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In Situ Suivi de la dégradation de Performance accélérée des cellules et Modules solaires : une étude de cas pour les cellules solaires de Cu (In, Ga) Se2

Published: October 3, 2018 doi: 10.3791/55897
Automatic Translation
1, 1, 1, 2, 3, 4, 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

Deux configurations « Épreuve d’effort combiné avec in situ measurement », qui permettent de suivre en temps réel la dégradation accélérée des cellules et modules solaires, ont été conçues et construites. Ces configurations permettent l’utilisation simultanée de l’humidité, de température, de préjugés électriques et éclairage contrôlés indépendamment des facteurs de stress. Les configurations et les diverses expériences exécutées sont présentés.

Abstract

Le coût économique de l’électricité (LCOE) de systèmes photovoltaïques (PV) est déterminé par, entre autres facteurs, la fiabilité du module PV. Meilleure prédiction des mécanismes de dégradation et prévention de défaillance du champ module peuvent donc diminuer les risques d’investissement ainsi qu’augmenter le rendement de l’électricité. Pour ces raisons un niveau d’amélioration des connaissances peut diminuer considérablement le coût total de l’électricité photovoltaïque.

Afin de mieux comprendre et à réduire au minimum la dégradation des modules PV, les mécanismes de dégradation naturelle et les conditions doivent être identifiées. Préférence cela devrait sous sollicitations combinées, étant donné que les modules dans le domaine sont exposés simultanément à plusieurs facteurs de stress. Par conséquent, deux « test de Stress combinés avec in situ measurement » configurations ont été conçues et construites. Ces installations permettent l’utilisation simultanée de l’humidité, température, éclairage et distorsions électriques comme facteurs de stress contrôlé indépendamment sur les cellules solaires et les minimodules. Les configurations permettent également un suivi en temps réel des propriétés électriques de ces échantillons. Ce protocole présente ces configurations et décrit les possibilités expérimentales. En outre, les résultats obtenus avec ces configurations sont également présentées : divers exemples sur l’influence des conditions de dépôt et de dégradation sur la stabilité des couches minces Cu (In, Ga) Se2 (CIGS) ainsi que Cu2ZnSnSe4 (CZTS) cellules solaires sont décrites. Résultats concernant la dépendance de la température des cellules solaires CIGS sont également présentés.

Introduction

Systèmes PV sont considérés comme une forme économique des énergies renouvelables. Modules PV représentent le cœur de ces systèmes PV et sont généralement vendus avec une garantie de bonne exécution de plus de 25 ans (p. ex., perte de rendement de 20 % max. après cette période)1. Il est crucial pour la confiance des consommateurs et des investisseurs que ces garanties soient respectées. Le rendement de l’électricité devrait donc être stable et élevé que possible au moins la durée de vie désirée module. Cela devrait être géré par réduction de la dégradation lente mais constante2 et défaillances inattendues module prématurée, qui, par exemple, peut se produire en raison d’erreurs de production. Exemples d’échecs de module observées dans le domaine sont potentiels induits par la dégradation (PID)3 et lumière induite par la dégradation (LID)4 pour les modules de silicium cristallin ou de l’eau induite par la corrosion du CIGS modules5,6 , 7 , 8. afin d’éviter une durée de vie réduite de champ de modules PV, les mécanismes de dégradation par conséquent devraient être identifiées et réduits au minimum.

Une meilleure compréhension des mécanismes de dégradation se produisant dans les cellules de PV ou modules contribuerait également à réduire les coûts de production de module PV : dans de nombreux cas, des matériaux de protection contre les stress environnementaux sont introduites dans les modules d’offrir la durée de vie garantie. C’est pour vrai exemple pour les modules couche mince flexible, comme CIGS, qui contiennent un cher barrière pour empêcher l’eau ingression. Tous les matériaux d’emballage dans ces modules peuvent faire jusqu'à 70 % des coûts de module. Ces matériaux de protection est souvent surdimensionnées afin d’être certain d’obtenir la durée de vie exigée : plus de connaissances sur les mécanismes de dégradation peut donc faire des cellules solaires plus intrinsèquement stables et prévisibles avec plus de précision. Meilleure compréhension quant à la stabilité à long terme du module et de ses constituants serait donc probablement éviter le surdimensionnement et permettent de réduire les coûts pour ces matériaux de protection.

Pour donner une estimation générale de la fiabilité du module, cellules et modules solaires sont actuellement testés et qualifiés par les Tests de durée de vie accéléré (ALT)9. Les essais de qualification plus profondes sont définies par la Commission d’électrotechnique internationale (CEI) 61215 tests10, qui donnent des décisions « go/no go » sur la stabilité des modules PV. Cependant, Osterwald et al. 11 a révélé que des résultats positifs des essais CEI n’indiquent pas toujours que le module PV peut se tenir à des conditions extérieures depuis 25 ans. Cela limite la corrélation entre le terrain et en laboratoire essais a été démontrée pour être particulièrement vrai pour le relativement nouveau film mince modules12.

