Was ist ein Photovoltaik-Spezialflussmittel?

Photovoltaik-Spezialflussmittelbezieht sich auf eine Klasse chemisch hergestellter Lötmittel, die ausschließlich für die Montage von Solarmodulen entwickelt wurden, wo herkömmliche elektronische Flussmittel andernfalls versagen oder eine langfristige Beeinträchtigung verursachen würden. Diese Flussmittelverbindungen-typischerweise null-Halogen, nicht-Kolophonium-organische Formulierungen-dienen einem einzigen Zweck: Ermöglichen der metallurgischen Verbindung zwischen Tabber-Bändern und Zellkontakten in Tabber-Stringer-Produktionslinien. Im Gegensatz zu Standard-PCB-Flussmitteln, die die Ansammlung von Rückständen tolerieren, erfordern PV-Flussmittel einen extrem niedrigen Feststoffgehalt (oft unter 2 %), da sich jede auf der Zelloberfläche verbleibende Verunreinigung direkt auf die Lichtabsorptionseffizienz auswirkt.

Hier ist das Ding. Solarzellen hassen Schmutz. Sie hassen Rückstände noch mehr.

Wenn Hersteller Kupferbänder auf einen Siliziumwafer löten, kleben sie nicht nur Metall auf Metall. Die Sammelschienenelektrode-die dünne Silberlinie, die Sie auf der Oberfläche einer Zelle sehen-muss mit dem Lot auf dem Laschenband verbunden werden. Durch Oxidation wird diese Bindung zerstört, bevor sie überhaupt entsteht. Das Flussmittel entfernt diese Oxidschicht und greift sie chemisch an, sodass das geschmolzene Lot die Oberfläche tatsächlich benetzen kann.

Aber PV-Flussmittel ist nicht irgendein Flussmittel.

Herkömmliche Produkte auf Kolophoniumbasis- hinterlassen bernsteinfarbenen Schleim. Gut für Leiterplatten. Katastrophal für Solarmodule, bei denen jeder Quadratzentimeter für die Leistung zählt. Und was die meisten Menschen übersehen: Rückstände blockieren nicht nur das Licht. Insbesondere in HJT-Zellen mit ihren empfindlichen ITO-Schichten können sie über Jahre hinweg elektrochemische Korrosion auslösen.

Die Formulierung besteht typischerweise aus drei Lagern von Inhaltsstoffen, die in einem unruhigen Bündnis zusammenarbeiten.

Aktivatorendie schwere Arbeit erledigen. Organische Säuren-Dicarbonsäuren mit Kohlenstoffketten von C2 bis C6-spalten Metalloxide bei erhöhten Temperaturen. Einige Hersteller verwenden Adipinsäure. Andere bevorzugen Glutarsäure. Das genaue Rezept? Geschäftsgeheimnis, gehütet wie die Formel von Coca-Cola.

LösungsmittelTragen Sie die Aktivatoren dorthin, wo sie benötigt werden. Isopropylalkohol dominiert, da er sauber verdunstet. Es gibt Formulierungen auf Wasserbasis-, die jedoch eine sorgfältigere Handhabung der Trocknungsparameter erfordern. In japanischen Patenten werden Lösungsmittel auf Glykol--Basis mit Siedepunkten zwischen 120 und 320 Grad erwähnt, die längere Arbeitsfenster für langsamere Produktionslinien bieten.

Dann sind da noch die seltsamen Dinge. Tenside, die die Oberflächenspannung reduzieren. Korrosionsschutzzusätze. Chelatbildner, die verirrte Metallionen binden. Der Feststoffgehalt wird auf den chemisch sinnvollen Wert gesenkt -manchmal erreicht er 1,5 %-, da alles, was nach dem Löten auf der Zelle zurückbleibt, im Grunde ein Defekt ist.

Ein Kollege erzählte mir einmal, er habe sechs Monate damit verbracht, eine Flussmittelformel zu optimieren, nur um von der Produktion abgelehnt zu werden, weil die Rückstände „unter bestimmten Lichtverhältnissen trüb aussahen“. Die Zellen haben jeden elektrischen Test bestanden. War egal. Die Wahrnehmung war wichtiger als die Leistung.

Das Löten in PV geht schnell. Das Eisen erreicht eine Temperatur von 300–450 Grad. Kontaktzeit? Idealerweise unter einer Sekunde.

Solarzellen fungieren als massive Wärmesenken. Ein 166-mm-Wafer saugt die Wärme aus Ihrer Lötspitze ab, bevor das Lot überhaupt ans Schmelzen denkt. Aus diesem Grund verwenden Fabriken darunter beheizte Heizplatten-, die die Zelle auf etwa 150 Grad vorheizen, damit der Temperaturunterschied nicht so stark ausfällt.

