Los emisores pasivados de doble cara y las células traseras (PERC) tienen actualmente la mayor cuota del mercado fotovoltaico. Sin embargo, se espera que las células solares de heterounión (HJT) y de contacto de pasivación de óxido de túnel (TOPCon) ganen pronto una importante cuota de mercado. A pesar de los avances tecnológicos, aún es necesario abordar las preocupaciones sobre la confiabilidad de las tecnologías de heterounión y TOPCon cuando se implementan en el campo. En este trabajo, se investigó el efecto del cloruro de sodio (NaCl) sobre la degradación inducida por el calor húmedo en células solares de heterounión bifacial, PERC y TOPCon exponiendo las células solares a NaCl antes de la prueba de calor húmedo (DH). El estudio encontró que entre todas las tecnologías de células solares estudiadas, las células solares TOPCon se degradaron más después de 20 h de prueba DH, con una pérdida de potencia máxima (Pmax) de hasta ~75% rel, seguida de heterounión (Pmax disminuyó en ~50% rel) y células solares PERC (Pmax disminuyó solo ~10% rel), atribuido principalmente al aumento de Rrs en la parte frontal de la célula solar TOPCon, los lados de la célula de heterounión y la parte posterior de la célula solar PERC. Se encontró que la parte delantera del PERC y la parte trasera de la célula solar TOPCon estaban estables. El aumento de Rs se atribuye a la corrosión del contacto del metal, que es causada por una gran cantidad de iones Na+ y Cl que ponen el metal en contacto. Esta corrosión da como resultado un aumento de la porosidad, la separación de los contactos de la interfaz de silicio y, en algunos casos, un aumento de las pérdidas en el compuesto. Estos resultados son fundamentales para todas las tecnologías de células solares, ya que resaltan posibles fallas que pueden ocurrir en el campo. Los iones Na+ y/o Cl son contaminantes comunes presentes en el vidrio solar, las huellas dactilares humanas, el flujo, el agua de lluvia, el suelo/polvo y el agua de mar. Durante la operación de campo, estos iones tienen el potencial de penetrar e interactuar directamente con la célula solar. En nuestra opinión, la solución preferida es que las células solares sean resistentes a la corrosión.

Para reducir el costo de generar electricidad a partir de sistemas fotovoltaicos (PV), la vida útil de los módulos fotovoltaicos (es decir, una reducción relativa del rendimiento de hasta el 20%) debe ser de al menos 25 años o, idealmente, 50 años, lo que hace que el largo plazo sea más rentable. la estabilidad es aún más crítica [1]. Las células solares de emisor pasivado de doble cara y parte trasera (PERC), heterounión (HJT) y contacto de pasivación de óxido de túnel (TOPCon) son tecnologías convencionales de células de silicio que actualmente (o se espera que dominen) dominen la cuota de mercado solar debido a su alta eficiencia y capacidad de fabricación [2]. A pesar de la tecnología avanzada, algunas tecnologías de células solares, como la heterounión y TOPCon, todavía enfrentan problemas de confiabilidad, lo que puede causar pérdidas significativas de energía en condiciones de alta humedad. Esto es especialmente cierto cuando se envasan con materiales de bajo coste como el acetato de etilo (EVA) [3-6]. Para evitar estos problemas, las células solares TOPCon y de heterounión de doble cara suelen encapsularse utilizando elastómeros de poliolefina (POE) o poliolefinas termoplásticas (TPO), así como placas de vidrio en la parte delantera y trasera. En algunos casos, también se utilizan selladores de bordes, lo que da como resultado módulos más estables [3,4,6-8]. Sin embargo, estos módulos conllevan un mayor riesgo de rotura, mayor peso y mayores costes de fabricación [9,10]. Idealmente, se prefiere un módulo con respaldo de vidrio y encapsulación de EVA porque es relativamente económico, siempre que sea eficaz contra fallas causadas por la humedad y otros contaminantes. Por lo tanto, es necesaria una investigación exhaustiva para abordar la degradación inducida por la humedad en las tecnologías de células solares de heterounión y TOPCon.

