estudio y caracterización de paneles fotovoltaicos
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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR
DE FÍSICA Y MATEMÁTICAS
Estudio y caracterización de paneles fotovoltaicos construidos con celdas
solares de silicio monocristalino, policristalino y amorfo y películas
delgadas policristalinas.
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE MAESTRO EN CIENCIAS EN FISICA
P R E S E N T A
Lic. Daniel Jiménez Olarte
Director De Tesis Dr. OSVALDO VIGIL GALÁN
México, D.F. NOVIEMBRE DE 2010
II
III
IV
V
AGRADECIMIENTOS.
Al Dr. Osvaldo Vigil Galán, por inculcar en mí ese ánimo de entender la física
de las cosas que nos rodean, por sus cátedras de física y de la vida que con
gusto escuché durante mi estancia en los laboratorios de la ESFM.
Al Dr. Gerardo Contreras Puente, por el apoyo y por la confianza que siempre
me ha brindado.
Al Dr. Edgard Moreno García, que me enseño electrónica, pero mas que eso
me permitió ser su amigo durante mi estancia en el laboratorio de electrónica
de la ESFM.
Al Dr. Guillermo Santana Rodríguez, al Dr. Miguel Tufiño Velázquez y al Dr.
Jorge Aguilar Hernández por sus cuidadosas revisiones que me permitieron
mejorar el presente trabajo.
A mi familia por siempre ha confiado en mí, a mis padres que han dado todo
para que yo pueda seguir estudiando lo que mas me gusta, física.
I
RESUMEN
En este trabajo se estudia el rendimiento de cuatro módulos fotovoltaicos (FV)
operando bajo las condiciones ambientales de la ciudad de México. Para este
estudio se usaron cuatro tecnologías de módulos comerciales disponibles en el
mercado: silicio monocristalino, silicio policristalino, silicio amorfo y CdTe. Los
módulos están instalados en el techo del laboratorio de física avanzada de la
ESFM en el Instituto Politécnico Nacional. Los módulos fueron evaluados
durante los meses de mayo a octubre de 2009.
Se evaluó la dependencia en los parámetros eléctricos de cada módulo (voltaje
a circuito abierto, corriente de corto circuito, potencia máxima, factor de
llenado y eficiencia) con respecto a la temperatura obteniendo los coeficientes
de temperatura de cada uno de los parámetros. También se analizó la
dependencia de los parámetros con la radiación solar.
Para obtener la información completa de los módulos comerciales
mencionados anteriormente se diseñó y desarrollo un sistema totalmente
automatizado que permite obtener la característica I-V de hasta 4 módulos
fotovoltaicos simultáneamente. El sistema esta gobernado por un programa
desarrollado en el lenguaje grafico LabVIEW que además de obtener la curva I-
V realiza mediciones de temperatura y radiación solar. El sistema se controla
desde una PC en donde se muestran las curvas I-V, de temperatura y
radiación en tiempo real.
II
ABSTRACT
In this work the performance of different photovoltaic modules operating
under the environment conditions of Mexico is studied. Four commercially
available modules comprising crystalline and polycrystalline silicon,
amorphous silicon and CdTe technologies were used in this study. Modules
are mounted on the roof of the physics advanced laboratory of the ESFM at
Instituto Politecnico Nacional. Modules were evaluated from May to October in
2009.
The dependence of electrical parameters of each module (open circuit voltage,
short circuit current, maximum power, fill factor and efficiency) regard
temperature was evaluated and the temperature coefficients of each
parameters was calculated, as well as the dependencies of the above
mentioned parameters with incident solar radiation.
In order to obtain the full information about the mentioned commercial
modules a fully automated system was designed and developed, that allows
getting the I-V characteristics up to four photovoltaic modules types
simultaneously. The system is governed by a program developed in the
graphical language LabVIEW, which permit to obtain measurements of
temperature and solar radiation also. Program is controlled through a PC
where the I-V, temperature and solar radiation curves are showed in real time.
III
Índice RESUMEN ....................................................................... I
ABSTRACT .................................................................... II
Capítulo 1. Conceptos Básicos.
1.1 ESTADO DEL ARTE DE LA ENERGÍA SOLAR EN MÉXICO. ...................................................... 1
1.2 UNIÓN P-N ........................................................................................................................... 4
1.3 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UNA CELDA SOLAR. ........................................................... 6
1.3 CARACTERÍSTICA CORRIENTE-VOLTAJE DE UNA CELDA SOLAR. ................................. 8
1.4 PARÁMETROS DE SALIDA DE UNA CELDA SOLAR. ............................................................. 10
1.4.1 Corriente de corto circuito ......................................................................................... 10
1.4.2 Voltaje a circuito abierto. ........................................................................................... 10
1.4.3 Factor de llenado ........................................................................................................ 11
1.4.4 Eficiencia de conversión. ............................................................................................ 13
1.5 EFECTOS RESISTIVOS EN CELDAS SOLARES. ...................................................................... 14
1.6 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN CELDAS SOLARES. ...................................................... 16
1.7 EFECTO DE LA RADIACIÓN SOLAR EN LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LAS CELDAS
SOLARES. ................................................................................................................................. 18
1.8 REFERENCIAS ..................................................................................................................... 20
Capítulo 2. Sistema automatizado para la caracterización
I-V de módulos FV.
2.1 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN SISTEMA CARACTERIZADOR ...................................... 21
2.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA CARACTERIZADOR. ............................................................ 22
2.3 SISTEMA DESARROLLADO. ................................................................................................ 23
2.3.1. Características. .......................................................................................................... 23
2.3.2. Principio de operación .............................................................................................. 24
2.3.3. Sensor de temperatura. ............................................................................................ 27
IV
2.3.4. Sensor de radiación solar. ......................................................................................... 28
2.3.4. Programa de control. ................................................................................................ 29
2.4 REFERENCIAS ..................................................................................................................... 34
Capítulo 3. Descripción de materiales fotovoltaicos.
3.1 SILICIO CRISTALINO. .......................................................................................................... 35
3.1.1 Obtención del silicio cristalino. .................................................................................. 36
3.1.2. Fabricación de la celda solar de silicio monocristalino. ............................................ 37
3.1.3. Fabricación celdas solares de silicio policristalino. ................................................... 39
3.2. SILICIO AMORFO ............................................................................................................... 41
3.3. CdTe. ............................................................................................................................. 44
3.4. REFERENCIAS .................................................................................................................... 47
Capítulo 4. Resultados y conclusiones
4.1 MEDIDAS DE RADIACIÓN SOLAR Y TEMPERATURA. .......................................................... 48
4.1.1 RADIACIÓN SOLAR ...................................................................................................... 48
4.1.2 TEMPERATURA ........................................................................................................... 52
4.2 DEPENDENCIA DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LOS MÓDULOS CON LA
TEMPERATURA. ....................................................................................................................... 53
4.2.1 SILICIO POLICRISTALINO ............................................................................................. 53
4.2.2 SILICIO MONOCRISTALINO. ........................................................................................ 58
4.2.3. SILICIO AMORFO ........................................................................................................ 61
4.2.4 CDTE ........................................................................................................................... 66
4.3 DEPENDENCIA DE LOS PARAMETROS ELÉCTRICOS CON LOS CAMBIOS DE LA RADIACIÓN
SOLAR. ..................................................................................................................................... 70
4.3.1 SILICIO POLICRISTALINO ............................................................................................. 71
4.3.2. SILICIO MONOCRISTALINO. ....................................................................................... 74
4.3.3. SILICIO AMORFO. ....................................................................................................... 76
4.3.4. CdTe. .......................................................................................................................... 78
4.4. COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS ................................................................................... 80
V
4.5 CONCLUSIONES DEL TRABAJO. .......................................................................................... 84
4.6 RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 85
4.3 REFERENCIAS ..................................................................................................................... 86
1
Capítulo 1
Conceptos Básicos
En éste capítulo se presenta una breve descripción del estado del arte de los
módulos solares comercializados en México y una revisión del funcionamiento
general de una unión semiconductora p-n, además se estudian las
características de las celdas solares y sus parámetros de salida.
1.1 ESTADO DEL ARTE DE LA ENERGÍA SOLAR EN MÉXICO.
En México al igual que en muchos países latinoamericanos existen
condiciones geográficas y sociales que hacen muy factible el uso de sistemas
fotovoltaicos (SFV) ya que son países que debido a sus favorables condiciones
geográficas y climáticas tienen una alta incidencia de la energía solar en la
gran mayoría de su superficie (con una insolación promedio de 5.5KWh/m2
por día) permitiendo grandes perspectivas para el uso de la energía solar. La
energía solar en México se utiliza para electrificación rural,
telecomunicaciones, bombeo de agua, señalización, etc. [1]. Ejemplos de
sistemas fotovoltaicos para estas aplicaciones han sido implementados por
PEMEX, Secretaría de Marina, Secretaría de Comunicaciones, SEP, Secretaría
de Desarrollo Social, TELMEX, compañías televisivas, entre otras, que han
tenido necesidad de elaborar proyectos de desarrollo social o técnico en sitios
apartados de la red eléctrica [2].
La base de cualquier sistema fotovoltaico son las celdas solares que se
interconectan para formar módulos los cuales a partir de la radiación solar
generan la energía eléctrica. Existen distintos tipos de celdas solares según el
material con que están hechas y el diseño de la misma, entre las más
importantes se encuentran: celdas solares de silicio monocristalino, silicio
policristalino y silicio amorfo además de las celdas solares de película delgada
2
de CdTe (Teluro de Cadmio) , GaAs (Arseniuro de Galio) y CuInGaSe2 (Cobre-
Indio-Selenio) estas ultimas se conocen como celdas CIGS. En la grafica 1 se
muestra la producción mundial de módulos fotovoltaicos (en MW). El silicio
de tecnología estándar y de última generación es la más producida y mas
vendida pues es una tecnología que ha alcanzado mayor madurez y
confiabilidad en cuanto a su aplicación en sistemas terrestres y espaciales.
En la figura 2 se muestran los 15 principales productores de módulos FV. En
primer lugar se encuentra First Solar que en 2009 produjo 1011MW de
módulos de CdTe, le sigue Suntech Power con 704MW que fabrica módulos de
silicio cristalino y en tercer lugar con 595MW esta Sharp que desarrolla
módulos de silicio cristalino y amorfo.
Figura 1. Producción de módulos fotovoltaicos por tecnología. Fuente Greentech media.
El mayor obstáculo para el uso en gran escala en México de la tecnología
fotovoltaica es el alto costo de la inversión inicial ya que con precios al público
para la tecnología que pueden fluctuar desde US$4.31 a US$6.00 por W-pico.
Con sistemas típicos de 1kW-pico para una generación diaria de 4kW-h la
inversión inicial estaría alrededor de US$10000 por lo que muy pocos
usuarios podrían adquirir dichos dispositivos [2]. Es por eso que la energía
consumida en México en su mayoría es producida por petróleo, como se
muestra en la figura 3. En esta misma figura se puede observar que en 2007
la energía renovable sólo proporcionó el 2% de la energía consumida.
3
Figura 2. Principales productores de módulos fotovoltaicos en el mundo para el año
2009. Fuente: Greentech media.
Figura 3. Consumo total de energía en México. Fuente: EIA Internacional Energy
Statistics 2007.
En el Centro de Investigación y Estudios Avanzados del Instituto Politecnico
Nacional (CINVESTAV-IPN) se construyó una planta piloto de módulos
fotovoltaicos de silicio cristalino que en 1982 alcanzó una capacidad de
25kW/año [3], sin embargo es la única planta mexicana, existen otras como
Kyocera Mexicana S.A. de C.V. y ERDM solar que si bien tienen plantas
4
armadoras en México la tecnología no ha sido producto de la investigación en
México sino que se importa el material para después exportar el producto
terminado. La mayor parte de los productores de prestigio optan por abastecer
otros mercados antes que el mexicano. De hecho la unica oferta que marcas
importantes como Kyocera destinan al mercado mexicano son sus remanentes
[4]. Por tal motivo no se tienen registros de la tecnología (Silicio, CdTe,
CuInGaSe2, etc) instalada en México
1.2 UNIÓN P-N
Una unión p-n se forma al unir un semiconductor tipo p y uno n. En el
instante de la formación existe una concentración uniforme nn0~ND de
electrones libres móviles y pn0~ni2/ND de huecos libre en el lado n
extendiéndose hasta la unión y en el lado p una concentración uniforme
pp0~NA de huecos móviles y np0~ ni2/NA de electrones libres que se extienden
hasta la unión. Puesto que la concentración nn0 de electrones del lado n es
mucho mayor que la concentración de electrones np0 del lado p en el instante
de formación existe un gradiente en la concentración de electrones en la unión
entre ambas regiones.
Los grandes gradientes iníciales de concentración establecen corrientes de
difusión que hacen que los electrones de la región n y los huecos de la región p
fluyan descendiendo por los gradientes de concentración respectivos hasta la
región de conductividad de tipo opuesto y dejando a la región cercana a la
unión, vacía de portadores mayoritarios. No obstante, este flujo de difusión
inicial no puede continuar indefinidamente, debido a que en las regiones
cercanas a la unión hay deficiencia de portadores mayoritarios, las cargas de
los iones fijos donadores y receptores cercanos a la unión ya no están
balanceadas por las cargas de los portadores libres móviles que estaban allí
inicialmente, de modo que se establece un campo eléctrico. La dirección de
este campo eléctrico es tal que se opone al flujo de los electrones que transitan
desde la región n y al flujo de los huecos que fluyen desde la región p. La
magnitud del campo creado se incrementa hasta que su efecto contrarresta
exactamente la tendencia de los portadores mayoritarios a difundirse,
5
descendiendo por la “pendiente” de concentración hacia la región de
conductividad opuesta.
Entonces se establece una condición de equilibrio dinámico en la que la región
cercana a la unión queda vacía de portadores mayoritarios y en la que forman
fuertes capas de carga espacial que contienen campos eléctricos altos (del
orden de 105V/cm) cerca de la unión. Esta región se conoce como “región de
carga espacial”. Los iones fijos forman una capa dipolar por lo que se genera
una diferencia de potencial φ0 que es llamado potencial de contacto interno.
El valor de potencial de contacto interno φ0 se puede escribir como:
)(20
i
DA
n
NNLn
q
kT………………………………(1.1)
La característica corriente voltaje de una unión p-n se obtiene al resolver la
ecuación de continuidad cuyo resultado es [1]:
)1(0
0kT
qV
eII ……………………………… (1.2)
La ecuación anterior se conoce como ecuación ideal del diodo. En la figura 1.1
se muestra la curva característica de diodo. En la ecuación anterior I0 es la
corriente de saturación y está dada por,
)(2
0
Dh
h
Ae
e
iNL
D
NL
DAqnI ……………………………… (1.3)
De y Dh son las constantes de difusión de electrones y huecos respectivamente
y Le y Lh son las longitudes de difusión de electrones y huecos. En la
deducción de la ecuación 1.2 se asume que el único mecanismo de conducción
a través de la unión es la difusión de los portadores mayoritarios, en el caso
real los efectos de recombinación, tunelaje y recombinación–emisión se tienen
en cuenta al agregarle a la ecuación un coeficiente n en la forma [5]:
)1(0
0nkT
qV
eII ……………………………… (1.4)
6
I
V
Figura 1.1 Curva característica de corriente-voltaje de una unión p-n
1.3 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UNA CELDA SOLAR.