Das Flussmittel muss während dieses thermischen Missbrauchs aktiv bleiben. Zu flüchtig und es verbrennt, bevor das Lot fließt. Zu stabil und es verkohlt zu schwarzen Kohlenstoffrückständen. Der Sweet Spot liegt für die meisten kommerziellen Formulierungen bei etwa 180 {4}}220 Grad Aktivierungsbereich, obwohl die neueren Niedertemperatur-Wismutlote (Bi58Sn42, Schmelzpunkt 138 Grad) neu formulierte Flussmittel mit sanfteren Aktivierungskurven erfordern.

Das Vorwärmen der Bänder nach dem Eintauchen in das Flussmittel-50 bis 130 Grad, wie von den meisten Herstellern empfohlen, dient einem doppelten Zweck. Entfernt Oberflächenoxide und entfernt gleichzeitig überschüssiges Lösungsmittel. Überspringen Sie diesen Schritt, sonst kommt es zu Spritzern. Ausgasung. Hohlräume in der Lötstelle.

Tabber-Stringermaschinen sprühen oder tauchen. Das ist es.

Das Sprühfluxen bietet Präzision, erfordert jedoch eine sorgfältige Düsenwartung. Verstopfte Öffnungen bedeuten eine inkonsistente Abdeckung. Das Eintauchen in Schaum sorgt für dickere, gleichmäßigere Schichten, verschwendet jedoch mehr Flussmittel.

Für manuelle Arbeiten-Reparaturen, F&E-Prototypen-gibt es Flussmittelstifte. Federbelastete Filzspitzen, die das Flussmittel mit guter Kontrolle auf das Band leiten. Ein Hersteller wirbt damit, dass sein Stift 20–30 Zellen pro Röhrchen verarbeiten kann. Klingt ungefähr richtig, wenn Sie die Zellen nicht ertränken.

Das spezifische Gewicht ist wichtiger als man denkt. Das Flussmittel, das 50+ Stunden lang in einem offenen Tank steht, sammelt Ablagerungen an und verdampft Lösungsmittel ungleichmäßig. Die Aktivität ändert sich. Plötzlich verdoppelt sich Ihre Benetzungszeit und niemand versteht, warum die Ausschussraten in die Höhe geschossen sind.

Heterojunction-Zellen sind ein Albtraum für Flussmittelformulierer.

Herkömmliche TOPCon-Zellen bewältigen die Flussmittelbelastung ohne Probleme. Die Passivierungsschichten nehmen es hin. HJT? Ganz andere Geschichte. Diese Indium-Zinn-Oxid (ITO)-Schichten-die transparenten leitfähigen Filme, die das amorphe Silizium einschließen-reagieren heftig mit bestimmten Flussmitteln.

Zu Beginn dieses Jahres veröffentlichte Forschungsergebnisse zeigten, dass die Effizienz von HJT-Zellen bereits nach 50 Stunden Flussmitteleinwirkung bei 85 Grad um 55–61 % abnimmt. Keine Feuchtigkeit vorhanden. Nur die Flussmittelreste fressen sich in das ITO. Es traten Risse auf. Peeling. Die Porosität der Metallisierung ermöglichte es dem Flussmittel, tiefer einzudringen als erwartet.

Was das Ganze noch schlimmer macht: Die vorderen und hinteren ITO-Schichten sind nicht identisch. Unterschiedliche Sputtertargets, unterschiedliche Dotierungsgrade. Ein Flussmittel, das auf der Vorderseite harmlos ist, könnte die Rückseite zerstören.

Die Industrie hat dieses Problem nicht gelöst. Nicht wirklich. Die aktuelle Best Practice besteht in umfassenden Flussmittelkompatibilitätstests, die über das hinausgehen, was die Datenblätter versprechen.

„Halogenfrei“ steht auf jedem PV-Flussmitteldatenblatt. Nicht nur, weil es grün klingt.

Halogene-Chlor, Brom, Fluor-sind ausgezeichnete Aktivatoren. Sie entfernen Oxide schnell und vollständig. Außerdem hinterlassen sie ionische Rückstände, die Feuchtigkeit anziehen und die Korrosion beschleunigen. Bei Elektronikgeräten, die fünf Jahre lang in Innenräumen leben, vielleicht akzeptabel. In Solarmodulen, die 25+ Jahre lang auf Dächern brennen? Absolut nicht.

Das Klassifizierungssystem IPC J-STD-004B bezeichnet Flussaktivitätsniveaus von L (niedrig) bis H (hoch). Die meisten PV-Flussmittel zielen auf ROL0 oder gleichwertige No-Clean-Bezeichnungen- ab, sind frei von Kolophonium, haben eine geringe Aktivität und sind frei von Halogenen. Aggressiv genug, um oxidiertes Kupferband zu reinigen, mild genug, um Zellen kosmetisch makellos zu hinterlassen.

