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In Situ Überwachung von der beschleunigten Leistungsabfall von Solarzellen und Modulen: eine Fallstudie für Cu (In, Ga) Se2 Solarzellen

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DOI:

10.3791/55897

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3. Oktober 2018

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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

In diesem Artikel

Zusammenfassung

Zwei "Kombinierten Stresstest mit in Situ Messung" Setups, die Echtzeit-Überwachung von beschleunigten Abbau von Solarzellen und-Modulen ermöglichen, wurden entworfen und gebaut. Diese Einstellungen ermöglichen die gleichzeitige Verwendung von Luftfeuchtigkeit, Temperatur, elektrische Vorurteile und Beleuchtung so unabhängig gesteuert Stressfaktoren. Die Setups und verschiedene Experimente ausgeführt werden vorgestellt.

Zusammenfassung

Die Solarstroms Kosten für Strom (LCOE) von Photovoltaik (PV)-Anlagen, unter anderem das PV-Modul-Zuverlässigkeit bestimmt. Bessere Vorhersage der Abbau-Mechanismen und Prävention von Modul Feld Scheitern können folglich Investitionsrisiken zu verringern sowie die Stromausbeute steigern. Eine verbesserte Wissensstand aus diesen Gründen kann die Gesamtkosten der PV-Strom erheblich vermindern.

Um besser zu verstehen und den Abbau von PV-Modulen zu minimieren, sollte die auftretenden Abbau-Mechanismen und Bedingungen identifiziert werden. Dies sollte vorzugsweise bei kombinierten Belastungen geschehen, da Module im Bereich auch gleichzeitig mehrere Stressfaktoren ausgesetzt sind. Deshalb haben zwei "kombiniert Stresstest mit in Situ Messung" Setups entworfen und gebaut. Diese Einstellungen ermöglichen die gleichzeitige Verwendung von Feuchte, Temperatur, Beleuchtung und elektrische Vorurteile als unabhängig kontrollierten Stressfaktoren auf Solarzellen und Minimodules. Die Setups können auch Echtzeit-Überwachung der elektrischen Eigenschaften dieser Proben. Dieses Protokoll stellt diese Setups und beschreibt die experimentellen Möglichkeiten. Darüber hinaus erzielten Ergebnisse mit diesen Einstellungen werden ebenfalls vorgestellt: verschiedene Beispiele über den Einfluss der Ablagerung und Abbau auf die Stabilität der Dünnschicht Cu (In, Ga) Se2 (CIGS) sowie Cu2ZnSnSe4 (CZTS) Solarzellen werden beschrieben. Ergebnisse für die Temperaturabhängigkeit der CIGS-Solarzellen werden ebenfalls vorgestellt.

Einleitung

PV-Anlagen gelten als eine kostengünstige Form der erneuerbaren Energien. PV-Module sind das Herzstück dieser PV-Systeme und sind in der Regel mit einer Leistungsgarantie über 25 Jahre (z.B. max. Wirkungsgrad von 20 % Verlust nach Ablauf dieser Frist)1verkauft. Es ist entscheidend für das Vertrauen von Verbrauchern und Investoren, dass diese Garantien eingehalten werden. Die Stromausbeute sollte daher als stabil und hoch wie möglich über mindestens die gewünschte Modul-Lebensdauer sein. Dies sollte durch Reduzierung der langsamen, aber stetigen Abbau2 und unerwartete vorzeitige Ausfälle, die zum Beispiel durch Produktionsfehler entstehen können verwaltet werden. Beispiele der beobachteten Ausfälle im Feld sind Potenzial induzierte Degradation (PID)3 und Licht induzierte Degradation (LID)4 für kristalline Silizium-Modulen oder Wasser induzierte Korrosion in CIGS-Module5,6 , 7 , 8. zur Vermeidung eine reduzierten Bereich Lebensdauer von PV-Modulen Abbau-Mechanismen sollten daher identifiziert und minimiert.

Verbessertes Verständnis der Abbau-Mechanismen, die in PV-Zellen oder Module würde auch dazu beitragen, um PV-Modul-Produktionskosten zu senken: in vielen Fällen Schutzmaterialien gegen Umweltbelastungen sind in Modulen anzubieten die garantierte Lebensdauer eingeführt. Dies ist für Beispiel True für flexible Dünnschicht-Module, wie CIGS, die eine teure Barriere um zu verhindern, dass Wasser Ingression enthalten. Alle Verpackungsmaterialien in solche Module können bis zu 70 % der Modul-Kosten machen. Diese schützende Materialien sind oft überdimensioniert, um sicher sein, die geforderte Lebensdauer zu erhalten: mehr wissen über die Abbau-Mechanismen kann daher Solarzellen mehr intrinsisch stabil und genauer vorhersagbar machen. Besseres Verständnis über die langfristige Stabilität des Moduls und seine Bestandteile würde daher wahrscheinlich verhindern over Dimensionierung und reduzierte Kosten für diese schützende Materialien zu ermöglichen.

Um eine allgemeine Einschätzung des Moduls Zuverlässigkeit zu geben, werden Solarzellen und-Module heute getestet und qualifiziert durch beschleunigte Lebensdauer Tests (ALT)9. Die tiefsten Eignungsprüfungen sind von der International Electrotechnical Commission (IEC) 61215 Tests10, definiert, die "Go/No go" Entscheidungen auf die Stabilität von PV-Modulen zu geben. Jedoch Osterwald Et Al. 11 gezeigt, dass ein positives Ergebnis der IEC-Tests nicht immer anzeigt, dass das PV-Modul Außenbedingungen für 25 oder mehr Jahre stehen kann. Diese begrenzte Korrelation zwischen Feld und Labor Tests zeigte sich vor allem für das relativ neue Dünnschicht-Module12wahr wird.