Una celda solar es un dispositivo que convierte la radiación solar en
electricidad por medio de las propiedades electrónicas de una clase de
material conocido como semiconductor. El funcionamiento de estos
dispositivos se basa en el efecto fotovoltaico. Las celdas solares más comunes
son esencialmente diodos de unión p-n con áreas muy grandes donde existe
un fuerte campo eléctrico interno a través de la unión aun en ausencia de
radiación.
Al iluminar la celda solar la radiación incidente es absorbida por el
semiconductor lo que crea un exceso de pares electrón hueco en ambas
regiones de la unión. Los electrones en exceso creados en la región p pueden
difundirse a la unión y descender por la barrera de potencial hasta el lado n,
de la misma manera los huecos creados en la región n pueden difundirse
hasta la unión y pasar la barrera para entrar a la región p. El efecto de esto es
colocar una carga positiva neta en el lado p y una carga negativa en el lado n,
lo cual se obtiene por la presencia del campo eléctrico interno de la unión, que
separa a los portadores de carga creados por la incidencia de la radiación
sobre el diodo. La presencia de estas densidades de carga es tal que reducen
la diferencia de potencial de la barrera en la unión por lo que aparece un
7
voltaje mesurable en las terminales del circuito del dispositivo. Este fenómeno
se conoce como efecto fotovoltaico.
Bajo la condición de corto circuito fluirá una corriente eléctrica (IL) en tanto
que exista una corriente de difusión de electrones en exceso creados
óptimamente desde la región n y una corriente de huecos en exceso creados
óptimamente desde la región p. Es evidente que la fuente de energía que
mantiene el flujo de corriente es la iluminación incidente, que sirve para crear
y mantener la distribución de portadores en exceso desde un principio. En la
condición de circuito abierto la acumulación de cargas crea un campo
eléctrico adicional en la región de carga espacial lo que reduce la altura de la
barrera interna. Así el flujo por difusión de electrones y huecos se incrementa
en la misma forma a cuando la unión se polariza en directo. Un nuevo
equilibrio es alcanzado en el cual un voltaje aparece a través de la región de la
unión.
De manera tal que los mecanismos físicos básicos en la operación de una
celda solar son:
creación en el semiconductor de pares electrón-hueco generados por la
absorción de la radiación solar
separación de los pares electrón-hueco por el campo de la unión p-n
generando una corriente IL
aparición de un voltaje entre los terminales de la celda solar
utilización de la potencia a través de una carga
En la figura 1.2 se observan las partes constitutivas de una celda solar, la
región-n+, el emisor, la región-p, la base, la zona de empobrecimiento, una
capa antireflejante, que se deposita en la cara superior que recibe la radiación
solar, cuya función es que la mayoría de la radiación solar sea absorbida por
el semiconductor, y los contactos eléctricos anteriores y posteriores por donde
se extrae la corriente.
8
Figura 1.2. Esquema básico de una celda solar.
1.3 CARACTERÍSTICA CORRIENTE-VOLTAJE DE UNA CELDA SOLAR.
La característica V-I de la unión en oscuro es similar a la de un diodo
estándar. Con incidencia de luz en la unión se produce una fotocorriente IL,
con el mismo sentido de la corriente inversa de saturación I0, tal y como se
muestra en la figura 1.3. Así entonces la corriente en el diodo sujeto a
iluminación está dada por:
L
nkT
qV
IeII )1(0
0…………………………(1.5)
Donde IL es la corriente fotogenerada por la incidencia de luz que en general es
igual a la corriente de corto circuito y el primer término del lado derecho es la
corriente de unión en oscuro. En la figura 1.3 se observa que la corriente de la
característica V-I de la celda solar produce una región de operación de donde
puede extraerse potencia eléctrica del dispositivo.
9
I
X Axis Title VCorriente
generada
por la luz
Máxima
potencia
Figura 1.3. La dependencia I-V de una celda solar en oscuridad y bajo iluminación.
10
1.4 PARÁMETROS DE SALIDA DE UNA CELDA SOLAR.
1.4.1 Corriente de corto circuito
En general tres parámetros son usados para caracterizar la salida de una
celda solar. Uno de éstos es la corriente de corto circuito Isc (figura I.4),
idealmente ésta es igual a la corriente fotogenerada IL. Como la corriente
fotogenerada depende del número de fotones absorbidos la Isc depende del área
de la celda por lo que generalmente se usa la densidad de corriente (J) para
eliminar esta dependencia. Otro factor que influye en la Isc es el espectro de
radiación incidente pues esta depende de la absorción de la atmósfera. Se
sabe que la radiación solar es atenuada al menos un 30% cuando atraviesa la
atmósfera terrestre [6] lo que causa que el espectro de la radiación solar en el
espacio extraterrestre sea más intenso y amplio que en la superficie terrestre.
1.4.2 Voltaje a circuito abierto.
Tomando I=0 en la ecuación 1.5 obtenemos el valor del voltaje a circuito
abierto Voc
)1(0I
ILn
q
kTV sc
oc ……………………………… (1.6)
Voc esta determinado por las propiedades del semiconductor en virtud de su
dependencia logarítmica con I0. Para maximizar Voc se necesita que I0 sea lo
mas pequeño posible.
En la figura 1.4 se muestra la corriente de corto circuito y el voltaje de circuito
abierto de una celda solar.
11
Curva I-V de
una celda solar
Voc
Isc
Potencia de
una celda solar
Figura 1.4. Curva I-V de una celda solar en donde se muestra el voltaje a circuito abierto
(Voc) y la corriente de corto circuito (Isc).
1.4.3 Factor de llenado
Voc e Isc son los máximos valores de voltaje y corriente respectivamente que
se pueden obtener de una celda solar, sin embargo en estos puntos de
operación la potencia P=V*I=0 (figura 1.4). Por ello es necesario encontrar un
punto de la curva I-V en donde el producto I*V tenga un máximo valor.
La potencia de salida esta dada por:
VIeVIVIP scnkT
qV
)1(*0
0……………………(1.7)
Por lo tanto la condición de máxima potencia se tiene cuando dP/dV=0, de
donde obtenemos:
)1(nkT
eVLn
q
nkTVV m
ocm ……………………… (1.8)
)1(m
scmqV
nkTII ……………………… (1.9)
Así la potencia máxima se puede calcular como
12
])1([q
nkT
nkT
qVm
q
nkTVIVIP ocscmmm ……………………………… (1.10)
Definimos el factor de llenado FF como la razón entre a potencia máxima
obtenida y el producto Isc*Voc.
ocsc
mm
VI
VIFF ……………………………… (1.11)
Por lo tanto
ocsc
mocsc
VI
q
nkT
nkT
qVLn
q
nkTVI
FF
)1([
……………………… (1.12)
Gráficamente el FF es una medida de la cuadratura de la curva I-V siendo el
producto Imp*Vmp la mayor área del rectángulo que se puede insertar bajo la
curva, esto se muestra en la figura 1.5.
Figura 1.5. Curva I-V (línea roja) y curva de potencia versus voltaje (línea azul). El área
A es el producto de Imp*Vmp (área roja) en tanto el área B es el producto de Isc*Voc.
Aparentemente podría pensarse que un aumento de Voc implicaría un posible
aumento de FF, pero esto es poco probable en celdas solares comunes donde
13
prácticamente el Voc viene determinado esencialmente por el valor del ancho de
la banda prohibida del material semiconductor utilizado y por los mecanismos
de recombinación.
1.4.4 Eficiencia de conversión.
La eficiencia es el parámetro más común para comparar el rendimiento de una
celda solar con otra. La eficiencia de conversión se define como el cociente
entre la potencia de salida que suministra la celda y la potencia de la
radiación que la misma absorbe., esto es:
FFP
VI
P
VI
in
ocsc
in
mm……………………………… (1.13)
La eficiencia depende del espectro de la radiación incidente y de la
temperatura a la cual se realiza la medición es por eso que las condiciones
bajo las cuales se mide la eficiencia deben ser cuidadosamente controladas.
Las condiciones estándares de medición son realizadas bajo una irradiación de
1000W/m2, masa de aire (AM) de 1.5 y temperatura de 25ºC en la celda.
Como se mencionó anteriormente el Voc aumenta conforme aumenta el ancho
de banda de energía prohibida del material mientras que la Isc disminuye lo
cual como muestra la ecuación 1.13 afecta directamente a la eficiencia, es
decir la eficiencia de una celda solar debe ser función del ancho de banda de
energía prohibida. Existe un rango de valores de ancho de banda en los cuales
se tienen eficiencias óptimas, estas se muestran en la figura 1.6.
14
Figura 1.6. Limite de la eficiencia de las celdas solares como función del ancho de
banda del material de la celda. Las líneas sólidas son limites semiempiricos de espectro
AM0 y AM1.5; la línea cortada esta basada en consideraciones termodinámicas para
celdas solares de cuerpo negro bajo radiación AM0. Fuente: M. A. Green, Solar Cells:
Operating Principles, Technology and system Applications, Prentice-Hall, USA (1982).
1.5 EFECTOS RESISTIVOS EN CELDAS SOLARES.
Las celdas solares generalmente tienen asociada una resistencia en serie y
una en paralelo, como se indica en el circuito equivalente de la celda solar en
la figura 1.7. Existen muchos mecanismos físicos responsables de estas
resistencias. La mayor contribución a la resistencia en serie, Rs, son la
resistencia de volumen del material semiconductor del que esta hecha la celda
(R2 en la figura 1.8), la resistencia de volumen de los contactos metálicos e
interconexiones (R5 y R6), la resistencia laminar del semiconductor entre dos
colectores del enrejado (R3) y la resistencia de contacto entre los contactos
metálicos y el semiconductor (R1 y R4) [2], un esquema de las resistencias que
contribuyen a Rs se muestran en la figura 1.8.
15
Figura 1.7. Circuito equivalente de una celda solar con su resistencia en serie y paralelo.
El efecto de Rs es disminuir el valor de FF sin modificar el valor del voltaje a
circuito abierto, porque al no circular corriente por la celda solar el resultado
es equivalente a la inexistencia de una resistencia. Sin embargo cerca del
voltaje a circuito abierto la curva I-V esta fuertemente afectada por la
resistencia en serie. Una forma de estimar la resistencia en serie es
encontrando la pendiente de la curva I-V cerca del punto de voltaje de circuito
abierto [7].
Figura 1.8. Resistencia en serie de una celda solar.
La resistencia en paralelo, Rsh, es causada por las pérdidas de corriente debido
a la recombinación. Bajos valores de Rsh causan perdidas de potencia pues
produce una trayectoria alternativa para la corriente fotogenerada, esta
desviación de corrientes disminuye la cantidad de corriente fluyendo a través
de la unión de la celda solar además de que reduce el voltaje en la celda. Una
estimación del valor de la resistencia en paralelo puede ser determinado de la
pendiente de la curva I-V cerca del punto de corriente de corto circuito [7].
En presencia de ambas resistencias la curva I-V de la celda solar esta dada
por:
hs
s
scnkT
IRsqV
R
IRVIeII )1(0 …………………………… (1.14)
16
y el factor de llenado se puede escribir como:
)1(0 srFFFF (1.15)
y
))7.0(
1( 0
0
shoc
oc
r
FF
v
vFFFF (1.16)
Donde rs y rsh se define como sc
oc
s IV
Rsr , sc
oc
sh IV
Rshr y
qnkT
Vv oc
oc/
1.6 EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN CELDAS SOLARES.
Dado que la temperatura de una celda solar puede variar sobre un amplio
rango es necesario entender el efecto de la temperatura en el rendimiento de la
misma.
La corriente de corto circuito no es fuertemente dependiente de la
temperatura, esta tiende a incrementarse ligeramente al incrementarse la
temperatura. Esto se puede atribuir al incremento de la absorción de luz dado
que la banda de energía prohibida decrece con la temperatura. El parámetro
que más se afecta al incrementarse la temperatura es el voltaje a circuito
abierto debido a la dependencia que tiene el Voc con la corriente de saturación
I0. En la figura 1.9 se observa el efecto que tiene la temperatura en la
característica IV de una celda solar. Dado que la eficiencia depende del voltaje
a circuito abierto entonces la eficiencia se debe afectar por la variación de la
temperatura [8].
Estudiemos la dependencia explicita del Voc con la temperatura. La ecuación
1.3 para un lado de la unión p-n se puede expresar como:
Dh
hi
NL
DAenI 2
0 (1.17)
17
Cor
rien
te
Voltaje
T1
T2
T3
T1>T
2>T
3
Figura 1.9. Influencia de la temperatura en la característica I-V de celdas solares. El Voc
es el parámetro eléctrico más afectado.
En la región intrínseca la concentración de portadores tiene la siguiente
ecuación:
kT
E
hei
g
emmkT
n 24/3**2/3
2)()
2(2
(1.18)
Al sustituir la ec. 1.18 en la ec. 1.17 obtenemos
kT
E
Dh
hkT
E
he
gg
eBTNL
Demm
kTAeI 24/3**2/3
20 )()2
(2
(1.19)
Donde B es una constante independiente de la temperatura. Una constante γ
es usada en lugar del número 3 para incorporar las posibles dependencias de
otros parámetros del material. El impacto de I0 en el voltaje a circuito abierto
se puede calcular al sustituir la ec. 1.19 en la ecuación de Voc:
)(][)( 0
0
kT
E
scscsc
oc
g
eBTLnLnIe
nkTLnILnI
e
kT
I
ILn
e
nkTV (1.20)
)(kT
ELnTLnBLnI
e
nkTV
g
scoc (1.21)
De la ecuación 1.21 se puede concluir que el valor de Voc se incrementa
conforme se incrementa el valor de Eg. Suponiendo que dVoc/dT no depende
de dIsc/dT obtenemos:
18
T
q
nkTVV
dT
dVgoc
oc (1.22)
Donde Vg=Eg/q. Substituyendo valores para el silicio [1,9] (Vg~1.2V, Voc~0.6V,
γ~3 y T=300k) obtenemos
CmVdT
dVoc /º3.2300
078.02.16.0 (1.23)
En el caso del CdTe [9] (Vg~1.56V, Voc~0.7V, γ~3 y T=300k) obtenemos
CmVdT
dVoc /º12.3300
078.056.1)7.0( (1.24)
1.7 EFECTO DE LA RADIACIÓN SOLAR EN LOS PARAMETROS
ELÉCTRICOS DE LAS CELDAS SOLARES.
Las celdas solares al estar expuestas a la radiación proveniente del sol
(radiación solar) experimentan variaciones diarias en la intensidad de la
radiación (R), la intensidad de la radiación en la superficie de la tierra puede
variar desde 0mW/cm2 hasta 100mW/cm2. A niveles bajos de intensidad el
efecto de la resistencia en serie es importante, cuando la intensidad decrece la
corriente a través de la celda y el punto de potencia máxima también
decrecen.
