DE202007018755U1 - Monolithische Integration von nicht planaren Solarzellen - Google Patents

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Abstract

Solarzelleneinheit umfassend:
(A) einen Träger mit einem ersten Ende und einem zweiten Ende, wobei mindestens ein Teil des Trägers starr und nicht planar ist; und
(B) eine Mehrzahl von linear auf dem Träger angeordneten Photovoltaikzellen, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen eine erste Photovoltaikzelle und eine zweite Photovoltaikzelle umfasst, wobei jede Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen umfasst:
eine umlaufend auf dem Träger angeordnete Rückelektrode;
eine umlaufend auf der Rückelektrode angeordnete Halbleiterübergangsschicht; und
eine umlaufend auf dem Halbleiterübergang angeordnete transparente leitfähige Schicht,
wobei die transparente leitfähige Schicht der ersten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen mit der Rückelektrode der zweiten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen elektrisch in Reihe geschaltet ist.

Description

  • QUERVERWEIS ZU VERWANDTEN ANMELDUNGEN
  • Diese Anmeldung beansprucht die Priorität der am 18. März 2006 eingereichten US-Patentanmeldung Nr. 11/378,835 mit dem Titel „Monolithische Integration von zylindrischen Solarzellen", die durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 1. GEBIET
  • Diese Anmeldung betrifft Solarzellenanordnungen zum Umwandeln von Sonnenenergie in elektrische Energie und im Besonderen verbesserte Solarzellenanordnungen.
  • 2. HINTERGRUND
  • Solarzellen werden typischerweise als separate physikalische Einheiten mit Licht aufnehmenden Oberflächenbereichen in der Größenordnung von 4 bis 6 cm2 oder mehr hergestellt. Aus diesem Grund werden standardmäßig bei Anwendungen zur Energieerzeugung die Zellen in einer flachen Anordnung auf einem Träger oder Panel montiert, so dass ihre Licht aufnehmenden Oberflächen annähernd eine einzige große Licht aufnehmende Oberfläche bereitstellen. Da jede Zelle an sich lediglich eine kleine Menge Energie erzeugt, wird die benötigte Spannung und/oder der benötigte Strom bereitgestellt, indem die Zellen der Anordnung parallel und/oder in Reihe geschaltet werden.
  • 1 zeigt eine herkömmliche Solarzellstruktur im Stand der Technik. Angesichts dessen, dass die unterschiedlichen Schichten unterschiedlich dick sind, sind dieselben schematisch dargestellt. Des Weiteren ist 1 stark schematisch, so dass sie sowohl die Merkmale der „Dickschicht"-Solarzellen als auch der „Dünnschicht"-Solarzellen darstellt. Im Allgemeinen sind Solarzellen, die ein Material mit indirekter Bandlücke für das Absorbieren von Licht verwenden, typischerweise als „Dickschicht"-Solarzellen konfiguriert, da für das Absorbieren einer ausreichenden Menge an Licht eine dicke Absorberschicht erforderlich ist. Solarzellen, die ein Material mit direkter Bandlücke für das Absorbieren von Licht verwenden, sind typischerweise als „Dünnschicht"-Solarzellen konfiguriert, da für das Absorbieren einer ausreichenden Menge an Licht lediglich eine dünne Schicht des Materials mit direkter Bandlücke erforderlich ist.
  • Die Pfeile oben in 1 zeigen die Quelle direkter Sonneneinstrahlung auf die Zelle. Die Schicht 102 ist der Träger. Glas oder Metall ist ein üblicher Träger. Bei Dünnschichtsolarzellen kann der Träger 102 eine Verstärkung auf Polymerbasis, Metall oder Glas sein. In einigen Fällen ist Träger 102 mit einer Einkapselungsschicht (nicht gezeigt) beschichtet. Die Schicht 104 ist der elektrische Rückkontakt für die Solarzelle.
  • Die Schicht 106 ist die Halbleiterabsorberschicht. Der elektrische Rückkontakt 104 steht mit der Absorberschicht 106 in ohmschem Kontakt. In vielen, jedoch nicht allen Fällen, ist die Absorberschicht 106 ein p-Typ-Halbleiter. Die Absorberschicht 106 ist dick genug, um Licht zu absorbieren. Die Schicht 108 ist der Halbleiterübergangspartner (engl. „semiconductor junction Partner"), der gemeinsam mit der Halbleiterabsorberschicht 106 die Bildung eines p-n-Übergangs vervollständigt. Ein p-n-Übergang ist ein bei Solarzellen üblicher Übergang. Bei Solarzellen auf Basis von p-n-Übergängen ist der Übergangspartner 108 ein n-Typ dotiertes Material, wenn es sich bei der Halbleiterabsorberschicht 106 um ein p-Typ dotiertes Material handelt. Im Gegensatz dazu ist der Übergangspartner 108 ein p-Typ dotiertes Material, wenn es sich bei der Halbleiterabsorberschicht 106 um ein n-Typ dotiertes Material handelt. Im Allgemeinen ist der Übergangspartner 108 viel dünner als die Absorberschicht 106. In einigen Fällen ist zum Beispiel der Übergangspartner 108 etwa 0,05 μm dick. Der Übergangspartner 108 ist für Sonnenstrahlung sehr durchlässig. Der Übergangspartner 108 ist auch als Fensterschicht bekannt, da er das Licht zur Absorberschicht 106 passieren lässt.
  • In einer typischen Dickschicht-Solarzelle können die Absorberschicht 106 und die Fensterschicht 108 aus demselben Halbleitermaterial hergestellt sein, jedoch unterschiedliche Trägerarten (Dotierstoffe) und/oder Trägerkonzentrationen aufweisen, um den zwei Schichten ihre unterschiedlichen p-Typ und n-Typ Eigenschaften zu verleihen. In Dünnschicht-Solarzellen mit Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) als Absorberschicht 106 ergab die Verwendung von CdS zur Bildung des Übergangspartners 108 hocheffiziente Zellen. Andere Materialien, die für den Übergangspartner 108 verwendet werden können, schließen, ohne darauf beschränkt zu sein, SnO2, ZnO, ZrO2 und dotiertes ZnO ein.
  • Die Schicht 110 ist die Gegenelektrode, welche die funktionsfähige Zelle vervollständigt. Die Gegenelektrode 110 wird verwendet, um den Strom vom Übergang abzunehmen, da der Übergangspartner 108 im Allgemeinen einen zu hohen Widerstand aufweist, um diese Funktion zu erfüllen. Als solche sollte die Gegenelektrode 110 stark leitfähig und lichtdurchlässig sein. Tatsächlich kann die Gegenelektrode 110 eine kammähnliche, auf die Schicht 108 gedruckte Metallstruktur sein, statt eine separate Schicht zu bilden. Die Gegenelektrode 110 ist typischerweise ein transparentes leitfähiges Oxid (TCO) wie etwa dotiertes Zinkoxid (z. B. Aluminium-dotiertes Zinkoxid), Indium-Zinnoxid (ITO), Zinnoxid (SnO2) oder Indium-Zinkoxid. Allerdings, selbst bei Vorhandensein einer TCO-Schicht, wird bei herkömmlichen Solarzellen typischerweise ein Sammelschienennetz 114 benötigt, um den Strom abzunehmen, da das TCO zu starken Widerstand aufweist, um diese Funktion in größeren Solarzellen effizient zu erfüllen. Das Netz 114 verkürzt die Distanz, die Ladungsträger in der TCO-Schicht zurücklegen müssen, um den Metallkontakt zu erreichen, wodurch Widerstandsverluste reduziert werden. Die Metallsammelschienen, die ebenfalls als Gitterlinien bezeichnet werden, können aus jedem beliebigen angemessen leitfähigen Metall wie etwa Silber, Stahl oder Aluminium hergestellt sein. Beim Aufbau des Netzes 114 ist zwischen dickeren Gitterlinien, die elektrisch stärker leitfähig sind, jedoch mehr Licht blockieren, und dünnen Gitterlinien, die elektrisch weniger leitfähig sind, jedoch weniger Licht blockieren, abzuwägen. Die Metallstäbe sind bevorzugt in einer kammähnlichen Anordnung konfiguriert, um Lichtstrahlen durch die Schicht 110 zu lassen. Das Sammelschienennetz 114 und die Schicht 110 in Kombination agieren als eine einzige metallurgische Einheit, die funktionell mit einem ersten ohmschen Kontakt verbunden ist, um einen Stromabnahmekreis zu bilden. Im US-Patent Nr. 6,548,751 von Sverdrup et al., das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, funktionieren ein kombiniertes Silber-Sammelschienennetz und eine Indium-Zinnoxid-Schicht als eine einzige transparente ITO/Ag-Schicht.
