晶體硅太陽電池修復中試線的終端驗證研究

■ 尹浩平 邢濤 王學孟 沈輝

(1.中山大學太陽能系統(tǒng)研究所; 2.順德中山大學太陽能研究院)

0 引言

光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅猛，太陽電池產(chǎn)量快速增長，2013年全球太陽電池產(chǎn)量超過40 GW。大批量晶體硅太陽電池的生產(chǎn)必然存在多種因素，導致部分出現(xiàn)質(zhì)量問題。據(jù)不完全統(tǒng)計，國內(nèi)晶體硅太陽電池生產(chǎn)企業(yè)的次品率約為2%～3%，更有部分正常電池存在漏電缺陷導致效率下降，每年有大量次品太陽電池，造成極大浪費。因此有必要建立晶體硅太陽電池修復中試線，開展這方面的研究工作。

晶體硅太陽電池在進行制絨、高溫擴散、絲網(wǎng)印刷、燒結(jié)等生產(chǎn)過程中，不可避免地引入一些缺陷，影響晶體硅太陽電池的電學性能[1]。包括隱裂、碎片、斷柵、虛焊、黑片、黑芯等，其中以漏電缺陷對晶體硅太陽電池的影響最為嚴重，但同時也具有很高的修復價值。Breitenstein O等[2]對晶體硅太陽電池缺陷的特征及形成原因進行了分析。挪威InnotechSolar使用多種方法成功地對晶體硅太陽電池的漏電缺陷進行修復，并試圖將其推向產(chǎn)業(yè)化，推出了多種采用修復電池制作的綠色組件[3]。在第27屆歐洲光伏會議上，Schmauder J等[4]提出了采用單一步驟實現(xiàn)太陽電池修復的方法，進一步推動了晶體硅太陽電池修復的產(chǎn)業(yè)化進程。我國張陸成等[5]也曾采用補丁法進行修復，即采用截取正常的電池片替代缺陷電池區(qū)域的方法來修復太陽電池。

檢測方法包括I-V測試、紅外成像技術(shù)、電致發(fā)光技術(shù)(EL)、光誘導電流測試技術(shù)(LBIC)等主要手段，再加以金相顯微鏡、光致發(fā)光(PL)、QE等輔助檢測技術(shù)，對晶體硅太陽電池進行檢測與評估，如圖1所示。

圖1 缺陷檢測技術(shù)圖

晶體硅太陽電池漏電的檢測技術(shù)中，最常用的是紅外熱成像檢測技術(shù)。通過對太陽電池施加一定的反向電壓，使其發(fā)熱而發(fā)射紅外光譜，再利用紅外熱像儀接收紅外輻射，得到太陽電池表面溫度分布情況，其中漏電區(qū)域溫度會明顯高于正常區(qū)域，因此可用來判斷漏電缺陷位置并加以修復。邊緣漏電是指晶體硅太陽電池邊緣存在多余的垂直p-n結(jié)，造成短路而引起漏電。邊緣漏電導致邊緣溫度比其他區(qū)域高，因此在紅外熱像圖中可非常明顯地觀察到，如圖2所示。

圖2 邊緣漏電缺陷的紅外熱像圖(-12 V偏壓)

在晶體硅太陽電池制備工藝中，擴散制結(jié)后需進行去邊緣p-n結(jié)，一般采用等離子體刻蝕法刻邊。若參數(shù)設置有誤，儀器出現(xiàn)誤差甚至故障，或是放片等人為失誤，均可能造成未刻邊或刻邊不徹底的情況，形成邊緣漏電。

本實驗組針對該漏電缺陷，通過激光刻蝕隔離[6]或化學腐蝕技術(shù)，對工廠廢棄的邊緣漏電太陽電池進行修復，將漏電區(qū)域整體移除，達到消除漏電區(qū)域的目的，提升太陽電池的效率。將修復后的電池制備成組件，搭建成光伏系統(tǒng)，通過監(jiān)測修復后的太陽電池所做成的組件和正常組件之間的發(fā)電情況，為缺陷太陽電池的回收再利用提供實際發(fā)電性能及可靠性方面的參考依據(jù)。

