<em>In Situ</em> Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for Cu(In,Ga)Se<sub>2</sub> Solar Cells

Mirjam Theelen; Klaas Bakker; Henk Steijvers; Stefan Roest; Peter Hielkema; Nicolas Barreau; Erik Haverkamp

doi:10.3791/55897

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Engineering

In Situ Monitoraggio del degrado prestazioni accelerate di celle e moduli solari: un caso di studio per le celle solari di Cu (In, Ga) Se₂

Published: October 03, 2018

doi:

10.3791/55897

Mirjam Theelen¹, Klaas Bakker¹, Henk Steijvers¹, Stefan Roest², Peter Hielkema³, Nicolas Barreau⁴, Erik Haverkamp^5,6

¹TNO Solliance,Thin Film Technology, ²Eternal Sun, ³Hielkema Testequipment, ⁴Institut des Matériaux Jean Rouxel (IMN)-UMR 6502,Université de Nantes, CNRS, ⁵ReRa Solutions BV, ⁶Institute of Molecules and Materials,Radboud University

Summary

Due installazioni di ‘Combinata Stress test con misurazioni in situ’ , che permettono il monitoraggio in tempo reale di degradazione accelerata di celle e moduli solari, furono progettati e costruiti. Queste configurazioni consentono l’utilizzo simultaneo di umidità, temperatura, polarizzazioni elettriche e illuminazione autonomo fattori di stress. Le messe a punto e vari esperimenti eseguiti sono presentati.

Abstract

Il costo livellato dell’energia (LCOE) di sistemi fotovoltaici (FV) è determinato da, tra altri fattori, l’affidabilità del modulo di PV. Migliore previsione di meccanismi di degradazione e prevenzione dell’errore di campo del modulo può di conseguenza diminuire i rischi di investimento così come aumentare il rendimento di elettricità. Un livello di una migliore conoscenza possibile per questi motivi a ridurre notevolmente i costi totali dell’energia fotovoltaica.

Per meglio comprendere e ridurre al minimo il degrado dei moduli FV, i naturali meccanismi di degrado e le condizioni devono essere identificate. Ciò dovrebbe avvenire preferibilmente sotto sforzi combinati, poiché moduli nel campo sono esposti anche contemporaneamente a più fattori di stress. Di conseguenza, due ‘test da sforzo combinato con misurazione in situ’ configurazioni sono stati progettati e costruiti. Queste configurazioni consentono l’utilizzo simultaneo di umidità, temperatura, illuminazione e polarizzazioni elettriche come fattori di stress controllati in modo indipendente su celle solari e minimodules. Le impostazioni consentono inoltre di monitorare in tempo reale le proprietà elettriche di questi campioni. Questo protocollo presenta queste configurazioni e descrive le possibilità sperimentali. Inoltre, sono anche presentati i risultati ottenuti con queste configurazioni: vari esempi sull’influenza delle condizioni di deposizione e di degradazione sulla stabilità del film sottile Cu (In, Ga) Se₂ (CIGS) come pure Cu₂ZnSnSe₄ (CZTS) le celle solari sono descritti. Vengono presentati anche i risultati sulla dipendenza di temperatura delle celle solari CIGS.

Introduction

Impianti fotovoltaici sono considerati una forma conveniente di energia rinnovabile. Moduli fotovoltaici rappresentano il nucleo di questi sistemi di PV e generalmente sono venduti con una garanzia di prestazioni di oltre 25 anni (ad es., perdita di efficienza del 20% max. dopo questo periodo)¹. È fondamentale per la fiducia dei consumatori e degli investitori che tali garanzie siano soddisfatte. Il rendimento di elettricità pertanto opportuno come stabile e alto possibile sopra almeno la durata del modulo desiderato. Questo dovrebbe essere gestito da riduzione sia lento ma costante degrado² guasti imprevisti modulo prematuro, che, ad esempio può verificarsi a causa di errori di produzione. Esempi di errori di modulo osservati nel campo sono potenziali indotto degradazione (PID)³ e degradazione indotta da luce (LID)⁴ per moduli in silicio cristallino o acqua corrosione indotta in CIGS moduli⁵^,⁶ ^, ⁷ ^, ⁸. al fine di evitare una vita ridotto campo di moduli FV, meccanismi di degradazione dovrebbero pertanto essere identificati e minimizzati.

Una migliore comprensione dei meccanismi di degradazione che si verificano in celle fotovoltaiche o moduli contribuirebbe anche a costi di produzione del modulo di PV: in molti casi, materiali protettivi contro stress ambientali vengono introdotti nei moduli per offrire la durata garantita. Questo è per vero esempio per moduli a film sottile flessibile, come CIGS, che contengono un costoso barriera per impedire l’ingresso di acqua. Tutti i materiali del pacchetto in tali moduli possono rendere fino al 70% dei costi del modulo. Questi materiali protettivi sono spesso sovradimensionati al fine di essere certi di ottenere la necessaria durata: più conoscenza circa i meccanismi di degradazione possa pertanto rendere le celle solari più intrinsecamente stabile e prevedibile con maggiore precisione. Migliore comprensione circa la stabilità a lungo termine del modulo e suoi costituenti sarebbe pertanto probabilmente prevenire sovradimensionamento e permettono di ridurre i costi per questi materiali protettivi.

