Name: 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 (Vidéo) | JoVE Journal
Uploaded: 2018-10-03T12:30:00.000+00:00
Duration: 9 min 19 s
Description: Découvrez le test de stress combiné pour évaluer la fiabilité des cellules solaires CIGS en conditions réelles. Cette méthode permet le suivi en temps réel de la dégradation sous humidité, température et illumination.

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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.

<ol><li>Jordan, D., Kurtz, S., VanSant, K., Newmiller, J. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.2744/full">Compendium of Photovoltaic degradation rates.</a> Prog. Photovolt. 24 (7), 978-989 (2016).</li>
<li>Pingel, S., et al. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/5616823/">Potential induced degradation of solar cells and panels.</a> Proc. 35th IEEE PVSC. , 2817-2822 (2010).</li>
<li>Lindroos, J., Savin, H. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0927024815006406">Review of light-induced degradation in crystalline silicon solar cells.</a> Sol. Energ. Mat. Cells. 147, 115-126 (2016).</li>
<li>Theelen, M., Daume, F. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0038092X16300330">Stability of Cu(In,Ga)Se2 solar cells: A literature review.</a> Solar Energy. 133, 586-627 (2016).</li>
<li>Malmström, J., Wennerberg, J., Stolt, L. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0040609003001858">A study of the influence of the Ga content on the long-term stability of Cu(In,Ga)Se2 thin film solar cells.</a> Thin Solid Films. 431-432, 436-442 (2003).</li>
<li>Wennerberg, J., Kessler, J., Stolt, L. Degradation mechanisms of Cu(In,Ga)Se2-based thin film PV modules. Proc. 16th EUPVSEC. , 309-312 (2000).</li>
<li>Feist, R., Rozeveld, S., Kern, B., D'Archangel, J., Yeung, S., Bernius, M. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/document/5411323/">Further investigation of the lifetime-limiting failure mechanisms of CIGSS-based minimodules under environmental stress.</a> Proc. 34th IEEE PVSC. , 2359-2363 (2009).</li>
<li>Sharma, V., Chandel, S. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032113004917">Performance and degradation analysis for long term reliability of solar photovoltaic systems: A review.</a> Renew. Sustainable Energy Rev. 27, 753-767 (2013).</li>
<li>PV, Module Certification for new Standards and new Technologies. Fraunhofer ISE. , Available from: 
 <a target="_blank" href="https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/infomaterial/brochures/photovoltaik/flyer-pv-module-certification-for-new-standards-and-new-technologies.pdf">https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/infomaterial/brochures/photovoltaik/flyer-pv-module-certification-for-new-standards-and-new-technologies.pdf</a> (2017).</li>
<li>Osterwald, C., McMahon, T. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.861/abstract">History of Accelerated and Qualification Testing of Terrestrial Photovoltaic Modules: A Literature Review.</a> Prog. Photovolt. 17, 11-33 (2009).</li>
<li>Carlsson, T., Brinkman, A. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.663/abstract">Identification of degradation mechanisms in field-tested CdTe modules.</a> Prog. Photovolt. 14, 213-224 (2006).</li>
<li>Jordan, D., Kurtz, S., VanSant, K., Newmiller, J. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.2744/full">Compendium of photovoltaic degradation rates.</a> Prog. Photovolt. 24, 978-989 (2016).</li>
<li>Theelen, M., Tomassini, M., Steijvers, H., Vroon, Z., Barreau, N., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/document/6744875/">In situ Analysis of the Degradation of Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells.</a> Proc. 39th IEEE PVSC. , 2047-2051 (2013).</li>
<li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://spie.org/Publications/Proceedings/Paper/10.1117/12.2059951">Accelerated performance degradation of CIGS solar cell determined by in situ monitoring.</a> Proc. SPIE 9179. , (2014).</li>
<li>Theelen, M., Beyeler, K., Steijvers, H., Barreau, N. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0927024816305608">Stability of CIGS Solar Cells under Illumination with Damp Heat and Dry Heat: A Comparison.</a> Sol. Energ. Mat. Sol. Cells. , (2016).</li>
<li>Theelen, M., Hans, V., Barreau, N., Steijvers, H., Vroon, Z., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.2610/abstract">The impact of sodium and potassium on the degradation of CIGS solar cells.</a> Prog. Photovolt. 23, 537-545 (2015).</li>
