Recycling Solar PV Modules Literature Review/Recycling to Recover Si Cell/es

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E. Klugmann-Radziemska y P. Ostrowski, "Tratamiento químico de células solares de silicio cristalino como método para recuperar silicio puro de módulos fotovoltaicos", Renewable Energy , vol. 35, n.º 8, págs. 1751–1759, agosto de 2010, doi: 10.1016/j.renene.2009.11.031.

Resumen: La tecnología fotovoltaica se utiliza en todo el mundo para proporcionar electricidad fiable y rentable para aplicaciones industriales, comerciales, residenciales y comunitarias. Se estima que la vida útil media de los módulos fotovoltaicos supera los 25 años. La eliminación de los sistemas fotovoltaicos se convertirá en un problema debido al continuo aumento de la producción de módulos fotovoltaicos. Estos pueden reciclarse a un coste similar al de su eliminación. Los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino se componen, en orden de masa, de los siguientes elementos: vidrio, marco de aluminio, capa hermética transparente de copolímero de EVA, células fotovoltaicas, caja de instalación, lámina protectora Tedlar® y tornillos de montaje. Desde un punto de vista económico, teniendo en cuenta el precio y el nivel de suministro, el silicio puro, que puede reciclarse de las células fotovoltaicas, es el material de construcción más valioso. La recuperación de silicio puro de módulos fotovoltaicos dañados o al final de su vida útil puede generar beneficios económicos y medioambientales. Debido al alto requisito de calidad para el silicio recuperado, el procesamiento químico es la etapa más importante del proceso de reciclaje. Las condiciones del tratamiento químico deben ajustarse con precisión para lograr el nivel de pureza requerido del silicio recuperado. Para los sistemas fotovoltaicos basados ​​en silicio cristalino, se llevó a cabo una serie de procesos de grabado: grabado de conectores eléctricos, recubrimiento antirreflectante y unión np. La composición química de las soluciones de grabado se ajustó individualmente para los diferentes tipos de celdas de silicio. Se realizaron esfuerzos para formular una composición universal para la solución de grabado. La tarea principal en este punto fue optimizar la temperatura, el tiempo y la concentración de álcali de grabado de manera que solo se eliminara la cantidad de silicio necesaria.

• Los módulos de reclamaciones se pueden reciclar al mismo coste que su eliminación.
• Materiales utilizados: vidrio, marco de aluminio, EVA, célula fotovoltaica, caja de instalación (?), lámina posterior de Tedlar, tornillos de montaje
• La separación térmica es la mejor opción desde el punto de vista económico y ecológico.
• AR y np se disuelven con soluciones ácidas o básicas: HF, H2SiF6, HNO3, CH3COOH; las proporciones de las soluciones se describen en la sección 3.
• Los recubrimientos antirreflectantes suelen ser Ta2O5, TiO2, SiO, SiO2, Si3N4, Al2O3, ITO (creo que este es el más común), MgF2
• Explica cómo funciona la realidad aumentada.
• Debe saber qué tan gruesas son las diferentes capas.
• La agitación durante el grabado ayuda a conseguir una disolución uniforme.
• Se recuperó plata de la solución restante mediante electrólisis.
• Una solución de baja concentración entre 60 y 80 °C pareció óptima para la recuperación de Al.
• La mezcla HF/CH3COOH/HNO3 (1:2:5) funciona bien para capas AR y np.
• El grabado eliminó aproximadamente 20 µm en cada T.

T. Doi, I. Tsuda, H. Unagida, A. Murata, K. Sakuta y K. Kurokawa, "Estudio experimental sobre el reciclaje de módulos fotovoltaicos con el método de disolvente orgánico", Solar Energy Materials and Solar Cells , vol. 67, n.º 1, págs. 397–403, marzo de 2001, doi: 10.1016/S0927-0248(00)00308-1.

Resumen: Proponemos un método con disolventes orgánicos para recuperar celdas de silicio de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino convencionales. Mediante pruebas de disolución de EVA con diversos disolventes orgánicos, se observó que el tricloroetileno podía disolver la muestra de EVA reticulada a 80 °C. Al aplicar este método a un módulo de una sola celda (125 × 125 mm), se comprobó que la presión mecánica es importante para suprimir la hinchazón del EVA. Tras sumergir el módulo en tricloroetileno a 80 °C durante 10 días, se logró recuperar la celda de silicio sin daños.

