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Aug 02, 2023

Mejorar el rendimiento de los paneles solares fotovoltaicos por uno mismo

Informes científicos volumen 12,

Scientific Reports volumen 12, Número de artículo: 21236 (2022) Citar este artículo

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Detalles de métricas

Los paneles solares fotovoltaicos (PV) se ven afectados negativamente por la acumulación de polvo. La variación en la densidad del polvo de un punto a otro aumenta el riesgo de que se formen puntos calientes. Por lo tanto, se utilizó un nanorrecubrimiento de PDMS/SiO2 preparado para reducir el polvo acumulado en la superficie de los paneles fotovoltaicos. Sin embargo, la eficacia de estos recubrimientos está muy influenciada por factores geográficos y climáticos. Se instalaron tres módulos fotovoltaicos idénticos para ejecutar pruebas experimentales comparables simultáneamente. El primer módulo se recubre con el nanorrecubrimiento PDMS/SiO2 preparado, el segundo se recubre con un nanorecubrimiento comercial y el tercer módulo no se recubre y sirve como referencia. El nanorrecubrimiento preparado era hidrofóbico y tenía un efecto de autolimpieza. Los factores de relleno para el panel de referencia (RP), el panel con nanorrevestimiento comercial (CNP) y el panel con nanorrevestimiento preparado (PNP) fueron 0,68, 0,69 y 0,7, respectivamente. Después de 40 días de exposición a la intemperie, las densidades de polvo en las superficies de los paneles RP y PNP fueron de 10 y 4,39 g/m2, respectivamente. Por lo tanto, se encontró que la eficiencia del panel con nanorrevestimiento era superior a la del panel de referencia en un 30,7 %.

