ES2259468T3

ES2259468T3 - Sistema de entramado de modulos fotovoltaicos con canalizaciones electricas integrales.

Info

Publication number: ES2259468T3
Application number: ES99305599T
Authority: ES
Inventors: Paul Garvison; Donald B. Warfield
Original assignee: BP Solar International LLC
Current assignee: BP Solar International LLC
Priority date: 1998-07-28
Filing date: 1999-07-14
Publication date: 2006-10-01
Anticipated expiration: 2019-07-14
Also published as: DK0977274T3; EP0977274A3; EP0977274B1; ATE322085T1; JP2000058899A; DE69930588T2; DE69930588D1; JP3238681B2; PT977274E; US6465724B1; EP0977274A2; CY1106106T1; US6111189A

Abstract

Se suministra un sistema de marcos de amplio espectro para módulos fotovoltaicos que combina e integra el sistema de marcos con el sistema eléctrico fotovoltaico. El sistema de marcos es fácil de instalar y puede montarse directamente en una superficie del tejado sin soportes ni vigas auxiliares. El sistema de marcos económicos tiene marcos estéticamente agradables para sujetar y soportar mecánicamente módulos fotovoltaicos. Los marcos de amplio espectro tienen canales integrales para los conductores eléctricos que encierran y protegen la mayoría de los componentes eléctricos y cables. Los marcos están especialmente construidos y dispuestos para permitir el fácil acceso de los cables de salida y no requieren cajas de conexiones. Pueden conectarse directamente pinzas de toma de tierra al sistema de marcos.

Description

Sistema de entramado de módulos fotovoltaicos con canalizaciones eléctricas integrales.

Antecedentes de la invención

Esta invención pertenece a las células solares y más en particular a un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos.

Los sistemas de entramado de módulos fotovoltaicos convencionales utilizan distintos bastidores para retener y montar mecánicamente el modulo a una superficie de soporte, tal como el techo, o bien a un bastidor, y utilizando un sistema eléctrico independiente para conectar eléctricamente los módulos fotovoltaicos. La mayor parte de los sistemas de entramado utilizan una abrazadera o vigueta auxiliar para soportar y reforzar mecánicamente el sistema de entramado. Esto puede ser costoso, engorroso y de aspecto no estético. Adicionalmente, los sistemas de entramado de módulos eléctricos fotovoltaicos convencionales requieren usualmente unas cajas de conexiones, y en ocasiones de unos conductos que precisan de estar fijados al sistema de entramado. Las cajas de conexiones no son usualmente estéticas para los consumidores, y con frecuencia no están situadas en la forma conveniente. Además de ello, los conductores eléctricos de tierra independientes necesitan usualmente estar conectados a los sistemas fotovoltaicos convencionales, así como también un hardware costoso de interconexiones.

Algunos sistemas anteriores de entramado tienen bridas enfrentadas hacia dentro con cajas de conexiones independientes. Las bridas enfrentadas hacia dentro precisan de la instalación de fijadores de montaje adicionales en forma independiente de los módulos fotovoltaicos. Este es un proceso inconveniente al fijar módulos fotovoltaicos a una superficie. En otros sistemas anteriores de entramado, los módulos adyacentes entran en contacto físico entre sí, y se enchufan a presión en unos receptáculos o bien se enchufan en los lados de los módulos de unión. Como resultado de la dilatación térmica, los enchufes se desplazan hacia dentro y hacia fuera del contacto eléctrico, haciendo malos contactos y alguna vez provocan arcos eléctricos a través de los módulos, lo cual puede iniciar fuegos eléctricos. Además de ello, dicha configuración puede corroer los enchufes, provocar averías en el sistema, y dar lugar a un rendimiento no satisfactorio.

Con el fin de instalar muchos módulos convencionales sobre el techo, los módulos se montan normalmente en un bastidor más grande, tal como un bastidor estructural, el cual está fijado directamente al techo en la parte superior de las barras transversales. Alternativamente, el bastidor estructural puede ser montado en mordazas del techo y fijado al techo en la parte superior de las barras transversales. Existen muchos inconvenientes en dichos sistemas anteriores de entramado convencional.

Los módulos fotovoltaicos que se fabrican utilizando vidrio como substrato o super-estrato o en ambas superficies, tienen un alto peso por unidad de área, y son relativamente frágiles. Aunque pueden ser deseables unos módulos fotovoltaicos grandes, los módulos grandes son pesados, voluminosos y más engorrosos. Con cuatro módulos fijados con pernos a un bastidor estructural en un subconjunto, los subconjuntos son pesados y pueden precisar de un equipo de izado y de posicionamiento de los cuatro módulos y el bastidor sobre el techo.

El diseño y fabricación de los bastidores estructurales y de las mordazas del tejado se deja usualmente al instalador, y puede incluir una mano de obra y costos considerables. El posicionamiento, ensamblado y fijación de los módulos convencionales a los bastidores estructurales es un trabajo intensivo. Es incómodo también el posicionar y fijar los bastidores estructurales al tejado, o bien disponer y fijar las mordazas del tejado al tejado y el bastidor estructural a las mordazas del tejado. Se dejan espacios libres o separaciones con frecuencia entre los módulos, para permitir que el instalador coloque fijadores entre los módulos o subconjuntos. La apariencia de algunos bastidores de módulos convencionales y espacios entre los módulos y los subconjuntos están considerada por muchos propietarios de las casas como antiestética sobre un tejado terminado. Dichos espacios tienden también a recoger hojas, ramas o bien otros residuos. El estilo de la imagen convencional o el entramado externo tradicional del módulo puede añadir un costo considerable en materiales y en mano de obra al modulo fotovoltaico terminado.

El documento EP-A-0828035 describe un modulo fotovoltaico con un sistema de entramado a montar en un tejado.

El documento EP-A-0828034 y EP-A-0828036 expone dos configuraciones alternativas para la fijación de los cables eléctricos a los paneles de un módulo fotovoltaico a montar en un tejado.

Las instalaciones integradas en el tejado han estado tratando de reemplazar ciertas partes de la construcción del tejado con los propios módulos fotovoltaicos. Este esfuerzo de integración en el tejado ha sido intentado a través de soluciones similares a los métodos de acristalado de las claraboyas, aunque dichos métodos han dado por resultado unos costos adicionales que con frecuencia son más altos que las cantidades ahorradas en las partes de reemplazo del tejado, anulando por tanto su propósito.

Otro inconveniente de los diseños de módulos fotovoltaicos integrados en el tejado, y en los sistemas de entramado de módulos convencionales, es que usualmente no permiten la libre circulación de aire de refrigeración por debajo de los módulos fotovoltaicos. Las altas temperaturas en los módulos pueden dar lugar a una salida inferior de la potencia, y a un menor voltaje de los módulos fotovoltaicos. En las células de silicio cristalino, este incremento de la temperatura puede disminuir la salida de potencia en forma significativa, y podría disminuir el voltaje del módulo a un nivel que no podría cargar las baterías o bien generar la potencia deseada en las células de silicio amorfo. Si se selecciona un voltaje de diseño de nivel alto para asegurar la carga de las baterías con un tiempo caluroso por esta razón, el resultado puede ser una pérdida de potencia para el módulo durante la primavera, otoño e invierno, debido al desacoplo entre el voltaje de la batería y el voltaje óptimo del módulo.

Algunos módulos anteriores integrados en el tejado y diseños de sistemas han intentado refrigerar los módulos utilizando procedimientos de acristalamiento para instalar los módulos sobre unos miembros de entramado en el tejado con la superficie posterior de los módulos abierta a un espacio de entretecho sin calentamiento. Esta solución no es útil para los tejados aislados. Además de ello, los espacios de los entretechos sin calentar tendrán una temperatura del aire mucho más alta que el aire exterior, debido a la entrada de calor solar desde el tejado, y debido a que existe un menor movimiento del aire debajo del tejado en comparación con el aire exterior. Pueden utilizarse ventiladores para ayudar a hacer que circule el aire por debajo de los módulos, pero el uso de ventiladores es costoso y consume energía eléctrica.

Por tanto es deseable un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos que solucione la mayor parte, si no todos, los problemas anteriores.

Sumario de la invención

Se proporcionan unos sistemas mejorados de entramado de módulos fotovoltaicos, los cuales con fáciles de instalar y de ensamblar, siendo además económicos. Ventajosamente, el sistema de entramado de módulos fotovoltaicos de propósito general fiable es esencialmente de apariencia estética, ocultando la mayoría de los componentes eléctricos, y que permite un fácil acceso a los cables de salida. En la forma deseable, el sistema de entramado de módulos fotovoltaicos combina e integra el sistema de entramado de módulos con el sistema eléctrico fotovoltaico. En forma significativa, el sistema mejorado de entramado de módulos fotovoltaicos no precisa de una caja de conexiones eléctricas o de conductos eléctricos, ni precisa tampoco requiere una abrazadera auxiliar, o viguetas, tal como en los sistemas de entramados voluminosos anteriores. Además de ello, el sistema de entramado mejorado no utiliza bridas enfrentadas hacia dentro del tipo utilizado en los sistemas de entramado anteriores.

El nuevo sistema de entramado fotovoltaico comprende un conjunto que alberga los cables eléctricos para su soporte, encerrando y ocultado una parte substancial de los cables eléctricos en el módulo fotovoltaico. En la forma deseable, el conjunto que alberga los cables eléctricos comprende también un bastidor posicionado alrededor de la periferia del modulo fotovoltaico, para retener mecánicamente el módulo. En forma significativa, el bastidor tiene al menos un raíl que recibe unos fijadores para montar directamente el módulo fotovoltaico a un tejado, pared, bastidor, vigueta o bien a otra estructura. Preferiblemente, el bastidor tiene partes para separar el modulo fotovoltaico por encima del techo, con el fin de formar un espacio libre para la canalización de la lluvia y el agua, así como también para proporcionar un conducto de paso del aire para la refrigeración del módulo.