Dado que podemos escribir la intensidad de la luz incidente en la celda como:
At
hnI
f
luz*
)( (1.25)
y la corriente de corto circuito se puede escribir de la siguiente manera:
)( hesc LWLqAGI (1.26)
Donde nf es el número de fotones, h es la constante de Planck, ν es la
frecuencia de los fotones incidentes, t es el tiempo, A es el área donde la luz
incide, q es la carga del electrón, Le es la longitud de difusión de los electrones,
W es el ancho de la región de carga espacial de la unión y Lh es la longitud de
19
difusión de los huecos. Como G depende de nf , entonces Isc se puede escribir
como:
RII luzsc (1.27)
Ahora si reescribimos la ecuación para el voltaje a circuito abierto
)1(0I
ILn
q
kTV sc
oc (1.28)
y tomamos una temperatura constante, entonces Voc se puede considerar una
función de Isc y de I0, si consideramos a I0 y a n como constantes respecto de la
radiación solar (R) entonces
)(RLnVoc (1.29)
Lo anterior al tomar en cuenta que Isc=cR donde c es una constante y R es la
radiación solar incidente en la celda., es decir el Voc depende en forma
logaritmica de la cantidad de radiación solar incidente.
Por otra parte el factor de forma según la ecuación 1.11 al considerar que Isc
e Im dependen en la misma forma de R entonces FF depende del cociente
Voc/Vm [10].
m
oc
V
VFF (1.30)
20
1.8 REFERENCIAS
[1] Arturo Morales Acevedo, La electricidad que viene del sol. Una fuente de
energía limpia, Grupo Editorial Iberoamericana, México (1996).
[2] Claudio A. Estrada Gasca y Jorge Islas Samperio, Energías Alternativas:
Propuesta de Investigación y Desarrollo Tecnológico para México, Academia
Mexicana de Ciencias (2010).
[3] Arturo Morales Acevedo, 40 Años de Investigación y Desarrollo de Celdas
Solares en el CINVESTAV del IPN, Conferencia, Primer Coloquio Internacional
para el Fomento de la Energía Fotovoltaica en México, Zacatecas, Zacatecas,
Junio, 2007.
[4] Miguel Escudero González, El Mercado de las Energias Renovables en
México, Oficina Economica y Comercial de la Embajada de España en
Monterrey (2006).
[5] M. A. Green, Solar Cells: Operating Principles, Technology and system
Applications, Prentice-Hall, USA (1982).
[6]Adolf Goetzberg, Joachim Knobloch, Bernhard Voβ, Crystalline Silicon
Solar Cells, John Wiley & Sons Ltd, England (1998)
[7] Cristiana Honsberg and Stuart Bowden, Photovoltaics PVCDROM,
http://pvcdrom.pveducation.org/ chapter 4.
[4] M. A. Green, General Temperature dependence of solar cell performance
and implications for device modelling, Progress in Photovoltaics: Research and
Applications, vol. 11, pp 333-340 (2003).
[5] O. Vigil, A. Martel., M. Pichard, Física de semiconductores, Ed. Trillas,
México (2008).
[6] D. L. Bätzner, A. Romeo, H. Zogg and A. N. Tiwari, CdTe/CdS Solar Cell
Performance Under Low Irradiance, Proceedings of the 17th European
Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Munich (2001).
21
Capítulo 2
Sistema automatizado para la
caracterización I-V de módulos FV.
En este capítulo se presenta el desarrollo de un sistema totalmente
automatizado que permite obtener la característica I-V de hasta 4 módulos
fotovoltaicos simultáneamente. El sistema está gobernado por un programa
desarrollado en el lenguaje grafico LabVIEW, el cual activa las mediciones y
apaga el sistema automáticamente, además realiza mediciones de temperatura
y radiación solar cada minuto por medio de un sensor LM35 y una celda solar
calibrada respectivamente. El programa muestra las curvas I-V, de
temperatura y radiación en tiempo real y guarda los datos en archivos de
texto.
El sistema desarrollado se encuentra instalado en el edificio de física avanzada
del la ESFM-IPN con el fin de caracterizar 4 tipos de módulos: Silicio
monocristialino, silicio policristalino, silicio amorfo y CdTe (módulos de
CuInGaSe2 no fueron posible caracterizarlos por no haber encontrado módulos
de este tipo). La descripción que a continuación se muestra corresponde al
sistema instalado en la ESFM sin embargo se puede adaptar fácilmente para
caracterizar otros módulos en otras condiciones de instalación.
2.1 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN SISTEMA CARACTERIZADOR.
Una de las técnicas para obtener la característica I-V de dispositivos
semiconductores tales como celdas solares y elementos fotovoltaicos consiste
en aplicar distintos voltajes a la muestra bajo estudio y medir la respectiva
corriente que circula a través de ella en cada punto [1]. A partir de la
mediciones realizadas se pueden obtener de forma directa los parámetros que
caracterizan al dispositivo fotovoltaico como son Voc, Isc y Pmax además
mediante técnicos analíticas adicionales se puede obtener el valor de Rs y Rsh.
22
En la figura 2.1 se muestra un esquema de la configuración para obtener la
característica I-V de celdas solares.
Figura 2.1. Esquema de la medición de la característica I-V de celdas solares bajo
iluminación.
En varios instrumentos que obtienen la característica I-V de celdas solares la
corriente que circula a través de ella se mide por medio de una resistencia de
carga en la que se puede medir la corriente de forma indirecta [1], esto permite
eliminar el uso del amperímetro ya que a través de la resistencia se mide un
voltaje proporcional a la corriente lo que con ayuda de un relevador permite
hacer la lectura de corriente y voltaje con un solo voltímetro.
2.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA CARACTERIZADOR.
El grupo de investigación en estado sólido de la ESFM-IPN cuenta con un
sistema automatizado para caracterizar celdas solares por medio de una PC,
este sistema fue desarrollado dentro de la misma institución y tiene las
siguientes características eléctricas:
Barridos de voltaje en un rango de ±2V
Mediciones de corriente con alcances de ±2mA
El instrumento antes mencionado obtiene la característica I-V de la muestra
bajo estudio aplicando un voltaje a un arreglo serie formado por la muestra y
una resistencia de carga para medir la corriente en forma indirecta (Rm en la
Fuente de
Voltaje
Amperímetro
Voltímetro
Fuente de
luz
Celda solar
Computadora
(PC)
23
figura 2.2), la corriente que circula a través de la muestra también circula por
la resistencia Rm y genera un voltaje que es proporcional a dicha corriente, los
valores de voltaje y de corriente (a través de Rm) son medidos con un
amplificador diferencial y un seguidor de voltaje respectivamente con la
finalidad de acoplar la muestra con el circuito de lectura y evitar así errores de
medición por efecto de carga, un esquema del sistema se muestra en la figura
2.2.
Figura 2.2. Diagrama que muestra el sistema utilizado por el grupo de estado sólido de
la ESFM-IPN para obtener la característica I-V de celdas solares.
Un equipo electrónico que es capaz de obtener la característica I-V de celdas
solares [2] y que también es utilizado por el grupo de estado sólido de la ESFM
es la fuente de poder programable con multimetro modelo 2420 de Keithley
Iinstruments la cual es capaz de medir voltajes hasta de 60V y corriente hasta
de 3A con una potencia de salida de 60W [2]. Este instrumento se programa
en labVIEW y se comunica con la PC por medio del la interfase GPIB o por el
puerto serie.
2.3 SISTEMA DESARROLLADO.
2.3.1. Características.
El sistema construido se compone de un instrumento que adquiere los valores
de corriente y voltaje para obtener la curva I-V del modulo a estudiar, además
Fuente
programable
de voltaje
Celda solar
Circuito de
lectura Amp. Dif
Seguidor
Voltaje
Rm
24
se tiene un sensor de temperatura y un celda de silicio calibrada como
medidor de radiación solar. Como se pueden medir hasta cuatro módulos se
tiene además un sistema que selecciona el módulo a medir. Un esquema del
sistema se muestra en la figura 2.3. Cabe mencionar que todo el sistema esta
controlado por la computadora a través de un programa desarrollado en
LabVIEW.
Figura 2.3. Diagrama del sistema desarrollado para la caracterización de módulos.
El instrumento desarrollado para obtener la curva I-V adquiere los datos de la
misma forma que el sistema que se encuentra en los laboratorios del grupo de
estado sólido y que se ha descrito en párrafos anteriores, sin embargo en la
caracterización de módulos se tienen que manejar grandes valores de corriente
por lo que se implementó una etapa de potencia que permite manejar estas
corrientes.
2.3.2. Principio de operación
Desde el programa desarrollado en labVIEW se activa una rampa lineal de
voltaje con un incremento de 50mV en un rango de 0 a Voc/5, donde Voc
representa el voltaje al circuito abierto del módulo medido previamente por el
sistema de forma automática. Esta rampa se aplica a la tarjeta de adquisición
de datos USB-6009, la cual transforma esta señal digital en una señal
Tarjeta de
adquisición
de datos
PC
(LabVIEW)
Etapa de
potencia
Rampa de
voltaje
Selector de módulo
Medición de corriente y voltaje
Medición de temperatura
Medición de radiación solar
25
analógica de voltaje, como el voltaje máximo de salida de esta tarjeta es del 5V
[3] se diseñó un amplificador de voltaje con una ganancia variable que se
ajusta mediante un potenciómetro. Los amplificadores comerciales más
conocidos tienen un voltaje máximo de amplificación del orden de 18V, valor
que está por debajo de los voltajes a circuito abierto de los módulos solares
comerciales. Por tal motivo se utilizó el amplificador operacional OPA445 que
tiene una salida de voltaje de hasta 45V [4]. Para alimentar a los
amplificadores OPA445 se construyó una fuente de voltaje bipolar de ±28V.
El voltaje amplificado se coloca en las terminales del módulo. En cada punto
se mide la corriente y el voltaje en las terminales por medio de dos canales
analógicos de la tarjeta USB-6009. La corriente se mide a través de una
resistencia de carga, tal y como se mencionó en la sección 2.1. Para evitar
lecturas incorrectas por pérdidas resistivas se colocó un seguidor de voltaje
entre la resistencia de carga y el canal analógico de la tarjeta USB-6009. Para
medir voltajes se usó un seguidor de voltaje en conjunto con un divisor de
voltaje (Vsalida=(1/2)Ventrada) formado por 2 resistencias de 100kΩ para acoplar
el voltaje en las terminales del módulo a los valores permitidos en el canal
analógico que deben estar entre ±10V [3].
Dado que la corriente en los módulos es del orden de amperes se diseñó un
sistema de potencia que consta del 1 transistor tipo “darlington” 2N6284 y
una fuente de corriente variable de 10A [5]. El transistor es capaz de manejar
voltajes de 100V y corrientes máximas de 20A entre el emisor y el colector [6].
El sistema electrónico se muestra en la figura 2.4
El sistema antes descrito puede medir voltajes de hasta 25V y corrientes de
hasta 10A con una potencia máxima de 160W. Esta limitación en cuanto a
voltaje no permite caracterizar módulos de silicio amorfo o CdTe. Este
problema se resolvió al integrar al sistema la fuente de voltaje programable
con multímetro 2420 de Keithley Instruments, la cual como ya mencionamos
anteriormente mide voltajes de hasta 60V. El programa de control selecciona
por medio de relevadores el sistema que debe utilizar dependiendo del tipo de
módulo. La programación de la fuente 2420 se realiza en LabVIEW y se
comunica con la PC a través del puerto serie. Al igual que el sistema formado
por la tarjeta USB-6009 también se programa una rampa de voltaje con
incrementos de 60mV en un rango de 0 a 60V.
26
Figura 2.4. Sistema electrónico desarrollado. La etapa de potencia implementada está
formada por el transistor 2N6284 y la fuente de corriente variable fija a un voltaje de -
2V.
Para el caso especial del modulo de CdTe que se estudia en este trabajo se
tiene un voltaje a circuito abierto de 80V [7]. Dado que ninguno de los dos
sistemas antes descritos son capaces de proporcionar voltajes de más de 60V
se colocaron 3 resistencias de carga de tal forma que se puedan tener valores
de voltaje entre 60 y 80V. Estos valores fueron determinados al extrapolar
distintas curvas I-V medidas entre 0 y 60V, estos valores son: R7=170Ω,
R8=80Ω y R9=10MΩ., la última resistencia permite medir el voltaje a circuito
abierto del módulo. La selección de la resistencia de carga que se coloca en las
terminales del módulo se lleva a cabo desde la PC por medio de relevadores.
En la figura 2.5 podemos observar el diagrama a bloques del sistema
electrónico desarrollado incluyendo la fuente programable Keithley 2420 y los
sensores de temperatura y radiación solar junto con las fuentes de
alimentación y sistema de relevadores. Los relevadores son controlados
digitalmente desde la PC a través de las salidas digitales de la tarjeta USB-
6009 y permiten medir cada uno de los 4 módulos además de seleccionar la
27
medición con la fuente Keithley 2420 o con el sistema descrito en la sección
2.3.2.
Figura 2.5. Diagrama de bloques del sistema automatizado para la caracterización I-V
de módulos fotovoltaicos
2.3.3. Sensor de temperatura.
Antes de realizar el barrido de voltaje y corriente para obtener la curva I-V se
mide la temperatura y la cantidad de radiación solar incidente en la superficie
del módulo, datos que permiten calcular la eficiencia y analizar la degradación
del los parámetros eléctricos de salida del módulo respecto de la temperatura
y radiación solar.
USB-6009 Amp de
voltaje
Etapa de
potencia
Fuente
programable
2420
keithley
Relevadores
+5V
Serie
USB
Seguidor
de voltaje
Amp.
Dif.
Fuentes de voltaje
Módulos fotovoltaicos
Sensores de
temperatura y
radiación solar
ON/OFF ±28V
Relevadores
Seguidor
de voltaje
Resistencias
de carga
28
Para medir la temperatura se utilizó el sensor LM35 fabricado por National
Semiconductor, este sensor está calibrado en Celsius con un rango de
temperaturas de -55 a 150°C, el fabricante garantiza exactitud en las
mediciones de 0.5°C, tiene un factor de escala lineal de 10mV/°C, se alimenta
con voltajes de 4 a 30V por lo que se diseño una fuente de voltaje de 5V que
sirve como fuente de alimentación tanto para el sensor como para los
relevadores utilizados en el sistema. El sensor se encuentra colocado sobre la
superficie de un módulo de silicio y las mediciones de temperatura se toman
antes de obtener la curva I-V de un módulo y cada minuto de forma
automática por el programa de control.
Figura 2.6. a) Sensor de temperatura LM35 b) Montaje del sensor junto a los módulos
fotovoltaicos. El sensor se ha colocado en forma vertical tener una imagen mas
detallada sin embargo éste está colocado sobre la superficie del módulo.
2.3.4. Sensor de radiación solar.
Para medir la radiación solar se utilizó una celda solar de silicio la cual se
calibró con otra celda solar de silicio. En las terminales de la celda se colocó
una resistencia de 3.3Ω con el fin de obtener un voltaje proporcional a la
corriente de corto circuito de la celda esto debido a que la tarjeta USB-6009 no
tiene canales analógicos de lectura de corriente solo de voltaje. El valor de la
resistencia se determino después de realizar curvas I-V de la celda solar a
diferentes intensidades de radiación solar. Lo anterior se muestra en la figura
2.7.