La radiación solar se puede dividir en tres bandas de onda principales: Radiación ultravioleta (UV) para longitudes de onda inferiores a 400 nm (fotones con energía superior a 3,1 eV). Radiación visible (VIS) para longitudes de onda entre 400 y 760 nm (energía fotónica entre 1,6 y 3,1 eV). Radiación infrarroja (IR) para longitudes de onda superiores a 760 nm (energía fotónica inferior a 1,6 eV). El infrarrojo cercano (NIR) alcanza hasta 4 m1. Egipto tiene una alta irradiancia solar con una irradiancia global anual superior a 2000 kWh/m22. La orientación óptima de un sistema de conversión solar es hacia el ecuador, dando una orientación hacia el sur en el hemisferio norte (ángulo azimutal = 0); y una orientación al norte en el hemisferio sur (ángulo azimutal = 180). El ángulo de inclinación óptimo se ve afectado por la latitud de la ubicación y el día del año3. En Egipto, el ángulo de inclinación óptimo de los módulos y colectores fotovoltaicos para maximizar la energía solar capturada es βopt = φ ± 15°4. La tecnología solar es actualmente la tercera fuente de energía renovable más utilizada en el mundo después de la energía hidráulica y la energía eólica. Además, la electricidad procedente de combustibles fósiles provoca emisiones de CO2 de entre 400 gy 1000 g CO2/kWh, mientras que las emisiones de CO2 de los paneles solares basados ​​en silicio son insignificantes5. Los parámetros proporcionados por los fabricantes de módulos fotovoltaicos se miden en condiciones de prueba estándar (STC). Tales circunstancias, sin embargo, son poco comunes en el campo. La medición experimental de las características I–V es de gran importancia ya que puede servir como prueba de la calidad y el rendimiento de cada sistema fotovoltaico. La corriente de cortocircuito (Isc) y la tensión de circuito abierto (Voc) son las propiedades clave de las curvas IV y PV. Para cada punto de la curva IV, el producto de la corriente y el voltaje representa la potencia de salida en esa condición de funcionamiento. El factor de llenado (FF) se define como la relación del producto de Pm e Isc Voc, que define la cuadratura de la curva6. La forma más fácil de medir y trazar una curva I-V es usando una carga resistiva. Consiste en una combinación de resistencias de potencia con múltiples valores de resistencia, cambiadas gradualmente de un valor de resistencia pequeño a uno alto durante cortos períodos de tiempo. Cada valor de resistencia se considera un punto de operación en la curva I–V7. La pérdida de radiación debido a la acumulación de polvo reduce la potencia de salida fotovoltaica. La acumulación variable de polvo en cualquier punto de la superficie fotovoltaica da como resultado una distribución diferente de la luz solar que ingresa al conjunto fotovoltaico, lo que aumenta la posibilidad de un punto caliente que dañe los paneles fotovoltaicos8. Una mayor densidad de polvo reduce la corriente de cortocircuito PV, el voltaje de circuito abierto y la potencia de salida. El polvo con una densidad de 10 g/m2 puede reducir la salida fotovoltaica máxima en aproximadamente un 34 %9. La limpieza regular de los módulos fotovoltaicos es esencial para mantener su rendimiento. Hay varias técnicas de limpieza de módulos fotovoltaicos disponibles y se pueden clasificar como manuales, automáticas o de autolimpieza. El principal problema de la limpieza manual es el alto consumo de agua y electricidad. El proceso automatizado también requiere energía y el costo inicial es muy alto. Por lo tanto, los métodos de autolimpieza, como los recubrimientos hidrofóbicos, son buenas opciones para el mantenimiento de los módulos fotovoltaicos. El proceso de recubrimiento no requiere electricidad para funcionar y no daña los paneles durante la limpieza. Este proceso es más fiable y económico10. Está bien establecido que el uso de nanorellenos como nanosílice, dióxido de titanio, óxido de zinc, etc. puede crear recubrimientos hidrofóbicos para aplicaciones industriales a gran escala. Por definición, los nanorrevestimientos hidrofóbicos contienen al menos un componente de tamaño nanométrico que juega un papel central en las propiedades del revestimiento, o en la morfología del revestimiento hidrofóbico a nanoescala11. El uso de un nanomaterial comercial hidrofóbico de revestimiento de SiO2 mejoró el rendimiento general de los módulos solares fotovoltaicos. La potencia de salida, que indica la eficiencia general del sistema fotovoltaico, se incrementó en un 15 % en comparación con los módulos polvorientos y en un 5 % en comparación con los módulos sin recubrimiento que se limpiaron manualmente todos los días. La eficiencia general de los módulos fotovoltaicos solares se incrementó debido a su capacidad para eliminar el polvo sin utilizar ninguna fuente de energía12. Se instalaron dos módulos fotovoltaicos para ejecutar pruebas experimentales comparables al mismo tiempo. El primer módulo está recubierto con nanopartículas de SiO2, mientras que el segundo no está recubierto y sirve como control. Se usó un micropaño para recubrir el vidrio limpio con la solución de nanopartículas preparada. El ángulo de contacto es de aproximadamente 106,02°. Según la definición de Wenzel-Baxter, este ángulo se considera hidrofóbico. La eficiencia eléctrica media del módulo revestido es de aproximadamente un 13,79 %, mientras que la del módulo sin revestir es de aproximadamente un 13,29 %. Se descubrió y concluyó que los paneles revestidos generan un 13 % más de potencia de salida incluso cuando la superficie no se limpia con regularidad13.

La principal contribución de este trabajo es mejorar el rendimiento de los paneles solares fotovoltaicos mediante la reducción de la acumulación de polvo en las superficies de los paneles con el tiempo, lo que reduce el costo, el esfuerzo y el consumo de agua durante la limpieza, utilizando nanorrevestimientos hidrofóbicos PDMS/SiO2. Supervise el rendimiento después del nanorrecubrimiento en condiciones exteriores adversas, representadas por la alta temperatura y el contenido de polvo durante la cosecha y la temporada de verano en un entorno agrícola. Aplicar nanorrecubrimiento al panel solar mediante rociado con un compresor, que es el método que se puede utilizar comercialmente en una gran área de los paneles, a diferencia de estudios previos que aplicaron nanorecubrimiento con un trozo de tela o por inmersión13. Haciendo una comparación entre el nanorecubrimiento preparado, el nanorecubrimiento comercial y el panel sin recubrimiento de referencia, que mostró las buenas propiedades y la alta eficiencia del nanorecubrimiento preparado.

El nanorrecubrimiento de óxido de metal se preparó en el Instituto de Investigación del Petróleo de Egipto, Nasr City, El Cairo, Egipto. Los experimentos al aire libre se llevaron a cabo en Itay al Barud, Gobernación de Beheira, Egipto, ubicado en la latitud 30.529264° N, longitud 30.4213071° E, y 6 m sobre el nivel del mar. Los análisis de las características del nanorrecubrimiento (químicos y físicos) se llevaron a cabo en el Centro Nacional de Investigación, el Instituto de Investigación del Petróleo de Egipto y la Facultad de Ciencias, la unidad de microscopio electrónico de la Universidad de Alejandría.

