CN114041209A - 光电转换层、太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件和光伏发电系统 - Google Patents

光电转换层、太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件和光伏发电系统 Download PDF

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Abstract

实施方式提供具有改进的特性的光电转换层、太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件和光伏发电系统。实施方式的光电转换层基于Cu2O，且包含选自Ge、Ta和In中的至少一种的p型掺杂剂，所述光电转换层的带隙为2.10eV以上且2.30eV以下。

Description

光电转换层、太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件 和光伏发电系统
技术领域
本发明所述的实施方式通常涉及光电转换层、太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件和光伏发电系统。
背景技术
作为高效率太阳能电池，已知多结(串联)太阳能电池。由于串联太阳能电池可以使用在每个波长范围内具有高光谱敏感性的电池，其效率高于单结太阳能电池。作为串联太阳能电池的顶电池，期待采用材料廉价但具有宽带隙的氧化亚铜化合物等。
现有技术文献
专利文献
专利文献1：JP2018-46196A
发明内容
发明所要解决的课题
实施方式提供具有改进的特性的太阳能电池、多结太阳能电池、太阳能电池组件和光伏发电系统。
用于解决课题的手段
实施方式的光电转换层基于Cu2O，且包含选自Ge、Ta和In中的至少一种的p型掺杂剂，所述光电转换层的带隙为2.10eV以上且2.30eV以下。
附图说明
图1是实施方式中光电转换层的截面概念图。
图2是实施方式中光电转换层的立体概念图。
图3是实施方式中太阳能电池的概念图。
图4是实施方式中多结太阳能电池的截面概念图。
图5是实施方式中太阳能电池组件的概念图。
图6是实施方式中太阳能电池组件的截面概念图。
图7是实施方式中光伏发电系统的概念图。
图8是实施方式中车辆的概念图。
具体实施方式
(第一实施方式)
第一实施方式涉及光电转换层10。图1是第一实施方式中光电转换层10的概念图。光电转换层10例如是设置在基底上的半导体层，在所述基底上形成了透明电极。光电转换层10为p型半导体层，且主要由氧化亚铜(Cu2O)构成(90wt％以上的所述光电转换层10由Cu2O构成)。
光电转换层10包含p型掺杂剂。在此之前，Si和N被认为是Cu2O层中的p型掺杂剂，而本发明者通过研究新发现了一种能作为Cu2O层中的p型掺杂剂的元素。作为实施方式中光电转换层10的p型掺杂剂，优选为从Ge、Ta和In中选择的至少一种元素。P型掺杂剂增加了光电转换层10的空穴浓度，并通过加入少量的p型掺杂剂，进一步改善了作为太阳能电池的光电转换层的特性。作为实施方式所述光电转换层10中所含的p型掺杂剂，优选Ge和/或Ta，更优选Ge。
未掺杂Cu2O层的带隙为2.10eV以上且2.30eV以下，这取决于晶体的质量。由于Cu2O的带隙比Si的带隙高得多，所以Cu2O几乎能透过Si吸收带的所有波长。因此，即使将采用Cu2O层(基于Cu2O层的光电转换层)的太阳能电池和采用Si的太阳能电池进行层叠，也能充分发挥采用Si的太阳能电池所必需的性能。因此，我们希望在不缩小Cu2O带隙的情况下，改进基于Cu2O的光电转换层10以实现更高效率的发电。
实施方式的光电转换层10包含非常少量的p型掺杂剂。尽管非常少量的掺杂剂增加了空穴浓度以使Cu2O层变得更加p型化，具体地，从p-型到p型，但因为掺杂量很小，Cu2O层的带隙并没有发生实质变化。当p型掺杂剂的加入量达到引起带隙变化的程度时，光电转换层10处于空穴过多的状态，光电转换产生的载体电子很容易与空穴重新结合。因此，从获得高效太阳能电池的角度来看，p型掺杂剂在Cu2O层中的掺杂量不可能达到引起带隙变化的程度。此外，由于带隙变窄，从与使用Si的太阳能电池结合的角度来看，包括p型掺杂剂在内的掺杂剂的加入量达到能使带隙小于2.10eV的程度并不是优选的。在无法制备透明的Cu2O层的技术中，当没有制备多结型(由于非透射型导致无法制备多结型)的观点时，有时在Cu2O中掺杂大量并非p型掺杂剂的掺杂剂以改变带隙，这是出于与本发明无关的目的而进行的。然而，在采用透明光电转换层10的太阳能电池和具有窄带隙的太阳能电池组合而成的多结太阳能电池中，缩小Cu2O层的带隙的掺杂没有任何优点。