  • Die Schicht 112 ist eine Antireflexionsbeschichtung, die eine signifikante Menge an zusätzlichem Licht in die Zelle lassen kann. Abhängig von dem Verwendungszweck der Zelle kann die Schicht direkt auf dem obersten Leiter wie in 1 dargestellt aufgebracht sein. Alternativ oder zusätzlich kann die Antireflexionsbeschichtung 112 auf einem separaten Schutzglas aufgebracht sein, welches die oberste Elektrode 110 überlagert. Idealerweise reduziert die Antireflexionsbeschichtung die Reflexion der Zelle in dem Spektralbereich, in dem photoelektrische Absorption auftritt, auf nahezu Null und erhöht gleichzeitig die Reflexion in den anderen Spektralbereichen, um Erwärmung zu reduzieren. Das US-Patent Nr. 6,107,564 von Aguilera et al., das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, beschreibt beispielhafte Antireflexionsbeschichtungen, die im Stand der Technik bekannt sind.
  • Solarzellen erzeugen typischerweise lediglich geringe Spannung. Zum Beispiel erzeugen Solarzellen auf Siliciumbasis eine Spannung von etwa 0,6 Volt (V). Daher werden Solarzellen in Reihe oder parallel geschaltet, um eine größere Spannung zu erreichen. Bei Reihenschaltung werden die Spannungen der einzelnen Zellen addiert, während die Stromstärke unverändert bleibt. Daher reduzieren in Reihe geschaltete Solarzellen im Vergleich zu analogen parallel geschalteten Solarzellen die Strommenge, die durch solche Zellen fließt, wodurch die Effizienz verbessert wird. Wie in 1 dargestellt wird die Anordnung von Solarzellen in Reihe unter Verwendung der Verbindungen 116 erreicht. Im Allgemeinen stellt eine Verbindung 116 zwischen der ersten Elektrode der einen Solarzelle und der Gegenelektrode einer angrenzenden Solarzelle eine elektrische Verbindung her.
  • Wie oben angemerkt und in 1 dargestellt weisen konventionelle Solarzellen typischerweise die Form einer Plattenstruktur auf. Obgleich solche Zellen hocheffizient sind, wenn sie kleiner sind, weisen größere planare Solarzellen reduzierte Effizienz auf, da es schwieriger ist, die Halbleiterschichten, die in solchen Solarzellen den Übergang bilden, einheitlich zu gestalten. Des Weiteren kommt es vermehrt zu Löchern und ähnlichen Defekten in größeren planaren Solarzellen. Diese Merkmale können auf dem Übergang Shunts verursachen. Dementsprechend besteht im Stand der Technik ein Bedarf an verbesserten Solarzellenanordnungen.
  • Die Diskussion oder die Würdigung eines Dokuments hierin soll nicht als Eingeständnis verstanden werden, dass dieses Dokument Stand der Technik für die vorliegende Anmeldung bildet.
  • 3. ZUSAMMENFASSUNG DER ANMELDUNG
  • Ein Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzelleneinheit umfassend einen Träger und eine Mehrzahl von Photovoltaikzellen bereit. Der Träger weist ein erstes Ende und ein zweites Ende auf. Die Mehrzahl von Photovoltaikzellen, die auf dem Träger linear angeordnet sind, umfasst eine erste Photovoltaikzelle und eine zweite Photovoltaikzelle. Jede Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen umfasst (i) eine Rückelektrode, die umlaufend auf dem Träger angeordnet ist, (ii) eine Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der Rückelektrode angeordnet ist, und (iii) eine transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem Halbleiterübergang angeordnet ist. Die transparente leitfähige Schicht der ersten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen ist mit der Rückelektrode der zweiten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen in Reihe geschaltet. In einigen Ausführungsformen ist der Träger entweder (i) röhrenförmig oder (ii) in der Form eines starren massiven Stabs.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst die Mehrzahl von Photovoltaikzellen (i) eine erste endständige Photovoltaikzelle am ersten Ende des Trägers, (ii) eine zweite endständige Photovoltaikzelle am zweiten Ende des Trägers, und (iii) mindestens eine dazwischenliegende Photovoltaikzelle zwischen der ersten endständigen Photovoltaikzelle und der zweiten Photovoltaikzelle. Die transparente leitfähige Schicht jeder dazwischenliegenden Photovoltaikzelle der mindestens einen dazwischenliegenden Photovoltaikzelle ist mit der Rückelektrode einer angrenzenden Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen elektrisch in Reihe geschaltet. In einigen Ausführungsformen ist die angrenzende Photovoltaikzelle die erste endständige Photovoltaikzelle oder die zweite endständige Photovoltaikzelle. In einigen Ausführungsformen ist die angrenzende Photovoltaikzelle eine andere dazwischenliegende Photovoltaikzelle. In einigen Ausführungsformen umfasst die Mehrzahl von Photovoltaikzellen drei oder mehr Photovoltaikzellen, zehn oder mehr Photovoltaikzellen, fünfzig oder mehr Photovoltaikzellen oder hundert oder mehr Photovoltaikzellen.
  • In einigen Ausführungsformen ist ein transparentes, röhrenförmiges Gehäuse, das aus Kunststoff oder Glas hergestellt ist, umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht der gesamten oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet. In einigen Ausführungsformen umfasst das transparente röhrenförmige Gehäuse Aluminosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatisches Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Glas aus synthetischem Quarz, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, Flintglas oder „cereated glass". In einigen Ausführungsformen umfasst das transparente Gehäuse ein Urethanpolymer, ein Acrylpolymer, ein Fluorpolymer, ein Silikon, ein Silikongel, ein Epoxidharz, ein Polyamid oder ein Polyolefin. In einigen Ausführungsformen umfasst das transparente röhrenförmige Gehäuse Polymethylmethacrylat (PMMA), Polydimethylsiloxan (PDMS), Ethylenvinylacetat (EVA), Perfluoralkoxyfluorkohlenstoff (PFA), Nylon, vernetztes Polyethylen (PEX), Polypropylen (PP), Polyethylenterephtalatglycol (PETG), Polytetrafluorethylen (PTFE), Polyvinylchlorid (PVC) oder Polyvinylidenfluorid (PVDF).