El sistema fotovoltaico consta de tres componentes principales; Paneles fotovoltaicos, controlador de carga, 12v 9A.h. batería, bomba de CC y otros componentes eléctricos (como cables y MC4).

Se utilizaron tres paneles para generar energía para operar el sistema de bombeo. Cada panel tiene una potencia nominal de 100 W como se muestra en la Fig. 1 y la hoja de datos en la Tabla 1.

Los paneles fotovoltaicos.

El controlador de carga solar se utiliza para cargar la batería mediante la regulación y el control de la salida de los paneles solares; También protege la batería de sobrecargas o descargas excesivas. Un controlador de carga solar PWM 12v, 10 A se muestra en la Fig. 2 y su hoja de datos en la Tabla 2.

Diagrama de bloques del sistema fotovoltaico:

Las baterías se utilizan comúnmente en los sistemas fotovoltaicos para almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos durante el día y suministrar cargas eléctricas cuando sea necesario (por la noche o en días nublados). Además, también se necesitan baterías para operar el controlador de carga solar y el inversor fuera de la red. La batería Ultracell UXL9-12 se muestra en la Fig. 2 y su hoja de datos en la Tabla 3.

12 V CC, 72 W La bomba de agua de diafragma de alta presión autocebante que se muestra en la Fig. 2 se utilizó como carga de CC para paneles fotovoltaicos, y la hoja de datos de la bomba se ilustra en la Tabla 4.

El diagrama de bloques del sistema fotovoltaico y las conexiones de sus componentes se ilustran en la Fig. 2.

Se utilizó el medidor de radiación solar ISM 400 para medir la irradiancia en W/m2 (Fig. 3a). El multímetro digital se utilizó para medir voltaje (V), corriente (A) y resistencia (Ω) (Fig. 3b). La pinza amperimétrica digital se utilizó para medir la corriente en un conductor sin hacer contacto físico con él (Fig. 3c). Se utilizó el termómetro infrarrojo digital (DT8011T) para medir la temperatura de la superficie del panel fotovoltaico (Fig. 3d).

Dispositivos de medición.

Los experimentos de preparación de nanorrevestimientos se realizaron durante el período de abril de 2021 a mayo de 2022, y los experimentos al aire libre durante el período de mayo de 2022 a julio de 2022. Las mediciones se realizaron durante el día de 8 am a 4 pm cada hora. Las mediciones incluyeron la radiación solar, la temperatura de la superficie del panel fotovoltaico, la salida del panel fotovoltaico (corriente CC, voltaje CC), la descarga de la bomba, la presión, la densidad de acumulación de polvo g/m2 y las características IV. Las características del nanorrecubrimiento, los análisis químicos y físicos (ángulo de contacto, transmisión de luz, tamaño de las moléculas de medición, porcentaje de componentes del nanorrecubrimiento, fotografía atómica) se realizaron en la unidad de microscopio atómico del Centro Nacional de Investigación del Instituto de Investigación del Petróleo de Egipto y Facultad de Ciencias, Universidad de Alejandría.

El precursor de polidimetilsiloxano (PDMS) Parte A (base de elastómero Sylgard184, 3 g). Se ha mezclado con tolueno y etanol anhidro. Luego, agregue 20 ml de silicato de sodio al 5 % (p/v) mezclado con PDMS, 80 ml de etanol absoluto y 2 ml de hidróxido de amonio NH4OH, luego revuelva con un agitador magnético a 30–35 °C durante 2 h. Después de eso, deje la muestra durante 24 h. El producto sólido de color blanco pálido obtenido se centrifugó a 4000 rpm durante 10 min después de un lavado minucioso con agua bidestilada para eliminar todos los iones, y luego se centrifugó a 4000 rpm durante 10 min y se secó a 70 °C durante 2 h.

Las muestras se prepararon mediante los siguientes procedimientos: los nanocompuestos de PDMS/SiO2 se mezclaron con etanol, isopropanol y su agente de curado (la relación en peso de los nanocompuestos de PDMS/SiO2 con respecto al agente de curado fue de 10:1 para las muestras). Luego, la mezcla se disolvió homogéneamente con la ayuda de una lavadora ultrasónica (29 kHz, 150 W) durante aproximadamente 30 min. Luego, el nanorrecubrimiento preparado se aplicó sobre el panel fotovoltaico mediante recubrimiento por pulverización.