En la figura 2.8 se muestra la curva de calibración de la celda solar. La
calibración se llevó a cabo con luz del sol y la celda se colocó con un ángulo de
30° con orientación sur, que es la misma orientación que tienen los módulos
(b) (a)
29
estudiados en este trabajo. En la misma figura también se aprecia el montaje
de la celda cerca de los módulos fotovoltaicos.
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2
-0.10
-0.08
-0.06
-0.04
-0.02
0.00
I (A
)
V (V)
R=3,3
Figura 2.7.Curvas I-V para distintos valores de radiación solar de la celda que se utiliza
como sensor de radiación. En la grafica se muestra la curva I-V de la resistencia de 3.3
Ω.
Figura 2.8 a) Curva de calibración de celda solar de silicio utilizada como sensor de
radiación solar. b) Montaje de la celda solar para medir radiación solar.
2.3.4. Programa de control.
El programa para obtener la característica I-V de módulos solares se
desarrolló en el lenguaje gráfico G de LabVIEW, el cual permite generar
instrumentos virtuales (vi) en modo gráfico de muy fácil operación para el
usuario.
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0
20
40
60
80
100 P(mW/cm2) =1.73639+168.88946 Vc (V)
Radia
ció
n S
ola
r (m
W/cm
2)
Voltaje de celda (V)
(a) (b)
30
Un instrumento virtual es un programa escrito en el lenguaje gráfico G de
LabVIEW que tiene todas las características de un instrumento real
(multimetro, termómetro digital, generador de señales, etc.). Un vi se compone
de un panel frontal y un diagrama a bloques. El panel es una combinación de
controles (entradas del usuario por medio del teclado y ratón en forma de
perillas, botones, valores numéricos, etc.) e indicadores (salidas del programa
en forma de lecturas digitales, gráficos, tablas, etc.). El diagrama a bloques es
un diagrama de íconos interconectados por flujos de datos y representan el
código fuente del vi en el lenguaje grafico G. Los objetos el panel frontal tienen
una correspondiente terminal en el diagrama a bloques de tal manera que se
pueden pasar datos entre el usuario y el programa. El tiempo de programación
utilizando LabVIEW es considerablemente menor que el tiempo requerido para
desarrollar el mismo programa en otro leguaje formal como C, Pascal o
Fortran.
La estructura del programa desarrollado se muestra en el siguiente
pseudocódigo.
Inicio
Se obtiene la fecha del día en la que se realiza la medición y se crean
carpetas con ese nombre para guardar los archivos de las curvas I-V,
radiación solar y temperatura. Si éstas ya existen sólo abre las carpetas.
Se obtiene la hora cada minuto y la compara con las dadas por el usuario
para realizar mediciones. ¿Hora=hora de medición?
Falso: mide Radiación y temperatura, guarda en arreglo, espera un
minuto y compara nuevamente.
Verdadero: Comienza medición de corriente y voltaje en módulos.
Para módulos de silicio monocristalino y policristalino
Mide radiación y temperatura.
Limpia gráfica.
Activa relevadores que permiten medir voltaje y corriente en el
módulo.
31
Mide Voc del módulo por medio de un canal analógico de la tarjeta
USB-6009.
Se genera rampa de voltaje la cual comienza en 0V y finaliza en Voc
con incrementos de 50mV. En cada punto de la rampa mide
corriente y voltaje por medio de dos canales analógicos de la USB-
6009. Grafica el punto voltaje-corriente en la grafica correspondiente
al módulo.
Se deshabilitan los relevadores.
Se guardan datos en archivo.
Para Modulo de Silicio amorfo y CdTe
Mide radiación y temperatura.
Limpia gráfica.
Activa relevadores que permiten medir voltaje y corriente en el
módulo.
Se programa y genera una rampa de voltaje la cual comienza en 0V
y finaliza en 60V con incrementos de 60mV en la fuente
programable Keithley 2420. En cada punto de la rampa mide
corriente y voltaje por medio del multimetro de la fuente 2420.
Grafica el punto voltaje-corriente en la grafica correspondiente al
módulo. Para el caso del módulo de CdTe se activa un sistema de
relevadores que permiten colocar 3 resistencias de carga en la salida
del éste con lo cual se completa un barrido de 0 a 80V
aproximadamente.
Se deshabilitan los relevadores.
Se guardan datos en archivo.
Compara la hora con la que el usuario solicite previamente para que se
apague el equipo ¿hora=hora de apagado?
Verdadero. Apaga el sistema.
Obtiene la hora. ¿Hora=hora de encendido?
32
o Falso. Espera un minuto, obtiene la hora y compara
nuevamente
o Verdadero. Vuelve a Inicio.
Falso. Vuelve a Inicio.
Fin.
En la figura 2.9 se muestra el panel frontal del programa de control. En él se
aprecian las 4 graficas correspondientes a las curvas I-V de los módulos
fotovoltaicos a medir, cada una de ellas se actualiza hasta que se realiza una
nueva medición para ese módulo. En la parte inferior se muestran las gráficas
de temperatura y radiación solar las cuales se actualizan cada minuto.
Cuando el programa activa una medición a los módulos automáticamente se
guardan los datos de temperatura y radiación en el archivo correspondiente al
día de la medición. En la parte derecha del panel se encuentran los
indicadores de radiación y temperatura medidos antes de obtener la
característica I-V de alguno de los módulos. El panel tiene además un botón
de paro de emergencia que se activa de forma manual por el usuario.
Figura 2.9. Panel Frontal del instrumento virtual que controla el sistema automatizado
para la caracterización I-V de módulos fotovoltaicos.
33
Finalmente en la figura 2.10 se muestra el sistema desarrollado el cual se
encuentra instalado en el edificio de física avanzada de la ESFM-IPN. En la
figura 2.11 se muestra el detalle del sistema electrónico descrito en la sección
2.3.2 y esquematizado en la figura 2.4.
Figura 2.10. Sistema automatizado para la caracterización de módulos fotovoltaicos
instalado en el edificio de física avanzada de la ESFM-IPN.
Figura 2.11. Detalle del sistema desarrollado para la caracterización de módulos
formado por un amplificador de voltaje y una etapa de potencia controlada desde la PC
a través de la tarjeta de adquisición de datos USB-6009. Esta parte del sistema puede
caracterizar módulos con Voc de hasta 25V y corrientes de hasta 10A.
34
2.4 REFERENCIAS
[1] E. Moreno García, “Automatización de la caracterización de celdas solares”,
Tesis de maestría, ESIME-IPN, México (2001).
[2] KEITHLEY instruments, “Measuring Photovoltaic Cell I-V Characteristics
with the model 2420 Sourcemeter instrument”, Aplication note, KEITHLEY
instruments inc., USA (2003).
[3] National Instruments Corp., “USB 6008-6009, User guide and
specifications”, http://www.ni.com/pdf/manuals
[4] Texas Instruments, “High Voltage FET-Input operational amplifier OPA445
Data Sheet”, http://focus.ti.com/lit/ds/symlink/opa445.pdf
[5] Matriz Technology Inc, “Single-output Adjustable DC Power Supply, MPS-
3010L-1”, http://www.szmatrix.com/English/product/MPS-3010L.htm
[6] ON Semiconductor, “Darlington complementary Silicon Power Transistor,
2N6284 Data Sheet”, http://www.onsemi.com/pub_link/Collateral/2N6284-
D.PDF
[7] First Solar Inc., “Modulos solares de la serie FS, FS-55”,
http://www.firstsolar.com/Downloads
35
Capítulo 3
Descripción de materiales
fotovoltaicos.
En este capítulo se describen las características de los materiales que
conforman los módulos fotovoltaicos estudiados en este trabajo de tesis, estos
son: Silicio monocristalino, silicio policristalino, silicio amorfo y CdTe.
3.1 SILICIO CRISTALINO.
La mayoría de las celdas solares comerciales se basan en silicio en forma
monocristalina o policristalina, hay dos principales razones para esto: la
primera es que el éxito del silicio en microelectrónica ha creado una enorme
industria que beneficia la pequeña industria fotovoltaica. La segunda razón es
que el silicio es el segundo material más abundante en la corteza terrestre, en
su forma cristalina tiene un aceptable ancho de banda para la conversión de
energía fotovoltaica [1].
El silicio se puede clasificar de la siguiente manera: (1) monocristalino-
únicamente un grano mayor a 10cm, (2) multicristalino (mc-Si)-existen
diferentes granos en el material y el tamaño de los granos es relativamente
grande del orden de 1mm a 10cm; (3) policristalino-existen muchos tamaños
de grano en el material los cuales se encuentran entre 1μm a 1mm; (4)
microcristalino (μc-Si)- regiones monocristalinas pueden ser identificadas por
medio de patrones de difracción en granos pero el tamaño de grano es menor a
1μm; (5) amorfo (a-Si)-no se pueden identificar regiones monocristalinas por
patrones de difracción de rayos x.
36
3.1.1 Obtención del silicio cristalino.
El material fuente para la extracción de silicio es el oxido de silicio en forma
cristalina es decir de la cuarcita que es en un 90% oxido de silicio SiO2. el
silicio se separa de la cuarcita en un proceso metalúrgico de reducción,
introduciéndola en hornos de arco eléctrico junto con carbón para romper los
enlaces existentes entre el silicio y el oxigeno. De esta forma se obtiene silicio
con una pureza entre el 98 y 99% donde la mayor parte de las impurezas son
de hierro y aluminio, en esta etapa el silicio se conoce como silicio de grado
metalúrgico (MG-Si).
Para el uso en celdas solares como en otros dispositivos semiconductores, el
silicio debe ser mucho más puro que el MG-Si. El método estándar para
purificarlo se conoce como proceso Siemens. El MG-Si es convertido en un
compuesto volátil que es condensado y refinado por destilación fraccional de
donde se obtiene triclorosilano, dado que este compuesto es liquido a
temperaturas menores a 30°C, este puede ser fácilmente separado del
hidrógeno cuando la mezcla de gases es calentada, de esta forma se obtiene
silicio purificado en un 99.9999999%, al tener esta pureza el silicio recibe el
nombre de silicio grado semiconductor (SeG-Si).
Para la industria electrónica de semiconductores el silicio no solo debe ser
muy puro sino que debe estar en forma de monocristal con esencialmente cero
defectos en la estructura cristalina. El método más usado para producir tal
material de forma comercial es el proceso Czochralski (figura 3.1). En este
proceso el SeG-Si policristalino es fundido en un crisol junto con pequeñas
piezas de silicio fuertemente dopado con boro. Esto produce un fundido
dopado de boro dentro del cual se sumerge una varilla con una semilla de
cristal que gira lentamente. Al contacto con la superficie del seG-Si éste se
agrega a la semilla solidificándose con su red cristalina orientada de la misma
forma que la de la semilla con lo que el monocristal crece. Típicamente se
crecen lingotes de 10-15cm de diámetro y 1-2 m de longitud. Finalmente el
monocristal es cortado en obleas.
37
Figura 3.1. Método de crecimiento Czochralki para la producción de silicio
monocristalino.
3.1.2. Fabricación de la celda solar de silicio monocristalino.
El procedimiento para hacer una celda solar de silicio se puede resumir en los
siguientes puntos:
1. Reducción de la arena a silicio de grado metalúrgico (MG-Si).
2. Purificación del silicio grado metalúrgico a silicio grado semiconductor
(Se-Si)
3. Conversión de Se-Si a obleas de silicio monocristalino.
4. Procesamiento de obleas de silicio monocristalino en celdas solares.
5. Encapsulado de la celda en un módulo impermeable.
Como se mencionó en el párrafo anterior el boro es agregado en el fundido en
el proceso Czochralski lo que da como resultado obleas tipo p. Para formar una
celda solar se introducen impurezas tipo n para obtener la unión p-n. Esto se
logra generalmente rociando a la superficie de la oblea un componente que
contiene fósforo. Posteriormente la oblea se calienta a una temperatura
cercana a los 900°C lo que permite que el fósforo se difunda en el silicio.
Después de unos minutos las impurezas de fósforo dominan sobre las
38
impurezas de boro en las regiones cerca de la superficie de la oblea resultando
una delgada pero fuertemente dopada región tipo n.
Finalmente los contactos son colocados en las regiones tipo p y n. El proceso
usual para depositar los contactos se conoce como evaporación al vacío. El
metal a ser depositado se calienta a una temperatura tal que se funda y
evapore. Éste se condensará en cualquier parte fría del sistema de vacío
incluyendo la celda solar. El contacto trasero generalmente es depositado
sobre toda la superficie mientras que los contactos frontales se colocan en
forma de una malla como se muestra en la figura 2.1. Para su fabricación se
emplean generalmente dos procesos: evaporación al vacío a través de una
máscara apropiada o pintándola por serigrafía. Para depositar los metales por
serigrafía la pasta que contiene los metales se hacen fluir a través de las
mallas en las que se abren espacios para que el motivo quede grabado sobre la
superficie.
Figura 2.1. (a) Deposito de los contactos frontales. Los metales se evaporan a través de
la máscara con el diseño del contacto. (b) Ejemplo de una celda solar terminada.
Los contactos superiores usualmente se hacen de tres capas separadas de
metal. Una fina capa de titanio se usa en el fondo del contacto para tener
buena adherencia con el silicio. En la parte superior de contacto se deposita
plata para tener baja resistencia. Entre estas dos capas se deposita una capa
de paladio con el fin de prevenir reacciones indeseables entre el Titanio y la
plata en presencia de humedad. En celdas solares modernas se ha encontrado
que la presencia de silicio/aluminio en la cara posterior es muy útil por dos
razones: en primer lugar permite formar un contacto metal-semiconductor de
muy baja resistencia y en segundo lugar reduce la velocidad de recombinación
39
en esta cara. Después de depositar el aluminio en la cara posterior de la celda
y de recocerlo (500 a 800°C) para lograr la aleación con el silicio se depositan
también Ti, Pd y Ag que son los que en realidad forman el contacto que ayuda
a la colección de corriente en la parte posterior.
El paso final es el depósito de una capa antirreflejante dado que la
reflectividad del silicio sobre el rango espectral de interés varia de 33 a 54%
[1]. Generalmente se usa dióxido de titanio (TiO2), el cual se deposita por
evaporación en vacío. El índice de refracción del TiO2 puede ser ajustado
durante el proceso de evaporación mediante la variación de la velocidad de
evaporación y la adición de pequeñas cantidades de oxigeno [2]. Un esquema
de una celda típica de silicio se muestra en la figura 3.3.
Figura 3.3. Estructura de una celda solar convencional de silicio monocristalino.
3.1.3. Fabricación celdas solares de silicio policristalino.
Dado que el costo del silicio es una proporción significativa del costo de un
arreglo fotovoltaico se han hecho grandes esfuerzos en reducir estos costos.