Per dare una stima generale di affidabilità modulo, celle e moduli solari sono al giorno d’oggi testati e qualificati dal test di vita accelerata (ALT)⁹. I test di qualificazione più profondi sono definiti dalla Commissione elettrotecnica internazionale (IEC) 61215 test¹⁰, che danno “go/no go” decisioni sulla stabilità dei moduli FV. Tuttavia, Osterwald et al. ¹¹ ha rivelato che un esito positivo dei test IEC non sempre indica che il modulo FV può stare all’aperto condizioni per 25 o più anni. Questa limitata correlazione tra campo e di laboratorio test è stato dimostrato di essere particolarmente vero per il relativamente nuovo di moduli a film sottile¹².

Questi test non danno la comprensione dei meccanismi di degradazione (‘quali processi e/o quale sottolinea portare osservati modulo lenta degradazione o dalla mancata modulo rapid?’). Inoltre, questi test, che attualmente si basano su fattori di stress di singolo o doppio (ad esempio stress meccanico, o combinate di temperatura e umidità) possono certamente non simulare comportamento del campo in modo affidabile, poiché moduli FV nel campo sono soggette a numerose combinata di sollecitazioni (ad esempio: temperatura, umidità, vento, neve, illuminazione, polvere, sabbia, acqua). Queste sollecitazioni possono anche variare in base alla zona climatica: mentre nel deserto, temperatura e illuminazione sono fattori di stress importante probabile; nei climi moderati, l’influenza di per esempio umidità può anche essere molto importante. Per simulare il degrado e la conseguente fallimenti nei vari climi, varie combinazioni di più sottolinea così sono necessari. Di conseguenza, l’esposizione simultanea a più stress è molto importante per ottenere una buona stima dell’affidabilità modulo in un certo clima, e test di stress combinati così dovrebbe essere parte delle prove di laboratorio.

Si propone quindi che la comprensione qualitativa e quantitativa dei meccanismi di degradazione che si verificano in condizioni di stress combinato dovrebbe essere migliorata. Idealmente, si dovrebbero raccogliere informazioni circa la cella solare o il modulo anche durante queste prove, per consentire l’identificazione delle modifiche della periferica durante l’esposizione. Pertanto, abbiamo progettato e costruito due installazioni che consentono l’esposizione simultanea a umidità, temperature (elevate), polarizzazioni elettriche e illuminazione. In queste configurazioni, la severità di queste sollecitazioni possa anche essere sintonizzata, a seconda l’obiettivo di un esperimento. Inoltre, l’illuminazione permette in situ monitoraggio del PV dispositivi (Figura 1)¹³^,¹⁴^,¹⁵^,¹⁶^,¹⁷^,¹⁸^, ¹⁹ ^, ²⁰. questi tipi di test verranno denominati “Combined Stress test con misurazioni in situ” (CSI). In questo protocollo, due configurazioni di degradazione di ibrido, denominati ‘CSI 1’ e ‘CSI 2’, saranno presentati. Molti studi, volti al miglioramento della comprensione delle performance e la degradazione di soprattutto film sottile CIGS celle solari, sono stati eseguiti con queste configurazioni. Una selezione di stabilità e temperatura dipendenza risultati ottenuti su celle solari non imballate CIGS e CZTS sono presentati. Ulteriori informazioni possono anche essere trovati in²¹^,²².

Figura 1 : ‘Combinato Stress test con misurazioni in situ’ setup. A sinistra: Panoramica schematica di un setup CSI compreso il sistema di misurazione. Centrale e di destra: fotografia delle configurazioni CSI (clima chambers plus simulatori solari, sistemi di misura non raffigurati, configurazioni hanno dimensioni diverse). Medio è CSI1, CSI2 è giusto. Questa figura è stata modificata dalle¹⁹^,³⁰. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Protocol