La intensidad de la radiación solar (irradiancia W/m2) se midió cada hora con un medidor digital de radiación solar. El medidor de irradiancia se inclinó en un ángulo igual al de los paneles solares (15°) como se muestra en la Fig. 3a.

La potencia eléctrica de salida se calculó a partir de la ley de Watts según la Ec. (1)14.

donde, V es el voltaje del panel fotovoltaico (V) e I es la corriente del panel fotovoltaico (amperios).

La eficiencia de los paneles fotovoltaicos (ηpv) se calculó como una relación entre la potencia de salida de los paneles fotovoltaicos y la potencia solar de entrada (ecuación 2).

donde A es la superficie del panel fotovoltaico (m2) y G es la intensidad de la radiación solar (W/m2).

FF está determinada por el cociente de la potencia pico (Pmp), y la potencia máxima teórica obtenida del producto de la tensión de circuito abierto Voc y la corriente de cortocircuito Isc, se calcula a partir de la Ec. (3)15.

donde, FF es el factor de llenado.

Se pueden obtener muchos parámetros y valores de estas curvas como Voc, Isc, Vmp, Imp, Pmp y FF. Las características del panel fotovoltaico se pueden cambiar variando la resistencia de carga (Fig. 4) que está conectada al panel fotovoltaico16. Al aumentar la resistencia de carga, los valores de voltaje y corriente de salida del módulo cambiaron de 0 V a Voc y de Isc a 0, respectivamente7. La curva I–V se puede obtener graficando el voltaje y la corriente, y la curva P–V se puede obtener graficando el voltaje y la potencia calculada. Como resistencia variable se utilizó una combinación de resistencias de potencia con diferentes valores de resistencia de 0,10 a 24 Ω con un aumento de 0,5 Ω en cada medición (Fig. 4).

La carga de resistencia variable y la resistencia de potencia de 10 W.

La morfología de la superficie del nanorrecubrimiento se observó con un microscopio electrónico de barrido Quanta FEG250. Las imágenes representativas de la muestra con un aumento bajo (8000×) y alto (30,000×) se muestran en la Fig. 5. Las imágenes SEM muestran la rugosidad de la superficie del nanorrevestimiento, que es un factor importante para la hidrofobicidad y, por lo tanto, el ángulo de contacto. El nanorecubrimiento ha aumentado la rugosidad de la superficie a escala nano y micro, y esto aumenta la hidrofobicidad y el ángulo de contacto según los modelos de Wenzel y Cassie17.

Imágenes SEM de nanorrecubrimiento PDMS/SiO2.

La Figura 6 muestra el espectro EDX para nanorecubrimiento. La presencia de Si y O, que sugiere la dispersión adecuada de las nanopartículas de sílice en todo el recubrimiento18, está innegablemente respaldada por los datos de EDX, y la presencia de C, junto con O, explica los productos químicos de funcionalización utilizados. El porcentaje en peso de O, Si y C fue 41,99, 40,66 y 17,35%, respectivamente.

Espectroscopía de dispersión de energía (EDS) para nanorrevestimientos.

La microscopía electrónica de transmisión (TEM) es una técnica fundamental para determinar la estructura, el tamaño y el patrón de distribución de las NP19. Las nanopartículas de óxido metálico están bien dispersas en el polímero PDMS. El tamaño promedio de las nanopartículas fue de 11 nm, como se muestra en la (Fig. 7). A través de la cadena hidrofóbica de PDMS, las nanopartículas de PDMS-SiO2 se entrecruzan entre sí, lo que conduce a la formación de grupos de diferentes tamaños y luego a la micronanoestructura. como se muestra en la Fig. 7. El tamaño promedio del grupo fue de 80 nm. Todas las ampliaciones de las imágenes TEM fueron de 100 nm.

Imágenes TEM del nano revestimiento PDMS-SiO2.

La curva de espectroscopia Uv-Vis ilustra que el nanorrecubrimiento tenía una alta transmitancia en el rango de luz visible (Fig. 8). La transmitancia promedio del nanorrecubrimiento preparado fue del 91 % en el rango de luz visible (400–800 nm) y el nanorecubrimiento fue resistente a la radiación UV (200–390 nm).

