Name: in situ monitoring of the accelerated performance degradation of solar cells and modules: a case study for cu(in,ga)se2 solar cells
Uploaded: 2018-10-03T12:30:00
Duration: 9 min 19 s
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Os autores gostaria de agradecer as discussões frutuosas Miro Zeman (Delft University of Technology) e Zeger Vroon (TNO). Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (todos TNO), Felix Daume (Solarion) e Marie Buffière (IMEC) são reconhecidos para a deposição de amostra e análise e as longas discussões. Além disso, gostaríamos de agradecer a todos os colaboradores do sol eterno, Hielkema Testequipment e soluções de ReRa e mais especificamente Robert Jan van Vugt, Alexander Mulder e Jeroen Vink pela sua contribuição.
Estes estudos foram realizados sob o número do projeto M71.9.10401 no âmbito do programa de pesquisa de materiais inovação Instituto M2i, projeto TKI IDEEGO confiança, o projeto PV OpMaat, financiado pelo programa de colaboração transfronteiriça Interreg V Flandres-Holanda, com apoio financeiro dos fundos europeus de Desenvolvimento Regional e o programa de 'Zoekt de Technologie Ondernemer' TNO.

Nota: As seções 1 e 3 são específicos para testes de degradação do CIGS e CZTS células solares através deste procedimento, mas todos os outros tipos de células solares (por exemplo, perovskites, PV orgânico e silício cristalino) são ou serão testadas com essas configurações. Note-se que para cada tipo de dispositivo e geometria, um porta-amostras deve ser projetado. Estes suportes devem ter contatos de aço para prevenir a degradação de contato, uma vez que isto poderia obscurecer os efeitos da degradação do dispositivo. Além disso, é aconselhável entrar em contato com amostras em uma configuração de quatro pontos de sonda, para evitar que a medição dos resultados dos contactos corroídos ou fios no sistema de medição.
1. preparação de células solares CIGS
<ol><li>Usar luvas de todas as etapas do protocolo ao manusear células solares: proteger contra os elementos tóxicos, mas também evitar a deposição de materiais indesejados, como o sal de cozinha (NaCl), sobre as amostras.</li>
	<li>Corte uma 1 x 100 mm x 100 amostras de vidro de cal sodada (SLG) mm em quatro 100 x 25 mm tiras retangulares com uma caneta de vidro cortador ou diamante para preparar substratos apropriados.</li>
	<li>Coloca a amostra SLG em um sputter coater. Deposite o 0,5 µm espessura molibdênio volta contato por pulverização catódica de corrente contínua (DC) à temperatura ambiente em vidro substratos23.<ol>
<li>Escolha entre várias sequências de pilha, incluindo uma única camada, uma BICAMADA e uma pilha de multijogador. Por exemplo, depositar uma BICAMADA com uma inicial de alta pressão (por exemplo, 0,03 mbar) que sputtering seguido de uma pressão sputtering mais baixa (por exemplo, 0.003 mbar) a densidade de energia de 1-5 W/cm2.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Prepare uma solução de ácido condicionador de 1m NaOH e 0,3 M K3Fe(CN)624. Eletroquimicamente condicione a uma faixa de 6 mm do molibdênio para depositar um contato volta estampado. Nota: Desta forma, a célula solar tem uma área bem definida, sem célula solar áreas cobertas pelos contatos de ouro, que ainda parcialmente contribuam para os parâmetros elétricos.</li>
	<li>Colocar a amostra em uma câmara de vácuo e depositar uma camada absorvente do CIGS espessura 2 µm por um processo de coevaporation sob uma atmosfera de cobre, índio, gálio e selênio25.<ol>
<li>Por exemplo, usar temperaturas do substrato típico de 550 a 600 ° C e siga o processo de deposição de três estágios, a primeira formação (In, Ga)2Se3 por evaporação de índio, gálio e selênio, seguido pela formação de um cobre CIGS rico devido a a adição de grandes quantidades de cobre. Desligue o evaporador de cobre para formar o absorvente de CIGS cobre-pobres exigido na terceira fase.</li>
		<li>Como alternativa, use uma deposição de dois estágios a pressão atmosférica para um processo de baixo custo. Execute CuInGa deposição, por pulverização catódica de vácuo ou por deposição eletroquímica de pressão atmosférica. Siga isto por selenization sob uma atmosfera de selênio elemental26 em um forno de selenization cinto em movimento.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Colocar a amostra em um banho químico e depositar o buffer de CdS por uma deposição de"banho químico" processo (CBD) com uma espessura de 50 nm.27. Normalmente, usar uma solução de água com base de NH4OH e CdSO4tioureia (NH2CSNH2) a uma temperatura de ~ 70° C.
</li>
	<li>Colocar a amostra em uma ferramenta de pulverização catódica e depositar o i-ZnO / ZnO:Al dianteiro contato por rádio frequência (RF) que sputtering do i-ZnO e alvos de ZnO:Al com espessuras de respectivamente 50 nm e 800-1.000 nm28.<ol>
<li>Para i-ZnO uso uma camada de um alvo de ZnO puro e uso uma cerâmica de ZnO alvo com 2% Al2O3 para a camada de ZnO:Al. Temperaturas de deposição de uso entre a temperatura ambiente e 200 ° C. Evite o uso de uma grelha metálica condutora no eletrodo de topo, como isso não é usado em módulos comerciais. Portanto, use essa camada relativamente grossa de ZnO:Al para permitir suficiente condutividade nestas células que imitam um projeto de módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Com cuidado riscar fora uma listra de 14 mm (no lado oposto do condicionamento na etapa 1.4) da célula solar com uma faca.<ol>
<li>Por fazer uso da diferença de dureza das camadas, remover apenas as camadas superiores (ZnO:Al / i-ZnO/CdS/CIGS) e deixar o molibdênio contato volta intacta. Formar células solares com uma largura de 5 mm, semelhante à largura de uma célula em um módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Colocar a amostra em uma ferramenta de pulverização catódica ouro e cubra-o com uma listra no meio como uma máscara, para que o ouro não é depositado na célula solar. Depósito de ouro contatos de ~ 60 espessura nm por pulverização catódica em temperatura ambiente em ambos o contato volta (molibdênio) e o contato frontal (ZnO:Al) a fim de permitir entrar em contato com as células. Nota: O uso de um contato de um metal nobre permite a exposição de longo prazo das amostras a condições adversas, sem degradação dos contatos, para que a degradação da célula pode ser estudada.</li>
	<li>Corte as tiras com um cortador de vidro ou uma caneta de diamante em amostras de largura de 7mm, que agora tem uma superfície de célula de ~ 7 x 5 mm e um tamanho total de 7 x 25 mm (Figura 2). Nota: Uma representação esquemática da secção transversal, bem como uma imagem de microscopia de uma célula é mostrada na Figura 2. Para os experimentos com células solares CZTS, um procedimento diferente de deposição da camada absorvente ativo (CZTS) foi seguido (semelhantes a referência29), enquanto todas as outras camadas foram depositadas após um procedimento analógico.</li>
</ol><img alt="Figure 2" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig2.jpg"> Figura 2 : Desenho da amostra CIGS. (topo) Representação esquemática da secção transversal de uma amostra do CIGS e amostra (em baixo) uma imagem de microscópio de um CIGS tirada do alto. Esta figura foi parcialmente modificada das referências14,30. <a href="//cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig2large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
2. análise das células solares antes de degradação
<ol><li>Medir o ex situ atual tensão (IV) desempenho das células solares sob condições de teste normais (STC, iluminação: 1000 W/m ² e AM 1.5, temperatura: 25 ° C) em uma configuração de sonda quatro ponto para determinar os parâmetros elétricos com uma IV verificador.<ol>
<li>Medir a eficiência quântica externa (EQE) para a exata densidade de corrente e o comprimento de onda de absorção dependente30,31 com uma configuração de resposta espectral (SR) e calcular a densidade de corrente exata.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Gravar a iluminado bloquear em Termografia (ILIT) mapeamento de31 e o mapeamento de fotoluminescência (PL)31 com uma grande ampliação e captar imagens (microscopia) para identificar quaisquer defeitos visuais e laterais.<ol>
<li>Coloca a amostra em um dispositivo ILIT com detector de calor com uma lente de 15 µm para ampliação elevada e uma fonte de iluminação IR. Iluminar a amostra e gravar a diferença espacial de temperatura para identificar os locais aquecidos.</li>
		<li>Coloca a amostra em uma configuração de PL de mapeamento para obter uma imagem espacial fotoluminescência. Use uma fonte de luz de LED de alta potência para iluminação e uma câmera CCD para a deteção de dados. Nota: Os exemplos podem ser encontrados nas referências15,16,20,30.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Selecione um número de células solares para as experiências de degradação, ao colocar o resto das amostras em uma caixa de luvas de argônio como referência. Selecione um conjunto misto de células solares como referência e como amostras experimentais, então qualquer diferença dentro dos slides completo (por exemplo, gradientes na composição) são na mesma gravidade presente no experimento e amostras de referência. Nota: Isso pode significar por exemplo que com posições 1, 3, 4, 5, 7 e 8 nos slides são experimentais células, enquanto as posições 2 e 6 são células de referência.</li>