• Es bueno tener que producir solo módulos, no celdas, reutilizando celdas.
• El EVA es muy resistente a la humedad, de bajo costo, su punto de fusión sin reticular es de 76 °C, y se reticula al 70 % cuando se calienta a 150 °C durante 10 minutos (que es lo que ha ocurrido en el proceso de laminación).
• El EVA se degrada por la exposición a los rayos UV y el estrés térmico en los cables de interconexión.
• Vidrio templado, EVA, película de plástico fluorado
• Los metales de los electrodos se difunden en el Si a alta temperatura.
• La hinchazón del EVA provoca que las células se agrieten.
• El tricloroetileno puede disolver el EVA a 80 °C durante 10 días.
• Estrés mecánico utilizado para mitigar la hinchazón del EVA
• Mecanismo: El EVA se vuelve fluido al calentarse, el EVA no reticulado se disuelve y fluye hacia afuera, el EVA reticulado se hincha (se produce una fuerza perpendicular a las células, lo que provoca grietas).
• También probaron el o-diclorobenceno a 120 °C durante una semana, con y sin presión, sin que se produjera craqueo. ¿Es volátil el o-DCB?

S. Kang, S. Yoo, J. Lee, B. Boo y H. Ryu, "Investigaciones experimentales para el reciclaje de silicio y vidrio de módulos fotovoltaicos de desecho", Renewable Energy , vol. 47, pp. 152–159, noviembre de 2012, doi: 10.1016/j.renene.2012.04.030.

Resumen: Este artículo describe un nuevo procedimiento para la recuperación de recursos a partir de módulos fotovoltaicos de desecho. El vidrio templado se recuperó utilizando disolventes orgánicos. Las impurezas metálicas se eliminaron aplicando una solución de grabado químico sobre la superficie de la célula fotovoltaica. Ofrecemos un método mucho más eficiente para el reciclaje de células fotovoltaicas que el método convencional. El mayor rendimiento de silicio recuperado fue del 86% cuando la célula fotovoltaica se sumergió en la solución de grabado químico durante 20 minutos, junto con el surfactante, que representaba el 20% del peso total de la solución a temperatura ambiente. Esta investigación demostró que se puede obtener un alto rendimiento de silicio puro con una pureza del 99,999%. El silicio puro recuperado de los módulos fotovoltaicos de desecho contribuiría a la solución de diversos problemas, como el suministro de silicio, los costes de fabricación y la gestión del final de la vida útil de los módulos fotovoltaicos.

• La mayoría de los módulos EOL están enterrados.
• Laminación a 150 °C durante 20 minutos al vacío.
• En 2012 se recuperó el 60% del silicio en los procesos de reciclaje.
• El ácido nítrico y la descomposición térmica son las principales vías; todo el módulo debe introducirse en el horno.
• Su único éxito fue con THF, pero aún así tuvieron que descomponer térmicamente el EVA, creo que esto es tóxico...
• Luego grabaron una celda de silicio agrietada, que no es realmente lo que busco, queremos una sin grietas.
• Lograron recuperar el 86% del Si

J.-K. Lee et al. , "Rendimiento fotovoltaico de obleas de c-Si recuperadas de células solares al final de su vida útil utilizando diversas proporciones de mezcla de HF y HNO3", Solar Energy Materials and Solar Cells , vol. 160, pp. 301–306, febrero de 2017, doi: 10.1016/j.solmat.2016.10.034.

Resumen: Este estudio presenta la refabricación de una celda solar de silicio cristalino (c-Si) utilizando una oblea de Si recuperada de una celda solar de un módulo al final de su vida útil (EoL), y una evaluación de su rendimiento. Se utilizó una celda solar comercial de 6 pulgadas en el proceso de grabado mediante un proceso químico húmedo para investigar la proporción de mezcla óptima de una mezcla de HNO3 y HF. El nitruro de silicio (SiNx) y el contacto posterior de aluminio (Al) en ambos lados de la celda solar no se eliminaron por completo con una alta proporción de HNO3 acuoso, y la precipitación de partículas de Ag en la superficie de la oblea de Si se depositó con una alta proporción de HF acuoso en una solución de ácido mixto. La condición de grabado óptima para la recuperación de la oblea de c-Si se aplicó al módulo EoL, que consistía en celdas solares de 4 pulgadas. El rendimiento fotovoltaico (PV) de la celda solar de 4 pulgadas refabricada se midió mediante el procesamiento convencional de celdas solares, que muestra los mejores resultados reportados hasta el momento. La mayor concentración de boro (B) y reflectancia de la célula solar refabricada redujo su eficiencia en un 0,6 % en comparación con la célula solar comercial de 6 pulgadas. Sin embargo, presenta un potencial suficiente para su uso en la industria fotovoltaica.