La espectroscopia UV-Vis del nanorrecubrimiento PDMS/SiO2.

La espectroscopia infrarroja por transformada de Fourier (FTIR) es una técnica para identificar grupos funcionales distintivos a partir de bandas espectrales, lo que nos permite determinar la conjugación entre el nanomaterial y la biomolécula adsorbida20. El análisis se determina midiendo la absorbancia de una muestra a un espectro infrarrojo incidente entre 400 y 4000 cm−1 (Fig. 9). Las principales bandas espectrales y los grupos funcionales característicos de las bandas espectrales se muestran en la Tabla 5.

Espectroscopia infrarroja por transformada de Fourier para nanorrevestimiento de PDMS/SiO2.

El ángulo de contacto, que varía de 0° a 180°, se puede utilizar para identificar cualitativamente si una superficie es hidrófila o hidrófoba. El ángulo de contacto es una medida de las magnitudes relativas de las fuerzas adhesivas (líquido a sólido) y cohesivas (líquido a líquido) que actúan sobre un líquido. La medición del ángulo de contacto es probablemente el método más utilizado para determinar la tensión superficial sólida. Los tres métodos más utilizados para medir ángulos de contacto son los métodos de gota sésil, burbuja cautiva y placa de Wilhelm. En el experimento de gotas sésiles usadas, se administra una gota de un líquido completamente purificado a una superficie sólida usando una jeringa o una micropipeta. Normalmente se utiliza un goniómetro colocado en el ocular de un microscopio de bajo aumento para ver la gota y calcular el ángulo de contacto resultante21. El ángulo de contacto se midió mediante la manipulación de formas de gotas de agua en las muestras usando el modelo de ángulo de contacto OCA 15EC producido por la empresa Data Physics Instrument Gmbh. El ángulo de contacto con el agua para el nanorrevestimiento preparado fue de 123 grados, lo que significa que el nanorrevestimiento de PDMS/SiO2 es hidrofóbico (Fig. 10).

Ángulo de contacto con el agua del nanorrecubrimiento PDMS/SiO2 sobre sustrato de vidrio.

Las curvas IV para un panel de referencia limpio (RP), un panel con nanorrevestimiento comercial (CNP) y un panel con nanorrevestimiento preparado (PNP) se muestran en la Fig. 11 y los puntos importantes en la Tabla 6. La corriente de cortocircuito Isc fue 5,69, 5,7 y 5,82 A, respectivamente, y la tensión de circuito abierto Voc fue de 20,3, 20,5 y 20,7 V, respectivamente, con una radiación solar de 960 ± 7 W/m2 y una superficie de panel fotovoltaico de 0,6 m2. Las características y la eficiencia del panel nanorrevestido preparado fueron superiores a las de los paneles nanorrevestidos comerciales y de referencia. Esto se debe a la rugosidad y las formas piramidales a escala nano-micro que se encuentran ampliamente distribuidas en la superficie del nanorrevestimiento, lo que reduce la reflectividad de la luz en la superficie de los paneles22.

La curva I-V para RP, CNP y PNP.

La potencia máxima Pmax para el panel de referencia limpio (RP), el panel con nanorrevestimiento comercial (CNP) y el panel con nanorrevestimiento preparado (PNP) fue de 78,5, 81,4 y 84,4 W, respectivamente, como se muestra en la Fig. 12.

Las curvas P–V para RP, CNP y PNP.

Los factores de llenado para el panel de referencia limpio (RP), el panel con nanorrevestimiento comercial (CNP) y el panel con nanorrevestimiento preparado (PNP) fueron 0,68, 0,69 y 0,7, respectivamente. Los parámetros principales se ilustran en la Tabla 7. Debido a que el panel con nanorrevestimiento produce los Imp y Vmp más altos, es el panel con el factor de relleno más alto. Esto indica la alta eficiencia en comparación con otros paneles23.