1 實驗內(nèi)容

1.1 晶體硅太陽電池的修復效果

本實驗采用納秒脈沖532 nm Nd:YVO4激光器進行修復。經(jīng)過激光刻蝕修復后的太陽電池，其邊緣存在一圈黑色的線條，將太陽電池邊緣漏電區(qū)域與正常區(qū)域相互隔開，以達到消除太陽電池漏電損失的目的。通過對240塊多晶硅太陽電池進行修復，并從太陽電池修復前后的I-V測試數(shù)據(jù)中可知，平均效率提升了1.1%，這說明修復效果良好。

從外觀上看，與正常太陽電池片的外觀無明顯差異，激光刻蝕部位肉眼較難識別，如圖3所示。而通過金相顯微鏡放大可明顯看到激光修復線，如圖3右上角所示，通過測量，可知激光修復線寬度為40 μm。激光隔離工藝去除掉漏電區(qū)域，使太陽電池實際發(fā)電面積減小，較同批次正常太陽電池短路電流降低。

圖3 修復后晶體硅太陽電池邊緣顯微圖

由圖2可知，在太陽電池的邊緣部分有明顯的顏色差異，即存在明顯溫度差，對比溫度坐標，可知電池邊緣就是漏電區(qū)域所在。當然，電池的漏電區(qū)域本身沒有這么大，這是由于熱擴散的存在將熱量傳遞到鄰近區(qū)域，真實的漏電區(qū)域即為電池片邊緣的縱向p-n結(jié)處。對修復后的太陽電池再次進行紅外檢測，結(jié)果如圖4所示。

圖4 修復后晶體硅太陽電池的紅外熱像圖(-12 V偏壓)

由圖4可知，整個太陽電池表面溫度均勻，無明顯漏電區(qū)域的存在。值得注意的是，圖2和圖4的中間區(qū)域都存在一塊高溫區(qū)域，這是由于所使用的NEC TS9100紅外攝像頭存在鏡頭反光的問題，并非此處存在漏電。經(jīng)過修復，太陽電池在12 V的反向偏壓下，逆電流僅為0.15 A，表明修復效果明顯。用電致發(fā)光技術(shù)檢測修復后的太陽電池，太陽電池未產(chǎn)生新的缺陷，修復前后太陽電池EL圖像一致，EL表征性能良好。

1.2 修復后電池組件的制備與檢測

將修復后的240片晶體硅太陽電池分為4組，每組60片，將它們編號并記錄它們在組件中的位置，方便發(fā)現(xiàn)問題電池片，尋找原因。同時，選用60片正常太陽電池同批次制備組件，作為參照組件，將其編號為1，其他缺陷電池組件編號為2、3、4、5。該批缺陷太陽電池片來自于兩家公司，均采用相同的硅片和制作工藝，3～5號組件來自于A公司，2號組件來自于B公司；另外，1號參照組件也來自于A公司。值得說明的是，參照組件中的正常電池片與3～5號組件中的缺陷電池片為同一批次。本次實驗組件制備的材料包括鹿山EVA、明基背板、錦繡接線盒，二極管型號為15SQ045，組件外觀無明顯差異。

1.3 修復太陽電池組件的光伏系統(tǒng)搭建

該光伏系統(tǒng)選址于廣東質(zhì)檢院順德基地樓頂，根據(jù)場地條件和美觀需求，組件方位角定為30°。根據(jù)中山大學沈輝教授等[7]的研究表明，順德地區(qū)光伏發(fā)電系統(tǒng)的光伏陣列最佳傾角可為16°，因此設定該光伏系統(tǒng)的傾角為16°。

Alessandro等[8]模擬了多個組件相互串聯(lián)對輸出電能的影響，認為組件之間的串聯(lián)會彼此影響發(fā)電性能。因此，為記錄每塊電池組件的實際發(fā)電性能，本實驗電池組件系統(tǒng)采用了組件型拓撲結(jié)構(gòu)，陣列中的各組件單獨連接一個微逆變器，能實現(xiàn)各組件的最大功率跟蹤功能。該光伏系統(tǒng)中每個組件都有獨立的最大功率點跟蹤控制，組件之間不會相互干擾，任何時候都能輸出最大功率。該光伏系統(tǒng)安裝在平屋頂，用水泥樁固定，其場地圖如圖5所示，圖中數(shù)字所標組件即為本實驗所用組件。