  • In einigen Ausführungsformen umfasst der Träger Kunststoff, Metall oder Glas. In einigen Ausführungsformen umfasst der Träger ein Urethanpolymer, ein Acrylpolymer, ein Fluorpolymer, Polybenzamidazol, Polymid, Polytetrafluorethylen, Polyetheretherketon, Polyamidimid, Phenolglas, Polystyrol, vernetztes Polystyrol, Polyester, Polycarbonat, Polyethylen, Polyethylen, Acrylnitril-Butadien-Styrol, Polytetrafluorethylen, Polymethacrylat, Nylon 6,6, Celluloseacetatbutyrat, Celluloseacetat, starres Vinyl, erweichtes Vinyl oder Polypropylen. In einigen Ausführungsformen umfasst der Träger Aluminosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatisches Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, ein Phenolglas, Flintglas oder „cereated glass".
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger röhrenförmig. In einigen Ausführungsformen wird ein Fluid wie etwa Luft, Stickstoff, Wasser oder Helium durch den Träger geleitet. In einigen Ausführungsformen umfasst der Träger einen massiven Stab.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Rückelektrode einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen aus Aluminium, Molybdän, Wolfram, Vanadium, Rhodium, Niob, Chrom, Tantal, Titan, Stahl, Nickel, Platin, Silber, Gold, einer Legierung davon oder einer Kombination davon hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist die Rückelektrode einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen aus Indiumzinnoxid, Titannitrid, Zinnoxid, Fluor-dotiertem Zinnoxid, dotiertem Zinkoxid, Aluminium-dotiertem Zinkoxid, Gallium-dotiertem Zinkoxid, Bor-dotiertem Zinkoxid, Indium-Zinkoxid, einem rußgefüllten Metalloxid, einem rußgefüllten Graphitoxid, einem rußgefüllten Oxid, einem supraleitfähigen rußgefüllten Oxid, einem Epoxidharz, einem leitfähigen Glas oder einem leitfähigen Kunststoff hergestellt.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst der Halbleiterübergang einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen einen Homoübergang, einen Heteroübergang, einen Heteroflächen-Übergang (engl. „heteroface junction"), einen verdeckten Homoübergang (engl. „buried homojunction"), einen p-i-n-Übergang oder einen Tandemübergang. In einigen Ausführungsformen umfasst die transparente leitfähige Schicht einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen Kohlenstoffnanoröhrchen, Zinnoxid, Fluor-dotiertes Zinnoxid, Indiumzinnoxid (ITO), dotiertes Zinkoxid, Aluminium-dotiertes Zinkoxid, Gallium-dotiertes Zinkoxid, Bor-dotiertes Zinkoxid, Indiumzinkoxid oder eine Kombination davon.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst der Halbleiterübergang einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen eine Absorberschicht und eine Übergangspartnerschicht, wobei die Übergangspartnerschicht umlaufend auf der Absorberschicht angeordnet ist. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid und die Übergangspartnerschicht ist In2Se3, In2S3, ZnS, ZnSe, CdInS, CdZnS, ZnIn2Se4, Zn1-xMgxO, CdS, SnO2, ZnO, ZrO2 oder dotiertes ZnO. In einigen Ausführungsformen umfasst die Mehrzahl von Photovoltaikzellen ferner eine intrinsische Schicht, die umlaufend auf dem Halbleiterübergang der Photovoltaikzelle angeordnet ist, und die transparente leitfähige Schicht der Photovoltaikzelle ist auf der intrinsischen Schicht angeordnet. In einigen Ausführungsformen umfasst die intrinsische Schicht nicht dotiertes transparentes Oxid wie etwa nicht dotiertes Zinkoxid.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzelleneinheit ferner (i) eine Füllschicht, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist, und (ii) ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der Füllschicht angeordnet ist. In einigen Ausführungsformen umfasst die Füllschicht Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz. In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzelleneinheit ferner eine wasserfeste Schicht, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist sowie ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der wasserfesten Schicht angeordnet ist. Die wasserfeste Schicht kann zum Beispiel aus durchsichtigem Silikon, SiN, SiOxNy, SiOx oder Al2O3 hergestellt sein, wobei x und y ganze Zahlen sind.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzelleneinheit eine wasserfeste Schicht, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist sowie ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der wasserfesten Schicht angeordnet ist. In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzelleneinheit ferner ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist, sowie eine Antireflexionsbeschichtung, die umlaufend auf dem transparenten röhrenförmigen Gehäuse angeordnet ist. In einigen Ausführungsformen umfasst die Antireflexionsbeschichtung MgF2, Siliciumnitrat, Titannitrat, Siliciummonoxid oder Siliciumoxidnitrit.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Antireflexionsbeschichtung umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet. In einigen Ausführungsformen umfasst die Antireflexionsbeschichtung MgF2, Siliciumnitrat, Titannitrat, Siliciummonoxid oder Siliciumoxidnitrit.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Solarzelle zwischen 2 cm und 300 cm, zwischen 2 cm und 30 cm oder zwischen 30 cm und 300 cm lang.
  • Ein weiterer Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzellenanordnung umfassend eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten bereit, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur jeder beliebigen oben beschriebenen Solarzelleneinheit aufweist, sodass die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten in koplanaren Reihen angeordnet sind, um die Solarzellenanordnung zu bilden.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzellenanordnung bereit umfassend (A) eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur jeder beliebigen oben beschriebenen Solarzelleneinheit aufweist, und (B) eine Mehrzahl von internen Reflektoren. Die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten sind geometrisch in einer parallelen oder nahezu parallelen Art und Weise angeordnet, wodurch eine planare Anordnung mit einer ersten und einer zweiten Seite gebildet wird. Jeder interne Reflektor der Mehrzahl von internen Reflektoren ist zwischen einer entsprechenden ersten Solarzelleneinheit und einer entsprechenden zweiten Solarzelleneinheit der Mehrzahl von länglichen Solarzellen konfiguriert, so dass ein Teil des von dem jeweiligen internen Reflektor reflektierten Sonnenlichts auf die entsprechende erste und zweite längliche Solarzelle reflektiert wird. In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzellenanordnung ferner (C) einen transparenten elektrisch isolierenden Träger, der die gesamte erste Seite der planaren Anordnung oder einen Teil davon bedeckt. In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzellenanordnung ferner noch (D) eine transparente isolierende Abdeckung, die auf der zweiten Seite der planaren Anordnung angeordnet ist, wodurch die Mehrzahl von länglichen Solarzellen zwischen der transparenten isolierenden Abdeckung und dem transparenten isolierenden Träger eingeschlossen wird. In einigen Ausführungsformen sind die transparente isolierende Abdeckung und der transparente isolierende Träger durch ein Dichtmittel aneinander gebunden. In einigen Ausführungsformen ist das Dichtmittel Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz. In einigen Ausführungsformen ist die Mehrzahl von länglichen Solarzellen konfiguriert, um direktes Licht von der ersten Seite und der zweiten Seite der planaren Anordnung zu empfangen. In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzellenanordnung ferner eine Albedo-Oberfläche, die zur Reflexion von Sonnenlicht in die Mehrzahl von Solarzelleneinheiten positioniert ist. In einigen Ausführungsformen weist die Albedo-Oberfläche ein Albedo von mehr als 80% auf. In einigen Ausführungsformen sind eine erste Solarzelleneinheit und eine zweite Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten elektrisch in Reihe oder parallel geschaltet.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzellenanordnung bereit, umfassend eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur jeder beliebigen oben beschriebenen Solarzelleneinheit aufweist. Die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten sind geometrisch in einer parallelen oder nahezu parallelen Art und Weise angeordnet, wodurch eine planare Anordnung mit einer ersten und einer zweiten Seite gebildet wird. Gemäß diesem Aspekt der vorliegenden Anmeldung umfasst die Solarzellenanordnung ferner (i) einen transparenten elektrisch isolierenden Träger, der die gesamte oder einen Teil der ersten Seite der planaren Anordnung abdeckt, und (ii) eine transparente isolierende Abdeckung, die auf der zweiten Seite der planaren Anordnung angeordnet ist, wodurch die Mehrzahl von länglichen Solarzellen zwischen der transparenten isolierenden Abdeckung und dem transparenten elektrisch isolierenden Träger eingeschlossen ist. In einigen Ausführungsformen sind die transparente isolierende Abdeckung und der transparente isolierende Träger durch ein Dichtmittel wie zum Beispiel Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz aneinander gebunden.