En la forma preferida, el bastidor tiene al menos una canalización eléctrica y tiene también una presilla de tierra para poner a tierra eléctricamente el conjunto que alberga los cables eléctricos. El bastidor del módulo exterior puede tener un raíl lateral exterior, el cual puede estar cubierto por un cierre exterior desmontable. El raíl lateral exterior y el cierre exterior cooperan entre sí para definir una canalización eléctrica entre los mismos, para encerrar, ocultar y proteger los enchufes (conectores de los enchufes), cables e interconexiones de salida.

En otra realización, el bastidor tiene una cavidad que proporciona un compartimento que está cubierto y encerrado mediante una tapa protectora desmontable. El compartimento y la tapa cooperan entre sí para proporcionar una canalización eléctrica que retenga el bloque de terminales eléctricos.

El sistema de entramado de módulos fotovoltaicos preferido tiene al menos un módulo fotovoltaico con un laminado que comprende un substrato, tal como una placa de vidrio, al menos una célula solar, que comprende semiconductores fotovoltaicos, y un material de encapsulado (encapsulante), el cual encapsula y sella parcialmente el substrato y la célula solar. Ventajosamente, se proporciona un bastidor mecánico para retener y montar directamente el laminado adyacente a la superficie del tejado, pared, bastidor, vigueta o bien a otra estructura. Deseablemente, el bastidor especial tiene al menos una canalización eléctrica integral que proporciona un canal, o ranura, para fijar los cables que estén conectados al laminado. El bastidor multipropósito puede tener: una canalización de cables eléctricos accesible externamente, una canalización de cables eléctricos interna, y/o múltiples canalizaciones eléctricas.

La célula solar puede comprender: una célula solar de una conexión, una célula solar en tamdem, un célula solar de triple conexión, o bien una célula solar de conexión múltiple. La célula solar puede comprender una célula solar de película fina con semiconductores que comprenda silicio microcristalino, silicio amorfo, germanio y silicio amorfos, y/o teluro de cadmio. La célula solar de película fina comprende una célula solar de tipo n-i-p, pero preferiblemente comprende una célula solar de tipo p-i-n. La célula solar puede comprender también una oblea cristalina, bien mono o policristalina, comprendiendo silicio, diseliniuro de indio y cobre (CIS), diseliniuro de galio-indio y cobre (CIGS) o arseniuro de galio.

Se proporciona una exposición más detallada de la invención en la siguiente descripción y en las reivindicaciones adjuntas.

Breve descripción de los dibujos

La Figura 1 es una vista en perspectiva del sistema de entramado de los módulos fotovoltaicos montados directamente en la superficie del techo, de acuerdo con los principios de la presente invención;

la Figura 2 es una vista en planta superior muy abreviada de un conjunto de 36 módulos fotovoltaicos;

la Figura 3 es una vista en perspectiva ampliada de un modulo fotovoltaico que muestra un bastidor sin el raíl lateral de solapado derecho para conseguir una comprensión clara;

la Figura 4 es una vista de un conjunto fragmentado ampliado del sistema de entramado de los módulos fotovoltaicos;

la Figura 5 es una vista en planta superior fragmentada del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos;

la Figura 6 es una vista del conjunto fragmentado de un modulo fotovoltaico exterior y del modulo fotovoltaico interior;

la Figura 7 es una vista en sección transversal fragmentada y ampliada de los raíles extremos exteriores (tapas extremas) con las canalizaciones eléctricas interior y exterior, tomada substancialmente a lo largo de las líneas 7-7 de la figura 5;

la Figura 8 es una vista en sección transversal ampliada de los raíles extremos internos de contacto (tapas extremas) sin las canalizaciones eléctricas, tomada substancialmente a lo largo de las líneas 8-8 de la figura 5;

la Figura 9 es una vista en sección transversal fragmentada y ampliada de los raíles laterales, tomada substancialmente a lo largo de las líneas 9-9 de la figura 5;

la Figura 10 es una vista en planta superior fragmentada de un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, que muestra parte de los cables eléctricos y del circuito;

la Figura 11 es una vista frontal de una conexión en paralelo típica del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos;

la Figura 12 es una vista frontal de una conexión en serie con una toma central del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos;

la Figura 13 es una vista frontal de otra conexión en paralelo típica del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos;

la Figura 14 es una vista frontal de una conexión en serie típica del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos;

la Figura 15 es una vista frontal fragmentada de una conexión en serie típica en el lado izquierdo del conjunto de módulos fotovoltaicos;

la Figura 16 es una vista frontal fragmentada de una conexión típica de salida del conjunto fotovoltaico en el lado derecho del conjunto de los módulos fotovoltaicos;

la Figura 17 es una vista del conjunto fragmentado de un armazón de bloques terminales de otro sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, de acuerdo con los principios de la presente invención;

la Figura 18 es una vista frontal de un bloque de terminales;

la Figura 19 es una vista superior de un bloque de terminales;

la Figura 20 es una vista superior de un bloque de terminales;

la Figura 21 es una vista en sección transversal de una célula solar monolítica de una sola unión, de acuerdo con los principios de la presente invención;

la Figura 22 es una vista en sección transversal de una célula solar monolítica de uniones en támdem, de acuerdo con los principios de la presente invención; y

la Figura 23 es una vista en sección transversal de una célula solar monolítica de triple unión, de acuerdo con los principios de la presente invención.

Descripción detallada de las realizaciones preferidas

Se proporciona un sistema 100 de entramado de módulos fotovoltaicos multi-propósito (de fines múltiples) (figura 1), que puede ser instalado fácilmente sobre un techo 102 o superficie de asfalto, así como también en una pared, bastidor o viguetas. El sistema de entramado de módulos fotovoltaicos comprende preferiblemente un conjunto 104 de módulos fotovoltaicos 106. Los módulos fotovoltaicos puede estar formados por los módulos fotovoltaicos intermedios 108, tal como los correspondientes a 109-114, y 115-120, situados en forma intermedia y conectados a los módulos 122 fotovoltaicos exteriores, tales como 123 y 124, ó 125 y 126. La figura 1 muestra un conjunto de 16 módulos. La figura 2 muestra un conjunto de 36 módulos. El conjunto puede comprender también 48 módulos ó 60 módulos, o bien otro numero determinado de módulos en una orientación seleccionada por el instalador o el cliente.

Ventajosamente, los módulos fotovoltaicos tiene raíles laterales entrelazados y solapados 128 (figura 1), entre los módulos fotovoltaicos intermedios, así como también entre los módulos fotovoltaicos intermedios y los módulos fotovoltaicos exteriores. Tal como se muestra en las figuras 3, 4, y 9, los raíles laterales entrelazados y solapados puede tener un perfil en forma de C invertida, o una sección transversal 130 en forma de "[" (en forma de paréntesis recto) con: (a) bridas 132 laterales superiores de solapado, que se extienden lateralmente hacia fuera desde las partes superiores de los módulos, (b) bridas laterales 134 inferiores de solapado, las cuales proporcionan unos pies que se extienden lateralmente hacia fuera, desde las partes inferiores de los módulos, y (c) un doblez 136 lateral intermedio, el cual proporciona una barra transversal lateral que se extiende y en conexión con las bridas laterales superiores e inferiores. Las superficies exteriores inferiores 138 de los pies pueden entrar en contacto contra las barras transversales del techo de asfalto. Los raíles laterales de solapado pueden tener también cada uno: (a) un brida 140 (figura 9) lateral de agarre del substrato que se extiende hacia dentro en la parte superior, la cual puede estar en alineación lateral coplanar y en relación coplanar con la brida lateral superior de solapado, y (b) una brida 142 lateral de agarra del substrato que se extiende en forma intermedia hacia dentro. Las bridas laterales de agarre del substrato superior e inferior cooperan entre sí con el fin de finir un canal lateral de recepción del substrato 144, que recibe una junta hermética 146 hecha de goma de butilo o bien de otro material impermeable a los fluidos y flexible, o bien un material insensible al agua para retener, soportar o agarrar los bordes laterales del substrato 14, por ejemplo una placa de vidrio. La brida lateral inferior de solapado y la parte inferior de la barra transversal por debajo de la brida de agarre del substrato intermedia, puede proporcionar una pata 150, la cual soporta y eleva el substrato en el canal de recepción del substrato (ranura) por encima del techo o de la superficie de soporte. Las bridas laterales superiores de solapado y las bridas laterales inferiores de solapado pueden ser substancialmente paralelas, y tener unos agujeros de perno substancialmente alineados (agujeros de montaje) 152 (figura 4) para recibir unos pernos 154 de acero inoxidable de cabeza hexagonal, o bien otras fijaciones para conectar con firmeza y montar directamente los módulos fotovoltaicos por encima del techo, para formar un espacio libre de aire (figura 9), entre el techo y el substrato (placa de vidrio) de los módulos. El espacio libre de aire canaliza la lluvia y el agua, previniendo el encharcamiento por el hielo, y proporciona un conducto de paso para disipar el calor emitido por los módulos, refrigerando así los módulos. Los raíles laterales de solapado definen una canalización lateral de dilatación térmica 158 (figura 4), que proporciona un espacio libre térmico entre los módulos adyacentes, para acomodar la dilatación térmica de los módulos
adyacentes.

Cada módulo fotovoltaico comprende un laminado 160 (figura 5), un bastidor mecánico 162 para fijar y soportar firmemente el laminado, y cables eléctricos, tal como 164 y 166, los cuales se conectan al laminado. El laminado comprende: un substrato 14 vítreo generalmente plano de transmisión de la luz, tal como una placa de vidrio transparente o vidrio traslúcido con una periferia rectangular, al menos una célula solar monolítica soportada por el substrato, y un material de encapsulado (encapsulante) para encapsular al menos parcialmente y sellar el substrato y la célula solar. El material encapsulante puede ser acetato de vinilo-etileno (EVA) o de plástico del tipo Tedlar.