Diese Tests sind nicht nachgeben Einblick in die Abbau-Mechanismen ("welche Prozesse und/oder welche Belastungen zu beobachteten langsam Modul Abbau oder zum schnellen Modul Scheitern führen?"). Darüber hinaus können diese Tests, die derzeit auf einem oder zwei Stressfaktoren (z. B. mechanische Beanspruchung oder kombinierte Temperatur und Luftfeuchtigkeit) sicherlich nicht simulieren Feldverhalten verlässlich, da PV-Module im Bereich unterliegen zahlreichen kombinierte Belastungen (z.B.: Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Wind, Schnee, Beleuchtung, Staub, Sand, Wasser). Diese Belastungen können auch pro Klimazone variieren: während in der Wüste, Temperatur und Beleuchtung sind wahrscheinlich wichtige Stressfaktoren; in gemäßigten Klimazonen kann der Einfluss von z. B. Feuchtigkeit auch sehr wichtig sein. Um den Abbau und konsequente Fehler in verschiedenen Klimazonen zu simulieren, sind verschiedene Kombinationen von mehreren betont somit erforderlich. Infolgedessen gleichzeitige Exposition gegenüber mehreren betont ist sehr wichtig, eine gute Einschätzung der Zuverlässigkeit Modul in einem bestimmten Klima zu erhalten, und kombinierte Stresstests sollte somit Teil des Labortests.

Es wird daher vorgeschlagen, qualitativen und quantitativen Verständnis der Abbau unter kombinierten Stressbedingungen auftreten sollte verbessert werden. Im Idealfall sollten Informationen über die Solarzelle oder Modul auch während dieser Tests zur Identifizierung des Geräteänderungen während der Belichtung erfasst werden. Daher haben wir entworfen und konstruiert zwei Setups, die gleichzeitige Einwirkung von Feuchtigkeit, (erhöhten) Temperaturen, elektrische Vorurteile und Beleuchtung ermöglichen. In diese Setups kann auch der Schweregrad dieser Spannungen abgestimmt werden, je nach Ziel eines Experiments. Darüber hinaus ermöglicht die Beleuchtung in Situ Überwachung der PV-Geräte (Abbildung 1)13,14,15,16,17,18, 19 , 20. diese Arten von Tests werden den Namen "Combined Stresstests mit in Situ Messungen" (CSI). In diesem Protokoll werden zwei Hybrid-Abbau-Setups, namens 'CSI 1' und "CSI 2", vorgestellt. Viele Studien mit dem Ziel der Verbesserung des Verständnisses der Leistung und Abbau von insbesondere Dünnschicht-CIGS-Solarzellen, wurden mit dieser Setups ausgeführt. Eine Auswahl an Stabilität und Temperatur Abhängigkeit Ergebnisse auf unverpackten CIGS und CZTS Solarzellen werden vorgestellt. Weitere Informationen finden Sie auch in21,22.

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Abbildung 1 : "Kombiniert Stresstests mit in Situ Messungen" Setup. Links: Schematische Übersicht über ein CSI-Setup, einschließlich des Mess-Systems. Mitte und rechts: Foto von der CSI-Setups (Klima Kammern plus Solarsimulatoren, Mess-Systeme, die nicht abgebildet, Setups haben unterschiedliche Größen). Mitte ist CSI1, stimmt CSI2. Diese Zahl wurde von19,30geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

Protokoll

Hinweis: Abschnitte 1 und 3 sind spezifisch für den Abbau von CIGS Test und CZTS Solarzellen über dieses Verfahren, aber alle anderen Arten von Solarzellen (z.B., Perovskites, organisch BW und kristallinem Silizium) sind oder mit diesen Konfigurationen getestet werden. Es sei darauf hingewiesen, dass für jeden Gerätetyp und Geometrie einen Probenhalter gestaltet werden sollte. Diese Halter müssen nicht korrodierende Kontakte Kontakt Abbau zu verhindern, da dies die Auswirkungen der Vorrichtung Abbau verdecken würde. Darüber hinaus ist es ratsam, zuvor mit Proben in einer sondenkonfiguration mit Vierpunkt-für die Messung der Ergebnisse der korrodierte Kontakte oder Drähte in das Messsystem zu verhindern.