Las técnicas para producir silicio policristalino son mas simples y menos
costosas que las requeridas para obtener silicio monocristalino, en general el
silicio es fundido en un crisol de cuarzo y posteriormente es vertido en un
crisol de grafito. Los mecanismos de enfriamiento producen bloques de silicio
policristalino con estructura de grano muy grandes, la precisión en estos
mecanismos aseguran que las fronteras de grano son en columnas, es decir
40
alineadas verticalmente con la superficie. El tamaño de grano es de algunos
mm hasta cm (figura 3.4).
La calidad del silicio policristalino es aproximadamente 20% menor que la del
monocristalino debido a la presencia de fronteras entre los granos [3]. Las
fronteras de grano introducen regiones localizadas de recombinación debido a
la introducción de estados de energía extra en el ancho de banda lo que
reduce el tiempo de vida de los portadores minoritarios, además de que las
fronteras de grano reducen la eficiencia de la celda solar pues bloquean el
flujo de portadores.
Figura 3.4. (a) Material policristalino con granos en forma de columna que se extienden a
través de toda la oblea. (b) Difusión de las impurezas en las fronteras de grano durante
el proceso de la fabricación de la celda solar.
Sin embargo debido a que las obleas de silicio policristalino son cortados
perpendicularmente a las columnas, facilita que la corriente fluya a través de
los granos y no tanto a través de la frontera entre granos, disminuyendo la
influencia de estas en los proceso de transporte de los portadores de carga.
Para este tipo de celdas solares se aplican todas las tecnologías que han sido
desarrolladas para las celdas solares basadas en silicio monocristalino. En la
figura 3.5 se muestra una celda solar de silicio policristalino, en esta se
aprecia el crecimiento en columnas de los granos de silicio.
41
Figura 3.5. Estructura de una celda solar convencional de silicio policristalino.
3.2. SILICIO AMORFO
El silicio amorfo en un material de película delgada que tiene sus átomos
arreglados en forma casi aleatoria dentro del sólido, es decir no se establece
un arreglo estructural que se prolongue a grandes distancias dentro del
material a diferencia de los monocristales en donde idealmente el arreglo
atómico tiene una estructura bien definida. El silicio amorfo tiene una gran
densidad (del orden de 1019cm-3) de defectos de coordinación que
corresponden a las desviaciones de coordinación tetraédrica entre 4 átomos de
silicio. Estos actúan como centro de recombinación lo que reduce el tiempo de
vida de los portadores, las longitudes de difusión y deriva. Algo mas
importante es que si la densidad de estados dentro de la banda prohibida es
muy alta, el material no podrá impurificarse para hacerlo tipo p o n. Esto
ocurre porque cualquier electrón o hueco proporcionado por algún átomo de
impureza seria atrapado y quedaría fijo dentro de las trampas.
Se descubrió que la incorporación de cerca de 10% de hidrógeno (a partir de
un plasma de silano gaseoso) durante el proceso de deposito reduce en gran
medida la densidad de estos defectos a 1016cm-3 [1] y este material
hidrogenado puede ser dopado n o p lo que lo hace útil para dispositivos
semiconductores. La razón que se dio para esto fue que cuando se introducen
los átomos de hidrogeno estos se posicionan en los enlaces sueltos creando
enlaces tipo SiH, de tal forma que los enlaces sueltos saturados por átomos de
42
hidrógeno ya no seguirán actuando como centros de atropamiento para los
electrones o huecos proporcionados por las impurezas o por los que sean
generados al iluminar el material (figura 3.6).
Figura 3.6. Silicio amorfo hidrogenado. El hidrgeno satura algunos enlaces sueltos
reduciendo la densidad de defectos.
El silicio amorfo hidrogenado (a-Si:H) es muy importante en aplicaciones
fotovoltaicas pues el a-Si:H tiene un borde de absorción óptica mayor que el
silicio monocristalino (1.75 y 1.1eV respectivamente) con un tipo de transición
directa lo cual requiere de 1 a 2 m de espesor de a-Si:H para absorber
prácticamente toda la radiación con energías por encima de su borde de
absorción, comparado con las 300 micras que se necesitan de silicio cristalino
para tal propósito. El a-Si:H posee sin embargo muchas de las propiedades del
silicio monocristalino. Todas estas condiciones determinan que el a-Si:H se
considere como una buena elección de material para la construcción de celdas
solares.
El a-Si:H puede ser depositado en películas delgadas con gran uniformidad
sobre áreas grandes por medio de un proceso conocido como depósito químico
a partir de la fase vapor asistida por plasma (PECVD) a partir de un plasma de
silano creados con fuentes de DC, VHF (very high frecuency) o microondas [4].
El depósito se realiza sobre substratos económicos como el vidrio a bajas
temperaturas (200~250°C) [5].
Se podría pensar entonces que el a-Si:H es una excelente elección para la
elaboración de celdas solares de películas delgadas. Sin embargo, se tienen
algunos problemas; por ejemplo, el hidrógeno no elimina los niveles dentro de
43
la banda prohibida que son debidos a la falta de un arreglo periódico de los
átomos en el material, por ello tanto la movilidad como el tiempo de vida serán
pequeños comparados con los de un material cristalino [6]. Otro problema es
el efecto Staebler-Wronski el cual fue descubierto en 1977. Se ha encontrado
que cuando un sólido amorfo se ilumina durante un tiempo prolongado
(horas) éste cambia sus propiedades; en particular los tiempos de
recombinación y las movilidades de electrones y huecos se reducen
fuertemente. Es decir, el material se degrada en cuanto a dichas propiedades
al ser iluminado. La degradación puede ser de hasta 20% en unas cuantas
semanas [6]. Afortunadamente esta degradación de las propiedades
electrónicas acaba estabilizándose (figura 3.7). Por lo tanto la optimización
realista de los parámetros que intervienen en el desarrollo de una celda a-Si:H
debería hacerse para el estado degradado del dispositivo, ya que éste acabará
siendo el estado normal del funcionamiento.
Figura 3.7. Pruebas de estabilidad realizadas a condiciones estándar de prueba (STC)
para un modulo (BS-52) de a-Si de Bankok Solar Co [7]. La reducción en la potencia
máxima y por lo tanto en la eficiencia es del orden del 15%.
Un punto clave en la producción industrial de las celdas solares de a-Si:H fue
el desarrollo de celdas del tipo monolítico con celdas interconectadas. El
proceso de manufactura de un modulo fotovoltaico sobre vidrio se puede
resumir en los siguientes pasos [8]:
1. Acondicionamiento del substrato.
44
2. Depósito en área grande de las superficies de contacto, es decir el TCO
como electrodo frontal.
3. Depósito de la película de a-Si:H por el proceso PECVD.
4. Interconexión monolítica de las celdas por escritura láser (laser
scribing).
5. Ensamblado final del módulo que incluye el encapsulado, conexiones
eléctricas y enmarcado.
La eficiencia de conversión de los módulos de a-Si:H es baja. Por ejemplo para
módulos FV Kaneka con un área total de 0.95m2 es de 6.3% y los módulos de
Mitsubishi con un área total de 1.5m2 exhiben una eficiencia de 6.4% [8]. La
interconexión de las celdas se muestra en la figura 3.8.
Figura 3.8. Representación esquemática de las partes que componen un modulo de
a-Si y de la interconexión de las celdas solares.
3.3. CdTe.
El Telurio de Cadmio (CdTe) es un material semiconductor que posee las
propiedades óptimas para su utilización en celdas solares, tiene un alto valor
del coeficiente de absorción y un ancho de la banda prohibida de 1.42 eV a
temperatura ambiente, óptimo para el acoplamiento con el espectro de la
radiación solar. El hecho de que el CdTe sea un gran absorbente de la
radiación solar, permite la utilización de capas delgadas, disminuyendo el
costo del dispositivo. El CdTe es un material que se puede obtener con una
conductividad tipo p o n, lo que permite la fabricación de homouniones sin
embargo el CdTe tiene una elevada recombinación superficial lo que produce
bajos valores de corriente. Por tal motivo se realizan celdas solares con
45
heterouniones del tipo CdS/CdTe en donde el Sulfuro de Cadmio (CdS) se
utiliza para pasivar la superficie de CdTe, al tiempo que posee una banda
energética prohibida de 2.4 eV permitiendo que buena parte del espectro solar
sea absorbido en el volumen del CdTe.
La estructura típica de una celda solar de CdTe se muestra en la figura 9.
Como contacto frontal se utiliza un óxido conductor transparente (TCO) el cual
es prácticamente transparente en el rango de las longitudes de onda
correspondientes al espectro solar debido a su ancho de banda del alrededor
de 3.4eV. El CdS al ponerlo en contacto con el material activo sirve para
establecer el campo eléctrico interno en la unión y dado su ancho de banda
funciona como una material ventana, es decir como un material que deja
pasar la radiación de interés.
En la actualidad es utilizada una capa “buffer” que tiene como finalidad
mejorar las propiedades morfológicas de las películas de TCO y CdS,
permitiendo la obtención de películas con espesores por debajo de los 100 nm,
y disminuir la posible difusión de átomos del TCO hacia el resto de las
películas del dispositivo.
Figura 9. Estructura típica de una celda solar del tipo CdS/CdTe.
Actualmente las dos empresas más importantes en la manufactura de
módulos FV de CdTe, Antec y First solar usan una técnica de sublimación
para el depósito de CdS y de CdTe. Antec usa la sublimación en espacio
cerrado (CSS) para depositar alrededor de 0.1-0.2μm de CdS y alrededor de 5-
10μm de CdTe secuencialmente. En la técnica CSS la fuente y el substrato se
colocan a una corta distancia uno de otro en un espacio en vacío. La fuente y
el substrato son calentados a altas temperaturas teniendo en cuenta que la
fuente tenga una temperatura mayor que el substrato. La fuerza de
46
conducción para el depósito es el gradiente de temperatura entre la fuente y el
substrato además de la energía de superficie del substrato, la cual depende de
su composición, cristalografía y morfología [8]. La técnica antes mencionada
tiene muchas variantes por ejemplo la técnica conocida como transporte de
vapor en espacio cerrado (CSVT) en donde se agrega un gas inerte como argón
o nitrógeno a presiones del 1mbar. Esta técnica brinda altas velocidades de
depósito del material y puede ser aplicada a flujos continuos de líneas de
producción usando sistemas de vacío de bajo costo [9].
Las celdas que componen el modulo de CdTe pueden ser interconectadas en
serie de la misma forma que las celdas que componen el módulo de a-Si:H.
Los diferentes pasos para hacer celdas y módulos se describen a continuación:
1. Acondicionamiento del substrato.
2. depósito de la capa de óxido transparente conductor (TCO) que
puede ser ITO, SnO2, etc. y de la capa “buffer”.
3. Rayado (scribing) del TCO en bandas paralelas definiendo y
separando celdas.
4. Depósito de la película de CdS. Tipicamente de un espesor de
100nm.
5. Depósito del CdTe por la técnica CSS o alguna de sus variantes.
6. tratamiento térmico de la película con CdCl2 a temperaturas de
alrededor de 400°C.
7. aplicación del segundo paso de rayado sobre la película p-n.
8. aplicación del la estructura del contacto trasero que puede consistir
de la aplicación de bi-capas de un compuesto semiconductor tipo-p
cuasimetálico y una capa de Mo para recubrimiento.
9. aplicación del tercer rayado para separar los contactos traseros de
cada celda en el módulo.
10. Ensamblado final del módulo que incluye el encapsulado
generalmente con EVA , conexiones eléctricas y enmarcado.
47
La interconexión del módulo se muestra en la figura 3.10.
Figura 10. Interconexión de dos celdas por rayado láser (laser scribing). Las partes
negras indican posibles daños sobre el CdTe durante el rayado.
3.4. REFERENCIAS
[1] Richard H. Bube, Photovolyaic Materials, Imperial Collage Press, London
UK (1998).
[2]Adolf Goetzberg, Joachim Knobloch, Bernhard Voβ, Crystalline Silicon
Solar Cells, John Wiley & Sons Ltd, England (1998)
[3] M. A. Green, Solar Cells: Operating Principles, Technology and system
Applications, Prentice-Hall, USA (1982).
[4] C. R. Wronsky, J. M. Pearce, R. J. Koval, A. S. Ferlauto and R. W. Collins,
Progress in amorphous silicon Based solar cell Technology, RIO 02-World
Climate & Energy Event, January 6-11 2002.
[5] Tom Markvart & Luis Castañar, Practical Handbook of Photovoltaics.
Fundamentals and applications, Elsevier Ltd., UK (2003).
[6] Arturo Morales Acevedo, La electricidad que viene del sol. Una fuente de
energía limpia, Grupo Editorial Iberoamericana, México (1996).
[7] http://www.bangkoksolar.com/en/home/
[8] Jef Poortmans and Vladimir Arkhipov, Thin Film Solar Cells Fabrication,
Characterization and applications, John Wiley & Sons Ltd, England (2006).
48
Capítulo 4
Resultados y conclusiones
En este capítulo se hace un análisis del comportamiento de la radiación solar
y la temperatura en la superficie del módulo a lo largo de los meses de mayo a
octubre de 2009 en el norte de la ciudad de México. Se reportan los valores de
insolación promedio y temperatura promedio para estos meses. Finalmente se
presenta el análisis de la variación de los parámetros eléctricos (voltaje a
circuito abierto, corriente de corto circuito, potencia máxima, eficiencia y
factor de forma) de los 4 módulos estudiados con la temperatura y la radiación
solar.
4.1 MEDIDAS DE RADIACION SOLAR Y TEMPERATURA.
4.1.1 RADIACIÓN SOLAR
Se tomaron medidas de radiación solar durante los meses mayo, junio, julio,
agosto, septiembre y octubre del año 2009 con el sistema descrito en la
sección 2.3.4. Se realizaron alrededor de 50000 mediciones de radiación entre
las 7 a.m. y las 7 p.m. para los meses antes mencionados. En la figura 4.1 se
aprecia la frecuencia de cada uno de los valores de radiación que oscilaron
entre 0 y 120mW/cm2. Para valores de radiación menores a 20mW/cm2 se
tiene un mayor conjunto de datos. Esto es debido principalmente a las
mediciones tomadas por la mañana antes de las 9 a.m. y por la noche después
de las 6 p.m. Para valores de radiación mayores a 40mW/cm2 se tiene un
máximo en 82.5mW/cm2 que es el valor de radiación que se ocupará para
calcular los coeficientes de temperatura para cada uno de los módulos por ser
el valor de radiación más frecuente en estos meses.
Un parámetro mas útil que la radiación solar es la insolación solar que se
define como la cantidad de energía en forma de radiación solar que llega a un
lugar de la Tierra en un día concreto. Si se tiene una curva de radiación solar
de un día se puede hallar la insolación solar integrando esta respecto del
49
tiempo. En la figura 4.2 (a) y (b) se muestran los valores de insolación solar
diaria para los meses: mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre.
0 20 40 60 80 100 120
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Frec
uenc
ia
Radiacion solar medida (mW/cm2
)
Figura 4.1. Histograma de frecuencias para los valores de radiación tomados en el
periodo mayo-junio de 2009 en la U.P. Adolfo López Mateos del IPN ubicada en el norte
de la ciudad de México.