El bastidor comprende: (a) raíles laterales y (b) raíles extremos exteriores (exteriores o hacia el exterior) 170 (figura 1, 3, 5 y 7), y los raíles extremos interiores (interiores o hacia el interior) 172 (figuras 1, 3, 5 y 8), los cuales proporcionan unas tapas exteriores e interiores que se extienden en forma intermedia, y que están conectados a los raíles laterales mediante tornillos o bien otras fijaciones en los resaltes de los tornillos 174 y 176 (agujeros para tornillos) de las tapas extremas. Las tapas extremas exteriores e interiores tienen unas secciones transversales 178 y 179 en forma de C o en forma de paréntesis recto "[", con bridas exteriores 180 (figura 7) y barras transversales 184 (figura 7) y 185 (figura 8), que se extienden en forma intermedia y que están conectadas a las bridas exteriores e interiores. Las tapas extremas exteriores e interiores proporcionan canales extremos de recepción del substrato (ranuras extremas) 186 y 187 (figura 3), los cuales reciben la junta hermética 188 y 189, hecha de goma de butilo o de otro material flexible impermeable a los fluidos 188 y 189 respectivamente, o de un material insensible al agua, para retener, soportar y fijar los bordes extremos del substrato, por ejemplo, la placa de vidrio. Los raíles laterales y los raíles extremos están fijados conjuntamente para formar un bastidor rectangular 162. Las ranuras de recepción del substrato (canales) de los raíles laterales y los raíles extremos del bastidor, reciben unas juntas herméticas que se acoplan y que retienen, soportan y agarran los bordes periféricos de la placa de vidrio (substrato).

La tapa extrema hacia el exterior (raíl extremo exterior) tiene una brida 190 de forma de L (figura 7) con una abertura 192 de acceso externo. La brida exterior en forma de L está posicionada hacia fuera y se extiende más hacia dentro que las bridas extremas (canales extremos de recepción del substrato). La brida en forma de L define una canalización 194 de los cables eléctricos parcialmente encerrados, que proporciona una canal externo exterior accesible y un cable exterior a través de las ranuras, para soportar, fijar y ocultar parcialmente los cables de interconexión (cables de los puentes eléctricos) 196 (figura 3 y 10) que se extienden o que discurren a través de los distintos módulos fotovoltaicos. En la forma deseable, los cables son accesibles externamente en la canalización de cables eléctricos externa exterior. La canalización de cables eléctricos externos exterior pude también retener, soportar y ocultar parcialmente y encerrar los conectores de los enchufes tal como el 198 (figura 10). Los enchufes de los conectores conectan los cables. Ventajosamente, las canalizaciones de cables eléctricos externos permiten la accesibilidad y colocación de los cables y conectores de los enchufes después de la instalación y ensamblado mecánico de los módulos fotovoltaicos sin desconectar ni desmontar el bastidor del sistema de entramado de los módulos fotovoltaicos.

La cara intermedia (brida intermedia) 200 (figura 7) se entiende en forma intermedia y conecta la cara exterior de la brida en forma de L de la canalización de cables eléctricos externa con los resaltes de tornillos. La cara intermedia está preferiblemente en alineación coplanar con la cara exterior de la brida en forma de L. La canalización interna 202 de cables eléctricos (figuras 3 y 7 está situada entre la canalización externa de cables eléctricos y el resalte para tornillos, y está unida al lado interno de la brida en forma de L y de los resaltes para tornillos. La canalización de cables eléctricos interna proporciona un canal interior y el paso de cables interiores, para fijar, soportar, ocultar y encerrar los cables eléctricos, tales como 164 y 165, conectados a los módulos, así como también los conectores eléctricos (enchufes), tales como 204 y 206 (figura 3), que conectan dichos cables.

Los raíles laterales de los módulos fotovoltaicos son preferiblemente idénticos o similares en el tamaño, forma y estructura para una mayor facilidad de mantenimiento, una instalación más sencilla, intercambiabilidad de las piezas, y con unos costos reducidos. En algunas circunstancias, puede ser deseable que los raíles laterales tengan distintos contornos, formas o dimensiones, o bien que los raíles laterales sean simétricos y complementarios. Los módulos fotovoltaicos intermedios tienen preferiblemente unos raíles 208 y 210 de solapado hacia dentro derecho e izquierdo (mirando hacia el interior) (figuras 4 y 5). Los módulos fotovoltaicos exteriores (mirando hacia el exterior) tienen unos raíles laterales 212 de solapado que miran hacia dentro, y unos raíles laterales exteriores (mirando hacia el exterior) 214. Los raíles laterales interiores de solapado proporcionan unos raíles laterales que se entrelazan interiormente. Los raíles laterales exteriores son preferiblemente idénticos en tamaño, forma y estructura con respecto a los raíles laterales de solapado internos, y proporcionan los raíles laterales exteriores.

Cada uno de los raíles laterales exteriores de los módulos fotovoltaicos exteriores están cubiertos preferiblemente mediante un armazón 216 de filas exteriores (mirando al exterior o hacia fuera) (figuras 4 y 6). El armazón de filas exterior puede tener una sección transversal 218 (figura 4) en forma de C o de paréntesis recto "[", que es complementario para acoplarse al raíl lateral exterior. El armazón de filas exterior puede tener: (a) una brida 220 de cierre superior, (b) una brida 222 de cierre inferior, y (c) una barra transversal 224 de cierre intermedio. El armazón de filas exterior y los raíles laterales exteriores tienen unos agujeros de pernos substancialmente alineados (agujeros de montaje) 226-229, para poder recibir los pernos 230 de acero inoxidable de cabeza hexagonal, o bien otras fijaciones para conectar en forma segura y montar los módulos fotovoltaicos al techo o estructura de soporte. Las bridas de cierre superior e inferior pueden ser paralelas y que se extienden lateralmente hacia dentro y hacia el módulo fotovoltaico. La barra transversal de cierre intermedia proporciona una barra transversal de cierre que se extiende en forma intermedia y que conecta integralmente las bridas de cierre superiores e inferiores. Al ensamblarse, el cierre de filas exteriores coopera con el raíl lateral exterior, de forma que la barra transversal de cierre esté separada de la barra transversal lateral, para proporcionar un espacio libre intermedio, lo cual define una canalización 232 (figura 4) eléctrica lateral exterior. La canalización eléctrica lateral exterior proporciona un cable exterior a través y mirando hacia fuera de la ranura para retener, soportar, encerrar, ocultar y proteger los enchufes (conectores) tal como 234, cables tales como 236, interconexiones de salida (cables de interconexiones), tal como 240 de un circuito fuente 242 (figura 10). El circuito fuente proporciona conductores entre los distintos módulos fotovoltaicos hasta los puntos de conexión comunes del sistema eléctrico fotovoltaico.

El cierre de filas, tapas extremas, y raíles laterales pueden estar formados por aluminio o bien otro metal, y pueden pintarse, recubrirse, anodizarse o bien tratados de otra forma o bien moldeados en plástico. Los módulos fotovoltaicos y los bastidores puede ser instalados y fijados horizontalmente, verticalmente o formando ángulo de inclinación si así se desea. La orientación preferida de los módulos PV y bastidores estará prevista para que tengan sus extremos abiertos en la parte superior e inferior, permitiendo la refrigeración y el drenado por convección. No obstante, las tapas extremas y los raíles laterales pueden colocarse arriba, abajo, a la izquierda, a la derecha, o en cualquier otra orientación que sea la preferida por el instalador o cliente. En la figura 1, las tapas extremas exterior (raíles extremos exteriores) miran hacia el exterior (arriba y abajo). Las tapas extremas interiores (raíles extremo internos) miran hacia el interior y entran en contacto entre si, tal como se muestra en la figura 8. Esta orientación de las tapas extremas interiores y exteriores es la preferida pasa posicionar los módulos fotovoltaicos para que permitan el acceso al cableado de los módulos fotovoltaicos durante y después de la instalación.

Las presillas de tierra 244 (figuras 4 y 6) proporcionan una conexión a tierra, y están conectadas preferiblemente a los cierres de filas exteriores y a los raíles laterales exteriores, así como también a los raíles laterales de solapado de los bastidores para conectar eléctricamente los bastidores. La presilla de tierra puede colocarse en la proximidad de los raíles laterales de solapado, para cubrir y proteger los enchufes (conectores de enchufes). Las presillas de tierra pueden tener un cuerpo 246 en forma de L con una pata alargada 248 y un pie 250 transversal corto. El vástago roscado 252 o bien otro fijador podrá ser conectado en el pie. El vástago roscado encaja a través de los agujeros de presión a tierra (agujeros del vástago) 254-257 (figura 6) en los raíles laterales exteriores, cierres de la fila exterior y raíles laterales de solapado, y sujetándose a los raíles laterales exteriores, cierre de filas y raíles laterales de solado, con la tuerca 258 (figura 4) y la arandela de bloqueo de estrella 260. El electrodo de tierra 262 (figura 6) puede fijarse a un cierre de filas exterior. El cable de tierra o conector de tierra puede ser conectado al electrodo de tierra. El electrodo de tierra puede ser fijado al interior del cierre de filas al utilizar el conductor de tierra. El electrodo de tierra puede estar fijado al exterior del cierre de filas al utilizar un cable de tierra desnudo independiente.

Las presillas de tierra y las canalizaciones ayudan a que se pueda completar el cableado del sistema eléctrico fotovoltaico. Ventajosamente, el sistema eléctrico fotovoltaico proporciona una ocultación virtualmente completa de cables y conectores, excepto para el acceso deseado a los cables de salida.

Cada uno de los módulos fotovoltaicos pueden tener dos cables de salida de positivo y dos cables de salida de negativo, para permitir las conexiones serie y paralelo. Los módulos fotovoltaicos pueden ser conectados en serie para formar una cadena de módulos. Si se desea, algunos o todos los módulos fotovoltaicos pueden estar conectados en paralelo.

La Figura 11 muestra una conexión paralela típica tal como en la posición 265 en la figura 10. En la conexión en paralelo de la figura 11, los cables grises 266 y 268 de los módulos adyacentes 123 y 109 (en unión y en contacto) se encuentran conectados conjuntamente con los conectores (enchufes) 270 y 272, y los cables rojos 274 y 276 de los módulos fotovoltaicos adyacentes 123 y 109 están conectados con los conectores (enchufes) 279 y 280.

