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
Description: Watch this Scientific Journal Video about In Situ Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for CuIn,GaSe2 Solar Cells at JoVE.com

Los autores desean agradecer a Miro Zeman (Delft University of Technology) y Zeger Vroon (TNO) las discusiones fructíferas. Kyo Beyeler, Vincent Hans, Ekaterina Liakopoulou, Soheyl Mortazavi, Gabriela de Amorim Soares (TNO todas), Felix Daume (Solarion) y Marie Buffière (IMEC) son reconocidos por la deposición de muestra y análisis y largas discusiones. Además, nos gustaría agradecer a todos los empleados del eterno sol, Hielkema Testequipment, ReRa soluciones y concretamente Robert Jan van Vugt, Alexander Mulder y Jeroen Vink para su contribución.
Estos estudios se llevaron a cabo bajo el número M71.9.10401 del proyecto en el marco del programa de investigación del innovación Instituto materiales M2i, proyecto de TKI IDEEGO confianza, proyecto PV OpMaat, financiado por el programa de colaboración internacional Interreg V Flandes-Holanda con el apoyo financiero de los fondos europeos de Desarrollo Regional y el programa de 'Technologie zoekt Ondernemer' TNO.

Nota: Los apartados 1 y 3 son específicos para las pruebas de degradación de CIGS y CZTS células solares mediante este procedimiento, pero todos los otros tipos de células solares (e.g., perovskitas, PV orgánico y silicio cristalino) se o pondrá a prueba con estas configuraciones. Cabe señalar que para cada tipo de dispositivo y la geometría, debe diseñarse un sostenedor de la muestra. Estos soportes deben tener contactos no corrosivo para evitar la degradación del contacto, ya que esto oscurecería los efectos de la degradación del dispositivo. Por otra parte, se aconseja ponerse en contacto con las muestras en una configuración de cuatro puntos de sonda, para evitar que la medición de los resultados de contactos corroídos o cables en el sistema de medición.
1. preparación de células solares CIGS
<ol><li>Utilizar guantes en todas las etapas del Protocolo de manejo de las células solares: protección contra los elementos tóxicos, pero también para evitar la deposición de materiales no deseados, como la sal de cocina (NaCl), en las muestras.</li>
	<li>Cortar un 1 mm x 100 mm x 100 muestra de vidrio de cal sodada (SLG) mm cuatro de 100 mm x 25 mm tiras rectangulares con una pluma de cortador o diamante de cristal para preparar sustratos apropiados.</li>
	<li>Coloque la muestra SLG en un recubridor sputter. Depositar el molibdeno de 0.5 μm espesor contacto posterior por corriente directa (DC) pulverización a temperatura ambiente en los substratos de vidrio23.<ol>
<li>Elegir entre varias secuencias de la pila, como una sola capa, una bicapa y una pila de multijugador. Por ejemplo, depositar una bicapa con una inicial alta pulverización a presión (por ejemplo, 0,03 mbar) seguido de una presión más baja de la farfulla (p. ej., 0.003 mbar) a densidades de potencia de 1 a 5 W/cm2.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Preparar una solución de grabado de pistas de 1 M NaOH y 0,3 M K3Fe(CN)624. Electroquímicamente grabado una franja de 6 mm de molibdeno para un contacto posterior con el depósito. Nota: De esta manera, la célula solar tiene un área bien definida, sin célula solar áreas cubiertas por los contactos de oro, que aún en parte pueden contribuir a los parámetros eléctricos.</li>
	<li>Colocar la muestra en una cámara de vacío y depósito 2 μm CIGS amortiguador capa mediante un proceso de coevaporation bajo una atmósfera de cobre, indio, galio y selenio25.<ol>
<li>Por ejemplo, sustrato típico temperaturas de 550 a 600 ° C y seguir el proceso de deposición de tres etapas, la primera formación (In, Ga)2Se3 por evaporación de indio, galio y selenio, seguido por la formación de un CIGS cobre rico debido a la adición de grandes cantidades de cobre. Apague el evaporador de cobre para formar el amortiguador CIGS cobre pobres requerido en la tercera etapa.</li>
		<li>Alternativamente, utilice una deposición de dos etapas a presión atmosférica de un proceso de bajo costo. Realizar CuInGa deposición, ya sea por vacío, pulverización catódica o por deposición electroquímica de presión atmosférica. Siga por selenization bajo una atmósfera de selenio elemental26 en un horno de selenization movimiento de la correa.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Coloque la muestra en un baño químico y depósito el búfer de CD por una "deposición química del baño" proceso (CDB) con un espesor de 50 nm27. Normalmente se utiliza una solución de base de agua de NH4OH, CdSO4y tiourea (NH2CSNH2) a una temperatura de ~ 70° C.
</li>
	<li>Coloque la muestra en una herramienta de pulverización y depósito i-ZnO / contacto frontal de ZnO por Radio frecuencia (RF) de la farfulla de i-ZnO y ZnO objetivos con espesores de respectivamente 50 nm y 800-1.000 nm28.<ol>
<li>Para ZnO i uso una capa de un blanco puro de ZnO y ZnO cerámica blanco con 2% Al2O3 de la capa de ZnO. Deposición de temperaturas entre temperatura ambiente y 200 ° C. Evite el uso de una rejilla metálica conductora en el electrodo superior, ya no se utiliza en los módulos comerciales. Por lo tanto, usar esta capa de ZnO gruesa para permitir suficiente conductividad en estas células que imitan un diseño del módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Raspe cuidadosamente lejos una franja de 14 mm (en el lado opuesto del grabado en el paso 1.4) de la célula solar con un cuchillo.<ol>
<li>Haciendo uso de la diferencia en la dureza de las capas, eliminar sólo las capas superiores (ZnO / i-ZnO/CdS/CIGS) y el molibdeno contacto posterior intacta. Forma de células solares con una anchura de 5 mm, similar a la anchura de una celda en un módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Coloque la muestra en una herramienta farfulla oro y cubrirla con una raya en el medio como una máscara, para que ningún oro se deposita en la célula solar. Depósito oro contactos de ~ 60 grueso nm por pulverización a temperatura ambiente en el contacto trasero (molibdeno) y el contacto frontal (ZnO) para permitir el contacto de las células. Nota: El uso de un contacto de un metal noble permite la exposición a largo plazo de las muestras a condiciones duras sin degradación de los contactos, por lo que se puede estudiar la degradación de la célula.</li>
	<li>Cortar las tiras con un cortador de vidrio o una pluma de diamante en muestras ancho 7 mm, que ahora tiene una superficie de la célula de ~ 7 x 5 mm y un tamaño total de 7 mm x 25 mm (figura 2). Nota: Una representación esquemática de la sección transversal, así como una imagen de microscopía de una célula se muestra en la figura 2. Para los experimentos con células solares CZTS, un procedimiento diferente de la deposición de la capa de amortiguador activo (CZTS) se ha seguido (similar a la referencia29), mientras que todas las demás capas se depositaron siguiendo un procedimiento análogo.</li>
</ol><img alt="Figure 2" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig2.jpg"> Figura 2 : Diseño de la muestra de CIGS. (top) Representación esquemática de la sección transversal de una muestra CIGS y muestra (abajo) una imagen de microscopio de un CIGS tomada desde la parte superior. Esta figura se ha modificado en parte de referencias14,30. <a href="//cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig2large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
2. Análisis de las células solares antes de la degradación
<ol><li>Medir el ex situ actual voltaje (IV) rendimiento de las células solares bajo condiciones de prueba estándar (STC, iluminación: 1000 W/m² y AM 1.5, temperatura: 25 ° C) en una configuración de la sonda de cuatro puntos para determinar los parámetros eléctricos con un IV probador.<ol>
<li>Medir la eficiencia cuántica externa (EQE) para la exacta densidad de corriente y longitud de onda de absorción dependiente30,31 con una configuración de respuesta espectral (SR) y calcular la densidad de corriente exacta.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Grabar el iluminado cerradura-en termografía (ILIT) mapeo de31 y la fotoluminiscencia (PL) asignación31 con un gran aumento y tomar imágenes (microscopia) para identificar cualquier defecto visual y lateral.<ol>