• Se sumergió en HNO3 y HF durante 6 minutos, variando las proporciones, la reacción alcanzó los 100 °C y se produjo burbujeo/agitación, se enjuagó con agua desionizada.
• Para recuperar las celdas de silicio intactas, utilizaron la patente de Lee et al.
• No hay suficiente HF para eliminar el recubrimiento antirreflectante y el electrodo de Al, por lo que el N y el Al permanecen en la oblea; la Ag sí se eliminó con HNO3.
• El grosor de la oblea afecta su rendimiento, pero la eficiencia no se ve afectada más allá de los 200 µm.
• QE es la relación entre los portadores de la célula y los fotones con una energía específica que inciden en la célula; la recombinación disminuye esta relación.
• Factores EQE en reflexión y transmisión
• La textura de pirámide grande proporciona una menor reflectividad.
• La celda de silicio recuperada refleja más debido a la lixiviación ácida, lo que no es ideal para longitudes de onda bajas.
• La venta recuperada tiene mayor recombinación superficial y recolección de portadores en la región del emisor, por lo que la IQE es menor.
• El voltaje de circuito abierto está directamente relacionado con la vida útil de los portadores minoritarios.
• Una alta concentración de boro implica una menor vida útil de los portadores minoritarios... causada por la pequeña textura piramidal en la célula recuperada.

MF Azeumo, C. Germana, NM Ippolito, M. Franco, P. Luigi y S. Settimio, "Reciclaje de módulos fotovoltaicos, un proceso de recuperación físico y químico", Solar Energy Materials and Solar Cells , vol. 193, pp. 314–319, mayo de 2019, doi: 10.1016/j.solmat.2019.01.035. Resumen: Los módulos fotovoltaicos al final de su vida útil pueden ser residuos peligrosos si contienen materiales peligrosos. El principal problema que surge de este tipo de residuos es la presencia de sustancias ambientalmente tóxicas y la baja biodegradabilidad de los residuos, que ocupan grandes volúmenes cuando se depositan en vertederos. Por estas razones, los módulos fotovoltaicos deben ser tratados antes de su depósito en vertederos según lo exige la legislación. El objeto de este artículo son los módulos fotovoltaicos de silicio policristalino. Estos fueron tratados con un proceso físico y uno químico. El proceso físico se centró en la recuperación de vidrio, metales y la película de fluoruro de polivinilo. Los módulos se trituraron inicialmente con un molino de cuchillas y luego se procesaron con separación por medio denso, molienda y tamizado. Se recuperó el vidrio (76%) y el 100% de los metales, respectivamente, con una pureza de aproximadamente el 100% y el 67%. Finalmente, se propuso un diagrama de flujo del proceso físico. El proceso químico se centró en identificar las mejores condiciones que permiten la disolución del EVA (etileno vinil acetato), es decir, el polímero que une las tres capas que componen el módulo: el vidrio, el silicio policristalino y el soporte de fluoruro de polivinilo. Los factores experimentales investigados fueron: tipo de disolvente, pretratamiento térmico, tiempo de tratamiento, temperatura y ultrasonido. Las mejores condiciones para disolver completamente el EVA en menos de 60 min fueron el uso de tolueno como disolvente a 60 °C combinado con el uso de ultrasonido a 200 W, mientras que el pretratamiento a 200 °C resultó ineficaz.