圖5 光伏系統(tǒng)場地圖

2 結(jié)果與討論

戶外運行期間，電池組件表面會沾上灰塵及鳥糞等，會降低組件的電學性能[9-10]。因此，進行了清洗前和清洗后的兩次組件功率測試。由表1可看出，組件2的功率損耗最為嚴重，未清洗時功率損失達到8%。在實驗過程中，對各組件進行了3次電致發(fā)光測試，組件2在運行前后的EL圖基本一致，無明顯新生缺陷。因此我們認為，組件2功率的衰減可能是由于其所采用的電池片是不同時間段生產(chǎn)的，其工藝參數(shù)和原材料存在較大差異。

表1 清洗前后組件功率變化

圖6中列出了組件1和組件2中太陽電池的效率分布情況，可明顯看出，組件2太陽電池效率分布雜亂，各子電池間效率差異較大。Bishop J W等[11]模擬了不匹配太陽電池對組件的影響，因此認為是電池片本身性能的不匹配導致組件功率下降。由表1可知，組件經(jīng)過有機溶劑清洗處理后，功率都有明顯提高，提高率都在3%～4%。因此，在組件的運行過程中，定時對組件表面進行清洗能顯著提升組件的發(fā)電量。

圖6 組件1和組件2中的電池效率分布

光伏組件電性能的主要指標是標準測試條件下的額定輸出功率。而在實際應用中，太陽電池的光照條件、使用溫度等戶外條件都在不斷變化，以致于其輸出功率也不斷變化。因此，光伏組件的實際累積發(fā)電量才能更好地反映光伏組件的性能。本實驗組件于2012年12月12日投入系統(tǒng)發(fā)電，截至2013年11月18日，共343天，系統(tǒng)累計發(fā)電972.35 kWh；在運行期間，2013年8月6日發(fā)電量最大，分別為1.27 kWh、1.24 kWh、1.25 kWh、1.23 kWh、1.21 kWh。

由于每個組件的標稱功率不同，它們各自實際運行的發(fā)電量無法直接比較，因此，需引入一個參數(shù)——每千瓦發(fā)電量，來表征和比較各個組件的發(fā)電能力大小。我們通過計算每千瓦光伏組件的累計發(fā)電量，來反映光伏組件在實際應用中的發(fā)電能力。根據(jù)表1比較標稱功率和清洗后的組件功率，可看出組件2和組件5在運行前后的功率損失較大。因此，引入平均功率每千瓦發(fā)電量的概念，反映運行期間較真實的平均功率發(fā)電量，其表達式為：

式中：P1為組件標稱功率；P2為組件運行并清洗后的功率；E為總發(fā)電量；PA為平均功率發(fā)電量。

表2列出了各組件的總發(fā)電量、標稱功率每千瓦發(fā)電量和平均功率每千瓦發(fā)電量。由表2可知，組件1的發(fā)電量最高，組件3的標稱功率每千瓦發(fā)電量最高；組件2、4和組件1的每千瓦發(fā)電量偏差在2.5%以內(nèi)，可認為這些經(jīng)過修復的太陽電池做成的組件和正常組件在運行期間發(fā)電性能無明顯差異。經(jīng)過正式運行后，組件2的功率雖然下降明顯，但是其平均功率每千瓦發(fā)電量和正常組件幾乎一樣，但其長期運行穩(wěn)定性有待進一步驗證。

表2 5塊光伏組件發(fā)電性能

此外，組件5的總發(fā)電量和每千瓦發(fā)電量較低，因此，我們對組件進行了缺陷檢測，將組件從光伏系統(tǒng)中拆下來進行電致發(fā)光實驗的檢測。通過測試得到其電致發(fā)光成像圖，如圖7a，對比正常組件的EL圖，如圖7b，可看出組件5有較多裂紋，且電學連接不牢(圖中紅色區(qū)域內(nèi)，由于裂紋將部分電池區(qū)域與周邊隔離形成的黑區(qū))，因此組件的發(fā)電性能較差。由表1可知，組件3、4、5出廠測試時的標稱功率相當；K?ntges M等[12]認為，對于新組件只要不同部分的電池仍然是電學相連的，裂紋對效率影響很小，所以它們的標稱功率相當，而隨著存有裂紋的組件5的老化，以及在熱和機械應力的作用下，由于裂紋的存在，使裂紋兩邊的電池發(fā)生相對移動，導致發(fā)生相對移動的電池片之間形成電學隔離，以致于組件5的發(fā)電性能明顯低于其他組件。造成組件5裂紋產(chǎn)生的原因不太明確。生產(chǎn)及安裝過程中應盡量避免裂紋的產(chǎn)生。