Ces tests ne donnent pas de comprendre les mécanismes de dégradation (« quels processus et/ou qui souligne conduire à la dégradation observée module lente ou à la défaillance du module rapide ? »). En outre, ces tests, qui sont actuellement fondées sur des facteurs de stress simple ou double (par exemple les contraintes mécaniques, ou combinée température et humidité) peuvent certainement pas simuler le champ comportement de manière fiable, car dans le domaine des modules PV sont soumis à de nombreux combiné de contraintes (par exemple : température, humidité, vent, neige, illumination, poussière, sable, eau). Ces contraintes peuvent également varier par zone climatique : alors que dans le désert, la température et l’éclairage sont des facteurs de stress important susceptible ; dans les climats tempérés, l’influence de l’humidité par exemple peut également être très important. Pour simuler la dégradation et les défaillances qui en résulte dans les divers climats, différentes combinaisons de stress multiples sont donc nécessaires. Par conséquent, l’exposition simultanée à plusieurs contraintes est très importante d’obtenir une bonne estimation de la fiabilité du module dans un certain climat, et des tests de stress combinés devraient donc être partie des tests de laboratoire.

Il est donc proposé que la compréhension qualitative et quantitative des mécanismes de dégradation survenant dans des conditions de stress combinés devrait être améliorée. Idéalement, informations sur le module ou la cellule solaire devraient aussi être recueillies durant ces tests, pour permettre l’identification des modifications de l’appareil pendant l’exposition. Par conséquent, nous avons conçu et construit deux configurations qui permettent l’exposition simultanée à l’humidité, des températures (élevées), biais électriques et éclairage. Dans ces configurations, la gravité de ces stress peut aussi être Assemblée, selon l’objectif d’une expérience. En outre, l’éclairage permet de surveillance in situ des PV périphériques (Figure 1)13,14,15,16,17,18, 19 , 20. ces types de tests s’appelera « Tests de résistance combinées avec les mesures in situ » (CSI). Dans ce protocole, deux configurations de dégradation hybride, nommées « CSI 1' et « CSI 2', seront présentées. De nombreuses études, visant à l’amélioration de la compréhension de la performance et la dégradation des particulièrement minces CIGS cellules solaires ont été exécutés avec ces configurations. Une sélection de stabilité et de la température dépendance résultats sur non emballés des cellules solaires CIGS et CZTS sont présentés. On trouvera aussi plus d’informations dans21,22.

Figure 1
Figure 1 : Configuration « Teste de Stress combinés avec les mesures in situ ». A gauche : Présentation schématique d’une installation CSI, y compris le système de mesure. Milieu et de droite : photographie des configurations CSI (climat chambers et simulateurs solaires, systèmes de mesure non représentés, configurations ont des tailles différentes). Middle est CSI1, droite est CSI2. Ce chiffre a été modifié de19,,30. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

Protocol

Remarque : Les Sections 1 et 3 sont spécifiques pour l’essai de dégradation de CIGS et cellules solaires CZTS via cette procédure, mais tous les autres types de cellules solaires (p. ex., pérovskites, PV organique et silicium cristallin) sont ou seront testés avec ces configurations. Il est à noter que, pour chaque type d’appareil et de la géométrie, un porte-échantillon devrait être conçue. Ces titulaires devraient avoir des contacts inoxydables pour prévenir la dégradation de contact, car cela risque de masquer les effets de la dégradation de l’appareil. En outre, il est conseillé de contacter les échantillons dans une configuration de sonde de quatre points, afin d’empêcher la mesure des résultats des contacts corrodés ou fils dans le système de mesure.