</ol>3. colocação das células solares em suportes de amostra
<ol><li>Coloque as células solares em amostra titulares que não lançar qualquer sombra sobre as células e fazer contato entre o ouro da frente e traseiros contatos e pinos de medição. Nota: Os titulares de amostra são projetados especificamente para suportar as duras condições durante os testes de clima. Além disso, eles são construídos de materiais que têm apenas limitado a desgaseificação.</li>
	<li>Coloque os suportes de amostra na prateleira amostra dentro da configuração do CSI, que permitem o contato elétrico entre as células solares e as ferramentas de medição do lado de fora da instalação. Coloque o Carré de amostra na posição dedicada, onde ele será iluminado por um AM 1.5 luz fonte. Nota: As especificações da fonte de luz são como segue. CSI1: área de 40cm x 40cm, 1.000 W/m2, BAA calibrado iluminação; CSI2: 100 x 100 cm2 área 1.000 W/m2, iluminação AAA calibrado, calibrações de acordo com IEC60904-9:200732.</li>
</ol>4. execução do experimento degradação
<ol><li>Ligue o computador, o equipamento de medição, câmara climática e o simulador solar.</li>
	<li>Programa do computador de medição, que controla o simulador solar, elétricos preconceitos e configurações de câmara climática. Definir a escala de tensão, medidas de tensão, sequência de medição e tempo entre as medições do software de medição de IV e definir a temperatura, umidade, tensão de polarização e perfis de iluminação no software. Nota: Deixe este software orientar as medições durante a experiência completa.<ol>
<li>Para as configurações típicas para as medições de IV, use tensão na faixa de-0.2 V a 1,0 V em 120 passos (0,01 V/passo). Observe que, na maioria dos casos, o sistema alterna entre as medições de IV de todas as amostras e pausas de cerca de 5 min.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Estabilize a temperatura da câmara climática e as células solares no setup. Observe a temperatura da amostra no software. Nota: Uma temperatura típica para as células solares é de 25 ° C, qual é a temperatura STC. Desde que a iluminação aquece as amostras, a temperatura da amostra é sempre superior a câmara circundante. Temperaturas de partida típicas da câmara climática são de-10 ° C a + 5 ° C (+ 5 ° C de temperatura de câmara por exemplo pode levar a temperaturas de amostra do CIGS de 25 ° C). Se outros projetos de amostra ou composições são selecionadas, outras temperaturas de câmara podem ser necessário para obter amostra de 25 ° C de temperatura.</li>
	<li>Aquecer a câmara climática lentamente até atingir 85 ° C, por exemplo em 0.1-0.3 ° C/min. Leia a temperatura de câmara a partir do computador de câmara climática e ler a temperatura da amostra a partir do software. Nota: As temperaturas típicas de amostras são então entre 100 ° C e 110 ° C quando a câmara é de 85 ° C. Esses valores variam entre as amostras e são especialmente influenciados pelo tipo de substrato, o projeto de amostra titular e material e a própria célula solar. Durante este estágio, as células estão em condições de circuito aberto quando eles não são medidos, a não ser mencionado de forma diferente. Se a influência de qualquer viés de tensão interna durante a fase de aquecimento tem de ser excluída, a iluminação também pode ser desligado durante este estágio.<ol>
<li>CSI1, anexe um termopar individual para todas as células individuais para medir sua temperatura, enquanto no CSI2 uso 15 termopares para 32 amostras. Gravar e registrar as temperaturas individuais.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Automaticamente medir as curvas de tensão atual das células solares um por um durante o aquecimento, o que significa que eles são determinados a cada 0,5 a vários min, dependendo do número de amostras. Observe os parâmetros elétricos no software.<ol>
<li>Calcule os parâmetros elétricos de curvas de tensão atual. Sempre determinar a eficiência, tensão de circuito aberto, densidade de corrente de curto-circuito, fator de preenchimento, resistência série e resistência de derivação. Determine as resistências das encostas na extremidade das curvas de tensão atual.</li>
		<li>Se necessário, também determine o factor de idealidade, densidade de corrente de saturação e densidade de corrente foto por encaixe com o modelo de um díodo14. Nota: No entanto, note que estes procedimentos de montagem são relativamente não confiáveis para degradado células solares que não se comportam como diodos ideais. A eficiência como medido por estas temperaturas elevadas será inferior sob STC, que é principalmente visível em uma diminuição da tensão de circuito aberto13.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Liga a umidade na câmara climática, uma configuração padrão é uma umidade relativa (RH) de 85%. Este é geralmente o ponto de partida do experimento (t = 0 h). Observe o RH a partir do computador de câmara climática. Nota: A umidade relativa de amostra real é menor do que o valor do conjunto. Isto é causado pelo fato de que a temperatura da amostra é superior a 85 ° C, enquanto a umidade absoluta é a mesma: uma vez que a umidade relativa é uma função da temperatura, esse valor é inferior a 85% RH33.</li>
	<li>Deixe as amostras nas configurações CSI para 100s de 1.000 horas, enquanto as curvas de tensão atual de medição. Medir as curvas de cada 5 a 10 min, mas isto variar sob demanda. Observe os parâmetros elétricos no software.<ol>
<li>No tempo restante, conservar as amostras sob condições de circuito aberto (condições padrão) ou colocá-los sob várias polarizações elétricas com o uso de cargas elétricas, variando entre -20 V + 20 V. No caso de uma modificação do bias elétrica é necessária durante o experimento, altere o valor definido no software do localizador. Nota: Configurações 'Padrão' são as condições de ponto de potência máxima (MPP) (a tensão de operação e a corrente de uma célula solar), condições de curto-circuito e condições com uma tensão negativa limitada. Use este último para simular sombreamento parcial do módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Para saber mais sobre amostras após vários tempos de exposição, remova um número limitado de amostras nos suportes da amostra da configuração antes dos outros. Execute esta sob iluminação e de forma muito rápida para minimizar a influência sobre as restantes amostras. Isto naturalmente só é possível para pequenas amostras.</li>
	<li>No final do experimento, arrefecer a câmara até à temperatura lentamente em poucas horas e remover as amostras juntamente com seus detentores de amostra. Observe a temperatura do computador câmara climática. Nota: Também é possível usar outras intensidades luminosas (por exemplo, 800 W/m2 ou luz ultravioleta), enquanto a umidade e a temperatura também naturalmente pode ser variada. Nesse caso, os parâmetros elétricos obtidos devem ser corrigidos para a intensidade da luz diferente. Observou-se que mudanças inesperadas em parâmetros elétricos ocorreram quando as células solares CIGS foram logo (por exemplo, 15 min) não iluminado (e aquecido pela fonte de iluminação). Se este efeito não é o objetivo do estudo, recomenda-se deixar a iluminação continuamente14.</li>
</ol>5. análise da degradada e células de referência
<ol><li>Traça o desenvolvimento dos parâmetros elétricos em função do tempo de exposição nas configurações de degradação.</li>
	<li>Repita as medições ex situ IV das células solares degradadas diretamente depois que as amostras são retiradas as configurações para obter os parâmetros elétricos em STC. Repita as medições de eficiência quântica externa para a densidade de corrente exata e dependente do comprimento de onda de absorção.</li>
	<li>Registrar novamente o mapeamento iluminado bloquear em Termografia e mapeamento de fotoluminescência e tirar fotos (microscopia) para identificar qualquer alteração de defeitos visuais e laterais. Use as mesmas configurações antes de degradação.</li>
	<li>Usar outras técnicas de análise, como (secção transversal) microscópio eletrônico de varredura-energia dispersiva radiografia espectroscopia (SEM-EDX)31, difração de raios x (XRD)31, espectroscopia de massa de iões secundário (SIMS)31e temperatura tensão de corrente dependente (IV(T))31 ainda identificar os mecanismos de falha.<ol>
<li>Executar essas análises destrutivas em ambos degradado e referência amostras para observar as alterações devido à exposição nas configurações CSI.</li>
	</ol>
</li>
</ol>6. definição dos mecanismos de degradação e modos
<ol><li>Combine todos os dados para definir mecanismos de degradação e seu impacto na estabilidade de longo prazo da células solares ou módulos.</li>
</ol>