<li>Theelen, M., Hendrikx, R., Barreau, N., Steijvers, H., Böttger, A. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0927024816302847">The effect of damp heat - illumination exposure on CIGS solar cells: a combined XRD and electrical characterization study.</a> Sol. Energ. Mat. Sol. Cells. 157, 943-952 (2016).</li>
<li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/document/7749746/">The Exposure of CIGS Solar Cells to Different Electrical Biases in a Damp-heat Illumination Environment.</a> Proc 43rd IEEE PVSC. , 0929-0934 (2016).</li>
<li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/document/7355639/">In situ monitoring of the accelerated performance degradation of thin film solar cells.</a> Proc. 42th IEEE PVSC. , 1-6 (2015).</li>
<li>Theelen, M., Barreau, N., Steijvers, H., Hans, V., Vroon, Z., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://ieeexplore.ieee.org/document/7355776/">Degradation of CIGS solar cells due to the migration of alkali elements.</a> Proc. 42th IEEE PVSC. , 1-6 (2015).</li>
<li>In situ monitoring of the degradation of CIGS solar cells. , Available from: 
 <a target="_blank" href="https://www.youtube.com/watch?v=Zmy5tb-2NK8">https://www.youtube.com/watch?v=Zmy5tb-2NK8</a> (2017).</li>
<li>Hybrid degradation testing of solar cells and modules. , Available from: 
 <a target="_blank" href="https://www.youtube.com/watch?v=tEsvkTco-To">https://www.youtube.com/watch?v=tEsvkTco-To</a> (2017).</li>
<li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0040609016302723">Influence of Mo/MoSe2 microstructure on the damp heat stability of the Cu(In,Ga)Se2 back contact molybdenum.</a> Thin Solid Films. 612, 381-392 (2016).</li>
<li>Hovestad, A., Bressers, P., Meertens, R., Frijters, C., Voorthuijzen, W. <a target="_blank" href="https://link.springer.com/article/10.1007/s10800-015-0829-9">Electrochemical etching of molybdenum for shunt removal in thin film solar cells.</a> J. Appl. Electrochem. 45 (7), 745-753 (2015).</li>
<li>Couzinie-Devy, F., Barreau, N., Kessler, J. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.1079/abstract">Re-investigation of preferential orientation of Cu(In,Ga)Se2 thin films grown by the three-stage process.</a> Prog. Photovolt. 19, 527-536 (2011).</li>
<li>Schmidt, S., et al. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.2865/abstract">Adjusting the Ga grading during fast atmospheric processing of Cu(In,Ga)Se2 solar cell absorber layers using elemental selenium vapor.</a> Prog. Photovolt. , (2017).</li>
<li>Contreras, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0040609001015383">Optimization of CBD CdS process in high-efficiency Cu(In,Ga)Se2-based solar cells.</a> Thin Solid Films. 403-404, 204-211 (2002).</li>
<li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0040609013017823">Physical and chemical degradation behavior of sputtered aluminum doped zinc oxide layers for Cu(In,Ga)Se2 solar cells.</a> Thin Solid Films. 550, 530-540 (2014).</li>
<li>Brammertz, G., et al. <a target="_blank" href="http://aip.scitation.org/doi/abs/10.1063/1.4826448?journalCode=apl">Characterization of defects in 9.7% efficient Cu2ZnSnSe4-CdS-ZnO solar cells.</a> Appl. Phys. Lett. 103 (16), 163904(2013).</li>
<li>Theelen, M. Degradation of CIGS solar cells. Ipskamp Drukkers. , (2015).</li>
<li>Abou-Ras, D., Kirchartz, T., Rau, U. <a target="_blank" href="http://scholar.google.com/scholar?hl=en&safe=off&q=author%3aAbou-Ras%2C+D+%22Advanced+Characterization+Techniques+for+Thin+Film+Solar+Cells%22">Advanced Characterization Techniques for Thin Film Solar Cells</a>. , Wiley-VCH. (2011).</li>
<li>Wolhgemuth, J. <a target="_blank" href="https://digital.library.unt.edu/ark:/67531/metadc827789/">Standards for PV Modules and Components - Recent Developments and Challenges.</a> Proc. 27th EUPVSEC. , 2976-2980 (2012).</li>
<li>Hyperphysics Relative Humidity. , Available from: 
 <a target="_blank" href="http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbase/kinetic/relhum.html">http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbase/kinetic/relhum.html</a> (2017).</li>
<li>Theelen, M., et al. Temperature Dependency of CIGS solar cells on soda lime glass and polyimide: a comparison. JRSE. , (2016).</li>
<li>Coyle, D. <a target="_blank" href="http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/pip.1172/abstract">Life prediction for CIGS solar modules part 1: modelling moisture ingress and degradation.</a> Prog. Photovolt. 21 (2), 156-172 (2013).</li>
</ol>

