Efeito PID - Degradação Induzida pelo Potencial em Módulos Fotovoltaicos

Existem vários modos de falha que podem ser observados em módulos de silício cristalino. Podemos citar alguns, como: interconexões quebradas, células quebradas ou rachadas, corrosão de células, metais e conectores, delaminação, descoloração do encapsulante, vidro quebrado, pontos quentes (hot-spots), falha na caixa de junção e na conexão do módulo, falhas de diodo de bypass, degradação induzida pelo potencial (PID), dentre outros.

Neste artigo, vamos falar especificamente da degradação induzida pelo potencial; também conhecida como efeito PID. A degradação do módulo provocada pelo efeito PID é diferente da degradação natural que os módulos fotovoltaicos sofrem ao longo dos anos quando em funcionamento. Vamos falar sobre como o efeito PID pode surgir, quais as suas consequências e como revertê-las, como detectá-lo e, por fim, como evitá-lo.

Como foi descoberto o efeito PID?

Em 2005 o National Renewable Energy Laboratory – NREL publicou um artigo sobre um Teste de Estresse de Alta Tensão (do inglês: High Voltage Stress Test - HVST). O objetivo desse teste era polarizar os módulos fotovoltaicos sob alta tensão, para caracterizar suas correntes de fuga e avaliar suas mudanças de desempenho [1]. Fatores ambientais, como umidade e temperatura influenciam as correntes de fuga entre a terra e a célula [1]. A degradação de um módulo fotovoltaico em função da sua posição em uma string foi relatada pela primeira vez também em 2005, em módulos de silício do tipo n de alta eficiência polarizados positivamente [2]. Somente em 2010, um efeito semelhante foi descoberto para módulos de silício do tipo p polarizados negativamente, ele foi batizado pela primeira vez de degradação induzida pelo potencial (do inglês: Potential Induced Degradation - PID) [3]. A Figura 1 a seguir, apresenta imagens de uma câmera de eletroluminescência (EL), a qual é utilizada usada para caracterizar o estado das células.

Figura 1 – Imagem EL de um módulo antes (superior) e depois (inferior) do teste de PID 1000 Volts/100 horas - a perda de energia foi de 32%. Fonte: [3].

A Figura 1 mostra uma imagem de um módulo antes e depois do teste de PID, no qual foi aplicada uma tensão de 1000 volts durante um período de 100 horas. É possível notar que as células individuais não são afetadas de maneira uniforme, sendo que algumas células se degradam fortemente e parecem estar em curto-circuito, resultando em uma perda de energia do módulo de 32% [3].

Em 2011 o National Renewable Energy Laboratory – NREL publica novamente um artigo sobre o estresse exercido pela polarização dos módulos. Desta vez, descrevendo métodos de teste apropriados e níveis de estresse para demonstrar a durabilidade de módulos submetidos à degradação induzida pelo potencial de tensão do sistema. O mais importante neste estudo é que foram observadas precipitações ricas em sódio (Na) na superfície da célula após estressar o módulo, com o objetivo de polarizá-lo negativamente para induzir o efeito PID em calor úmido [4].

Então o que causa o efeito PID?

O efeito PID é caracterizado inicialmente pela transferência de íons de sódio do vidro frontal do módulo para a camada antirreflexiva das células, devido à diferença de potencial entre os módulos localizados na extremidade de potencial negativo (vide Figura 2) da série fotovoltaica [5]. Consequentemente, o efeito fotovoltaico é dificultado e/ou interrompido pela presença de portadores de carga elétrica, principalmente pelos íons de sódio do vidro que se deslocam para a célula. Essas cargas elétricas afetam significativamente o desempenho da célula fotovoltaica. Então, o resultado é que esta célula irá gerar menos eletricidade quando afetada pelo efeito PID.