Nota: Le sezioni 1 e 3 sono specifici per le prove di degradazione di CIGS e celle solari CZTS tramite questa procedura, ma tutti gli altri tipi di celle solari (ad es., perovskiti, fotovoltaico organico e silicio cristallino) sono o saranno testate con queste configurazioni. Si noti che per ogni tipo di dispositivo e la geometria, un supporto del campione deve essere progettato. Questi supporti dovrebbero avere contatti inossidabili per prevenire il degrado contatto, poiché questo potrebbe oscurare gli effetti del degrado del dispositivo. Inoltre, si consiglia di contattare i campioni in una configurazione a quattro punti sonda, per impedire la misurazione dei risultati dei contatti corrosi o fili nel sistema di misurazione. 1. preparazione di celle solari CIGS Utilizzare guanti in tutte le fasi del protocollo durante la manipolazione di celle solari: proteggere contro gli elementi tossici, ma anche impedire la deposizione di materiali indesiderati, come sale da cucina (NaCl), sui campioni. Tagliare un 1 mm x 100 mm x 100 campione di vetro sodico calcico (SLG) mm in quattro 100 mm x 25 mm strisce rettangolari con una penna di cutter o diamante di vetro al fine di preparare i substrati appropriati. Posizionare il campione SLG in un velo di polverizzazione. Depositare il molibdeno spessore 0,5 µm indietro contatto per corrente continua (DC) sputtering a temperatura ambiente sui substrati di vetro23. Scegli tra varie sequenze di pila, tra cui un unico strato, un bilayer e uno stack di multiplayer. Ad esempio, depositare un doppio strato con un iniziale alto sputtering pressione (ad es., 0.03 mbar) seguita da una pressione inferiore di sputtering (ad es., 0.003 mbar) a densità di potenza di 1-5 W/cm2. Preparare una soluzione di etch di 1 M NaOH e 0,3 M K3Fe(CN)624. Elettrochimicamente etch una striscia di 6 mm di molibdeno distanza a depositare un contatto posteriore modellato.Nota: In questo modo, la cella solare ha un’area ben definita, senza aree di celle solari rientranti i contatti dorati, che ancora in parte potrebbero contribuire per i parametri elettrici. Il campione viene posto in una camera a vuoto e depositare uno strato di assorbitore CIGS spesso di 2 µm con un processo di coevaporation sotto un rame, Indio, gallio e selenio atmosfera25. Ad esempio, utilizzare temperature del substrato tipico di 550-600 ° C e seguire il processo di deposizione di tre-palcoscenico, prima formatura (In, Ga)2Se3 dall’evaporazione di Indio, gallio e selenio, seguita dalla formazione di una rame CIGS ricca a causa l’aggiunta di grandi quantità di rame. Spegnere l’evaporatore rame per formare l’assorbitore CIGS rame-poveri richiesto nella terza fase. In alternativa, utilizzare una deposizione di due stadi a pressione atmosferica per un processo di basso costo. Eseguire CuInGa deposizione, mediante sputtering vuoto o mediante deposizione elettrochimica di pressione atmosferica. Seguire questo selenization sotto un’ atmosfera di selenio elementare26 in forno selenization cintura commovente. Il campione viene posto in un bagno chimico e depositare il buffer di CD con una “deposizione di bagno chimico” processo (CBD) con uno spessore di 50 nm27. In genere utilizzare una soluzione a base d’acqua di NH4OH, CdSO4e tiourea (NH2CSNH2) ad una temperatura di ~ 70° C. Il campione viene posto in uno strumento di sputtering e depositare i-ZnO / ZnO:Al anteriore contatto di Radio frequenza (RF) sputtering da i-ZnO e ZnO:Al obiettivi con spessori di rispettivamente 50 nm e 800-1.000 nm28. Per i-ZnO uso uno strato di un target di ZnO puro e uso una ceramica di ZnO target con il 2% Al2O3 per lo strato di ZnO:Al. Temperature di deposizione di uso tra temperatura ambiente e 200 ° C. Evitare l’uso di una griglia di metallo conduttiva nell’elettrodo superiore, poiché non viene utilizzato in moduli commerciali. Pertanto, utilizzare questo strato relativamente spesso ZnO:Al per consentire sufficiente conducibilità in queste cellule che imitano un disegno del modulo. Attentamente gratta via una striscia di 14 mm (sul lato opposto dell’incisione nel passaggio 1.4) della cella solare con un coltello. Facendo uso della differenza di durezza degli strati, rimuovere solo gli strati superiori (ZnO:Al / i-ZnO/CD/CIGS) e lasciare il molibdeno indietro contatto intatto. Modulo di celle solari con una larghezza di 5 mm, simile alla larghezza di una cella in un modulo. Il campione viene posto in uno strumento di “sputtering” oro e coprire con una striscia in mezzo come una maschera, in modo che l’oro non si deposita sulle celle solari. Depositare i contatti dorati di ~ 60 spessore nm di sputtering a temperatura ambiente su sia il contatto posteriore (molibdeno) e il contatto anteriore (ZnO:Al) al fine di permettere il contatto con delle cellule.Nota: L’uso di un contatto di un metallo nobile consente l’esposizione a lungo termine dei campioni a condizioni difficili senza degradazione dei contatti, in modo che la degradazione delle cellule può essere studiata. Tagliare le strisce con un tagliavetro o una penna di diamante in campioni larghi 7mm, che ora hanno una superficie di cella di ~ 7 x 5 mm e una dimensione totale di 7 x 25 mm (Figura 2).Nota: Una rappresentazione schematica della sezione trasversale così come un’immagine di microscopia di una cella è illustrata nella Figura 2. Per gli esperimenti con celle solari CZTS, una procedura diversa deposizione dello strato attivo assorbitore (CZTS) è stata seguita (simili a riferimento29), mentre tutti gli altri livelli sono stati depositati tramite una procedura di analogica. Figura 2 : Progettazione di esempio di CIGS. (in alto) Rappresentazione schematica della sezione trasversale di un campione CIGS e il campione (in basso) una foto di microscopio di una CIGS prelevato dall’alto. Questa figura è stata in parte modificata da riferimenti14,30. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura. 2. analisi delle celle solari prima di degradazione Misurare le ex situ corrente tensione (IV) prestazioni delle celle solari in condizioni di prova standard (STC, illuminazione: 1000 W/m ² e AM 1,5, temperatura: 25 ° C) in una configurazione della sonda di quattro punti per determinare i parametri elettrici con un IV tester. Misurare l’efficienza di quantum esterno (EQE) per l’esatta densità di corrente e lunghezza d’onda assorbimento dipendente30,31 con un setup di risposta spettrale (SR) e calcolare l’esatta densità di corrente. Illuminate di lock-in termografia (ILIT) mappatura31 e la mappatura di fotoluminescenza (PL)31 con un ingrandimento grande di registrare e scattare immagini (microscopia) per identificare eventuali difetti visivi e laterali. Il campione viene posto sotto un dispositivo ILIT con rivelatore di calore con un obiettivo di 15 µm per ingrandimenti elevati e una fonte di illuminazione IR. Illuminare il campione e registrare la differenza spaziale in temperatura per identificare le posizioni riscaldate. Il campione viene posto sotto un mappaggio di PL per ottenere un’immagine spaziale fotoluminescenza. Utilizzare una sorgente di luce LED ad alta potenza per l’illuminazione e una telecamera CCD per il rilevamento di dati.Nota: Esempi possono essere trovati nei riferimenti15,16,20,30. Selezionare un numero di celle solari per l’esperimento di degradazione, pur ponendo il resto dei campioni in una guantiera di argon come riferimento. Selezionare un insieme misto di celle solari come riferimento e come campioni sperimentali, quindi qualsiasi differenza entro le diapositive complete (ad esempio gradienti nella composizione) sono la stessa gravità presente nell’esperimento e campioni di riferimento.Nota: Per esempio questo potrebbe significare che le cellule con posizioni 1, 3, 4, 5, 7 e 8 sui vetrini sono cellule sperimentale, mentre le posizioni 2 e 6 sono celle di riferimento. 3. posizionamento delle celle solari in portacampioni Posizionare le celle solari nel campione i titolari che non qualsiasi ombra sulle cellule e fare contatto tra oro anteriore e posteriore contatti e perni di misurazione.Nota: I portacampioni specificamente sono progettati per sopportare le dure condizioni durante le prove di clima. Inoltre, essi sono costruiti di materiali che hanno solo un limitato di degassamento. Posizionare i supporti del campione sul rack del campione all’interno del installazione CSI, che permettono il contatto elettrico fra le celle solari e gli strumenti di misurazione di fuori del programma di installazione. Posizionare il rack del campione sulla posizione dedicata, dove esso sarà illuminato da un AM 1.5 luce sorgente.Nota: Fonte di luce specifiche è come segue. CSI1: area 40cm x 40cm, 1.000 W/m2, illuminazione BAA calibrato; CSI2: 100 x 100 cm2 di area, 1.000 W/m2, illuminazione AAA calibrato, tarature secondo IEC60904-9:200732. 4. esecuzione dell’esperimento degradazione Accendere il simulatore solare, l’apparecchiatura di misurazione, la camera climatica e il computer. Programma per il computer di misurazione, che controlla il simulatore solare, polarizzazioni elettriche e clima camera impostazioni. Definire il range di tensione, tensione passaggi, sequenza di misurazione e il tempo tra le misurazioni nel software di misurazione IV e definire la temperatura, l’umidità, tensione di polarizzazione e profili di illuminazione nel software.Nota: Lasciate che questo software guidare le misurazioni durante l’esperimento completo. Per le impostazioni tipiche per le misurazioni di IV, utilizzare tensione nel range -0,2 V a + 1,0 V a 120 gradini (0.01 V/passo). Si noti che nella maggior parte dei casi, il sistema si alterna tra le misurazioni di IV di tutti i campioni e le pause di circa 5 min. Stabilizzare la temperatura del vano di clima e le celle solari nel setup. Osservare la temperatura del campione nel software.Nota: Una temperatura tipica per le celle solari è 25 ° C, che è la temperatura STC. Dal momento che l’illuminazione si riscalda i campioni, la temperatura del campione è sempre superiore della camera circostante. Le temperature tipiche di partenza della camera del clima sono-10 ° C a + 5 ° C (+ 5 ° C di temperatura di camera ad esempio può portare a temperature di campione CIGS di 25 ° C). Se sono selezionati altri esempi di design o composizioni, altre temperature della camera possono essere necessario ottenere 25 ° C temperatura del campione. La camera climatica di calore lentamente fino a 85 ° C, ad esempio a 0.1-0.3 ° C/min leggere la temperatura della camera dal clima camera computer e leggere la temperatura del campione dal software.Nota: I campioni tipici temperature sono quindi tra 100 ° C e 110 ° C quando la camera è di 85 ° C. Questi valori variano tra i campioni e soprattutto sono influenzati dal tipo di substrato, il design di supporto del campione e materiale e la cella solare stessa. Durante questa fase, le cellule sono in condizioni di circuito aperto quando non sono valutate, se non