Artykuł metodologiczny

In Situ Monitorowanie przyspieszonej degradacji wydajności ogniw i modułów słonecznych: studium przypadku ogniw słonecznych Cu(In,Ga)Se2

8.9K wyświetleń

⸱

DOI:

10.3791/55897

⸱

3 października 2018

 ,  ,  ,  ,  ,  , 
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

W tym artykule

Podsumowanie

Zaprojektowano i zbudowano dwie konfiguracje 'Combined Stress test with in situ', które pozwalają na monitorowanie w czasie rzeczywistym przyspieszonej degradacji ogniw słonecznych i modułów. Konfiguracje te pozwalają na jednoczesne wykorzystanie wilgotności, temperatury, odchyleń elektrycznych i oświetlenia jako niezależnie kontrolowanych czynników stresowych. Przedstawiono konfiguracje i różne przeprowadzone eksperymenty.

Streszczenie

Uśredniony koszt energii elektrycznej (LCOE) systemów fotowoltaicznych (PV) jest określany między innymi przez niezawodność modułu fotowoltaicznego. Lepsze przewidywanie mechanizmów degradacji i zapobieganie awariom modułów w terenie może w konsekwencji zmniejszyć ryzyko inwestycyjne, a także zwiększyć uzysk energii elektrycznej. Wyższy poziom wiedzy może z tych powodów znacznie obniżyć całkowite koszty energii elektrycznej z fotowoltaiki.

Aby lepiej zrozumieć i zminimalizować degradację modułów fotowoltaicznych, należy zidentyfikować występujące mechanizmy i warunki degradacji. Najlepiej, aby odbywało się to przy naprężeniach łączonych, ponieważ moduły w terenie są jednocześnie narażone na wiele czynników stresogennych. W związku z tym zaprojektowano i wykonano dwie konfiguracje "połączonego testu warunków skrajnych z pomiarem in situ". Konfiguracje te pozwalają na jednoczesne wykorzystanie wilgotności, temperatury, oświetlenia i odchyleń elektrycznych jako niezależnie kontrolowanych czynników naprężeń na ogniwach słonecznych i minimodułach. Konfiguracje umożliwiają również monitorowanie właściwości elektrycznych tych próbek w czasie rzeczywistym. Niniejszy protokół przedstawia te konfiguracje i opisuje możliwości eksperymentalne. Ponadto przedstawiono wyniki uzyskane za pomocą tych układów: opisano różne przykłady dotyczące wpływu warunków zarówno osadzania, jak i degradacji na stabilność cienkowarstwowych ogniw słonecznych Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) oraz Cu2ZnSnSe4 (CZTS). Przedstawiono również wyniki dotyczące zależności temperaturowej ogniw słonecznych CIGS.

Wprowadzenie

Systemy fotowoltaiczne (PV) są uznawane za kosztowo efektywną formę energii odnawialnej. Moduły PV stanowią rdzeń tych systemów i są zazwyczaj sprzedawane z gwarancją wydajności wynoszącą ponad 25 lat (np. maksymalna utrata sprawności o 20% po tym okresie)1. Dla zaufania konsumentów i inwestorów kluczowe jest, aby gwarancje te zostały spełnione. Uzyskana ilość energii elektrycznej powinna być zatem tak stabilna i wysoka, jak to tylko możliwe, przez co najmniej pożądany okres eksploatacji modułu. Powinno to być osiągnięte poprzez ograniczenie zarówno powolnej, ale stałej degradacji2, jak i nieoczekiwanych przedwczesnych awarii modułów, które mogą wynikać na przykład z błędów produkcyjnych. Przykładami zaobserwowanych w terenie awarii modułów są degradacja indukowana potencjałem (PID)3 oraz degradacja indukowana światłem (LID)4 w przypadku modułów z krzemu krystalicznego lub korozja indukowana wodą w modułach CIGS5,6,7,8. Aby zapobiec skróceniu żywotności modułów PV w warunkach terenowych, mechanizmy degradacji powinny być identyfikowane i minimalizowane.

Lepsze zrozumienie mechanizmów degradacji zachodzących w ogniwach lub modułach fotowoltaicznych pomogłoby również obniżyć koszty produkcji modułów PV: w wielu przypadkach w modułach stosuje się materiały ochronne przed czynnikami środowiskowymi, aby zapewnić gwarantowany czas eksploatacji. Dotyczy to na przykład elastycznych modułów cienkowarstwowych, takich jak CIGS, które zawierają kosztowną barierę zapobiegającą przenikaniu wody. Wszystkie materiały opakowaniowe w takich modułach mogą stanowić nawet 70% kosztów modułu. Materiały ochronne te są często przewymiarowane, aby mieć pewność uzyskania wymaganego czasu użytkowania: większa wiedza na temat mechanizmów degradacji może zatem sprawić, że ogniwa słoneczne będą bardziej stabilne wewnętrznie, a ich trwałość będzie łatwiejsza do przewidzenia. Lepsze zrozumienie długoterminowej stabilności modułu i jego składników prawdopodobnie zapobiegłoby przewymiarowaniu i pozwoliło na redukcję kosztów tych materiałów ochronnych.

Aby uzyskać ogólną ocenę niezawodności modułów, ogniwa i moduły słoneczne są obecnie testowane i kwalifikowane za pomocą przyspieszonych testów starzeniowych (ALT)9. Najważniejsze testy kwalifikacyjne są zdefiniowane przez normy Międzynarodowej Komisji Elektrotechnicznej (IEC) 6121510, które pozwalają na podjęcie decyzji typu „tak/nie” w kwestii stabilności modułów PV. Jednak Osterwald et al.1 wykazali, że pozytywny wynik testów IEC nie zawsze oznacza, iż moduł PV wytrzyma warunki zewnętrzne przez 25 lub więcej lat. Wykazano, że ta ograniczona korelacja między testami polowymi a laboratoryjnymi jest szczególnie widoczna w przypadku stosunkowo nowych modułów cienkowarstwowych12.