• La extracción de materia prima aumentará en algún momento.
• Han hablado de almacenar los módulos de residuos en cemento.
• La pirólisis es realmente perjudicial para el medio ambiente debido a las emisiones y al alto consumo de energía.
• Utilizaron una sierra circular para cortar los paneles una vez desmontados los marcos, y luego una sierra para rocas para obtener muestras más pequeñas.
• Se molieron las muestras, luego se mezclaron en una solución de agua, cloruro de sodio y politungstato de sodio, luego se recogieron los sedimentos y se tamizaron.
• Se probaron las muestras en agua, tolueno (99,8% de pureza), xileno, 2,4-trimetilpentano, n-heptano y N,N-dimetilformamida con un pretratamiento a 200 °C, al punto de ebullición del disolvente durante 120 minutos con baño ultrasónico. Esto permitió determinar el mejor disolvente para luego probar diferentes pretratamientos, tiempos de mantenimiento, temperaturas y con o sin ultrasonido.
• Grado de desprendimiento calculado mediante peso (excluyendo la lámina posterior de fluoruro de polivinilo)
• A 60 °C con ultrasonido se obtuvo un grado de desprendimiento similar al de 100 °C sin ultrasonido, en ocasiones durante más de 50 minutos. ¿Cuál requiere menos energía? Decidieron que 60 °C con ultrasonido era mejor.
• Concluyen que la concentración del disolvente tuvo un mayor impacto que el baño ultrasónico.

F. Pagnanelli et al. , "Tratamiento con solventes versus tratamiento térmico para la recuperación de vidrio de paneles fotovoltaicos al final de su vida útil: evaluación ambiental y económica", Journal of Environmental Management , vol. 248, p. 109313, oct. 2019, doi: 10.1016/j.jenvman.2019.109313. Resumen: Paneles fotovoltaicos al final de su vida útil de diferentes tecnologías (Si policristalino, Si amorfo y CdTe) fueron tratados mecánicamente a escala piloto por una trituradora de un solo eje minimizando la producción de fracciones finas por debajo de 0,4 mm (<18% en peso). El material molido fue tamizado dando: una fracción intermedia (0,4–1 mm) de vidrio directamente recuperable (18% en peso); una fracción gruesa (que debe ser tratada posteriormente para la eliminación del encapsulante), y fracciones finas de vidrio de bajo valor (18%), que puede ser tratada por lixiviación para la eliminación de impurezas metálicas. La eliminación del encapsulante de la fracción gruesa se realizó con éxito mediante un tratamiento con solvente utilizando ciclohexano a 50 °C durante 1 hora, obteniéndose vidrio de alta calidad (52 % en peso), que puede reutilizarse para la producción de paneles. Los resultados experimentales del tratamiento con solvente se compararon con los del tratamiento térmico mediante análisis económico y evaluación del ciclo de vida, demostrando en ambos casos las ventajas del tratamiento con solvente para la recuperación de vidrio de alto valor.

• Trituración con trituradora de un solo eje, tamiz inferior de 20 mm.
• 4 fracciones de diferente grosor
• Las piezas más grandes se trataron en ciclohexano sin agitación magnética, entre 40 y 60 °C; el ciclohexano se recuperó separando los sólidos y los líquidos, lo que permitió su reutilización.
• Fracciones de tamaño medio caracterizadas por mineralización en ácido nítrico, ácido clorhídrico y H2O2.
• La fracción fina se lixivió en ácido sulfúrico.
• No se recuperó Si
• ¿Tal vez deberíamos investigar el ciclexano, al menos para el desprendimiento de EVA?
• "La reducción del tamaño de la muestra disminuye el tiempo necesario para que el disolvente penetre en la matriz polimérica, favoreciendo la cinética de desprendimiento".

Patente estadounidense concedida número 9455367 B2

• Para recuperar células existen tres métodos
• Método 1: calentar el módulo, retirar el encapsulante aislante, oxidar con calor para que se forme óxido metálico con el recubrimiento metálico en la celda, recoger la cinta de la celda una vez separada por la capa de óxido.
• Método 2: Formar una grieta en el vidrio, formar un patrón en el segundo encapsulante, calentar el vidrio y el segundo encapsulante.
• Método 3: Formar un patrón en el segundo encapsulante, calentar el vidrio y el segundo encapsulante.