La Figura 12 muestra una conexión en serie típica tal como en la posición 282 de la figura 10. En la conexión en serie de 12, el conector (enchufe) 284 del cable rojo 286 del modulo fotovoltaico 111 está conectado al conector (enchufe) 288 del cable gris 290 de un modulo 112 fotovoltaico adyacente. Así mismo, el conector (enchufe) 292 del cable gris 294 del módulo fotovoltaico 111 está conectado al conector (enchufe) 298 del cable de puente del neutro (cable de retorno o cable de interconexión) 196 de los módulos fotovoltaicos. El conector (enchufe) 300 del cable rojo 302 del otro modulo fotovoltaico 112 puede terminarse, enchufarse o recubrirse con un conector 304 rellenado con silicona, puesto que no está conectado a otro cable en la conexión en serie.

La Figura 13 muestra otra conexión en paralelo típica, tal como en la posición 306 en la figura 10. En la conexión en paralelo de la figura 13, el cable gris 308 del modulo fotovoltaico 125 está conectado al cable gris 310 de un modulo fotovoltaico 115 adyacente, a través de los conectores (enchufes) 312 y 314. así mismo, el cable rojo 316 del módulo fotovoltaico 125 está conectado al cable rojo 318 del modulo fotovoltaico adyacente 115, a través de los conectores macho 320 y 322.

La Figura 14 muestra otra conexión en serie típica tal como en la posición 324 en la figura 10. En la conexión en serie de la figura 14, el conector macho (enchufe) 326 del cable gris 328 del modulo fotovoltaico 117 está conectado al conector macho 330 del cable rojo 332 del modulo fotovoltaico adyacente 118. El conector macho no conectado sin fijar 334 del cable rojo 336 del modulo fotovoltaico 117 puede ser terminado, tapado o rellenado con un conector macho rellenado de silicona 338. Así mismo, el conector macho desconectado no fijado 340 del cable gris 342 del modulo fotovoltaico 118 adyacente, puede ser terminado, tapado o rellenado con un conector macho relleno de silicona 344.

La Figura 15 muestra una conexión serie típica en el lado izquierdo de un conjunto de módulos fotovoltaicos, tal como en la posición 346 de la figura 10. En la conexión en serie de la figura 15, el conector macho 348 del puente gris (cable de interconexión) 350 está conectado a un conector macho 352 del cable gris 354 del modulo fotovoltaico 123 exterior izquierdo superior (exterior o mirando hacia fuera), mientras que el conector macho 356 del puente gris (cable de interconexión) 350 está conectado al conector macho 358 del cable rojo 360 del modulo fotovoltaico 125 exterior izquierdo inferior. El conector macho 362 sin conectar no fijado del cable rojo 364 del modulo fotovoltaico 123 exterior izquierdo superior puede ser terminado, recubierto o rellenado con un conector macho relleno con silicona 366. Así mismo, el conector macho sin conectar no fijado 368 del cable gris 370 del módulo fotovoltaico 125 exterior izquierdo inferior puede ser terminado, cubierto o rellenado con un conector macho rellenado con silicona
372.

La Figura 16 muestra una conexión de salida del conjunto fotovoltaico típico en el lado derecho de un conjunto de módulos fotovoltaicos, tal como en la posición 374 de la figura 10. En la conexión en serie de la figura 16, los conectores macho 376 del puente rojo (cable de interconexión) 240 está conectado al conector macho 378 del cable rojo 380 del módulo fotovoltaico 124 exterior derecho superior (exterior o mirando al exterior). El puente rojo 240 proporciona una salida positiva. El puente rojo puede tener un conector macho 382, el cual puede extraerse antes de que el puente rojo se conecte a la tuerca del cable y al cable de salida. El conector macho 384 del puente gris (cable de interconexión) 386 está conectado al conector macho 388 del cable gris 390 del modulo fotovoltaico 126 exterior derecho inferior (exterior o mirando al exterior). El puente gris 386 proporciona una salida negativa. El puente gris 386 puede tener un conector macho 389 que pueda extraerse antes de que el puente gris se conecte a la tuerca del cable y al cable de salida. El puente exterior (cable de interconexión exterior) 390 proporciona una salida de neutro. El puente exterior neutro 390 puede tener un conector macho 392 que puede desmontarse antes de conectar el puente neutro a una tuerca del cable y al cable de salida. El conector macho no conectado sin fijar 394 del cable gris 396 del modulo fotovoltaico exterior derecho superior puede ser terminado, recubierto o rellenado con un conector macho rellenado con silicona 398. así mismo, el conector macho sin conectar ni fijar 399 del cable rojo 238 del modulo fotovoltaico 126 exterior derecho inferior puede ser terminado, cubierto o rellenado con un conector macho rellenado con silicona 234.

\newpage

Los conectores macho eléctricos (conectores macho) puede tener un enchufe hembra para recibir los cables del sistema eléctrico fotovoltaico. Las juntas herméticas de hilos pueden estar enrasadas con los extremos de salida del los conectores macho y conectores hembra. Los hilos pueden comprender estaño con un elemento de soldadura de plomo-estaño, o bien pueden comprender cobre o bien otro metal eléctricamente conductor. Los hilos pueden estar aislados con silicona u otro aislamiento.

Los módulos fotovoltaicos generan corriente continua (C.C.). Los módulos pueden ser utilizados en sistemas de un único módulo y en sistemas de múltiples módulos para hacer frente a los requisitos de corriente y voltaje para una amplia gama de aplicaciones.

En la forma deseable, los raíles laterales de solapado permiten que se compartan los pernos y que proporcionen un sistema de entramado compacto más sólido. Los bastidores multi-propósito del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos retienen mecánicamente, soporta y montan directamente los módulos en una superficie o en otra estructura, así como también proporcionan canalizaciones eléctricas, las cuales forman una parte integral del sistema eléctrico fotovoltaico. Los bastidores del sistema de entramado pueden estar también conectados, enlazados, enganchado, ensamblados, y/o instalados en un techo sin el uso de una abrazadera o vigueta independientes, o sin necesidad de un ensamblado previo, enlazado o conectado de los bastidores conjuntamente sobre el suelo, como en los sistemas convencionales, o en otro lugar de la instalación, antes de elevar y fijar el sistema del entramado hacia el techo.

Con el fin de instalar el sistema de entramado de módulos fotovoltaicos y los módulos, puede medirse el tejado y marcando con una línea con tiza de la fila inferior. Pueden aplicarse una cinta de butilo o de otro sellante a los fondos de los módulos a través de los agujeros de los pernos (agujeros de montaje). El primer módulo puede situarse y alinearse con el eje longitudinal orientado verticalmente en un modo de un retrato. El segundo módulo puede colocarse a continuación del primer modulo, de forma que los raíles laterales se solapen y que estén alineados los agujeros de los pernos. Después de ello, el primer y segundo módulo pueden ser fijados y sujetados entre sí, y el primer y el segundo módulo pueden asegurarse a la superficie del tejado con pernos y arandelas a través de los agujeros de los pernos en los raíles laterales de solapado. Estas etapas pueden repetirse para los demás módulos. Los cables a los módulos y el circuito fuente pueden conectarse en serie o en paralelo según se desee utilizando los enchufes (conectores macho). Para las conexiones en serie, los conectores ciegos o bien otros cierres de terminación pueden ser utilizados para cerrar los conectores sin utilizar. La conexión en serie puede tener también un puente de retorno de neutro y un puente en serie, los cuales se instalan en una canalización o ranura de cables. Los puentes de salida pueden cortarse y comprobarse. Los conductores de salida de positivo, negativo, y neutro, pueden ser conectados tal como se ha descrito. Posteriormente, los cierres de las filas exteriores pueden ser instalados y fijados a los raíles laterales exteriores, para cubrir, proteger y ocultar los conectores, alambres e interconexiones de salida, permitiendo mientras tanto el acceso a los cables de salida. Las presillas de tierra pueden ser conectadas al sistema de entramado con tuercas de las presillas de tierra y con arandelas de estrella. Puede perforarse un agujero en el bastidor para poder recibir un cable UF resistente a la luz solar. El cable puede fijarse mediante una mordaza e instalando el cable de tierra. Los cables de salida pueden ser conectados a un inversor para convertir la corriente continua C.C. de la matriz fotovoltaica a corriente alterna (C.A.), tal como la utilizada en muchos domicilios. El inversor preferiblemente tiene un valor inferior al 5% de distorsión armónica, y proporciona la desconexión automática de la red eléctrica cuando se interrumpe la energía
eléctrica.

Ejemplo

Se construyó y se ensambló un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, siendo instalado tal como se ha descrito anteriormente. Los módulos fotovoltaicos (PV) comprendían células solares de película fina de silicio amorfo monolítico de unión en tándem sobre vidrio. El vidrio laminado era de 6,5 mm. El sistema de entramado se acopló al techo. El sistema de entramado se instaló directamente sobre un techo de barras transversales con asfalto, dentro de las placas del techo de madera contrachapada. El techo con orientación al Sur, es decir, teniendo el techo una exposición hacia el Sur. El conjunto PV tenía una altura de 20,32 cm. La longitud del conjunto PV abarcaba de 101,60 cm a 172,72 cm.

La energía solar convertida del conjunto PV con luz solar fue de 120 Voltios. El conjunto PV tenía una potencia nominal de 1,2-2 Kw de C.A. El inversor de 2,2 Kw con un rendimiento de pico del 91,4% convertía la C.C. a 120 Voltios de C.A. a 60 Hz. Debido a que el sistema estaba conectado a la red eléctrica pública, se podía consumir energía eléctrica de la red general cuando se precisara más energía eléctrica. Y al revés, podría suministrarse corriente eléctrica a la red publica cuando el sistema PV estuviera generando más electricidad de la que se precisara. El sistema de entramado de módulos fotovoltaicos generaba unos excelentes resultados no esperados. El sistema de entramado de módulos fotovoltaicos era estético, oculto y protegía la mayor parte de los cables, siendo más fácil y rápido de instalar que los sistemas de entramados de módulos convencionales.

El sistema multi-propósito de módulos puede tener también al menos un armazón bloque terminal 400, tal como el mostrado en la figura 17. El armazón bloque terminal puede tener unas bridas 401-404 de agarre del substrato superiores e inferiores que se extiendan hacia dentro (internas), las cuales cooperen entres sí para definir un canal 406 de recepción del substrato, que reciba una junta hermética formada por goma de butilo o bien otro material flexible impermeable a los fluidos o insensible al agua, para sostener, soportar, elevar y agarrar los bordes laterales del substrato 14, por ejemplo, una placa de vidrio del laminado.