Testy te nie dają wglądu w mechanizmy degradacji („Które procesy i/lub które czynniki stresowe prowadzą do obserwowanej powolnej degradacji modułu lub do jego gwałtownej awarii?”). Co więcej, testy te, które opierają się obecnie na pojedynczych lub podwójnych czynnikach stresowych (na przykład naprężeniach mechanicznych lub połączonej temperaturze i wilgotności), z pewnością nie mogą w wiarygodny sposób symulować zachowania w warunkach polowych, ponieważ moduły fotowoltaiczne w terenie są poddawane licznym złożonym stresom (na przykład: temperaturze, wilgotności, wiatrowi, śniegowi, oświetleniu, kurzowi, piaskowi, wodzie). Czynniki te mogą się również różnić w zależności od strefy klimatycznej: o ile na pustyni ważnymi czynnikami stresowymi są prawdopodobnie temperatura i oświetlenie, o tyle w klimatach umiarkowanych bardzo istotny może być na przykład wpływ wilgotności. Aby symulować degradację i wynikające z niej awarie w różnych klimatach, wymagane są zatem różne kombinacje wielu czynników stresowych. W konsekwencji jednoczesna ekspozycja na wiele czynników stresowych jest bardzo ważna dla uzyskania dobrej oceny niezawodności modułu w określonym klimacie, a testy stresu złożonego powinny zatem stanowić część badań laboratoryjnych.

Zaproponowano zatem, aby poprawić jakościowe i ilościowe zrozumienie mechanizmów degradacji zachodzących w warunkach połączonego stresu. W idealnym przypadku podczas tych testów należałoby gromadzić również informacje o ogniwie lub module słonecznym, aby umożliwić identyfikację zmian w urządzeniu podczas ekspozycji. W związku z tym zaprojektowaliśmy i zbudowaliśmy dwa układy umożliwiające jednoczesną ekspozycję na wilgotność, (podwyższone) temperatury, polaryzację elektryczną oraz oświetlenie. W tych układach można również dostosować intensywność tych czynników stresogennych, w zależności od celu eksperymentu. Dodatkowo oświetlenie umożliwia in situ monitorowanie urządzeń fotowoltaicznych (Rycina 1)13,14,15,16,17,18,19,20Te rodzaje testów będą nazywane „testami stresu kombinowanego z in situ pomiary' (CSI). W niniejszym protokole zostaną przedstawione dwa hybrydowe układy do badania degradacji, nazwane 'CSI 1' i 'CSI 2'. Przy użyciu tych układów przeprowadzono wiele badań mających na celu lepsze zrozumienie wydajności i degradacji, szczególnie w przypadku cienkowarstwowych ogniw słonecznych CIGS. Przedstawiono wybrane wyniki stabilności oraz zależności od temperatury uzyskane dla niehermetyzowanych ogniw słonecznych CIGS i CZTS. Więcej informacji można znaleźć w21,22.

Schemat testowania ogniwa słonecznego; układ do pomiaru krzywej IV, multiplekser, komora klimatyczna, symulator słoneczny.
Rycina 1Połączone testy obciążeniowe z in situ konfiguracja pomiarów. Po lewej: Schematyczny przegląd układu CSI, obejmujący system pomiarowy. Środek i prawa strona: Fotografia układów CSI (komory klimatyczne oraz symulatory słoneczne; systemy pomiarowe nie zostały przedstawione; układy mają różne rozmiary). Na środku znajduje się CSI1, po prawej CSI2. Rysunek został zmodyfikowany z19,30. Aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny, kliknij tutaj.

Protokół

UWAGA: Sekcje 1 i 3 odnoszą się konkretnie do testów degradacji ogniw słonecznych CIGS i CZTS przy użyciu tej procedury, jednak wszystkie inne typy ogniw słonecznych (np. perowskitowe, organiczne PV i krzem krystaliczny) są lub będą testowane za pomocą tych układów. Należy pamiętać, że dla każdego typu i geometrii urządzenia należy zaprojektować uchwyt próbki. Uchwyty te powinny posiadać niekorodujące styki, aby zapobiec degradacji kontaktów, ponieważ mogłoby to zamaskować efekty degradacji samego urządzenia. Ponadto zaleca się kontaktowanie próbek w konfiguracji czteropunktowej, aby uniknąć pomiaru skutków korozji styków lub przewodów w systemie pomiarowym.