1. préparation des cellules solaires CIGS

  1. Utilisez des gants dans toutes les étapes du protocole lors de la manipulation des cellules solaires : protection contre les éléments toxiques, mais aussi empêcher le dépôt de matières indésirables, comme le sel de cuisine (NaCl), sur les échantillons.
  2. Coupez 1 mm x 100 mm x 100 échantillon de verre sodo-calcique (SLG) mm en quatre 100 x 25 mm bandes rectangulaires avec un stylo cutter ou diamant de verre afin de préparer des substrats appropriés.
  3. Placer l’échantillon SLG dans une coucheuse par pulvérisation cathodique. Déposer le contact arrière par pulvérisation de courant continu (DC) à température ambiante sur les substrats de verre23de molybdène épaisseur 0,5 µm.
    1. Choisissez parmi les différentes séquences de la pile, dont une seule couche, une bicouche et une pile de multijoueur. Par exemple, déposez une bicouche avec une initiale élevée pulvérisation sous pression (p. ex., 0.03 mbar) suivie d’une pression de pulvérisation plus faible (par exemple, 0,003 mbar) à des densités de puissance de 1-5 W/cm2.
  4. Préparer une solution d’etch de 1 M NaOH et 0,3 M K3Fe(CN)624. Électrochimiquement etch une bande de 6 mm de la molybdène à déposer un contact dos à motifs.
    NOTE : De cette façon, la cellule solaire a une zone bien définie, sans cellule solaire zones couvertes par les contacts dorés, qui pourraient encore partiellement contribuer aux paramètres électriques.
  5. Placer l’échantillon dans une chambre à vide et déposer une couche épaisse des absorbeur CIGS 2 µm par un processus de coevaporation sous une atmosphère de cuivre, indium, gallium et sélénium25.
    1. Par exemple, utilisent des températures typiques de substrat de 550 à 600 ° C et suivez le processus de dépôt de trois étapes, la première formation (In, Ga)2Se3 par évaporation d’indium, gallium et sélénium, suivie par la formation d’un CIGS cuivre riche due à l’ajout de quantités importantes de cuivre. Désactiver l’évaporateur en cuivre pour former l’absorbeur CIGS cuivre-pauvres requis pendant la troisième phase.
    2. Alternativement, utilisez une déposition de deux étages à la pression atmosphérique pour un processus de faible coût. Effectuer des dépôts CuInGa, soit par pulvérisation cathodique sous vide, soit par dépôt électrochimique de la pression atmosphérique. Suite à cela selenization sous une atmosphère de sélénium élémentaire26 dans un four de selenization ceinture mobile.
  6. Placer l’échantillon dans un bain chimique et déposer le tampon de CdS par un « dépôt de bain chimique » processus (CDB) d’une épaisseur de 50 nm27. En général, utilisez une solution à base d’eau de NH4OH et CdSO4thiourée (NH2CSNH2) à une température de ~ 70° C.
  7. Placer l’échantillon dans un outil de pulvérisation et de déposer le i-ZnO / ZnO:Al contact avant par Radio fréquence (RF) pulvérisation de i-ZnO et ZnO:Al cibles avec des épaisseurs de respectivement 50 nm et 800-1 000 nm28.
    1. Pour i-ZnO utilisation une couche d’une cible de ZnO pure et une céramique de ZnO ciblent avec 2 % d’Al2O3 pour la couche de ZnO:Al. Utilisent des températures de dépôt entre température ambiante et 200 ° C. Éviter l’utilisation d’une grille métallique conductrice dans l’électrode supérieure, car il n’est pas utilisé dans les modules commerciaux. Par conséquent, utiliser cette couche relativement épaisse ZnO:Al de permettre assez de conductivité dans ces cellules qui imitent un module de conception.
  8. Soigneusement gratter là une bande de 14 mm (à l’opposé de la gravure à l’étape 1.4) de la cellule solaire avec un couteau.
    1. En faisant usage de la différence dans la dureté des couches, enlever seulement les couches supérieures (ZnO:Al / i-ZnO/CdS/CIGS) et laisser le molybdène contact arrière intact. Forme des cellules solaires avec une largeur de 5 mm, similaire à la largeur d’une cellule dans un module.
  9. Placer l’échantillon dans un outil pulvérisation or et couvrez-le avec une raie au milieu comme un masque, afin qu’aucun or n’est déposé sur la cellule solaire. Déposer les contacts dorés de ~ 60 épaisseur nm par pulvérisation à température ambiante sur les contacts en arrière (molybdène) et le contact avant (ZnO:Al) afin de permettre le contact avec des cellules.
    Remarque : L’utilisation d’un contact de métal noble permet l’exposition à long terme des échantillons à des conditions difficiles sans dégradation des contacts, afin que la dégradation de la cellule peut être étudiée.
  10. Couper les bandes avec un coupe-verre ou un crayon de diamant en larges échantillons de 7 mm, qui maintenant ont une surface de la cellule de ~ 7 x 5 mm et une superficie totale de 7 x 25 mm (Figure 2).
    Remarque : Une représentation schématique de la section transversale, ainsi qu’une image de microscopie d’une cellule est illustrée à la Figure 2. Pour les expériences avec des cellules solaires CZTS, une procédure de dépôt différents de la couche active absorbeur (CZTS) a été suivie (semblable à la référence29), alors que tous les autres calques ont été déposés à l’issue d’une procédure analogue.

Figure 2
Figure 2 : CIGS échantillon conception. (en haut) Représentation schématique de la section transversale d’un échantillon CIGS et (en bas) une image microscope un CIGS prise du haut. Ce chiffre a été en partie modifié de références14,30. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