圖7 EL圖像

本實驗記錄了各組件月的每千瓦日均發(fā)電量，以了解在順德地區(qū)組件隨月份變化的發(fā)電情況。圖8為5塊組件各月每千瓦日均發(fā)電量對比圖。由圖8可知，在光伏系統(tǒng)運行期間，系統(tǒng)發(fā)電情況最差為2013年4月，這是由于順德地區(qū)4月份大多是陰霾天氣，太陽電池組件發(fā)電環(huán)境不佳，發(fā)電量最低。而發(fā)電情況最好的是2013年10月，并不是太陽輻照最強的7～9月，這是因為7～9月光伏組件的溫度較高，導致開路電壓下降，減少了組件的功率輸出； 而10月光伏組件溫度較低，且太陽輻射較強，更有利于組件功率輸出。

圖8 光伏系統(tǒng)各部分發(fā)電量統(tǒng)計

3 總結(jié)

針對修復后晶體硅太陽電池制備的組件，進行了1年的發(fā)電量跟蹤實驗。從數(shù)據(jù)上看，各組件發(fā)電的總體性能良好，各時間段內(nèi)發(fā)電量分布情況一致，組件性能無明顯影響；整體來說，與正常組件相比并無明顯差異，穩(wěn)定性和可靠性需進一步觀察和跟蹤。

實驗結(jié)果表明，組件中電池電流不匹配以及裂紋的存在，容易導致組件在使用過程中出現(xiàn)組件功率的下降，降低組件實際發(fā)電量。

[1] Breitenstein O, Bauer J, Altermatt P P, et al. Influence of defects on solar cell characteristics[J]. Solid State Phenomena,2010, 862(156):1－10.

[2] Breitenstein O, Rakotoniaina J P, Al Rifai M H, et al. Shunt types in crystalline silicon solar cells[J]. Progress in Photovoltaics:Research and Applications, 2004, 12(7): 529－538.

[3] Dennis Richard. Eliminating defects and easing R&D[J].Photon International, 2011, 186－187.

[4] Schmauder J, Kopecek R, Barinka R, et al. First steps towards an automated repairing of solar cellsby laser enabled silicon post-processing[A]. 27th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition[C], Germany ,2012.

[5] Zhang Lucheng, Shen Hui, Yang Zhuojian, et al. Shunt removal and patching for crystalline silicon solar cells using infrared imaging and laser cutting [J]. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 2010, 18(1): 54－60.

[6] Abbott M D, Trupke T, Hartmann H P, et al. Laser isolation of shunted regions in industrial solar cells[J]. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 2007, 15(7): 613－620.

[7] Shen Hui, Zeng huqing. Photovoltaic technology[M]. BeiJing:Chemical Industry Press, 2005.

[8] Alessandro Mass iPavan, Adel Mellit, Davide De Pieri, et al. A study on the mismatch effect due to the use of different photovoltaic modules classes in large-scale solar parks[J]. Progress in Photovoltaics: Research and Applications , 2014, 22(3): 332－345.

[9] Dirkgoossens, emmanuel van kerschaever. Aeolian dust deposition on photovoltaics solar cell: The effects of wind velocity and airborne dust concentration on cell performance[J].Solar Energy, 1999, 66(4): 277－289.

[10] Zhang Feng, Bai Jian-bo, Hao Yu-zhe, et al. Effects of airborne dust deposition on pv module surface on its powergeneration performance[J]. East China Electric Power, 2013,41(2): 0364－0367.

[11] Bishop J W. Computer simulation of the effects of electrical mismatches in photovoltaic cell interconnection circuits[J]. Solar cell, 1988, 25: 73－89.

[12] K?ntges M, Kunze I, Kajari-Schr?der S, et al. The risk of power loss in crystalline silicon based photovoltaic modules due to micro-cracks[J]. Solar Energy Materials and Solar Cells,2011, 95:1131－1137.