Una de las causas más comunes de deterioro del rendimiento en las pruebas de humedad en campo y/o en interiores es la corrosión por contacto metálico, que aumenta la resistencia en serie (Rs) con el tiempo [11-16]. Esto resulta en una penalización de rendimiento. Se cree que la causa fundamental de esta corrosión es la reacción electroquímica que se produce entre la humedad, diversos contaminantes y los contactos metálicos de las células solares. Los contaminantes pueden incluir la hidrólisis del ácido acético del EVA [11,13,17-20]. Además, se ha demostrado que los fundentes residuales desempeñan un papel clave en la corrosión de contacto, principalmente debido a la presencia de ácidos orgánicos y/o materiales de haluro que reaccionan químicamente con la humedad y los contactos metálicos, lo que resulta en un aumento de Rs en tándem [5,21 –23]. Estos materiales de haluro incluyen cloro (Cl), bromo (Br) y flúor (F) [24-27].

Además, el sodio (Na) también es un contaminante común de la liberación de vidrio solar debido a la lixiviación durante la operación a alta presión o debido a la exposición a altas temperaturas y humedad en condiciones de calor húmedo [28,29]. El estudio de Lausch et al., Khan et al. y Sporleder et al. destaca que la penetración de iones Na+ en las células solares puede provocar problemas de derivación en la parte frontal de las células solares PERC bifaciales y corrosión en la parte posterior [30-32]. Esto eventualmente conduce a una degradación del rendimiento del módulo. Además, los módulos fotovoltaicos encuentran otros contaminantes como la lluvia, el suelo o el polvo, así como agua de mar (en el caso de la energía solar flotante), que a menudo contiene grandes cantidades.cantidades de cloruro de sodio (NaCl) [33-41]. Esto es especialmente cierto en áreas cercanas a sitios industriales que producen contaminación del aire. Cuando se implementan en tierra o en el océano, los iones Na+ y Cl pueden ingresar al módulo solar a través de los bordes y/o las láminas posteriores y/o el vidrio frontal, así como también a través de la humedad. Además, las huellas dactilares humanas contienen grandes cantidades de iones Na+ y Cl, que pueden contaminar las células solares durante la producción debido a una manipulación inadecuada [42-44]. Nuestros estudios recientes han demostrado que las huellas dactilares pueden provocar una pérdida de energía de los módulos de heterounión de hasta ~40 % rel después de 4000 horas de pruebas de calor húmedo (DH) (modo de falla tipo 1) [5]. Además, otros grupos de investigación han revelado la presencia de iones Na+ y Cl en la zona de falla de módulos solares que han sido probados en interiores con DH o instalados en exteriores durante 20 años [11,12,45]. Estos hallazgos sugieren que los iones Na+ y Cl pueden ingresar al módulo a través de una variedad de fuentes, incluso durante la fase de procesamiento o encapsulación (por ejemplo, a través de vidrio solar, flujo o huellas dactilares humanas) o la exposición a ambientes exteriores (por ejemplo, lluvia, suelo, o polvo). Estos iones (Na+ y Cl) pueden contribuir a provocar el fallo de las células solares. En el campo de la electrónica, varios estudios han destacado el enorme efecto del NaCl en la corrosión de componentes electrónicos, especialmente en ambientes de alta humedad [25,46-48]. Esta corrosión tiene el potencial de degradar el rendimiento. En el caso de las células solares, estudios realizados por diferentes grupos han demostrado que una solución acuosa que contiene NaHCO3 puede causar un deterioro significativo de la capa de óxido de estaño dopado con indio (ITO) en células solares de heterounión después de las pruebas de DH [49-52]. Por lo tanto, esta degradación conduce a pérdidas significativas en el voltaje de circuito abierto (VOC) y el factor de llenado (FF), lo que en última instancia conduce a una reducción significativa de la potencia. Sin embargo, se han realizado investigaciones limitadas para comprender la importancia del NaCl y su impacto en las células solares. Por lo tanto, es esencial un estudio exhaustivo del papel de los iones Na+ y Cl en la falla térmica húmeda de las células solares de silicio, especialmente su contribución a la corrosión por contacto metálico. Las pruebas de confiabilidad a nivel de células solares (células no encapsuladas) son más eficientes y rentables, ya que cualquier modo de falla observado en los módulos de campo (unidades encapsuladas) se puede replicar en células no encapsuladas en el laboratorio, a menudo en órdenes de magnitud más rápido. . Por lo tanto, el propósito de este estudio es examinar a fondo los efectos del NaCl en células solares PERC, heterounión y TOPCon expuestas a condiciones de alta humedad.