2. l’analyse des cellules solaires avant dégradation

  1. Mesurer le ex-situ courant tension (IV) rendement des cellules solaires dans des conditions de test standard (STC, illumination : 1000 W/m² et AM 1,5, température : 25 ° C) dans une configuration de sonde de quatre points pour déterminer les paramètres électriques avec une perfusion IV appareil de contrôle.
    1. Mesurer le rendement quantique externe (EEQ) pour l’exacte densité de courant et de la longueur d’onde d’absorption dépend30,31 avec une configuration de réponse spectrale (SR) et calculer la densité de courant exacte.
  2. Enregistrer l’illuminés blocage thermographie (ILIT) cartographie31 et la cartographie de photoluminescence (PL)31 avec un grossissement important et prendre des images (examen microscopique) afin d’identifier les défauts visuels et latérales.
    1. Placer l’échantillon dans un dispositif ILIT avec détecteur de chaleur avec un objectif de 15 µm à fort grossissement et une source d’illumination IR. Illuminer l’échantillon et d’enregistrer la différence spatiale de température pour identifier les emplacements chauffés.
    2. Placer l’échantillon dans une configuration de mappage PL pour obtenir une image spatiale de photoluminescence. Utilisez une source lumineuse de LED haute puissance pour l’éclairage et une caméra CCD pour la détection de données.
      NOTE : Exemples peuvent être trouvés dans références15,16,20,30.
  3. Sélectionnez un nombre de cellules solaires pour l’expérience de dégradation, tout en mettant le reste des échantillons dans une boîte à gants argon comme référence. Sélectionnez un ensemble de cellules solaires comme référence et échantillons expérimentaux, alors aucune différence dans les diapositives complets (par exemple les gradients en composition) sont dans la même sévérité présents dans les échantillons de référence et expérience.
    Remarque : Cela pourrait par exemple signifier que les cellules avec des positions 1, 3, 4, 5, 7 et 8 sur les diapositives sont des cellules expérimentales, tandis que les positions 2 et 6 sont les cellules de référence.

3. mise en place des cellules solaires sur les supports de l’échantillon

  1. Placez les cellules solaires en échantillon détenteurs qui ne pas jeter une ombre sur les cellules et faire contact entre or avant et arrière contacts et broches de mesure.
    Remarque : Les détenteurs de l’échantillon sont spécialement conçus pour résister aux conditions difficiles au cours des essais climatiques. En outre, ils sont constitués de matériaux qui n’ont qu’une de dégazage.
  2. Placer les détenteurs de l’échantillon sur la grille de l’échantillon à l’intérieur de l’installation de la CSI, qui permettent un contact électrique entre les cellules solaires et les outils de mesure à l’extérieur de l’installation. Placez la grille de l’échantillon sur la position dédiée, où il est éclairé par une AM 1,5 lumière source.
    Remarque : Spécifications de la source lumineuse sont comme suit. CSI1 : zone de 40 cm x 40 cm, 1 000 W/m2, BAA calibré illumination ; CSI2 : 100 x 100 cm2 zone, 1 000 W/m2, illumination AAA calibré, étalonnages selon IEC60904-9 : 200732.