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.

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.

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.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig1.jpg"> 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. <a href="//cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig1large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>

<table><tbody><tr><td>Configuration de dégradation hybride</td><td>Eternal Sun</td><td>Climate Chamber Solar Simulator</td><td>Plus d’informations peuvent être trouvées ici : http://www.eternalsun.com/products/climate-chamber/</td></tr> <tr><td>Supports d’échantillons</td><td>ReRa Solutions</td><td></td><td>Plus d’informations peuvent être trouvées ici : https://www.rerasolutions.com/</td></tr> <tr><td>Rack d’échantillons</td><td>Démo Delft</td><td></td><td>Plus d’informations peuvent être trouvées ici : http://www.demo.tudelft.nl/</td></tr><tr><td>Outil de dépôt</td><td>d’or Polaron Equipment LTD</td><td>Unité de revêtement MEB E5100</td><td>Outil de dépôt d’or pour les mesures MEB</td></tr><tr><td>Logiciel Tracer IV</td><td>ReRa Solutions</td><td></td><td>Plus d’informations peuvent être trouvées ici : https://www.rerasolutions.com/product/tracer-iv-software/</td></tr> <tr><td>Cellules solaires</td><td>Solliance</td><td></td><td>Vous trouverez plus d’informations à l’adresse suivante : http ://www.solliance.eu.&nbsp ; Les cellules et modules solaires peuvent également être obtenus auprès de nombreuses autres universités, instituts de recherche et entreprises</td></tr><tr><td>Configuration de cartographie PL</td><td>GreatEyes</td><td>LumiSolarCell</td><td></td></tr><tr><td>Configuration de cartographie ILIT</td><td>Caméra Infratec</td><td>ImageIR et objectif</td><td></td>Sunfilm</tr><tr><td>IR Microscopie optique</td><td>Leica</td><td>Wild M400</td><td>couplé à une caméra Leica DFC 320 et au logiciel Leica Application Suite, version 4.3.0</td></tr><tr><td>Testeur IV</td><td></td><td>OAI OAI TriSol Solar Simulator</td><td>couplé à un Keithley SourceMeter 2400 et contrôlé à l’aide du logiciel IV runner, version 1.4.0.6.</td></tr><tr><td>Testeur EQE</td><td>fait maison</td><td></td><td></td></tr></tbody></table>

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

In Situ Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells

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.

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.
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig3v2.jpg">
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. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig3large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig4v2.jpg"> 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. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig4large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
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.
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig5v2.jpg"> 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. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig5large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
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.
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig6v2.jpg"> 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. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig6large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
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.
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig7v2.jpg"> 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. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig7large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>

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.

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

The levelized cost of electricity (LCOE) of photovoltaic (PV) systems is determined by, among other factors, the PV module reliability. Better prediction ...