Y. Kim y J. Lee, "Disolución de acetato de etileno-vinilo en módulos fotovoltaicos de silicio cristalino mediante irradiación ultrasónica y disolvente orgánico", Solar Energy Materials and Solar Cells , vol. 98, pp. 317–322, mar. 2012, doi: 10.1016/j.solmat.2011.11.022. Resumen: Utilizando irradiación ultrasónica de tipo sonda, se investigó la disolución de acetato de etileno-vinilo (EVA) en módulos fotovoltaicos (PV) en varios disolventes orgánicos, incluidos o-diclorobenceno (O-DCB), tricloroetileno (TCE), benceno y tolueno. Los experimentos se llevaron a cabo a diferentes concentraciones de disolvente, temperaturas, potencias ultrasónicas y tiempos de irradiación. En presencia de 450 W de radiación ultrasónica, el EVA en los módulos PV se disolvió completamente en tolueno 3 M a 70 °C; sin embargo, la celda PV se dañó debido a la hinchazón del EVA. Con una potencia de irradiación de 900 W, la tasa de disolución fue mayor que la obtenida con una potencia de 450 W, y los efectos de la potencia ultrasónica se confirmaron a 70 °C. En TCE y benceno, se observó una disminución en la disolución de EVA al aumentar la temperatura de 55 a 70 °C debido a la ocurrencia de pirólisis y reacciones pirolíticas, que se atribuyeron al bajo punto de ebullición y a la degradación ultrasónica del disolvente, respectivamente. Excepto cuando se utilizó O-DCB, se observaron grietas en la celda fotovoltaica y se logró la disolución completa de EVA. Por lo tanto, O-DCB es el disolvente más eficaz para la recuperación de celdas fotovoltaicas mediante irradiación ultrasónica.

• El estudio incluyó pruebas ultrasónicas.
• Colocaron un disolvente orgánico en un recipiente que podía calentarse y que estaba en la trayectoria de ondas ultrasónicas.
• Probaron con tolueno, TCE, o-DCB y benceno, diluidos con alcohol etílico.
• Se utilizaron temperaturas de 25, 55 y 70 °C, tiempos de 5 a 60 minutos, ultrasonidos de 450 y 900 W, y concentraciones de disolvente de 1 y 3 M.
• Disolución medida por área de EVA disuelta
• Con benceno 3 M a 70 °C durante 1 hora, 450 W obtuvieron un 5 % sin disolver.
• Con tolueno 3 M a 70 °C durante 1 hora y 450 W se logró una disolución completa, aunque con cierto agrietamiento, probablemente debido a la alta concentración... Se concluye que el ultrasonido podría mejorarse.
• A 900 W, el EVA realmente no se disolvió a baja temperatura.
• La velocidad de disolución debe ser mayor que la de hinchamiento.
• Se estudió la tasa de disolución con concentración de fijación y ultrasonido, variando el tiempo y T.
• Se obtuvo una celda impecable con o-DCB 3 M a 70 °C durante 1 hora, 900 W.
• El tolueno a 3 M 70 C durante 1 h, 450 W y 900 W se craqueó.
• ¿Cuál es el punto de ebullición del o-DCB? Concluyen que el benceno no tuvo éxito a temperaturas más altas porque su punto de ebullición es de 80 °C.

J. Shin, J. Park y N. Park, "Un método para reciclar obleas de silicio de módulos fotovoltaicos y paneles solares al final de su vida útil mediante el uso de obleas de silicio recicladas", Solar Energy Materials and Solar Cells , vol. 162, pp. 1–6, abril de 2017, doi: 10.1016/j.solmat.2016.12.038.

Resumen: Este artículo detalla un innovador proceso de reciclaje para recuperar obleas de silicio (Si) de paneles solares. Utilizando estas obleas recicladas, fabricamos paneles solares libres de plomo. El primer paso para recuperar la oblea de Si consiste en disolver la plata (Ag) y el aluminio (Al) mediante ácido nítrico (HNO3) e hidróxido de potasio (KOH), respectivamente. El siguiente paso es eliminar el recubrimiento antirreflectante (ARC) y el emisor de la superficie mediante una pasta de grabado que contiene ácido fosfórico (H3PO4). Las obleas sobre las que se aplicó la pasta de grabado se calentaron durante 2 minutos a 320, 340, 360, 380 y 400 °C. Las obleas recicladas mostraron propiedades con un espesor superior a 180 µm y una resistividad de 0,5–4 Ωcm, que son prácticamente idénticas a las de las obleas vírgenes comerciales. Además, las células solares fabricadas con las obleas recicladas mostraron una eficiencia equivalente a la de las células vírgenes. Se fabricaron paneles solares libres de plomo utilizando celdas solares y soldadura 60Sn-38Bi-2Ag para su ensamblaje. Se realizaron pruebas de ciclos térmicos, según la norma IEC 61215, en los paneles solares para confirmar su estabilidad.