光电转换层10中的p型掺杂剂的浓度整体上优选为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下。也就是说，光电转换层10中p型掺杂剂的浓度的最低值优选等于或大于1×1015atoms/cm3，其最高值等于或小于1×1020atoms/cm3。具有所述p型掺杂剂浓度的光电转换层10有时包含约1×1014atoms/cm3或更少的n型掺杂剂。当光电转换层10包含n型掺杂剂时，p型掺杂剂的浓度是作为从p型掺杂剂的实际浓度减去n型掺杂剂的浓度得到的值而处理的。由于会导致光电转换层10的特性不同，P型掺杂剂仅存在于光电转换层10的一部分中、或包含不满足上述范围的部分的光电转换层是不优选的。P型掺杂剂浓度过低是不优选的，因为此时p型掺杂剂实质上不提供效果。因此，优选p型掺杂剂普遍存在于整个光电转换层10中，且光电转换层10中的p型掺杂剂浓度整体上为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下。
而且，若p型掺杂剂的浓度过高，光电转换层10变成p+型，且带隙趋于缩小，因此p型掺杂剂的浓度优选在上述优选范围内。光电转换层10中p型掺杂剂的浓度更优选的范围是1×1015atoms/cm3以上且1×1018atoms/cm3以下。
优选地，在光电转换层10中整体地包含低浓度的p型掺杂剂，从而使其比未掺杂的Cu2O层更透明。
高浓度掺杂是不优选的，因为将含p型掺杂剂的Cu以外的金属以高浓度(例如等于或大于1×1022atoms/cm3)掺杂在Cu2O层中会使得Cu2O层不再是所述Cu2O层。
光电转换层10中p型掺杂剂的浓度整体上为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下，这一事实是由以下方法确定的。如图2中光电转换层10的立体概念图所示，对于九个分析点A1至A9，需要确定光电转换层10的组成以测量p型掺杂剂的浓度。对下述九个分析点在三个深度进行了分析：距光电转换层10前侧100nm的深度；所述光电转换层10厚度(D)的一半(D/2)的深度；以及距光电转换层10背侧100nm的深度。每个分析点均为尺寸为约5mm2的正方形或圆形，且对每个分析步骤的中心进行了分析。当所述点中获得的p型掺杂剂的浓度均为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下时，所述光电转换层10中p型掺杂剂的浓度整体上为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下(所述光电转换层10中p型掺杂剂的浓度的最低值等于或大于1×1015atoms/cm3,且所述光电转换层10中p型掺杂剂的浓度的最高值等于或小于1×1020atoms/cm3)。作为分析方法，可以列举二次离子质谱法(SIMS)等。
九个分析点的定义如下。设从光电转换层10的正面或背面看到的平面(主面)的宽度和长度分别为W1和W2(W1≤W2)，在面向光电转换层10的宽度方向的两侧向内W3(＝W1/10)的距离处分别绘制一条虚拟线，在面向太阳能电池100的长度方向的两侧向内W4(＝D2/10)的距离处分别绘制一条虚拟线，且通过太阳能电池100的中心绘制一条平行于宽度方向的虚拟线(从面向光电转换层10的宽度方向的侧边向内W5(＝W1/2)的距离的虚拟线)，通过光电转换层10的中心绘制一条平行于长度方向的虚拟线(从面向光电转换层10的长度方向的侧边向内W6(＝W2/2)的距离的虚拟线)，以虚拟线的9个交点为中心的区域定义为分析点A1-A9。当所述光电转换层10不是矩形时，如图2所示，根据光电转换层10内切的矩形定义分析位置。
优选地，所述p型掺杂剂的浓度在九个分析点的三个深度的平均值(全部p型掺杂剂浓度的平均值)为1×1015atoms/cm3以上且1×1019atoms/cm3以下，其中所述三个深度为：距光电转换层10前侧100nm的深度，光电转换层10的厚度(D)的一半(D/2)的深度，以及距光电转换层10背侧100nm的深度。当所述平均值小于1×1015atoms/cm3时，空穴浓度整体过低，使得光电转换层10的特性接近于未掺杂Cu2O层的特性。当所述平均值大于1×1019atoms/cm3时，有可能发生重组。因此，更优选地，整个p型掺杂剂浓度的平均值为1×1015atoms/cm3以上且1×1019atoms/cm3以下。
所述光电转换层10中p型掺杂剂的浓度的最高值(通过分析分析点得到的p型掺杂剂浓度的最高值)优选为所述光电转换层10中p型掺杂剂的浓度的最低值(通过分析分析点得到的p型掺杂剂浓度的最低值)的1倍以上且10000倍以下，更优选为1倍以上且100倍以下。因此p型掺杂剂浓度的微小偏差降低能量势的凹凸，所述能量势的凹凸是由于光电转换层10的导带和价带中所述掺杂剂浓度在膜厚度方向上的浓度偏差造成的，由此光载体的电子向n型层2扩散而不停留在所述能量势的凹凸中，而光载体间的空穴向第一电极1扩散而不停留在所述能量势的凹凸中。因此，少量载体重组的优势得以显现。