<li>Coloque la muestra en un dispositivo ILIT con detector de calor con una lente de 15 μm para alta magnificación y una fuente de iluminación IR. Iluminar la muestra y registrar la diferencia espacial de temperatura para identificar los lugares calientes.</li>
		<li>Coloque la muestra en una configuración de mapeo PL para obtener una imagen espacial de la fotoluminiscencia. Utilice una fuente de luz de LED de alta potencia para iluminación y una cámara CCD para la detección de datos. Nota: Los ejemplos se pueden encontrar en referencias15,16,20,30.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Seleccione un número de células solares para el experimento de degradación, colocando el resto de las muestras en una guantera de argón como referencia. Seleccionar un conjunto mixto de células solares como referencia y como muestras experimentales, por lo que cualquier diferencia en las diapositivas completas (por ejemplo, gradientes en la composición) en la misma gravedad en el experimento y las muestras de referencia. Nota: Esto puede significar por ejemplo que las células con las posiciones 1, 3, 4, 5, 7 y 8 en las diapositivas son células experimentales, mientras que las posiciones 2 y 6 son celdas de referencia.</li>
</ol>3. colocación de las células solares en portamuestras
<ol><li>Coloque las células solares en los titulares que no cualquier sombra en las células y hacer que el contacto entre el oro frente y espaldas contactos y clavijas de medición de la muestra. Nota: Los portamuestras diseñados específicamente para soportar las duras condiciones en las pruebas de clima. Por otra parte, están construidos de materiales que sólo tienen una limitada emisión de gases.</li>
	<li>Coloque el portamuestras en la gradilla de muestras dentro de la configuración de la CSI, que permite contacto eléctrico entre las células solares y las herramientas de medición fuera de la instalación. Coloque la rejilla de la muestra en la posición dedicadoa, donde se ilumina por una AM 1.5 luz fuente. Nota: Las especificaciones de la fuente de luz son las siguientes. CSI1: área 40 cm x 40 cm, 1.000 W/m2, iluminación BAA calibrado; CSI2: 100 x 100 cm2 area 1.000 W/m2, iluminación AAA calibrado, calibraciones según IEC60904-9:200732.</li>
</ol>4. ejecución del experimento de degradación
<ol><li>Interruptor en el simulador solar, los instrumentos de medición, la cámara de clima y el ordenador.</li>
	<li>Programa el equipo de medición, que controla el simulador solar eléctricos sesgos y ajustes de la cámara de clima. Definir rango de tensión, medidas de tensión, secuencia de medición y tiempo entre las mediciones en el software de medición IV y definir la temperatura, humedad, voltaje de bias y perfiles de iluminación en el software. Nota: Deje que este software dirigir las mediciones durante el experimento completo.<ol>
<li>Configuración típica para las mediciones de IV, uso de voltaje en el rango -0.2 V a + 1,0 V en 120 pasos (0,01 V/paso). Tenga en cuenta que en la mayoría de los casos, el sistema alterna entre las mediciones de IV de todas las muestras y pausas de unos 5 minutos.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Estabilizar la temperatura de la cámara de clima y de las células solares en la instalación. Observar la temperatura de la muestra en el software. Nota: Una temperatura típica para las células solares es de 25 ° C, que es la temperatura STC. Puesto que la iluminación se calienta con las muestras, la temperatura de la muestra siempre es mayor que la cámara circundante. Temperaturas típicas a partir de la cámara de clima-10 ° C a + 5 ° C (+ 5 ° C de temperatura de cámara por ejemplo puede llevar a las temperaturas de muestra CIGS de 25 ° C). Si se seleccionan otras composiciones o diseños de muestra, pueden requerirse otras temperaturas de la cámara para obtener la temperatura de la muestra de 25 ° C.</li>
	<li>La cámara de clima de calor lentamente hasta alcanzar 85 ° C, por ejemplo en el 0.1-0.3 ° C/min leer la temperatura de la cámara de la computadora de la cámara de clima y leer la temperatura de la muestra desde el software. Nota: Las temperaturas de muestras típicas son entonces entre 100 ° C y 110 ° C cuando la cámara es de 85 ° C. Estos valores varían entre las muestras y están especialmente influenciados por el tipo de sustrato, el diseño de muestra, material y la célula solar. Durante esta etapa, las células están en condiciones de circuito abierto cuando no son medidos, se indique diferentemente. Si la influencia de cualquier sesgo de voltaje interno durante la fase de calentamiento tiene que ser excluido, la iluminación también puede ser apagado durante esta etapa.<ol>
<li>Para CSI1, fije un termopar individual a todas las células individuales para medir la temperatura, mientras que en uso de CSI2 15 termopares 32 muestras. Grabar y registrar las temperaturas individuales.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Medir automáticamente las curvas tensión corriente de las células solares uno por uno durante el calentamiento, que significa que son determinadas cada 0.5 a varios minutos, dependiendo del número de muestras. Observar los parámetros eléctricos en el software.<ol>
<li>Calcular los parámetros eléctricos de las curvas de tensión actual. Siempre determinar la eficacia, voltaje de circuito abierto, densidad de corriente de corto circuito, factor de llenado, resistencia en serie y la resistencia de la desviación. Determinar las resistencias de las pistas en el extremo de las curvas de tensión actual.</li>
		<li>Si es necesario, también determinar el factor de idealidad, la densidad de corriente de saturación y la densidad de corriente de foto montaje con el modelo de un diodo14. Nota: Sin embargo, tenga en cuenta que estos procedimientos de instalación son relativamente confiables para degradados de las células solares que no se comportan como diodos ideales. La eficacia medida por estas temperaturas elevadas será inferior bajo STC, que es sobre todo visible en una disminución en el voltaje de circuito abierto13.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Encienda la humedad en la cámara climática, un estándar es una humedad relativa (HR) 85%. Esto es generalmente el punto de partida del experimento (t = 0 h). Observar el derecho desde el ordenador de la cámara de clima. Nota: La humedad relativa de muestra real es menor que el valor ajustado. Esto es causado por el hecho de que la temperatura de la muestra es superior a 85 ° C, mientras que la humedad absoluta es la misma: puesto que la humedad relativa es función de la temperatura, este valor es inferior a 85% RH33.</li>
	<li>Dejar las muestras en las configuraciones de la CSI para 100s a 1,000s de horas, mientras que las curvas tensión corriente de medición. Medir las curvas cada 5 a 10 minutos, pero esto varía en demanda. Observar los parámetros eléctricos en el software.<ol>
<li>En el tiempo restante, mantener las muestras ya sea bajo condiciones de circuito abierto (condiciones estándar) o colocarlas bajo varios sesgos eléctricas con el uso de cargas eléctricas, varía de -20 V a 20 V. En el caso de una modificación de la tendencia eléctrica se requiere durante el experimento, cambiar el valor del software tracer. Nota: Configuración 'Estándar' es el punto de máxima potencia (MPP) condiciones (el voltaje de operación corriente de una célula solar), condiciones de corto circuito y condiciones con una tensión negativa limitada. Utilizar este último para simular el sombreado parcial módulo.</li>
	</ol>
</li>
	<li>Para saber más sobre las muestras después de diferentes tiempos de exposición, retire un número limitado de muestras en los soportes de la muestra la configuración antes que los demás. Ejecutar esto bajo iluminación y en forma muy rápida con el fin de minimizar la influencia de las muestras restantes. Esto naturalmente sólo es posible para pequeñas muestras.</li>