<ol>
	<li>Jordan, D., Kurtz, S., VanSant, K., Newmiller, J. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Compendium+of+Photovoltaic+degradation+rates.">Compendium of Photovoltaic degradation rates.</a> Prog. Photovolt. 24 (7), 978-989 (2016).</li><li>Pingel, S., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Potential+induced+degradation+of+solar+cells+and+panels.">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.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Review+of+light-induced+degradation+in+crystalline+silicon+solar+cells.">Review of light-induced degradation in crystalline silicon solar cells.</a> Sol. Energ. Mat. 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Photovolt. 17, 11-33 (2009).</li><li>Carlsson, T., Brinkman, A. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Identification+of+degradation+mechanisms+in+field-tested+CdTe+modules.">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://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Compendium+of+photovoltaic+degradation+rates.">Compendium of photovoltaic degradation rates.</a> Prog. 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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.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Influence+of+Mo/MoSe2+microstructure+on+the+damp+heat+stability+of+the+Cu(In,Ga)Se2+back+contact+molybdenum.">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="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Electrochemical+etching+of+molybdenum+for+shunt+removal+in+thin+film+solar+cells.">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://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Re-investigation+of+preferential+orientation+of+Cu(In,Ga)Se2+thin+films+grown+by+the+three-stage+process.">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://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Adjusting+the+Ga+grading+during+fast+atmospheric+processing+of+Cu(In,Ga)Se2+solar+cell+absorber+layers+using+elemental+selenium+vapor.">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.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Optimization+of+CBD+CdS+process+in+high-efficiency+Cu(In,Ga)Se2-based+solar+cells.">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.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Physical+and+chemical+degradation+behavior+of+sputtered+aluminum+doped+zinc+oxide+layers+for+Cu(In,Ga)Se2+solar+cells.">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://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Characterization+of+defects+in+9.7%+efficient+Cu2ZnSnSe4-CdS-ZnO+solar+cells.">Characterization of defects in 9.7% efficient Cu2ZnSnSe4-CdS-ZnO solar cells.</a> Appl. Phys. Lett. 103 (16), 163904 (2013).</li><li>Theelen, M. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Degradation+of+CIGS+solar+cells.">Degradation of CIGS solar cells.</a> Ipskamp Drukkers. , (2015).</li><li>Abou-Ras, D., Kirchartz, T., Rau, U. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=.">.</a> Advanced Characterization Techniques for Thin Film Solar Cells. , (2011).</li><li>Wolhgemuth, J. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Standards+for+PV+Modules+and+Components+-+Recent+Developments+and+Challenges.">Standards for PV Modules and Components - Recent Developments and Challenges.</a> Proc. 27th EUPVSEC. , 2976-2980 (2012).</li><li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Temperature+Dependency+of+CIGS+solar+cells+on+soda+lime+glass+and+polyimide:+a+comparison.">Temperature Dependency of CIGS solar cells on soda lime glass and polyimide: a comparison.</a> JRSE. , (2016).</li><li>Coyle, D. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Life+prediction+for+CIGS+solar+modules+part+1:+modelling+moisture+ingress+and+degradation.">Life prediction for CIGS solar modules part 1: modelling moisture ingress and degradation.</a> Prog. Photovolt. 21 (2), 156-172 (2013).</li></ol>