同时，在距光电转换层10前侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(前侧p型掺杂剂浓度的平均值：α(alfa))优选为在所述光电转换层10的厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(中心p型掺杂剂浓度的平均值：β(beta))的1倍以上且100倍以下(β≤α≤1000β)，且在距离光电转换层10背侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(背侧p型掺杂剂浓度的平均值：γ(gamma))优选为在所述光电转换层10的厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(中心p型掺杂剂浓度的平均值：β(beta))的10倍以上且1000倍以下(10β≤γ≤1000β)。背侧p型掺杂剂浓度的平均值优选为前侧p型掺杂剂浓度的平均值的10倍以上且1000倍以下。p型掺杂剂浓度在光电转换层10的厚度方向上的微小偏差降低能量势的凹凸，所述能量势的凹凸是由于光电转换层10的导带和价带中所述掺杂剂浓度的浓度偏差造成的，由此光载体的电子向n型层2扩散而不停留在所述能量势的凹凸中，而光载体间的空穴向第一电极1扩散而不停留在所述能量势的凹凸中。因此，少量载体重组的优势得以显现。
因此，在距离光电转换层10正侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(α)优选为在所述光电转换层10的厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(β)的1倍以上且50倍以下(β≤α≤50β)，更优选地，在距离光电转换层10背侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(γ)为在所述光电转换层10的厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(β)的10倍以上且500倍以下(10β≤γ≤500β)。具体来说，在所述光电转换层10的厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值(β)优选为1×1015atoms/cm3以上且1×1016atoms/cm3以下。
光电转换层10具有透光性。光电转换层10对波长为700nm到1000nm的光具有90％或更高的透射率，其中所述波长为Si的主吸收带的波长。
光电转换层10的厚度优选为500nm以上且10μm以下。只要满足带隙和p型掺杂浓度的要求，就可以在光电转换层10中包含添加剂。
95％以上的光电转换层10优选由氧化亚铜构成。即，光电转换层10几乎(实质上)不包含异质相、如CuO或Cu。光电转换层10优选不包含异质相例如CuO或Cu，且实质上是一种用于实现高透光性的Cu2O单相的薄膜。光电转换层10实质上是一种Cu2O单相，这一事实可以通过光致发光法(PL法)的测量得到证实。
优选通过溅射法制备光电转换层10。溅射过程中的气氛优选为不活泼气体如Ar和氧气的混合气体气氛。尽管取决于承载太阳能电池10的基底种类(图6中基底20)，通过采用包含Cu的靶材和p型掺杂剂进行加热以实现溅射，从而使得基底温度为100℃以上且600℃以下。例如，通过调节溅射时的温度和氧分压，可以形成一种透明、粒径较大的氧化亚铜薄膜。
(第二实施方式)
第二实施方式涉及太阳能电池。所述太阳能电池采用第一实施方式中的光电转换层10。图3是第二实施方式中太阳能电池的概念图。如图3所示，本实施方式中太阳能电池100包括第一电极1，第一电极1上的光电转换层10，光电转换层10上的n型层2，以及n型层2上的第二电极3。在第一电极1和光电转换层10之间，或在n型层2和第二电极3之间，可以包括一个夹层(未显示)。所述光可以从所述第一电极1侧进入，也可以从所述第二电极3侧进入。光线进入太阳能电池100，从而能够发电。
(第一电极)
实施方式中第一电极1是一种设置在光电转换层10侧的透明导电层。在图3中，第一电极1与光电转换层10直接接触。所述第一电极1优选透明导电膜，以及由透明导电膜和金属膜组成的层叠结构。透明导电膜的例子包括但不限于铟锡氧化物(ITO)、掺铝氧化锌(AZO)、掺硼氧化锌(BZO)、掺镓氧化锌(GZO)、掺氟氧化锡(FTO)、掺锑氧化锡(ATO)、掺钛氧化铟(ITiO)、铟锌氧化物(IZO)、铟镓锌氧化物(IGZO)、掺钽氧化锡(SnO2:Ta)、掺铌氧化锡(SnO2:Nb)、掺钨氧化锡(SnO2:W)、掺钼氧化锡(SnO2:Mo)、掺氟氧化锡(SnO2:F)和掺氢氧化铟(IOH)。所述透明导电膜可为具有多个膜的层叠膜，所述层叠膜还可以包含除上述氧化物外的氧化锡膜或类似物。氧化锡膜及其类似物中的掺杂剂的例子包括但不限于In、Si、Ge、Ti、Cu、Sb、Nb、F、Ta、W、Mo、Br、I和Cl。所述金属膜的例子包括但不限于Mo、Au、Cu、Ag、Al、Ta或W的膜。第一电极1可以是在透明导电膜下具有点状、线状或网状金属的电极。此时，所述点状、线状或网状金属配置在所述透明导电层的光电转换层10的相反侧。相对于透明导电膜，所述点状、线状或网状金属优选具有50％或更高的孔隙率。点状、线状或网状金属的例子包括但不限于Mo、Au、Cu、Ag、Al、Ta和W。当使用金属薄膜作为第一电极1时，从透射性的角度看，薄膜厚度优选大约等于或小于5nm。