Este trabajo utilizó células solares bifaciales de silicio tipo n HJT, TOPCon y PERC tipo p de la industria. Las células solares HJT y PERC son células solares bifaciales de silicio tipo n HJT, TOPCon y PERC tipo p de origen industrial que se utilizan para este trabajo. Tanto las células solares HJT como las PERC proceden de CSI Solar. Las células solares TOPCon provienen de diferentes fabricantes. Todas las células solares se producirán en 2022. La célula solar HJT es una capa de pasivación de silicio amorfo (i-a-Si:H) intrínsecamente hidrogenada en ambos lados y está dopada con fósforo (n-a-Si:H) y boro (p-a-Si: H) capa de pasivación de silicio amorfo hidrogenado en los lados frontal y posterior. Hay una capa de ITO en ambos lados y una rejilla plateada en forma de H serigrafiada. Las células solares PERC tienen emisores dopados con fósforo (emisores n+), capas de pasivación de hidruro de silicio (SiNx:H) y rejillas plateadas tipo H serigrafiadas en la parte frontal. La parte posterior tiene un apilamiento de capas de pasivación de alúmina (Al2O3)/SiNx:H y una rejilla de aluminio/plata con diseño de H serigrafiada. Las células solares TOPCon cuentan con un emisor dopado con boro (emisor p+), apilamiento de dióxido de silicio (SiO2)/Al2O3/SiNx:H y una rejilla plateada con estampado de H serigrafiada en la parte frontal. SiO2/polisilicio dopado con fósforo (n+poli-Si)/SiNx:H rejilla plateada con patrón H apilada y serigrafiada en la parte posterior, como se muestra esquemáticamente en la Figura 1(a-c) Diagramas de células solares HJT, PERC y TOPCon. Luego, se rocía sobre las células solares una solución de cloruro de sodio de grado médico con un porcentaje en peso del 0,9%. Aplíquelo en el frente (llamado "frente de NaCl"), en la parte trasera (llamada "parte posterior de NaCl") o en ambos lados (llamados "lados de NaCl"). Después de la aplicación, deje todas las células solares en el aire ambiente a temperatura ambiente durante 15-20 minutos para permitir que la solución de NaCl se seque. Se deja una célula solar en cada grupo como control no expuesta a NaCl. Posteriormente, todas las células solares se probaron para detectar DH a 85 °C y 85 % de humedad relativa (HR) durante hasta 20 horas para estudiar el efecto del NaCl en la falla inducida por la humedad. La Figura 1 (d) muestra un diagrama de flujo experimental detallado de este trabajo.

Utilizando la herramienta LOANA de PVMeasurements, se realizan mediciones de corriente a voltaje (I-V) en todas las muestras después del estado inicial en condiciones de prueba estándar y después de pasos incrementales durante la prueba DH. Capture imágenes de resistencia en serie (Rs) utilizando un sistema de imágenes de luminiscencia BTi (LIS-R3) antes y después de la prueba DH. Utilice LOANA para mediciones del método de línea de transmisión (TLM) para analizar si la variación se debe a la influenciade resistencia de bloque o resistividad de contacto. Utilice un láser y/o un haz de iones enfocado en plasma (PFIB) para cortar los electrodos de los dedos de algunas células solares. Luego se emplearon imágenes de microscopía electrónica de barrido (SEM) y análisis de mapeo de espectroscopía de rayos X de dispersión de energía (EDS) para comprender los cambios en la composición del contacto metálico (plata, aluminio, frita/resina aglutinante) después de la prueba DH. Esto se logra mediante el uso del sistema de doble haz ThermoFisher G4 Plasma FIB UXe y el sistema de emisión de campo NanoSEM 450.