Os autores Erik Haverkamp (soluções de ReRa), Stefan Roest (sol eterno) e Peter Hielkema (Hielkema Testequipment) são empregados pelo consórcio comercializando essas configurações. O empregador dos inventores destas configurações (autores Mirjam Theelen e Henk Steijvers (TNO)) detém um contrato de licença com este consórcio.

Duas configurações CSI para monitoramento em tempo real dos parâmetros elétricos de células solares e módulos foram projetadas e construídas. Essas configurações permitem exposição simultânea ao calor úmido, iluminação e elétricos preconceitos, enquanto também em situ determinação dos parâmetros de IV dos dispositivos de PV. Essas configurações têm sido usadas para estudar a influência de estresses ambientais (umidade, iluminação, elétricos preconceitos e temperatura) bem como a composição celular ou módulo sobre a estabilidade a longo prazo das células solares de fora da embalagem. Figura 3, Figura 4, Figura 5, Figura 6e Figura 7 exibem uma seleção dos resultados obtidos com essas configurações.
Resultados de estabilidade (Figura 3, Figura 4, Figura 6e Figura 7) dos estudos apresentados sempre devem ser tratados com cuidado: a fim de fazer a tradução destes estudos de estabilidade do módulo, as restrições de todos testes de vida acelerada na estabilidade dos dispositivos de PV (incluindo este estudo) devem ter em conta. Essas restrições são causadas pelo fato de que as condições em laboratório são feitas para rapidamente identificar os mecanismos de degradação, enquanto alguns mecanismos de degradação não podem ser encontrados devido a seleção das tensões errado (gravidade da). Além disso, as condições escolhidas também podem levar a mecanismos de degradação e consequentes falhas que não ocorrem no campo ou ocorrer no campo, antes ou depois do prazo previsto. Enquanto por exemplo, para condições de calor húmido (85 °C/85% RH), presume-se um fator de aceleração de 219, referência25 mostrou que esta taxa é frequentemente não-linear e pode variar em módulos CIGS entre 10 e 1.000 e para os mecanismos de degradação diferentes.
Para estimar a validade dos resultados apresentados, as diferenças mais importantes entre o módulo de campo exposição e as experiências apresentadas devem ser tidos em conta:
r. condições de laboratório usado são mais graves do que as condições de campo, que é um requisito intrínseco para teste acelerado. Além disso, as condições nesses experimentos são na sua maioria constantes, enquanto os módulos no campo serão expostos às condições de mudança contínua.
b. nos experimentos apresentados, foram usadas as células solares não embalados. Naturalmente, materiais de barreira e borda selantes desempenhará um papel importante na estabilidade dispositivo (especialmente sob condições de umidade). Além disso, a influência de interconexão e encapsulamento de materiais também é muito importante e não deve ser negligenciada. Certamente, experimentos com minimódulos empacotados e interligados também são possíveis nessas configurações.
c. devido a iluminação, as experiências apresentadas na Figura 3, Figura 5, Figura 6e Figura 7 foram executadas em condições de circuito aberto quando as curvas de IV não foram registradas. No entanto, módulos devem funcionar em condições MPP, enquanto as células também podem ser expostas a inverteu a polarização condições no caso de sombreamento parcial módulo. Figura 4 mostra que apenas limitado a diferenças entre condições de circuito aberto e MPP foram observada no experimento específico, mas que pode ser diferente para outras células ou condições.
d. a composição das células CIGS solar tem uma grande influência sobre a estabilidade a longo prazo. Exemplos de estudos sobre a influência da composição sobre a estabilidade, por exemplo, podem ser encontrados em referências16,20. Desde que a natureza exata da influência de muitas pequenas modificações na pilha de célula solar ainda não identificado, degradação pode ocorrer mais rápido ou mais lento do que o esperado.
Os fatores acima indicam que um grande número de estudos de vida acelerado com variação das condições de degradação e composição da amostra é necessário para realmente prever o desempenho de campo do módulo. Além disso, estes resultados, portanto, devem ser combinados com estudos de campo para obter uma imagem completa sobre a estabilidade a longo prazo de módulos fotovoltaicos.
No entanto, propomos que as configurações apresentadas neste estudo são melhorias substanciais em comparação com os testes padrão do IEC, devido a exposição combinada de stress, bem como em situ monitoramento. Essas propriedades extremamente melhorar o valor preditivo das experiências de vida acelerado e aumentam a nossa compreensão dos mecanismos de degradação. As quatro principais vantagens em relação ao 'padrão' (por exemplo, IEC 61215) testes são os seguintes recursos:
a. teste sob exposição a tensões combinadas (i.e., temperatura, umidade, iluminação e elétricos enviesamentos).
b. sintonia de tensões combinadas para simular climas locais (por exemplo, deserto ou condições polares).
c. ajuste de enviesamentos elétricos, por exemplo, para simular efeitos de sombreamento parcial.
m. em tempo real de monitoramento de desempenho do dispositivo, permitindo que mais simples e rápido teste, bem como a melhor previsão ou limitação dos mecanismos de degradação devido a um nível maior de conhecimento.
e. reduzido testando o tempo, uma vez que um teste pode ser interrompido diretamente após ocorrência de uma falha, em vez de após o período de teste definido (por exemplo, 1.000 h).
Propõe-se, portanto, que os estudos de tempo de vida com as configurações apresentadas podem melhorar significativamente a compreensão qualitativa e quantitativa e a previsão de estabilidade a longo prazo de células solares e módulos. No futuro, uma instalação que oferece 'Testes de estresse combinado com medições em situ' (CSI) para a escala completa módulos serão desenvolvidos: as configurações com áreas iluminadas de 40 x 40 cm e 100 x 100 cm são demasiado pequenas para Full-Size módulos PV, então planos para aumentar o escala deste conceito de medição de tensão combinada estão em andamento.