(光电转换层)
该实施方式中的光电转换层10为第一实施方式中的光电转换层。
可以在第一电极1上形成氧化亚铜薄膜。用于制备太阳能电池100的基底(承载第一电极1的基底)的例子包括丙烯酸、聚酰亚胺、聚碳酸酯、聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)、聚丙烯(PP)、氟树脂(聚四氟乙烯(PTFE)、全氟丙烯共聚物(FEP)、乙烯四氟乙烯共聚物(ETFE)、聚氯三氟乙烯(PCTFE)、全氟烷氧烷烃(PFA)等)、聚芳酯、聚砜、聚醚砜、聚醚酰亚胺等有机基底，以及钠钙玻璃、白板玻璃、化学强化玻璃、石英等无机基底。
(n型层)
所述n型层2是设置在所述光电转换层10和所述第二电极3之间的半导体层。优选地，朝向光电转换层10的n型层2的平面与朝向n型层2的光电转换层10的平面直接接触。所述n型层2也称为n型层或缓冲层。所述n型层2优选为氧化物或硫化物的n型半导体层。优选地，所述n型层2是一种非晶薄膜。所述n型层2中使用的氧化物优选但不限于：从ZnxAyXzOw(A表示从Si，Ge和Sn组成的组选择的至少一个元素，M表示从B，Al，Ga，In和Ge组成的组选择的至少一个元素，0.90≤x+y≤1.00，0.00≤z≤0.30，且0.09≤w≤1.10)，Cu(2-x)MxO(M＝Mn、Mg、Ca、Zn、Sr、Ba、Al、Ga、In、Nb、镧系元素)，Cu2O:F，Cu2O:N，Cu2O:B，Cu2O:Cl，Cu2O:Br，Cu2O:I，Al(2-x)GaxO3构成的组中选择的氧化物。所述n型层2中使用的硫化物优选但不限于：从ZnxIn(2-2x)S(3-2x)，ZnS和InxGa(1-x)S组成的组中选择的至少一个硫化物。x的范围是0≤x≤1，且y的范围是0≤y≤2。
当n型层2中含有Si或Ge，且Si或Ge从n型层2扩散到光电转换层10时，在光电转换层10的n型层2侧的区域(在光电转换层10的n型层2侧的区域)可以包含高浓度的Si或Ge。有一种情况，光电转换层10中Si和/或Ge在所述n型层2侧区域的平均浓度(在n型层侧区域中p型掺杂剂浓度的平均值)是光电转换层10中p型掺杂剂的平均浓度(atoms/cm3)的1倍以上且100倍以下。在光电转换层10中，n型层2侧的区域是从光电转换层10与n型层2之间的界面向第一电极1侧深度达10nm的区域。基于上述相同理由，考虑到带隙、空穴浓度等因素，光电转换层10中n型层2侧区域的p型掺杂剂浓度优选为1×1015atoms/cm3以上且1×1020atoms/cm3以下。n型层2与光电转换层10之间的边界(界面)是例如n型层2中除Cu、O以及光电转换层10中所含的p型掺杂剂以外的主要元素的浓度超过从n型层2侧采用SIMS测量的Cu浓度的位置。所述n型层2和光电转换层10之间的边界(界面)也可以通过所述层的界面和采用扫描电子显微镜-能量分散x射线能谱分析(SEM-EDX)的组成来确定。
所述n型层2的膜厚度典型地为3nm以上且100nm以下。如果n型层2的厚度等于或小于5nm，当n型层2覆盖率较差时会产生漏电流，使其特性恶化。当覆盖率良好时，膜厚度不局限于上述范围。如果n型层2的厚度超过100nm，由于n型层2的电阻过高导致特性恶化，或者由于透光率降低导致短路电流减少。因此，n型层2的厚度更优选为5nm以上且50nm以下，进一步优选为5nm以上且10nm以下。为了实现具有良好覆盖率的薄膜，n型层2具有等于或小于5nm的表面粗糙度。当n型层2的质量高时，可以配置即使在薄膜厚度为约200nm的情况下也能运行的太阳能电池100。
n型层2可以通过原子层沉积(ALD)、溅射等方式形成。
导带偏移量(ΔE＝Ecp-Ecn)是指光电转换层10的导带最小值(CBM)的位置(Ecp(eV))与n型层2的导带最小值的位置(Ecn(eV))之差，其优选为-0.6eV以上且0.2eV以下(-0.6eV≤ΔE≤+0.2eV)。如果导带偏移量大于0，则pn结界面的导带是不连续的，从而出现尖峰(spike)。如果导带偏移量小于0，则pn结界面的导带也是不连续的，从而出现凹口(cliff)。由于尖峰是从第二电极获得光生电子的能量势垒，而凹口降低了受驱动的光生电子的电压，尖峰和凹口的绝对值越小越好。因此，导带偏移量更优选为-0.4eV以上且0.0eV以下(-0.4eV≤ΔE≤0.0eV)。然而，这不适用于通过利用间隙内的能级进行传导的情况。CBM的位置可以使用下面的技术估计。利用评价电子占据能级的光电子能谱法测量价带顶(VBM)，并假设被测材料的带隙，计算出CBM。然而，由于实际的pn结界面无法保持理想界面，如阳离子的相互扩散或空穴的产生，带隙变化的可能性很大。因此，优选采用直接利用光电发射反转过程的逆光电光谱法来直接评估CBM。具体而言，pn结界面的电子状态可以通过重复低能离子蚀刻、光电子能谱和逆光电子能谱测量太阳能电池表面而进行评估。
(第二电极)