4. l’exécution de l’expérience de la dégradation

  1. Allumez le simulateur solaire, l’équipement de mesure, la chambre climatique et l’ordinateur.
  2. Programme de l’ordinateur de la mesure, qui contrôle le simulateur solaire, biais électriques et réglages chambre climatique. Définir la plage de tension, des mesures de tension, séquence de mesure et l’heure entre les mesures dans le logiciel de mesure IV et définir la température, l’humidité, tension de polarisation et profils de l’illumination dans le logiciel.
    Remarque : Laissez ce logiciel orienter les mesures pendant l’expérience complète.
    1. Pour les paramètres par défaut pour les mesures IV, utilisent des tension entre -0,2 V à + 1,0 V en 120 étapes (0,01 V/étape). Notez que dans la plupart des cas, le système alterne les mesures IV de tous les échantillons et les pauses d’environ 5 min.
  3. Stabiliser la température de la chambre de climat et les cellules solaires dans le programme d’installation. Observer la température de l’échantillon dans le logiciel.
    Remarque : Une température typique pour les cellules solaires est de 25 ° C, qui est la température de la STC. Comme l’illumination s’échauffe les échantillons, la température de l’échantillon est toujours supérieure à la chambre avoisinante. Des températures de départ de la chambre climatique sont à-10 ° C à + 5 ° C (+ 5 ° C température de la chambre peut par exemple entraîner CIGS échantillon des températures de 25 ° C). Si d’autres plans d’échantillonnage ou des compositions sont sélectionnées, autres températures de chambre peuvent doivent obtenir 25 ° C température de l’échantillon.
  4. Chauffer la chambre climatique lentement jusqu'à ce qu’il atteigne 85 ° C, par exemple à 0,1-0,3 ° C/min. lire la température de la chambre de l’ordinateur de chambre climatique et lire la température de l’échantillon à partir du logiciel.
    NOTE : Les températures échantillons typiques sont alors entre 100 ° C et 110 ° C lorsque la chambre est de 85 ° C. Ces valeurs varient selon les échantillons et sont particulièrement influencés par le type de substrat, le plan d’échantillonnage titulaire et matériel et la cellule solaire lui-même. Pendant cette phase, les cellules sont dans des conditions de circuit ouvert quand ils ne sont pas mesurés, sauf si mentionné autrement. Si l’influence de toute partialité de tension interne au cours de la phase de chauffage doit être exclue, l’éclairage peut aussi être éteint au cours de cette étape.
    1. CSI1, attacher un thermocouple individuel à toutes les cellules individuelles pour mesurer leur température, tandis qu’en CSI2 utilisation 15 thermocouples pour 32 échantillons. Enregistrer et enregistrer les températures individuels.
  5. Mesurer automatiquement les courbes de tension actuelle des cellules solaires un lors du chauffage, ce qui signifie qu’ils sont déterminés chaque 0,5 à plusieurs minutes, selon le nombre d’échantillons. Observer les paramètres électriques dans le logiciel.
    1. Calculer les paramètres électriques de la courbe de tension actuelle. Toujours déterminer l’efficacité, tension en circuit ouvert, densité de courant de court circuit, facteur de remplissage, la résistance série et la résistance de shunt. Déterminer les résistances des pistes de ski à l’extrémité de la courbe de tension actuelle.
    2. Si nécessaire, également déterminer le facteur d’idéalité, la densité de courant de saturation et la densité de courant de photo en raccord avec le modèle de celui-diode14.
      NOTE : Notez cependant, que ces procédures de montage sont relativement peu fiables pour les cellules solaires dégradés qui ne se comportent pas comme des diodes idéales. L’efficacité mesurée par ces températures élevées soient inférieure aux termes de la STC, qui est surtout visible dans une diminution de la tension de circuit ouvert13.
  6. Allumez l’humidité dans la chambre climatique, une action normative est une humidité relative (HR) de 85 %. C’est généralement le point de départ de l’expérience (t = 0 h). Observer le RH de l’ordinateur de chambre climatique.
    Remarque : L’humidité relative de l’échantillon réel est inférieure à la valeur réglée. Ceci est causé par le fait que la température de l’échantillon est supérieure à 85 ° C, tandis que l’humidité absolue est la même chose : étant donné que l’humidité relative est fonction de la température, cette valeur est inférieure à 85 % RH33.
  7. Laisser les échantillons dans les configurations CSI pour 100 s à 1000 heures, tout en mesurant les courbes de tension actuel. Mesurer les courbes toutes les 5 à 10 min, mais cela varie à la demande. Observer les paramètres électriques dans le logiciel.
    1. Dans le reste du temps, conserver les échantillons soit dans des conditions de circuit ouvert (conditions normales) ou placer sous divers biais électriques avec l’utilisation de charges électriques, variant de -20 V à + 20 V. Dans le cas où une modification de la polarisation électrique est requise pendant l’expérience, modifier le paramètre dans le logiciel traceur.
      Remarque : Les paramètres « Standard » sont le point de puissance maximum (MPP) conditions (la tension de fonctionnement et le courant d’une cellule solaire), des conditions de court-circuit et conditions avec une tension négative limitée. Utilisez ce dernier pour simuler l’ombrage partiel module.
  8. Pour en savoir plus sur échantillons après différentes durées d’exposition, retirer un nombre limité d’échantillons dans le porte-échantillon de la configuration avant les autres. Exécuter ce sous illumination et d’une manière très rapide afin de minimiser l’influence sur les autres échantillons. Naturellement, c’est uniquement possible pour les petits échantillons.
  9. À la fin de l’expérience, refroidir la chambre jusqu'à température ambiante lentement en quelques heures et enlever les échantillons ainsi que leurs détenteurs d’échantillon. Observer la température de l’ordinateur de chambre climatique.
    NOTE : Il est également possible d’utiliser d’autres intensités lumineuses(par exemple, 800 W/m2 ou la lumière ultraviolette), tandis que l’humidité et la température peut naturellement aussi varier. Dans ce cas, les paramètres électriques obtenues doivent être corrigées pour l’intensité lumineuse différente. Il a été observé que des changements inattendus dans paramètres électriques s’est produite lorsque des cellules solaires CIGS ont peu de temps (par exemple, 15 min) pas éclairé (et chauffé par la source d’illumination). Si cet effet n’est pas le but de l’étude, il est recommandé de laisser l’éclairage en continu de14.

5. analyse des dégradés et cellules de référence

  1. Tracer le développement des paramètres électriques en fonction de la durée d’exposition dans les configurations de dégradation.
  2. Répéter les mesures ex situ IV des cellules solaires dégradés directement après que les échantillons soient écartés les réglages pour obtenir les paramètres électriques STC. Répéter les mesures de rendement quantique externe pour la densité de courant exacte et dépendant de la longueur d’onde d’absorption.
  3. Enregistrer à nouveau la cartographie éclairé verrouillage thermographie et photoluminescence et prendre des photos (examen microscopique) afin d’identifier tout changement dans les défauts visuels et latérales. Utiliser les mêmes paramètres qu’avant dégradation.
  4. Utiliser d’autres techniques d’analyse, comme (coupe transversale) Microscope électronique-énergie Dispersive x-ray spectroscopy (SEM-EDX)31, Diffraction des rayons x (DRX)31, spectroscopie de masse des ions secondaires (SMIS)31et température tension actuelle dépendante (IV(T))31 afin d’identifier plus précisément les mécanismes de rupture.
    1. Exécutez ces analyses destructives sur les deux dégradés et échantillons d’observer les changements dus à l’exposition dans les configurations CSI de référence.