Sistemas fotovoltaicos são considerados uma forma rentável de energia renovável. Módulos fotovoltaicos representam o núcleo desses sistemas PV e geralmente são vendidos com uma garantia de desempenho de mais de 25 anos (por exemplo, perda de 20% de eficiência máx. após este período)1. É fundamental para a confiança dos consumidores e investidores que essas garantias sejam atendidas. O rendimento de electricidade deve portanto ser como estável e alta possível sobre pelo menos o tempo de vida do módulo desejado. Isso deve ser gerido pela redução da degradação lenta mas constante2 e falhas inesperadas módulo prematuro, que, por exemplo, pode ocorrer devido a erros de produção. Exemplos de falhas do módulo observados no campo são degradação potencial induzida (PID)3 e degradação induzida de luz (tampa)4 para módulos de silício cristalino ou água corrosão induzida no CIGS módulos5,6 , 7 , 8. para evitar uma vida de campo reduzido de módulos PV, mecanismos de degradação devem, portanto, ser identificados e minimizados.
Melhor compreensão dos mecanismos de degradação ocorrem em células PV ou módulos também contribuiria para reduzir os custos de produção do módulo de PV: em muitos casos, materiais de proteção contra estresses ambientais são introduzidos em módulos para oferecer a vida garantida. Isto é para o verdadeiro exemplo para módulos de filme fino flexíveis, como o CIGS, que contêm uma barreira cara para evitar o ingresso de água. Todos os materiais do pacote em tais módulos podem fazer até 70% dos custos de módulo. Estes materiais protetoras são muitas vezes excessivamente cotados para ter a certeza de obter o necessário tempo de vida: mais conhecimento sobre os mecanismos de degradação, portanto, pode fazer as células solares mais intrinsecamente estável e previsível com mais precisão. Melhor compreensão sobre a estabilidade a longo prazo do módulo e seus constituintes, portanto, provavelmente iria evitar excesso de dimensionamento e permitir redução de custos para estes materiais protetores.
Para dar uma estimativa geral da confiabilidade do módulo, células solares e módulos são hoje em dia testados e qualificados por testes de vida acelerados (ALT)9. Os testes de qualificação mais profundos são definidos pela Comissão Electrotécnica Internacional (CEI) 61215 testes10, que dão "ir ou não ir" decisões sobre a estabilidade dos módulos fotovoltaicos. No entanto, Osterwald et al 11 revelou que um resultado positivo dos testes IEC sempre não indica que o módulo PV pode suportar condições exteriores para 25 ou mais anos. Esta limitada a correlação entre o campo e laboratório de testes foi demonstrado ser especialmente verdadeiro para o relativamente novo de módulos de filme fino12.
Estes testes não produzir insights sobre os mecanismos de degradação ('quais processos e/ou qual salienta leva a degradação observada módulo lento ou a falha do módulo rapid?'). Além disso, esses testes, que atualmente são baseados em fatores de estresse único ou duplo (por exemplo estresse mecânico, ou combinada de temperatura e umidade) podem certamente não simular comportamento de campo de forma confiável, desde módulos fotovoltaicos no campo são sujeitos a numerosas combinado de tensões (por exemplo: temperatura, umidade, vento, neve, iluminação, poeira, areia, água). Estas tensões também podem variar por zona climática: enquanto no deserto, temperatura e iluminação são fatores de estresse importante provável; em climas moderadas, a influência da umidade por exemplo também pode ser muito importante. Para simular a degradação e a consequentes falhas em diversos climas, várias combinações de tensões múltiplas, portanto, são necessárias. Consequentemente, exposição simultânea a vários estresses é muito importante para obter uma boa estimativa da confiabilidade módulo em um determinado clima e testes de esforço combinados assim deve fazer parte dos testes laboratoriais.
Assim, propõe-se que a compreensão qualitativa e quantitativa dos mecanismos de degradação ocorrem sob condições de estresse combinado deve ser melhorada. Idealmente, informações sobre o módulo ou célula solar também devem ser reunidas durante esses testes, para permitir a identificação de alterações de dispositivo durante a exposição. Portanto, temos projetado e construído duas configurações que permitem que a exposição simultânea a humidade, temperaturas (elevadas), enviesamentos elétricos e iluminação. Nestas configurações, a severidade destas tensões também pode ser ajustada, dependendo do objetivo de uma experiência. Além disso, permite que a iluminação em situ monitoramento do PV dispositivos (Figura 1)13,14,15,16,17,18, 19 , 20. estes tipos de testes serão denominados 'Testes de estresse combinado com medições em situ' (CSI). Neste protocolo, serão apresentadas duas configurações de degradação híbrido, chamadas 'CSI 1' e 'CSI 2,'. Muitos estudos, visando a melhoria da compreensão do desempenho e degradação de especialmente fina película CIGS solar células, foram executados com essas configurações. Uma seleção de estabilidade e resultados de dependência de temperatura obtidos em células solares não embaladas de CIGS e CZTS são apresentados. Mais informações também podem ser encontradas em21,22.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig1.jpg"> Figura 1 : Configuração de 'Testes de estresse combinado com medições em situ' . Esquerda: Visão esquemática de uma instalação CSI, incluindo o sistema de medição. Meio e à direita: fotografia de configurações o CSI (câmaras de clima mais simuladores solares, sistemas de medição não retratados, configurações têm tamanhos diferentes). Médio é CSI1, certo é CSI2. Esta figura foi modificada em19,30. <a href="//cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig1large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>