	<li>Al final del experimento, enfriar lentamente la cámara a temperatura ambiente en un par de horas y retire las muestras junto con sus titulares de la muestra. Observar la temperatura de la computadora de la cámara de clima. Nota: También es posible utilizar otras intensidades de luz (p. ej., 800 W/m2 o luz ultravioleta), mientras que la humedad y temperatura naturalmente también se puede variar. En ese caso, los parámetros eléctricos obtenidos deben ser corregidos por la diferente intensidad de luz. Se ha observado que cambios inesperados en los parámetros eléctricos se produjeron cuando las células solares CIGS fueron poco (por ejemplo, 15 min) no iluminadas (y con la fuente de iluminación). Si este efecto no es el objetivo del estudio, se recomienda dejar la iluminación continua14.</li>
</ol>5. Análisis de los degradados y las células de referencia
<ol><li>Trazar el desarrollo de los parámetros eléctricos en función del tiempo de exposición en las configuraciones de la degradación.</li>
	<li>Repita las mediciones ex situ IV de las células solares degradadas directamente después de que las muestras se extraen de las configuraciones para obtener los parámetros eléctricos en STC. Repita las mediciones de eficiencia cuántica externa para la densidad de corriente exacta y dependiente de la longitud de onda de absorción.</li>
	<li>Grabar otra vez el mapeo de iluminada la termografía lock-in y la asignación de fotoluminiscencia y tomar fotografías (microscopia) para identificar cualquier cambio en defectos visuales y lateral. Utilizar la misma configuración que antes de la degradación.</li>
	<li>Utilizar otras técnicas de análisis, como (sección transversal) microscopio electrónico de barrido de energía dispersiva de rayos x espectroscopia (SEM-EDX)31,31de la difracción de rayos x (DRX), espectroscopia de masa de iones secundarios (SIMS)31y temperatura dependientes de voltaje actual (IV(T))31 para identificar los mecanismos de falla.<ol>
<li>Ejecutar estos análisis destructivos en ambos degradados y referencia de las muestras a observar los cambios debido a la exposición en las configuraciones de la CSI.</li>
	</ol>
</li>
</ol>6. definición de los modos y mecanismos de degradación
<ol><li>Combinar todos los datos para definir mecanismos de degradación y su impacto en la estabilidad a largo plazo de las células solares o 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. Cells. 147, 115-126 (2016).</li><li>Theelen, M., Daume, F. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Stability+of+Cu(In,Ga)Se2+solar+cells:+A+literature+review.">Stability of Cu(In,Ga)Se2 solar cells: A literature review.</a> Solar Energy. 133, 586-627 (2016).</li><li>Malmstr&#246;m, J., Wennerberg, J., Stolt, L. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=A+study+of+the+influence+of+the+Ga+content+on+the+long-term+stability+of+Cu(In,Ga)Se2+thin+film+solar+cells.">A study of the influence of the Ga content on the long-term stability of Cu(In,Ga)Se2 thin film solar cells.</a> Thin Solid Films. 431-432, 436-442 (2003).</li><li>Wennerberg, J., Kessler, J., Stolt, L. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Degradation+mechanisms+of+Cu(In,Ga)Se2-based+thin+film+PV+modules.">Degradation mechanisms of Cu(In,Ga)Se2-based thin film PV modules.</a> Proc. 16th EUPVSEC. , 309-312 (2000).</li><li>Feist, R., Rozeveld, S., Kern, B., D'Archangel, J., Yeung, S., Bernius, M. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Further+investigation+of+the+lifetime-limiting+failure+mechanisms+of+CIGSS-based+minimodules+under+environmental+stress.">Further investigation of the lifetime-limiting failure mechanisms of CIGSS-based minimodules under environmental stress.</a> Proc. 34th IEEE PVSC. , 2359-2363 (2009).</li><li>Sharma, V., Chandel, S. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Performance+and+degradation+analysis+for+long+term+reliability+of+solar+photovoltaic+systems:+A+review.">Performance and degradation analysis for long term reliability of solar photovoltaic systems: A review.</a> Renew. Sustainable Energy Rev. 27, 753-767 (2013).</li><li>Module Certification for new Standards and new Technologies. Fraunhofer ISE Available from: <a target="_blank" href="https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/infomaterial/brochures/photovoltaik/flyer-pv-module-certification-for-new-standards-and-new-technologies.pdf">https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/infomaterial/brochures/photovoltaik/flyer-pv-module-certification-for-new-standards-and-new-technologies.pdf</a> (2017)</li><li>Osterwald, C., McMahon, T. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=History+of+Accelerated+and+Qualification+Testing+of+Terrestrial+Photovoltaic+Modules:+A+Literature+Review.">History of Accelerated and Qualification Testing of Terrestrial Photovoltaic Modules: A Literature Review.</a> Prog. Photovolt. 17, 11-33 (2009).</li><li>Carlsson, T., Brinkman, A. <a target="_blank" href="http://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. Photovolt. 24, 978-989 (2016).</li><li>Theelen, M., Tomassini, M., Steijvers, H., Vroon, Z., Barreau, N., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=In+situ+Analysis+of+the+Degradation+of+Cu(In,Ga)Se2+Solar+Cells.">In situ Analysis of the Degradation of Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells.</a> Proc. 39th IEEE PVSC. , 2047-2051 (2013).</li><li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Accelerated+performance+degradation+of+CIGS+solar+cell+determined+by+in+situ+monitoring.">Accelerated performance degradation of CIGS solar cell determined by in situ monitoring.</a> Proc. SPIE 9179. , (2014).</li><li>Theelen, M., Beyeler, K., Steijvers, H., Barreau, N. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Stability+of+CIGS+Solar+Cells+under+Illumination+with+Damp+Heat+and+Dry+Heat:+A+Comparison.">Stability of CIGS Solar Cells under Illumination with Damp Heat and Dry Heat: A Comparison.</a> Sol. Energ. Mat. Sol. Cells. , (2016).</li><li>Theelen, M., Hans, V., Barreau, N., Steijvers, H., Vroon, Z., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=The+impact+of+sodium+and+potassium+on+the+degradation+of+CIGS+solar+cells.">The impact of sodium and potassium on the degradation of CIGS solar cells.</a> Prog. Photovolt. 23, 537-545 (2015).</li><li>Theelen, M., Hendrikx, R., Barreau, N., Steijvers, H., B&#246;ttger, A. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=The+effect+of+damp+heat+-+illumination+exposure+on+CIGS+solar+cells:+a+combined+XRD+and+electrical+characterization+study.">The effect of damp heat - illumination exposure on CIGS solar cells: a combined XRD and electrical characterization study.</a> Sol. Energ. Mat. Sol. Cells. 157, 943-952 (2016).</li><li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=The+Exposure+of+CIGS+Solar+Cells+to+Different+Electrical+Biases+in+a+Damp-heat+Illumination+Environment.">The Exposure of CIGS Solar Cells to Different Electrical Biases in a Damp-heat Illumination Environment.</a> Proc 43rd IEEE PVSC. , 0929-0934 (2016).</li><li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=In+situ+monitoring+of+the+accelerated+performance+degradation+of+thin+film+solar+cells.">In situ monitoring of the accelerated performance degradation of thin film solar cells.</a> Proc. 42th IEEE PVSC. , 1-6 (2015).</li><li>Theelen, M., Barreau, N., Steijvers, H., Hans, V., Vroon, Z., Zeman, M. <a target="_blank" href="http://www.ncbi.nlm.nih.gov/entrez/query.fcgi?db=PubMed&cmd=Search&doptcmdl=Citation&defaultField=Title+Word&term=Degradation+of+CIGS+solar+cells+due+to+the+migration+of+alkali+elements.">Degradation of CIGS solar cells due to the migration of alkali elements.</a> Proc. 42th IEEE PVSC. , 1-6 (2015).</li><li>. In situ monitoring of the degradation of CIGS solar cells Available from: <a target="_blank" href="https://www.youtube.com/watch?v=Zmy5tb-2NK8">https://www.youtube.com/watch?v=Zmy5tb-2NK8</a> (2017)</li><li>. Hybrid degradation testing of solar cells and modules Available from: <a target="_blank" href="https://www.youtube.com/watch?v=tEsvkTco-To">https://www.youtube.com/watch?v=tEsvkTco-To</a> (2017)</li><li>Theelen, M., et al. <a target="_blank" href="http://www.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>