6. définition des mécanismes de dégradation et Modes

  1. Combinez toutes les données pour définir les mécanismes de dégradation et de leur impact sur la stabilité à long terme des cellules solaires ou modules.

Representative Results

Les configurations CSI ont été utilisées pour un large éventail d’expériences. Expériences ont tous deux porté sur l’influence sur la cellule ou la composition du module et la conception, ainsi que sur l’influence des conditions de dégradation. Quelques exemples de l’évolution des paramètres électriques sont affichés dans les figures suivantes. Dans la Figure 3, Figure 5, Figure 6et Figure 7 on a mesuré dans CSI1, tandis que la Figure 4 a été obtenu en CSI2. Dans ces chiffres, il est choisi pour représenter l’efficacité du dispositif, la tension de circuit ouvert ou la résistance en dérivation, mais les autres paramètres naturellement peuvent aussi être tracées.

Figure 3 et Figure 4 affichent l’influence des conditions de dégradation sur la stabilité des riches en alcalins des cellules solaires CIGS sans une barrière à l’humidité ou tout autre matériel de paquet. La figure 3 montre que ces cellules se dégradent lorsqu’ils sont exposés à la lumière, de chaleur et d’humidité, alors qu’ils sont presque stables en l’absence d’humidité. Ceci indique que ces cellules solaires ou modules analogiques peuvent être complètement stables lorsqu’il est bien emballé contre humidité15. Emballage d’éventuels comprendre naturellement verre, mais aussi des barrières flexibles, qui reposent souvent sur organiques-inorganiques multi-piles15. Dans des expériences futures, ces possibilités seront également testées. Ces résultats indiquent également que ce matériau d’emballage ne sont peut-être pas nécessaire dans un climat chaud et sec. La figure 4 montre l’influence d’une tension de polarisation lorsqu’ils sont exposés à la chaleur humide et éclairage : ces résultats préliminaires indiquent qu’une basse tension négative (-0,5 V, courbes grises) susceptible a un effet plus négatif sur la stabilité que court-circuit, circuit ouvert, et le député conditions18.

Figure 3

Figure 3 : Influence de l’humidité sur la stabilité des cellules solaires CIGS. Le développement de l’efficacité de des cellules solaires CIGS non emballés en fonction de l’exposition le temps d’illumination plus (rouge) de chaleur sèche et chaleur humide (bleu) prise à des températures élevées. Chaque ligne représente une cellule solaire. Ce chiffre a été modifié par référence15. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

Figure 4
Figure 4 : Influence des charges électriques sur la stabilité des cellules solaires CIGS. Évolution de l’efficacité des cellules non emballés en fonction du temps à diverses tensions et chaleur humide et illumination. Gris, bleus, verts et rouges des courbes indiquent l’exposition à -0,5 V, 0 V, ~ V,députéet circuit ouvert conditions, respectivement. Ces paramètres sont obtenus à des températures élevées, tandis que l’efficacité de la température de la pièce est d’environ 50 % plus élevé. Chaque ligne représente une cellule solaire. Ce chiffre a été modifié par référence18. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

En raison de l’échauffement lent (0,1-0,3 ° C/min) pendant la phase de chauffage et les mesures en temps réel, ces configurations permettent également automatiquement la détermination de la dépendance de la température des cellules solaires. La figure 5 affiche la dépendance de la tension de circuit ouvert, obtenu à partir des courbes de chauffage avant les expériences de dégradation. Ce graphique montre qu’il existe des différences entre circuit ouvert tension (Voc) dépendance de diverses des cellules solaires CIGS, tandis que les autres paramètres comme la résistance série et le courant de court circuit (non représenté) affichage de la température encore plus grand différences entre les cellules. Le développement d’autres paramètres se trouvent dans la référence34.

Figure 5
Figure 5 : Dépendance de la température des cellules solaires CIGS. Effet de la température de la tension de circuit ouvert (Voc) de deux des cellules solaires CIGS non emballés. Les couleurs indiquent les conceptions différentes cellules solaires : les cases bleues représentent des échantillons avec la procédure de conception et des dépôts de cellule tel que décrit ci-dessus. Les cercles rouges indiquent une cellule solaire CIGS non emballés sur une feuille de polyimide avec absorbeurs deposes aupres coevaporation assistée par faisceau d’ions. Chaque ligne représente une cellule solaire. Ce chiffre a été modifié par référence34. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