1. Przygotowanie ogniw słonecznych CIGS

  1. Na wszystkich etapach protokołu podczas pracy z ogniwami słonecznymi należy używać rękawiczek: chronią one przed toksycznymi pierwiastkami, a także zapobiegają osadzaniu się niepożądanych materiałów, takich jak sól kuchenna (NaCl), na próbkach.
  2. Próbkę szkła sodowo-wapniowego (SLG) o wymiarach 1 mm x 10 mm x 100 mm należy pociąć przecinakami do szkła lub rysikiem diamentowym na cztery prostokątne paski o wymiarach 10 mm x 25 mm w celu przygotowania odpowiednich podłoży.
  3. Próbkę SLG należy umieścić w urządzeniu do napylania. Na podłoża szklane należy nanieść kontakt tylny z molibdenu o grubości 0,5 µm metodą napylania prądem stałym (DC) w temperaturze pokojowej23.
    1. Należy wybrać jedną z różnych sekwencji układania warstw, w tym warstwę pojedynczą, dwuwarstwową lub wielowarstwową. Na przykład można nanieść dwuwarstwę, stosując początkowo wysokie ciśnienie napylania (np. 0,03 mbar), a następnie niższe ciśnienie napylania (np. 0,03 mbar) przy gęstościach mocy od 1-5 W/cm2.
  4. Należy przygotować roztwór trawiający składający się z 1 M NaOH i 0,3 M K3Fe(CN)624. Należy elektrochemicznie wytrawić pasek molibdenu o szerokości 6 mm, aby uzyskać wzorowany kontakt tylny.
    UWAGA: W ten sposób ogniwo słoneczne ma zdefiniowaną powierzchnię, bez obszarów przykrytych kontaktami złotymi, które mogłyby w części wpływać na parametry elektryczne.
  5. Próbkę należy umieścić w komorze próżniowej i nanieść warstwę absorbera CIGS o grubości 2 µm procesem współparowania w atmosferze miedzi, indu, galu i selenu25.
    1. Przykładowo, należy zastosować typowe temperatury podłoża od 50 do 60 °C i zastosować trzystopniowy proces osadzania: najpierw formowanie (In,Ga)2Se3 poprzez odparowanie indu, galu i selenu, a następnie formowanie CIGS bogatego w miedź dzięki dodaniu dużych ilości miedzi. W trzecim etapie należy wyłączyć parownik miedzi, aby utworzyć wymagany absorber CIGS ubogi w miedź.
    2. Alternatywnie można zastosować dwustopniowe osadzanie pod ciśnieniem atmosferycznym w celu obniżenia kosztów procesu. Należy przeprowadzić osadzanie CuInGa, albo poprzez napylanie próżniowe, albo poprzez elektrochemiczne osadzanie pod ciśnieniem atmosferycznym. Następnie należy przeprowadzić selenizację w atmosferze elementarnego selenu26 w piecu do selenizacji z ruchomym pasem.
  6. Próbkę należy umieścić w kąpieli chemicznej i nanieść warstwę buforową CdS procesem osadzania z kąpieli chemicznej (CBD) o grubości 50 nm27. Typowo stosuje się roztwór wodny NH4OH, CdSO4 i tiomocznika (NH2CSNH2) w temperaturze ok. 70°C.
  7. Próbkę należy umieścić w urządzeniu do napylania i nanieść kontakt przedni i-ZnO/ZnO:Al metodą napylania częstotliwością radiową (RF) z tarczy i-ZnO i ZnO:Al, przy grubościach odpowiednio 50 nm i 80-1 0 nm28.
    1. Dla i-ZnO należy użyć warstwy z czystej tarczy ZnO, a dla warstwy ZnO:Al ceramicznej tarczy ZnO z 2% Al2O3. Temperatury osadzania powinny mieścić się w zakresie od temperatury pokojowej do 20 °C. Należy unikać stosowania przewodzącej metalowej siatki w elektrodzie górnej, ponieważ nie jest ona stosowana w modułach komercyjnych. Dlatego należy zastosować tę stosunkowo grubą warstwę ZnO:Al, aby zapewnić odpowiednią przewodność w tych ogniwach, które naśladują konstrukcję modułu.
  8. Należy ostrożnie zeskrobać nożem pasek o szerokości 14 mm (po przeciwnej stronie niż trawienie w kroku 1.4) z ogniwa słonecznego.
    1. Wykorzystując różnicę w twardości warstw, należy usunąć tylko warstwy wierzchnie (ZnO:Al/i-ZnO/CdS/CIGS), pozostawiając nienaruszony kontakt tylny z molibdenu. Należy uformować ogniwa słoneczne o szerokości 5 mm, co odpowiada szerokości ogniwa w module.
  9. Próbkę należy umieścić w urządzeniu do napylania złota i przykryć ją w środku paskiem służącym jako maska, aby złoto nie osadziło się na ogniwie słonecznym. Należy nanieść kontakty złote o grubości ok. 60 nm metodą napylania w temperaturze pokojowej zarówno na kontakt tylny (molibden), jak i kontakt przedni (ZnO:Al), aby umożliwić połączenie elektryczne ogniw.
    UWAGA: Zastosowanie kontaktu z metalu szlachetnego pozwala na długotrwałą ekspozycję próbek na trudne warunki bez degradacji kontaktów, co umożliwia badanie degradacji samego ogniwa.
  10. Paski należy pociąć przecinakiem do szkła lub rysikiem diamentowym na próbki o szerokości 7 mm, które mają teraz powierzchnię ogniwa ok. 7 mm x 5 mm i całkowity rozmiar 7 mm x 25 mm (Rysunek 2).
    Uwaga: Schematyczny przekrój oraz zdjęcie mikroskopowe ogniwa przedstawiono na Rysunku 2. W przypadku eksperymentów z ogniwami słonecznymi CZTS zastosowano inną procedurę osadzania aktywnej warstwy absorbera (CZTS) (podobnie jak w referencji29), podczas gdy wszystkie pozostałe warstwy zostały naniesione zgodnie z analogiczną procedurą.

Schemat warstw ogniwa słonecznego Cu(In,Ga)Se2; grubość, rozkład materiału, projekt fotowoltaiczny.
Rycina 2Projekt próbki CIGS. (góra) Schematyczny przekrój próbki CIGS oraz (dół) zdjęcie mikroskopowe próbki CIGS wykonane z góry. Rysunek został częściowo zmodyfikowany na podstawie literatury przedmiotu14,30. Aby wyświetlić powiększoną wersję tej figury, kliknij tutaj.

2. Analiza ogniw słonecznych przed degradacją

  1. Zmierz charakterystykę prądowo-napięciową (IV) ogniw słonecznych ex situ w standardowych warunkach testowych (STC, natężenie oświetlenia: 100 W/m² i AM 1.5, temperatura: 25°C) w konfiguracji czteropunktowej, aby wyznaczyć parametry elektryczne za pomocą testera IV.
    1. Zmierz zewnętrzną wydajność kwantową (EQE) dla dokładnej gęstości prądu i absorpcji zależnej od długości fali30,31 przy użyciu układu do pomiaru odpowiedzi widmowej (SR) i oblicz dokładną gęstość prądu.
  2. Wykonaj mapowanie metodą termografii lock-in z oświetleniem (ILIT)31 oraz mapowanie fotoluminescencyjne (PL)31 przy dużym powiększeniu i wykonaj obrazy (mikroskopowe), aby zidentyfikować wszelkie defekty wizualne i lateralne.
    1. Umieść próbkę w urządzeniu ILIT z detektorem ciepła i soczewką 15 µm dla wysokiego powiększenia oraz źródłem oświetlenia IR. Oświetl próbkę i zarejestruj przestrzenną różnicę temperatur, aby zidentyfikować miejsca nagrzewania.
    2. Umieść próbkę w układzie do mapowania PL, aby uzyskać przestrzenny obraz fotoluminescencji. Do oświetlenia użyj wysokiej mocy źródła światła LED, a do detekcji danych kamery CCD.
      UWAGA: Przykłady można znaleźć w referencjach15,16,20,30.
  3. Wybierz liczbę ogniw słonecznych do eksperymentu degradacyjnego, natomiast pozostałe próbki umieść w rękawicy z argonem jako referencję. Wybierz mieszany zestaw ogniw słonecznych jako próbki referencyjne i eksperymentalne, tak aby wszelkie różnice w obrębie całych płyt (np. gradienty składu) były reprezentowane z taką samą intensywnością w próbkach eksperymentalnych i referencyjnych.
    UWAGA: Może to oznaczać na przykład, że ogniwa na pozycjach 1, 3, 4, 5, 7 i 8 na płytach są ogniwami eksperymentalnymi, podczas gdy pozycje 2 i 6 są ogniwami referencyjnymi.