La Figura 2 muestra el cambio en el frente, detrás y en ambos lados de los parámetros I-V del control y de las células solares expuestas a NaCl después de la prueba DH. La Figura 3 muestra imágenes de Rs antes y después de 4 h de prueba DH para todas las células solares. Después de la prueba DH, no se observaron cambios significativos en los parámetros I-V o en las imágenes Rs en las células solares de control. Esto sugiere que la exposición a una humedad relativa del 85% a una temperatura de 85°C no degrada por sí sola el rendimiento de ninguna de las células solares probadas. Sin embargo, dependiendo de la tecnología de las células solares, se producen diversas pérdidas en las células solares expuestas a NaCl antes de la prueba de DH. Las células solares TOPCon tienen las pérdidas más graves, con una pérdida máxima de potencia (Pmax) de aproximadamente el 75% rel (células solares expuestas a NaCl en ambos lados). Esta pérdida se produce principalmente por fallos que se producen en la parte delantera y, en menor medida, en la parte trasera. Para las células con exposición solo frontal a NaCl, se observó un aumento severo en Rs (~4000% REL), lo que resultó en una pérdida de Pmax de ~75% REL. En las células solares TOPCon expuestas a NaCl en la parte delantera, trasera o lateral, se observó una disminución de los COV de aproximadamente 1,5 a 2 % rel. Una caída severa en la corriente de cortocircuito (JSC) en las celdas TOPCon que están expuestas a NaCl solo en ambos lados puede deberse a un gran aumento en Rs, lo que dificulta la recolección de portadores. Las células solares de heterounión se ven gravemente afectadas por la exposición al cloruro de sodio, impulsada por fallas anteriores y posteriores. Para las células solares que solo estuvieron expuestas frontalmente al NaCl, se observó un aumento severo en Rs en los parámetros I-V y en las imágenes de Rs, lo que resultó en una pérdida de Pmax de aproximadamente el 35% rel. Cuando solo la parte posterior de la celda solar está expuesta al NaCl, Rs (300% rel) aumenta y los VOC y JSC disminuyen aproximadamente entre un 1 y un 2% rel, lo que resulta en una pérdida de Pmax de aproximadamente un 20% rel.

Figura 1. Diagrama esquemático de (a) celda solar HJT, (b) celda solar PERC y (C) celdas solares TOPCon utilizadas en este trabajo y (d) diagrama de flujo experimental.

Figura 2. Parámetros relativos de un SunL-V (PmaxRsVoc y Jsc) de la energía solar de células solares TOPCon, HJT y PERC en función del tiempo de exposición a DH

Después de 20 horas de pruebas de DH, las células solares PERC mostraron una degradación mínima con una pérdida de Pmax de aproximadamente el 10 % rel (exposición a NaCl en ambos lados). La disminución de Pmax se debió principalmente al aumento y la recombinación de Rs (~260% rel) (~0,8% de reducción rel en VOC, ~2,5% de reducción rel en JSC).

Figura 3: Las células solares TOPCon (arriba a la izquierda), PERC (arriba) y T (abajo) se tomaron de las imágenes Rs antes de la prueba D y 4 h después de la prueba D, respectivamente, y A y el control no fueron violentos con Na , mientras que el NaC1 delantero y trasero estuvieron expuestos al NaC1 anterior y posterior antes de la prueba DH, respectivamente, antes de las pruebas NaI y NaCI.

Después de 20 horas de prueba de DH, las células PERC mostraron una degradación mínima con una pérdida de Pmax de aproximadamente el 10 % rel (exposición a NaCl en ambos lados). La disminución de Pmax se debió principalmente al aumento y la recombinación de Rs (~260% rel) (~0,8% de reducción rel en VOC, ~2,5% de reducción rel en JSC).

La Figura 4 muestra el cambio en la resistividad de contacto (ρc) de las células solares HTJ, PERC y TOPCon probadas con DH, con o sin exposición previa a NaCl. También se proporcionan como referencia los resultados de las células solares recibidas. ρc para las células solares de control (ya sea delanteras o traseras) para HJT, TOPCon y PERC mostró un ligero cambio después de una prueba DH de 20 horas. Sus valores son comparables a los de las células solares que no han sido probadas para DH. De manera similar, la parte posterior de las células solares TOPCon expuestas a NaCl antes de la prueba DH y la parte frontal de las células solares PERC mostraron valores de ρc estables incluso después de 20 h de prueba, similares a los resultados observados en las células solares de control. Sin embargo, las células solares TOPCon con ρc sometidas a tratamiento con NaCl en ambos lados y en la parte frontal de las células solares de heterounión mostraron aumentos significativos. Después de 20 h de prueba de DH, la ρc de las células solares de heterounión expuestas a NaCl en la parte delantera o trasera aumentó en aproximadamente un orden de magnitud. De manera similar, después de la misma duración de la prueba DH, la ρc de las células solares TOPCon expuestas frontalmente a NaCl mostró un aumento de más de dos órdenes de magnitud. Vale la pena señalar que la resistencia de bloqueo de todas las células solares no cambió significativamente (datos no mostrados). Además, cabe señalar que ρc en la parte posterior de una célula solar PERC no se puede medir después de 20 horas de prueba DH debido a un contacto completamente deteriorado. Esta cuestión particular se analizará con más detalle en secciones posteriores. Estos resultados son consistentes con los cambios enRs observado en los resultados de imágenes I-V y Rs, como se muestra en las Figuras 1 y 2. 2 y 3. Esto sugiere que el cloruro de sodio tiene un efecto negativo significativo en el contacto metálico de la célula solar.