1. Vorbereitung von CIGS-Solarzellen

  1. Benutzen Sie Handschuhe beim Umgang mit Solarzellen in allen Schritten des Protokolls: Schutz vor toxischen Elementen, aber auch verhindern, dass die Ablagerung von unerwünschten Materialien wie Kochsalz (NaCl), auf die Proben.
  2. Schneiden Sie 1 mm x 100 mm x 100 mm Kalk-Natron (SLG) glasmuster in vier 100 mm x 25 mm rechteckige Streifen mit einem Glas-Cutter oder Diamant-Stift um geeignete Substrate vorzubereiten.
  3. Legen Sie die SLG Probe in ein Sputter Coater. Das 0,5 µm dicken Molybdän Rückkontakt durch Sputtern Direct Current (DC) bei Raumtemperatur auf das Glas Substrate23zu hinterlegen.
    1. Wählen Sie aus verschiedenen Stack-Sequenzen, einschließlich einer einzigen Schicht, einem Bilayer und einen Multiplayer-Stapel. Z. B. einzahlen Bilayer mit eine hohe Initiale Sputtern Druck (z.B. 0,03 Mbar) gefolgt von einem geringeren Sputter-Druck (z.B. 0,003 Mbar) bei Leistungsdichten von 1-5 W/cm2.
  4. Bereiten Sie eine Etch-Lösung von 1 M NaOH und 0,3 M K3Fe(CN)624. Elektrochemisch Ätzen Sie einen 6 mm Streifen von Molybdän entfernt, um eine gemusterte rückenkontakt zu hinterlegen.
    Hinweis: Auf diese Weise hat die Solarzelle einen klar umrissenen Bereich, ohne Solarzelle Bereiche die Goldkontakte, die teilweise noch auf die elektrischen Parameter beteiligen könnten.
  5. Legen Sie die Probe in einer Vakuumkammer und Zahlen Sie eine 2 µm dicken CIGS-Absorber-Schicht durch einen Coevaporation Prozess unter einem Kupfer, Indium, Gallium und Selen Atmosphäre25 ein.
    1. Beispielsweise verwenden Sie typische Substrattemperaturen von 550 bis 600 ° C und folgen Sie dem Dreistufen-Abscheidung, erste bilden (In, Ga)2Se3 durch Verdampfung von Indium, Gallium und Selen, gefolgt von der Bildung einer Kupfer Reich CIGS aufgrund die Zugabe von großen Mengen an Kupfer. Schalten Sie das Kupfer Verdampfer benötigten Kupfer-Armen CIGS-Absorber in der dritten Stufe zu bilden.
    2. Alternativ können Sie eine zwei-Phasen-Abscheidung bei atmosphärischem Druck für einen kostengünstigen Prozess. Führen Sie CuInGa Ablagerung, entweder durch Vakuum Sputter oder durch elektrochemische Abscheidung Atmosphärendruck. Folgen Sie dieser durch Selenization unter einer elementaren Selen Atmosphäre26 in einem beweglichen Gürtel Selenization Ofen.
  6. Legen Sie die Probe in einem chemischen Bad und Hinterlegung den CdS-Puffer von einer "chemischen Bad Deposition" (CBD) Prozess mit einer Dicke von 50 nm27. In der Regel verwenden Sie eine wässrige Lösung von NH4OH, CdSO4und Thioharnstoff (NH2CSNH2) bei einer Temperatur von ~ 70° C.
  7. Legen Sie die Probe in einem Sputter-Tool und Hinterlegung der i-ZnO / ZnO vorderen Kontakt von Radio Frequency (RF) von i-ZnO und ZnO Zielen mit dicken von jeweils 50 nm und 800-1.000 nm28Sputtern.
    1. Für i-ZnO Zielen auf eine Schicht aus reinem ZnO Ziel und Nutzung eine ZnO-Keramik mit 2 % Al2O3 für die ZnO-Schicht. Temperaturen Sie Ablagerung zwischen Raumtemperatur und 200 ° C. Vermeiden Sie den Einsatz von leitfähigen Metall-Gitter in die obere Elektrode, da dies nicht in kommerziellen Module verwendet wird. Verwenden Sie daher diese relativ dicken ZnO-Schicht genügend Leitfähigkeit in diesen Zellen ermöglichen, die eine Moduldesign zu imitieren.
  8. Kratzen Sie vorsichtig entfernt einen Streifen von 14 mm (auf der gegenüberliegenden Seite der Radierung im Schritt 1.4) der Solarzelle mit einem Messer.
    1. Durch die Nutzung der Unterschied in der Härte der Schichten, entfernen Sie nur die oberen Schichten (ZnO / i-ZnO/CdS/CIGS) und verlassen das Molybdän Rückkontakt intakt. Solarzellen mit einer Breite von 5 mm, die Breite einer Zelle in einem Modul ähnlich zu bilden.
  9. Legen Sie die Probe in einem gold-Sputter-Tool und bedecken Sie es mit einem Streifen in der Mitte wie eine Maske, damit kein Gold auf die Solarzelle aufgetragen wird. Einzahlen Goldkontakte von ~ 60 nm Dicke durch Sputtern bei Raumtemperatur auf den Rückkontakt (Molybdän) und der vorderen Kontakt (ZnO) um Kontaktaufnahme mit der Zellen zu ermöglichen.
    Hinweis: Die Verwendung eines Kontakts ein Edelmetall ermöglicht langfristige Exposition der Proben zu harten Bedingungen ohne Beeinträchtigung der Kontakte, so dass die Zelle Degradation untersucht werden kann.
  10. Schneiden Sie die Streifen mit einem Glasschneider oder einen Diamant-Stift in 7 mm Breite Proben, haben, dass jetzt eine Zelle Oberfläche des ~ 7 x 5 mm und einer Gesamtgröße von 7 mm x 25 mm (Abbildung 2).
    Hinweis: Eine schematische Darstellung des Querschnitts sowie ein Mikroskopie-Bild einer Zelle ist in Abbildung 2dargestellt. Für die Experimente mit Solarzellen CZTS ist ein anderes Ablagerung Verfahren der aktive Absorber-Schicht (CZTS) (ähnlich wie bei Verweis29), gefolgt worden, während alle anderen Schichten abgelagert wurden nach einer analogen Verfahren.

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Abbildung 2 : CIGS Probe Design. (oben) Schematische Darstellung des Querschnitts einer CIGS-Probe und (unten) ein Mikroskop-Bild von einer CIGS-Stichprobe von oben. Diese Zahl wurde teilweise von Referenzen14,30geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

2. Analyse der Solarzellen vor Abbau

  1. Messen der ex-Situ aktuelle Spannung (IV) Leistung der Solarzellen unter standard-Testbedingungen (STC, Beleuchtung: 1000 W/m ² und AM 1.5, Temperatur: 25 ° C) in einer Konfiguration mit vier-Punkt-Sonde zur Bestimmung der elektrischen Parameter mit einer IV Tester.
    1. Messen Sie die externen Quantenausbeute (EEP) für die genaue Stromdichte und Wellenlänge abhängige Absorption30,31 mit einem Spektralempfindlichkeit (SR)-Setup und berechnen Sie die exakte Stromdichte.
  2. Zeichnen Sie der beleuchteten Rastpositionen Thermografie (ILIT) Abbildung31 und die Photolumineszenz (PL) Mapping31 mit einer großen Vergrößerung auf und nehmen Sie (Mikroskopie) Bilder, visuelle und seitlichen Mängel zu identifizieren.
    1. Legen Sie die Probe unter einem ILIT Gerät mit Wärmemelder mit einer 15 µm-Linse für hohe Vergrößerung und eine IR-Lichtquelle. Beleuchten Sie die Probe und notieren Sie die räumliche Differenz der Temperatur der beheizten Standorte zu identifizieren.
    2. Legen Sie die Probe unter einer Mapping-PL-Einrichtung um eine räumliche Photolumineszenz-Bild zu erhalten. Verwenden Sie eine high-Power LED-Lichtquelle zur Beleuchtung und einer CCD-Kamera zur Detektion von Daten.
      Hinweis: Beispiele finden in Referenzen15,16,20,30.
  3. Wählen Sie eine Reihe von Solarzellen für die Abbau-Experiment während des Einsetzens des Rest der Proben in einer Glovebox Argon als Referenz. Wählen Sie eine gemischte Gruppe von Solarzellen als Referenz und als experimentellen Proben, also keinen Unterschied in der vollen Folien (z. B. Steigungen in Zusammensetzung) sind in der gleichen schwere in das Experiment vorhanden und Proben zu verweisen.
    Hinweis: Dies könnte zum Beispiel bedeuten, dass Zellen mit Positionen 1, 3, 4, 5, 7 und 8 auf den Folien experimentelle Zellen, während die Positionen 2 und 6 Referenzzellen sind.

