Este método puede ayudar a responder preguntas clave sobre la fiabilidad de la fotovoltaica, sobre el efecto combinado de la iluminación, las cargas eléctricas, la humedad y la temperatura. En comparación con las pruebas estándar de fiabilidad sin estrés, este método tiene las siguientes ventajas: Exposición a tensiones combinadas, tiempo de prueba reducido y supervisión del rendimiento en tiempo real del dispositivo. La combinación de tensiones se puede ajustar para simular el clima local, como las condiciones polares y desérticas.
Los sesgos eléctricos se pueden ajustar para simular efectos como el sombreado personal. La medición del rendimiento en tiempo real permite realizar pruebas más rápidas y sencillas. Nos aprende mucho sobre el proceso de degradación y permite una mejor predicción o prevención de los mecanismos de degradación que ocurren en los dispositivos.
Demostrando el procedimiento estarán Hank Steijvers, Klaas Bakker y Karolien Saliou, todos de Solliance. Para comenzar el procedimiento, deposite 0,5 micras de molibdeno sobre un sustrato de vidrio de cal sodada mediante recubrimiento de pulverización de corriente directa en una secuencia de pila de bicapa. A continuación, utilice una solución de hidróxido de sodio de un molar y 0,3 molar de ferrocianuro de potasio para grabar electroquímicamente una tira de seis milímetros de ancho en el molibdeno en el borde de un lado largo.
A continuación, deposite una capa absorbente CIGS de dos micras de espesor por coevaporación en una cámara de vacío bajo una atmósfera de cobre, indio, galio y selenio. A continuación, depositar 50 nanómetros de sulfuro de cadmio en la muestra por deposición química del baño. Utilice el sputtering de radiofrecuencia para depositar de 50 a 65 nanómetros de óxido de zinc intrínseco y de 80 a 1.000 nanómetros de óxido de zinc dopado de aluminio en la muestra.
A continuación, utilice una hoja para quitar las cuatro capas superiores en una tira de 14 milímetros de ancho en el borde largo no grabado de la muestra, dejando el contacto de respaldo del molibdeno intacto. Centrar una máscara en la muestra y sputter recubrir los bordes de la muestra con 60 nanómetros de oro para formar los contactos, a continuación, utilizar un cortador de vidrio o pluma de diamante para cortar la muestra en piezas de siete milímetros de ancho, formando así muestras con superficies de celda de siete milímetros por cinco milímetros. Puede probar cualquier dispositivo que desee, cualquier célula solar, cualquier módulo, siempre y cuando pueda ponerse en contacto con ellos de una manera confiable.
Esto requiere contactos hechos de materiales estables como el oro. De lo contrario, es posible que esté probando la estabilidad de sus contactos en lugar de sus dispositivos. A continuación, mida el rendimiento de voltaje de corriente ex situ de las celdas solares de muestra en condiciones estándar en una configuración de sonda de cuatro puntos.
A continuación, coloque una muestra debajo de un dispositivo de termografía de bloqueo iluminado con iluminación IR y una lente de cámara IR de 15 micras. Ilumina la muestra y mape las diferencias espaciales en la temperatura. Utilice esta opción para identificar muestras útiles y incorrectas.
Después de eso, coloque la muestra debajo de un instrumento de mapeo de fotoluminiscencia con un LED de alta potencia y grabe una imagen de fotoluminiscencia espacial. También debe utilizar otras técnicas de análisis, como electroluminiscencia, espectrofotofominiscencia, mediciones de eficiencia cuántica externa y microscopía. Sobre la base de estas mediciones antes y después de las exposiciones, los mecanismos de degradación pueden determinarse y vincularse a las propiedades previas a la exposición.
Evalúe cada muestra en busca de defectos visuales y laterales de esta manera. Guarde al menos dos muestras no adyacentes en una guantera llena de argón como referencias. Monte las celdas solares sin referencia en los soportes de muestra que no proyectan sombras en las celdas.