Figure 6 montre que les petites différences dans la composition des cellules solaires peuvent avoir une grande influence sur la stabilité de l’appareil. Cette expérience a démontré que riches en alcalins échantillons contenant de grandes quantités de sodium et de potassium ont un rendement initial plus élevé, mais ils également dégradent plus rapidement. En revanche, des cellules solaires non emballés presque stables qui ne contenait que les petites quantités d’éléments alcalins (« pauvre en alcalins » échantillons) ont été également produites. Ces cellules solaires étaient donc presque intrinsèquement stables et n’a pas besoin de n’importe quel matériau de protection. Basé sur cette information, combinée aux ex-situ résultats d’analyse, les mécanismes de dégradation principale pour ces échantillons pouvaient être identifiées : on observe que le principal facteur derrière la perte d’efficacité des échantillons riches en alcalins est une forte diminution 16de la résistance de shunt. Une analyse approfondie des propriétés de ces cellules affiche que la migration des éléments alcalins, plus précisément de sodium, semble causer cette diminution. Plus d’informations sont présentés en références16,20. Les étapes ultérieures de la présente étude visent à développer des cellules solaires avec la stabilité des échantillons pauvre en alcalins et la grande efficacité initiale des échantillons riches en alcalins.

Figure 6
Figure 6 : Influence de la teneur en alcalis sur la stabilité des cellules solaires CIGS. Évolution de l’efficacité (à gauche) et la résistance en dérivation (à droite) de deux types de non emballés exposés à la chaleur humide et illumination des cellules solaires CIGS. Les lignes en Roses et violets représentent les échantillons pauvre en alcalins, tandis que les lignes bleues représentent les échantillons riches en alcalins. Les valeurs ont été obtenues à des températures élevées, alors que la température ambiante efficacités sont de 30 à 80 % plus élevé. Chaque ligne représente une cellule solaire. Ce chiffre a été modifié par référence16. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

Un dernier exemple met l’accent sur divers CZTS échantillons19. La figure 7 montre que différents types de photopiles non emballés démontrent un comportement différent de la IV sous chaleur humide et illumination. Il est à noter que ces cellules ne sont pas des cellules solaires idéales, donc l’augmentation de l’efficacité et de tension tel qu’affiché dans cette figure n’est probablement pas représentant CZTS des cellules solaires en général et aucune explication ne peut être fournie pour ce comportement. Davantage d’études doivent être exécutées pour donner des déclarations fiables quant à la stabilité de ces cellules.

Figure 7
Figure 7 : CZTS des cellules solaires exposés à la chaleur humide et illumination. Évolution de la tension en circuit ouvert normalisé et l’efficacité de quatre types de non-optimisée des cellules solaires CZTS non emballés en fonction du temps, exposée à la chaleur humide et éclairage prises à des températures élevées. Chaque couleur représente un autre type de cellule solaire CZTS. Chaque ligne représente une cellule solaire. Ce chiffre a été modifié par référence19. S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.

Discussion

Deux configurations CSI pour la surveillance en temps réel des paramètres électriques des cellules et modules solaires ont été conçues et construites. Ces installations permettent l’exposition simultanée à la chaleur humide, l’illumination et les préjugés électriques, tout en également en situ détermination des paramètres IV de dispositifs PV. Ces configurations ont été utilisées pour étudier l’influence du stress environnementaux (humidité, éclairage, biais électriques et température) ainsi que de la composition cellulaire ou un module sur la stabilité à long terme de photopiles non emballés. La figure 3, Figure 4, Figure 5, Figure 6et Figure 7 affichent une sélection des résultats obtenus avec ces configurations.

Résultats de stabilité (Figure 3, Figure 4, Figure 6et Figure 7) des études présentées doivent toujours être utilisés avec prudence : pour faire la traduction de ces études à la stabilité du module, les contraintes de tous essais de durée de vie accéléré sur la stabilité des dispositifs PV (y compris la présente étude) devraient être tenus compte. Ces contraintes sont causés par le fait que les conditions en laboratoire visent à identifier rapidement les mécanismes de dégradation, alors que certains mécanismes de dégradation pourraient être introuvable en raison de la sélection des contraintes mal (gravité de). En outre, les conditions choisies pourrait également aux mécanismes de dégradation et aux défaillances qui en découle ne pas se produire dans le domaine ou se produire sur le terrain avant ou après le délai prévu. Alors que par exemple pour conditions de chaleur humide (85 °C/85% RH), un facteur d’accélération de 219 est supposé, référence25 a montré que ce taux est souvent non linéaires et peut varier dans les modules CIGS entre 10 et 1 000 et des mécanismes de dégradation des différents.