实施方式的第二电极3是设置在n型层2上的透明导电层。作为第二电极3，优选使用与作为第一电极1的电极相同的透明电极。第二电极3可以是在透明导电膜上提供有点状、线状或网状金属的电极。相对于透明导电膜，所述点状、线状或网状金属优选具有50％或更高的孔隙率。点状、线状或网状金属的例子包括但不限于Mo、Au、Cu、Ag、Al、Ta和W。当使用金属薄膜作为第二电极3时，从透射性的角度看，薄膜厚度优选大约等于或小于5nm。作为第二电极3，优选使用与作为第一电极1的电极相同的透明电极。作为第二电极3，还可以使用其它透明电极，如具有含有金属丝的引出电极的多层石墨烯。
(抗反射膜)
本实施方式的抗反射膜为便于将光引入光电转换层10的膜，且优选地形成于第一电极1或第二电极3的与光电转换层10相反的一侧。例如，MgF2或SiO2等可作为所需的抗反射膜。在本实施方式中，抗反射膜可以省略。虽然有必要根据每一层的折射率来调整膜厚度，但优选气相沉积厚度约为70nm至130nm(优选80nm至120nm)的薄膜。
(第三实施方式)
第三实施方式涉及多结太阳能电池。图4是根据第三实施方式的多结太阳能电池200的截面概念图。图4中的多结太阳能电池200包括第二实施方式的位于光入射侧的太阳能电池(第一太阳能电池)100和第二太阳能电池201。第二太阳能电池201中的光电转换层的带隙小于第二实施方式的太阳能电池100中的光电转换层10的带隙。本实施方式中的多结太阳能电池包括连接有三个或多个太阳能电池的太阳能电池。
由于根据第二实施方式的太阳能电池100中的光电转换层10的带隙等于或大于2.10eV，第二太阳能电池201中光电转换层的带隙优选为1.0eV以上且1.4eV以下。第二太阳能电池201的光电转换层优选为高In含量的基于GIGS的化合物半导体、基于CIT的化合物半导体、基于CdTe的化合物半导体、基于铜氧化物的化合物半导体或晶体硅中的至少一种组成的层。
通过使用根据第二实施方式的太阳能电池100作为第一太阳能电池，第一太阳能电池传输底电池的光电转换层的吸收带的波长的大部分光，从而可防止底电池(第二太阳能电池)的转换效率恶化，并有可能实现具有良好效率的多结太阳能电池。
(第四实施方式)
第四实施方式涉及太阳能电池组件。图5是第四实施方式中太阳能电池组件300的立体概念图。图5中所述太阳能电池组件300是通过层叠第一太阳能电池组件301和第二太阳能电池组件302而制备的太阳能电池组件。第一太阳能电池组件301位于光入射侧，并使用第二实施方式的太阳能电池100。第二太阳能电池201优选用于第二太阳能电池组件302。
图6是太阳能电池组件300的截面概念图。图6示出了第一太阳能电池组件301的结构细节，但没有示出第二太阳能电池组件302的结构。在第二太阳能电池组件302中，所述太阳能电池组件的结构是根据所要使用的太阳能电池的光电转换层等适当进行选择。图6中的太阳能电池组件包括多个虚线包围的子组件303，每个子组件303包含多个横向排列且电串联的太阳能电池100(太阳能电池元件)，且子组件303电并联或串联。
太阳能电池100被划线(P1至P3)，且在相邻的太阳能电池100中，位于上侧的第二电极3和位于下侧的第一电极1相互连接。第三实施方式中的太阳能电池100也与第二实施方式的太阳能电池100同样，具有第一电极1、光电转换层10、n型层2和第二电极3，并进一步包含基底20。
由于电流会逆流到电压低的部分，或者多余热量的产生，不同组件之间输出电压的变化会导致组件输出减少。
此外，通过采用本发明公开的太阳能电池，可以采用适合每个波段的太阳能电池，就可以产生比太阳能电池作为顶电池或底电池单独使用时更高的发电效率。对此是有需求的，因为整个组件的输出增加。
如果整个组件的转换效率高，就有可能降低应用的光能中的转变成热的能量比率。因此，可以抑制由于整个组件温度升高而导致的效率降低。
(第五实施方式)
第五实施方式涉及光伏发电系统。所述第四实施方式的太阳能电池组件300可用作在所述第五实施方式的光伏发电系统中发电的发电机。本实施方式的光伏发电系统利用太阳能电池组件进行发电，且具体包括：发电的太阳能电池组件、将所产生的电转化为电力的装置、以及存储所产生的电力的存储装置或消耗所产生的电力的载荷。图7是实施方式中光伏发电系统400的配置的概念图。图7中的光伏发电系统包括太阳能电池组件401(300)、电力转换器402、蓄电池403和载荷404。蓄电池403和载荷404中的任何一个都可以省略。载荷404可配置为能够利用存储在蓄电池403中的电能。电力转换器402是包括电路或元件的装置，其中所述电路或元件可进行电压转换和电力转换，如DC/AC转换。电力转换器402可根据发电电压、蓄电池403或载荷404的配置进行优选配置。
包括在太阳能电池组件300中的接收了光的子组件301所包含的太阳能电池发电，且所述电能由转换器402进行转换后存储在蓄电池403中或在载荷404中消耗。优选地，太阳能电池组件401配置有能连续地将太阳能电池组件401导向太阳的太阳光追踪装置，或配置有收集太阳光的聚光器，或者在太阳能电池组件401中添加有用来提高发电效率的装置。
