Forscher an der University of New South Wales (UNSW) in Australien untersuchten die Auswirkungen verschiedener Flussmitteltypen auf die Korrosion von Metallkontakten in Tunneloxid-passivierten Kontakt (TOPCon)-Solarzellen unter Feuchtwärmebedingungen. Die Ergebnisse zeigten, dass "No-Clean"-Flussmittel schwere Korrosion von silber-aluminium (Ag-Al)-Kontakten auf der Vorderseite verursachen können.
Feuchtwärme (DH)-Tests sind beschleunigte Alterungstests, bei denen Photovoltaik-Geräte mindestens 1000 Stunden lang 85 °C und 85 % Luftfeuchtigkeit ausgesetzt werden, um die Modulzuverlässigkeit unter diesen extremen Bedingungen zu beurteilen. "Unsere Forschung bietet Photovoltaik-Herstellern eine schnelle, kostengünstige Methode, um flussmittelbedingte Zuverlässigkeitsprobleme frühzeitig in der Produktion zu identifizieren und so Garantieansprüche und Leistungsverluste durch feuchtigkeitsinduzierte Korrosion zu reduzieren", sagte Bram Hoex, korrespondierender Autor des Artikels.
Flussmittel werden während der Modulmontage verwendet, um die Oxidschicht von der Oberfläche des Lötzinnbandes zu entfernen und eine starke Metallverbindung zu gewährleisten. Das Forschungsteam konzentrierte sich auf "No-Clean"-Flussmittel, die keine Reinigung erfordern und die Oxidschicht entfernen und eine starke Verbindung bilden können, aber eine kleine Menge nichtleitender Rückstände hinterlassen.
Die Tests umfassten zwei kommerzielle Flussmittel: Flussmittel A, basierend auf Carbonsäure, und Flussmittel B, basierend auf Äpfelsäure. Drei n-Typ-TOPCon-Zellen wurden unter Verwendung des Laser Enhanced Contact Optimization (LECO)-Verfahrens in den Jahren 2019, 2022 und 2023 hergestellt. Die Forscher stellten fest, dass die Zellen eine ähnliche Struktur aufwiesen, mit einem bor-dotierten Emitter auf der Vorderseite, der mit Aluminiumoxid (Al₂O₃) und Siliziumnitrid (SiNx) bedeckt war, sowie siebgedruckten Silberlinien; die Rückseite bestand aus Siliziumdioxid (SiO₂), phosphor-dotiertem Polysilizium, SiNx und denselben Silberlinien.
Die Proben wurden in fünf Gruppen aufgeteilt: Vorderseite Flussmittel A, Vorderseite Flussmittel B, Rückseite Flussmittel A, Rückseite Flussmittel B und eine nicht geflusste Kontrolle. Das Flussmittel wurde durch Sprühen aufgetragen und bis zu 10 Minuten lang auf einer 85 °C heißen Platte getrocknet.
Die Analyse ergab, dass "No-Clean"-Flussmittelrückstände unter Feuchtwärmebedingungen eine signifikante Korrosion der TOPCon-Ag-Al-Kontakte auf der Vorderseite verursachten, wodurch der Serienwiderstand erhöht und der Wirkungsgrad verringert wurde. Hoex merkte an: "Halogenhaltiges Flussmittel A ist deutlich korrosiver als Flussmittel B, aber beide können eine erhebliche Degradation verursachen."
Das Forschungsteam stellte auch fest, dass Silberpaste auf der Rückseite aufgrund ihrer größeren chemischen Stabilität nur geringe Degradation aufwies, während eine dichtere Metallisierungsstruktur und ein geringerer Aluminiumgehalt die Korrosionsbeständigkeit verbesserten.
Um diese Probleme anzugehen, empfehlen die Forscher, Feuchtwärmetests an unverpackten Zellen vor der Modulverpackung durchzuführen, um flussmittelbedingte Risiken schnell zu identifizieren. Sie empfehlen außerdem die Auswahl einer halogenarmen, säureoptimierten Flussmittelformulierung und die Optimierung der Zusammensetzung und Struktur der Metallisierungspaste, um das Eindringen des Flussmittels zu begrenzen.
Die Forschungsergebnisse wurden in der Zeitschrift Solar Energy Materials and Solar Cells unter dem Titel "Assessing the impact of solder flux-induced corrosion on TOPCon solar cells" veröffentlicht.
Zuvor bestätigte eine gemeinsame Studie der UNSW und von Canadian Solar, dass die Auswahl des Flussmittels entscheidend für die Zuverlässigkeit von TOPCon- und Heterojunction (HJT)-Zellen ist. Ein separates Team des Korea Electronics Technology Institute (KETI) stellte fest, dass kommerzielle Flussmittel die Indiumzinnoxid (ITO)-Elektroden in HJT-Zellen korrodieren können, was ein Risiko vorzeitiger Degradation darstellt. Die UNSW hat auch die Abbaumechanismen von TOPCon-Zellen unter UV-Induktion, Ethylen-Vinylacetat (EVA)-Einkapselung und Natriumionen-Exposition untersucht und verschiedene Ausfallmodi aufgedeckt, die in PERC-Modulen nicht zu sehen sind.