Afin d’évaluer la validité des résultats présentés, les différences les plus importantes entre le module de terrain exposition et les expériences présentées devraient tenir compte :

a. conditions d’utilisés en laboratoire sont plus sévères que les conditions sur le terrain, qui est une exigence intrinsèque pour essais accélérés. En outre, les conditions dans ces expériences sont pour la plupart constantes, tandis que les modules dans le domaine seront exposés aux conditions sans cesse changeantes.

b. dans les expériences présentées, non emballés de cellules solaires ont été utilisés. Naturellement, barrière des matériaux et produits d’étanchéité bord jouera un rôle important dans la stabilité de l’appareil (en particulier en conditions humides). En outre, l’influence des matériaux d’interconnexion et d’encapsulation est également très importante et ne doit pas être négligée. Certes, des expériences avec des mini-modules interconnectés et emballés sont également possibles dans ces configurations.

c. en raison de l’éclairage, les expériences présentées dans la Figure 3, Figure 5, Figure 6et Figure 7 ont été exécutés dans des conditions de circuit ouvert lorsque les courbes IV n’ont pas été enregistrées. Toutefois, les modules devraient fonctionner dans des conditions MPP, tandis que les cellules pourraient également être exposés à inversé biais conditions dans le cas de l’occultation partielle module. Figure 4 montre que seulement limité des différences entre le député et des conditions de circuit ouvert ont été observés dans cette expérience spécifique, mais qui pourrait être différent pour les autres cellules ou conditions.

d. la composition des cellules solaires CIGS a une grande influence sur la stabilité à long terme. On trouvera par exemple des exemples d’études sur l’influence de la composition sur la stabilité en références16,20. Étant donné que la nature exacte de l’influence de nombreuses petites modifications dans la pile de la cellule solaire n’est pas encore identifiée, dégradation peut-être se produire plus rapidement ou plus lentement que prévu.

Les facteurs ci-dessus indiquent qu’un grand nombre d’études de durée de vie accéléré avec la variation des conditions de dégradation et de la composition de l’échantillon est nécessaire pour vraiment prédire les performances de champ de module. En outre, ces résultats devraient donc être combinés avec les études sur le terrain afin d’obtenir une image complète de la stabilité à long terme des modules PV.

Toutefois, nous proposons que les configurations présentées dans cette étude sont des améliorations substantielles par rapport aux essais IEC standards, en raison de l’exposition de stress combinés ainsi que surveillance in situ . Ces propriétés grandement améliorer la valeur prédictive des expériences de vie accélérée et accroître notre compréhension des mécanismes de dégradation. Les quatre principaux avantages par rapport à la « norme » (p. ex., IEC 61215) tests sont les capacités suivantes :

a. tests sous exposition aux stress combinés (c.-à-d., température, humidité, éclairement et biais électriques).

b. réglage des contraintes combinées afin de simuler les climats locaux (p. ex., désert ou conditions polaires).

c. réglage des biais électriques, par exemple, pour simuler les effets d’ombrage partiel.

d. en temps réel suivi de la performance de l’appareil, permettant aux plus simples et plus rapides tests ainsi que la meilleure prédiction ou la limitation des mécanismes de dégradation en raison d’un niveau accru de connaissances.

e. réduit essai heure, puisqu’un essai peut être arrêté directement après une panne est survenue, au lieu après la période d’essai définie (par exemple, 1 000 h).

Il est donc proposé que les études de durée de vie avec les configurations présentées peuvent grandement améliorer la compréhension qualitative et quantitative et la prévision de stabilité à long terme des cellules et modules solaires. À l’avenir, une configuration offrant des « Tests de résistance combinées avec les mesures in situ » (CSI) pour la pleine échelle modules seront développés : les configurations avec des surfaces éclairées de 40 cm x 40 cm et 100 x 100 cm sont trop petites pour les modules PV pleine grands, prévoit donc d’augmenter la échelle de ce concept de mesure de contrainte combinée sont en cours.

Disclosures

Les auteurs Erik Haverkamp (ReRa Solutions), Stefan Roest (soleil éternel) et Peter Hielkema (Hielkema Testequipment) sont employés par le consortium commercialiser ces configurations. L’employeur des inventeurs de ces configurations (auteurs Mirjam Theelen et Henk Steijvers (TNO)) est titulaire d’un contrat de licence avec ce consortium.

Acknowledgments

Les auteurs aimeraient remercier Miro Zeman (Delft University of Technology) et Zeger Vroon (TNO) des échanges fructueux. Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (tous les TNO), Felix Daume (Solarion) et Marie Buffière (IMEC) sont reconnus pour le dépôt de l’échantillon et l’analyse et les longues discussions. En outre, nous tenons à remercier tous les employés de soleil éternel, Hielkema Testequipment et Solutions ReRa et plus précisément Robert Jan van Vugt, Alexander Mulder et Jeroen Vink pour leur contribution.

Ces études ont été menées sous le numéro du projet M71.9.10401 dans le cadre du programme de recherche de l’innovation Institut des matériaux M2i, projet TKI IDEEGO TRUST, le projet PV OpMaat, financé par le programme de collaboration transfrontalière Interreg V Flandre / Pays-Bas, avec le soutien financier des fonds européens de développement régional et le programme de « Technologie zoekt Ondernemer » TNO.

Materials

Name Company Catalog Number Comments
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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<em>In Situ</em> Suivi de la dégradation de Performance accélérée des cellules et Modules solaires : une étude de cas pour les cellules solaires de Cu (In, Ga) Se<sub>2</sub>
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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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