11 16 21 26 31 5 10 15 20 25 30 5 10 15 20 25 30
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
JulioJunio
Inso
lació
n so
lar (
KWh/
m2*d
ia)
Mayo
Mayo
Junio
Julio
Figura 4.2. (a) Insolación solar medida para los meses: mayo, junio y julio. La radiación
solar se midió con una celda solar calibrada colocada hacía el sur con un ángulo de 30°
50
1 6 11 16 21 26 31 5 10 15 20 25 30 5 10 15
0
1
2
3
4
5
6
Octubre Septiembre
Inso
lació
n so
lar
(KW
h/m
2di
a)
Agosto
Agosto
Septiembre
Octubre
Figura 4.2. (b) Insolación solar medida para los meses: agosto, septiembre y octubre. La
radiación solar se midió con una celda solar calibrada colocada hacía el sur con un
ángulo de 30°
En la figura 4.3 se muestra la insolación solar promedio para cada uno de los
meses en los que se estudiaron los módulos, esta se obtuvo al tomar el
promedio de la insolación diaria para cada mes. Los valores de insolación
mostrados en la gráfica están por debajo del valor promedio de insolación
solar para la ciudad de México que es 5KWh/m2dia, esto se debe a la
nubosidad que hubo durante esos meses pues la presencia de éstas hace que
disminuya la radiación solar sobre el sensor y por lo tanto la insolación tiene
un valor menor al que se tendría sin la presencia de nubes, para ver más claro
lo anterior se han graficado en la figura 4.4 la radiación solar medida para los
días 13 de mayo de 2009 y 1 de mayo de 2010, como se puede observar entre
las 12 y las 14 horas la radiación solar alcanzó valores de más de 85mW/cm2.
Sin embargo este valor no se mantiene constante por efecto de las nubes. Este
fenómeno reduce la insolación solar diaria. La insolación solar calculada para
el día 13 de mayo es de 3.17KWh/m2día mientras que la del día 1 de mayo es
de 6.43KWh/ m2día, es decir en día nublado se tiene alrededor de la mitad de
la insolación que se tendría para un día soleado.
51
May Jun Jul Aug Sep Oct
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
4.0
4.2
4.4
Inso
lacio
n s
ola
r p
rom
ed
io (
KW
h/m
2d
ía)
Mes
Figura 4.3. Insolación solar promedio para los meses mayo, junio, julio, agosto,
septiembre y octubre del 2009 medidos en la ciudad de México.
600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
0
20
40
60
80
100
Rad
iaci
ón s
olar
(m
W/c
m2)
hora
13 de mayo de 2009. Nublado
1 de mayo de 2010. Soleado
3.17KWh/m2
dia
6.42KWh/m2
dia
Figura 4.4. Comparación de la radiación solar y la insolación para un día soleado y uno
nublado. Por efecto de las nubes se pierde casi la mitad de la insolación solar diaria.
52
4.1.2 TEMPERATURA
En la figura 4.5 (a) se muestra la temperatura promedio del módulo para los
meses de mayo a octubre de 2009, se ha decidido mostrar la temperatura
promedio para cada hora del día en lugar de la temperatura promedio de todo
el día pues ésta última es un dato poco útil por la variación que tiene la
temperatura a lo largo del día, de aproximadamente 25 °C como se observa en
la figura 4.5 (a). La temperatura mostrada en la gráfica no es la temperatura
ambiente sino la medida por el sensor en la superficie superior del módulo.
En esta misma figura se observa que la máxima temperatura se presenta
alrededor de las 13 horas y como se mostrará en la sección 4.2 es en esta hora
cuando los módulos tienen un menor rendimiento. Por otra parte en la figura
4.5 (b) se observa que a esta hora también se tiene el máximo valor de
radiación solar.
Figura 4.5. (a) Temperatura promedio en la superficie de los módulos fotovoltaicos
estudiados. (b) Radiación solar promedio de la ciudad de México. La temperatura y la
radiación solar fueron medidas entre mayo y octubre de 2009.
800 1000 1200 1400 1600 1800
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Rad
iaci
ón S
olar
Pro
med
io (m
W/c
m2)
Hora
(b)
800 1000 1200 1400 1600 1800
10
15
20
25
30
35
Tem
pera
tura
Pro
med
io (°
C)
Hora
(a)
53
4.2 DEPENDENCIA DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LOS
MÓDULOS CON LA TEMPERATURA.
Como se mencionó en la sección 4.1 el valor más frecuente de radiación
medida es 82.5mW/cm2. Con este valor es importante entonces conocer la
variación de los parámetros eléctricos respecto a la temperatura.
4.2.1 SILICIO POLICRISTALINO
En la figura 4.6 se muestran las curvas de voltaje a circuito abierto y voltaje
máximo del módulo de silicio policristalino de Kyocera modelo KC-85T. El
voltaje a circuito abierto y el voltaje máximo varían linealmente con la
temperatura lo cual concuerda con lo expuesto en la sección 1.6, esto se debe
a la dependencia que tiene Voc con la concentración intrínseca ni a través de
J0 que es fuertemente dependiente de la temperatura. También el voltaje Vm
depende linealmente de Voc y de la temperatura como se muestra en la
ecuación 1.8.
28 30 32 34 36 38 40 42
19.0
19.2
19.4
19.6
19.8
20.0
20.2
20.4
20.6
20.8Voc =23.80-0.11 T
Vol
taje
a c
ircu
ito
abie
rto
(V)
Temperatura (°C)
28 30 32 34 36 38 40 42
11.8
12.0
12.2
12.4
12.6
12.8
13.0
13.2
13.4
13.6
13.8
14.0Vm =18.251-0.15 T
Vol
taje
máx
imo
(V)
Temperatura (°C)
Figura 4.6. Voltaje a circuito abierto y Voltaje máximo medidos para el módulo de silicio
policristalino, los coeficientes de temperatura para estos voltajes son βvoc=- 0.11V/°C y
βm=-0.15V/°C.
54
En la medición de corriente en función de la temperatura no se tiene una
tendencia clara, como se muestra en la figura 4.7. En la literatura se reporta
una dependencia lineal con la temperatura, sin embargo la pendiente es muy
pequeña del orden de mA/°C lo que es del orden de la sensibilidad que tienen
los instrumentos que miden la corriente en el sistema desarrollado por lo que
no es posible obtener el coeficiente de temperatura para la corriente α. Se ha
reportado además que la corriente depende del espectro de la luz incidente, de
la nubosidad y de la masa de aire [1], parámetros de los cuales es muy difícil
tener mediciones.
Se pueden atribuir a estos parámetros la dispersión en los valores de corriente
que se observan en la figura 4.7, pues el valor de radiación 82.5mW/cm2 se
registró entre las 11am y 3pm donde la masa de aire y el espectro de luz no
fueron las mismas para todas las mediciones. Para tener un conjunto de
valores superior a 10 puntos para graficar se tomaron archivos medidos entre
mayo y octubre de 2009, en donde el espectro de la luz y la nubosidad no
fueron constantes.
28 30 32 34 36 38 40 42
7.6
7.7
7.8
7.9
8.0
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
9.0
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
Den
sidad
de
corr
ien
te (A
/m2)
Temperatura (°C)
Jsc
Jmax
Figura 4.7. Densidades de corriente para el módulo de silicio policristalino.
En la figura 4.8 se muestran la variación de la potencia máxima, eficiencia y el
factor de llenado (FF) con la temperatura. Se ha encontrado que para módulos
de silicio policristalino la potencia máxima disminuye con la temperatura [2],
55
de la gráfica de potencia máxima contra temperatura se observa que esta
dependencia es lineal. La dispersión en los puntos se debe a la dispersión en
los valores de corriente máxima. Puesto que la eficiencia esta definida como el
cociente de la potencia máxima y la potencia de la luz incidente, al considerar
a la última como constante (~82.5mW/cm2) se debe tener un comportamiento
similar al de Pmax como se muestra en la curva de η vs. T. Finalmente el
cambio en el factor de llenado varía linealmente con la temperatura debido a
la dependencia que tiene FF con Voc
28 30 32 34 36 38 40 42
52
54
56
58
60 Pmax =79.1-0.64 T
Temperatura (°C)
Pot
enic
ia m
áxim
a (W
)
11.0
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0 =18.1-0.15 T
Efic
ien
cia
(%)
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.60 FF =0.630-0.0019 T
FF
Figura 4.8. Variación del factor de forma (FF), eficiencia del módulo y potencia máxima
respecto de la temperatura. La variación de los parámetros es lineal parta cada uno de
ellos.
Existen muchos métodos para calcular la resistencia en serie y paralelo [3, 4,
5], sin embargo en muchos de ellos se necesita tener 2 curvas I-V de la misma
temperatura y diferentes valores de radiación solar lo cual es difícil encontrar
en la base de datos de curvas I-V que se tiene por lo que se usa un método
56
más sencillo en donde para calcular el valor de resistencia en serie se calcula
la pendiente de la curva I-V cerca del punto de circuito abierto y el valor de
resistencia en paralelo se calcula obteniendo la pendiente de la curva cerca del
punto de corto circuito [6].
El factor de llenado depende de la resistencia en serie y la resistencia en
paralelo, en la grafica 4.9 se observa que la variación de la resistencia en serie
es casi constante (variaciones del orden del 3% respecto del valor promedio).
32 34 36 38 40 42
1.25
1.30
1.35
1.40
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Temperatura (°C)
32 34 36 38 40 42
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Temperatura (°C)
Figura 4.9. Comportamiento de la resistencia en serie y paralelo con la temperatura del
módulo de silicio monocristalino KC85T.
Como se ha mencionado en el capitulo 1 la resistencia en serie depende de la
resistividad del silicio tipo p, de la resistencia laminar de la parte n, de la
resistencia de contacto entre el semiconductor y el contacto metálico y de la
resistencia del contacto metálico, la variación tan pequeña muestra.
En este mismo capítulo se mostró que la resistividad del silicio policristalino
disminuye al aumentar la temperatura y es dependiente de la intensidad de la
luz incidente. También la resistencia de los contactos metálicos aumenta con
la temperatura, esto de una forma lineal. En conjunto la resistencia en serie
del módulo debe aumentar con la temperatura que es lo que se observa en la
gráfica de la resistencia en serie aunque el aumento es mínimo.
57
En la figura 4.9 también se observa que la resistencia en paralelo varía de
forma arbitraria, sin embargo esto no afecta en gran medida a los parámetros
eléctricos como el factor de llenado. Lo anterior se puede observar en la
siguiente ecuación para el factor de llenado en donde se ha considerado la
existencia de la resistencia en paralelo y serie [3].
)}Im/)(/1()/Im(/Im)()/(1{
)/(
RsVmRshRshVmIscmVmIscRsVmnVth
VocVmFF [4.1]
Basta con observar el denominador de la ecuación para notar que los
parámetros dominantes corresponden a Vth (voltaje térmico que depende de T)
a Vm y Rs ya que en el denominador se tienen términos (1/Rsh) cuyo valor es
del orden de 10-3 para valores de Rsh de cientos de ohms. Como se observa en
la figura 4.9 los valores calculados para la resistencia en serie son de este
orden. Por lo tanto la influencia respecto de la resistencia en serie y paralelo
en el factor de llenado esta determinado por la resistencia en serie, parámetro
que varía muy poco con la temperatura (variaciones del orden de 0.1Ω en el
rango de 30-40°C).
Por lo tanto la variación en FF y la eficiencia está determinada por el cambio
del voltaje a circuito abierto y el voltaje máximo.
58
4.2.2 SILICIO MONOCRISTALINO.
Para el caso del módulo de silicio monocristalino se observa el mismo
comportamiento que para el módulo de silicio policristalino. En la grafica 4.10
se puede observar el comportamiento que tiene el Voc y el Vmax respecto de la
temperatura, que está en acuerdo con lo que se ha reportado para módulos de
esta tecnología [7], En la figura 4.11 se muestran las curvas del factor de
forma, la eficiencia del módulo y la potencia máxima, esto a 82.5mW/cm2.
30 32 34 36 38 40 42 44
18.2
18.4
18.6
18.8
19.0
19.2
19.4
19.6Voc =21.88-0.08 T
Vol
taje
a c
ircu
ito
abie
rto
(V)
Temperatura (°C)
30 32 34 36 38 40 42 44
12.4
12.6
12.8
13.0
13.2
13.4
13.6
13.8Vmax =16.39-0.09 T
Vol
taje
máx
imo
(V)
Temperatura (°C)
Figura 4.10. Voltaje a circuito abierto y voltaje máximo en función de la temperatura
para el módulo de silicio monocristalino.
Los parámetros factor de forma, eficiencia y potencia máxima tienen una
dependencia lineal con la temperatura en el rango de 30 a 42°C. Este
comportamiento también ha sido reportado por otros autores [8,9]. Al igual
que para el módulo de silicio policristalino el factor de forma se ve poco
afectado por la variación de la temperatura, como se mencionó en párrafos
anteriores FF depende además de la resistencia en serie y paralelo, en la
grafica 4.12 se pueden apreciar el comportamiento de estas resistencias con la
temperatura.
59
30 32 34 36 38 40 42 44
31
32
33
34
35
36Pmax =41.65-0.23 T
Temperatura (°C)
Pot
enci
a m
áxim
a (W
)
10.6
10.8
11.0
11.2
11.4
11.6
11.8=14.16-0.08 T
Efic
ien
cia
(%)
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.60
0.61
0.62 FF =0.65-0.0015 T
FF
Figura 4.11. Variación del factor de llenado, la eficiencia y la potencia máxima con la
temperatura del módulo de silicio monocristalino.
Aunque el cambio de la resistencia en serie de los módulos de silicio
monocristalino y policristalino tiene una variación muy pequeña con la
temperatura esta resistencia tiende a aumentar con el aumento de la
temperatura, en la literatura muchos autores han reportado que la resistencia
en serie disminuye con la temperatura [3] mientras que otros han demostrado
teórica y experimentalmente que aumenta al aumentar la temperatura [10].
Por lo que hemos desarrollado en el capitulo 1 la resistencia en serie aumenta
al aumentar la temperatura.
Para este módulo no se tiene una tendencia clara en el comportamiento de la
corriente de corto circuito y máxima respecto de la temperatura como se
puede apreciar en la figura 4.13, para este tipo de módulos la corriente se ve
afectado también por la masa de aire y el espectro de la luz incidente.
60
30 32 34 36 38 40 42 44
1.60
1.65
1.70
1.75
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Temperatura (°C)
30 32 34 36 38 40 42 44
50
100
150
200
250
300
350
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Temperatura (°C)
Figura 4.12. Variación de la resistencia en serie y paralelo con la temperatura del
módulo de silicio monocristalino.
30 32 34 36 38 40 42 44
6.6
6.7
6.8
6.9
7.0
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
7.9
8.0
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
Den
sida
d de
cor
rien
te (A
/m2)
Temperatura (°C)
Jsc
Jmax
Figura 4.13. Densidades de corriente de corto circuito y máxima del módulo de silicio
monocristalino. La dispersión del los puntos se debe a la dependencia de la corriente
con el espectro de la luz y la masa de aire.
