre moduli identici (Fig.2), si è osservato che questi, sottoposti per 100 ore alla temperatura di 85°C e -1.000 Vdc, avevano perso il 10%, il 32% ed il 99% della potenza con tassi di umidità relativa (RH%) rispettivamente di 0%, 50% e 100%.

Similarmente, l’effetto della temperatura a pari umidità incrementa il decadimento di prestazioni del modulo. In Fig.3 si vedono dei test effettuati su moduli sani e su moduli sottoposti a differenti temperature ma pari condizioni di umidità e tensione.

Il modulo a destra ha subito una perdita quasi totale di prestazioni.

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Foto:iStock.com/wx-bradwang