Asegúrese de que los pines de medición de los soportes entren en contacto con los contactos de oro delantero y posterior de las muestras. Coloque los portamuestras en el bastidor de muestras de la configuración CSI para permitir el contacto eléctrico entre las celdas solares y las herramientas de medición. Conecte los termopares a las muestras.
Coloque el bastidor de muestras para la iluminación mediante una fuente de luz de masa de aire 1.5 y, a continuación, encienda el equipo de medición, las cargas eléctricas y el ordenador de control. Abra el software de registro de medición para inicializar los instrumentos y, a continuación, diseñe perfiles de iluminación para las mediciones. A continuación, rellene la información de la muestra y seleccione el termopar vinculado para cada posición de la muestra.
A continuación, ajuste la tensión inicial, el voltaje final y el número de pasos para las mediciones de voltaje de corriente. Establezca las ubicaciones de guardado automático para los datos de voltaje de corriente. Defina sesgos eléctricos para las muestras si lo desea.
A continuación, cree una secuencia de medición y agregue las ubicaciones de muestra adecuadas. Establezca el tiempo de espera entre secuencias en la ventana Medición automática, seguido de un rápido aumento de la humedad relativa del 85%, luego inicie la secuencia de la cámara climática, encienda la iluminación, cambie a la ventana de monitoreo y comience a registrar las mediciones de voltaje de corriente. Monitoree la cámara y muestree las temperaturas durante la rampa a 85 grados centígrados.
Confirme que se están registrando los parámetros eléctricos y que se están generando curvas de tensión de corriente. Una vez que la cámara alcanza los 85 grados centígrados, confirme que la humedad de la cámara aumenta a 85%Note esto como la hora de inicio del experimento de degradación. Deje las muestras en el instrumento durante cientos a miles de horas, midiendo las curvas de voltaje actuales cada cinco a 10 minutos.
Ajuste los sesgos eléctricos aplicados a las muestras durante el experimento como desee. Al final del experimento, deje que la cámara se enfríe a temperatura ambiente durante varias horas antes de extraer las muestras. Trazar los cambios en los parámetros eléctricos en función del tiempo de exposición.
Retire las muestras frías de la cámara y repita rápidamente las mediciones ex situ. Ejecute todas las mediciones utilizadas antes de la exposición. Después, caracterice las muestras degradadas y de referencia con difracción de rayos X, espectroscopia de masa de iones secundarios, microscopía electrónica de barrido, SEM, espectroscopia de fotoelectrón de rayos X y otras técnicas para investigar más a fondo los mecanismos de falla.
En este ejemplo, los datos registrados durante la rampa de temperatura antes de los experimentos de degradación de células solares CIGS mostraron que el voltaje del circuito abierto variaba en función de la temperatura. Estas células solares CIGS se degradaron en eficiencia cuando se exponen simultáneamente a la luz, el calor y la humedad. Se observó una degradación mínima cuando las células solares fueron expuestas al calor seco y a la luz.
Aquí un voltaje de sesgo negativo bajo tuvo un efecto más negativo en la estabilidad de la célula solar CIGS que el cortocircuito, el circuito abierto o las condiciones máximas de punto de potencia en calor y luz húmedos. Un conjunto de células solares CIGS fabricadas con alto contenido de sodio y potasio inicialmente mostró altas eficiencias cuando se iluminaron en calor húmedo, pero se degradaron más rápido que las células estándar. Sin embargo, las células fabricadas con bajo contenido alcalizado se mantuvieron relativamente estables en las mismas condiciones.
Un análisis posterior reveló una fuerte disminución correspondiente en la resistencia a la derivación de las células ricas en álcalis, que se atribuyó a la migración de sodio. Después de estos resultados, los dispositivos deben ser analizados a fondo de nuevo. Sobre la base de estos resultados, se pueden determinar los mecanismos de degradación del dispositivo.
Esta técnica también permite determinar el comportamiento de degradación de los módulos a gran escala.