3. Umieszczenie ogniw słonecznych w uchwytach na próbki

  1. Umieść ogniwa słoneczne w uchwytach do próbek, które nie rzucają cienia na ogniwa i zapewniają kontakt między złotymi kontaktami przednimi i tylnymi a pinami pomiarowymi.
    UWAGA: Uchwyty do próbek są specjalnie zaprojektowane tak, aby wytrzymać trudne warunki podczas testów klimatycznych. Co więcej, są one wykonane z materiałów o ograniczonej emisji gazów.
  2. Umieść uchwyty do próbek na racku do próbek wewnątrz układu CSI, co umożliwia kontakt elektryczny między ogniwami słonecznymi a narzędziami pomiarowymi znajdującymi się poza układem. Umieść rack do próbek w wyznaczonym miejscu, w którym będą one oświetlone źródłem światła AM 1.5.
    UWAGA: Specyfikacje źródła światła są następujące. CSI1: obszar 40 cm x 40 cm, 1 00 W/m2, oświetlenie skalibrowane BAA; CSI2: obszar 10 x 10 cm2, 1 0 W/m2, oświetlenie skalibrowane AAA, kalibracje zgodnie z normą IEC60904-9:20732.

4. Przeprowadzenie eksperymentu degradacji

  1. Włącz symulator słoneczny, sprzęt pomiarowy, komorę klimatyczną oraz komputer.
  2. Zaprogramuj komputer pomiarowy, który steruje symulatorem słonecznym, polaryzacjami elektrycznymi i ustawieniami komory klimatycznej. W oprogramowaniu do pomiarów charakterystyki prądowo-napięciowej (IV) zdefiniuj zakres napięcia, kroki napięcia, sekwencję pomiarową oraz odstępy czasowe między pomiarami, a w oprogramowaniu sterującym zdefiniuj profile temperatury, wilgotności, napięcia polaryzacji i oświetlenia.
    UWAGA: Należy pozwolić, aby oprogramowanie sterowało pomiarami podczas całego eksperymentu.
    1. W typowych ustawieniach pomiarów charakterystyki prądowo-napięciowej (IV) należy zastosować napięcie w zakresie od -0,2 V do +1,0 V w 120 krokach (0,01 V/krok). Należy pamiętać, że w większości przypadków system naprzemiennie wykonuje pomiary IV wszystkich próbek oraz stosuje przerwy trwające około 5 min.
  3. Zstabilizuj temperaturę komory klimatycznej oraz ogniw słonecznych w układzie. Monitoruj temperaturę próbki w oprogramowaniu.
    UWAGA: Typowa temperatura ogniw słonecznych wynosi 25 °C, co stanowi temperaturę STC. Ponieważ oświetlenie powoduje nagrzewanie się próbek, temperatura próbki jest zawsze wyższa niż temperatura otoczenia w komorze. Typowe temperatury początkowe komory klimatycznej wynoszą -10 °C do +5 °C (+5 °C temperatura komory może na przykład prowadzić do temperatury próbek CIGS wynoszącej 25 °C). W przypadku wyboru innych konstrukcji lub składów próbek mogą być wymagane inne temperatury komory, aby uzyskać 25 °C temperatura próbki
  4. Powoli podgrzewaj komorę klimatyczną, aż osiągnie 85 °C, na przykład przy 0,1-0.3 °C/min. Odczytaj temperaturę komory z komputera komory klimatycznej oraz temperaturę próbki z oprogramowania.
    UWAGA: Typowe temperatury próbek wynoszą wówczas od 100 °C i 110 °C gdy komora jest 85 °CWartości te różnią się w zależności od próbek i są szczególnie zależne od rodzaju podłoża, konstrukcji i materiału uchwytu próbki oraz samej ogniwa słonecznego. Na tym etapie, o ile nie wskazano inaczej, ogniwa pozostają w stanie obwodu otwartego w czasie, gdy nie są mierzone. Jeśli konieczne jest wykluczenie wpływu jakiegokolwiek wewnętrznego napięcia polaryzującego podczas etapu ogrzewania, w tym czasie można również wyłączyć oświetlenie.
    1. W przypadku CSI1 do każdej pojedynczej komórki należy przymocować indywidualną termoparę w celu pomiaru temperatury, natomiast w CSI2 należy zastosować 15 termopar dla 32 próbek. Należy rejestrować i zapisywać poszczególne temperatury.
  5. Automatycznie mierz kolejne krzywe prądowo-napięciowe ogniw słonecznych w trakcie ogrzewania, tak aby były one wyznaczane co 0,5 do kilku minut, w zależności od liczby próbek. Obserwuj parametry elektryczne w oprogramowaniu.
    1. Oblicz parametry elektryczne z krzywych prądowo-napięciowych. Zawsze wyznaczaj sprawność, napięcie obwodu otwartego, gęstość prądu zwarcia, współczynnik wypełnienia, rezystancję szeregową oraz rezystancję bocznikową. Rezystancje wyznaczaj z nachyleń końcowych odcinków krzywych prądowo-napięciowych.
    2. W razie potrzeby należy również wyznaczyć czynnik idealności, gęstość prądu nasycenia oraz gęstość prądu fotogenerowanego poprzez dopasowanie do modelu jednego diody14.
      UWAGA: Należy jednak zauważyć, że procedury dopasowania te są stosunkowo niewiarygodne w przypadku zdegradowanych ogniw słonecznych, które nie zachowują się jak diody idealne. Sprawność mierzona w tych podwyższonych temperaturach będzie niższa niż w warunkach STC, co objawia się przede wszystkim spadkiem napięcia obwodu otwartego.13.
  6. Włącz nawilżanie w komorze klimatycznej; standardową wartością jest wilgotność względna (RH) na poziomie 85%. Jest to zazwyczaj punkt początkowy eksperymentu (t = 0 h). Monitoruj wartość RH za pomocą komputera sterującego komorą klimatyczną.
    UWAGA: Rzeczywista wilgotność względna próbki jest niższa od wartości zadanej. Jest to spowodowane tym, że temperatura próbki jest wyższa niż 85 °Cpodczas gdy wilgotność bezwzględna pozostaje taka sama: ponieważ wilgotność względna jest funkcją temperatury, wartość ta jest niższa niż 85% RH33.
  7. Pozostaw próbki w układach CSI na czas od 10 do 10 godzin, mierząc jednocześnie krzywe prądowo-napięciowe. Pomiary krzywych należy wykonywać co 5 do 10 minut, dostosowując ten interwał według potrzeb. Monitoruj parametry elektryczne w oprogramowaniu.
    1. W pozostałym czasie próbki należy utrzymywać albo w warunkach otwartego obwodu (warunki standardowe), albo pod różnymi napięciami elektrycznymi z zastosowaniem obciążeń elektrycznych, w zakresie od -20 V do +20 V. W przypadku konieczności modyfikacji napięcia elektrycznego w trakcie eksperymentu, należy zmienić wartość zadaną w oprogramowaniu urządzenia pomiarowego (tracera).
      UWAGA: Ustawienia „standardowe” to warunki punktu maksymalnej mocy (MPP) (napięcie i natężenie pracy ogniwa słonecznego), warunki zwarcia oraz warunki z ograniczonym napięciem ujemnym. Tych ostatnich należy użyć do symulacji częściowego zacienienia modułu.
  8. Aby dowiedzieć się więcej o próbkach po różnych czasach ekspozycji, należy usunąć ograniczoną liczbę próbek w uchwytach z układu przed pozostałymi. Należy wykonać tę czynność pod oświetleniem i w bardzo szybki sposób, aby zminimalizować wpływ na pozostałe próbki. Jest to oczywiście możliwe jedynie w przypadku małych próbek.
  9. Po zakończeniu eksperymentu powolnie, w ciągu kilku godzin, schłodź komorę do temperatury pokojowej, a następnie wyjmij próbki wraz z uchwytami. Monitoruj temperaturę za pomocą komputera komory klimatycznej.
    UWAGA: Można również zastosować inne natężenia światła (np., 800 W/m2 lub światło ultrafioletowe), natomiast wilgotność i temperaturę można również naturalnie zmieniać. W takim przypadku uzyskane parametry elektryczne należy skorygować ze względu na różną intensywność światła. Zaobserwowano, że nieoczekiwane zmiany parametrów elektrycznych występowały, gdy ogniwa słoneczne CIGS były krótko (np., 15 min) nieoświetlone (ale ogrzewane przez źródło światła). Jeśli efekt ten nie jest celem badania, zaleca się pozostawienie włączonego oświetlenia w sposób ciągły14.