Los autores Erik Haverkamp (ReRa soluciones), Stefan Roest (sol eterno) y Peter Hielkema (Hielkema Testequipment) son empleados por el consorcio de comercialización de estas configuraciones. El empleador de los inventores de estas configuraciones (autores Mirjam Theelen y Henk Steijvers (TNO)) mantiene un acuerdo de licencia con el consorcio.

Dos configuraciones CSI para el monitoreo en tiempo real de los parámetros eléctricos de las células solares y módulos han sido diseñadas y construidos. Estas configuraciones permiten la exposición simultánea a calor húmedo, una iluminación y eléctricos sesgos, mientras también en situ determinando los parámetros de IV de dispositivos PV. Estas configuraciones se han utilizado para estudiar la influencia de estrés ambiental (humedad, iluminación, distorsiones eléctricas y temperatura) así como la composición celular o módulo en la estabilidad a largo plazo de células solares sin envasar. Figura 3, figura 4, figura 5, figura 6y figura 7 muestran una selección de los resultados obtenidos con estas configuraciones.
Resultados de la estabilidad (figura 3, figura 4, figura 6y figura 7) de los estudios presentados deben tratarse siempre con cuidado: para hacer la traducción de estos estudios a la estabilidad del módulo, las restricciones de todo pruebas de vida acelerada en la estabilidad de dispositivos PV (incluyendo este estudio) deben tenerse en cuenta. Estas limitaciones son causadas por el hecho de que las condiciones en el laboratorio están destinadas a identificar rápidamente mecanismos de degradación, mientras que algunos mecanismos de degradación no podrían ser encontrados debido a la selección de las tensiones mal (gravedad de). Por otra parte, las condiciones solicitadas también podrían conducir a mecanismos de degradación y consecuentes fallas que no se producen en el campo o se producen en el campo antes o después de los plazos previstos. Mientras que por ejemplo para condiciones de calor húmedo (85 °C/85% RH), supone un factor de aceleración de 219, referencia25 demostró que esta tasa suele ser no lineal y puede variar en módulos CIGS entre 10 y 1.000 y de mecanismos de degradación diferentes.
Para estimar la validez de los resultados presentados, las diferencias más importantes entre el módulo del campo la exposición y los experimentos presentados deben tenerse en cuenta:
a. condiciones de laboratorio usados son más severas que las condiciones de campo, que es un requisito intrínseco para pruebas de aceleración. Por otra parte, las condiciones de estos experimentos son sobre todo constantes, mientras que los módulos en el campo expuestos a las condiciones continuamente cambiantes.
b. en los experimentos presentados, se utilizaron las células solares no embalados. Naturalmente, materiales de barrera y borde selladores jugará un papel importante en la estabilidad del dispositivo (especialmente bajo condiciones húmedas). Además, la influencia de interconexión y encapsulación de materiales también es muy importante y no debe ser descuidada. Sin duda, experimentos con mini-módulos empaquetados e interconectados también son posibles en estas configuraciones.
c. debido a la iluminación, los experimentos presentados en la figura 3, figura 5, figura 6y figura 7 fueron ejecutados bajo condiciones de circuito abierto cuando no se registraron las curvas IV. Sin embargo, los módulos deben funcionar bajo condiciones MPP, mientras que las células también podrían estar expuestas a revertir condiciones de sesgo en el caso de módulo parcial sombrear. Figura 4 muestra que sólo las diferencias entre las condiciones de circuito abierto y MPP se observó en este experimento específico, pero que puede ser diferente para otras células o condiciones.
d. la composición de las células solares CIGS tiene una gran influencia en la estabilidad a largo plazo. Ejemplos de estudios sobre la influencia de la composición en la estabilidad por ejemplo pueden encontrarse en referencias16,20. Puesto que la naturaleza exacta de la influencia de muchas pequeñas modificaciones en la pila de la célula solar no es identificado, la degradación puede ocurrir más rápido o más lento de lo esperado.
Los factores mencionados indican que un gran número de estudios de vida útil acelerada con la variación en las condiciones de degradación y composición de la muestra se requiere para verdaderamente predecir funcionamiento del campo módulo. Por otra parte, estos resultados se deben combinar por lo tanto con estudios de campo para obtener un cuadro completo sobre la estabilidad a largo plazo de módulos fotovoltaicos.
Sin embargo, proponemos que las configuraciones presentadas en este estudio son mejoras sustanciales en comparación con las pruebas estándar del IEC, debido a la exposición de estrés combinado así como monitoreo en situ . Estas propiedades en gran medida mejoran el valor predictivo de los experimentos de curso acelerado de la vida y aumentan nuestra comprensión de los mecanismos de degradación. Las cuatro principales ventajas en comparación con el 'standard' (p. ej., IEC 61215) las pruebas son las siguientes capacidades:
a. prueba bajo exposición a estrés combinados (es decir, temperatura, humedad, iluminación y eléctricos sesgos).
b. Ajuste de tensiones combinadas para simular climas locales (por ejemplo, desierto o condiciones polares).
c. Ajuste de sesgos eléctricos, por ejemplo, para simular efectos de sombreado parcial.
d. monitoreo en tiempo real de del rendimiento del dispositivo, permitiendo más simple y más rápido así como la mejor predicción o limitación de los mecanismos de degradación debido a un mayor conocimiento.
e. reducido el examen, ya que una prueba puede ser parada directamente tras un error, en lugar de después el período de prueba definidos (p. ej., 1.000 h).
Por lo tanto se propone que los estudios de vida útil con las configuraciones presentadas pueden mejorar considerablemente la comprensión cualitativa y cuantitativa y la predicción de la estabilidad a largo plazo de células solares y módulos. En el futuro, una configuración que ofrece 'Pruebas de estrés combinada con mediciones en situ' (CSI) para la escala completa se desarrollarán los módulos: las configuraciones con las zonas iluminadas de 40 x 40 cm y 100 cm x 100 cm son demasiado pequeñas para módulos fotovoltaicos de tamaño completo, así que planea incrementar la escala de este concepto de medición de estrés combinados están en marcha.