El armazón bloque terminal 400 (figura 17) proporciona un armazón terminal 408 con bridas laterales 410 y 412 que puede proporcionar unos terminales fragmentables, y que puede tener una brida intermedia 414 que se extienda entre las bridas laterales y que se conecte a las mismas. El armazón bloque terminal tiene una cavidad 416 que proporciona una hendidura, abertura, y un compartimento. La tapa 418 terminal en forma de L y desmontable cubre y protege el armazón terminal. La tapa en forma de L tiene una brida 420 vertical alargada, la cual puede estar en ángulo recto y perpendicular con la brida 422 inferior más corta. La tapa del terminal y la carcasa cooperan entre sí para definir una canalización de cables eléctricos del armazón bloque terminal 424 en forma intermedia, en la cual se monta el bloque terminal 426 o se fija de cualquier otra forma.

El bloque terminal 426 (figuras 18-20) puede tener seis tornillos 428-433 de fijación para cable #8-32 y cuatro terminales de torreta de soldadura 435-438. Los tornillos de mordaza terminales pueden proporcionar los terminales 428 y 433 del neutro. Los tornillos de mordaza pueden ser conectados a los cables de salida de los módulos fotovoltaicos. Los cuatro terminales de torreta pueden ser conectados a las células solares, de forma soldada a las bandas del bus en los laminados de los módulos fotovoltaicos.

El módulo 10 monolítico fotovoltaico (PV) 10 de la figura 21 proporciona un dispositivo fotovoltaico, el cual comprende una célula solar 12 de una unión. La célula solar tiene un substrato 14 vítreo de transmisión de la luz, generalmente plano, hecho de vidrio opaco, vidrio traslúcido o más preferiblemente de vidrio transparente, que proporciona el vidrio frontal del módulo fotovoltaico. El substrato tiene una superficie exterior 16 y una superficie 18 interior que mira hacia dentro. El substrato comprende un vidrio con contenido de sodio, tal como el vidrio de cal sodada.

Puede disponerse un contacto frontal de doble capa 20 (figura 21), depositada, posicionada y dispuesta sobre el substrato. El contacto frontal de doble capa puede comprender una capa 22 frontal exterior de dieléctrico, que comprenda dióxido de silicio posicionado sobre y en contacto contra la superficie interna del substrato y una capa 24 posterior interna de oxido conductor metálico transparente (TCO), denominado también como la capa o recubrimiento CTO, que proporciona un semiconductor frontal de espacio libre ancho, posicionad, adyacente y en contacto contra la capa de dieléctrico. La capa de dieléctrico y la capa TCO pueden depositarse mediante una deposición de vapor químico de baja presión (LP CVD), o con otros métodos. La capa TCO comprende un óxido metálico transparente, tal como el oxido de indio-estaño, oxido de cinc, estanato de cadmio, o preferiblemente de oxido de estaño que tenga un grosor inferior a 1000 nm (10000 Aº).

El semiconductor 26 (figura 21) de película fina conteniendo silicio amorfo proporciona una célula solar de una sola unión. La célula solar de semiconductor de silicio amorfo comprende un semiconductor de película fina de silicio amorfo p-i-n o preferiblemente n-i-p, con una banda libre que abarque desde aproximadamente 1,4 eV a 1,75 eV, usualmente de 1,6 eV. El semiconductor o segmento de silicio amorfo puede comprender: silicio amorfo hidrogenado, carbono de silicio amorfo hidrogenado, o germanio-silicio amorfo hidrogenado. La capa de silicio p 28 dopada positivamente (dopado p) del semiconductor de silicio amorfo se dispone, posiciona y deposita sobre las tapas, y está conectada a la capa TCO del contacto frontal. La capa p puede ser dopada positivamente con diborano (B_{2}H_{6}), BF_{3} o bien otros compuestos con contenido de boro. La capa 30 i intrínseca activa, sin dopar, de silicio amorfo está depositada y posicionada entre la capa p y una capa n 32 de silicio amorfo dopado negativamente (dopado n). La capa n está posicionada sobre la capa i, puede comprender carbono de silicio amorfo o bien dopada negativamente el silicio amorfo con fosfina (PH_{3}) o bien con otro compuesto con contenido de fósforo.

El silicio amorfo puede ser dopado mediante la adición de impurezas al silano. Por ejemplo, el primer dopante puede ser el diborano (B_{2}H_{6}), el cual es añadido al silano para formar una capa de silicio amorfo del tipo p. Después de haber formado la capa de tipo p hasta un grosor del orden de 10 nm (100 Angstroms, preferiblemente inferior a 15 nm (150 Aº), se detiene el flujo de diborano para formar una zona intrínseca que tenga un grosor del orden de 100 nm (1000 Aº), preferiblemente de 250-450 nm (2500-4500 Aº). Posteriormente, se añade un dopante del tipo n, tal como la fosfina (PH_{3}) al flujo del silano, con el fin de formar una capa de silicio amorfo del tipo n, que tenga un grosor de 10 nm (100 Aº), preferiblemente inferior a 15 nm (150 Aº). La interfaz p-i puede ser de carbono de silicio amorfo, con un contenido del 5% de carbono en el borde de la capa p. La composición está graduada linealmente hasta que no contenga carbono en el borde de la capa i. No obstante, existen muchas formas de realizar la interfaz p-i, en las que no todas incluyen la graduación o la utilización de carbono.

Se deposita y posiciona un contacto 34 (figura 21) posterior de la capa doble sobre la capa n de silicio amorfo de la célula solar. La capa frontal 36 metálica interna del contacto posterior puede comprender un oxido conductor metálico transparente, tal como el óxido de estaño (TCO o CTO), que comprende un semiconductor posterior de banda ancha, tal como el oxido de estaño, oxido de indio-estaño, estanato de cadmio, y preferiblemente oxido de cinc. La capa posterior 38 metálica exterior del contacto trasero puede comprender un metal tal como la plata, molibdeno, platino, acero, hierro, niobio, titanio, cromo, bismuto, antimonio, o preferiblemente aluminio. La capa interna TCO puede estar depositada por deposición de vapor químico a baja presión (LP CVD), con un revestimiento por pulverización o con otros métodos. La capa metálica exterior puede ser depositada por la pulverización o con otros métodos.

La interconexión 40 (figura 21) proporciona una conexión mecánica sólida y el contacto eléctrico entre la capa TCO interna de oxido de estaño del contacto frontal y la capa exterior de aluminio del contacto posterior. La interconexión preferiblemente es integral, y comprende el mismo metal que la capa exterior del contacto posterior. En la realización preferida, la interconexión es de aluminio. La interconexión se extiende a través de una canalización (agujero) 42 en el semiconductor y de la capa interna de oxido de cinc del contacto posterior. La canalización puede estar formada y perforada simultáneamente con un láser a través de la capa del contacto posterior de oxido de cinc del semiconductor que contiene silicio amorfo. La interconexión rellena preferiblemente la canalización, y conecta la capa TCO interna de oxido de estaño del contacto frontal y la capa exterior de aluminio del contacto posterior.

El superestrato 44 (figura 21) vítreo transparente que comprende vidrio conteniendo sodio, tal como el vidrio con cal sodada, se coloca y posiciona sobre el contacto frontal del modulo fotovoltaico. El modulo fotovoltaico puede ser encapsulado con un material encapsulante 46, tal como el acetato de vinilo-etileno (EVA), para ayudar a proteger el modulo fotovoltaico contra el medio ambiente. Pueden utilizarse otros encapsulantes en lugar del EVA o con el mismo, tales como: plástico del tipo Tedlar, plástico del tipo Nuvasil, plástico del tipo Tefzel, revestimientos vulcanizables con ultravioletas (UV), etc., y combinaciones de los mismos. El módulo fotovoltaico puede ser entramado o puede ser entramado parcial o totalmente, soportado o fijado mediante un soporte metálico que comprenda un miembro metálico, tal como una estructura de montaje metálica, viguetas metálicas o preferiblemente un bastidor metálico.

El módulo monolítico 50 de la figura 22 proporciona un dispositivo fotovoltaico, el cual comprende una célula solar de unión doble 52. La célula solar de doble unión de la figura 22 es estructural, física y funcionalmente similar a la célula solar de una unión de la figura 21, excepto lo que se expone más adelante. Para conseguir mayor facilidad de comprensión, los componentes y partes similares de las células solares de las figuras 21 y 22 tienen números iguales para los componentes, tal como el substrato 14, contacto frontal 20, con la capa dieléctrica exterior 22 y la capa 24 TCO interna, semiconductor 26 de película fina con contenido de silicio amorfo, el cual proporciona el contacto 34 posterior de la doble capa de la célula solar, con una capa 36 metálica interna TCO, y una capa 38 metálica exterior, interconexión 40, canalización 42, superestrato 44, EVA 46, etc. La célula solar posterior n-i-p tiene capas n, i y las capas p, que están dispuestas tal como se ha expuesto anteriormente. Las capas n, i y p de la célula posterior se denominan algunas veces como las capas n_{1}, i_{1} y p_{1,} respectivamente, de la célula posterior. La célula frontal de la célula solar de unión en támdem puede tener una banda libre de 1,4 eV a 1,75 eV, y preferiblemente comprende silicio amorfo hidrogenado con una banda libre de 1,6 a 1,75. La célula solar 54 posterior comprende un semiconductor de película delgada conteniendo silicio amorfo, que está emparedada y posicionada en forma intermedia, y conectada operativamente a la célula frontal en el contacto posterior. La célula de silicio amorfo posterior puede ser similar a la célula de silicio amorfo frontal anteriormente descrita. La célula de silicio amorfo frontal tiene una banda libre de aproximadamente 1,4 eV a 1,75 eV, usualmente de 1,6 eV, y preferiblemente comprende germanio y silicio amorfo hidrogenado, con una banda libre de 1,4 eV. La capa p_{2} 56 dopada positivamente de silicio amorfo de la célula posterior está dispuesta y depositada sobre la capa de silicio amorfo 32 dopada negativamente n_{1} dopada negativamente. La capa i_{2} 58 intrínseca de silicio amorfo de la célula posterior está depositada en forma intermedia y conectada a la capa n_{2} 60 y a la capa p_{2} de la célula posterior.