光伏发电系统400优选用于住所、商业设施、工厂等房地产，或用于车辆、飞机、电子设备等动产。通过在太阳能电池组件401中使用本实施方式中具有良好转换效率的太阳能电池，预计将增加发电量。
作为光伏发电系统400的应用实例，展示了车辆。图8是车辆500的构造的概念图。图8所示的车辆500具有车体501、太阳能电池组件502、电力转换器503、蓄电池504、电机505和轮胎(车轮)506。设置在车体501顶部的太阳能电池组件502所产生的电能在电力变换器503中转换为对蓄电池504进行充电或在电机505等载荷中消耗。利用太阳能电池组件502或蓄电池504提供的电能，由电机505旋转轮胎(车轮)506，就可以移动车辆500。太阳能电池组件502可仅配置为具有第二实施方式中太阳能电池100的第一太阳能电池组件，而非多结型。当采用具有透光性的太阳能电池组件502时，除车体501顶部外，还优选采用车体501侧面的太阳能电池组件502作为发电窗。
下文将基于实施例对本发明进行更具体的描述，但本发明不限于以下实施例。
(实施例1)
实施例1采用白板玻璃基底作为基底，背侧采用含有掺杂Sb的SnO2的透明导电膜作为第一电极。在第一电极上，以Ge和Cu为靶，在氧气和氩气的混合气氛中溅射，在450℃下加热基底以沉积掺杂Ge的氧化亚铜化合物，将其作为光电转换层。接着，通过原子层沉积法在光电转换层上形成作为n型层的Zn-Ge-O。随后，AZO透明导电膜沉积为前侧的第二电极。在第二电极上沉积MgF2作为抗反射膜，以获得太阳能电池。
利用太阳模拟器模拟AM1.5G的光源，调整光量，以便在光源下使用参考Si电池获得1个太阳(1sun)。大气温度为25℃。扫描电压，测量电流密度(通过电流除以电池面积得到)。当电压在横轴上，电流密度在纵轴上时，与横轴的交点为开路电压Voc，与纵轴的交点为短路电流密度Jsc。在测量曲线上，设定电压和电流密度乘积最大的点分别为Vmpp、Jmpp(最大功率点)，FF＝(Vmpp*Jmpp)/(Voc*Jsc)，效率由Eff＝Voc*Jsc*FF决定。测量太阳能电池的透光率，利用光致发光法确定光电转换层的带隙。此外，采用SIMS观察获得的太阳能电池的截面，并确定各元素的浓度。
(实施例2)
除在光电转换层的形成过程中使用Ta代替Ge外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例3)
除在光电转换层的形成过程中使用In代替Ge外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施4)
除了在光电转换层的形成过程中除Ge外还进一步使用了Ta和In外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施5)
除了在光电转换层的形成过程中使用Ge外还进一步使用Ta外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例6)
除在光电转换层的形成过程中使用Ta和In代替Ge外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例7)
除在光电转换层的形成过程中增加了Ge的溅射量外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例8)
除在光电转换层的形成过程中Ge的溅射量与实施例7相比大幅增加外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例9)
除在光电转换层的形成过程中减少了Ge的溅射量外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例10)
除在光电转换层的形成过程中Ge的溅射量与实施例9相比大幅减少外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例11)
除在光电转换层的形成过程中减少了要掺杂的Ge量的变化外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例12)
除在光电转换层的形成过程中要掺杂的Ge的量的变化与实施例11相比大幅减少外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例13)
除在光电转换层的形成过程中增加了要掺杂的Ge量的变化外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例14)
除在光电转换层的形成过程中增加了要掺杂的Ge量的变化外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例15)
采用与实施例1相同的方式形成光电转换层。接着，除了Zn-Si-O沉积为n型层，Si在光电转换层中扩散外，采用与实施例1相同的方法获得太阳能电池。然后，采用与实施例1相同的方法进行各种测量，且从光电转换层的n型层侧的表面到深度为10nm处测量p型掺杂剂浓度。
(实施例16)
