I ricercatori dell’Università del New South Wales (UNSW), Australia, hanno valutato l’impatto dei flussanti di saldatura sulla corrosione dei contatti metallici nelle celle solari basate su tunnel oxide passivated contact (TOPCon) in condizioni di damp-heat (DH).
Il test DH è una prova accelerata che verifica la affidabilità dei moduli in condizioni estreme di umidità e calore. Nella sua forma standard, il modulo viene inserito in una camera controllata a 85°C e 85% di umidità per almeno 1.000 ore.
“Il nostro studio offre ai produttori fotovoltaici una diagnosi rapida e a basso costo per rilevare precocemente problemi di affidabilità correlati alla saldatura”, ha dichiarato a pv magazine l’autore corrispondente della ricerca, Bram Hoex. “Aiuta inoltre l’industria a ridurre le richieste di garanzia e le perdite prestazionali dovute alla corrosione indotta dall’umidità”.
I flussanti di saldatura vengono impiegati per rimuovere gli ossidi dalle ribbon o bus ribbon durante il processo di assemblaggio del modulo.
Gli scienziati hanno concentrato la loro analisi sui cosiddetti flussanti “no-clean”, che non richiedono pulizia dopo la saldatura per semplificare la produzione. Questi flussanti rimuovono gli ossidi e creano legami metallurgici robusti lasciando residui minimi e non conduttivi.
Per il test, sono stati utilizzati due flussanti commerciali, chiamati Flux A e Flux B, il secondo a base di acido L-malico e il primo di acido carbossilico. Sono state utilizzate tre celle commerciali TOPCon prodotte tramite processo laser-enhanced contact optimization (LECO) rispettivamente nel 2019, 2022 e 2023.
“Tutte e tre le celle TOPCon n-type presentano una struttura simile, con il lato frontale costituito da un emettitore drogato al boro (p+), coperto da ossido di alluminio (Al2O3) e nitruro di silicio idrogenato (SiNx), insieme a una griglia d’argento (silver grid) serigrafata con pattern H”, hanno precisato i ricercatori, senza rivelare i produttori. “Il retro comprende biossido di silicio (SiO2), polisilicio drogato al fosforo (n+), SiNx e una griglia d’argento analoga”.
Le celle sono state suddivise in cinque gruppi: G1) esposizione a Flux A sul lato frontale; G2) esposizione a Flux B sul lato frontale; G3) esposizione a Flux A sul retro; G4) esposizione a Flux B sul retro; G5) gruppo di controllo senza esposizione al flussante. I flussanti sono stati applicati tramite spray, con essiccazione su piastra calda a 85°C per un massimo di dieci minuti.
“La nostra analisi ha mostrato che i residui dei flussanti “no-clean” possono causare grave corrosione dei contatti anteriori argento-alluminio (Ag–Al) delle celle TOPCon sottoposte a DH, aumentando la resistenza serie e riducendo l’efficienza”, ha detto Hoex. “Flux A, contenente alogeni, è significativamente più corrosivo di Flux B, ma entrambi portano a un degrado evidente”.
Il team di ricerca ha inoltre osservato che la degradazione è praticamente assente sulla pasta d’argento posteriore, più stabile chimicamente, e che strutture di metallizzazione più dense e minore contenuto di alluminio migliorano la resistenza alla corrosione.
Come soluzioni, gli studiosi propongono test DH non incapsulati direttamente sulla cella per identificare rapidamente i rischi legati ai flussanti prima dell’assemblaggio del modulo, oltre alla scelta di flussanti con bassi tenori di alogeni e acidi ottimizzati per ridurre il potenziale di corrosione.
“Raccomandiamo anche di ottimizzare la composizione e la struttura della pasta di metallizzazione per limitare la penetrazione dei flussanti”, ha concluso Hoex.
Le conclusioni della ricerca sono riportate nello studio “Assessing the impact of solder flux-induced corrosion on TOPCon solar cells solar energy materials and solar cells”, pubblicato su Solar Energy Materials and Solar Cells.
A febbraio, ricercatori UNSW e Canadian Solar hanno studiato l’effetto dei flussanti su celle TOPCon e a eterogiunzione (HJT), accertando che la scelta di questo componente è fondamentale per evitare guasti ai moduli. In particolare, i ricercatori hanno rilevato che le perdite di potenza nelle celle HJT sono causate da fori nella metallizzazione, che agevolano la penetrazione del flussante e reazioni chimiche che riducono la prestazione, con una elevata sensibilità dello strato di ossido di indio-stagno (ITO).
Nei mesi successivi, scienziati del Korea Electronics Technology Institute (KETI) hanno esplorato come flussanti commerciali possano corrodere gli elettrodi ITO delle celle HJT, riscontrando un rischio significativo di degrado precoce nella fase di interconnessione delle celle.
Ricerche precedenti UNSW hanno analizzato il degrado indotto dai raggi UV nelle celle TOPCon, i meccanismi di degradazione dei moduli industriali TOPCon incapsulati con EVA in DH accelerato, la vulnerabilità delle celle TOPCon alla corrosione dei contatti e tipi di guasti mai riscontrati nei pannelli PERC.
Gli scienziati UNSW hanno anche studiato il degrado indotto dal sodio sotto DH e il ruolo di contaminanti nascosti nella degradazione di moduli TOPCon e HJT.
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