5. Analiza komórek zdegradowanych i referencyjnych

  1. Nanieś na wykres zmiany parametrów elektrycznych w funkcji czasu ekspozycji w układach degradacyjnych.
  2. Powtórz pomiary charakterystyk prądowo-napięciowych (IV) ex situ zdegradowanych ogniw słonecznych bezpośrednio po usunięciu próbek z układów, aby uzyskać parametry elektryczne w STC. Powtórz pomiary zewnętrznej wydajności kwantowej dla dokładnej gęstości prądu i absorpcji zależnej od długości fali.
  3. Ponownie zarejestruj mapowanie termografią lock-in z oświetleniem oraz mapowanie fotoluminescencji, a także wykonaj zdjęcia (mikroskopowe), aby zidentyfikować wszelkie zmiany w defektach wizualnych i bocznych. Użyj tych samych ustawień co przed degradacją.
  4. Wykorzystaj inne techniki analityczne, takie jak skaningowa mikroskopia elektronowa z spektroskopią rentgenowską z dyspersją energii (SEM-EDX) w przekroju31, dyfrakcja rentgenowska (XRD)31, spektrometria mas z wtórnymi jonami (SIMS)31 oraz pomiary charakterystyki prądowo-napięciowej zależnej od temperatury (IV(T))31, aby dokładniej zidentyfikować mechanizmy uszkodzeń.
    1. Przeprowadź te analizy niszczące zarówno na próbkach zdegradowanych, jak i referencyjnych, aby zaobserwować zmiany wynikające z ekspozycji w układach CSI.

6. Definicja mechanizmów i trybów degradacji

  1. Połącz wszystkie dane, aby zdefiniować mechanizmy degradacji oraz ich wpływ na długoterminową stabilność ogniw lub modułów słonecznych.

Wyniki

Układy CSI były wykorzystywane w szerokim zakresie eksperymentów. Badania koncentrowały się zarówno na wpływie składu i konstrukcji ogniwa lub modułu, jak i na wpływie warunków degradacji. Niektóre przykłady zmian parametrów elektrycznych przedstawiono na poniższych rysunkach. Pomiary w Rycina 3, Rysunek 5, Rycina 6i Rycina 7 wykonano w CSI1, podczas gdy Rycina 4 uzyskano w CSI2. Na tych rysunkach wybrano przedstawienie wydajności urządzenia, napięcia obwodu otwartego lub rezystancji bocznikowej, jednak naturalnie można nanieść na wykresy również inne parametry.