La potencia del panel de referencia (RP) y el panel preparado con nanorrevestimiento (PNP) se degrada con el tiempo (40 días) debido a un aumento en la densidad de acumulación de polvo en la superficie de los paneles. El polvo actúa como una barrera entre la luz solar y las células fotovoltaicas, atrapando una gran parte de la luz solar y deteriorando así la capacidad de los paneles solares. La diferencia de potencia entre RP y PNP aumenta con el tiempo debido a la diferencia en la densidad de acumulación de polvo en cada panel. La potencia promedio de RP y PNP fue de 65,2 y 69,4 watts el primer día, 58,6 y 65,1 después de 10 días, 51,9 y 62,6 después de 20 días, 45,8 y 58,5 después de 30 días y 37,9 y 54,8 después de 40 días, respectivamente, como se muestra en la figura. (Figura 13). El porcentaje de degradación de energía dentro de los cuarenta días para RP y PNP alcanzó 42% y 21%, respectivamente.

La degradación en el poder RP y PNP dentro de los 40 días.

La degradación en la potencia RP y PNP conduce a la degradación en la descarga de las bombas que están conectadas a los paneles fotovoltaicos. La diferencia de descarga entre las bombas conectadas a RP y PNP aumenta debido a la diferencia creciente en la potencia de salida de cada panel con el tiempo. El caudal medio de las bombas RP y PNP fue de 223,6 y 236,6 L/h el primer día, 206,2 y 228,6 a los 10 días, 187,1 y 225,6 a los 20 días, 167,2 y 213,5 a los 30 días y 137,4 y 197,7 L/h a los 40 días. días, respectivamente, como se muestra en la Fig. 14. El porcentaje de degradación de la descarga de las bombas en cuarenta días para RP y PNP alcanzó el 39 % y el 16 %, respectivamente.

La degradación de la descarga de las bombas RP y PNP dentro de los 40 días.

La acumulación continua de polvo y suciedad en la superficie del panel fotovoltaico a lo largo del tiempo y la falta de homogeneidad de la densidad del polvo provocan un sombreado parcial en las células fotovoltaicas, lo que provoca una diferencia en la productividad de las células solares en comparación con otras. Las celdas de bajo rendimiento funcionan como una carga o resistencia para las celdas de alto rendimiento. La temperatura de los paneles aumenta debido a la alta resistencia interna. Las temperaturas promedio de RP y PNP fueron 41.6 y 41.0 co el primer día, 42.3 y 41.4 co después de 10 días, 43.0 y 42.0 co después de 20 días, 44.2 y 43.1 co después de 30 días, y 45.7 y 44.5 co después de 40 días, respectivamente, como se muestra en la Fig. 15. El porcentaje de aumento de la temperatura dentro de los cuarenta días para RP y PNP alcanzó el 9,85% y el 8,5%, respectivamente. Estudios previos encontraron una disminución en la eficiencia de 0,5%/1 °C24. La diferencia de temperatura entre los paneles RP y PNP aumentó con el tiempo de acuerdo con la densidad del polvo, donde llegó a 1,2 °C, lo que degradó la eficiencia del panel RP en un 0,6 %.

La temperatura RP y PNP dentro de los 40 días.

La eficiencia de los paneles solares disminuye gradualmente con el tiempo debido a la mayor densidad de acumulación de polvo en la superficie de esos paneles. Se produce una gran diferencia entre la eficiencia de RP y PNP con el tiempo debido a la diferencia en la densidad del polvo en cada panel. La densidad de polvo promedio de RP y PNP fue de 0,00, 0,00 g/m2 el primer día, 2,80, 1,50 después de 10 días, 4,76, 2,10 después de 20 días, 7,76, 3,50 después de 30 días y 10,00, 4,30 g/m2 después de 40 días. , respectivamente. Esto se debe a la propiedad de autolimpieza del nanorrecubrimiento, que reduce la cantidad de polvo acumulado en la superficie del PNP. La eficiencia promedio de RP y PNP fue 13,99%, 14,85% el primer día, 12,40%, 13,79% a los 10 días, 11,30%, 13,38% a los 20 días, 9,59%, 12,41% a los 30 días y 8,32%, 12,01% después de 40 días, respectivamente, como se muestra en la Fig. 16.

La densidad del polvo (g/m2) y la eficiencia de los paneles (%) dentro de los 40 días.

Después de 40 días de exposición a la intemperie y al polvo, se roció un volumen de 4 L de agua sobre la superficie de cada panel en 2 min, a través de orificios de 0,5 mm de diámetro, para probar la propiedad de autolimpieza. La densidad de polvo en RP y PNP antes de rociar con agua fue de 10 y 4,30 g/m2, mientras que la densidad de polvo después de rociar con agua fue de 4,80 y 1,12 g/m2 respectivamente. Como resultado de la hidrofobicidad y, en consecuencia, de la baja energía superficial del nanorrevestimiento25, las gotas de agua eliminaron el polvo en un 74 % en el panel con nanorrevestimiento (PNP), en comparación con el 52 % del panel de referencia sin revestimiento (RP). RP y PNP tenían potencias promedio de 50.03 y 65.93 W, respectivamente (Fig. 17).