Los sistemas fotovoltaicos son considerados una forma rentable de las energías renovables. Módulos fotovoltaicos representan el núcleo de estos sistemas de PV y generalmente se venden con una garantía de rendimiento de más de 25 años (p. ej., máx. eficiencia 20% pérdida después de este período)1. Es crucial para la confianza de los consumidores e inversores que se cumplan estas garantías. La producción de electricidad debe como estable y alta como sea posible durante al menos la vida útil del módulo deseado. Esto debe ser gestionado por reducción de la degradación lenta pero constante2 y fallas de módulo prematura inesperada, que, por ejemplo puede ocurrir debido a errores de producción. Ejemplos de fallas de módulo observado en el campo son degradación inducida por potenciales (PID)3 y4 de la degradación inducida por la luz (tapa) para módulos de silicio cristalino o agua corrosión inducida en CIGS módulos5,6 , 7 , 8. con el fin de evitar una vida de campo reducido de módulos fotovoltaicos, mecanismos de degradación deben por lo tanto identificados y reduce al mínimo.
Mejorar la comprensión de los mecanismos de degradación que ocurren en células fotovoltaicas o módulos también ayudaría a reducir los costos de producción del módulo PV: en muchos casos, se introducen materiales de protección contra el estrés ambiental en módulos para ofrecer garantía de por vida. Se trata de verdadero ejemplo para los módulos de película delgada flexible, como la CIGS, que contienen un cara barrera para evitar la agresión del agua. Todos los materiales de paquete en dichos módulos pueden hacer hasta un 70% de los costos del módulo. Estos materiales de protección son a menudo sobredimensionados para estar seguro de obtener la vida útil requerida: conocimiento de los mecanismos de degradación por lo tanto puede hacer células solares intrínsecamente más estable y más precisa de predecible. Mejor comprensión acerca de la estabilidad a largo plazo del módulo y sus componentes por lo tanto probablemente sería evitar sobre-dimensionamiento y permite la reducción en los costos de estos materiales de protección.
Para dar una estimación general de la fiabilidad del módulo, células solares y módulos son hoy en día probados y calificados por las pruebas de vida acelerada (ALT)9. Las pruebas de calificación más profundas están definidas por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) 61215 pruebas10, que le dan "go/no go" decisiones en la estabilidad de los módulos fotovoltaicos. Sin embargo, Osterwald et al. 11 reveló que un resultado positivo de las pruebas IEC no siempre indica que el módulo fotovoltaico puede soportar condiciones de exterior por 25 o más años. Esto limita la correlación entre el campo y de laboratorio pruebas fue demostrada para ser especialmente verdad para la película delgada relativamente nuevos módulos12.
Estas pruebas no den información sobre los mecanismos de degradación ('los procesos o que tensiona conducir a módulo lento observado la degradación o a fallo del módulo rápido?'). Además, estas pruebas, que actualmente se basan en factores de estrés individual o doble (por ejemplo tensión mecánica, o combinado temperatura y humedad) pueden ciertamente no simular comportamiento de campo de manera confiable, ya que los módulos fotovoltaicos en el campo están sujetos a numerosas combinados de tensiones (por ejemplo: temperatura, humedad, viento, nieve, iluminación, polvo, arena, agua). Estas tensiones también pueden variar por zona climática: mientras que en el desierto, iluminación y temperatura son factores de estrés importante probable; en climas moderados, la influencia de la humedad por ejemplo también puede ser muy importante. Para simular la degradación y consecuentes fracasos en varios climas, distintas combinaciones de múltiples tensiones así se requiere. En consecuencia, exposición simultánea a múltiples tensiones es muy importante para obtener una buena estimación de la fiabilidad del módulo en un cierto clima y pruebas de estrés combinadas así debe ser parte de pruebas de laboratorio.
Así se propone que debe mejorarse la comprensión cualitativa y cuantitativa de los mecanismos de degradación que ocurren bajo condiciones de estrés combinado. Idealmente, información sobre la célula solar o el módulo se debe recolectar durante estas pruebas, para permitir la identificación de cambios de dispositivo durante la exposición. Por lo tanto, hemos diseñado y construido dos configuraciones que permiten la exposición simultánea a humedad, temperaturas (elevadas), sesgos eléctricos e iluminación. En estas configuraciones, la severidad de estas tensiones puede también ajustarse, dependiendo de la meta de un experimento. Además, la iluminación permite en situ supervisión del PV (figura 1) los dispositivos13,14,15,16,17,18, 19 , 20. este tipo de pruebas será nombrado 'Pruebas de estrés combinada con mediciones en situ' (CSI). En este protocolo, se presentarán dos configuraciones de degradación de híbridos, denominadas 'CSI 1' y 'CSI 2'. Muchos estudios, con el objetivo de la mejora de la comprensión del comportamiento y degradación de especialmente capa fina CIGS células solares fueron ejecutados con estas configuraciones. Se presentan una selección de estabilidad y resultados de la dependencia de temperatura obtenidos en solares CIGS y CZTS sin envasar. También puede encontrar más información en21,22.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig1.jpg"> Figura 1 : 'Pruebas de estrés combinada con mediciones en situ' setup. Izquierda: Resumen esquemático de una instalación CSI, incluyendo el sistema de medición. Centro y derecha: fotografía de las configuraciones CSI (cámaras climáticas más simuladores solares, sistemas de medición no representados, configuraciones tienen tamaños diferentes). Medio es CSI1, CSI2 es correcto. Esta figura ha sido modificada de19,30. <a href="//cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig1large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta 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