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzelleneinheit umfassend (A) Träger, (B) eine erste Photovoltaikzelle und (C) eine zweite Photovoltaikzelle bereit. In einigen Ausführungsformen ist der Träger entweder (i) röhrenförmig oder (ii) massiv-zylinderförmig. Die erste Photovoltaikzelle umfasst eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist, eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist, und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die zweite Photovoltaikzelle umfasst eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist, eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die erste Photovoltaikzelle liegt neben der zweiten Photovoltaikzelle, die erste transparente leitfähige Schicht ist mit der zweiten Rückelektrode elektrisch in Reihe geschaltet, die erste transparente leitfähige Schicht ist von der zweiten transparenten leitfähigen Schicht elektrisch isoliert und die erste Rückelektrode ist von der zweiten Rückelektrode elektrisch isoliert.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Anmeldung stellt eine Solarzelleneinheit umfassend (A) einen Träger, (B) eine erste Photovoltaikzelle, (C) eine zweite Photovoltaikzelle, (D) eine isolierende Säule und (E) eine elektrisch leitfähige Brücke bereit. In einigen Ausführungsformen ist der Träger entweder (i) röhrenförmig oder (ii) in der Form eines starren massiven Stabs. Die erste Photovoltaikzelle umfasst eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist, eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist, und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die zweite Photovoltaikzelle umfasst eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist, eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die isolierende Säule (i) trennt die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch und (ii) trennt den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch. Die elektrisch leitfähige Brücke schaltet die erste transparente leitfähige Schicht mit der zweiten Rückelektrode elektrisch in Reihe.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung stellt eine Solarzelleneinheit umfassend (A) einen Träger, (B) eine erste Photovoltaikzelle, (C) eine zweite Photovoltaikzelle und (D) eine isolierende Säule bereit. In einigen Ausführungsformen ist der Träger entweder (i) röhrenförmig oder (ii) in der Form eines starren massiven Stabs. Die erste Photovoltaikzelle umfasst eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist, eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die zweite Photovoltaikzelle umfasst eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist, eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist, und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die isolierende Säule (i) trennt die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch und (ii) trennt den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch. Die erste transparente leitfähige Schicht ist mit der zweiten Rückelektrode in Reihe geschaltet. Die erste transparente leitfähige Schicht ist von der zweiten transparenten leitfähigen Schicht elektrisch isoliert.
  • Noch ein weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung stellt eine Solarzelleneinheit umfassend einen Träger, eine erste Photovoltaikzelle, eine zweite Photovoltaikzelle, eine isolierende Säule und eine elektrisch leitfähige Brücke bereit. In einigen Ausführungsformen ist der Träger entweder (i) röhrenförmig oder (ii) in der Form eines starren massiven Stabs. Die erste Photovoltaikzelle umfasst eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist, eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist, eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist, und eine elektrische Leitung, die auf einem Teil der ersten transparenten Oxidschicht angeordnet ist. Die zweite Photovoltaikzelle umfasst eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist, eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist, und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist. Die isolierende Säule (i) trennt die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch, (ii) trennt den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch und (iii) trennt die erste transparente leitfähige Schicht und die zweite transparente leitfähige Schicht elektrisch. Die elektrisch leitfähige Brücke schaltet die elektrische Leitung mit der zweiten Rückelektrode elektrisch in Reihe.
  • In einigen Ausführungsformen wird eine Solarzelleneinheit bereit gestellt umfassend einen Träger mit einem ersten Ende und einem zweiten Ende, wobei mindestens cm Teil des Trägers starr und nicht planar ist. Die Solarzelleneinheit umfasst ferner eine Mehrzahl von linear auf dem Träger angeordneten Photovoltaikzellen, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen eine erste Photovoltaikzelle und eine zweite Photovoltaikzelle umfasst, wobei jede Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen umfasst: (i) eine Rückelektrode, die umlaufend auf dem Träger angeordnet ist, (ii) eine Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der Rückelektrode angeordnet ist, und (iii) eine transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem Halbleiterübergang angeordnet ist. Die transparente leitfähige Schicht der ersten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen ist mit der Rückelektrode der zweiten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen elektrisch in Reihe geschaltet.
  • 4. KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • 1 zeigt miteinander verbundene Solarzellen gemäß dem Stand der Technik.
  • 2A–2K zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer Kaskadentechnik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • 3A–3H zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer ersten Post-Absorber-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • 4A–4F zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer zweiten Post-Absorber-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • 5A–5D zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer ersten Post-Device-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • 6A–6H zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer zweiten Post-Device-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • 7 ist eine Querschnittansicht einer Photovoltaikzelle gemäß einer Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung.
  • 8A–8D zeigen Halbleiterübergänge, die in zahlreichen Photovoltaikzellen in zahlreichen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung verwendet werden.
  • 9 zeigt eine Solaranordnung mit internen Reflektoren gemäß einer Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung.
  • In den unterschiedlichen Ansichten der Zeichnungen beziehen sich gleiche Bezugszeichen auf entsprechende Teile. Die Abmessungen sind nicht maßstabsgetreu gezeichnet.
  • 5. DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
  • Hierin offenbart sind nicht planare Solarzelleneinheiten umfassend eine Mehrzahl von Photovoltaikzellen, die auf monolithisch integrierte Art und Weise linear auf einem Träger angeordnet sind.
  • 5.1 Grundstruktur
  • 7 zeigt die Querschnittansicht einer beispielhaften Ausführungsform einer Photovoltaikzelle 700. In einigen Ausführungsformen umfasst eine Solarzelleneinheit eine Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700, die auf monolithisch integrierte Art und Weise linear auf einem nicht planaren Träger angeordnet sind.
  • Träger 102. Ein Träger 102 dient als Träger für die Solarzelleneinheit. In einigen Ausführungsformen weist der gesamte Träger 102 oder ein Teil davon eine nicht planare geschlossene Form auf. In einigen Ausführungsformen ist der gesamte Träger 102 oder ein Teil davon zum Beispiel ein starres Rohr oder ein starrer massiver Stab. In einigen Ausführungsformen weist der gesamte oder ein Teil des Trägers 102 jede beliebige massiv- oder hohlförmig-zylindrische Form auf. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 ein massives Rohr aus Kunststoff, Metall oder Glas. In einigen Ausführungsformen ist die gesamte äußere Form der Solarzelle 270 gleich der Form des Trägers 102. In einigen Ausführungsformen unterscheidet sich die gesamte äußere Form der Solarzelle 270 von der Form des Trägers 102. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 nicht faserförmig.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 massiv. Die Steifigkeit eines Materials kann unter Verwendung unterschiedlicher Maße einschließlich, aber nicht darauf beschränkt, dem Youngschen Modul gemessen werden. In der Mechanik ist der Youngsche Modul (E) (ebenfalls als Young-Modul, Elastizitätsmodul, E-Modul oder Zugmodul bekannt) ein Maß für die Steifigkeit eines bestimmten Materials. Bei geringer Dehnung ist er als Verhältnis der Änderung der Spannung mit der Dehnung definiert. Dies kann experimentell ausgehend vom Anstieg einer Spannungs-Dehnungs-Kurve, die sich aus dem Zugversuch an einer Materialprobe ergibt, bestimmt werden. Die folgende Tabelle führt den Youngschen Modul für verschiedene Materialien an.