Forscher an der University of New South Wales (UNSW) in Australien untersuchten die Auswirkungen verschiedener Flussmitteltypen auf die Korrosion von Metallkontakten in Tunneloxid-passivierten Kontakt (TOPCon)-Solarzellen unter Feuchtwärmebedingungen. Die Ergebnisse zeigten, dass "No-Clean"-Flussmittel schwere Korrosion von silber-aluminium (Ag-Al)-Kontakten auf der Vorderseite verursachen können.
Feuchtwärme (DH)-Tests sind beschleunigte Alterungstests, bei denen Photovoltaik-Geräte mindestens 1000 Stunden lang 85 °C und 85 % Luftfeuchtigkeit ausgesetzt werden, um die Modulzuverlässigkeit unter diesen extremen Bedingungen zu beurteilen. "Unsere Forschung bietet Photovoltaik-Herstellern eine schnelle, kostengünstige Methode, um flussmittelbedingte Zuverlässigkeitsprobleme frühzeitig in der Produktion zu identifizieren und so Garantieansprüche und Leistungsverluste durch feuchtigkeitsinduzierte Korrosion zu reduzieren", sagte Bram Hoex, korrespondierender Autor des Artikels.
Flussmittel werden während der Modulmontage verwendet, um die Oxidschicht von der Oberfläche des Lötzinnbandes zu entfernen und eine starke Metallverbindung zu gewährleisten. Das Forschungsteam konzentrierte sich auf "No-Clean"-Flussmittel, die keine Reinigung erfordern und die Oxidschicht entfernen und eine starke Verbindung bilden können, aber eine kleine Menge nichtleitender Rückstände hinterlassen.
Die Tests umfassten zwei kommerzielle Flussmittel: Flussmittel A, basierend auf Carbonsäure, und Flussmittel B, basierend auf Äpfelsäure. Drei n-Typ-TOPCon-Zellen wurden unter Verwendung des Laser Enhanced Contact Optimization (LECO)-Verfahrens in den Jahren 2019, 2022 und 2023 hergestellt. Die Forscher stellten fest, dass die Zellen eine ähnliche Struktur aufwiesen, mit einem bor-dotierten Emitter auf der Vorderseite, der mit Aluminiumoxid (Al₂O₃) und Siliziumnitrid (SiNx) bedeckt war, sowie siebgedruckten Silberlinien; die Rückseite bestand aus Siliziumdioxid (SiO₂), phosphor-dotiertem Polysilizium, SiNx und denselben Silberlinien.
Die Proben wurden in fünf Gruppen aufgeteilt: Vorderseite Flussmittel A, Vorderseite Flussmittel B, Rückseite Flussmittel A, Rückseite Flussmittel B und eine nicht geflusste Kontrolle. Das Flussmittel wurde durch Sprühen aufgetragen und bis zu 10 Minuten lang auf einer 85 °C heißen Platte getrocknet.
Die Analyse ergab, dass "No-Clean"-Flussmittelrückstände unter Feuchtwärmebedingungen eine signifikante Korrosion der TOPCon-Ag-Al-Kontakte auf der Vorderseite verursachten, wodurch der Serienwiderstand erhöht und der Wirkungsgrad verringert wurde. Hoex merkte an: "Halogenhaltiges Flussmittel A ist deutlich korrosiver als Flussmittel B, aber beide können eine erhebliche Degradation verursachen."
Das Forschungsteam stellte auch fest, dass Silberpaste auf der Rückseite aufgrund ihrer größeren chemischen Stabilität nur geringe Degradation aufwies, während eine dichtere Metallisierungsstruktur und ein geringerer Aluminiumgehalt die Korrosionsbeständigkeit verbesserten.
Um diese Probleme anzugehen, empfehlen die Forscher, Feuchtwärmetests an unverpackten Zellen vor der Modulverpackung durchzuführen, um flussmittelbedingte Risiken schnell zu identifizieren. Sie empfehlen außerdem die Auswahl einer halogenarmen, säureoptimierten Flussmittelformulierung und die Optimierung der Zusammensetzung und Struktur der Metallisierungspaste, um das Eindringen des Flussmittels zu begrenzen.
Die Forschungsergebnisse wurden in der Zeitschrift Solar Energy Materials and Solar Cells unter dem Titel "Assessing the impact of solder flux-induced corrosion on TOPCon solar cells" veröffentlicht.
Zuvor bestätigte eine gemeinsame Studie der UNSW und von Canadian Solar, dass die Auswahl des Flussmittels entscheidend für die Zuverlässigkeit von TOPCon- und Heterojunction (HJT)-Zellen ist. Ein separates Team des Korea Electronics Technology Institute (KETI) stellte fest, dass kommerzielle Flussmittel die Indiumzinnoxid (ITO)-Elektroden in HJT-Zellen korrodieren können, was ein Risiko vorzeitiger Degradation darstellt. Die UNSW hat auch die Abbaumechanismen von TOPCon-Zellen unter UV-Induktion, Ethylen-Vinylacetat (EVA)-Einkapselung und Natriumionen-Exposition untersucht und verschiedene Ausfallmodi aufgedeckt, die in PERC-Modulen nicht zu sehen sind.