61
4.2.3. SILICIO AMORFO
En la figura 4.14 se muestra el comportamiento del voltaje a circuito abierto y
voltaje máximo del módulo de silicio amorfo que tiene un área de 0.738m2. Los
voltajes para este módulo al igual que para los módulos de silicio mono y
policristalino decrecen con la temperatura. El comportamiento del voltaje
máximo con la temperatura es lineal sin embargo el coeficiente de temperatura
es del orden de los registrados para los módulos mono y policristalino es decir
la variación es muy pequeña. En la figura 4.15 se puede observar que la
corriente varia muy poco con el aumento de la temperatura. Sin embargo, no
es posible obtener el coeficiente de temperatura para la corriente pues aunque
la variación de ésta es del orden de 20mA y la resolución del sistema de
medición es de 1mA, los módulos también se ven afectados por el espectro de
la luz incidente por lo que se aprecia una distribución aleatoria.
26 28 30 32 34 36 38
54.5
55.0
55.5
56.0
56.5
57.0
57.5
58.0
58.5
59.0Voc =66.11-0.29 T
Vol
taje
a c
ierc
uit
o ab
iert
o (V
)
Temperatura (°C)
26 28 30 32 34 36 38
39.0
39.5
40.0
40.5
41.0
41.5Vmax =44.41-0.13 T
Vol
taje
máx
imo
(V)
Temperatura (°C)
Figura 4.14. Voltaje a circuito abierto y voltaje máximo en función de la temperatura
para el módulo de silicio amorfo.
La pequeña variación del voltaje máximo y de la corriente máxima se ve
reflejado en la gráfica de la potencia máxima (figura 4.16) pues el
comportamiento es lineal con la temperatura, sin embargo, el coeficiente de
temperatura para la potencia (-.10W/°C) es menor respecto de los otros
62
módulos (-0.64W/ºC y -0.23W/ºC para el módulo de silicio poli y monocristalino
respectivamente) lo que significa que este tipo de módulos se ven menos
afectados por la temperatura. La eficiencia del módulo no tiene una variación
importante pues aunque ésta decrece con la temperatura, las variaciones son
del orden de 3% en un rango de 26 a 38°C.
26 28 30 32 34 36 38
1.00
1.05
1.10
1.15
1.20
1.25
1.30
Den
sida
d de
cor
rien
te (A
/m2)
Temperatura (°C)
Jsc
Jmax
Figura 4.15. Densidades de corriente de corto circuito y máxima del módulo de silicio
amorfo. A pesar de que la presión del instrumento de medición (fuente programable
Keithley 2420) es menor que las variaciones de corriente no se puede obtener el
coeficiente de temperatura pues en la grafica se observan en conjunto las variaciones
debido a la temperatura y las debidas al espectro de la radiación incidente en el módulo
y la masa de aire.
Como se observa en las curvas de corriente y voltaje el comportamiento que
tiene el módulo de silicio amorfo es similar al que tienen los módulos de silicio
mono y policristalino. Sin embargo, en la curva del factor de llenado en la
figura 4.16, se observa que al incrementarse la temperatura se incrementa el
factor de llenado; es decir, su coeficiente de temperatura es positivo.
Como se mencionó en párrafos anteriores el factor de llenado depende de la
resistencia en serie, en la figura 4.17 se observa que la resistencia en serie
aumenta conforme aumenta la temperatura, este incremento se debe a que el
63
silicio amorfo es un material fotoconductor, cuya fotoconductividad se puede
escribir como:
]exp[0kT
E f
f [4.2]
Donde ∆Ef es la energía de activación, k es la constante de Boltzmann y T es la
temperatura.
La resistividad es inversamente proporcional a la conductividad por lo que
disminuye al aumentar la temperatura.
Como se observa en la figura 4.14 Voc disminuye con la temperatura. Dado
que la eficiencia es una función de la temperatura, debería disminuir cuando
la temperatura aumente; sin embargo, la eficiencia se puede escribir en
términos del factor de llenado que como ya mostramos se incrementa con la
temperatura, a saber:
Pin
VocIscFF [4.3]
Por lo tanto la eficiencia no se ve fuertemente afectada por la temperatura. En
la figura 4.17 también se observa la dependencia de la resistencia en paralelo
con la temperatura, ésta no tiene una relación clara con la temperatura por lo
mismo que se ha expuesto para el comportamiento de la resistencia en
paralelo de los módulos de silicio mono y policristalino.
64
26 28 30 32 34 36 38
29.0
29.5
30.0
30.5
31.0Pmax =33.09-0.10 T
Temperatura (°C)
Pote
nci
a m
áxim
a (W
)
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
6.0
6.1
6.2
6.3 =6.63-0.02 T
Efic
ien
cia
(%)
0.530
0.535
0.540
0.545
0.550
0.555
0.560
FF =0.51+0.0014 T
FF
Figura 4.16. Variación del factor de llenado, la eficiencia y la potencia máxima con la
temperatura del módulo de silicio amorfo. la eficiencia tiene variaciones del orden de 3%
en un rango de 26 a 38°C, por lo que se puede considerar que se ve poco afectado por
los cambios de temperatura.
65
26 28 30 32 34 36 38
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.0Y =20.49-0.23X
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Temperatura (°C)
26 28 30 32 34 36 38
400
500
600
700
800
900
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Temperatura (°C)
Figura 4.17. Resistencia en serie y paralelo del módulo de silicio amorfo en funcion de la
temperatura. Contrario al comportamiento que tiene la resistencia en serie en los
módulos de silicio mono y policristalino ésta incrementa al incrementarse la
temperatura.
66
4.2.4 CdTe
El módulo de CdTe tiene un área de .6667m2 y fue fabricado por la compañía
First Solar y al igual que las tecnologías estudiadas anteriormente el voltaje a
circuito abierto y el voltaje máximo decrecen cuando la temperatura aumenta
(figura 4.18), pues como se ha expuesto en párrafos anteriores el Voc es
dependiente de J0 que es decrece al aumentar la temperatura.
28 30 32 34 36 38 40
76
77
78
79
80
81Voc =90.16-0.35 T
Vol
taje
a c
ircu
ito
abie
rto
(V)
Temperatura (°C)
28 30 32 34 36 38 40
50
51
52
53
54Vmax =60.68-0.25 T
Vol
taje
máx
imo
(V)
Temperatura (°C)
Figura 4.18. Voltaje a circuito abierto y voltaje máximo en función de la temperatura
para el módulo de CdTe.
En la figura 4.19 se muestra que la densidad de corriente de corto circuito y la
densidad de corriente máxima no tienen variaciones importantes respecto de
la temperatura y la dispersión en los puntos se debe a que la densidad de
corriente es dependiente del espectro de la luz incidente [11]. Por lo tanto la
variación en la potencia máxima de salida tiene la misma dependencia que el
voltaje máximo, esto se muestra en la figura 4.20. En esta misma figura están
graficados el factor de llenado FF y la eficiencia del módulo; éstos al ser
dependientes de la potencia máxima decrecen al aumentar la temperatura; sin
embargo, el factor de llenado no tiene un cambio apreciable pues la pendiente
de la recta que ajusta a los datos tiene un valor de 1.1x10-4, la variación del
factor de llenado solo es de 2% en el rango de 29 a 40 °C por lo que se puede
67
concluir que el factor de llenado no se ve afectado por los cambios de
temperatura.
28 30 32 34 36 38 40
1.04
1.06
1.08
1.10
1.12
1.14
1.16
1.18
1.20
1.22
1.24
1.26
1.28
1.30
1.32
1.34
1.36
1.38
1.40
Den
sida
d de
cor
rient
e (A
/m2)
Temperatura (°C)
Jsc
Jmax
Figura 4.19. Densidades de corriente de corto circuito y máxima del módulo de CdTe.
Las variaciones se deben a los cambios en el espectro de la luz más que por la
temperatura.
Finalmente en la figura 4.21 se muestra la variación de la resistencia en
paralelo, los datos tienen mucha dispersión, a pesar de este comportamiento
la resistencia en paralelo aumenta cuando aumenta la temperatura. Como se
mencionó en la sección 2.3.2 existe un umbral en la curva IV del módulo en
donde no hay puntos medidos desde 63V hasta el punto de voltaje a circuito
abierto (figura 4.22) por lo que no fue posible medir la resistencia en serie de
este módulo. Existen otros métodos para calcular la resistencia en serie pero
algunos de ellos implican conocer un curva IV en oscuro o tener dos curvas de
distinta intensidad pero de igual temperatura lo que dificulta su búsqueda en
la base de datos.
68
28 30 32 34 36 38 40
35
36
37
38
39
40
Pmax =44.86-0.22 T
Temperatura (°C)
Pot
enci
a m
áxim
a (W
)
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
7.0
7.1
7.2
7.3 =8.30-0.04 TE
fici
enci
a (%
)0.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56FF =0.53+1.1E-4 T
FF
Figura 4.20. Variación del factor de llenado, la eficiencia y la potencia máxima con la
temperatura del módulo de CdTe.
28 30 32 34 36 38 40
700
750
800
850
900
950
1000
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Temperatura (°C)
Figura 4.21. Resistencia en paralelo calculado para el módulo de CdTe.
69
0 20 40 60 80
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
Cor
rient
e (m
A)
Voltaje (V)
Umbral debido a características electrónicas
del sistema desarrollado para obtener la curva
IV del módulo de CdTe.
Figura 4.22. Umbral de la curva IV medida para un módulo de CdTe. En estas curvas
existen a lo más 3 valores para voltajes mayores a 63 V esto debido al diseño del
sistema caracterizador por lo que no es posible calcular la resistencia en serie de este de
módulo.
70
4.3 DEPENDENCIA DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS CON LOS
CAMBIOS DE LA RADIACIÓN SOLAR.
El análisis de los datos se hace para una temperatura del módulo de 30°C,
para los 4 módulos se registró un comportamiento lineal de la densidad de
corriente de corto circuito frente a los cambios en la radiación solar como se
muestra en la figura 4.23, la densidad de corriente máxima tiene el mismo
comportamiento. En la figura se puede notar que los módulos de silicio mono
y policristalino son los que presentan mayor densidad de corriente.
10 20 30 40 50 60 70 80 90
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Den
sida
d d
e co
rrie
nte
de
cort
o ci
rcu
ito
(A/m
2)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Silicio Policristalino
Silicio Monocristalino
Silicio amorfo
CdTE
Figura 4.23. Densidad de corriente de corto circuito contra los cambios en la radiación
solar para los 4 módulos estudiados, silicio policristalino, silicio monocristalino, silicio
amorfo y CdTe.
A continuación se muestran la dependencia de la eficiencia, el factor de
llenado, el voltaje a circuito abierto, voltaje máximo y resistencia en serie y
paralelo con los cambios de la radiación solar.
71
4.3.1 SILICIO POLICRISTALINO
Se espera de las ecuaciones que la dependencia del voltaje a circuito abierto
con la radiación solar sea de tipo logarítmico, este comportamiento se
comprobó para el módulo de silicio policristalino, este comportamiento se
puede apreciar en la figura 4.24, en esta misma figura se observa que el
voltaje máximo decrece al aumentar la radiación solar, esto se debe a los
20 30 40 50 60 70 80
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Vol
taje
(V)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Voc
Vmax
Figura 4.24. Variación del voltaje de circuito abierto y máxima respecto de la radiación
solar.
cambios de la resistencia en serie y paralelo del módulo, la resistencia en serie
disminuye pero la resistencia en paralelo también decrece (figura 4.26) lo que
degrada al factor de llenado (figura 4.25). La resistencia en paralelo cae de un
valor de alrededor de 300Ω con un valor de radiación solar de 20mW/cm2 a
50Ω a 80mW/cm2. Finalmente la degradación de la resistencia en paralelo y
por lo tanto el factor de llenado se ve reflejado en la eficiencia del módulo, ésta
tiene un valor máximo cerca de un valor de radiación solar de 40mW/cm2 que
es cuando la resistencia en paralelo comienza a tener su valor mínimo,
también se observa en la figura 4.24 que a partir de ese valor el voltaje
máximo comienza a decrecer.
Lamentablemente para una temperatura de 30°C no se tienen valores
registrados de radiación solar menores a 20mW/cm2 por lo que no se puede
72
hacer un análisis del comportamiento de los parámetros del módulo en
condiciones de baja irradiancía. Estas condiciones se tienen en días nublados.
20 30 40 50 60 70 80
0.56
0.58
0.60
0.62
0.64
0.66
0.68
0.70
FF
Radiación Solar (mW/cm2
)
20 30 40 50 60 70 80
13
14
15
16
Efici
enci
a (%
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.25. Variación del factor de forma y la eficiencia del módulo de silicio
policristalino respecto de la radiación solar.
20 30 40 50 60 70 80
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
2.2
2.4
2.6
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
20 30 40 50 60 70 80
0
50
100
150
200
250
300
350
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.26. Cambios en la resistencia en serie y paralelo frente a los cambios en la
radiación solar. La degradación se los parámetros eléctricos se debe principalmente a
los cambios de la resistencia en paralelo.
En la figura 4.27 se muestra la variación de la eficiencia respecto de la
radiación solar pero no se ha tomado un valor de temperatura constante, se
73
ha graficado la eficiencia sin elegir un valor especifico de temperatura para
tener un rango más amplio de radiación solar, en ésta gráfica la radiación
solar varia de 0 a 110 mW/cm2 .En la gráfica se observa que para
temperaturas menores a 20°C y valores de radiación solar menores a
20mW/cm2 la eficiencia del módulo es muy baja por lo que el módulo no es
muy eficiente en las mañanas o en días nublados. Para valores mayores a
80mW/cm2 la eficiencia disminuye rápidamente pero esto se debe a la
temperatura del módulo (alrededor de 40°C) pues como ya se estudió en la
sección anterior ésta degrada la eficiencia.
Figura 4.27. Variación de la eficiencia del módulo de silicio policristalino respecto de la
temperatura y la radiación solar.
74
4.3.2. SILICIO MONOCRISTALINO.
Dado que las tecnologías de fabricación de los módulos de silicio policristalino
y monocristalino son semejantes también se observa el comportamiento antes
descrito de los parámetros respecto de la radiación solar. En la figura 4.28 se
muestra la variación del voltaje a circuito abierto y máximo. El Voc varía
logaritmicamente y el Vmax decrece a partir de 50mW/cm2.
10 20 30 40 50 60 70 80 90
13.5
14.0
14.5
15.0
15.5
16.0
16.5
17.0
17.5
18.0
18.5
19.0
19.5
20.0
Vol
taje
(V)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Voc
Vmax
Figura 4.28. Variación del Voltaje a circuito abierto y máximo respecto de la radiación
solar.
En la figura 4.29 se muestra que el factor de llenado decrece al aumentar la
radiación solar y la eficiencia aumenta para valores menores a 50mW/cm2 y
decrece para valores mayores a la misma, lo cual se debe a que la resistencia
en paralelo disminuye conforme aumenta la radiación solar como se puede ver
en la figura 4.30.
Aunque el comportamiento de los parámetros es parecido para estas dos
tecnologías el módulo de silicio monocristalino tiene mejor respuesta respecto
de las variaciones de la radiación solar pues la eficiencia del módulo de silicio
monocristalino varia alrededor de 9% la eficiencia del módulo de silicio
policristalino tiene variaciones del orden de 15%.