• Se utilizó silicio multicristalino de tipo p, extraído de módulos que se delaminaron por efecto del calor.
• Grabado con ácido nítrico para disolver Ag, KOH para disolver Al
• Pasta de grabado de Solartech para capa de SiNx, contiene ácido fosforoso, luego recocido a diferentes T durante 2 min, seguido de inmersión en KOH.
• Sus obleas recicladas tenían un grosor superior a 180 µm (no deberían ser inferiores a 170 µm para su reprocesamiento).
• Concluyen que la resistividad no se ve afectada por el recocido T.
• Se obtuvieron valores de vida útil de portadores consistentes con obleas comerciales.
• La capa emisora ​​se eliminó con éxito debido a la cantidad insignificante de fósforo en la parte frontal de la oblea.

J. Park y N. Park, "Procesos de grabado húmedo para el reciclaje de células solares de silicio cristalino de módulos fotovoltaicos al final de su vida útil", RSC Adv. , vol. 4, n.º 66, pp. 34823–34829, 2014, doi: 10.1039/C4RA03895A. Resumen: Los procesos de recuperación química de obleas fabrican obleas de c-Si como vírgenes a partir de células solares de c-Si degradadas. El enfoque ideal para desechar los módulos fotovoltaicos (PV) al final de su vida útil es el reciclaje. Dado que se espera que más de 50 000 t de módulos PV se desgasten en 2015, el enfoque de reciclaje ha recibido una atención significativa en los últimos años. Para recuperar obleas de Si de células solares degradadas, los electrodos metálicos, los recubrimientos antirreflectantes, las capas emisoras y las uniones p-n deben eliminarse de las células. En este estudio, empleamos dos procesos de grabado químico diferentes para recuperar obleas de Si de células solares de Si degradadas. Cada proceso de grabado consistió en dos pasos: (1) primer grabado realizado utilizando una mezcla de ácido nítrico (HNO3) y ácido fluorhídrico (HF) e hidróxido de potasio (KOH), (2) segundo grabado realizado utilizando ácido fosfórico (H3PO4) y una mezcla de HNO3 y HF. El primer proceso de grabado resultó en surcos profundos, 36 μm en promedio, en el frente de las obleas recicladas que hicieron que el proceso no fuera adecuado para obleas que se utilizarían en la producción de células solares. Dichos surcos se produjeron debido a diferentes velocidades de grabado de los electrodos de Ag y nitruro de silicio (SiNx). Por otro lado, el segundo proceso de grabado no resultó en tales surcos y produjo una oblea de Si recuperada con una superficie uniforme y lisa. Las obleas recicladas obtenidas por el segundo proceso de grabado mostraron propiedades casi idénticas a las de las obleas vírgenes comerciales: espesor, 173 μm; La resistividad mínima y máxima fue de 1,6 y 10 Ω cm, respectivamente; y la vida útil promedio de los portadores fue de 1,785 μs. Además, no se detectaron átomos de P ni de Al en las obleas recicladas mediante espectroscopia de masas de iones secundarios.

• El espesor inicial de Si era de 200 µm, con un electrodo de Al de 30 µm en la parte posterior.
• Estructura de aluminio desmantelada, EVA quemada
• Probé dos métodos de grabado diferentes: HNO3 más HF seguido de KOH, o H3PO4 seguido de HF más HNO3.
• El segundo funcionó muy bien, la capa emisora, la unión p-nn, el AL y el campo de la superficie posterior desaparecieron; el primero dejó surcos porque el HNO3 más HF graba la Ag más rápido que el SiNx, por lo que la oblea tendría que pulirse 40 µm, quedando con un espesor de 130 µm.
• Se utilizó espectrometría de masas de iones secundarios (SIMS) para medir la concentración de dopaje; no se desea detectar P ni Al.
• Probablemente debería calcular cuánto Si se grabará
• La Tabla 2 contiene las características de las obleas vírgenes comerciales: espesor de 200 ± 10 µm, resistividad entre 1 y 10 ohm cm, tiempo de vida de los portadores entre 1 y 3 µs.
• Además, la superficie era muy lisa, como una oblea comercial sin usar.