Figura 4. DH probó la resistividad de contacto de las células solares PERC, TOPCon y HTJ después de 20 h. F_F representa la superficie de contacto frontal de la célula solar nueva, F_R representa la superficie de contacto trasera de la célula solar sin tratar, C_F representa la superficie de contacto frontal de la célula solar de control, C_R representa la superficie de contacto trasera de la célula solar de control, Na_ α _F representa la superficie de contacto frontal de la celda solar expuesta a NaCl en el lado frontal de la prueba DH, y Na_ α _R representa la superficie de contacto posterior de la celda solar expuesta a NaCl en el lado frontal de la prueba DH. Vale la pena señalar que la resistividad del contacto posterior de la célula solar PERC no se puede medir después de 20 h de prueba DH.

3 . 2. Análisis de causa raíz

Después de un análisis exhaustivo, se determinó que la razón principal de la disminución en el rendimiento de las células solares después de una exposición previa a las pruebas de DH con NaCl fue un aumento en ρc, lo que resultó en un aumento en RS. Esto indica que el contacto con el metal se ve afectado. Por ello, se estudian en detalle los cambios de contacto metálico de todas las células solares. La Figura 5 muestra imágenes SEM transversales y de vista superior de contactos metálicos para células solares HTJ, PERC y TOPCon. No se observó ninguna diferencia significativa entre el electrodo de dedo trasero (d) de la célula solar TOPCon y el electrodo de dedo frontal (f) de la célula solar PERC después de la exposición a NaCl antes de la prueba de DH en comparación con las células de control (c, e) dentro cada grupo después de la exposición a NaCl antes de la prueba DH. Estos hallazgos concuerdan bien con las imágenes I-V, Rs y los resultados de TLM que se muestran en las Figuras 2 y 3. Como se muestra en la Figura 2-4, no existe una diferencia significativa entre Rs y ρc entre las células solares de control de TOP Con y PERC solar. células expuestas a NaCl en la parte posterior y frontal, respectivamente. Estos resultados demuestran que el cloruro de sodio no causa un deterioro significativo del contacto posterior de las células solares TOPCon y del contacto frontal de las células solares PERC. Sin embargo, los contactos frontales de TOPCon (b), los contactos traseros (h) de PERC y los contactos delanteros y traseros (j, l) de las células solares HJT sufrieron graves daños después de las pruebas con DH prefabricado. Exposición al NaCl. Específicamente, el contacto frontal de TOPCon (b) y los lados frontal y posterior de la unidad HJT (j, l) preexpuestos a NaCl se pelan de la interfaz del sustrato de Si. Además, el contacto posterior de la celda PERC (h) está severamente corroído 20 h después de la prueba DH preexpuesta a NaCl, lo que explica por qué no se pueden realizar mediciones de TLM, como se analizó.

Figura 5. (ad) T0PCo (sección transversal) (e) PERC (sección transversal) (g) PERC (vista) (cruz en T) imagen SEM conectada a metal. Todas las muestras se analizaron para detectar DH durante 20 h y el NCI se expuso previamente en la parte frontal.

NaCI anterior), posterior (NaCl posterior) y sin exposición a NaCI (control).