<table border="0" cellpadding="0" cellspacing="0" style="width:615px;" width="615">
	<colgroup>
		<col />
		<col />
		<col />
		<col />
	</colgroup>
	<tbody>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;width:176px;">Hybrid degradation setup</td>
			<td style="width:151px;">Eternal Sun</td>
			<td style="width:224px;">Climate Chamber Solar Simulator</td>
			<td style="width:64px;">More information can be found here: http://www.eternalsun.com/products/climate-chamber/</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Sample holders</td>
			<td>ReRa Solutions</td>
			<td></td>
			<td>More information can be found here: https://www.rerasolutions.com/</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Sample rack</td>
			<td>Demo Delft</td>
			<td></td>
			<td>More information can be found here: http://www.demo.tudelft.nl/</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Gold deposition tool</td>
			<td>Polaron Equipment LTD</td>
			<td>SEM coating unit E5100</td>
			<td>Tool for Au deposition for SEM measurements</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Tracer IV software</td>
			<td>ReRa Solutions</td>
			<td></td>
			<td>More information can be found here: https://www.rerasolutions.com/product/tracer-iv-software/</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Solar cells</td>
			<td>Solliance</td>
			<td></td>
			<td>More information can be found here: http://www.solliance.eu.&#160; 
			Solar cells and modules can also be obtained from many other universities, research institutes and companies</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td colspan="4" height="20" style="height:20px;"></td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">PL mapping setup</td>
			<td>GreatEyes</td>
			<td>LumiSolarCell</td>
			<td></td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">ILIT mapping setup</td>
			<td>Infratec</td>
			<td>ImageIR camera and Sunfilm IR lens</td>
			<td></td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">Optical microscopy</td>
			<td>Leica</td>
			<td>Wild M400</td>
			<td>coupled with a Leica DFC 320 camera and Leica Application Suite software, version 4.3.0</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">IV tester</td>
			<td>OAI</td>
			<td>OAI TriSol Solar Simulator</td>
			<td>coupled with a Keithley SourceMeter 2400 and controlled using IV runner software, version 1.4.0.6.</td>
		</tr>
		<tr height="20">
			<td height="20" style="height:20px;">EQE tester</td>
			<td>Homemade</td>
			<td></td>
			<td></td>
		</tr>
	</tbody>
</table>

in situ monitoring of the accelerated performance degradation of solar cells and modules: a case study for cu(in,ga)se2 solar cells

O custo nivelado da eletricidade (LCOE) de sistemas fotovoltaicos (PV) é determinado por, entre outros fatores, a confiabilidade do módulo PV. Melhor previsão dos mecanismos de degradação e prevenção de falha de campo do módulo podem, consequentemente, diminuir os riscos de investimento bem como aumentar o rendimento de electricidade. Um nível de melhoria do conhecimento pode por estas razões diminuir significativamente os custos totais de electricidade de PV.
Para melhor compreender e minimizar a degradação de módulos fotovoltaicos, os mecanismos de degradação natural e condições devem ser identificadas. Isto deve acontecer preferencialmente sob tensões combinadas, desde que os módulos no campo estão expostos também simultaneamente a vários factores de stress. Portanto, as configurações de dois 'teste de estresse combinado com medição em situ' foram projetadas e construídas. Essas configurações permitem a utilização simultânea de umidade, temperatura, iluminação e elétricos preconceitos como fatores de estresse independentemente controlada em células solares e minimodules. As configurações permitem monitoramento em tempo real das propriedades elétricas destas amostras. Este protocolo apresenta essas configurações e descreve as possibilidades experimentais. Além disso, os resultados obtidos com estas configurações também são apresentados: vários exemplos sobre a influência das condições de deposição e a degradação na estabilidade da película fina Cu (In, Ga) Se2 (CIGS), bem como Cu2ZnSnSe4 (CZTS) células solares são descritas. Também são apresentados resultados sobre a dependência de temperatura de células solares CIGS.