indicato diversamente. Se l’influenza di qualsiasi pregiudizio di tensione interna durante la fase di riscaldamento deve essere escluso, l’illuminazione può anche essere spento durante questa fase. CSI1, collegare una termocoppia individuale a tutte le singole celle per misurare la loro temperatura, mentre nel CSI2 uso 15 termocoppie per 32 campioni. Registrare e accedere le singole temperature. Misurare automaticamente le curve di tensione corrente delle celle solari uno ad uno durante il riscaldamento, il che significa che essi sono determinati ogni 0,5 per diversi minuti, a seconda del numero di campioni. Osservare i parametri elettrici nel software. Calcolare i parametri elettrici dalle curve tensione corrente. Sempre determinare l’efficienza, tensione a circuito aperto, densità di corrente di corto circuito, fattore di riempimento, resistenza in serie e resistenza di shunt. Determinare le resistenze dalle piste sull’estremità delle curve tensione corrente. Se necessario, anche di determinare il fattore di idealità, densità di corrente di saturazione e la densità di corrente di foto di raccordo con l’uno-diodo modello14.Nota: Si noti tuttavia che queste procedure di montaggio sono relativamente inaffidabili per celle solari degradate che non si comportano come diodi ideale. L’efficienza come misurato da queste temperature elevate sarà inferiore in condizioni STC, che è per lo più visibili in una diminuzione della tensione di circuito aperto13. Accendere l’umidità nella camera di clima, un’impostazione standard è un’umidità relativa (RH) del 85%. Questo è generalmente il punto di partenza dell’esperimento (t = 0 h). Osservare il RH dal computer camera clima.Nota: Il campione reale di umidità è inferiore al valore impostato. Questo è causato dal fatto che la temperatura del campione è supera a 85 ° C, mentre l’umidità assoluta è la stessa: poiché l’umidità relativa è una funzione della temperatura, questo valore è inferiore a 85% RH33. Lasciare i campioni in configurazioni di CSI per 100s a 1, 000s di ore, mentre le curve di tensione corrente di misurazione. Misurare le curve ogni 5/10 minuti, ma questo variare su richiesta. Osservare i parametri elettrici nel software. Nel tempo rimanente, conservare i campioni in condizioni di circuito aperto (condizioni standard) oppure metterli sotto varie polarizzazioni elettriche con l’uso di carichi elettrici, variabile da -20 V a + 20 V. Nel caso in cui una modifica della polarizzazione elettrica è necessaria durante l’esperimento, modificare il valore impostato nel software tracer.Nota: Le impostazioni di ‘Standard’ sono il punto di massima potenza (MPP) condizioni (la tensione di funzionamento e la corrente di una cella solare), condizioni di corto circuito e le condizioni con una limitata tensione negativa. Utilizzare quest’ultimo per simulare l’ombreggiatura parziale modulo. Per ulteriori informazioni su campioni dopo diversi tempi di esposizione, è necessario rimuovere un numero limitato di campioni nei portacampioni dal setup prima degli altri. Eseguire questo nell’ambito dell’illuminazione e in modo molto rapido al fine di minimizzare l’influenza sui campioni rimanenti. Questo naturalmente è solo possibile per i piccoli campioni. Alla fine dell’esperimento, raffreddare lentamente la camera fino a temperatura ambiente in poche ore e rimuovere i campioni insieme ai loro titolari di campione. Osservare la temperatura dal computer camera clima.Nota: È anche possibile utilizzare altri intensità di luce (ad es., 800 W/m2 o luce ultravioletta), mentre l’umidità e temperatura naturalmente può anche essere variata. In tal caso, i parametri elettrici ottenuti devono essere corretto per la diversa intensità di luce. È stato osservato che cambiamenti inattesi parametri elettrici si è verificato quando celle solari CIGS erano poco (ad es., 15 min) non illuminato (e riscaldato con la fonte di illuminazione). Se questo effetto non è lo scopo dello studio, si consiglia di lasciare l’illuminazione continuamente14. 5. analisi di degradato e fanno riferimento a celle Tracciare lo sviluppo dei parametri elettrici in funzione del tempo di esposizione in configurazioni di degradazione. Ripetere le misurazioni ex situ IV delle celle solari degradate direttamente dopo i campioni sono stati rimossi dalle messe a punto per ottenere i parametri elettrici in STC. Ripetere le misurazioni di efficienza quantistica esterno per l’esatta densità di corrente e dipendente dalla lunghezza d’onda di assorbimento. Registrare di nuovo il mapping di illuminato di lock-in termografia e fotoluminescenza mapping e scattare foto (microscopia) per identificare qualsiasi cambiamento nei difetti visivi e laterali. Utilizzare le stesse impostazioni come prima di degradazione. Utilizzare altre tecniche di analisi, come (sezione trasversale) microscopio elettronico a scansione-Energy Dispersive x-ray spectroscopy (SEM-EDX)31, diffrazione di raggi x (XRD)31, spettroscopia di massa di ioni secondari (SIMS)31e temperatura tensione corrente dipendente (IV(T))31 identificare ulteriormente i meccanismi di guasto. Eseguire queste analisi distruttive su entrambi degradato e campioni per osservare i cambiamenti dovuti all’esposizione alle configurazioni CSI di riferimento. 6. definizione dei meccanismi di degradazione e modalità Combinare tutti i dati per definire i meccanismi di degradazione e il loro impatto sulla stabilità a lungo termine di celle solari o moduli.