El costo normalizado de electricidad (LCOE) de los sistemas fotovoltaicos (PV) depende, entre otros factores, la fiabilidad del módulo PV. Mejor predicción de los mecanismos de degradación y la prevención de fallo del módulo campo pueden, en consecuencia, disminuir los riesgos de inversión así como aumentar la producción de electricidad. Un nivel de conocimiento puede por ello disminuir significativamente los costos totales de electricidad de PV.
Para mejor comprender y minimizar la degradación de módulos fotovoltaicos, se deben identificar las condiciones y mecanismos de degradación que ocurren. Esto sucede preferentemente bajo tensiones combinadas, ya que los módulos en el campo están expuestos simultáneamente a múltiples factores de estrés. Por lo tanto, dos 'prueba de esfuerzo combinada con in situ measurement' configuraciones han sido diseñadas y construidos. Estas configuraciones permiten el uso simultáneo de humedad, temperatura, iluminación y eléctricos sesgos como factores de estrés controlados independientemente en las células solares y minimodules. Las configuraciones también permiten el monitoreo en tiempo real de las propiedades eléctricas de las muestras. Este protocolo presenta estas configuraciones y describe las posibilidades experimentales. Por otra parte, también se presentan resultados obtenidos con estas configuraciones: varios ejemplos sobre la influencia de las condiciones de deposición y la degradación de la estabilidad de la película delgada de Cu (In, Ga) Se2 (CIGS), así como Cu2ZnSnSe4 (CZTS) se describen las células solares. También se presentan resultados sobre la dependencia de la temperatura de las células solares CIGS.