Rysunek 3 oraz Rysunek 4 przedstawiają wpływ warunków degradacji na stabilność bogatych w alkaliów ogniw słonecznych CIGS bez bariery wilgotnościowej ani żadnego innego materiału opakowaniowego. Rysunek 3 pokazuje, że ogniwa te degradują podczas ekspozycji na światło, ciepło i wilgoć, podczas gdy pozostają niemal stabilne w przypadku braku wilgoci. Wskazuje to, że te ogniwa słoneczne lub analogiczne moduły mogą być całkowicie stabilne przy zastosowaniu odpowiedniego opakowania chroniącego przed wilgocią15. Potencjalne materiały opakowaniowe obejmują naturalnie szkło, ale także bariery elastyczne, które często opierają się na wielowarstwowych strukturach organiczno-nieorganicznych15. Możliwości te zostaną sprawdzone w przyszłych eksperymentach. Wyniki te wskazują również, że materiał opakowaniowy może nie być konieczny w gorącym i suchym klimacie. Rysunek 4 pokazuje wpływ napięcia polaryzującego podczas ekspozycji na wilgotne ciepło oraz światło: te wstępne wyniki wskazują, że niskie napięcie ujemne (-0.5 V, krzywe szare) prawdopodobnie ma bardziej negatywny wpływ na stabilność niż warunki zwarcia, otwartego obwodu oraz MPP18.

Wykres spadku wydajności w czasie, ciepło wilgotne/suche, oświetlenie, badanie degradacji materiałów, dane eksperymentalne.

Rysunek 3Wpływ wilgotności na stabilność ogniw słonecznych CIGS. Zmiana sprawności nieopakowanych ogniw słonecznych CIGS w funkcji czasu ekspozycji na promieniowanie wraz z suchym ciepłem (kolor czerwony) oraz wilgotnym ciepłem (kolor niebieski) w podwyższonych temperaturach. Każda linia reprezentuje jedno ogniwo słoneczne. Rysunek zmodyfikowany na podstawie literatury.15. Prosimy o kliknięcie tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.

Wykres zależności sprawności od czasu, badanie stabilności ogniw PV pod wpływem ciepła, przedstawia wiele warunków napięciowych; analiza danych.
Rycina 4Wpływ obciążeń elektrycznych na stabilność ogniw słonecznych CIGS. Ewolucja sprawności ogniw nieopakowanych w funkcji czasu dla różnych napięć, przy jednoczesnym oddziaływaniu wilgotnego ciepła i oświetlenia. Krzywe szara, niebieska, zielona i czerwona oznaczają ekspozycję na -0,5 V, 0 V, ~ VMPPoraz warunków obwodu otwartego, odpowiednio. Parametry te uzyskano w podwyższonych temperaturach, podczas gdy sprawności w temperaturze pokojowej są o około 50% wyższe. Każda linia reprezentuje jedną ogniwo słoneczne. Rycina została zmodyfikowana na podstawie literatury18. Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej figury.

Dzięki powolnemu nagrzewaniu (0,1-0,3 °C/min) w fazie grzania oraz pomiarom w czasie rzeczywistym, układy te umożliwiają również automatyczne wyznaczenie zależności parametrów ogniw słonecznych od temperatury. Rysunek 5 przedstawia zależność napięć obwodu otwartego uzyskanych z krzywych grzewczych przed eksperymentami nad degradacją. Wykres ten pokazuje, że istnieją różnice w zależności napięcia obwodu otwartego (Voc) od temperatury dla różnych ogniw słonecznych CIGS, podczas gdy inne parametry, takie jak rezystancja szeregowa i prąd zwarcia (nie przedstawione), wykazują jeszcze większe różnice między ogniwami. Zmiany pozostałych parametrów opisano w literaturze34.

Wykres napięcia obwodu otwartego w funkcji temperatury; linie niebieska i czerwona; analiza wydajności fotowoltaicznej.
Rysunek 5Zależność parametrów ogniw słonecznych CIGS od temperatury. Zależność napięcia obwodu otwartego (Voc) od temperaturyoc) dwóch nieopakowanych ogniw słonecznych CIGS. Kolory wskazują różne konstrukcje ogniw: niebieskie kwadraty reprezentują próbki o konstrukcji ogniwa i procedurze osadzania opisanych powyżej. Czerwone koła oznaczają nieopakowane ogniwo słoneczne CIGS na folii poliimidowej z absorberami osadzonymi metodą współparowania wspomaganego wiązką jonową. Każda linia reprezentuje jedno ogniwo słoneczne. Rysunek został zmodyfikowany na podstawie źródła34. Kliknij tutaj, aby wyświetlić większą wersję tej ryciny.

Rycina 6 pokazuje, że niewielkie różnice w składzie ogniw słonecznych mogą mieć znaczący wpływ na stabilność urządzenia. Eksperyment ten wykazał, że próbki bogate w alkaliy, zawierające duże ilości sodu i potasu, charakteryzowały się wyższą sprawnością początkową, ale ulegały również szybszej degradacji. Z drugiej strony otrzymano niemal stabilne, nieopakowane ogniwa słoneczne zawierające jedynie niewielkie ilości pierwiastków alkalicznych (próbki „ubogie w alkaliy”). Ogniwa te były zatem niemal wewnętrznie stabilne i nie wymagały żadnego materiału ochronnego. Na podstawie tych informacji, w połączeniu z wynikami analiz ex situ, zidentyfikowano główne mechanizmy degradacji tych próbek: zaobserwowano, że główną przyczyną utraty sprawności w próbkach bogatych w alkaliy był gwałtowny spadek rezystancji bocznikowej16. Szczegółowa analiza właściwości tych ogniw wykazała, że przyczyną tego spadku wydawała się być migracja pierwiastków alkalicznych, a konkretnie sodu. Więcej informacji znajduje się w literaturze16,20. Kolejne etapy niniejszych badań mają na celu opracowanie ogniw słonecznych łączących stabilność próbek ubogich w alkaliy z wysoką sprawnością początkową próbek bogatych w alkaliy.

Wydajność i odporność w czasie, wykres wyników eksperymentu z zastosowaniem próbek bogatych w alkaliów względem próbek ubogich w alkaliów.
Rysunek 6Wpływ zawartości alkaliów na stabilność ogniw słonecznych CIGS. Ewolucja sprawności (lewa) i rezystancji bocznikowej (prawa) dwóch typów niehermetyzowanych ogniw słonecznych CIGS poddanych działaniu wilgotnego ciepła oraz promieniowania. Linie różowa i fioletowa reprezentują próbki ubogie w alkaliant, natomiast linie niebieskie reprezentują próbki bogate w alkaliant. Wartości uzyskano w podwyższonej temperaturze, podczas gdy sprawności w temperaturze pokojowej są wyższe o 30–80%. Każda linia reprezentuje jedno ogniwo słoneczne. Rysunek zmodyfikowano na podstawie literatury16. Kliknij tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.