3. Platzierung der Solarzellen in Probenhaltern

  1. Legen Sie die Solarzellen in Probe Inhaber, die nicht werfen Schatten auf die Zellen und machen zwischen gold Vorder- und Rückseite Kontakte und Messung Stifte zu kontaktieren.
    Hinweis: Die Probenhalter sind speziell für den rauen Bedingungen während der Klima-Tests widerstehen. Darüber hinaus sind sie aus Materialien gebaut, die Ausgasung begrenzt ist.
  2. Legen Sie die Probenhalter auf probenrack innerhalb der CSI-Setup, die elektrischen Kontakt zwischen den Solar-Zellen und die Messwerkzeuge außerhalb der Einrichtung zu ermöglichen. Legen Sie das probenrack auf die spezielle Position, wo es durch ein AM 1.5 Licht beleuchtet werden wird Quelle.
    Hinweis: Lichtquelle Spezifikationen lauten wie folgt: CSI1: 40 x 40 cm Fläche, 1.000 W/m2, BAA kalibriert Beleuchtung; CSI2: 100 x 100 cm-2 -Gebiet, 1.000 W/m2, AAA kalibriert Beleuchtung, Kalibrierungen nach IEC60904-9:200732.

4. Ausführung des Experiments Abbau

  1. Der solar-Simulator, der Messtechnik, der Klimakammer und den Computer einschalten.
  2. Programm der Messrechner, dessen Sonnensimulator, elektrische Vorurteile und Klima-Kammer-Einstellungen gesteuert. Definieren Sie der Spannungsbereich, Spannungsstufen Messablauf und Zeit zwischen den Messungen in der IV-Mess-Software, und definieren Sie Temperatur, Feuchtigkeit, Vorspannung und Beleuchtung Profile in der Software.
    Hinweis: Lassen Sie diese Software, die die Messungen während des vollständigen Tests zu lenken.
    1. Verwenden Sie für typische Einstellungen für die IV-Messungen Spannung im Bereich von -0,2 V bis + 1,0 V in 120 Schritten (0,01 V/Schritt). Beachten Sie, dass in den meisten Fällen das System zwischen den IV-Messungen aller Proben und Pausen von ca. 5 min wechselt.
  3. Die Temperatur der Klimakammer und die Solarzellen im Setup zu stabilisieren. Beobachten Sie die Temperatur der Probe in der Software.
    Hinweis: Eine typische Temperatur für die Solarzellen ist 25 ° C, was die STC-Temperatur ist. Da die Beleuchtung der Proben erwärmt, ist die Probentemperatur immer höher als die umliegenden Kammer. Typische ab von der Klimakammer Temperaturen bis zu-10 ° C bis + 5 ° C (+ 5 ° C Temperatur kann zum Beispiel zu CIGS Probe Temperaturen von 25 ° C). Wenn andere Probe Designs oder Kompositionen ausgewählt werden, können anderen Kammer Temperaturen erforderlich sein, um 25 ° C Temperatur der Probe zu erhalten.
  4. Die Klimakammer langsam erwärmen, bis zu 85 ° C, zum Beispiel bei 0,1-0,3 ° C/min. lesen Sie die Temperatur von der Kammer Klimacomputer und Temperatur der Probe aus der Software zu lesen.
    Hinweis: Typische Proben Temperaturen sind dann 100 ° C bis 110 ° C, wenn die Kammer 85 ° C ist. Diese Werte variieren zwischen Proben und vor allem durch die Substrattyp, die Probe Halter Design und Material und die Solarzelle selbst beeinflusst werden. Während dieser Phase sind die Zellen im offenen Kreislauf Bedingungen wenn sie nicht gemessen werden, sofern nicht anders erwähnt. Wenn der Einfluss der jede interne Spannung Bias bei der Heizung werden ausgeschlossen muss, kann die Beleuchtung in dieser Phase auch deaktiviert sein.
    1. CSI1 legen Sie eine individuelle Thermoelement auf alle einzelnen Zellen, ihre Temperatur während der CSI2 Verwendung 15 Thermoelemente für 32 Proben zu messen. Erfassen und melden Sie sich die einzelnen Temperaturen.
  5. Automatisch Messen der aktuellen Spannungskurven der Solarzellen eins nach dem anderen während der Erwärmung, was bedeutet, dass sie alle 0,5 bis mehrere Minuten, abhängig von der Anzahl der Proben bestimmt. Beobachten Sie die elektrischen Parameter in der Software.
    1. Berechnen Sie die elektrischen Parameter aus der aktuellen Spannungskurven. Immer bestimmen die Effizienz, Leerlaufspannung, Kurzschluss Stromdichte, Füllfaktor, Serienwiderstand und shunt-Widerstand. Bestimmen Sie die Widerstände von den Pisten am Ende des aktuellen Spannungskurven.
    2. Bei Bedarf bestimmen Sie auch die Idealität Faktor, Sättigung Stromdichte und Foto Stromdichte durch den Einbau mit einer Diode Modell14.
      Hinweis: Beachten Sie jedoch, dass diese Armatur Verfahren für degradierten Solarzellen relativ unzuverlässig sind, die nicht wie ideale Dioden Verhalten. Die Effizienz gemessen an diesen erhöhten Temperaturen werden niedriger als unter STC, die meist zu einem Rückgang der offenen Stromkreis Spannung13sichtbar ist.
  6. Schalten Sie die Luftfeuchtigkeit in der Klimakammer, die standard-Einstellung ist eine Relative Luftfeuchtigkeit (RH) von 85 %. Dies ist in der Regel der Ausgangspunkt des Experiments (t = 0 h). Beobachten Sie die RH aus der Kammer Klimacomputer.