Portanto, o efeito PID é um tipo de degradação do módulo FV que é provocado pela tensão induzida pelo sistema fotovoltaico, a qual força os íons de sódio a se difundirem do vidro, através do encapsulante de EVA em direção à célula FV.

Então, tipicamente a degradação induzida pelo potencial ocorre apenas em módulos polarizados e a taxa de degradação aumenta com o aumento da tensão [6]. A alta temperatura do módulo também é um fator que favorece a degradação induzida pelo potencial [7].

A Tabela 1 apresenta os fatores que influenciam no surgimento do efeito PID para diferentes níveis do sistema FV:

Tabela 1 - Fatores que influenciam no surgimento do efeito PID. Fonte: [5]

Muitos tipos de materiais encapsulantes foram considerados para uso em módulos FV. Nas décadas de 1960 e 1970, os encapsulantes dominantes eram baseados em polidimetilsiloxano (PDMS). Sua escolha se deve à sua excepcional estabilidade contra a decomposição térmica e sua resistência à degradação causada pela radiação ultravioleta. No entanto, para reduzir os materiais do módulo e os custos de fabricação, materiais alternativos foram investigados e desenvolvidos, levando ao surgimento do etileno acetato de vinila (EVA) como encapsulante FV dominante. Novamente houve um interesse no uso de materiais encapsulantes alternativos, com alguns fabricantes mudando do EVA para alternativas baseadas em elastômero de poliolefina (POE). As razões para essa mudança incluíam preocupações com o efeito PID [8].

Uma das formas mais comuns do efeito PID é uma diminuição na resistência shunt (vide Figura 3) de células de silício do tipo n. Este efeito pode ser menos intenso com o uso de encapsulantes com resistividade maior que 10¹⁶ ohm·cm [9, 10].

A temperatura e a umidade relativa da superfície do módulo FV também tem grande influência no aparecimento do efeito PID. Quanto maior for a umidade maior será a chance de surgimento de PID [5].

O efeito PID não é um problema apenas para módulos de silício cristalino. Muitos módulos de filme fino possuem um revestimento de óxido condutor transparente (TCO). A camada de TCO atua como contato elétrico frontal da célula fotovoltaica.

Nos sistemas fotovoltaicos que possuem um inversor sem transformador, ou seja, sem isolação galvânica entre as partes CC e CA, basta que exista uma diferença de potencial de 500 Vcc ou mais entre os módulos FV e o aterramento para que a degradação induzida pelo potencial (PID) dos módulos FV possa ocorrer. Os íons de sódio com carga positiva podem então viajar para o TCO devido a essa diferença de potencial. Isso leva à corrosão e, consequentemente, à perda de desempenho do módulo. Portanto, para sistemas contendo módulos de película fina, o inversor deve ter um transformador [11].

O efeito PID não se restringe apenas a tecnologias baseadas em silício, mas pode ser observado em quase todas as tecnologias de módulos fotovoltaicos. Para a tecnologia CIGS (cobre, índio, gálio e selênio) esta degradação é relacionada à quantidade de sódio no substrato de vidro [12].

O efeito PID é um modo de falha recente que até este ano não era abordado na sequência de teste de qualificação da IEC 61215 [13]. No entanto, no Fórum Internacional de Garantia de Qualidade do Módulo PV em 2011, o efeito PID foi listado como uma das áreas de preocupação [6].

Quais são os efeitos da degradação induzida pelo potencial?

Na prática o que acontece com a célula FV é que ocorre uma redução na resistência paralela, também chamada de resistência shunt, causada pelo efeito PID, alterando a forma da curva I-V, consequentemente alterando o ponto de máxima potência das células e sua tensão de circuito aberto [14], conforme pode ser observado na Figura 3 a seguir:

Figura 3 – Curva I-V característica de células individuais que estão degradadas em diferentes níveis, mostrando a evolução do efeito PID. Adaptado de [14].