Las configuraciones CSI se han utilizado para una amplia gama de experimentos. Ambos experimentos se han centrado en la influencia de la célula o composición de módulo y diseño, así como sobre la influencia de las condiciones de degradación. Algunos ejemplos del desarrollo de parámetros eléctricos se muestran en las figuras siguientes. Se tomaron medidas en la figura 3, figura 5, figura 6y figura 7 en CSI1, mientras que la figura 4 se obtuvo en el CSI2. En estas cifras, es elegido para representar la eficacia del dispositivo, la tensión de circuito abierto o la resistencia de derivación, pero otros parámetros también naturalmente pueden ser trazados.
Figura 3 y figura 4 muestran la influencia de las condiciones de degradación en la estabilidad de rico en álcali CIGS solar células sin una barrera de humedad o cualquier otro material del paquete. La figura 3 muestra que estas células se degradan cuando son expuestos a la luz, calor y humedad, mientras que son casi estables en la ausencia de humedad. Esto indica que estas células solares o módulos analógicos pueden ser completamente estables cuando bien empaquetado contra humedad15. Posibles materiales de paquete naturalmente incluyen vidrio, sino también las barreras flexibles, que a menudo se basan en múltiples pilas orgánico inorgánico15. En experimentos futuros, también se probarán estas posibilidades. Estos resultados también indican que este material del paquete puede no ser necesario en un clima caliente y seco. La figura 4 muestra la influencia de un voltaje de polarización cuando se exponen a calor húmedo más iluminación: estos resultados preliminares indican que un bajo voltaje negativo (-0,5 V, gris curvas) probablemente tiene un efecto más negativo en la estabilidad de corto circuito, circuito abierto, y MPP18.
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig3v2.jpg">
Figura 3 : Influencia de la humedad en la estabilidad de células solares CIGS. El desarrollo de la eficiencia de las de células solares CIGS de desempacar en función de la exposición tiempo de iluminación más calor (rojo) seco y calor húmedo (azul) en las temperaturas elevadas. Cada línea representa una célula solar. Esta figura se ha modificado de la referencia15. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig3large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig4v2.jpg"> Figura 4 : Influencia de las cargas eléctricas en la estabilidad de células solares CIGS. Evolución de la eficiencia de las células sin envasar en función del tiempo en diversos voltajes más calor húmedo e iluminación. Gris, azul, verdes y rojas curvas indican exposición a -0.5 V, 0 V, ~ VMPPy circuito abierto condiciones, respectivamente. Estos parámetros se obtienen a temperaturas elevadas, mientras que la eficiencia de la temperatura ambiente es alrededor 50% más alto. Cada línea representa una célula solar. Esta figura se ha modificado de la referencia18. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig4large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
Debido a la calefacción lenta (0.1-0.3 ° C/min) durante la fase de calentamiento y las mediciones en tiempo real, estas configuraciones permiten también automáticamente la determinación de la dependencia de la temperatura de las células solares. Figura 5 muestra la dependencia de los voltajes de circuito abierto como de las curvas de calefacción antes de experimentos de degradación. Este gráfico muestra que existen diferencias entre la pantalla de voltaje (Voc) temperatura dependencia de varias células solares CIGS, mientras que otros parámetros como la resistencia serie y la corriente de corto circuito (no representado) de circuito abierto más diferencias entre las células. El desarrollo de otros parámetros puede encontrarse en la referencia34.
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig5v2.jpg"> Figura 5 : Dependencia de la temperatura de las células solares CIGS. Dependencia de la temperatura de la tensión de circuito abierto (Voc) de dos sin envasar células solares CIGS. Los colores indican diferentes células solares diseños: los cuadrados azules representan las muestras con el procedimiento de diseño y la deposición de células como se describe anteriormente. Los círculos rojos indican una célula de solar CIGS no envasados en láminas de poliimida con amortiguadores depositados con coevaporation de la viga de ion asistida. Cada línea representa una célula solar. Esta figura se ha modificado de la referencia34. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig5large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
La figura 6 muestra que pequeñas diferencias en la composición de las células solares pueden tener una gran influencia en la estabilidad del dispositivo. Este experimento demostró que muestras de rico en álcali que contiene grandes cantidades de sodio y potasio tenían una eficacia inicial más alta, pero también degrada más rápidamente. Por otro lado, también se produjeron casi estable sin envasar las células solares que contienen sólo pequeñas cantidades de álcali-elementos (muestras de "álcali-pobres"). Estas células solares así fueron casi intrínsecamente estables y no necesitaban ningún material protector. Basado en esta información junto con ex situ los resultados de análisis, se podrían identificar los mecanismos de degradación principal para estas muestras: se observó que el principal motor detrás de la pérdida de la eficacia de las muestras de rico en álcali era una fuerte disminución en la la desviación de resistencia16. Un análisis profundo de las propiedades de estas células muestran que la migración de elementos alcalinos, concretamente sodio, parecía provocar esta disminución. Más información se presenta en referencias16,20. Etapas posteriores de este estudio pretenden desarrollar células solares con la estabilidad de las muestras pobres en álcali y la alta eficiencia inicial de las muestras ricas en álcalis.
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig6v2.jpg"> Figura 6 : Influencia del contenido de álcali en la estabilidad de células solares CIGS. Evolución de la eficiencia (izquierda) y la resistencia de desviación (derecha) de dos tipos de desempacar de células solares CIGS expuestos a calor húmedo más iluminación. Las líneas de color rosas y púrpuras representan las muestras pobres en álcali, mientras que las líneas azules representan las muestras ricas en álcalis. Los valores fueron obtenidos a temperaturas elevadas, mientras que la temperatura ambiente eficiencias son 30-80% más alto. Cada línea representa una célula solar. Esta figura se ha modificado de la referencia16. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig6large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>
Un último ejemplo se centra en varias muestras CZTS19. La figura 7 muestra que los diferentes tipos de células solares sin envasar demuestran un comportamiento diferente del IV bajo calor húmedo más iluminación. Debe señalarse que estas células no son ideal de las células solares, por lo que el aumento en la eficiencia y la tensión como se muestra en esta figura es probable que no es representativo para las células solares CZTS en general y no podrán establecerse ninguna explicación para este comportamiento. Se necesitan más estudios a realizar para dar declaraciones confiables acerca de la estabilidad de estas células.
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/55897/55897fig7v2.jpg"> Figura 7 : Células solares CZTS expuestas a calor húmedo más iluminación. Evolución de la tensión de circuito abierto normalizado y la eficiencia de cuatro tipos de no-optimizado sin envasar CZTS solares como una función del tiempo, expuesto a calor húmedo más iluminación en las temperaturas elevadas. Cada color representa un tipo diferente de célula solar CZTS. Cada línea representa una célula solar. Esta figura se ha modificado de la referencia19. <a href="https://cloudflare.jove.com/files/ftp_upload/55897/55897fig7large.jpg" target="_blank">Haga clic aquí para ver una versión más grande de esta figura.</a>