En las células multi-unión (unión múltiple), tales como las celular solares de unión en támdem de la figura 22, las capas i de las células conteniendo silicio amorfo pueden comprender un compuesto hidrogenado activo, tal como el silicio amorfo, carbono de silicio amorfo o germanio-silicio amorfo. Las capas p activas de las células con contenido de silicio amorfo pueden comprender un compuesto hidrogenado con un dopado de tipo p, tal como el silicio amorfo con un dopado p, carbono de silicio amorfo con dopado p, o el germanio-silicio amorfo con dopado p. Las capas n activas de las células conteniendo silicio amorfo pueden comprender un compuesto hidrogenado con dopado n, tal como el silicio amorfo con dopado n, carbono de silicio amorfo con dopado n, o bien germanio-silicio amorfo con dopado n.

Con el fin de obtener una mejor utilización del espectro solar y para mejorar la estabilidad, pueden formarse dos o más uniones p-i-n o n-i-p con materiales de capa i de distintas bandas libres, en serie, para formar una célula solar multi-unión monolíticas. La interfaz entre las dos uniones de silicio amorfo, denominada frecuentemente como la unión túnel o unión de recombinación, puede ser también una unión túnel microcristalina.

El uso del silicio microcristalino en las capas dopadas de la unión de recombinación puede ofrecer muchas ventajas: (1) cuanto más alta sea la densidad de portadores disponible generalmente en el silicio microcristalino en relación al silicio amorfo, más fácilmente se soportarán los altos campos eléctricos necesarios al utilizar las capas muy finas; (2) tendrán lugar unas recombinaciones más eficientes debido al espacio libre de mobilidad más pequeño y a la densidad de dopada incrementada, así como también a la canalización incrementada en las capas muy finas; y (3) puede reducirse la perdida por absorción óptica debida a las canas de unión del túnel, debido al bajo coeficiente de absorción del silicio microcristalino (\muc-Si) en las longitudes de onda visibles, así como también debido al uso de capas más delgadas. La densidad de dopado alta y el alto campo eléctrico asociado con el uso de silicio microcristalino (\muc-Si) puede mejorar el voltaje (V_{oc}) de circuito abierto. La recombinación más eficiente en la unión túnel minimizará la acumulación de cargas cerca de la unión. Además de ello, la corriente de cortocircuito del dispositivo en támdem puede incrementarse por el uso de capas de unión túnel microcristalinas.

El módulo fotovoltaico microcristalino 60 de la figura 23 proporciona un dispositivo fotovoltaico, el cual comprende una célula solar de unión triple. La célula solar de unión triple de la figura 23 está estructurada física y funcionalmente de forma similar a la célula solar de unión en támdem de la figura 22, excepto en lo que se expone más adelante. Para una mayor facilidad de comprensión, los componentes y partes similares de las células solares de las figuras 22 y 23 han recibido números de partes iguales, tal como el substrato 14, contacto frontal 20 con la capa de dieléctrico exterior 22, y la capa 24 TCO interna, la célula solar frontal de tipo n-i-p, semiconductor, o segmento 20, con una capa 28 del tipo n_{1}, capa i_{1} 30, y la capa 32 de tipo p_{1}, la célula solar n-i-p o semiconductor 54, que puede proporcionar una célula intermedia o segmento para la célula solar de triple unión, con una capa n_{2} 56, una capa 58 i_{2}, y la capa 60 p_{2}, contacto 34 posterior de capa doble con capa TCO interna 36 y la capa metálica exterior 38, interconexión 40, canalización 42, superestrato 44, EVA 46, etc. En la célula solar de triple unión del modulo fotovoltaico de la figura 23, la capa p_{2} de la célula intermedia, puede posicionarse encima de la capa adyacente depositada, conectándose a una célula solar posterior 44. Aunque la célula posterior de la figura 23 puede ser una célula conteniendo silicio amorfo, similar a la célula intermedia o frontal (intermedia), se prefiere que la célula posterior comprenda una célula policristalina, más preferiblemente una célula de silicio policristalino fino.

En algunas circunstancias, puede ser deseable utilizar una configuración distinta de la célula solar de triple unión, por ejemplo puede ser útil que la célula policristalina sea una célula frontal, o que la célula de silicio amorfo sea la célula intermedia o trasera, o que la célula de germanio-silicio amorfo sea la célula posterior o la célula intermedia, etc.

Si se desea, la célula frontal de la célula solar de triple unión puede comprender una célula posterior de semiconductor policristalino de indio-cobre, situada y conectado al contacto posterior sobre el substrato. La célula posterior policristalina o segmento posterior puede comprender un semiconductor policristalino de cobre-indio con una banda libre que abarque de 1 eV a 1,2 eV. El semiconductor policristalino de cobre-indio puede comprender un diseleniuro de indio-cobre (CIS) con una banda libre de 1, a 1,04 eV de seleniuro de galio-indio-cobre (CIGS) con una banda libre de 1 a 1,2 eV. El semiconductor CIGS puede tener del 0,1% al 24% en peso de galio. En general, cuando mayor sea el cantidad de galio, mayor será la banda libre. En general, cuanto mayor sea la cantidad de galio, mayor será la banda libre. Existen situaciones en que se prefiere el sistema CIGS al CIS, y viceversa. El CIS o CIGS pueden depositarse por medio de la evaporación a una temperatura que varía de 400ºC a 500ºC.

El conductor o semiconductor 66 (figura 19) del tipo n (tipo negativo) proporciona un conector de dopado n (dopado negativamente) y una unión de túnel que está emparedada y posicionada en forma intermedia, y conectada operativamente a la célula posterior policristalina, y a la célula intermedia de silicio amorfo. El conductor de tipo n puede comprender una capa n de silicio amorfo dopado negativamente (dopado de tipo n) o bien sulfuro- de cadmio. El sulfuro de cadmio (CdS) al ser utilizado como conductor de tipo n, puede ser depositado mediante bombardeo catódico, evaporación o cultivo. Preferiblemente, el conductor de tipo n comprende silicio amorfo dopado con tipo n microcristalino (dopado negativamente), que proporciona una capa n microcristalina (capa del orden de \mun). La capa de \mun puede tener un grosor de 5 nm (50 Aº) hasta 12 nm (120 Aº), preferiblemente 8 nm (80 Aº) a 10 nm (100 Aº). El conductor de tipo n dopado negativamente, que comprende silicio amorfo dopado negativamente (dopado n) microcristalino, puede ser depositado mediante una deposición de vapor químico de plasma mejorado (EP CVD). El conductor de tipo n sirve para acoplar, fijar y conectar la célula posterior a las células frontales o intermedias (segmentos).

Existen muchas ventajas en las células solares de triple unión de la figura 23. La primera es la absorción de la luz. Las distintas aleaciones amorfas absorben distintas partes del espectro solar. El carbono de silicio amorfo (a-SiC) absorbe la luz ultravioleta (UV) en forma eficiente, mientras que deja pasar la luz visible y todos los infrarrojos. El silicio amorfo (a-Si) absorbe la luz UV (aunque no tan eficientemente como el a-SiC), absorbe la luz visible eficientemente, pero o absorbe mucha luz infrarroja (IR). El germanio de silicio amorfo (a-SiGe) absorbe la radiación IR eficientemente y la UV y la luz visible generalmente en forma no eficiente. El policristalino puede absorber la luz restante en el rango de 900 a 1400 nm. Otra ventaja de la unión triple y demás células solares multi-unión es que cada capa (unión) puede tener una distinta capa de absorción, de forma que virtualmente todas las longitudes de onda de la luz pueden ser absorbidas en forma eficiente. Una ventaja adicional de las células solares multi-unión es que debido a que las capas de absorción están diseñadas a la medida del espectro solar y debido a que absorben la luz eficientemente, pueden ser por tanto delgadas. Las capas más delgadas son más estables con respecto al efecto Staebler-Wronski.

Durante el funcionamiento, la luz solar o la luz de otras fuentes, se introduce en la parte superior de la célula solar de triple unión, y pasa a través del oxido conductor transparente que comprende el contacto frontal. La luz pasa entonces a través de la célula frontal de silicio amorfo. Mucha parte de la luz, sino la mayor parte de la misma, en la banda de paso de 400 a 900 nanómetros (nm) es capturada, absorbida y convertida en electricidad mediante la célula frontal de silicio amorfo. La luz pasa entonces a través de la célula intermedia de germanio-silicio amorfo. La mayor parte, sino toda, de la luz restante en la banda de paso de 400 a 900 nm es capturada, absorbida y convertida a electricidad por la célula intermedia de germanio-silicio amorfo. La luz restante pasa entonces a través de la célula posterior policristalina, en donde mucha luz, sino la mayor parte de la misma en la banda de paso de más de 900 nm y principalmente de 900-1400 nm, es capturada, absorbida y convertida a electricidad. Cualquier luz residual será reflejada de retorno a la célula posterior para la conversión adicional, mediante el aluminio reflectante del contacto posterior bimetálico. La combinación e interacción de las células que contienen silicio amorfo y la célula policristalina puede conseguir una conversión global de mayor nivel de la energía solar y la luz a electricidad. Debido a que la célula posterior policristalina está interconectada a la célula frontal de silicio amorfo, la célula posterior policristalina puede tener algunas impurezas, huecos, o desviaciones sin afectar substancialmente en forma negativa al rendimiento global de la célula solar multi-unión monolítica.

La banda de paso y las características de la célula posterior policristalina puede ser variada, sintonizada en forma precisa, y controlada por el cambio de la cantidad de silicio o galio en la célula posterior policristalina. La célula CIS puede tener una banda de paso de 1 a 1,04 eV. La célula posterior CIGS con el 20-24% en peso de galio puede tener una banda de paso tal alta como 1,2 eV. La disminución de la cantidad de galio en la célula posterior CIGS puede alterar y controlar la banda de paso de la célula posterior a cualquier nivel deseado entre 1 y 1,2 eV. La banda de paso y las características de la célula frontal de película delgada y la célula intermedia de película fina pueden variarse, sintonizadas en forma precisa, y controladas por el cambio de la composición o grosor del silicio amorfo y por la utilización de distintas aleaciones, para conseguir los niveles deseados entre 1,4 a 1,75 eV.