Uma diminuição inexplicável da produção de energia de um sistema FV pode ser um sinal do efeito PID. Contudo, o efeito PID pode facilmente ser confundido com outros problemas e até mesmo com a degradação natural dos módulos.

Como identificar que um módulo está sob o efeito PID?

É possível identificar o problema usando três fatores: redução da produção de energia, perdas de potência e tensão e imagem infravermelha [15].

Como a medição da resistência paralela, ponto de máxima potência e imagem infravermelha requer equipamentos caros, a maneira mais fácil de detectar o efeito PID em campo é usar um voltímetro comum para medir a Voc do módulo. Embora a forma da curva mostrada na Figura 3 não possa ser inferida apenas pela medição da Voc, a extensão do efeito PID pode ser revelada plotando as medições da Voc do módulo em função de sua posição na string ou comparando as medições da Voc dos módulos da extremidade oposta do arranjo.

O efeito PID pode ser irreversível ou reversível, dependendo da causa. O PID irreversível é normalmente causado por reações eletroquímicas que levam à eletrocorrosão e/ou delaminação nos módulos.

Existem alternativas para eliminar ou reduzir o efeito PID?

Geralmente, um sistema FV com inversor de string funciona com diferença de potenciais elevadas. Nesses sistemas, os módulos trabalham em tensões elevadas por um longo tempo e existe uma fuga de corrente entre o material encapsulante, o vidro e a moldura, o que reduz bastante o desempenho dos módulos.

Esta degradação induzida pelo potencial (PID) e a uma forma de revertê-la parcialmente têm sido objeto de interesse nos últimos anos devido à rapidez e gravidade desse efeito em alguns casos. Existem fabricantes de módulos que rotulam seus produtos como “resistentes a PID” ou “livres de PID”, mas não fica claro quais testes foram realizados que levaram estes módulos a receberem tal rótulo [16].

O que existe atualmente são procedimentos de teste padrão definidos na especificação técnica IEC TS 62804-1:2015 [17], os quais foram incluídos em fevereiro deste ano na IEC 61215-2:2021 [13]. O requisito é que a máxima degradação de potência seja menor que 5 %. No entanto, no próprio escopo da IEC TS 62804-1:2015 [17] é afirmado que dois métodos de teste são definidos e administrados como testes de triagem, mas nenhum dos testes inclui todos os fatores existentes no ambiente natural que podem afetar a taxa de PID.

Particularmente, o teste de PID da IEC TS 62804-1:2015 não fornece uma correlação entre o teste acelerado da câmara e a operação em campo. Os níveis de estresse do teste de PID da câmara podem ser aumentados além da IEC, mas, a correlação entre o comportamento do efeito PID em campo e os resultados do teste do efeito PID da câmara permanece obscura [18].

Como dito anteriormente, o efeito PID pode ser completamente reversível e pode ser evitado operando módulos em tensões negativas em relação ao aterramento para superfícies frontais do tipo n e tensões positivas para superfícies frontais do tipo p [2].

Soluções à nível de sistema

Como o motivo principal para o surgimento do efeito PID em módulos de silício do tipo p é uma carga de alta tensão negativa, aterrar o polo negativo dos módulos conectados em série no sistema fotovoltaico é, em princípio, a solução mais direta. Contudo, esse aterramento só pode ser feito em inversores com isolação galvânica, ou seja, com transformador. Portanto, para inversores com transformador, o aterramento do polo negativo do sistema FV elimina o efeito PID das células de silício cristalino do tipo p [19].

Figura 4 – Sistema fotovoltaico com inversores com isolação galvânica.

A vantagem é que essa é uma forma barata e eficaz de eliminar o efeito PID. As desvantagens são que esta solução está restrita a inversores com transformador ou a inversores sem transformador com aterramento interno. Outra desvantagem é o risco de choque elétrico caso haja alguma falha no aterramento. Além disso a topologia de inversores com transformador é menos eficiente.