As configurações CSI têm sido utilizadas para uma vasta gama de experiências. Experiências ambos centraram-se na influência sobre a célula ou composição de módulo e design, bem como sobre a influência das condições de degradação. Alguns exemplos de desenvolvimento de parâmetros elétricos são exibidos nas figuras a seguir. Medidas na Figura 3, Figura 5, Figura 6e Figura 7 foram feitas em CSI1, enquanto Figura 4 foi obtida em CSI2. Nestes números, é escolhido para representar a eficiência do dispositivo, a tensão de circuito aberto ou a resistência de derivação, mas outros parâmetros também naturalmente podem ser plotados.
Figura 3 e Figura 4 exibem a influência das condições de degradação na estabilidade do alcaloide-ricos CIGS solar células sem uma barreira de umidade ou qualquer outro material do pacote. A Figura 3 mostra que estas células degradam quando eles são expostos a iluminação, calor e umidade, enquanto eles são quase estáveis na ausência de umidade. Isso indica que essas células solares ou módulos analógicos podem ser completamente estáveis quando bem embalados contra umidade de15. Materiais potencialmente pacote naturalmente incluem vidro, mas também as barreiras flexíveis, que são muitas vezes baseadas em orgânicos-inorgânicos pilhas multi15. Em experimentos futuros, serão também testadas essas possibilidades. Esses resultados indicam também que este material de pacote pode não ser necessário, em um clima quente e seco. A Figura 4 mostra a influência de uma tensão de polarização quando exposto ao calor úmido mais iluminação: estes resultados preliminares indicam que um negativa tensão baixa (-0,5 V, curvas cinzas) provavelmente tem um efeito mais negativo na estabilidade do que curto-circuito, circuito aberto, e MPP condições18.
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig3v2.jpg">
Figura 3 : Influência da umidade na estabilidade de célula solar CIGS. O desenvolvimento da eficiência de células solares de CIGS não acondicionadas em função da exposição, é hora de iluminação mais seco (vermelho) e calor húmido (azul), tirada em temperaturas elevadas. Cada linha representa uma célula solar. Esta figura foi modificada de referência15. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig3large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig4v2.jpg"> Figura 4 : Influência de cargas elétricas na estabilidade de célula solar CIGS. Evolução da eficiência das células não acondicionadas em função do tempo em várias voltagens mais calor húmido e iluminação. Cinza, azuis, verdes e vermelhas curvas indicam exposição de -0,5 V, 0 V, ~ VMPP, circuito aberto às condições e, respectivamente. Esses parâmetros são obtidos em temperaturas elevadas, enquanto as eficiências de temperatura são cerca de 50% maior. Cada linha representa uma célula solar. Esta figura foi modificada da referência18. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig4large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
Devido ao lento aquecimento (0.1-0.3 ° C/min) durante a fase de aquecimento e as medições em tempo real, essas configurações também automaticamente permitem a determinação da dependência de temperatura de células solares. A Figura 5 mostra a dependência entre as tensões de circuito aberto como obtidos a partir das curvas de aquecimento antes de experimentos de degradação. Este gráfico mostra que existem diferenças entre o circuito aberto tensão (Voc) dependência de várias células solares CIGS, enquanto outros parâmetros como a resistência de série e a corrente de curto circuito (não representado) indicador de temperatura ainda maior diferenças entre as células. O desenvolvimento de outros parâmetros pode ser encontrado na referência34.
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig5v2.jpg"> Figura 5 : Dependência de temperatura de células solares CIGS. Dependência de temperatura da tensão de circuito aberto (Voc) de duas células de solar CIGS não embaladas. As cores indicam diferentes células solares desenhos: os quadrados azuis representam amostras com o processo de design e deposição de célula como descrito acima. Os círculos vermelhos indicam uma pilha de solar CIGS não embalados na folha de poliimida com absorventes depositados com coevaporation de feixes de iões assistida. Cada linha representa uma célula solar. Esta figura foi modificada da referência34. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig5large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
A Figura 6 mostra que as pequenas diferenças na composição das células solares podem ter uma grande influência sobre a estabilidade do dispositivo. Este experimento demonstrou que ricos em álcalis amostras contendo grandes quantidades de sódio e potássio tinham uma maior eficiência inicial, mas eles também degrada mais rapidamente. Por outro lado, quase estável sem embalagem células solares que continha apenas pequenas quantidades de álcali-elementos (amostras de "alcaloide-pobres") também foram produzidas. Estas células solares foram, portanto, quase intrinsecamente estáveis e não precisam de qualquer material protetor. Com base nessas informações combinadas com ex situ resultados de análise, os mecanismos de degradação principal para estas amostras podem ser identificados: observou-se que o condutor principal para trás a perda de eficiência das amostras do alcaloide-rico estava uma diminuição acentuada na derivação de resistência16. Análise aprofundada das propriedades dessas células exibido que a migração do alcaloide-elementos, mais especificamente de sódio, pareceu causar esta diminuição. Mais informações são apresentadas em referências16,20. Fases posteriores deste estudo visam desenvolver células solares com a estabilidade das amostras do alcaloide-pobres e a alta eficiência inicial das amostras do alcaloide-ricos.
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig6v2.jpg"> Figura 6 : Influência do teor de álcalis na estabilidade de célula solar CIGS. Evolução da eficiência (à esquerda) e da resistência de derivação (à direita) de dois tipos de células solares não embaladas de CIGS expostos ao calor úmido mais iluminação. As linhas-de-rosa e roxas representam as amostras do alcaloide-pobres, enquanto as linhas azuis representam as amostras do alcaloide-ricos. Os valores foram obtidos em temperaturas elevadas, enquanto as eficiências de temperatura são 30-80% mais elevado. Cada linha representa uma célula solar. Esta figura foi modificada de referência16. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig6large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>
Um último exemplo concentra-se em várias amostras CZTS19. A Figura 7 mostra que diferentes tipos de células solares de fora da embalagem demonstram um comportamento diferente do IV sob calor úmido mais iluminação. Deve notar-se que estas células não são ideais células solares, assim o aumento da eficiência e da tensão, conforme exibido na figura provavelmente não é representante de células solares CZTS em geral e pode ser fornecida nenhuma explicação para esse comportamento. Mais estudos precisam ser executados para dar declarações confiáveis sobre a estabilidade dessas células.
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig7v2.jpg"> Figura 7 : CZTS solar células expostas a calor úmido mais iluminação. Evolução da tensão do circuito aberto normalizado e eficiência de quatro tipos de não-otimizados sem embalagem CZTS células solares em função do tempo, exposto ao calor úmido mais iluminação tomadas em temperaturas elevadas. Cada cor representa um tipo diferente de célula solar CZTS. Cada linha representa uma célula solar. Esta figura foi modificada de referência19. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig7large.jpg" target="_blank">Clique aqui para ver uma versão maior desta figura.</a>

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In Situ Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for CuIn,GaSe2 Solar Cells

Duas configurações de 'Teste de estresse combinado com medição em situ' , que permitem o monitoramento em tempo real de degradação acelerada de células solares e módulos, foram projetadas e construídas. Essas configurações permitem a utilização simultânea de umidade, temperatura, enviesamentos elétricos e iluminação controlada independentemente como fatores de estresse. As configurações e vários experimentos executados são apresentados.

In Situ Monitoramento da degradação desempenho acelerado de células solares e módulos: um estudo de caso de Cu (In, Ga) Se2 células solares