75
10 20 30 40 50 60 70 80 90
0.59
0.60
0.61
0.62
0.63
0.64
0.65
0.66
0.67
FF
Radiación Solar (mW/cm2
)
10 20 30 40 50 60 70 80 90
10
11
12
13
14
Efici
enci
a (%
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.29. Comportamiento del factor de llenado y de la eficiencia frente a los cambios
en la radiación sola para el módulo de silicio monocristalino.
10 20 30 40 50 60 70 80 90
2
4
6
8
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
10 20 30 40 50 60 70 80 90
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.30. Variación de la resistencia en serie y paralelo del módulo de silicio
monocristalino
76
4.3.3. SILICIO AMORFO.
En la figura 4.31 se muestra el comportamiento del Voc y Vm respecto de la
radiación solar, el voltaje a circuito abierto varia de forma logarítmica pero el
voltaje máximo se mantiene casi constante, este mismo comportamiento se
observó al analizar la variación de Vm respecto de la temperatura, este hecho
es el que hace que la eficiencia del módulo no tenga variaciones importantes.
10 20 30 40 50 60 70 80
40
45
50
55
60
Vol
taje
(V)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Voc
Vmax
Figura 4.31. Variación del voltaje a circuito abierto y máximo respecto de la radiación
solar para el módulo de silicio amorfo.
Por otra parte el factor de llenado decrece linealmente conforme aumenta la
radiación solar, esto a partir de 20mW/cm2 (figura 4.32). Este comportamiento
se debe a que la resistencia en paralelo decrece cuando la radiación aumenta,
como podemos ver en la figura 4.33 este es el modulo que tiene los mas altos
valores de resistencia en paralelo pero también tiene un valor alto de la
resistencia en serie el cual se puede atribuir a la capa de oxido transparente
que funciona como contacto frontal.
77
10 20 30 40 50 60 70 80
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
0.60
0.61
0.62
FF
Radiación Solar (mW/cm2
)
10 20 30 40 50 60 70 80
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
6.0
6.1
6.2
Efici
enci
a (%
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.32. Variación del factor de llenado y de la eficiencia del módulo de silicio
amorfo respecto de la radiación solar.
10 20 30 40 50 60 70 80
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
Res
iste
nci
a en
ser
ie (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
10 20 30 40 50 60 70 80
500
1000
1500
2000
2500
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.33. Variación de la resistencia en serie y paralelo del módulo de silicio amorfo
en función de la radiación solar.
78
4.3.4. CdTe.
El voltaje a circuito abierto y el voltaje máximo tienen el mismo
comportamiento que se observó en los módulos de silicio mono y policristalino,
el Voc crece de forma logarítmica y el Vm decrece con el aumento de la
radiación solar (figura 4.34) sin embargo la rapidez de cambio del Vm es menor
para este módulo, lo cual se ve reflejado como ya hemos mencionado
anteriormente en la eficiencia, ésta solo varía entre 6.8 y 7.4% en un rango de
20 a 80mW/cm2 (figura 4.35). En todos los módulos la eficiencia tiene un valor
máximo, para éste se encuentra alrededor de 35mW/cm2 lo que lo hace una
opción para lugares con poca insolación solar.
10 20 30 40 50 60 70 80 90
50
52
54
56
58
60
62
64
66
68
70
72
74
76
78
80
82
Vol
taje
(V)
Radiacion Solar (mW/cm2
)
Voc
Vmax
Figura 4. 34. Comportamiento del voltaje a circuito abierto y máximo frente a los
cambios en la radiación solar para el módulo de CdTe.
El hecho de que el voltaje máximo decrezca se puede atribuir al decremento de
la resistencia en paralelo, como se muestra en la figura 4.36. Como se ha
explicado en la figura 4.22 no se pudo calcular la resistencia en serie porque
sólo se tienen 3 puntos de la curva IV entre los voltajes 63V a Voc~80V.
79
10 20 30 40 50 60 70 80 90
0.50
0.52
0.54
0.56
0.58
0.60
0.62
FF
Radiación Solar (mW/cm2
)
10 20 30 40 50 60 70 80 90
6.0
6.2
6.4
6.6
6.8
7.0
7.2
7.4
7.6
7.8
8.0
Efic
ien
cia
(%)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.35. Variación del factor de llenado y la eficiencia respecto de la radiación solar
para el módulo de CdTe.
10 20 30 40 50 60 70 80 90
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Res
iste
nci
a en
par
alel
o (
)
Radiación Solar (mW/cm2
)
Figura 4.36. Variación de la resistencia en paralelo en función de la radiación solar para
el módulo de CdTe.
80
4.4. COMPARACION DE TECNOLOGIAS
Dado que el comportamiento de los parámetros eléctricos de los módulos
estudiados es lineal con la temperatura se pueden obtener los coeficientes de
temperatura definidos como
dT
X [4.4)
Donde X es un parámetro eléctrico como el voltaje a circuito abierto, voltaje
máximo, potencia máxima, factor de llenado y eficiencia. Los coeficientes de
temperatura permiten conocer el grado de degradación que tienen los
parámetros eléctricos y por lo tanto la eficiencia de los módulos cuando
aumenta la temperatura.
En la tabla 1 se muestran estos coeficientes de temperatura para los módulos,
estos se han normalizado al valor correspondiente a 25°C el cual ha sido
calculado mediante los ajustes mostrados en las secciones anteriores; es decir,
los coeficientes se expresan en %/°C.
Parámetro Coeficiente
(%/°C)
Silicio
policristalino
Silicio
cristalino
Silicio
Amorfo
CdTe
Voc -0.52 -0.40 -0.49 -0.43
Vmax m -1.03 -0.64 -0.32 -0.46
Pmax -1.05 -0.64 -0.33 -0.56
FF -0.33 -0.25 +0.26 +.02
η -1.05 -0.66 -0.33 -0.55
Tabla 1. Comparación de los coeficientes de temperatura para los módulos de silicio
policristalino, cristalino, amorfo y CdTe. Los coeficientes fueron calculados para un valor
de radiación solar de 82.5mW/cm2 que es el valor de radiación medido mas frecuente
en la ciudad de México y un rango de temperatura entre 25 y 42ºC.
En esta tabla se puede observar que el módulo de silicio policristalino tiene el
coeficiente de temperatura para el voltaje a circuito abierto mayor, lo que
81
significa que el voltaje de este módulo se degrada mas rápidamente que el de
las otras tecnologías, esto se debe a que al ser un material policristalino hay
mayor recombinación por las fronteras de grano y esta aumenta con la
temperatura, el CdTe además de ser policristalino es un material
fotoconductor por lo que la recombinación se ve disminuida.
En general el módulo de silicio policristalino es el que más se degrada por
cambios de temperatura, para tener más clara ésta aseveración se han escrito
en la tabla 2 los coeficientes de temperatura para la potencia máxima sin
normalizar.
Parámetro Coeficiente
Silicio
policristalino
Silicio
cristalino
Silicio
Amorfo
CdTe
Pmax (W/°C) -0.64 -0.23 -0.10 -0.22
Tabla 2. Coeficiente de temperatura para la potencia de los módulos, expresados en
W/°C.
El módulo de silicio policristalino pierde 0.64W por cada grado centígrado, por
otra parte el módulo de silicio amorfo es el que menor degradación tiene con la
temperatura, 6 veces menos de lo que pierde el módulo de silicio policristalino.
En la figura 4.37 se muestran las curvas obtenidas con los ajustes para la
eficiencia de cada uno de los módulos, se han normalizado al valor de la
eficiencia a 25°C para cada módulo con el fin de comparar la degradación que
sufre la eficiencia de cada módulo respecto de la temperatura. Las curvas
mostradas fueron graficadas con los ajustes obtenidos para la variación de la
eficiencia con la temperatura, estos ajustes están mostrados en las graficas:
4.8, 4.11, 4.16 y 4.20.
Como se observa en la gráficas 4.22, 4.29, 4.32 y 4.35 la eficiencia de los
módulos tiene un valor máximo alrededor de 40mW/cm2. Podemos analizar el
comportamiento de los parámetros eléctricos a través de la eficiencia, como la
radiación solar en la ciudad de México (gráfica 4.5) entre las 10 y las 16 horas
es mayor a 40mW/cm2, podemos calcular a primer orden la pendiente de la
82
25 30 35 40 45
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
Efic
ien
cia
nor
mal
izad
a
Temperatura (°C)
silicio policristalino
silicio monocristalino
silicio amorfo
CdTe
Figura 4.37. Comparación de la degradación de la eficiencia para los módulos de silicio
policristalino, silicio monocristalino, silicio amorfo y CdTe en un rango de 25 a 45°C. Los
datos han sido normalizados a su correspondiente valor a 25°C y las curvas
corresponden a los ajustes encontrados para la variación de la eficiencia con la
temperatura para cada módulo.
recta que ajusta a los puntos de las curvas de eficiencia para valores mayores
a 40mW/cm2. Estos resultados se muestran en la figura 4.38. Al igual que en
la figura 4.27,en los valores mostrados no se ha tomado un valor de
temperatura constante, se ha graficado la eficiencia sin elegir un valor
específico de temperatura. En la gráfica se observa que para temperaturas
menores a 20°C y valores de radiación solar menores a 20mW/cm2 la
eficiencia de los módulos es muy pequeña por lo que éstos nos son eficientes
en las mañanas o en días nublados. Para valores mayores a 40mW/cm2 la
eficiencia disminuye rápidamente; esto se debe a la degradación de los
módulos con la temperatura y el bajo valor de la resistencia en paralelo, como
ya se ha explicado en párrafos anteriores. Al calcular las pendientes
observamos que el módulo de silicio policristalino es el que reduce su
eficiencia más rápido mientras que los módulos de CdTe y Silicio amorfo son
los módulos que menor degradación tienen respecto de la temperatura (figura
4.37) y radiación solar (figura 4.38 (c) y (d)).
83
Figura 4.38.Variación de la eficiencia de los módulos estudiados respecto de la
temperatura y la radiación solar. (a) Silicio policristalino, (b) silicio monocristalino, (c)
silicio amorfo y (d) CdTe.
84
4.5 CONCLUSIONES DEL TRABAJO.
Se obtuvo un sistema de diseño original, completamente automatizado
para caracterizar módulos fotovoltaicos en el mismo sitio de instalación
de éstos, se desarrolló la electrónica del sistema y el software necesario
para su aplicación.
Se realizó un estudio de la variación de la temperatura en la superficie
de los módulos y de la variación de la radiación solar a lo largo del día
para los meses de mayo a octubre de 2009 con lo cual se tiene una
estimación de la insolación promedio diaria y de temperatura promedio
para esos meses. Debido a que en estos meses hubo una gran cantidad
de nubes la insolación diaria promedio para estos meses es de
2.5kWh/m2dia y la temperatura promedio en la superficie del módulo
entre las 10 y las 16 horas es de 30.6°C.
Por medio de los datos medidos por el sistema caracterizador se
obtuvieron los coeficientes de temperatura en las condiciones de la
Ciudad de México para cada uno de los parámetros eléctricos de los 4
módulos. Con estos coeficientes se pudo determinar que en un rango
de 25 a 45°C el módulo que menos se ve afectado por la temperatura es
el que esta fabricado con silicio amorfo el cual sólo pierde 6% de su
valor de eficiencia a 25°C, seguido por el módulo de CdTe que pierde
11%, el módulo de silicio monocristalino pierde 13% y finalmente el
módulo de silicio policristalino es el que más se ve afectado por la
temperatura pues pierde 21% de su valor de eficiencia a 25°C.
Respecto de las variaciones de la radiación solar, se ha encontrado que
para los 4 módulos la eficiencia decrece cuando se incrementa la
radiación solar por arriba de 40mW/cm2. A partir de las curvas
obtenidas para la eficiencia se encontró que el módulo de silicio amorfo
es el módulo que tiene una menor variación en la eficiencia, sólo 13%
en el rango de 40 a 80mW/cm2, el módulo de silicio monocristalino y el
de CdTe tienen variaciones de 15% en el mismo rango y por último el
módulo de silicio policristalino tiene pérdidas del orden de 18%.
85
4.6 RECOMENDACIONES
De acuerdo a las conclusiones de esta tesis se sugiere lo siguiente:
1. Utilización del sistema desarrollado en la caracterización de
módulos solares comerciales en diversas localizaciones de la Ciudad
de México y en otras ubicaciones de la República Mexicana.
2. Evaluación de un sistema de enfriamiento de módulos comerciales
para determinar la relación eficiencia/costo en comparación con los
estudiados en la presente tesis, en las condiciones ambientales de
la Ciudad de México.
3. Evaluación de un sistema de seguidor solar para determinar la
relación eficiencia/costo en comparación con los de sistemas fijos,
estudiados en la presente tesis, en las condiciones ambientales de
la Ciudad de México.
4. Los puntos 2 y 3 se están desarrollando en la actualidad, en
nuevos proyectos de investigación en las instalaciones del edificio
de Física Avanzada de la ESFM-IPN.
86
4.3 REFERENCIAS
[1] Y. Nakada et al., Influence of clearness index and air mass on sunlight and
outdoor performance of photovoltaic modules, Curr. Appl. Phys. (2009).
[2] Shingo Nagae, et al., Evaluation of the impact of solar spectrum and
temperature variations on output power of silicon-based photovoltaic modules,
Solar Energy materials & Solar Cells 90 (2006).
[3] Priyanka Singh, S.N. Singh, M.Lal and M. Husain, Temperature
dependence of I-V characteristics and performance parameters of silicon solar
cell, Solar Energy materials & Solar Cells 90 (2008).
[4] Andreas Wagner, Peak-power and internal series resistance measurement
under natural ambient conditions, Proceedings EuroSun (2000).
(5) Priyanka Singh, S.N. Singh, M.Lal, A new method of determination of series
and shunt resistances of silicon solar cells, Solar Energy materials & Solar
Cells 90 (2007).
[6] Cristiana Honsberg and Stuart Bowden, Photovoltaics CDROM,
http://pvcdrom.pveducation.org/ chapter 4.
[7] A. Hunter Fanney, Mark W. Davis and Brian P. Dougherty, Comparison of
Photovoltaic Module Performance Measurements, Journal of Solar. Energy
Engineering (2006).
[8]David L. King, Jay A. Kratochvil and William E. Boyson, Temperature
coefficients por PV modules and arrays, Measurement, Methods, Difficulties
and Results, 26th IEEE PVSC (1997).
[9] G. Friesen, W. Zaaiman, J. Bishop, Temperature Behaviour of Photovoltaic
Parameters. Proceedings of 2nd World Conference on Photovoltaic Solar
Energy Conversión (1998).
[10] Jinlei Ding, Xiaofang Cheng, Tairan Fu, Analysis of series resistance and
P-T characteristics of the solar cell, Vacuum 77 (2005).
87
[11] Takashi Minemoto, Shunichi Fukushige and Hideyuki Takakura,
Difference in the outdoor performance of bulk and thin-film silicon-based
photovoltaic modules, Solar Energy materials & Solar Cells 90 (2008).