Outra solução aproveita o fato de que o efeito PID pode ser revertido pela reversão da polaridade da tensão aplicada aos módulos. Quando a tensão do arranjo fotovoltaico cair (por exemplo, à noite), um dispositivo elétrico externo fornece um potencial positivo aos módulos fotovoltaicos em relação ao aterramento. Esta é uma medida importante para reverter o efeito da polarização que ocorreu durante o dia [19].

Figura 5 – Exemplo de sistema fotovoltaico com inversor sem isolação galvânica e dispositivo de reversão de efeito PID.

A vantagem é que essa solução pode ser implementada em sistemas fotovoltaicos existentes e reverter o efeito PID, caso ele ainda esteja em um estado reversível. A desvantagem é que será necessário um ou mais dispositivos adicionais e uma fonte de alimentação, resultando em um consumo de energia adicional. Este dispositivo adicional pode estar ou não integrado ao inversor.

Os módulos FV em um sistema com microinversores não estão em série e a tensão de operação do sistema é apenas a Voc do módulo, com praticamente nenhum efeito PID. Como consequência, os microinversores eliminam a perda de potência devido ao efeito PID, pois este efeito ocorre em tensões mais altas, que polarizam o módulo. Portanto, é esperado que o efeito PID em campo seja desprezível em tensões tão baixas, mesmo para módulos propensos ao efeito PID [19].

Figura 6 – Sistema fotovoltaico com microinversores APsystems.

A vantagem é que os microinversores não apresentam restrições independentemente do tipo de células, material encapsulante ou cobertura de vidro. Possuem vida útil mais longa do que inversores centrais e rastreamento do ponto de máxima potência de cada módulo [19]. A desvantagem é que para sistemas de grande porte esta solução apresenta um CAPEX maior.

Soluções à nível de módulo e célula

As soluções à nível de módulo se baseiam em coberturas de vidro com alta resistividade e/ou materiais encapsulantes alternativos. Ambas as soluções não apresentam restrições independentemente do tipo de células, material encapsulante, inversor ou sistema de aterramento. A solução de vidro com alta resistividade ainda apresenta a vantagem de poder ter seu desempenho óptico melhor. A desvantagem é que ambas as soluções apresentam um custo inerente. Além disso, a solução baseada em materiais encapsulantes alternativos pode ter um desempenho óptico pior e o tempo de laminação pode ser maior [19].

As soluções à nível de célula se baseiam na modificação do emissor e/ou do revestimento anti-reflexo. Ambas as soluções não apresentam restrições independentemente do material encapsulante, cobertura de vidro, inversores ou sistema de aterramento. A desvantagem em ambas as soluções é que a estabilidade do efeito PID pode ser insuficiente, a eficiência pode ser reduzida e a taxa de transferência pode ser reduzida. Além disso, a solução baseada na modificação do revestimento anti-reflexo pode requerer um equipamento adicional [19].

Conclusão

O efeito PID ocorre quando há diferença de potencial entre o arranjo FV e o referencial de terra. Sendo que a humidade e temperatura elevadas irão acelerar os efeitos da degradação. Geralmente, um sistema com inversor de string funciona com tensão CC elevada. Quando a moldura do módulo FV é aterrado, pode haver tensão de até 1500 Vcc entre a célula FV e a moldura de alumínio. Os módulos trabalham com tensão elevada por muito tempo e existe uma fuga de corrente entre o material encapsulante, o vidro e a moldura, o que reduz muito o desempenho dos módulos.

Em contrapartida, existem soluções para eliminar ou reduzir os efeitos da PID, seja a nível de sistema, módulo ou célula. O uso de microinversores é uma delas, independentemente do módulo ou das células. Os módulos em um sistema com microinversores APsystems estão em paralelo e a tensão CC de operação do sistema é de apenas cerca de 40 V com praticamente nenhum efeito PID. Pelo simples fato de os módulos fotovoltaicos não serem conectados em série resultando em tensões CC elevadas, os microinversores APsystems são a solução mais simples e eficaz para eliminar o efeito PID.