3.2.1. Análisis detallado del contacto inestable Para comprender las razones detrás del contacto inestable

Para comprender las razones del fallo de algunos contactos después de la prueba de DH en solución de NaCl, se utilizó PFIB para hacer una sección transversal del contacto fallido y se realizaron imágenes SEM y análisis EDS. La Figura 6 ilustra los resultados de las imágenes transversales de mapeo SEM y EDS del contacto frontal de las células solares HJT después de 20 h de prueba DH. Se compararon los dos escenarios; 1: Células no preexpuestas a NaCl (control), estables después de la prueba de DH (Figura 6-a); 2: las células solares que están preexpuestas al lado frontal de NaCl (lado frontal de NaCl) fallan después de la prueba DH (Figura 6-b). No se detectaron iones Na+ o Cl en el contacto frontal de las células de control, como se muestra en la Figura 6a. Este contacto parece denso, con baja porosidad, y una mezcla de partículas de Ag pequeñas y grandes se adhiere firmemente al sustrato de silicio. Además, se observaron altas concentraciones de carbono (C) y oxígeno (O). Por el contrario, antes de la prueba DH, la exposición del frente de la celda HJT (frente de NaCl) a la solución de NaCl mostró que el electrodo de dedo contenía una gran cantidad de Na y Cl en el interior, como se muestra en la Figura 6-b. Este contacto tiene mayor porosidad, menor contenido de O, especialmente contenido de C alrededor de las partículas de Ag. Además, en este contacto se observan principalmente partículas de Ag de mayor tamaño. Estos resultados sugieren que el NaCl puede sufrir reacciones electroquímicas con Ag y la resina aglutinante, lo que resulta en degradación y/o eliminación de la resina aglutinante y corrosión de Ag [55-59]. La degradación/eliminación de la resina aglutinante en los contactos puede debilitar la cohesión de la suspensión de Ag a baja temperatura, lo que resulta en la eliminación del material aglutinante y/o partículas de Ag más pequeñas de los contactos con el desprendimiento de la interfaz del electrodo de dedo con el Sustrato de Si, lo que probablemente reduce la recolección de portadores, lo que resulta en un aumento de Rs y una disminución significativa en el rendimiento.

Es importante señalar que no todos los contactos frontales de TOPConLas células solares se estratificarán después de la prueba de DH cuando se expongan previamente a NaCl. Esto se puede atribuir a dos factores: el método de pulverización de NaCl no homogéneo utilizado en este estudio y la variabilidad de la serigrafía para células solares industriales. La imagen SEM de sección transversal de la Figura 5 (b) muestra las regiones más extremas donde el contacto se realiza en capas desde el sustrato de Si, mientras que la Figura 7 selecciona y analiza las regiones sin capas. La muestra SEM transversal representada en la Figura 5 (b) se preparó utilizando una incisión con láser desde la parte posterior para minimizar el daño inducido por el láser en la parte frontal. La imagen SEM transversal que se muestra en la Figura 7 se fresa usando PFIB a través del contacto con los dedos. PFIB tiene dificultades para trabajar en áreas no planas (áreas estratificadas). Por lo tanto, para garantizar la confiabilidad de los resultados, elegimos analizar solo regiones no jerárquicas. La Figura 7 ilustra claramente la reducción significativa de polvo de vidrio, especialmente en la interfaz, que desempeña un papel vital en el apoyo a la adhesión de los contactos metálicos a los sustratos de Si. Como resultado, los contactos se vuelven propensos a desprenderse del sustrato.

La Figura 8 muestra imágenes SEM y EDS de vista superior del contacto de la célula solar post-PERC. La célula solar se sometió a una prueba de DH de 20 horas, con o sin exposición previa al dorso de NaCl. Tenga en cuenta que después de la prueba DH, los contactos traseros de la célula solar PERC de control son estables. Por el contrario, las células solares PERC expuestas a la parte trasera de NaCl sufrieron una degradación significativa después de la prueba DH, como se muestra en las Figuras 2, 3 y 5 h. Los contactos traseros que controlan las células solares PERC exhiben una estructura poco cohesiva y muy porosa. Este contacto está formado principalmente por Al, además de determinadas cantidades de Ag, Si, O, bario (Ba) y zinc (Zn). Esto sugiere que Si2O, Ba2O3 y ZnO pueden haberse utilizado como capas de frita de vidrio para unir Al y Ag en contacto [62]. Se encontró una débil adherencia de estos componentes, lo que indica que la conexión no era demasiado fuerte. No se observaron Na ni Cl en la unidad de control. Por otro lado, la exposición trasera de las células solares PERC expuestas a NaCl se vio gravemente alterada después de la prueba DH. Esta superficie de contacto presenta grandes cantidades de O, Na y Cl, mientras que Si, Ba y Zn apenas se detectan. Además, algunas áreas de contacto mostraron concentraciones reducidas de Al y Ag. Estos hallazgos sugieren que antes de las pruebas de DH, el contacto posterior de las células solares PERC afectadas por NaCl experimentó una corrosión significativa. La capa de polvo de vidrio (Si2O, BaO, ZnO) en este contacto también puede degradarse y/o eliminarse debido a reacciones electroquímicas con NaCl. En ausencia de fritas de vidrio efectivas para promover la adhesión de partículas de aluminio y plata al sustrato de Si que entra en contacto después de la célula solar PERC, puede ocurrir la eliminación de Al y/o Ag, como se muestra en la Figura 8-b. Como resultado, se observó un gran aumento en Rs después de la prueba DH, como se muestra en los resultados I-V de la Sección 3.1 de la Figura 2.