    Hinweis: Die tatsächliche Probe Relative Luftfeuchtigkeit ist niedriger als der eingestellte Wert. Dies wird verursacht durch die Tatsache, dass die Temperatur der Probe ist höher als 85 ° C, während die absolute Feuchtigkeit das gleiche ist: da die Relative Luftfeuchtigkeit eine Funktion der Temperatur ist, ist dieser Wert niedriger als 85 % RH33.
  7. Lassen Sie die Proben in der CSI-Setups für 100 s, 1.000 Stunden, während der Messung der aktuellen Spannungskurven. Messen Sie die Kurven alle 5 bis 10 Minuten, aber variieren Sie dies auf Nachfrage. Beobachten Sie die elektrischen Parameter in der Software.
    1. Halten Sie in der verbleibenden Zeit den Proben entweder unter offener Stromkreis Bedingungen (Standardbedingungen) oder legen Sie sie unter verschiedenen elektrischen Verzerrungen mit dem Einsatz von elektrischen Ladungen, variierend von-20 V bis + 20 V. Für den Fall, dass eine Änderung des elektrischen Bias während des Tests erforderlich ist, ändern Sie den eingestellten Wert in der Tracer-Software.
      Hinweis: "Standard" Einstellungen sind die maximale Power-Point (MPP) Bedingungen (Betriebsspannung und Strom von einer Solarzelle), Kurzschluss und Bedingungen mit einer begrenzten negativen Spannung. Verwenden Sie Letzteres teilweise Modul Schattierung zu simulieren.
  8. Erfahren Sie mehr über Proben nach verschiedenen Belichtungszeiten, entfernen Sie eine begrenzte Anzahl von Proben in der Probenhalter aus dem Setup vor den anderen. Führen Sie dies unter Beleuchtung und sehr schnell um den Einfluss auf die restlichen Proben zu minimieren. Dies ist natürlich nur möglich für kleine Proben.
  9. Am Ende des Experiments kühlen Sie die Kammer auf Zimmertemperatur langsam in ein paar Stunden ab und entfernen Sie die Proben zusammen mit ihren Probenhalter. Beobachten Sie die Temperatur von der Kammer Klimacomputer.
    Hinweis: Es ist auch möglich, andere Lichtintensitäten (z.B., 800 W/m2 oder UV-Licht), während die Luftfeuchtigkeit und Temperatur kann natürlich auch variiert werden. In diesem Fall sollte der gewonnenen elektrischen Parameter für die verschiedenen Lichtintensität korrigiert werden. Es wurde beobachtet, dass unerwartete Änderungen elektrischer Parameter ereignete sich, als kurz CIGS-Solarzellen wurden (z.B. 15 Minuten) nicht beleuchtet (und von der Beleuchtungsquelle erhitzt). Wenn dieser Effekt nicht das Ziel der Studie ist, es wird empfohlen, auf die Beleuchtung lassen ständig14.

5. Analyse der abgebaut und Zellen verweisen

  1. Zeichnen Sie die Entwicklung der elektrischen Parameter als Funktion der Belichtungszeit in die Abbau-Setups.
  2. Wiederholen Sie die ex-Situ IV Messungen der degradierten Solarzellen direkt, nachdem die Setups, die elektrischen Parameter bei STC zu erhalten die Proben entnommen sind. Wiederholen Sie die externe Quanten-Effizienz-Messungen für die genaue Stromdichte und wellenlängenabhängigen Absorption.
  3. Nehmen Sie das beleuchtete Rastpositionen Thermografie-Mapping und Photolumineszenz Zuordnung wieder auf, und fotografieren Sie (Mikroskopie), Änderungen der visuellen und seitlichen Mängel zu identifizieren. Verwenden Sie dieselben Einstellungen wie vor Abbau.
  4. Verwenden Sie andere Analysetechniken, wie (Querschnitt) Rasterelektronenmikroskop-Energy Dispersive x-ray Spectroscopy (SEM-EDX)31, Röntgendiffraktometrie (XRD)31, Secondary Ion Mass Spectroscopy (SIMS)31und Temperatur abhängigen Strom Spannung (IV(T))31 , weiter die Versagensmechanismen zu identifizieren.
    1. Führen Sie diese destruktiven Analysen auf beide abgebaut und verweisen Sie Proben, die Änderungen aufgrund der Exposition in der CSI-Setups zu beobachten.

6. Definition der Abbau-Mechanismen und Modi

  1. Kombinieren Sie alle Daten um Abbau-Mechanismen und ihre Auswirkungen auf die langfristige Stabilität von Solarzellen oder -Module zu definieren.

Ergebnisse

Die CSI-Setups wurden für eine Vielzahl von Experimenten verwendet. Experimente haben beide auf den Einfluss auf Zell- oder Modul Zusammensetzung und Gestaltung sowie der Einfluss der Abbau Bedingungen konzentriert. Einige Beispiele für die Entwicklung der elektrischen Parameter sind in den folgenden Abbildungen dargestellt. In Abbildung 3, Abbildung 5, Abbildung 6und Abbildung 7 wurden in CSI1, Messungen während Abbildung 4 in CSI2 erworben wurde. In diesen Zahlen es wird gewählt, um die Effizienz des Geräts, die Leerlaufspannung oder der Shunt-Widerstand darstellen, aber natürlich können auch andere Parameter geplottet werden.