Gelegentlich wird die RoHS-Konformität erwähnt, aber das ist an dieser Stelle nur eine Frage.

Schlechte Lötstellen in PV-Modulen zeigen sich bei EL-Tests als dunkle Flecken oder inaktive Zellbereiche. Die Grundursachen gehen häufiger auf Flussmittelausfälle zurück, als allgemein angenommen wird.

Entnetzung

tritt auf, wenn die Flussmittelabdeckung unzureichend ist. Das Lot bildet Perlen, statt zu fließen. Unter dem Mikroskop sichtbar als unterbrochene Linien entlang der Stromschiene.

Kalte Gelenke

treten auf, wenn das Eisen nicht genügend Wärme überträgt, bevor das Flussmittel verbrennt. Die intermetallische Schicht-die entscheidende 1-2 Mikrometer große Zone, in der Kupfer und Zinn ineinander diffundieren, bildet sich nie richtig. Diese Verbindungen bestehen die ersten Tests, versagen jedoch thermisch nach einigen hundert Zyklen.

Rückstandsflecken

beeinträchtigt möglicherweise nicht die elektrische Leistung, führt jedoch zu Kundenbeschwerden. Vertragshersteller haben dies auf die harte Tour gelernt. Selbst technisch einwandfreie Zellen werden aussortiert, wenn sie „dreckig aussehen“.

Mikrorisse-

entsteht durch thermischen Stress, nicht durch Flussmittel an sich, aber eine schlechte Flussmittelleistung verschlimmert es. Längere Kontaktzeiten bedeuten eine stärkere unterschiedliche Ausdehnung zwischen Kupferband und Siliziumsubstrat. Die Risse breiten sich während des Laminierens aus und sind erst Jahre später unsichtbar, wenn die Leistungsabgabe auf mysteriöse Weise sinkt.

Wenn Sie einen PV-Fluss bewerten, sollte Ihnen das Datenblatt Folgendes sagen:

Feststoffgehalt: Unter 3 %, idealerweise etwa 2 %. Halogengehalt: Null. Nicht-verhandelbar. Betriebstemperaturbereich: Sollte für Ihre Lotlegierung geeignet sein-SnPb bei 183 Grad Schmelzpunkt, SnAg bei 221 Grad, Bi58Sn42 bei 138 Grad. Benetzungszeit: So schnell wie möglich. Sub-Sekunde bei Betriebstemperatur. Spezifisches Gewicht: Zur Überwachung der Tankkonzentration. Haltbarkeit: Normalerweise 12 Monate im Kühlschrank, aber überprüfen Sie.

Was Ihnen das Datenblatt nicht verrät: wie sich das Flussmittel tatsächlich verhältdeinZellmetallisierung,deinBandlieferant,deinProzessparameter. Pilottests sind obligatorisch.

Photovoltaic Special Flux

Flussmittelformulierungen auf Bio--Basis erfreuen sich zunehmender Beliebtheit. Produkte, die Bio-Ethanol anstelle von petrochemischen Lösungsmitteln verwenden, haben einen biobasierten Anteil von bis zu 95 % gemäß DIN EN 16785-2. Der CO2-Fußabdruck schrumpft. Ob die Kunden dafür einen Aufpreis zahlen, bleibt abzuwarten.

Die größere Umweltfrage ist Blei. SnPb-Lötlegierungen dominieren immer noch die PV-Montage, obwohl RoHS-Bedenken -ausgenommen sind, weil blei{2}freie Alternativen keine 25-jährige Zuverlässigkeit nachgewiesen haben. Das ändert sich langsam. Bi-haltige Legierungen sind vielversprechend. Parallel dazu entwickelt sich die Flussmittelchemie.

PV-Fluss ist nicht glamourös. Es handelt sich um ein Verbrauchsmaterial, das beim Lötvorgang verschwindet und (idealerweise) nichts als eine feste elektrische Verbindung zurücklässt. Doch die Modulzuverlässigkeit hängt davon ab, dass diese Chemie stimmt.

Die Industriestandardprodukte -Kester 952-S, Superior 312-PVA, verschiedene Emil Otto- und Stannol-Formulierungen haben sich in Milliarden von Zellen bewährt. Neuere Marktteilnehmer behaupten Innovationen in der Benetzungsgeschwindigkeit, der Klarheit der Rückstände oder dem Umweltprofil. Alle gültigen Unterscheidungsmerkmale.

Was zählt: Verstehen Sie Ihre spezifische Zelltechnologie, testen Sie sie umfassend und gehen Sie nicht davon aus, dass sich ein Flussmittel, das bei PERC-Zellen perfekt funktioniert hat, bei HJT oder TOPCon identisch verhält. Die Metallisierung ist unterschiedlich. Die Empfindlichkeit ist unterschiedlich. Die Fehlermodi sind unterschiedlich.

Und halten Sie Ihre Flussmitteltanks abgedeckt.