De manera similar a la discusión anterior, para obtener una comprensión más profunda de por qué los contactos traseros de las células solares TOPCon y los contactos frontales de las células solares PERC permanecen estables cuando se prueban para DH después de que la célula solar se expone a NaCl, se utiliza PFIB para cortar cuidadosamente la intersecciones de contacto. Siguieron los análisis SEM y EDS. Las Figuras 9 y 10 muestran imágenes transversales SEM y EDS de la superficie de contacto trasera de una celda solar TOPCon y la superficie de contacto frontal de una celda solar PERC. Estas células solares se sometieron a una prueba de DH de 20 horas antes de la exposición a NaCl (Figuras 9-b y 10-b) y antes de la exposición a NaCl (Figuras 9-a y 10-a). Tenga en cuenta que, como se muestra en la Figura 2-5 (c, d, e, f), las R de estas células solares no cambiaron después de la prueba DH de 20 horas. Los contactos metálicos tanto en el control de células solares TOPCon (Figura 9-a) como en el control de células solares PERC (Figura 10-a) muestran densidad y fuerte cohesión de la mayoría de las partículas de plata. Estos contactos se adhieren firmemente al sustrato de silicio, principalmente debido a la presencia de la capa de frita de vidrio Pb-Te-O [60,63]. Na y Cl no se observaron en estos contactos.

De manera similar, los contactos traseros (Figura 9-b) y las células solares PERC (Figura 10-b) de las células solares TOPCon expuestas a NaCl antes de la prueba DH también mostraron una fuerte adhesión a los sustratos de silicio. Esta adhesión se ve facilitada por la presencia de una capa de frita de vidrio (Pb-Te-O) y no se observa delaminación significativa en la interfaz entre el electrodo de dedo y el sustrato de silicio. Estos contactos permanecen compactos y no hay un aumento significativo de la porosidad dentro del área de contacto. Además, en estas muestras se detectó un número similar de fritas de vidrio (Pb-Te-O), lo que sugiere que el contacto trasero de la célula solar TOPCon y la capa de frita de vidrio del contacto frontal de la célula solar PERC se vieron mínimamente afectados. En estos puntos de contacto, especialmente en la región de los poros, se detecta una gran cantidad de Cl, mientras que en estos puntos de contacto sólo se encuentra una pequeña cantidad de Na o nada de Na. No está claro por qué Cl sólo se encontró en el contacto trasero de las células solares TOPCon y en el contacto frontal de las células solares PERC, comoEstas células solares fueron expuestas a cloruro de sodio antes de la prueba de DH. Sin embargo, es probable que estos electrodos de contacto estén compuestos principalmente de fritas de vidrio de plata y Pb-Te-O, y su compacidad y fuerte cohesión pueden haber influido en su durabilidad. Estas propiedades pueden impedir la entrada de iones Na+ mediante repulsión mientras atraen iones Na+ cargados negativamente. Como los iones Cl. Además, la importante resistencia a la corrosión de las fritas de vidrio Pb-Te-O también puede desempeñar un papel importante en la prevención de fallos de contacto. Esta propiedad puede permitirles resistir el NaCl y la humedad en las pruebas DH, mejorando aún más la resistencia a la corrosión.

Los resultados de este estudio sugieren que es poco probable que la penetración de iones Cl (aniones) por sí sola en los contactos conduzca a una degradación rápida y grave de los contactos metálicos. Sin embargo, cuando los iones Na+ y Cl penetran en el electrodo de contacto al mismo tiempo, como se observa en ambos lados de la celda solar TOPCon y en ambos lados de la celda solar HJT (como se muestra en las Figuras 6 y 7 en la sección anterior), sus La copresencia puede conducir a un deterioro significativo de la exposición, lo que resulta en un aumento de RS. Cabe señalar que no está claro si los iones Na+ (cationes) son el principal factor de reacción electroquímica que causa una corrosión severa de los contactos metálicos en todas las tecnologías de células solares, o si los iones Na+ son el resultado de una combinación de iones Na+ e iones Cl ( aniones). Actualmente se están realizando estudios para determinar el papel específico de los cationes (Na+) y aniones (Cl) como causantes de fallos en cada tecnología de células solares. Los hallazgos se discutirán en estudios futuros. En conclusión, el trabajo presentado en este estudio muestra que el proceso examinado tiene el potencial de servir como una prueba acelerada de la estabilidad térmica húmeda a nivel de celda (células no encapsuladas).