Abbildung 3 und Abbildung 4 zeigen den Einfluss der Abbau Bedingungen auf Stabilität der Alkali-reiche CIGS-Solarzellen ohne Feuchtigkeit Barriere oder jedes andere paketmaterial. Abbildung 3 zeigt, dass diese Zellen abbauen, wenn sie, Beleuchtung, Wärme und Feuchtigkeit, ausgesetzt sind während sie bei fehlender Feuchtigkeit nahezu stabil sind. Dies bedeutet, dass diese Solarzellen oder analoge Module völlig stabil, wenn Sie gut gegen Feuchtigkeit15verpackt sein könnte. Möglichen Verpackungsmaterialien gehören selbstverständlich Glas, sondern auch flexible Barrieren, die oft auf organische anorganische Multi-Stapel15basieren. In späteren Experimenten werden diese Möglichkeiten auch getestet werden. Diese Ergebnisse zeigen auch, dass dieses paketmaterial möglicherweise nicht notwendig, ein heißes und trockenes Klima. Abbildung 4 zeigt den Einfluss der Vorspannung bei der feuchten Hitze plus Beleuchtung ausgesetzt: Diese vorläufigen Ergebnisse zeigen, dass eine geringe negative Spannung (-0,5 V, graue Kurven) wahrscheinlich mehr wirkt sich negativ auf die Stabilität als Kurzschluss, Unterbrechung, hat MPP Geschäftsbedingungen18.

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Abbildung 3 : Einfluss der Feuchtigkeit auf CIGS-Solarzelle Stabilität. Die Entwicklung der Effizienz der unverpackten CIGS-Solarzellen als Funktion der Belichtung Zeit, Beleuchtung plus trockene Hitze (rot) und feuchten Wärmeenergie (blau) bei erhöhten Temperaturen. Jede Zeile repräsentiert eine Solarzelle. Diese Zahl wurde von Referenz15geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

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Abbildung 4 : Einfluss von elektrischen Ladungen auf CIGS-Solarzelle Stabilität. Evolution der Effizienz von unverpackten Zellen als Funktion der Zeit bei verschiedenen Spannungen plus feuchte Wärme und Beleuchtung. Grau, blaue, grüne und rote Kurven zeigen die Belichtung um -0,5 V, 0 V, ~ VMPPund offener Stromkreis Bedingungen, beziehungsweise. Diese Parameter werden bei erhöhten Temperaturen erzielt, während die Raumtemperatur Wirkungsgrade um 50 % höher liegen. Jede Zeile repräsentiert eine Solarzelle. Diese Zahl wurde von Referenz18geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

Durch die langsame Erwärmung (0,1-0,3 ° C/min) während der Aufheizphase und die aktuellen Messwerte, diese Einstellungen auch automatisch erlauben die Bestimmung der Temperaturabhängigkeit der Solarzellen. Abbildung 5 zeigt die Abhängigkeit der offenen Kreislauf Spannungen wie die heizkurven vor Abbau Experimente entnommen. Dieses Diagramm zeigt, dass zwischen der offenen Stromkreis Spannung (VOc) Abhängigkeit von verschiedenen CIGS-Solarzellen, während andere Parameter wie der Vorwiderstand und der Kurzschlussstrom (nicht abgebildet) Temperaturanzeige noch größere Unterschiede bestehen Unterschiede zwischen den Zellen. Die Entwicklung von weiteren Parametern finden Sie im Referenz-34.

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Abbildung 5 : Temperaturabhängigkeit der CIGS-Solarzellen. Temperaturabhängigkeit der Leerlaufspannung (VOc) von zwei unverpackten CIGS-Solarzellen. Die Farben zeigen verschiedene Solarzelle Designs: die blauen Quadrate repräsentieren Proben mit der Zelle Design und Ablagerung Verfahren wie oben beschrieben. Die roten Kreise zeigen eine unverpackte CIGS-Solarzelle auf Polyimid-Folie mit Absorber mit Ionenstrahl-unterstützte Coevaporation hinterlegt. Jede Zeile repräsentiert eine Solarzelle. Diese Zahl wurde von Referenz34geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

Abbildung 6 zeigt, dass kleine Unterschiede in der Zusammensetzung der Solarzellen können einen großen Einfluss auf die Stabilität des Gerätes. Dieses Experiment zeigte, dass Alkali-reiche Proben mit großen Mengen von Natrium und Kalium eine höhere anfängliche Effizienz hatten, sondern sie auch schneller abgebaut. Auf der anderen Seite wurden nahezu stabil unverpackten Solarzellen, die nur kleine Mengen von Alkali-Elemente ("Alkali-Poor" Proben) enthalten ebenfalls produziert. Diese Solarzellen wurden damit fast intrinsisch stabil und brauchte keine Schutzmaterial. Basierend auf diese Information zusammen mit ex-Situ -Analyse-Ergebnisse, die wichtigsten Abbau-Mechanismen für diese Proben konnten identifiziert werden: Es wurde beobachtet, dass die Haupttreiber der Leistungsverlust von Alkali-reiche Proben ein starker Rückgang war Shunt-Widerstand16. Eingehende Analyse der Eigenschaften dieser Zellen angezeigt, dass die Migration von Alkali-Elemente, insbesondere Natrium, schien dieser Rückgang verursachen. Weitere Informationen werden Referenzen16,20dargestellt. Spätere Phasen dieser Studie sollen Solarzellen mit der Stabilität der Alkali-Armen Proben und den hohen anfänglichen Wirkungsgrad der Alkali-reiche Proben zu entwickeln.