M. Tammaro, J. Rimauro, V. Fiandra y A. Salluzzo, "Tratamiento térmico de módulos fotovoltaicos de desecho para su recuperación y reciclaje: evaluación experimental de la presencia de metales en las emisiones de gas y en las cenizas", Renewable Energy , vol. 81, pp. 103–112, septiembre de 2015, doi: 10.1016/j.renene.2015.03.014.

• Estimar el porcentaje de peso de cada componente para las muestras.
• Este estudio calienta módulos durante 30 minutos a 600 °C (12,8 °C/min); obtuvieron un residuo sólido de grano grueso (después del tamizado se obtuvieron Si, vidrio y electrodo metálico), celda fotovoltaica y vidrio.
• Descomposición del PVF a 450 °C, descomposición del EVA a 350 °C.
• Consulte la Figura 6 para ver la composición esperada del metal con respaldo de PVF frente al de vidrio.
• El metal en los humos está relacionado con la forma en que el metal está presente originalmente en el módulo.
• Quizás se debería usar EDS para caracterizar las muestras antes de experimentar/después de la separación del vidrio y el EVA.
• Suficiente Ag presente como para que valga la pena.
• El Ti está presente probablemente debido al TiO2 del ARC.
• El cromo y el plomo presentes en los gases de desprendimiento son peligrosos.
• Las cenizas contienen metales tóxicos, pero también metales valiosos.

T. Wang, J. Hsiao y C. Du, "Reciclaje de materiales de módulos de células solares de silicio", en 2012 38th IEEE Photovoltaic Specialists Conference , junio de 2012, pp. 002355–002358, doi: 10.1109/PVSC.2012.6318071.

Resumen: Con el crecimiento de la industria fotovoltaica (FV), los problemas ambientales se convierten en una nueva preocupación. Por lo tanto, proponemos un método térmico para recuperar materiales como silicio, vidrio y metal de módulos convencionales de silicio cristalino. En este estudio, se utilizó un proceso de tratamiento térmico en dos etapas. Durante este proceso, el EVA se quemó y se obtuvo la placa de vidrio completa sin roturas. El vidrio reciclado se puede reutilizar directamente como componente del módulo cuando la temperatura se controla adecuadamente. El rendimiento de reciclaje del silicio fue del 62% y la pureza del material de silicio obtenido fue de 8N después de la limpieza mediante tratamiento con solución química. El cobre se pudo recuperar mediante un tratamiento ácido adicional. El rendimiento de reciclaje del cobre fue del 85%. Los resultados muestran que el reciclaje de materiales de módulos solares basados ​​en silicio es prometedor.

• La lámina posterior de Tedlar se retira mediante un módulo de calentamiento a 330 °C durante 30 minutos.
• EVA y Tedlar se quemaron a 400 °C durante 120 minutos: ¿gases tóxicos procedentes de Tedlar?
• Las células de este estudio se rompieron, muy probablemente por un nivel demasiado alto de T.

W.-H. Huang, WJ Shin, L. Wang, W.-C. Sun y M. Tao, "Estrategia y tecnología para reciclar módulos solares de silicio en obleas", Solar Energy , vol. 144, págs. 22–31, marzo de 2017, doi: 10.1016/j.solener.2017.01.001.

Resumen: Un obstáculo importante para las tecnologías solares sostenibles son los módulos solares al final de su vida útil. En este artículo, se propone un proceso de reciclaje para módulos de silicio en obleas. Se trata de un proceso de tres pasos para descomponer los módulos de silicio y recuperar diversos materiales, dejando prácticamente nada para vertederos. Se demuestran dos nuevas tecnologías que permiten el proceso de reciclaje propuesto. Una es la electroobtención secuencial, que permite recuperar varios metales de los módulos de silicio uno a uno: Ag, Pb, Sn y Cu. La otra es la monitorización de la resistencia superficial, que maximiza la cantidad de silicio de grado solar recuperado de los módulos. La pureza de los metales recuperados supera el 99 % y el silicio recuperado cumple con las especificaciones para silicio de grado solar. El silicio y los metales recuperados constituyen nuevas materias primas para la industria solar y generan ingresos de entre 11 y 12,10 dólares por módulo. Estos ingresos permiten un negocio de reciclaje rentable para módulos de silicio sin ningún tipo de apoyo gubernamental. Los productos químicos para el reciclaje se seleccionan cuidadosamente para minimizar su impacto ambiental. Se propone una red para la recogida de módulos solares al final de su vida útil, basada en la red de distribución actual de módulos solares, para contener el coste de recogida. En consecuencia, el proceso de reciclaje propuesto para los módulos de obleas de silicio es sostenible desde el punto de vista técnico, medioambiental y financiero.