El estudio exploró los efectos del cloruro de sodio sobre la degradación en tres tecnologías diferentes de células solares de silicio bifacial: HJT, PERC y TOPCon. Nuestro estudio encontró que las células solares TOPCon tuvieron el mayor grado de degradación después de una prueba DH de exposición de 20 horas a NaCl, con una Pmax cayendo aproximadamente un 75% rel, seguidas por HJT (Pmax bajando aproximadamente un 50% rel) y las células solares PERC ( Pmax bajó aproximadamente un 10% rel). La causa principal de toda degradación celular es un aumento de ρc, lo que resulta en un aumento de las Rs frontales de TOPCon, un aumento de las Rs en ambos lados de HJT y un aumento de las Rs en las células PERC. Además, la pérdida recombinante aumenta principalmente en la parte posterior de las células solares HJT y PERC y en ambos lados de las células solares TOPCon, lo que puede deberse a la penetración de iones Na+ en la célula, formando un centro de recombinación, lo que resulta en Pérdidas de VOC y JSC. Por otro lado, después de las pruebas DH, se encontró que el electrodo trasero de la célula solar TOPCon y el electrodo frontal de la célula solar PERC son estables. Esto puede deberse a la cantidad insignificante de iones Na+ que penetran en el interior de los contactos, mientras que dentro de los contactos metálicos sólo se encuentran iones Cl. Sin embargo, para los contactos fallidos, como el lado frontal del TOPCon, los lados frontal y posterior del HJT y la parte posterior del PERC, los iones Na+ y Cl penetran en los contactos metálicos. Este estudio sugiere que la entrada de iones Cl en el propio contacto puede no ser la única causa de daño rápido y severo al contacto. Por lo tanto, Rs no aumentó durante la prueba DH, que duró 20 horas. Sin embargo, cuando los iones Na+ y CL penetran el electrodo al mismo tiempo, su coexistencia conduce a una falla grave de contacto, lo que finalmente conduce a un aumento de RS. Este proceso crea una estructura de contacto con más agujeros, lo que impide el flujo de corriente. Además, la degradación de las fritas de vidrio debilita la fuerza de adhesión de la interfaz entre el contacto metálico y el sustrato de silicio, provocando eventualmente que el contacto metálico se separe del sustrato de silicio. Esto es una preocupación para todas las tecnologías de células solares, ya que indica que pueden ocurrir fallas graves en el campo. Los iones Na+ y/o Cl se encuentran con frecuencia en diversas fuentes, como vidrio solar, huellas dactilares humanas, como fundentes de soldadura (que contienen materiales de haluro) y ambientes exteriores como lluvia, suelo/polvo y agua de mar.

Cuando el módulo solar está funcionando en el campo, estos iones tienen la capacidad de penetrar y contactar directamente con la celda. Este efecto es particularmente grave en el caso de la energía fotovoltaica flotante, que normalmente se instala en áreas con altos niveles de iones Na+ y Cl, como el agua de mar. Por lo tanto, se deben emplear métodos de supresión a nivel de células o módulos solares para prevenir sus efectos nocivos. En particular, no se ha determinado claramente si los iones Na+ (cationes) solos o coexisten con iones Cl (aniones) son las principales fuerzas impulsoras detrás de las reacciones electroquímicas que causan la corrosión generalizada de los contactos metálicos en diversas tecnologías de células solares. Estamos investigando las diferentes funciones de los cationes (Na+) y los aniones (Cl) a la hora de provocar el fallo de cada tecnología de células solares específica, y elLos resultados se publicarán en trabajos futuros. El estudio también destaca la necesidad de combinar la degradación inducida por potencial y las pruebas de calor húmedo de los módulos solares para nuevas pruebas de confiabilidad para evaluar de manera integral la confiabilidad de la tecnología de los módulos.