Representative Results

Le installazioni CSI sono state utilizzate per una vasta gamma di esperimenti. Gli esperimenti hanno entrambe focalizzate sull’influenza sulla cella o modulo composizione e design, così come sull’influenza le condizioni di degrado. Alcuni esempi di sviluppo di parametri elettrici vengono visualizzati nelle figure seguenti. Misurazioni in Figura 3, Figura 5, Figura 6e Figura 7 sono stati portati in CSI1, mentre nella figura 4 è stata ottenuta in CSI2. In queste cifre, si è scelto di rappresentare l’efficienza del dispositivo, la tensione di circuito aperto o la resistenza di shunt, ma altri parametri naturalmente possono anche essere tracciati. Figura 3 e Figura 4 è possibile visualizzare l’influenza delle condizioni di degrado sulla stabilità di celle solari CIGS di alcali ricchi senza una barriera di umidità o qualsiasi altro materiale di pacchetto. La figura 3 Mostra che queste cellule degradano quando sono esposti a illuminazione, calore e umidità, mentre sono quasi stabili in assenza di umidità. Ciò indica che queste celle solari o moduli analogici potrebbero essere completamente stabili quando ben confezionato contro umidità15. Naturalmente, potenziale pacchetto materiali includono vetro, ma anche le barriere flessibili, che sono spesso basate su organico-inorganico multi-pile15. In futuri esperimenti, queste possibilità saranno anche testate. Questi risultati inoltre indicano che questo materiale del pacchetto potrebbe non essere necessario in un clima caldo e secco. La figura 4 Mostra l’influenza di una tensione di polarizzazione quando esposto a calore umido più illuminazione: questi risultati preliminari indicano che una bassa tensione negativa (-0.5 V, curve grigia) probabilmente ha un effetto più negativo sulla stabilità di corto circuito, circuito aperto, e MPP condizioni18. Figura 3 : Influenza dell’umidità sulla stabilità di celle solari CIGS. Lo sviluppo dell’efficienza delle celle solari CIGS non imballate in funzione dell’esposizione il tempo di illuminazione più calore (rosso) secco e caldo umido (blu) presa a temperature elevate. Ogni linea rappresenta una cella solare. Questa figura è stata modificata da riferimento15. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura. Figura 4 : Influenza dei carichi elettrici sulla stabilità di celle solari CIGS. Evoluzione dell’efficienza delle cellule non imballate come funzione del tempo alle varie tensioni + calore umido e illuminazione. Grigio, blue, verde e rosse curve indicano l’esposizione a -0.5 V, 0 V, ~ VMPPe circuito aperto le condizioni, rispettivamente. Questi parametri sono ottenuti a temperature elevate, mentre le efficienze di temperatura sono circa 50% superiore. Ogni linea rappresenta una cella solare. Questa figura è stata modificata da riferimento18. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura. A causa del lento riscaldamento (0.1-0.3 ° C/min) durante la fase di riscaldamento e le misurazioni in tempo reale, anche automaticamente queste configurazioni permettono di determinare la dipendenza di temperatura delle celle solari. Figura 5 Mostra la dipendenza della tensione circuito aperto come ottenuti dalle curve di riscaldamento prima di esperimenti di degradazione. Questo grafico mostra che esistono differenze tra il circuito aperto tensione (Voc) dipendenza delle varie celle CIGS, mentre altri parametri come la resistenza in serie e la corrente di corto circuito (non raffigurato) display della temperatura ancora più grande differenze tra cellule. Lo sviluppo di altri parametri può essere trovato in riferimento34. Figura 5 : Dipendenza di temperatura delle celle solari CIGS. Dipendenza di temperatura della tensione di circuito aperto (Voc) di due non imballate celle solari CIGS. I colori indicano le diverse celle solari disegni: i quadrati blu rappresentano campioni con la procedura di progettazione e deposizione di cella come descritto sopra. I cerchi rossi indicano una non imballati celle solari CIGS che su pellicola di polyimide con assorbitori depositati con coevaporation assistita a fascio di ioni. Ogni linea rappresenta una cella solare. Questa figura è stata modificata da riferimento34. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura. Figura 6 Mostra che piccole differenze nella composizione delle celle solari possono avere una grande influenza sulla stabilità del dispositivo. Questo esperimento ha dimostrato che campioni ricchi di alcali contenenti grandi quantità di sodio e potassio avevano un’alta efficienza iniziale, ma hanno anche degradati più rapidamente. D’altra parte, inoltre sono state prodotte quasi stabile celle solari non imballate che conteneva solo piccole quantità di alcali-elementi (campioni “alcali-poveri”). Queste celle solari erano così quasi intrinsecamente stabile e non ha bisogno di qualsiasi materiale protettivo. Basate su tali informazioni combinate con i risultati dell’analisi ex situ , i meccanismi di degradazione principale per questi esempi potrebbero essere identificati: è stato osservato che il driver principale dietro la perdita di efficienza dei campioni ricchi di alcali era un netto calo shunt resistenza16. Analisi approfondita delle proprietà di queste cellule visualizzato che la migrazione di alcali-elementi, in particolare sodio, sembrava causare questa diminuzione. Ulteriori informazioni sono presentate in riferimenti16,20. Fasi successive di questo studio mirano a sviluppare celle solari con la stabilità dei campioni dell’alcali-poveri e l’alta efficienza iniziale dei campioni ricchi di alcali. Figura 6 : Influenza del alcali-contenuto sulla stabilità di celle solari CIGS. Evoluzione dell’efficienza (a sinistra) e resistenza di shunt (a destra) di due tipi di decompresso le celle solari CIGS esposti a calore umido più illuminazione. Le linee rosa e viola rappresentano i campioni di alcali-poveri, mentre le linee blu rappresentano i campioni ricchi di alcali. I valori sono stati ottenuti a temperature elevate, mentre efficienze di temperatura ambiente sono superiore del 30-80%. Ogni linea rappresenta una cella solare. Questa figura è stata modificata dal riferimento16. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura. Un ultimo esempio si concentra su vari campioni CZTS19. La figura 7 Mostra che diversi tipi di celle solari non imballati dimostrano un comportamento diverso IV sotto calore umido più illuminazione. Dovrebbe essere notato che queste cellule non sono celle solari ideale, quindi l’aumento di efficienza e tensione, come mostrato in questa figura è probabile non rappresentante per celle solari CZTS in generale e potrebbe essere fornita alcuna spiegazione per questo comportamento. Ulteriori studi devono essere eseguiti per dare istruzioni affidabile circa la stabilità di queste cellule. Figura 7 : Celle solari CZTS esposte a calore umido più illuminazione. Evoluzione della tensione a circuito aperto normalizzato ed efficienza dei quattro tipi di celle non ottimizzato non imballati CZTS come funzione del tempo, esposto a calore umido più illuminazione prese a temperature elevate. Ogni colore rappresenta un diverso tipo di cella solare CZTS. Ogni linea rappresenta una cella solare. Questa figura è stata modificata da riferimento19. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Discussion