• Se utilizaron HNO3 y HF para evitar el sobregrabado.
• Uso de HNO3 para la recuperación de metales
• Uso de HF para eliminar SiNx (ARC)
• Utilizar NaOH para eliminar el emisor y el campo de superficie posterior.
• El NaOH reacciona con el HNO3 para formar NaNO3, que es un fertilizante neutro/bueno.
• ¿Podemos utilizar el HF procedente de la combustión del polímero (combustión de PVF, donde el gas de escape reacciona con el agua) en la siguiente etapa del grabado del SiNx?
• Se necesitan depuradores para contener el flúor y los gases de escape de NO y NO2 en el agua.
• No explicaron su método para quemar el polímero.

J. Park, W. Kim, N. Cho, H. Lee y N. Park, "Un método ecológico para obleas de silicio recuperadas de un módulo fotovoltaico: de la separación a la fabricación de celdas", Green Chem. , vol. 18, n.º 6, págs. 1706–1714, marzo de 2016, doi: 10.1039/C5GC01819F.

Abstract: A sustainable method for reclaiming silicon (Si) wafers from an end-of-life photovoltaic module is examined in this paper. A thermal process was employed to remove ethylene vinyl acetate and the back-sheet. We found that a ramp-up rate of 15 °C min−1 and an annealing temperature of 480 °C enabled recovery of the undamaged wafer from the module. An ecofriendly process to remove impurities from the cell surface was developed. We also developed an etching process that precludes the use of hydrofluoric (HF) acid. The method for removing impurities consists of three steps: (1) recovery of the silver (Ag) electrode using nitric acid (HNO3); (2) mechanical removal of the anti-reflecting coating, emitter layer, and p–n junction simultaneously; and (3) removal of the aluminum (Al) electrode using potassium hydroxide (KOH). The reclaimed wafers showed properties that are almost identical to those of commercial virgin wafers: 180 μm average thickness; 0.5 and 3.7 Ω cm minimum and maximum resistivities, respectively; and 1.69 μs average carrier lifetime. In addition, cells fabricated with the reclaimed wafers showed an efficiency equivalent to that of the initial cells.

• Poly crystalline prices going down due to demand, but recent increases have caused module production to increase (we should reuse cells if we can)
• Need a method to recover pure cells without toxic chemicals
• This study tries methods without HF (typically used to remove ARC), reduced nitric and phosphorous acid, reduced monetary and energy cost for production of cells
• Maybe try to know the conversion efficiency of module before EOL
• Employed a fixture to apply compressive stress during thermal decomp of EVA - metal plate on top with grooves for gases to escape - how heavy?
• Three steps: 60% nitric acid at room T to remove Ag, 20 rpm grinding on SiC powder to remove ARC, emitter, and p-n junction, 45% KOH at 80 C dip to remove grind damage and Al on back of cell
• Characterization methods: thickness via digital indicator, resistivity via four-point probe, surface impurities via SEM EDS, P and Al via secondary-ion mass spectroscopy, carrier lifetime via microwave detection of photo-conductance decay, NO SE
• Really good results with compressive force at 480 C (15 C/min) - ramp rate is important bc of gel content
• By-products of EVA decomp is propane, propene, ethane, butane, hexene-1, butene-1; can be safely disposed of with elctrostatis precipitator or fabric filter (Tammaro source)
• EVA and back-sheet start to decompose at 260 C
• Nitric acid good for no cracking(due to Ag being raised above cell surface) and Ag recovery - can produce toxic gas, just conduct under hood
• KOH is for Al contact, back surface field, grinding damage - can process leftover solution to recover Al
• Resistivity of commercial virgin wafers is 0.5-3 ohm cm (without passivation), they got 0.87-2.34
• No P or Al left behind in any of their samples
• La vida útil de los portadores de las obleas vírgenes comerciales es de 0,5 a 3 µs (sin pasivación), obtuvieron de 0,87 a 2,34 µs.