    Material Youngscher Modul (E) in GPa Youngscher Modul (E) in lbf/in2 (psi)
    Kautschuk (geringe Dehnung) 0,01–0,1 1 500–15 000
    Polyethylen mit niederer Dichte 0,2 30 000
    Polypropylen 1,5–2 217 000–290 000
    Polyethylenterephthalat 2–2,5 290 000–360 000
    Polystyrol 3–3,5 435 000–505 000
    Nylon 3–7 290 000–580 000
    Aluminiumlegierung 69 10 000 000
    Glas (alle Arten) 72 10 400 000
    Messing und Bronze 103–124 17 000 000
    Titan (Ti) 105–120 15 000 000–17 500 000
    Kohlenstofffaserverstärkter Kunststoff (unidirektional, faserparallel) 150 21 800 000
    Schmiedeeisen und Stahl 190–210 30 000 000
    Wolfram (W) 400–410 58 000 000–59 500 000
    Siliciumcarbid (SiC) 450 65 000 000
    Wolframcarbid (WC) 450–650 65 000 000–94 000 000
    Einstückige Kohlenstoffnanoröhre 1 000+ 145 000 000
    Diamant (C) 1 050–1 200 150 000 000–175 000 000
  • In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung gilt ein Material (z. B. ein Träger 102) als starr, wenn es aus einem Material mit einem Youngschen Modul von 20 GPa oder mehr, 30 GPa oder mehr, 40 GPa oder mehr, 50 GPa oder mehr, 60 GPa oder mehr oder 70 GPa oder mehr hergestellt ist. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung gilt ein Material (z. B. der Träger 102) als starr, wenn der Youngsche Modul des Materials in einem Spannungsbereich konstant ist. Solche Materialien werden als linear bezeichnet und unterliegen dem Hookeschen Gesetz. Somit ist in einigen Ausführungsformen der Träger 102 aus einem linearen Material hergestellt, das dem Hookeschen Gesetz unterliegt. Beispiele für lineare Materialien schließen, ohne darauf beschränkt zu sein, Stahl, Kohlenstofffaser und Glas ein. Gummi und Boden (außer bei sehr geringer Spannung) sind nicht-lineare Materialien.
  • Die vorliegende Anmeldung beschränkt sich nicht auf Träger, die starr-zylinderförmig oder massiv-stabförmig sind. Der gesamte oder ein Teil des Trägers 102 kann gekennzeichnet sein durch einen Querschnitt, der durch eine beliebige Anzahl von Formen, die sich von der in 7 dargestellten Kreisform unterscheiden, begrenzt ist. Die Grenzform kann kreisförmig, oval oder jede beliebige, durch eine oder mehr als eine glatt gewölbte Oberfläche gekennzeichnete Form oder jeder beliebige Teil von glatt gewölbten Oberflächen sein. Die Grenzform kann ein n-Gon sein, wobei n 3, 5 oder größer als 5 ist. Die Grenzform kann ebenfalls linear sein, einschließlich dreieckig, rechteckig, fünfeckig, sechseckig, oder eine beliebige Anzahl von linearen segmentierten Flächen aufweisen. Der Querschnitt kann aber auch von jeder beliebigen Kombination von linearen Flächen, bogenförmigen Flächen oder gewölbten Flächen begrenzt sein. Wie hierin lediglich zur Vereinfachung der Diskussion beschrieben, ist zur Darstellung von nicht planaren Ausführungsformen der Photovoltaikvorrichtung ein nach allen Seiten gleicher kreisförmiger Querschnitt gezeigt. Es gilt jedoch zu beachten, dass in einer Photovoltaikvorrichtung 10, die in der Praxis nicht planar ist, jede beliebige Querschnittgeometrie verwendet werden kann.
  • In einigen Ausführungsformen ist ein erster Teil des Trägers 102 durch eine erste Querschnittform gekennzeichnet und ein zweiter Teil des Trägers 102 ist durch eine zweite Querschnittform gekennzeichnet, wobei die erste und zweite Querschnittform gleich oder unterschiedlich sind. In einigen Ausführungsformen sind mindestens 10%, mindestens 20%, mindestens 30%, mindestens 40%, mindestens 50%, mindestens 60%, mindestens 70%, mindestens 80%, mindestens 90% der Länge oder die gesamte Länge des Trägers 102 durch die erste Querschnittform gekennzeichnet. In einigen Ausführungsformen ist die erste Querschnittform planar (z. B. weist sie keine bogenförmige Seite auf) und die zweite Querschnittform weist mindestens eine bogenförmige Seite auf.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus einem starren Kunststoff, Metall, Metalllegierung oder Glas hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus einem Urethanpolymer, einem Acrylpolymer, einem Fluorpolymer, Polybenzamidazol, Polymid, Polytetrafluorethylen, Polyetheretherketon, Polyamidimid, Phenolglas, Polystyrol, vernetztem Polystyrol, Polyester, Polycarbonat, Polyethylen, Polyethylen, Acrylnitril- Butadien-Styrol, Polytetrafluorethylen, Polymethacrylat, Nylon 6,6, Celluloseacetatbutyrat, Celluloseacetat, starrem Vinyl, plastifiziertem Vinyl oder Polypropylen hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Aluminosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatischem Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, einem Phenolglas, Flintglas oder „cereated glass" hergestellt.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus einem Material wie Polybenzamidazol hergestellt (z. B. Celazol®, erhältlich von Boedeker Plastics, Inc., Shiner, Texas). In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polymid hergestellt (z. B. DuPontTM Vespel® oder DuPontTM Kapton®, Wilmington, Delaware). In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polytetrafluorethylen (PTFE) oder Polyetheretherketon (PEEK) hergestellt, jeweils erhältlich von Boedeker Plastics, Inc. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polyamidimid hergestellt (z. B. Torion® PAI, Solvay Advanced Polymers, Alpharetta, Georgia).
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus einem Phenolglas hergestellt. Phenolharz-Laminate werden durch das Anwenden von Wärme und Druck auf Schichten aus Papier, Gewebe, Leinen oder Glasfasergewebe, die mit synthetischen Duroplasten imprägniert sind, hergestellt. Bei Anwendung von Wärme und Druck auf die Schichten wird aufgrund einer chemischen Reaktion (Polymerisation) aus den einzelnen Schichten ein einziges laminiertes Material mit einer „gehärteten" Form, die nicht wieder erweicht werden kann. Daher werden diese Materialien als „Duroplaste" bezeichnet. Für das Herstellen von duroplastischen Laminaten mit einer Auswahl an mechanischen, thermischen und elektrischen Eigenschaften können eine Vielzahl von Harzarten und Gewebematerialien verwendet werden. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 ein Phenolharz-Laminat mit einem NEMA-Grad G-3, G-5, G-7, G-9, G-10 oder G-11. Beispielhafte Phenolharz-Laminate sind von Boedeker Plastics, Inc. erhältlich.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polystyrol hergestellt. Beispiele für Polystyrol schließen allgemein verwendbares Polystyrol und schlagfestes Polystyrol ein, wie in Marks' Standard Handbook for Mechanical Engineers, 9. Auflage, 1987, McGraw-Rill, Inc., S. 6–174, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, detailliert angeführt. In noch weiteren Ausführungsformen ist der Träger 102 aus vernetztem Polystyrol hergestellt. Ein Beispiel für vernetztes Polystyrol ist Rexolite® (erhältlich von San Diego Plastics Inc., National City, Kalifornien). Rexolite ist ein Duroplast, im Besonderen ein starrer und transluzenter Kunststoff, der durch Vernetzen von Polystyrol mit Divinylbenzol hergestellt wird.