采用与实施例1相同的方式形成光电转换层。接着，除形成n型层，且Ge从n型层扩散到光电转换层外，采用与实施例1相同的方法获得太阳能电池。然后，采用与实施例1相同的方法进行各种测量，且从光电转换层的n型层侧的表面到深度为10nm处测量p型掺杂剂浓度。
(实施例17)
除在光电转换层的形成过程中减少了要掺杂的Ge量外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例18)
除在光电转换层的形成过程中减少了要掺杂的Ta的量外，采用与实施例2相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例19)
除在光电转换层的形成过程中减少了要掺杂的In量外，采用与实施例3相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例20)
除在光电转换层的形成过程中在光电转换层厚度方向的中心部分要掺杂的Ge量减少外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例21)
除在光电转换层的形成过程中第一电极侧要掺杂的Ge量减少外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(实施例22)
除在光电转换层的形成过程中降低沉积速率外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(比较例1)
除在光电转换层的形成过程中不使用Ge，Ta和In外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(比较例2)
除在光电转换层的形成过程中要掺杂的Ge量大大增加外，采用与实施例1相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(比较例3)
除在光电转换层的形成过程中要掺杂的Ta量大大增加外，采用与实施例2相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
(比较例4)
除在光电转换层的形成过程中要掺杂的In量减少外，采用与实施例3相同的方式形成光电转换层，进而以与实施例1相同的方式获得太阳能电池。接着，以与实施例1相同的方式进行各种测量。
表1示出了实施例和比较例的结果。对于FF、Jsc、转换效率和透光率，当与比较例1相比特征得以改善时，评价为A(特征略有改善时为A-)，而当FF、Jsc、转换效率和透光率低于比较例1中的值时，评价为B。表中的整体平均值为整体p型掺杂剂浓度的平均值。表中的n型层侧平均值为前侧p型掺杂剂浓度的平均值。表中的中心平均值为中心p型掺杂剂浓度的平均值。表中的第一电极侧平均值为背侧p型掺杂剂浓度的平均值。表中的n型层侧区域平均值为n型层侧区域p型掺杂剂浓度的平均值。
表1A
Figure BDA0003366066370000171
表1B
Figure BDA0003366066370000181
对于实施例中的太阳能电池来说，只有在光电转换层10中加入为p型掺杂剂的元素，FF和Jsc才会得以完全改善，从而提高实施例中太阳能电池的效率。可以推断，通过添加元素来减少晶体缺陷，可改善光电转换层10内光生载体的重新组合，这由以下所证明：通过添加p型掺杂剂来控制光电转换层10内的空穴浓度，且光电转换层10本身的结晶度通过添加p型掺杂剂而得到改善。如上述实施例所示，通过在混合区域2a或混合层2b中添加适当的元素，可以实现使用基于氧化亚铜的光电转换层的高效太阳能电池。
在说明书中，一些元素仅用元素符号表示。
接下来，实施方式的技术案将另外说明。
技术案1
一种光电转换层，其基于Cu2O，且包含选自Ge、Ta和In中的至少一种的p型掺杂剂，所述光电转换层的带隙为2.10eV以上且2.30eV以下。
技术案2
根据技术案1所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最低值等于或大于1×1015atoms/cm3，且所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最高值等于或小于1×1020atoms/cm3。
技术案3
根据技术案1或2所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的平均值为1×1015atoms/cm3以上且1×1019atoms/cm3以下。
技术案4
根据技术案1至3中任一案所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最高值为所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最低值的1倍以上且10000倍以下。
技术案5