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

Este método pode ajudar a responder perguntas-chave sobre a confiabilidade da fotovoltaica, sobre o efeito combinado da iluminação, cargas elétricas, umidade e temperatura. Comparado aos testes padrão de confiabilidade do não estresse, este método tem as seguintes vantagens: Exposição a tensões combinadas, tempo de teste reduzido e monitoramento de desempenho em tempo real do dispositivo. A combinação de tensões pode ser ajustada para simular o clima local, como as condições polares e desérticas.Vieses elétricos podem ser ajustados para simular efeitos como sombreamento pessoal. A medição de desempenho em tempo real permite testes mais rápidos e simples. Ele nos aprende muito sobre o processo de degradação e permite melhor previsão ou prevenção dos mecanismos de degradação que ocorrem nos dispositivos.Demonstrando o procedimento estarão Hank Steijvers, Klaas Bakker e Karolien Saliou, todos de Solliance. Para iniciar o procedimento, deposite 0,5 mícrons de molhênio em um substrato de vidro de limão refrigerante por revestimento de sputter de corrente direta em uma sequência de pilha de bicamadas. Em seguida, use uma solução de hidróxido de sódio de um molar e ferrocianto de potássio de 0,3 molar para gravar eletroquímicamente uma tira de seis milímetros de largura no molbênio na borda de um lado longo.Em seguida, deposite uma camada absorvente CIGS de dois mícrons de espessura por coavaporação em uma câmara de vácuo sob uma atmosfera de cobre, índio, gálio e selênio. Em seguida, deposite 50 nanômetros de sulfeto de cádmio na amostra por deposição de banho químico. Use a sputtering de radiofrequência para depositar 50 a 65 nanômetros de óxido de zinco intrínseco e 80 a 1.000 nanômetros de óxido de zinco dopado em alumínio na amostra.Em seguida, use uma lâmina para remover as quatro camadas superiores em uma tira de 14 milímetros de largura na borda longa não gravada da amostra, deixando o contato de volta do molbdenum intacto. Centralizar uma máscara na amostra e revestir as bordas da amostra com 60 nanômetros de ouro para formar os contatos, em seguida, use um cortador de vidro ou caneta de diamante para cortar a amostra em pedaços de sete milímetros de largura, formando assim amostras com sete milímetros por cinco milímetros de superfícies celulares. Você pode testar qualquer dispositivo que quiser, qualquer célula solar, qualquer módulo, desde que você possa contatá-los de forma confiável.Isso requer contatos feitos de materiais estáveis como o ouro. Caso contrário, você pode estar testando a estabilidade de seus contatos em vez de seus dispositivos. Em seguida, meça o desempenho de tensão ex situ da amostra de células solares em condições padrão em uma configuração de sonda de quatro pontos.Em seguida, coloque uma amostra sob um dispositivo de termografia de bloqueio iluminado com iluminação IR e uma lente de câmera IR de 15 mícrons. Ilumine a amostra e mapeie as diferenças espaciais na temperatura. Use isso para identificar amostras úteis e ruins.Depois disso, coloque a amostra sob um instrumento de mapeamento de fotoluminescência com um LED de alta potência e regissine uma imagem de fotoluminescência espacial. Você também deve usar várias outras técnicas de análise, incluindo eletroluminescência, espectrofotoluminescência, medições externas de eficiência quântica e microscopia. Com base nessas medidas antes e depois das exposições, os mecanismos de degradação podem ser determinados e ligados às propriedades pré-exposição.Avalie cada amostra para defeitos visuais e laterais desta forma. Armazene pelo menos duas amostras não adjacentes em um porta-luvas cheio de argônio como referências. Monte as células solares não-referenciais em suportes de amostras que não lançam sombras nas células.Certifique-se de que os pinos de medição dos suportes entrem em contato com os contatos de ouro dianteiro e traseiro das amostras. Coloque os suportes de amostra no rack de amostra da configuração CSI para permitir o contato elétrico entre as células solares e as ferramentas de medição. Conecte os termopares às amostras.Posicione o rack de amostra para iluminação por uma fonte de luz de massa de ar 1.5, em seguida, ligue o equipamento de medição, as cargas elétricas e o computador de controle. Abra o software de registro de medição para inicializar os instrumentos e, em seguida, projete perfis de iluminação para as medições. Em seguida, preencha as informações da amostra e selecione o termopar vinculado para cada posição amostral.Em seguida, defina a tensão inicial, a tensão final e o número de etapas para as medições de tensão de corrente. Defina os locais de autosapeça para os dados de tensão atuais. Defina vieses elétricos para as amostras, se desejar.Em seguida, crie uma sequência de medição e adicione os locais de amostra apropriados. Defina o tempo de espera entre as sequências na janela de medição automática, seguida de um rápido aumento para 85% da umidade relativa, em seguida, inicie a sequência da câmara climática, ligue a iluminação, mude para a janela de monitoramento e comece a registrar as medições de tensão de corrente. Monitore a câmara e as temperaturas da amostra durante a rampa até 85 graus Celsius.Confirme se os parâmetros elétricos estão sendo registrados e as curvas de tensão de corrente estão sendo geradas. Uma vez que a câmara atinja 85 graus Celsius, confirme que a umidade da câmara aumenta para 85% Note isso como o momento inicial do experimento de degradação. Deixe as amostras no instrumento por centenas a milhares de horas, medindo as curvas de tensão atuais a cada cinco a 10 minutos.Ajuste os vieses elétricos aplicados às amostras durante o experimento conforme desejado. No final do experimento, permita que a câmara esfrie até a temperatura ambiente durante várias horas antes de remover as amostras. Plote as alterações nos parâmetros elétricos em função do tempo de exposição.Remova as amostras frias da câmara e repita prontamente as medidas do ex situ. Execute todas as medidas utilizadas antes da exposição. Posteriormente, caracterize tanto as amostras degradadas quanto as de referência com difração de raios-X, espectroscopia de massa de íons secundários, microscopia eletrônica de varredura, SEM, espectroscopia de fotoeletrões de raios-X e outras técnicas para investigar melhor os mecanismos de falha.Neste exemplo, dados registrados durante a rampa de temperatura antes dos experimentos de degradação de células solares do CIGS mostraram que a tensão do circuito aberto variou em função da temperatura. Essas células solares CIGS degradadas em eficiência quando simultaneamente expostas à luz, calor e umidade. A degradação mínima foi observada quando as células solares foram expostas ao calor seco e à luz.Aqui, uma tensão de viés negativo baixo teve um efeito mais negativo na estabilidade das células solares CIGS do que em curto-circuito, circuito aberto ou condições máximas de power point em calor úmido e luz. Um conjunto de células solares CIGS fabricadas com alto teor de sódio e potássio inicialmente mostrou alta eficiência quando iluminadas em calor úmido, mas degradaram-se mais rápido do que as células padrão. No entanto, as células fabricadas com baixo teor de álcali permaneceram relativamente estáveis sob as mesmas condições.Análises posteriores revelaram uma diminuição acentuada correspondente na resistência ao shunt de células ricas em álcali, que foi atribuída à migração do sódio. Após esses resultados, os dispositivos devem ser analisados minuciosamente novamente. Com base nesses resultados, os mecanismos de degradação do dispositivo podem ser determinados.Esta técnica também permite a determinação do comportamento de degradação de módulos em larga escala.

Research

JoVE Journal

Engineering

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

Atom Probe Tomography Studies on the Cu(In,Ga)Se2 Grain Boundaries

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Atom Probe tomografias no Cu (In, Ga) Sé<sub&gt; 2</sub&gt; Contornos de grão

Compared with the existent techniques, atom probe tomography is a unique technique able to chemically characterize the internal interfaces at the ...

Engenharia

Ambient Method for the Production of an Ionically Gated Carbon Nanotube Common Cathode in Tandem Organic Solar Cells

Método ambiente para a produção de um Common Cathode ionicamente fechado de Nanotubos de Carbono em Células solares orgânicas Tandem

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Well-aligned Vertically Oriented ZnO Nanorod Arrays and their Application in Inverted Small Molecule Solar Cells

Bem alinhados verticalmente orientado ZnO Nanorod matrizes e sua aplicação em invertida pequena molécula células solares

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