  • In noch weiteren Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polycarbonat hergestellt. Solche Polycarbonate können verschiedene Mengen an Glasfasern (z. B. 10%, 20%, 30% oder 40%) enthalten, um Zugfestigkeit, Steife, Druckfestigkeit sowie den Wärmeexpansionskoeffizienten des Materials einzustellen. Beispielhafte Polycarbonate sind Zelux® M und Zelux® W, die von Boedeker Plastics, Inc. erhältlich sind.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polyethylen hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Polyethylen niederer Dichte (LDPE), Polyethylen hoher Dichte (HDPE) oder Polyethylen ultrahohen Molekulargewichts (UHMW PE) hergestellt. In Marks' Standard Handbook for Mechanical Engineers, 9. Auflage, 1987, McGraw-Rill, Inc., S. 6–173, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden chemische Eigenschaften von HDPE beschrieben. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus Acrylnitril-Butadien-Styrol, Polytetrafluorethylen (Teflon), Polymethacrylat (Lucite oder Plexiglas), Nylon 6,6, Celluloseacetatbutyrat, Celluloseacetat, starrem Vinyl, plastifiziertem Vinyl oder Polypropylen hergestellt. In Marks' Standard Handbook for Mechanical Engineers, 9. Auflage, 1987, McGraw-Rill, Inc., S. 6–172 und 6–175, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden chemische Eigenschaften dieser Materialien beschrieben.
  • Zusätzliche beispielhafte Materialien, die für die Herstellung des Trägers 102 verwendet werden können, finden sich in Modern Plastics Encyclopedia, McGraw-Rill; Reinhold Plastics Applications Series, Reinhold Roff, Fibres, Plastics and Rubbers, Butterworth; Lee and Neville, Epoxy Resins, McGraw-Rill; Bilmetyer, Textbook of Polymer Science, Interscience; Schmidt and Marlies, Principles of high polymer theory and practice, McGraw-Hill; Beadle (Hrsg.), Plastics, Morgan-Grampiand, Ltd., 2 Bände 1970; Tobolsky and Mark (Hrsg.), Polymer Science and Materials, Wiley, 1971; Glanville, The Plastics's Engineer's Data Book, Industrial Press, 1971; Mohr (Herausgeber und Erstautor), Oleesky, Shook, and Meyers, SP1 Handbook of Technology and Engineering of Reinforced Plastics Composites, Van Nostrand Reinhold, 1973, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind.
  • In einigen Ausführungsformen ist ein Querschnitt des Trägers 102 umlaufend und weist einen äußeren Durchmesser von zwischen 3 mm und 100 mm, zwischen 4 mm und 75 mm, zwischen 5 mm und 50 mm, zwischen 10 mm und 40 mm oder zwischen 14 mm und 17 mm auf. In einigen Ausführungsformen ist ein Querschnitt des Trägers 102 umlaufend und weist einen äußeren Durchmesser von zwischen 1 mm und 1000 mm auf.
  • In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 ein Rohr mit einem hohlen Innenraum. In solchen Ausführungsformen ist ein Querschnitt des Trägers 102 gekennzeichnet durch einen Innenradius, der den hohlen Innenraum definiert, und einen Außenradius. Die Differenz zwischen Innenradius und Außenradius ist die Dicke des Trägers 102. In einigen Ausführungsformen beträgt die Dicke des Trägers 102 zwischen 0,1 mm und 20 mm, zwischen 0,3 mm und 10 mm, zwischen 0,5 mm und 5 mm oder zwischen 1 mm und 2 mm. In einigen Ausführungsformen beträgt der Innenradius zwischen 1 mm und 100 mm, zwischen 3 mm und 50 mm oder zwischen 5 mm und 10 mm.
  • In einigen Ausführungsformen weist der Träger 102 eine Länge (senkrecht zu der von 7 definierten Ebene) zwischen 5 mm und 10 000 mm, zwischen 50 mm und 5 000 mm, zwischen 100 mm und 3000 mm oder zwischen 500 mm und 1500 mm auf. In einer Ausführungsform ist der Träger 102 ein hohles Rohr mit einem äußeren Durchmesser von 15 mm und einer Dicke von 1,2 mm und einer Länge von 1040 mm. Obgleich der Träger 102 in 7 als massiv gezeigt wird, gilt zu beachten, dass in manchen Ausführungsformen der Träger 102 einen hohlen Kern aufweist und eine starre röhrenförmige Struktur annimmt, wie etwa jene, die von einem Glasrohr gebildet wird.
  • Rückelektrode 104. Auf einem Träger 102 ist umlaufend eine Rückelektrode 104 angeordnet. Die Rückelektrode 104 dient als erste Elektrode in der Anordnung. Im Allgemeinen wird eine Rückelektrode 104 aus jedem beliebigen Material hergestellt, das den von einer Photovoltaikzelle 700 erzeugten Photovoltaikstrom mit vernachlässigbaren resistiven Verlusten tragen kann. In einigen Ausführungsformen wird die Rückelektrode 104 aus jedem beliebigen leitfähigen Material hergestellt, wie etwa Aluminium, Molybdän, Wolfram, Vanadium, Rhodium, Niob, Chrom, Tantal, Titan, Stahl, Nickel, Platin, Silber, Gold, einer Legierung davon oder einer Kombination davon. In einigen Ausführungsformen ist die Rückelektrode 104 aus jedem beliebigen leitfähigen Material hergestellt, wie etwa Indiumzinnoxid, Titannitrid, Zinnoxid, Fluor-dotiertem Zinnoxid, dotiertem Zinkoxid, Aluminium-dotiertem Zinkoxid, Gallium-dotiertem Zinkoxid, Bor-dotiertem Zinkoxid, Indium-Zinkoxid, einem Metall/Ruß-gefüllten Oxid, einem Graphit/Ruß-gefüllten Oxid, einem Ruß/Ruß-gefüllten Oxid, einem supraleitfähigen Ruß-gefüllten Oxid, einem Epoxidharz, einem leitfähigen Glas oder einem leitfähigen Kunststoff. Wie hierin definiert handelt es sich bei einem leitfähigen Kunststoff um ein Kunststoff, das aufgrund von Mischtechniken leitfähige Füllstoffe enthält, die wiederum dem Kunststoff die leitfähigen Eigenschaften verleihen. In einigen Ausführungsformen enthalten die in der vorliegenden Anmeldung für das Bilden einer Rückelektrode 104 verwendeten leitfähigen Kunststoffe Füllstoffe, die ausreichend leitfähige, stromführende Pfade durch die Kunststoffmatrix bilden, um den von einer Photovoltaikzelle 700 erzeugten Photovoltaikstrom mit vernachlässigbaren resistiven Verlusten zu tragen. Die Kunststoffmatrix des leitfähigen Kunststoffs ist üblicherweise isolierend, doch der produzierte Verbundstoff weist die leitfähigen Eigenschaften des Füllstoffes auf.