Ostatni przykład koncentruje się na różnych próbkach CZTS19. Rysunek 7 pokazuje, że różne typy nieopakowanych ogniw słonecznych wykazują odmienne zachowanie IV w warunkach wysokiej wilgotności i temperatury oraz naświetlania. Należy zauważyć, że ogniwa te nie są idealnymi ogniwami słonecznymi, zatem wzrost sprawności i napięcia przedstawiony na tym rysunku prawdopodobnie nie jest reprezentatywny dla ogniw słonecznych CZTS w ogóle i nie można było podać wyjaśnienia dla takiego zachowania. Konieczne jest przeprowadzenie dalszych badań, aby sformułować wiarygodne wnioski dotyczące stabilności tych ogniw.

Wykres przedstawiający wydajność fotowoltaiczną i V_oc w czasie w warunkach wilgotnego ciepła i oświetlenia.
Rycina 7ogniwa słoneczne CZTS poddane działaniu wilgotnego ciepła oraz oświetlenia. Ewolucja znormalizowanego napięcia obwodu otwartego i sprawności czterech typów nieoptymalizowanych, nieopakowanych ogniw słonecznych CZTS w funkcji czasu, poddanych działaniu wilgotnego ciepła oraz oświetlenia w podwyższonych temperaturach. Każdy kolor przedstawia inny typ ogniwa słonecznego CZTS. Każda linia reprezentuje jedno ogniwo słoneczne. Rysunek został zmodyfikowany na podstawie literatury.19. Prosimy kliknąć tutaj, aby wyświetlić powiększoną wersję tej ryciny.

Dyskusja

Zaprojektowano i wykonano dwie konfiguracje CSI do monitorowania parametrów elektrycznych ogniw i modułów słonecznych w czasie rzeczywistym. Konfiguracje te umożliwiają jednoczesną ekspozycję na wilgotne ciepło, oświetlenie i polaryzacje elektryczne, a także określanie in situ parametrów IV urządzeń fotowoltaicznych. Konfiguracje te zostały wykorzystane do zbadania wpływu naprężeń środowiskowych (wilgotność, oświetlenie, polaryzacja elektryczna i temperatura), a także składu ogniw lub modułów na długoterminową stabilność nieopakowanych ogniw słonecznych. Rysunek 3, Rysunek 4, Rysunek 5, Rysunek 6 i Rysunek 7 przedstawiają wybrane wyniki uzyskane za pomocą tych konfiguracji.

Wyniki stabilności (Rysunek 3, Rysunek 4, Rysunek 6 i Rysunek 7) z prezentowanych badań powinny być zawsze traktowane z ostrożnością: w celu przekształcenia tych badań w stabilność modułów należy wziąć pod uwagę ograniczenia wszystkich przyspieszonych testów żywotności stabilności urządzeń fotowoltaicznych (w tym tego badania). Ograniczenia te wynikają z faktu, że warunki panujące w laboratorium mają na celu szybką identyfikację mechanizmów degradacji, podczas gdy niektóre mechanizmy degradacji mogą nie zostać znalezione z powodu wyboru niewłaściwych (nasilenia) naprężeń. Co więcej, wybrane warunki mogą również prowadzić do mechanizmów degradacji i wynikających z nich awarii, które nie występują w terenie lub występują na polu przed lub po przewidywanym przewidzianym czasie. Podczas gdy na przykład w wilgotnych warunkach cieplnych (85 °C/85% wilgotności względnej) zakłada się współczynnik przyspieszenia wynoszący 219, odniesienie25 wykazało, że współczynnik ten jest często nieliniowy i może wahać się w modułach CIGS od 10 do 1000 oraz dla różnych mechanizmów degradacji.

Aby ocenić trafność przedstawionych wyników, należy wziąć pod uwagę najważniejsze różnice pomiędzy ekspozycją modułu polowego a prezentowanymi eksperymentami:

a. Stosowane warunki laboratoryjne są bardziej surowe niż warunki terenowe, co jest nieodłącznym wymogiem przyspieszonych testów. Co więcej, warunki w tych eksperymentach są w większości stałe, podczas gdy moduły w terenie będą narażone na stale zmieniające się warunki.

b. W prezentowanych eksperymentach wykorzystano nieopakowane ogniwa słoneczne. Oczywiście materiały barierowe i uszczelniacze krawędziowe będą odgrywać ważną rolę w stabilności urządzenia (szczególnie w wilgotnych warunkach). Dodatkowo bardzo ważny jest również wpływ materiałów łączących i hermetyzujących, którego nie należy lekceważyć. Oczywiście, eksperymenty z kompaktowymi i połączonymi ze sobą mini-modułami są również możliwe w tych konfiguracjach.

c. Ze względu na oświetlenie, eksperymenty przedstawione na rysunku 3, rysunku 5, rysunku 6 i rysunku 7 zostały przeprowadzone w warunkach obwodu otwartego, gdy krzywe dożylne nie zostały zarejestrowane. Jednak moduły powinny działać w warunkach MPP, podczas gdy ogniwa mogą być również narażone na warunki odwróconego odchylenia w przypadku częściowego zacienienia modułów. Rysunek 4 pokazuje, że w tym konkretnym eksperymencie zaobserwowano tylko ograniczone różnice między MPP a warunkami obwodu otwartego, ale może to być inne dla innych komórek lub warunków.

d. Skład ogniw słonecznych CIGS ma duży wpływ na długoterminową stabilność. Przykłady badań nad wpływem składu na stabilność można znaleźć np. w piśmiennictwie16,20. Ponieważ dokładna natura wpływu wielu drobnych modyfikacji w stosie ogniw słonecznych nie została jeszcze ustalona, degradacja może nastąpić szybciej lub wolniej niż oczekiwano.

Powyższe czynniki wskazują, że duża liczba przyspieszonych badań żywotności z różnicami w warunkach degradacji i składzie próbki jest wymagana, aby naprawdę przewidzieć wydajność pola modułu. Co więcej, wyniki te powinny być zatem połączone z badaniami terenowymi, aby uzyskać pełny obraz długoterminowej stabilności modułów fotowoltaicznych.