Watch this Scientific Journal Video about In Situ Monitoring of the Accelerated Performance Degradation of Solar Cells and Modules: A Case Study for CuIn,GaSe2 Solar Cells at JoVE.com

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

Dos configuraciones de la 'Prueba de esfuerzo combinada con medición en situ' , que permiten el monitoreo en tiempo real de la degradación acelerada de las células solares y módulos, fueron diseñadas y construidas. Estas configuraciones permiten el uso simultáneo de humedad, temperatura, sesgos eléctricas e iluminación controlada independientemente como factores de estrés. Se presentan las configuraciones y diferentes experimentos ejecutados.

In Situ Monitoreo de la degradación de rendimiento acelerado de células solares y módulos: un estudio de caso para celdas solares de Cu (In, Ga) Se2

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

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.

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

Atom Probe Tomography Studies on the CuIn,GaSe2 Grain Boundaries

Estudios de tomografía sonda atómica en el Cu (In, Ga) de Se<sub&gt; 2</sub&gt; Los límites de grano

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

Investigación

Ingeniería

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

Método ambiente para la producción de un cátodo común iónicamente cerrada nanotubos de carbono en las células solares en tándem Orgánica

A method of fabricating organic photovoltaic (OPV) tandems that requires no vacuum processing is presented. These devices are comprised of two ...

Integration of Light Trapping Silver Nanostructures in Hydrogenated Microcrystalline Silicon Solar Cells by Transfer Printing

Integración de luz de captura de plata de nanoestructuras en células solares de silicio hidrogenado microcristalina por transferencia Impresión

One of the potential applications of metal nanostructures is light trapping in solar cells, where unique optical properties of nanosized metals, commonly ...

Printing Fabrication of Bulk Heterojunction Solar Cells and In Situ Morphology Characterization

Printing Fabrication of Bulk Heterojunction Solar Cells and In Situ Morphology Characterization

La fabricación de la impresión a granel heterounión células solares y<em&gt; In Situ</em&gt; Morfología Caracterización

Polymer-based materials hold promise as low-cost, flexible efficient photovoltaic devices. Most laboratory efforts to achieve high performance devices ...

Digital Printing of Titanium Dioxide for Dye Sensitized Solar Cells

Impresión digital de dióxido de titanio para células solares sensibilizadas Tinte

Silicon solar cell manufacturing is an expensive and high energy consuming process. In contrast, dye sensitized solar cell production is less ...

Monovalent Cation Doping of CH3NH3PbI3 for Efficient Perovskite Solar Cells

Monovalent Cation Doping of CH3NH3PbI3 for Efficient Perovskite Solar Cells

Dopaje de cationes monovalentes de CH<sub&gt; 3</sub&gt; NH<sub&gt; 3</sub&gt; PBI<sub&gt; 3</sub&gt; Para células solares eficientes perovskita

Here, we demonstrate the incorporation of monovalent cation additives into CH3NH3PbI3 perovskite in order to adjust the optical, excitonic, and electrical ...

Electrospinning of Photocatalytic Electrodes for Dye-sensitized Solar Cells

Electrospinning de electrodos fotocatalíticos para células solares sensibilizadas por tinte

This work demonstrates a protocol to fabricate a fiber-based photoanode for dye-sensitized solar cells, consisting of a light-scattering layer made of ...

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

Bien alineados verticalmente orientado a ZnO Nanorod matrices y su aplicación en invertida pequeña molécula de las células solares

This manuscript describes how to design and fabricate efficient inverted solar cells, which are based on a two-dimensional conjugated small molecule ...

Indoor Experimental Assessment of the Efficiency and Irradiance Spot of the Achromatic Doublet on Glass (ADG) Fresnel Lens for Concentrating Photovoltaics

Indoor Experimental Assessment of the Efficiency and Irradiance Spot of the Achromatic Doublet on Glass ADG Fresnel Lens for Concentrating Photovoltaics

Interior Evaluación Experimental de la eficiencia y el punto de irradiación de la doblete acromático en vidrio (ADG) lente de Fresnel para concentrar la energía solar fotovoltaica

We present a method to characterize achromatic Fresnel lenses for photovoltaic applications. The achromatic doublet on glass (ADG) Fresnel lens is ...

Methods of Ex Situ and In Situ Investigations of Structural Transformations: The Case of Crystallization of Metallic Glasses

Methods of Ex Situ and In Situ Investigations of Structural Transformations: The Case of Crystallization of Metallic Glasses

Métodos Ex Situ e In Situ las investigaciones de las transformaciones estructurales: el caso de la cristalización de vidrios metálicos

We demonstrate the use of two nuclear-based analytical methods that can follow the modifications of microstructural arrangement of iron-based metallic ...