  • Halbleiterübergang 406. Ein Halbleiterübergang 406 wird um die Rückelektrode 104 gebildet. Der Halbleiterübergang 406 ist jeder beliebige photovoltaische Homoübergang, Heteroübergang, Hetero-Flächen-Übergang, verdeckte Homoübergang, p-i-n-Übergang oder Tandem-Übergang mit einer Absorberschicht 106, bei der es sich um einen Absorber mit direkter Bandlücke (z. B. kristallines Silicium) oder einen Absorber mit indirekter Bandlücke (z. B. amorphes Silicium) handelt. Solche Übergänge werden in Kapitel 1 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, sowie in Lugue and Hegedus, 2003, Handbook of Phoiovoltaic Science and Engineering, John Wiley & Sons, Ltd., West Sussex, England, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind, beschrieben. Abschnitt 5.2 unten offenbart Details der beispielhaften Arten von Halbleiterübergängen 406 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zusätzlich zu den beispielhaften, in Abschnitt 5.2 unten offenbarten Übergängen können Übergänge 406 Mehrfachübergange sein, bei denen Licht durch mehrere Übergänge, die bevorzugt nacheinander kleinere Bandlücken aufweisen, in den Kern von Übergang 406 gelangen.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst der Halbleiterübergang eine Absorberschicht 106 und eine Übergangspartnerschicht 108, wobei die Übergangspartnerschicht 108 umlaufend auf der Absorberschicht 106 angeordnet ist. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid und die Übergangspartnerschicht 108 ist In2Se3, In2S3, ZnS, ZnSe, CdInS, CdZnS, ZnIn2Se4, Zn1-xMgxO, CdS, SnO2, ZnO, ZrO2 oder dotiertes ZnO. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 108 zwischen 0,5 μm und 2,0 μm dick, in einigen Ausführungsformen liegt ein Verhältnis der Zusammensetzung von Cu/(In + Ga) in Absorberschicht 108 zwischen 0,7 und 0,95. In einigen Ausführungsformen liegt ein Verhältnis der Zusammensetzung von Ga/(In + Ga) in Absorberschicht 108 zwischen 0,2 und 0,4. In einigen Ausführungsformen umfasst die Absorberschicht 108 CIGS mit einer <110> kristallographischen Orientierung, CIGS mit einer <112> kristallographischen Orientierung oder ein ungeordnetes CIGS. In einigen Ausführungsformen ist der Halbleiterübergang 406 ein sogenannter Dünnschicht-Halbleiterübergang. In einigen Ausführungsformen ist der Halbleiterübergang 406 ein sogenannter Dickschicht-Halbleiterübergang (z. B. Silicium).
  • Optionale intrinsische Schicht 415. Gegebenenfalls ist eine dünne intrinsische Schicht (i-Schicht) 415 vorhanden, die den Halbleiterübergang 406 umlaufend bedeckt. Die i-Schicht 415 kann unter Verwendung von nicht dotiertem transparenten Oxid einschließlich, aber nicht darauf beschränkt, Zinkoxid, Metalloxid oder jedem beliebigen transparenten Material, das stark isolierend ist, gebildet werden. In einigen Ausführungsformen ist die i-Schicht 415 hochreines Zinkoxid.
  • Transparente leitfähige Schicht 110. Die transparente leitfähige Schicht 110 ist umlaufend auf den Halbleiterübergangsschichten 406 angeordnet, wodurch der Stromkreis vervollständigt wird. Wie oben angeführt ist in einigen Ausführungsformen eine dünne i-Schicht 415 umlaufend auf dem Halbleiterübergang 406 angeordnet. In solchen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend auf der i-Schicht 415 angeordnet.
  • In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 aus Kohlenstoffnanoröhrchen, Zinnoxid SnOx (mit oder ohne Fluor-Dotierung), Indiumzinnoxid (ITO), dotiertem Zinkoxid (z. B. Aluminium-dotiertes Zinkoxid), Indiumzinkoxid, dotiertem Zinkoxid, Aluminium-dotiertem Zinkoxid, Gallium-dotiertem Zinkoxid, Bor-dotiertem Zinkoxid oder einer Kombination davon hergestellt. Kohlenstoffnanoröhrchen sind zum Beispiel von Eikos (Franklin, Massachusetts) im Handel erhältlich und werden im US-Patent 6,988,925 beschrieben, das hierin durch Bezugnahme vollständig aufgenommen ist. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 entweder p-dotiert oder n-dotiert. In Ausführungsformen zum Beispiel, bei denen die äußere Halbleiterschicht von Übergang 406 p-dotiert ist, kann die transparente leitfähige Schicht 110 p-dotiert sein. Gleichermaßen kann in Ausführungsformen, bei denen die äußere Halbleiterschicht des Übergangs 406 n-dotiert ist, die transparente leitfähige Schicht 110 n-dotiert sein. Im Allgemeinen ist die transparente leitfähige Schicht 110 bevorzugt aus einem Material hergestellt, das sehr geringen Widerstand aufweist, geeignete optische Übertragungseigenschaften (z. B. größer als 90%) und eine Aufbringungstemperatur aufweist, die darunterliegende Schichten des Halbleiterübergangs 406 und/oder der optionalen i-Schicht 415 nicht beschädigt. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 ein elektrisch leitfähiges Polymermaterial wie etwa leitfähiges Polytiophen, ein leitfähiges Polyanilin, ein leitfähiges Polypyrrol, ein PSS-dotiertes PEDOT (z. B. Bayrton) oder ein Derivat eines der Vorangehenden. In einigen Ausführungsformen umfasst die transparente leitfähige Schicht 110 mehr als eine Schicht, einschließlich einer ersten Schicht umfassend Zinnoxid SnOx (mit oder ohne Fluor-Dotierung), Indiumzinnoxid (ITO), Indiumzinkoxid, dotiertem Zinkoxid (z. B. Aluminium-dotiertes Zinkoxid) oder eine Kombination davon und eine zweite Schicht umfassend ein leitfähiges Polytiophen, ein leitfähiges Polyanilin, ein leitfähiges Polypyrrol, ein PSS-dotiertes PEDOT (z. B. Bayrton) oder ein Derivat eines der Vorangehenden. In der US-Patentveröffentlichung 2004/0187917 A1 von Pichler, die durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden zusätzliche geeignete Materialien offenbart, die zum Bilden der transparenten leitfähigen Schicht 110 verwendet werden können.
  • Optionale Elektrodenstreifen 420. In einigen Ausführungsformen gemäß der vorliegenden Anmeldung sind Gegenelektrodenstreifen oder -leitungen 420 auf der transparenten leitfähigen Schicht 110 angeordnet, um den Fluss von elektrischem Strom zu verbessern. In einigen Ausführungsformen sind die Elektrodenstreifen 420 dünne Streifen aus elektrisch leitendem Material, das längs entlang der Längsachse (Zylinderachse) der länglichen Solarzelle verläuft. In einigen Ausführungsformen sind die optionalen Elektrodenstreifen 420 in regelmäßigen Abständen auf der Oberfläche der transparenten leitfähigen Schicht 110 positioniert. Zum Beispiel verlaufen in 7 die Elektrodenstreifen 420 parallel zueinander und sind in 90° Intervallen entlang der Zylinderachse der Solarzelle verteilt. In einigen Ausführungsformen sind die Elektrodenstreifen 420 auf der Oberfläche der transparenten leitfähigen Schicht 110 in 5°, 10°, 15°, 20°, 30°, 40°, 50°, 60°, 90° oder 180° Intervallen verteilt. In einigen Ausführungsformen findet sich ein einziger Elektrodenstreifen 420 auf der Oberfläche der transparenten leitfähigen Schicht 110. In einigen Ausführungsformen findet sich kein Elektrodenstreifen 420 auf der Oberfläche der transparenten leitfähigen Schicht 110. In einigen Ausführungsformen finden sich zwei, drei, vier, fünf, sechs, sieben, acht, neun, zehn, elf, zwölf, 15 oder mehr oder 30 oder mehr Elektrodenstreifen auf der transparenten leitfähigen Schicht 110, die alle parallel oder nahezu parallel zueinander entlang der Längsachse (Zylinderachse) der Solarzelle verlaufen. In einigen Ausführungsformen finden sich die Elektrodenstreifen 420 in regelmäßigen Abständen entlang des Umkreises der transparenten leitfähigen Schicht 110, wie zum Beispiel in 7 dargestellt. In anderen Ausführungsformen finden sich die Elektrodenstreifen 420 in nicht regelmäßigen Abständen entlang des Umkreises der transparenten leitfähigen Schicht 110. In einigen Ausführungsformen finden sich die Elektrodenstreifen 420 lediglich auf einer Seite einer Photovoltaikzelle 700. Die Elemente 102, 104, 406, 415 (optional) und 110 aus 7 umfassen gemeinsam die Solarzelle 402 aus 7. In einigen Ausführungsformen sind die Elektrodenstreifen 420 aus leitfähigem Epoxidharz, leitfähiger Tinte, Kupfer oder einer Legierung davon, Aluminium oder einer Legierung davon, Nickel oder einer Legierung davon, Silber oder einer Legierung davon, Gold oder einer Legierung davon, einem leitfähigem Klebstoff oder einem leitfähigen Kunststoff hergestellt.
