Researchers at the University of New South Wales (UNSW) in Australia evaluated the effects of different flux types on the corrosion of metal contacts in tunneling oxide passivated contact (TOPCon) solar cells under damp heat conditionsWyniki wykazały, że "nieczyste" przepływy mogą powodować poważną korozję przednich kontaktów srebra i aluminium (Ag-Al).

Badanie wilgotności cieplnej (DH) jest testem przyspieszonego starzenia, w którym urządzenia fotowoltaiczne poddawane są temperaturze 85 °C i wilgotności 85% przez co najmniej 1000 godzin w celu oceny niezawodności modułu w tych ekstremalnych warunkach."Nasze badania zapewniają producentom energii fotowoltaicznej szybki, niskokosztowa metoda wykrywania problemów związanych z niezawodnością przepływu na wczesnym etapie produkcji, zmniejszając tym samym roszczenia gwarancyjne i straty wydajności spowodowane korozją wywołaną wilgocią" - powiedział Bram Hoex,korespondujący autor artykułu.

W trakcie montażu modułu wykorzystuje się strumień, aby usunąć warstwę tlenku z powierzchni wstążki lutowej, aby zapewnić silne połączenie metalowe.które nie wymagają czyszczenia i mogą usunąć warstwę tlenku i utworzyć silne połączenie, ale pozostawia niewielką ilość nieprzewodzącego pozostałości.

W badaniach zastosowano dwa komercyjne fluxy: Flux A, oparty na kwasie karboksylowym, i Flux B, oparty na kwasie jabłkowym.W 2019 r. wyprodukowano trzy komórki TOPCon typu n przy użyciu procesu optymalizacji kontaktu z laserem (LECO).Naukowcy zauważyli, że komórki miały podobną strukturę, z przednim emiterem dopingowanym borem pokrytym tlenem aluminium (Al2O3) i azotkiem krzemu (SiNx),i drukowane na ekranie srebrne linie siatkiPo drugiej stronie składały się z dwutlenku krzemu (SiO2), polikrzemu dopingowanego fosforem, SiNx i tych samych srebrnych linii siatki.

Próbki zostały podzielone na pięć grup: Flux A z przodu, Flux B z przodu, Flux A z tyłu, Flux B z tyłu oraz kontrolę bezfluxu.Płyn został nałożony przez opryskiwanie i suszony na płytce gorącej o temperaturze 85 °C przez okres do 10 minut.

Analiza wykazała, że "nieczyste" pozostałości strumienia spowodowały znaczną korozję przednich kontaktów Ag Al TOPCon w mokrych warunkach cieplnych, zwiększając odporność serii i zmniejszając wydajność.Hoex zauważył"Flux A zawierający halogen jest znacznie bardziej żrący niż Flux B, ale oba mogą powodować znaczną degradację".

Zespół badawczy odkrył również, że pasta srebrna z tyłu wykazała niewielką degradację ze względu na większą stabilność chemiczną,natomiast gęstsza struktura metalizacji i niższa zawartość aluminium poprawiły odporność na korozję.

Aby rozwiązać te problemy, naukowcy zalecają przeprowadzenie testów na wilgotność na komórkach niezapakowanych przed pakowaniem modułu, aby szybko zidentyfikować ryzyko związane z przepływem.Zalecają również wybór nisko halogen, optymalizowane kwasowo formowanie strumienia i optymalizowanie składu i struktury pasty metalizującej w celu ograniczenia penetracji strumienia.

Wyniki badań zostały opublikowane w czasopiśmie Solar Energy Materials and Solar Cells pod tytułem "Ocena wpływu korozji wywołanej strumieniem lutowniczym na ogniwa słoneczne TOPCon".

Wcześniej wspólne badanie przeprowadzone przez UNSW i Canadian Solar potwierdziło, że selekcja strumienia jest kluczowa dla niezawodności ogniw TOPCon i heterojunction (HJT).Inny zespół z Koreańskiego Instytutu Technologii Elektronicznej (KETI) odkrył, że komercyjne strumienie mogą korozować elektrody tlenku india i cyny (ITO) w komórkach HJTUNSW zbadał również mechanizmy degradacji komórek TOPCon pod wpływem indukcji UV, enkapsułkowania octanem winylu etylenu (EVA) i narażenia na jony sodu,odkrywające różne tryby awarii niewidoczne w modułach PERC.