Es por tanto evidente que la banda de paso óptica resultante y las características eléctricas de la célula solar multi-unión monolítica pueden variarse, sintonizarse en forma precisa, y controladas de la forma expuesta anteriormente, para conseguir las propiedades eléctricas deseadas.

Las células semiconductoras de película fina que contiene silicio amorfo están depositadas por deposición de vapor químico de plasma mejorado (EP CVD), tal como a una temperatura de aproximadamente 180ºC hasta 200ºC.. Las capas n_{1} y n_{2} de las células con contenido de silicio amorfo pueden formarse mediante deposición de vapores químicos mejorados de plasma mejorado con un dopante de tipo n, tal como la fosfina (PH_{3}) o bien otros compuestos con contenido de fósforo. Las capas p_{1} y p_{2} de las células con contenido de silicio amorfo pueden ser formadas mediante la deposición de vapores químicos de plasma mejorados con un dopante de tipo p, tal como el diborano (B_{2}H_{6}), BF_{3}, o bien otros compuestos con contenido de boro. La deposición de vapores químicos mejorados de plasma puede comprender la descarga luminiscente de DC o RF bajo las condiciones siguientes: una temperatura del substrato que varia de 80ºC a 300ºC; una presión que puede variar de 0,5 a 5 Torr aproximadamente; y una densidad de potencia que varia de 50 a 230 mW/cm^{2} aproximadamente.

La capa superior de la célula posterior policristalina puede ser tratada con un ataque químico de plasma hidrogenado, preferiblemente sin silano, durante un periodo de aproximadamente 50 a 750 segundos sin dañar las propiedades ópticas y eléctricas de la célula policristalina. Posteriormente, la capa tratada por hidrógeno de la célula policristalina puede ser nuclearizada con un plasma de hidrógeno domado negativamente, y con un material con contenido de silicio para formar una unión túnel microcristalina dopada negativamente, o bien una capa de unión por recombinación microcristalina (\mun) que tenga un grosor de aproximadamente 3 nm (50 Aº), hasta 12 nm (120 Aº), preferiblemente de 8 nm (80 Aº) hasta 10 nm (100 Aº) aproximadamente.

La capa de unión túnel microcristalina puede comprender también una unión túnel microcristalina o capa de unión de recombinación microcristalina compuesta. La capa de unión túnel microcristalina compuesta puede comprender una capa de unión túnel (tipo \mun) microcristalina dopada negativamente, y una capa de unión túnel (tipo \mup) microcristalina dopada positivamente. La capa \mun de unión túnel microcristalina dopada negativamente puede estar dispuesta entre la capa n de la célula con contenido de silicio amorfo, y la capa \mup de unión túnel microcristalina dopada positivamente. La capa \mup de unión túnel microcristalina dopada positivamente puede estar dispuesta entre la capa \mun y la capa \mup de la célula policristalina. La unión túnel puede doparse con fosfina tal como en la relación siguiente: 10000 hidrógeno: 100 silano: 2 fosfina. La capa de unión túnel microcristalina puede incluir también una capa \mup de unión túnel microcristalina, que comprende silicio microcristalino dopada con tipo p. La capa p puede comprender silicio amorfo dopado con tipo p.

La superficie de la capa i de silicio amorfo puede ser atacada químicamente durante un periodo de aproximadamente 300 a 500 segundos con un agente de ataque químico de plasma hidrogenado. La capa dopada del tipo n puede se nuclearizada para formar una capa de silicio microcristalina de tipo n, que tenga un grosor de aproximadamente 8 nm (80 Aº) a 10 nm (100 Aº). La capa \mup de unión túnel microcristalina puede ser formada mediante el sometimiento de la capa \mun de unión túnel microcristalina a un plasma de hidrógeno dopado positivamente y a un material con contenido de silicio, para formar la capa \mup de unión túnel microcristalina sobre la capa \mun de unión túnel microcristalina. El ataque químico del plasma de hidrógeno proporciona un periodo de nuclearización relativamente rápido, y un tiempo de inducción rápido para el cultivo microcristalino. El tratamiento superficial mediante el ataque químico por plasma, tal como la deposición de plasma de hidrógeno, proporciona superficies atacadas químicamente uniformes sin dañar las propiedades ópticas y eléctricas, no deteriorando la apariencia del dispositivo fotovoltaico. Se cree que el ataque químico no cristaliza la superficie, sino que sirve como un catalizador y promocionados para mejorar la nucleación y el cultivo microcristalino.

Al menos una de las capas dopadas de las células solares con contenido de silicio amorfo pueden comprender también una capa dopada microcristalina, la cual se encuentra posicionada en forma adyacente y en contacto contra la superficie atacada químicamente de la capa i. En forma deseable, la capa dopada microcristalina tiene un grosor de aproximadamente 5 nm (50 Aº) a 12 nm (120 Aº). La capa dopada microcristalina, la capa de unión túnel microcristalina o la capa de unión de recombinación deberán ser finas, preferiblemente de 5-12 nm (50-120 Aº), y más preferiblemente de 8-10 nm (80-100 Aº) para: (1) establecer un campo eléctrico dentro de la capa i intrínseca, (2) incrementar la reflexión de la luz hacia la capa i, y (3) minimizar la absorción. Preferiblemente, la superficie atacada químicamente de la capa i de la célula solar comprende una superficie atacada químicamente de hidrógeno sin silano, para promocionar la enucleación de la capa dopada microcristalina depositada posteriormente. El silicio microcristalino (\muc-Si) después de ser atacado químicamente puede mejorar la eficiencia de la conversión de la célula solar (a-Si:H) de silicio amorfo en támdem en un valor superior al 10%.

Las células solares en támdem y de multi-unión son intrínsecamente más estables que los dispositivos fotovoltaicos de una unión con las mismas capacidades de absorción de la luz. Las células solares multi-unión pueden tener capas de silicio amorfo hidrogenado mediante una unión túnel y configuradas en un conjunto apilado. El grosor de las capas puede ser ajustado a la eficiencia máxima y ecualizando la corriente generada en cada capa. Las células solares multi-unión pueden tener una banda de paso de las capas de silicio amorfo variadas mediante el ajuste de la concentración de hidrógeno en las capas de silicio amorfo.

La medida más significativa de una célula solar es su eficiencia de conversión. La eficiencia de conversión es el porcentaje de la energía de la luz que incide sobre la célula convertida en energía eléctrica, que pueda ser utilizada por una carga externa, por ejemplo una lámpara de alumbrado.

La energía de la luz solar (colisionando sobre una superficie plana a la hora del mediodía solar) es de aproximadamente 100 mW/cm^{2}. Por conveniencia, los simuladores solares están calibrados de forma que la energía que radian sea lo más próximo posible a 100 mW/cm^{2}. En consecuencia, el procedimiento es medir cuanta es la energía generada por la célula al ser iluminada.

La salida de una célula solar puede ser determinada mediante: V_{oc} = voltaje en circuito abierto, P_{max} = potencia máxima de la célula solar, y J_{sc} = corriente en cortocircuito. La eficiencia de la célula está determinada por la cantidad máxima de potencia que puede generar, la cual es la potencia en el punto de potencia máxima. Aunque la eficiencia de conversión puede definirse como la relación de energía generada con respecto a la energía incidente, puede definirse también en términos de potencia. La eficiencia de conversión de una célula solar puede ser determinada de la forma siguiente:

\dotable{\tabskip\tabcolsep#\hfil\+#\hfil\tabskip0ptplus1fil\dddarstrut\cr}{
 Eficiencia (%) \+ = (P _{max}/P_{incident} ) x 100\cr \+\cr  \+ =
(P _{max} /100) x 100\cr \+\cr  \+ =
P _{max} \cr}

\vskip1.000000\baselineskip

\dotable{\tabskip\tabcolsep#\hfil\+#\hfil\tabskip0ptplus1fil\dddarstrut\cr}{
  \hskip0.2cm  Eficiencia \+ = P _{max}  = V _{max}  x
J _{max} \cr \+\cr  \+ = V _{oc}  x J _{sc}  x
FF\cr}

V_{oc} = voltaje en circuito abierto, es decir, el voltaje desarrollado por la célula en la situación en la que no se absorbe corriente alguna (la célula está en circuito abierto). Si se mide el voltaje a través de los terminales de una batería de un coche con un voltímetro, se estará midiendo el voltaje en circuito abierto ( un poco más de 12 Voltios).

J_{sc} = corriente en cortocircuito, es decir, la corriente que pasa por la célula si se cortocircuita. Si se deja caer una llave a través de los terminales de su batería del coche, estará haciendo que pase la corriente de cortocircuito (cientos de amperios) a través de la llave. Las corrientes de cortocircuito en las células solares son mucho menores y no son tan peligrosas.

FF = relación de P_{max}/V_{oc} x J_{sc}

La eficiencia está dada realmente por: Eficiencia = P_{max}/P_{incidente}) x 100. No obstante, en la práctica P_{incidente} (potencia de la luz incidente sobre la célula) se ajusta a 100 de forma que la eficiencia = P_{max}. El factor de llenado (FF) es el número utilizado para expresar la eficiencia en términos de voltaje en circuito abierto (V_{oc}) y de la corriente en cortocircuito (J_{sc}).