Cette méthode peut aider à répondre à des questions clés sur la fiabilité du photovoltaïque, sur l’effet combiné de l’éclairage, des charges électriques, de l’humidité et de la température. Par rapport aux tests standard de fiabilité non-stress, cette méthode présente les avantages suivants : exposition aux contraintes combinées, temps de test réduit et surveillance des performances en temps réel de l’appareil. La combinaison de contraintes peut être réglée pour simuler le climat local, comme les conditions polaires et désertiques.Les biais électriques peuvent être réglés pour simuler des effets tels que l’ombrage personnel. La mesure des performances en temps réel permet des tests plus rapides et plus simples. Il nous apprend beaucoup sur le processus de dégradation et il permet une meilleure prédiction ou la prévention des mécanismes de dégradation qui se produisent dans les dispositifs.Hank Steijvers, Klaas Bakker et Karolien Saliou, tous de Solliance, feront la démonstration de la procédure. Pour commencer la procédure, déposez 0,5 microns de molybdène sur un substrat en verre de chaux de soude par revêtement de pulvérisation à courant direct dans une séquence de pile de bicouches. Ensuite, utilisez une solution d’hydroxyde de sodium uni molaire et de ferrocyanure de potassium 0,3 molaire pour graver électrochimiquement une bande de six millimètres de large dans le molybdène au bord d’un long côté.Ensuite, déposez une couche d’absorbeur CIGS épaisse de deux microns par coévaporation dans une chambre à vide sous une atmosphère de cuivre, d’indium, de gallium et de sélénium. Déposez ensuite 50 nanomètres de sulfure de cadmium sur l’échantillon par dépôt chimique de bain. Utilisez le pulvérisation de radiofréquence pour déposer 50 à 65 nanomètres d’oxyde de zinc intrinsèque et 80 à 1000 nanomètres d’oxyde de zinc dopé à l’aluminium sur l’échantillon.Ensuite, utilisez une lame pour enlever les quatre couches supérieures dans une bande de 14 millimètres de large sur le long bord non gravé de l’échantillon, laissant le contact arrière molybdène intact. Centrez un masque sur l’échantillon et pulvérisez les bords de l’échantillon avec 60 nanomètres d’or pour former les contacts, puis utilisez un coupe-verre ou un stylo diamant pour couper l’échantillon en morceaux de sept millimètres de large, formant ainsi des échantillons avec des surfaces cellulaires de sept millimètres par cinq millimètres. Vous pouvez tester n’importe quel appareil que vous voulez, n’importe quelle cellule solaire, n’importe quel module, tant que vous pouvez les contacter d’une manière fiable.Cela nécessite des contacts faits de matériaux stables comme l’or. Sinon, vous pouvez tester la stabilité de vos contacts au lieu de vos appareils. Ensuite, mesurez les performances de tension actuelle ex situ des cellules solaires de l’échantillon dans des conditions standard dans une configuration de sonde à quatre points.Ensuite, placez un échantillon sous un dispositif de thermographie verrouillée avec éclairage IR et une lentille ir de 15 microns. Illuminez l’échantillon et cartographiez les différences spatiales de température. Utilisez-le pour identifier les échantillons utiles et mauvais.Après cela, placez l’échantillon sous un instrument de cartographie de photoluminescence avec une LED de haute puissance et enregistrez une image de photoluminescence spatiale. Vous devez également utiliser plusieurs autres techniques d’analyse, y compris l’électroluminescence, la spectrophotoluminescence, les mesures externes de l’efficacité quantique et la microscopie. Sur la base de ces mesures avant et après les expositions, les mécanismes de dégradation peuvent être déterminés et liés aux propriétés pré-exposition.Évaluez chaque échantillon pour les défauts visuels et laraux de cette façon. Conservez au moins deux échantillons non adjacents dans une boîte à gants remplie d’argon comme références. Montez les cellules solaires non référencées dans les porte-échantillons qui ne projettez aucune ombre sur les cellules.Assurez-vous que les broches de mesure des supports communiquent avec les contacts or avant et arrière des échantillons. Placez les porte-échantillons sur le support d’échantillon de la configuration CSI pour permettre le contact électrique entre les cellules solaires et les outils de mesure. Connectez les thermocouples aux échantillons.Placez le support d’échantillon pour