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Abbildung 6 : Einfluss der Alkaligehalt auf CIGS-Solarzelle Stabilität. Evolution der Effizienz (links) und der Shunt-Widerstand (rechts) zwei Arten von unverpackten CIGS-Solarzellen, feuchte Wärme plus Beleuchtung ausgesetzt. Die rosa und lila Linien repräsentieren die Alkali-Armen Proben, während die blauen Linien die Alkali-reiche Proben repräsentieren. Die Werte wurden bei erhöhten Temperaturen ermittelt, während Raumtemperatur Wirkungsgrade 30-80 % höher liegen. Jede Zeile repräsentiert eine Solarzelle. Diese Zahl wurde von Referenz16geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

Ein letztes Beispiel konzentriert sich auf die verschiedenen CZTS-Proben-19. Abbildung 7 zeigt, dass verschiedene Arten von unverpackten Solarzellen ein anderes IV-Verhalten unter feuchten Hitze plus Beleuchtung zeigen. Es sei darauf hingewiesen, dass diese Zellen nicht ideale Solarzellen, so dass die Erhöhung der Effizienz und Spannung wie in dieser Abbildung dargestellt wahrscheinlich nicht repräsentativ für CZTS-Solarzellen im Allgemeinen ist und keine Erklärung für dieses Verhalten erbracht werden könnten. Weitere Studien müssen ausgeführt werden, um verlässliche Aussagen über die Stabilität dieser Zellen geben.

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Abbildung 7 : CZTS-Solarzellen auf feuchte Wärme plus Beleuchtung ausgesetzt. Entwicklung der normalisierten Leerlaufspannung und Effizienz der vier Arten von nicht-optimierten unverpackten CZTS Solarzellen als Funktion der Zeit, feuchte Wärme Plus Beleuchtung genommen bei erhöhten Temperaturen ausgesetzt. Jede Farbe zeigt eine andere Art von CZTS-Solarzelle. Jede Zeile repräsentiert eine Solarzelle. Diese Zahl wurde von Referenz19geändert. Bitte klicken Sie hier für eine größere Version dieser Figur.

Diskussion

Zwei CSI-Setups zur Echtzeit-Überwachung der elektrischen Parameter der Solarzellen und-Module haben entworfen und gebaut. Diese Einstellungen ermöglichen gleichzeitige Einwirkung von Feuchte Wärme, Beleuchtung und elektrische Vorurteile, während auch in Situ Bestimmung der IV-Parameter des PV-Geräte. Diese Einstellungen wurden zur Untersuchung des Einflusses der Umwelteinflüsse (Feuchtigkeit, Beleuchtung, elektrische Vorurteile und Temperatur) sowie der Zelle oder des Moduls Zusammensetzung auf die Langzeitstabilität von unverpackten Solarzellen. Abbildung 3, Abb. 4, Abb. 5, Abbildung 6und Abbildung 7 zeigt eine Auswahl der Ergebnisse, die mit dieser Setups.

Stabilität-Ergebnisse (Abbildung 3, Abbildung 4, Abbildung 6und Abbildung 7) aus den vorgestellten Studien sollten immer mit Vorsicht behandelt werden: um die Übersetzung aus diesen Studien für Modul Stabilität, die Abhängigkeiten aller machen beschleunigte Lebensdauertests auf die Stabilität des PV-Geräte (einschließlich dieser Studie) sollte berücksichtigt werden. Diese Einschränkungen werden durch die Tatsache verursacht, die die Bedingungen im Labor sollen rapide Verschlechterung Mechanismen zu identifizieren, während einige Abbau-Mechanismen nicht durch die Auswahl der falschen (schwere) Belastungen gefunden werden könnte. Darüber hinaus könnte die gewählten Bedingungen auch zu Abbau-Mechanismen und daraus resultierenden Ausfälle, die nicht im Feld auftreten oder auftreten im Feld vor oder nach dem vorhergesagten Zeitrahmen führen. Während zum Beispiel für feuchte Wärme Bedingungen (85 °C/85% RH), ein Beschleunigungsfaktor 219 wird davon ausgegangen, Referenz25 zeigte, dass diese Rate häufig nicht linear ist und kann in CIGS-Module zwischen 10 und 1000 und für verschiedene Abbau-Mechanismen variieren.

Um die Gültigkeit der vorgestellten Ergebnisse, die wichtigsten Unterschiede zwischen der Feldmodul schätzen sollte Belichtung und die vorgestellten Experimente berücksichtigt werden:

a. verwendete Laborbedingungen sind strenger als Feldbedingungen, eine innere Voraussetzung für das beschleunigte testen. Darüber hinaus sind die Bedingungen in diesen Experimenten meist konstant, während Module im Feld ausgesetzt werden, sich ständig verändernde Rahmenbedingungen.

(b) bei den vorgestellten Experimenten wurden unverpackte Solarzellen verwendet. Natürlich werden Barrierematerialien und Rand Dichtstoffe in das Gerät Stabilität (vor allem unter feuchten Bedingungen) eine wichtige Rolle spielen. Darüber hinaus der Einfluss der Zusammenschaltung und Kapselung Materialien ist auch sehr wichtig und sollte nicht vernachlässigt werden. Experimente mit verpackten und vernetzten Mini-Module sind natürlich auch in diese Setups möglich.

c. Due bis hin zur Beleuchtung wurden die Experimente, die in Abbildung 3, Abbildung 5, Abbildung 6und Abbildung 7 dargestellt unter offener Stromkreis Bedingungen ausgeführt, wenn die IV-Kurven nicht aufgezeichnet wurden. Allerdings sollten Module MPP Bedingungen funktionieren, während die Zellen auch umgekehrt Bias Voraussetzungen im Falle von teilweisen Modul shadowing ausgesetzt sein könnten. Abbildung 4 zeigt, die dass die Unterschiede zwischen MPP und offener Stromkreis Bedingungen nur begrenzt in diesem spezifischen Experiment beobachtet wurden, aber das wäre für andere Zellen oder Bedingungen unterschiedlich.

d. die Zusammensetzung der CIGS-Solarzellen hat einen großen Einfluss auf die Langzeitstabilität. Beispiele für Studien über den Einfluss der Zusammensetzung auf die Stabilität finden Sie zum Beispiel in Referenzen16,20. Da die genaue Art des Einflusses der viele kleine Änderungen in der Solarzelle Stapel noch nicht identifiziert, Abbau schneller oder langsamer als erwartet auftreten.