Materias primas alternativas

Aunque el silano y el hidrógeno son las materias primas preferidas para las células de silicio amorfo, existen muchas materias primas alternativas para las aleaciones de a-Si:H y a-SiC:H de descarga luminiscente de deposición de vapores químicos (CVD) de plasma sin dopar. El hidrógeno diluente (H_{2}) puede ser reemplazado por el deuterio (D), siendo el gas diluente el HD o D_{2}. Las materias primas alternativas para el silano (SiH_{4}), además del SiH_{4} o en lugar del SiH_{4}, pueden expresarse por la formula general siguiente: Si_{N}H_{2N+2-M}Y_{M}, en donde Si es el silicio, H es el hidrógeno o el deuterio, Y es un halógeno, por ejemplo, flúor (Cl), etc., N y M son enteros positivos bajo la limitación de que N \geq 1 y 2N+2-M \geq 0. Los ejemplos de la expresión anterior incluyen el silano (SiH_{4}), N = 1, M = 0, disilano (Si_{2}H_{6}), N = 2, M = 0, SiF_{4} ( N = 1, M = 4, Y = flúor), SiHF_{3} (N=1, M = 3, Y = flúor), Si_{2}H_{3} ( N = 1, M = 3, Y = flúor), Si_{2}H_{2}Cl_{4} (N = 2, M = 4, Y = cloro), silano de tetrametilo, etc. Cuando se utilicen las materias primas alternativas de Si, las condiciones de la deposición óptima o preferida tendrán que ser ajustadas.

Para la deposición de carbono de silicio amorfo hidrogenado (a-SiC: H), las materias primas alternativas de carbono son realmente numerosas. En general, pueden utilizarse la mayor parte de los hidrocarbonos típicos o los compuestos de carbonos hidrogenados halógenos, por ejemplo, CH_{4}, C_{2}H_{2}, C_{2}H_{4}, C_{2}H_{6}. CF_{4}, C_{3}H_{8}, CDCl_{3}. Pueden utilizarse otras materias primas de carbono que contengan uniones de silicio-carbono, lo que puede expresarse con la fórmula: CH_{N}(SiH_{3})_{4-N}, en donde N es un entero en el rango de 0 a 4, por ejemplo, CH_{3}SiH_{3} (metilsilano o silimetano), CH_{3}(SiH)_{3} (trisilmetano). El H en el segundo compuesto (SiH3) en la formula anterior puede ser reemplazado por un halógeno, por ejemplo, CH(SiF_{3})_{3}. Cuando se utilice una materia prima de carbono alternativa además o en lugar del metano (CH_{4}), los parámetros de deposición tales como la relación de dilución H_{2} y la densidad de potencia podrán ser ajustados por separado. En el proceso, las condiciones de deposición de alta presión, baja temperatura y concentraciones altas del diluyente se utilizan para conseguir células solares con altos voltajes en circuito abierto (V_{oc}) y altos factores de rellenado (FF).

La ausencia de cantidades significativas de radicales de carbono en el carbono de silicio amorfo puede realzar la formación de silicio microcristalino, tal como en la dilución H_{2} muy alta. El proceso de deposición puede ser aplicado al a:SiH o a otra deposición de materiales utilizando el plasma CVD. Este proceso cubre la deposición directa y al CVD de plasma remoto de cualquier material bajo unas condiciones similares a las ya descritas anteriormente. Los parámetros de deposición tales como la densidad de potencia o la polarización eléctrica pueden variarse, si se desea. La dilución incrementa de hidrógeno puede mejorar el material de banda de paso ancha de a-SiC:H. El ataque químico de plasma de hidrógeno puede proporcionar una cobertura de superficie excelente por el hidrógeno durante el cultivo, de forma que pueda obtenerse una alta mobilidad superficial de los precursores del cultivo, y una mejor probabilidad de compensación del hidrógeno de los defectos en las uniones túnel microcristalinas. El ataque químico de plasma de hidrógeno puede proporcionar también un cultivo más uniforme y con menos bombardeos de iones en la superficie del cultivo.

Entre las ventajas del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos de la presente invención, se encuentran:

1.: Sistemas de entramado superiores de módulos fotovoltaicos de múltiple propósito.

2.: Integración y combinación del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos con el sistema eléctrico fotovoltaico.

3.: Montaje directo sobre superficies.

4.: Ocultación excelente de la mayor parte de cables y conectores.

5.: Facilidad de instalación.

6.: Sencillo de ensamblar.

7.: Rendimiento excelente.

8.: Proporciona unos mejores sistemas de montaje superficial.

9.: Se evitan las abrazaderas suplementarias, brazos y viguetas en el sistema de entramado de módulos.

10.: Se evita la necesidad de cajas de conexiones de uniones en el sistema de entramado de módulos.

11.: Aplicaciones generales de los módulos fotovoltaicos.

12.: Acceso fácil a los cables de salida.

13.: Instalación estética.

14.: Permite compartir los pernos.

15.: Uso fácil.

16.: Práctico.

17.: Sólido.

18.: Económico

19.: Fiable

20.: Efectivo en su rendimiento.

Aunque las realizaciones de la esta invención se han mostrado y descrito, se comprenderá que pueden realizarse distintas modificaciones, substituciones y reconfiguraciones, de los componentes, partes y etapas del proceso, por parte de los técnicos especializados en el arte, sin desviarse del nuevo espíritu y alcance de esta invención.

Claims

1. Un módulo fotovoltaico (106) para su utilización como un componente de un sistema de entramado de módulo fotovoltaicos (100), en el que el mencionado módulo fotovoltaico comprende cables eléctricos (164, 166) laminados (160), conectados al laminado, y un bastidor mecánico (162) para retener con firmeza el laminado a un emplazamiento de montaje, caracterizado porque el bastidor define al menos una canalización (144, 202) que soporta y retiene los mencionados cables eléctricos.

2. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el laminado comprende un substrato (14) y al menos una célula solar que comprende semiconductores fotovoltaicos.

3. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el emplazamiento de montaje comprende un techo (102), pared, bastidor, vigueta o bien otra estructura de superficie.

4. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con la reivindicación 2 ó 3, caracterizado porque el laminado (160) incluye un material de encapsulado para al menos encapsular parcialmente el substrato (14) y la célula solar.

5. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque:

-: el substrato (14) comprende un substrato vítreo generalmente plano que trasmite la luz de vidrio transparente o vidrio traslúcido;

-: la célula solar comprende una célula solar monounión, una célula solar de tipo n-i-p, una célula solar de tipo p-i-n, una célula solar en támdem, una célula solar de triple unión, o una célula solar de múltiples uniones;

-: la célula solar comprende una oblea cristalina o una célula solar de película fina;

-: la oblea cristalina comprende una oblea de silicio, CIGS, CIS o de arseniuro de galio; y

-: la célula solar de película fina comprende un semiconductor de silicio microcristalino, silicio amorfo, carbono de silicio amorfo, germanio-silicio amorfo, o teluluro de cadmio.

6. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la canalización eléctrica comprende una canalización (144) de cables eléctricos accesible externamente, y/o una canalización (202) de cables eléctricos interna.

7. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el bastidor (162) comprende un armazón exterior (214) para cubrir el raíl lateral, en el que el cierre y el raíl lateral cooperan entre sí para definir una canalización eléctrica (232) intermedia, para encerrar, ocultar y proteger los conectores, cables y las interconexiones de salida.

8. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el bastidor (400) define una cavidad (416) para proporcionar un compartimento, una tapa (418) para encerrar el compartimento, en el que la tapa y el compartimento cooperan entre sí para definir la canalización eléctrica (424), y un bloque de terminales (426) posicionado en la canalización eléctrica.

9. Un módulo fotovoltaico de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el bastidor (162) comprende unos raíles laterales (128) de solapado, que solapan las bridas (132, 134) con agujeros de pernos alineados (152) para recibir pernos (154) o bien otras fijaciones para conectar con seguridad y montar directamente el mencionado módulo fotovoltaico encima de un tejado, con el fin de formar un espacio libre de aire (156) entre el techo y el módulo fotovoltaico para canalizar la lluvia y el agua, y para hacer pasar el aire por debajo de los módulos fotovoltaicos, para disipar el calor emitido en el módulo fotovoltaico.

10. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, que comprende una pluralidad de módulos fotovoltaicos según cualquier reivindicación anterior.

11. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos de acuerdo con la reivindicación 16, en el que los mencionados módulos fotovoltaicos están configurados en un conjunto regular (104).

12. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos de acuerdo con la reivindicación 11, en el que los módulos adyacentes están conectados mecánicamente entre sí a lo largo de los bordes contiguos (128).

13. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, caracterizado porque el bastidor (162) de los módulos fotovoltaicos comprenden unos raíles laterales (128), raíles extremos (170, 172), y tapas extremas (178, 179), que se extienden en forma intermedia y que están conectados a los raíles laterales, en el que los raíles extremos y los raíles laterales cooperan entre sí para formar un bastidor substancialmente rectangular (112) con una ranura (186, 187) para recibir un substrato rectangular (14) y en el que los raíles laterales del bastidor incluyen al menos un conjunto de raíles laterales de solapado.

14. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, caracterizado porque los bastidores de los módulos fotovoltaicos comprenden unos raíles laterales de solapado (128), que definen una canalización (158) lateral de dilatación térmica entre los módulos fotovoltaicos adyacentes, para acomodar la dilatación térmica de los módulos fotovoltaicos adyacentes.

15. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 14, caracterizado porque los bastidores de los módulos fotovoltaicos comprenden los raíles extremos (170, 172) que definen una canalización (202) de cables eléctricos internos, para retener y ocultar los cables eléctricos (164, 166), y definiendo una canalización de cables eléctricos encerrados parcialmente y accesibles en forma externa (144), para la retención de los cables (196) a través de al menos algunos de los módulos fotovoltaicos.

16. Un sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 15, caracterizado porque:

-: los módulos fotovoltaicos comprenden unos módulos fotovoltaicos interconectados, incluyendo módulos (108) fotovoltaicos intermedios entre los módulos (122) fotovoltaicos exteriores, y en el que los módulos fotovoltaicos interconectados están conectados en serie o en paralelo;

-: una presilla de tierra (244) que conecta a tierra al menos uno de los bastidores;

-: el bastidor comprende unos raíles metálicos y/o unos raíles de plástico;

-: la canalización eléctrica comprende una canalización (144) eléctrica accesible externamente, y cables de conexión de los conectores macho (198) en la canalización eléctrica accesible externamente, siendo los conectores macho accesibles en la canalización eléctrica accesible externamente después de la instalación y ensamblado del sistema de entramado de módulos fotovoltaicos, sin desconectar ni desmontar el sistema de entramado de módulos fotovoltaicos.