Due installazioni di CSI per il monitoraggio in tempo reale dei parametri elettrici delle celle solari e moduli sono stati progettati e costruiti. Queste configurazioni consentono l’esposizione simultanea a calore umido, illuminazione e polarizzazioni elettriche, mentre anche in situ determinare i parametri di IV di dispositivi fotovoltaici. Queste configurazioni sono state usate per studiare l’influenza di stress ambientali (umidità, illuminazione, elettrici pregiudizi e temperatura) così come composizione cellulare o modulo sulla stabilità a lungo termine di celle solari non imballate. Figura 3, Figura 4, Figura 5, Figura 6e Figura 7 visualizzare una selezione dei risultati ottenuti con queste configurazioni.

Risultati di stabilità (Figura 3, Figura 4, Figura 6e Figura 7) dagli studi presentati devono essere trattati sempre con cura: al fine di rendere la traduzione da questi studi alla stabilità del modulo, i vincoli di tutti prove di vita accelerata sulla stabilità dei dispositivi fotovoltaici (tra cui questo studio) dovrebbero essere presi in considerazione. Questi vincoli sono causati dal fatto che le condizioni in laboratorio sono destinate a identificare rapidamente i meccanismi di degrado, mentre alcuni meccanismi di degradazione non potrebbero essere trovati causa la selezione delle sollecitazioni sbagliato (gravità della). Inoltre, le condizioni selezionate potrebbero portare a meccanismi di degrado e conseguenti errori che si verificano nel campo o si verificano nel campo prima o dopo il previsto periodo di tempo. Mentre per esempio per condizioni di caldo umido (85 °C/85% RH), un fattore di accelerazione delle 219 è presupposto, riferimento²⁵ ha mostrato che questo tasso è spesso non lineare e può variare in moduli CIGS tra 10 e 1.000 e per i meccanismi di degradazione differenti.

Per stimare la validità dei risultati presentati, le differenze più importanti tra il modulo del campo esposizione e gli esperimenti presentati dovrebbero essere tenuti in considerazione:

r. condizioni di laboratorio usati sono più gravi di condizioni di campo, che è un’esigenza intrinseca per prove accelerate. Inoltre, le condizioni in questi esperimenti sono per lo più costante, mentre moduli nel campo saranno esposto a condizioni in continuo cambiamento.

b. negli esperimenti presentati, non imballati celle solari sono state utilizzate. Naturalmente, materiali barriera e bordo sigillanti giocherà un ruolo importante nella stabilità dispositivo (soprattutto in condizioni di umidità). Inoltre, l’influenza di interconnessione e incapsulamento materiali è molto importante e non deve essere trascurato. Certamente, sono possibili in queste configurazioni anche esperimenti con mini-moduli confezionati e interconnessi.

c. per l’illuminazione, gli esperimenti presentati in Figura 3, Figura 5, Figura 6e Figura 7 sono stati eseguiti in condizioni di circuito aperto quando le curve IV non sono state registrate. Tuttavia, moduli dovrebbero funzionare in condizioni di MPP, mentre le cellule potrebbero essere esposti anche invertito bias condizioni in caso di ombreggiamento parziale modulo. Figura 4 Mostra che solo limitate differenze tra MPP e condizioni di circuito aperto sono stati osservati in quell’esperimento specifico, ma che potrebbe essere diverso per altre cellule o condizioni.

d. la composizione delle celle solari CIGS ha una grande influenza sulla stabilità a lungo termine. Esempi di studi sull’influenza della composizione sulla stabilità ad esempio possono essere trovati in riferimenti¹⁶^,²⁰. Poiché l’esatta natura dell’influenza di molte piccole modifiche nello stack di celle solari non è stato ancora identificato, degrado potrebbe verificarsi più velocemente o più lentamente del previsto.