Die oben genannten Faktoren zeigen, dass eine große Anzahl von beschleunigte Lebensdauer Studien mit Variation der Abbau-Bedingungen und Probenzusammensetzung wirklich Vorhersagen Modul Feld Leistung erforderlich ist. Darüber hinaus sollten diese Ergebnisse daher mit Feldstudien, ein vollständiges Bild über die Langzeitstabilität von PV-Modulen erhalten kombiniert werden.

Jedoch schlagen wir vor, die in dieser Studie vorgestellt-Setups wesentliche Verbesserungen im Vergleich zu den standard IEC-Tests aufgrund der kombinierten Stress Exposition sowie in Situ überwachen sind. Diese Eigenschaften erheblich verbessern den Vorhersagewert beschleunigte Lebensdauer Experimente und unser Verständnis von Abbau-Mechanismen zu erhöhen. Die vier wichtigsten Vorteile im Vergleich zu "Standard" (z.B.IEC 61215) Tests sind folgende Funktionen zur Verfügung:

A. Prüfung unter Einwirkung von kombinierten Belastungen (z.B., Temperatur, Luftfeuchtigkeit, Beleuchtung und elektrische Vorurteile).

B. Tuning von kombinierten Stress um lokalen Klimas (z.B., Wüste oder polaren Bedingungen) zu simulieren.

c. tuning der elektrischen Verzerrungen, z. B., um Auswirkungen der partielle Schattierung zu simulieren.

d. Echtzeitüberwachung der Geräteleistung, damit einfacher und schneller sowie bessere Vorhersage oder Einschränkung der Abbau-Mechanismen aufgrund einer erhöhten Wissensstand testen.

e. reduziert Testzeit, da eine Prüfung direkt nach einem Ausfall, statt nach der definierten Testphase (z.B. 1.000 h) aufgetreten.

Es wird daher vorgeschlagen, dass lebenslange Studien mit den vorgestellten Setups qualitativen und quantitativen Verständnis und Vorhersage der Langzeitstabilität von Solarzellen und-Modulen erheblich steigern können. In der Zukunft ein Setup mit "Combined Stresstests mit in Situ Messungen" (CSI) für Vollaussteuerung Module entwickelt werden: die Setups mit beleuchteten Bereichen 40 x 40 cm und 100 cm x 100 cm sind zu klein für Full-Size-PV-Module, also plant, die Skala von diesem kombinierten Stress Messkonzept sind im Gange.

Offenlegungen

Die Autoren Erik Haverkamp (ReRa Solutions), Stefan Roest (Sonneninsel) und Peter Hielkema (Hielkema Testequipment) sind durch das Konsortium diese Setups Kommerzialisierung beschäftigt. Der Arbeitgeber der Erfinder dieser Setups (Autoren Mirjam Theelen und Henk Steijvers (TNO)) hält eine Lizenzvereinbarung mit diesem Konsortium.

Danksagungen

Die Autoren möchten Miro Zeman (Delft University of Technology) und Zeger Turbinenbauschiffs (TNO) für die fruchtbaren Diskussionen bedanken. Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (alle TNO), Felix Daume (Solarion) und Marie Buffière (IMEC) sind für die Probe-Ablagerung und Analyse und die langen Diskussionen anerkannt. Darüber hinaus möchten wir allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern von Sonneninsel, Hielkema Testequipment und ReRa Lösungen und insbesondere Robert Jan van Vugt, Alexander Mulder und Jeroen Vink für ihren Beitrag.

Diese Studien wurden unter der Projektnummer M71.9.10401 im Rahmen des Forschungsprogramms des Materialien Innovation Institute M2i, TKI IDEEGO Projekt vertrauen, das Projekt PV OpMaat, finanziert durch die grenzüberschreitende Zusammenarbeit Programm Interreg V durchgeführt Flandern-Niederlande mit finanzieller Unterstützung der Europäischen Fonds für Regionalentwicklung und das TNO "Technologie Zoekt Ondernemer" Programm.

Materialien

Liste der in diesem Artikel verwendeten Materialien
NameUnternehmenKatalognummerKommentare
Hybrider DegradationsaufbauEternal SunClimate Chamber Solar SimulatorWeitere Informationen finden Sie hier: http://www.eternalsun.com/products/climate-chamber/
ProbenhalterReRa SolutionsWeitere Informationen finden Sie hier: https://www.rerasolutions.com/
ProbengestellDemo DelftWeitere Informationen finden Sie hier: http://www.demo.tudelft.nl/
GoldabscheidungswerkzeugPolaron Equipment LTDREM-Beschichtungsanlage E5100Werkzeug für die Au-Abscheidung für REM-Messungen
Tracer IV SoftwareReRa SolutionsWeitere Informationen finden Sie hier: https://www.rerasolutions.com/product/tracer-iv-software/
SolarzellenSollianceWeitere Informationen finden Sie hier: http://www.solliance.eu. 
Solarzellen und -module können auch von vielen anderen Universitäten, Forschungsinstituten und Unternehmen bezogen werden.
PL Mapping SetupGreatEyesLumiSolarCell
ILIT Mapping SetupInfratecImageIR Kamera und Sunfilm IR Objektiv
Optische MikroskopieLeicaWild M400gekoppelt mit einer Leica DFC 320 Kamera und Leica Application Suite Software, Version 4.3.0
IV-TesterOAIOAI TriSol Solar Simulatorgekoppelt mit einem Keithley SourceMeter 2400 und gesteuert mit der IV-Runner-Software, Version 1.4.0.6.
EQE TesterSelbstgemacht

Referenzen

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