La potencia RP y PNP después de la autolimpieza con agua.

La eficiencia promedio fue de 11,13% y 14,5%, respectivamente. La descarga de bomba promedio por hora fue de 181.2 y 229.0 L/h, respectivamente (Fig. 18). Las temperaturas del panel fueron de 43,1 y 41,2 °C, respectivamente. El valor del factor de relleno representa la cuadratura de la curva y da una idea de la calidad del panel fotovoltaico. Los valores normales oscilan entre 0,7 y 0,8. Para RP y PNP, los factores de llenado fueron 0,63 y 0,69, respectivamente (Cuadro 8). El PNP tiene mayor potencia de salida, mayor eficiencia y la menor temperatura y densidad de acumulación de polvo. Debido a las propiedades hidrofóbicas y de autolimpieza del panel con nanorrevestimiento, las gotas de agua se deslizaron y eliminaron una gran cantidad de polvo de la superficie del panel.

El RP y el PNP se descargan después de la autolimpieza con agua.

Este estudio se realizó para mejorar el rendimiento de los paneles solares fotovoltaicos mediante la reducción de la acumulación de polvo en las superficies de los paneles a lo largo del tiempo, lo que reduce el costo, el esfuerzo y el consumo de agua durante la limpieza, utilizando nanorrevestimiento hidrofóbico PDMS/SiO2. En base a los resultados de este estudio, se obtuvieron las siguientes conclusiones:

El rendimiento de los paneles fotovoltaicos se mejoró con el nanorrecubrimiento hidrofóbico. El nanorecubrimiento tiene una buena transmitancia en el rango de luz visible (400–800 nm). Como resultado de la hidrofobicidad y, en consecuencia, de la propiedad de autolimpieza del nanorrecubrimiento, la densidad de polvo acumulada en el PNP después de 40 días de exposición a la intemperie disminuyó un 57 % en comparación con el panel de referencia sin recubrimiento. Además, el polvo fue removido por gotas de agua en un 74% del PNP en comparación con el 52% del RP. La eficiencia del panel con nanorrevestimiento fue superior a la del panel de referencia en un 30,7 %. Se encuentra y concluye que el panel nanorecubierto tiene mayor potencia de salida y eficiencia en comparación con el panel de referencia y los estudios previos13 debido al nanorrecubrimiento hidrofóbico PDMS/SiO2.

Los conjuntos de datos utilizados y/o analizados durante el estudio actual están disponibles del autor correspondiente a pedido razonable.

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Descargar referencias

Financiamiento de acceso abierto proporcionado por The Science, Technology & Innovation Funding Authority (STDF) en cooperación con The Egyptian Knowledge Bank (EKB).

Facultad de Ingeniería Agrícola, Universidad Al-Azhar, El Cairo, Egipto

Samier Ahmed Tayel

Facultad de Ingeniería Agrícola, Universidad Al-Azhar, Assiut, Egipto

Ashour Eid Abu El-Maaty y Youssef Fayez Elsaadawi

Instituto Egipcio de Investigación del Petróleo, El Cairo, Egipto

Eman Mohamed Mostafa

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EMM ayudó en la preparación química para el nanorrecubrimiento. YFE hizo los experimentos al aire libre y escribió este manuscrito. SAMT y AEAEMH ayudaron en la redacción de manuscritos y el examen científico. Todos los autores leyeron y aprobaron el manuscrito final.

Correspondencia a Youssef Fayez Elsaadawi.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Reimpresiones y permisos

Tayel, SA, Abu El-Maaty, AE, Mostafa, EM et al. Mejore el rendimiento de los paneles solares fotovoltaicos mediante un nanorrecubrimiento hidrofóbico y autolimpiante. Informe científico 12, 21236 (2022). https://doi.org/10.1038/s41598-022-25667-4

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Recibido: 26 Agosto 2022

Aceptado: 02 diciembre 2022

Publicado: 08 diciembre 2022

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-022-25667-4

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