Sugerujemy jednak, że konfiguracje przedstawione w tym badaniu są znacznymi ulepszeniami w porównaniu ze standardowymi testami IEC, ze względu na połączoną ekspozycję na stres, a także monitorowanie in situ . Właściwości te znacznie poprawiają wartość predykcyjną eksperymentów z przyspieszonym czasem życia i poszerzają naszą wiedzę na temat mechanizmów degradacji. Cztery główne zalety w porównaniu ze standardowymi testami (np. IEC 61215) to następujące możliwości:

a. Testowanie pod wpływem połączonych naprężeń (tj. temperatury, wilgotności, oświetlenia i odchyleń elektrycznych).

b. Dostrajanie naprężeń złożonych w celu symulacji klimatu lokalnego (np. warunków pustynnych lub polarnych).

c. Dostrajanie polaryzacji elektrycznej, np. w celu symulacji efektów częściowego zacienienia.

d. Monitorowanie wydajności urządzenia w czasie rzeczywistym, co pozwala na prostsze i szybsze testowanie, a także lepsze przewidywanie lub ograniczanie mechanizmów degradacji dzięki zwiększonemu poziomowi wiedzy.

e. Skrócenie czasu testowania, ponieważ test może zostać przerwany bezpośrednio po wystąpieniu awarii, a nie po zdefiniowanym okresie testowym (np. 1 000 godzin).

W związku z tym proponuje się, aby badania czasu życia z przedstawionymi konfiguracjami mogły znacznie poprawić jakościowe i ilościowe zrozumienie i przewidywanie długoterminowej stabilności ogniw i modułów słonecznych. W przyszłości opracowana zostanie konfiguracja oferująca "Połączone testy warunków skrajnych z pomiarami in situ " (CSI) dla pełnowymiarowych modułów: konfiguracje z oświetlonymi obszarami o wymiarach 40 cm x 40 cm i 100 cm x 100 cm są zbyt małe dla pełnowymiarowych modułów fotowoltaicznych, dlatego trwają prace nad zwiększeniem skali tej koncepcji połączonego pomiaru naprężeń.

Oświadczenia

Autorzy: Erik Haverkamp (ReRa Solutions), Stefan Roest (Eternal Sun) i Peter Hielkema (Hielkema Testequipment) są zatrudnieni przez konsorcjum komercjalizujące te konfiguracje. Pracodawca wynalazców tych układów (autorzy Mirjam Theelen i Henk Steijvers (TNO)) posiada umowę licencyjną z tym konsorcjum.

Podziękowania

Autorzy chcieliby podziękować Miro Zemanowi (Delft University of Technology) i Zegerowi Vroonowi (TNO) za owocne dyskusje. Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (wszyscy TNO), Felix Daume (Solarion) i Marie Buffière (IMEC) są wdzięczni za depozycję i analizę próbki oraz długie dyskusje. Ponadto chcielibyśmy podziękować wszystkim pracownikom Eternal Sun, Hielkema Testequipment i ReRa Solutions, a w szczególności Robertowi Janowi van Vugtowi, Alexandrowi Mulderowi i Jeroenowi Vinkowi za ich wkład.

Te badania zostały przeprowadzone w ramach projektu numer M71.9.10401 w ramach Programu Badawczego Instytutu Innowacji Materiałowych M2i, projektu TKI IDEEGO projektu TRUST, projektu PV OpMaat, finansowanego przez program współpracy transgranicznej Interreg V Flandria-Holandia przy wsparciu finansowym Funduszy Europejskich na rzecz Rozwoju Regionalnego oraz programu TNO 'Technologie zoekt Ondernemer'.

Materiały

Lista materiałów użytych w tym artykule
NazwaFirmaNumer katalogowyKomentarze
Konfiguracja degradacji hybrydowejWieczne SłońceKomora klimatyczna Symulator słonecznyWięcej informacji można znaleźć tutaj: http://www.eternalsun.com/products/climate-chamber/
Uchwyty na próbkiRozwiązaniaWięcej informacji można znaleźć tutaj: https://www.rerasolutions.com/
Przykładowy stojakDemo DelftWięcej informacji można znaleźć tutaj: http://www.demo.tudelft.nl/
Narzędzie do osadzania złotaPolaron Equipment LTDJednostka do powlekania SEM E5100Narzędzie do osadzania Au do pomiarów SEM
Oprogramowanie Tracer IVRozwiązaniaWięcej informacji można znaleźć tutaj: https://www.rerasolutions.com/product/tracer-iv-software/
Ogniwa słoneczneSollianceWięcej informacji można znaleźć tutaj: http://www.solliance.eu. 
Ogniwa i moduły solarne można również nabyć z wielu innych uniwersytetów, instytutów badawczych i firm
PL Konfiguracja mapowaniaGreatEyesLumiSolarCell
ILITKamera InfratecImageIR i obiektyw
Mikroskopia optycznaLeicaWild M400w połączeniu z aparatem Leica DFC 320 i oprogramowaniem Leica Application Suite, wersja 4.3.0
Tester dożylnyOAIOAI TriSol Solar Simulatorsprzężony z Keithley SourceMeter 2400 i sterowany za pomocą oprogramowania IV runner, wersja 1.4.0.6.
Tester EQEDomowej roboty
ReRa ReRa Sunfilm IR

Bibliografia

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

Przedruki i uprawnienia

Przeglądaj więcej artykułów

Złożony test obciążeniowywilgotność temperatura oświetleniepolaryzacja elektrycznamonitorowanie w czasie rzeczywistymogniwa słoneczne CIGSogniwa słoneczne CZTSmechanizmy degradacji
In Situ Monitorowanie przyspieszonej degradacji wydajności ogniw i modułów słonecznych: studium przypadku ogniw słonecznych Cu(In,Ga)Se2
Skontaktuj się z nami
Poleć bibliotece

Prywatność

Warunki korzystania z usługi

Zasady

Prawa autorskie © 2026 MyJoVE Corporation. Wszelkie prawa zastrzeżone.