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Todo panel fotovoltaico enfrenta la misma paradoja: cuanto más sol recibe, más electricidad podría generar, pero también más se calienta, y el calor reduce la eficiencia de conversión y acorta la vida útil del módulo. Una de las salidas más elegantes a ese problema no usa bombas ni ventiladores: consiste en colocar debajo del panel un material de cambio de fase que absorbe el exceso de calor al fundirse y lo libera lentamente cuando la radiación cae. La pregunta que quedaba abierta era menos obvia: ¿importa la forma del recipiente que contiene ese material?

Un grupo de ingenieros de universidades de Indonesia y Malasia decidió responderla con simulación numérica, según un nuevo estudio publicado en la revista Engineering Innovations, de nuestra socia Scientific.Net. La respuesta es que sí importa, y bastante: con la misma parafina y la misma radiación incidente, tres geometrías distintas de contenedor produjeron temperaturas y eficiencias claramente diferentes.

Tres recipientes, un mismo material

El trabajo modeló un sistema fotovoltaico térmico compuesto por dos capas principales: la celda fotovoltaica arriba y el contenedor con material de cambio de fase abajo. El material elegido fue parafina, por su punto de fusión adecuado, su estabilidad térmica y su amplia aplicación en este tipo de sistemas; en el modelo, su calor latente de fusión es de 240800 julios por kilogramo, con temperatura de solidus de 313,6 kelvin y de liquidus de 317,7 kelvin. Los recipientes, de aluminio, tienen dimensiones totales de 660 por 550 por 42 milímetros.

Las tres configuraciones se diferencian por su estructura interna: el Modelo 1 no tiene tabiques; el Modelo 2 incorpora divisiones horizontales; y el Modelo 3 emplea barreras internas segmentadas. La geometría se construyó en SolidWorks y la simulación de fusión y solidificación se realizó en ANSYS Fluent, versiones 18.2 y 22, en régimen transitorio. Los autores adoptaron una malla de 12 milímetros tras verificar la independencia de malla: al refinarla de 12 a 8 milímetros, las variaciones en temperatura máxima y eficiencia quedaron por debajo de 0,2% en los tres modelos.

Cuatro intensidades, una tendencia constante

El sistema se sometió a flujos de calor de 300, 600, 900 y 1200 vatios por metro cuadrado, para representar distintas condiciones de radiación solar. En todas ellas el Modelo 1 mantuvo la celda más fría. A 300 vatios por metro cuadrado, el Modelo 2 registró la temperatura más alta, 27 grados Celsius, mientras el Modelo 1 se quedó en 26,2 grados. A 600 vatios la tendencia se repitió, con 27,3 grados en el Modelo 2 y 26,4 grados en el Modelo 1. A 900 vatios la distancia se hizo más visible: el Modelo 2 llegó a 28 grados y los otros dos se mantuvieron entre 27 y 27,3 grados. Y en la condición más exigente, 1200 vatios por metro cuadrado, el Modelo 2 alcanzó 28,5 grados, frente a 27,4 grados del Modelo 1 y 27,5 grados del Modelo 3.

Las imágenes de distribución de temperatura ayudan a entender el porqué. En el Modelo 1 el calor se reparte de forma relativamente homogénea, con pocos puntos calientes localizados, lo que acelera la homogeneización térmica y optimiza el almacenamiento de energía latente durante el cambio de fase. En el Modelo 2, en cambio, las divisiones horizontales dificultan la transferencia lateral de calor y generan acumulación en zonas determinadas. En el Modelo 3 la distribución es más fragmentada, con puntos calientes dispersos en áreas pequeñas: el flujo de calor se inhibe y aparece un mayor aislamiento térmico local.

La eficiencia sigue la misma curva

La eficiencia de la celda fotovoltaica creció con la intensidad de la radiación en los tres modelos, pero con una jerarquía estable. A 300 vatios por metro cuadrado, el Modelo 1 registró 5,3%, seguido del Modelo 3 con 5,1% y del Modelo 2 con 5,0%. A 600 vatios, los valores fueron 7,3%, 6,8% y 6,5%, respectivamente. A 900 vatios, el Modelo 1 llegó a 9,5%, el Modelo 3 a 9,1% y el Modelo 2 a 8,8%. En la intensidad máxima, la diferencia se amplió:

• Modelo 1, sin tabiques: 11,7%
• Modelo 3, con barreras segmentadas: 11,2%
• Modelo 2, con divisiones horizontales: 10,5%

Los autores atribuyen la ventaja del Modelo 1 a la capacidad del material de cambio de fase para absorber el exceso de calor sin picos de temperatura y liberarlo de manera gradual cuando la intensidad disminuye. La ausencia de tabiques permite una distribución más uniforme del calor, reduce los gradientes internos de temperatura y frena la degradación de eficiencia asociada a la acumulación local de calor.

Qué sugiere el modelo para el diseño de colectores

La conclusión del estudio es directa: el Modelo 1 se recomienda como configuración óptima para sistemas fotovoltaicos térmicos con material de cambio de fase, porque combina estabilidad térmica, distribución homogénea del calor y eficiencia energética. Los autores señalan además que las estructuras con divisiones no son inútiles en sí mismas: al frenar la fusión del material, pueden resultar útiles en aplicaciones que exijan una liberación térmica controlada o una estabilidad térmica prolongada. Pero para el objetivo específico de mantener la celda fotovoltaica fría y productiva, el diseño más simple fue el más eficaz.

Para conocer la metodología completa y todos los hallazgos, acceda al artículo original.

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