Os resultados de pesquisas ainda não provaram conclusivamente se todos os tipos de módulos FV são igualmente sensíveis ao efeito PID. Além disso, nenhum módulo comercial pode ser aprovado pelas normas internacionais como livres de PID, visto que nenhum dos testes inclui todos os fatores existentes no ambiente natural que podem afetar a taxa de PID e até o momento não foi definida uma correlação entre o comportamento do efeito PID em campo e os resultados do teste do efeito PID em uma câmara de testes.

Referências

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[3]   S. Pingel, O. Frank, M. Winkler, S. Daryan, T. Geipel, H. Hoehne, J. Berghold, Potential induced degradation of solar cells and panels, in: Proceedings of the 35th IEEE PV Specialists Conference, Honolulu, HI, USA, 2010, pp. 2817–2822.

[4]   P. Hacke, K. Terwilliger, R. Smith, S. Glick, J. Pankow, M. Kempe, S.K.I. Bennett, M. Kloos, System voltage potential-induced degradation mechanisms in PV modules and methods for test, in: Proceedings of the 37th IEEE PV Specialists Conference, Seattle, WA, USA, 2011, pp. 814–820.

[5]   G. Figueiredo, R. Zilles, Degradação Induzida pelo Potencial em Módulos Fotovoltaicos, Revista Brasileira de Energia Solar, Ano 6, Volume VI, Número 2, 2015, pp. 128-137.

[6]   John H. Wohlgemuth, Photovoltaic Module Reliability. Wiley, 2020.

[7]   Olivier Dupré, Rodolphe Vaillon and Martin A. Green, Thermal Behavior of Photovoltaic Devices: Physics and Engineering, Springer, 2017.

[8]   Angèle Reinders, Pierre Verlinden, Wilfried van Sark and Alexandre Freundlich, Photovoltaic Solar Energy: from Fundamentals to Applications, Wiley, 2017.

[9]   S. Koch, J. Berghold, O. Okoroafor, S. Krauter, P. Grunow, Encapsulation influence on the potential induced degradation of crystalline silicon cells with selective emitter structures, 27th EUPVSEC, Frankfurt, Germany, 2012.

[10]  C. Reid, S. Ferrigan, I. Fidalgo, J. Woods, Contribution of pv encapsulant composition to reduction of potential induced degradation (PID) of crystalline silicon pv cells, 28th EUPVSEC, Paris, France, 2013.

[11]  Arno Smets, Klaus Jäger, Olindo Isabella, René van Swaaij and Miro Zeman, Solar Energy: The Physics and Engineering of Photovoltaic Conversion, Technologies and Systems, UIT Cambridge, 2016.

[12]  Thomas Walter, “Chapter Three - Reliability Issues of CIGS-Based Thin Film Solar Cells”, In Semiconductors and Semimetals, edited by Gerhard P. Willeke and Eicke R. Weber, Advances in Photovoltaics: Part 4, Volume 92, Elsevier, 2015.

[13]  International Electrotechnical Commission, IEC 61215-2:2021 - Terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval - Part 2: Test procedures.

[14]  M. Schütze et al., “Laboratory study of potential induced degradation of silicon photovoltaic modules”, 37th IEEE Photovoltaic Specialists Conference, Seattle, WA, USA, 2011, pp. 821-826.

[15]  I. Rutschman, “Power Losses below the Surface”, Photon International Magazine, November, 2012, pp 130-137.

[16]  Nicola Pearsall, The Performance of Photovoltaic (PV) Systems: Modelling, Measurement and Assessment, Elsevier, 2017.

[17]  International Electrotechnical Commission, IEC TS 62804-1:2015 - Photovoltaic (PV) modules - Test methods for the detection of potential-induced degradation - Part 1: Crystalline silicon.