l’éclairage par une source de lumière de masse d’air 1.5, puis allumez l’équipement de mesure, les charges électriques, et l’ordinateur de commande. Ouvrez le logiciel d’enregistrement des mesures pour para para para paracher les instruments, puis concevez des profils d’éclairage pour les mesures. Ensuite, remplissez les informations de l’échantillon et sélectionnez le thermocouple lié pour chaque position de l’échantillon.Ensuite, réglez la tension initiale, la tension finale et le nombre d’étapes pour les mesures de tension actuelles. Définissez les emplacements d’autosave pour les données de tension actuelles. Définissez les biais électriques pour les échantillons si désiré.Ensuite, créez une séquence de mesure et ajoutez les emplacements d’échantillon appropriés. Réglez le temps d’attente entre les séquences dans la fenêtre de mesure automatique, suivi d’une augmentation rapide à 85% d’humidité relative, puis démarrez la séquence de chambre climatique, allumez l’éclairage, passez à la fenêtre de surveillance et commencez à enregistrer les mesures de tension actuelles. Surveillez la température de la chambre et de l’échantillon pendant la rampe jusqu’à 85 degrés Celsius.Confirmez que les paramètres électriques sont en cours d’engorgés et que des courbes de tension actuelles sont générées. Une fois que la chambre atteint 85 degrés Celsius, confirmez que l’humidité de la chambre augmente à 85%Notez que c’est l’heure de départ de l’expérience de dégradation. Laissez les échantillons dans l’instrument pendant des centaines à des milliers d’heures, en mesurant les courbes de tension actuelles toutes les cinq à dix minutes.Ajustez les biais électriques appliqués aux échantillons pendant l’expérience comme vous le souhaitez. À la fin de l’expérience, laisser refroidir la chambre à température ambiante pendant plusieurs heures avant d’enlever les échantillons. Tracez les changements dans les paramètres électriques en fonction du temps d’exposition.Retirez les échantillons froids de la chambre et répétez rapidement les mesures ex situ. Exécutez toutes les mesures utilisées avant l’exposition. Ensuite, caractérisez les échantillons dégradés et de référence avec la diffraction des rayons X, la spectroscopie de masse ionique secondaire, la microscopie électronique à balayage, sem, spectroscopie photoélectron à rayons X, et d’autres techniques pour étudier davantage les mécanismes d’échec.Dans cet exemple, les données enregistrées au cours de la rampe de température avant les expériences de dégradation des cellules solaires cigs ont montré que la tension du circuit ouvert variait en fonction de la température. Ces cellules solaires CIGS se sont dégradées en efficacité lorsqu’elles sont simultanément exposées à la lumière, à la chaleur et à l’humidité. Une dégradation minimale a été observée lorsque les cellules solaires ont été exposées à la chaleur sèche et à la lumière.Ici, une basse tension de biais négatif a eu un effet plus négatif sur la stabilité des cellules solaires CIGS que le court-circuit, le circuit ouvert ou les conditions maximales de point de puissance dans la chaleur et la lumière humides. Un ensemble de cellules solaires CIGS fabriquées avec une teneur élevée en sodium et en potassium a d’abord montré des efficacités élevées lorsqu’elles sont éclairées par une chaleur humide, mais elles se dégradent plus rapidement que les cellules standard. Cependant, les cellules fabriquées avec le contenu bas d’alcalin sont restées relativement stables dans les mêmes conditions.Une analyse plus poussée a révélé une forte diminution correspondante de la résistance au shunt des cellules riches en alcalins, qui a été attribuée à la migration du sodium. À la suite de ces résultats, les appareils doivent être analysés à nouveau à fond. Sur la base de ces résultats, les mécanismes de dégradation de l’appareil peuvent être déterminés.Cette technique permet également de déterminer le comportement de dégradation des modules grandeur nature.

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Sonde atomique études de tomographie sur le Cu (In, Ga) Se<sub&gt; 2</sub&gt; Frontières de grains

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L&#39;intégration d&#39;un système Annihilation Up-conversion triplet triplet visant à accroître à colorant cellule solaire réponse au sous-bande interdite Lumière

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