I fattori di cui sopra indicano che un gran numero di studi di vita accelerato con variazione in condizioni di degrado e composizione del campione è necessario pronosticare veramente delle prestazioni del campo modulo. Inoltre, questi risultati dovrebbero pertanto essere combinati con studi sul campo per ottenere un quadro completo circa la stabilità a lungo termine dei moduli FV.

Tuttavia, proponiamo che le installazioni presentate in questo studio sono sostanziali miglioramenti rispetto alle prove standard IEC, dovuto l’esposizione a stress combinati così come in situ monitoraggio. Queste proprietà notevolmente migliorare il valore predittivo di esperimenti di vita accelerata e aumentano la nostra comprensione dei meccanismi di degradazione. I quattro vantaggi principali rispetto a ‘standard’ (ad es., IEC 61215) test sono le seguenti funzionalità:

a. test sotto esposizione agli stress combinato (cioè, temperatura, umidità, illuminazione e polarizzazioni elettriche).

b. messa a punto di sforzi combinati al fine di simulare climi locali (ad es., deserto o condizioni polari).

c. ottimizzazione delle polarizzazioni elettriche, ad esempio, per simulare effetti di ombreggiatura parziale.

d. in tempo reale di monitoraggio delle prestazioni del dispositivo, consentendo più semplice e veloce test così come migliore previsione o la limitazione dei meccanismi di degradazione a causa di un livello di conoscenza aumentata.

e. ridotto tempo, di prova, poiché un test può essere interrotto direttamente dopo un errore si è verificato, invece dopo il periodo di prova definiti (ad es., 1.000 h).

Si propone pertanto che gli studi di vita con le installazioni presentate possono notevolmente migliorare la comprensione qualitativa e quantitativa e la previsione della stabilità a lungo termine di celle e moduli solari. In futuro, un programma di installazione offrendo ‘Combinata Stress test con misurazioni in situ’ (CSI) per fondo scala saranno sviluppati moduli: le configurazioni con zone illuminate di 40 x 40 cm e 100 x 100 cm sono troppo piccole per i moduli di PV full-size, così prevede di aumentare la scala di questo concetto di misurazione di sollecitazioni combinate sono in corso.

Disclosures

The authors have nothing to disclose.

Acknowledgements

Gli autori vorrei ringraziare Zeman Miro (Delft University of Technology) e Zeger Vroon (TNO) per le discussioni fruttuose. Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (tutti i TNO), Felix Daume (Solarion) e Marie Buffière (IMEC) sono riconosciuti per la deposizione del campione, analisi e le lunghe discussioni. Inoltre, vorremmo ringraziare tutti i dipendenti da sole eterno, Hielkema Testequipment e soluzioni di ReRa e più in particolare Robert Jan van Vugt, Alexander Mulder e Jeroen Vink per il loro contributo.

Questi studi sono stati effettuati sotto numero di progetto M71.9.10401 nell’ambito del programma di ricerca di materiali innovazione Istituto M2i, progetto TKI IDEEGO fiducia, il progetto PV OpMaat, finanziato dal programma di collaborazione transfrontaliera Interreg V Flanders-Paesi Bassi con il sostegno finanziario dei fondi europei per lo sviluppo regionale e il programma di ‘Technologie zoekt Ondernemer’ TNO.

Materials

Hybrid degradation setup	Eternal Sun	Climate Chamber Solar Simulator	More information can be found here: http://www.eternalsun.com/products/climate-chamber/
Sample holders	ReRa Solutions		More information can be found here: https://www.rerasolutions.com/
Sample rack	Demo Delft		More information can be found here: http://www.demo.tudelft.nl/
Gold deposition tool	Polaron Equipment LTD	SEM coating unit E5100	Tool for Au deposition for SEM measurements
Tracer IV software	ReRa Solutions		More information can be found here: https://www.rerasolutions.com/product/tracer-iv-software/
Solar cells	Solliance		More information can be found here: http://www.solliance.eu. Solar cells and modules can also be obtained from many other universities, research institutes and companies

PL mapping setup	GreatEyes	LumiSolarCell
ILIT mapping setup	Infratec	ImageIR camera and Sunfilm IR lens
Optical microscopy	Leica	Wild M400	coupled with a Leica DFC 320 camera and Leica Application Suite software, version 4.3.0
IV tester	OAI	OAI TriSol Solar Simulator	coupled with a Keithley SourceMeter 2400 and controlled using IV runner software, version 1.4.0.6.
EQE tester	Homemade

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Theelen, M., Bakker, K., Steijvers, H., Roest, S., Hielkema, P., Barreau, N., Haverkamp, E. In Situ Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for Cu(In,Ga)Se₂ Solar Cells. J. Vis. Exp. (140), e55897, doi:10.3791/55897 (2018).

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