根据技术案1至4中任一案所述的光电转换层，其中，在所述光电转换层中，在距所述光电转换层前侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值等于或小于在所述光电转换层厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值的100倍，且距所述光电转换层背侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值等于或小于在所述光电转换层厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值的1000倍。
技术案6
根据技术案1至5中任一案所述的光电转换层，其中，Cu2O的占比等于或大于90wt％。
技术案7
一种太阳能电池，其包括：
透明的第一电极，
所述第一电极上的技术案1至6中任一案所述的光电转换层，
所述光电转换层上的n型层，和
所述n型层上的透明的第二电极。
技术案8
根据技术案7所述的太阳能电池，其中，在从所述光电转换层与所述n型层之间的界面向所述第一电极侧的深度达50nm的区域中的Si和/或Ge的平均浓度是所述光电转换层中p型掺杂剂平均浓度的1倍以上且100倍以下。
技术案9
一种多结太阳能电池，其包含技术案7或8所述的太阳能电池。
技术案10
一种太阳能电池组件，其包含技术案7或8所述的太阳能电池。
技术案11
一种光伏发电系统，其被配置为采用技术案10所述的太阳能电池组件进行发电。
虽然已经描述了某些实施方式，但这些实施方式仅以实施例的方式呈现，并无意限制发明的范围。事实上，本文所述的新颖实施方式可以以各种其他形式体现；此外，在不背离发明精神的前提下，可以在本文所述实施方式的形式中进行各种省略、替换和更改。随附的权利要求书及其等同范围旨在涵盖落入发明的范围和精神的形式或修改。
符号说明
10 光电转换层
100 太阳能电池(第一太阳能电池，顶电池)
1 第一电极
2 n型层
3 第二电极
200 多结太阳能电池
201 第二太阳能电池(底电池)
300 太阳能电池组件
301 第一太阳能电池组件
302 第二太阳能电池组件
20 基底
303 子组件
400 光伏发电系统
401 太阳能电池组件
402 电力转换器
403 蓄电池
404 载荷
500 车辆
501 车体
502 太阳能电池组件
503 电力转换器
504 蓄电池
505 电机
506 轮胎(车轮)

Claims (11)

1.一种光电转换层，其基于Cu2O，且包含选自Ge、Ta和In中的至少一种的p型掺杂剂，所述光电转换层的带隙为2.10eV以上且2.30eV以下。
2.根据权利要求1所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最低值等于或大于1×1015atoms/cm3，且所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最高值等于或小于1×1020atoms/cm3。
3.根据权利要求1或2所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的平均值为1×1015atoms/cm3以上且1×1019atoms/cm3以下。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的光电转换层，其中，所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最高值为所述光电转换层中p型掺杂剂浓度的最低值的1倍以上且10000倍以下。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的光电转换层，其中，在所述光电转换层中，在距所述光电转换层前侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值等于或小于在所述光电转换层厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值的100倍，且距所述光电转换层背侧100nm的深度处p型掺杂剂浓度的平均值等于或小于在所述光电转换层厚度的一半的深度处p型掺杂剂浓度的平均值的1000倍。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的光电转换层，其中，Cu2O的占比等于或大于90wt％。
7.一种太阳能电池，其包括：
透明的第一电极，
所述第一电极上的权利要求1至6中任一项所述的光电转换层，
所述光电转换层上的n型层，和
所述n型层上的透明的第二电极。
8.根据权利要求7所述的太阳能电池，其中，在从所述光电转换层与所述n型层之间的界面向所述第一电极侧的深度达50nm的区域中的Si和/或Ge的平均浓度是所述光电转换层中p型掺杂剂平均浓度的1倍以上且100倍以下。
9.一种多结太阳能电池，其包含权利要求7或8所述的太阳能电池。
10.一种太阳能电池组件，其包含权利要求7或8所述的太阳能电池。
11.一种光伏发电系统，其被配置为采用权利要求10所述的太阳能电池组件进行发电。
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