  • In einigen Ausführungsformen finden sich Elektrodenstreifen, die entlang der Längsachse (Zylinderachse) der Solarzelle verlaufen, und diese Elektrodenstreifen sind durch Gitterlinien miteinander verbunden. Diese Gitterlinien können dicker als, dünner als oder gleich dick wie die Elektrodenstreifen sein. Diese Gitterlinien können aus demselben oder einem unterschiedlichen elektrischen Material wie die Elektrodenstreifen hergestellt sein.
  • Optionale Füllschicht 330. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung ist, wie in 7 dargestellt, die transparente leitfähige Schicht 110 mit einer Füllschicht 330 aus einem Dichtmittel wie etwa Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastischem Polyurethan (TPU), einem Polycarbonat, einem Acrylharz, einem Fluorpolymer und/oder einem Urethan beschichtet, um gegen Luft abzudichten und gegebenenfalls gegenseitiges Anpassen an ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse 310 bereitzustellen.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Füllschicht 330 ein Q-Typ-Silicium, Silsesquioxan, ein D-Typ-Silicium oder ein M-Typ-Silicium. Allerdings wird in einigen Ausführungsformen die optionale Füllschicht 330 nicht benötigt, sogar wenn ein oder mehr als ein Elektrodenstreifen 420 vorhanden ist. In der gleichzeitig anhängigen US-Patentanmeldung Nummer 11/378,847, Anwaltsaktenzeichen 11653-008-999 mit dem Titel „Elongated Photovoltaic Solar Cells in Tubular Casings", die am 18. März 2006 eingereicht wurde und durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden zusätzliche geeignete Materialien für optionale Füllschichten beschrieben.
  • In einigen Ausführungsformen ist die optionale Füllschicht 330 eine Laminatschicht wie etwa eine derjenigen, die in der US Provisional Patentanmeldung mit dem Titel „A Photovoltaic Apparatus Having a Laminate Layer and Method for Making the Same" und dem Anwaltsaktenzeichen 11653-032-888, deren Anmeldenummer noch festzulegen ist und die am 13. März 2007 eingereicht wurde und durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, offenbart werden. In einigen Ausführungsformen weist die Füllschicht 330 eine Viskosität von weniger als 1 × 106 cP auf. In einigen Ausführungsformen weist die Füllschicht 330 einen Wärmeausdehnungskoeffizienten von mehr als 500 × 10–6/°C oder von mehr als 1000 × 10–6°C auf. In einigen Ausführungsformen umfasst die Füllschicht 330 Polydimethylsiloxanpolymer. In einigen Ausführungsformen umfasst die Füllschicht 330 weniger als 50 Gew.-% eines dielektrischen Gels oder Komponenten zur Bildung eines dielektrischen Gels; und mindestens 30 Gew.-% eines transparenten Silikonöls, wobei das transparente Silikonöl eine anfängliche Viskosität von nicht mehr als der Hälfte der anfänglichen Viskosität des dielektrischen Gels oder der Komponenten zur Bildung des dielektrischen Gels aufweist. In einigen Ausführungsformen weist die Füllschicht 330 einen Wärmeausdehnungskoeffizienten von mehr als 500 × 10–6/°C auf und umfasst weniger als 50 Gew.-% eines dielektrischen Gels oder Komponenten zur Bildung eines dielektrischen Gels und mindestens 30% eines transparenten Silikonöls. In einigen Ausführungsformen ist die Füllschicht 330 aus Silikonöl gemischt mit einem dielektrischen Gel gebildet. In einigen Ausführungsformen ist das Silikonöl ein flüssiges Polydimethylsiloxanpolymer und das dielektrische Gel ein Gemisch eines ersten Silikonelastomers und eines zweiten Silikonelastomers. In einigen Ausführungsformen ist die Füllschicht 330 zu X Gew.-% aus einem flüssigen Polydimethylsiloxanpolymer, zu Y Gew.-% aus einem ersten Silikonelastomer und zu Z Gew.-% aus einem zweiten Silikonelastomer gebildet, wobei X, Y und Z in Summe 100 ergeben. In einigen Ausführungsformen weist das flüssige Polydimethylsiloxanpolymer die chemische Formel (CH3)3SiO[SiO(CH3)2]nSi(CH3)3 auf, wobei n ein Bereich an ganzen Zahlen ist, der derart ausgewählt ist, dass das flüssige Polymer eine durchschnittliche Volumenviskosität im Bereich zwischen 50 Centistokes und 100 000 Centistokes aufweist. In einigen Ausführungsformen umfasst das erste Silikonelastomer mindestens 60 Gew.-% Dimethylvinyl-terminiertes Dimethylsiloxan und zwischen 3 und 7 Gew.-% Silikat. In einigen Ausführungsformen umfasst das zweite Silikonelastomer: (i) mindestens 60 Gew.-% Dimethylvinyl-terminiertes Dimethylsiloxan; (ii) zwischen 10 und 30 Gew.-% Wasserstoff-terminiertes Dimethylsiloxan; und (iii) zwischen 3 und 7 Gew.-% trimethyliertes Silika. In einigen Ausführungsformen liegt X zwischen 30 und 90, Y zwischen 2 und 20 und Z zwischen 2 und 20.
  • Optionales transparentes röhrenförmiges Gehäuse 310. In einigen Ausführungsformen, die keine optionale Füllschicht 330 aufweisen, ist das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht 110 angeordnet. In einigen Ausführungsformen, die eine optionale Füllschicht 330 aufweisen, ist das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 umlaufend auf der optionalen Füllschicht 330 angeordnet. In einigen Ausführungsformen ist das röhrenförmige Gehäuse 310 aus Kunststoff oder Glas hergestellt. In einigen Ausführungsformen werden Solarzellen 402 im transparenten röhrenförmigen Gehäuse 310 abgedichtet, nachdem sie wie unten beschrieben in geeigneter Weise für weiteres Packen angepasst wurden. Wie in 7 gezeigt passt das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 über die äußerste Schicht der Solarzelle 402. Verfahren wie etwa Wärmeschrumpfen, Spritzgießen oder Vakuumbeladen können verwendet werden, um das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 zu konstruieren, so dass es Sauerstoff und Wasser aus dem System ausschließt sowie gegenseitiges Anpassen an die darunterliegenden Solarzellen 402 bereitstellt.
  • Mögliche Geometrien des transparenten röhrenförmigen Gehäuses schließen zylindrische, verschiedene längliche Strukturen, bei denen die radiale Dimension wesentlich kleiner als die Länge ist, Panel-artige Strukturen mit bogenförmigen Merkmalen, Box-artige Strukturen oder jede beliebige mögliche Geometrie, die für Photovoltaik-Erzeugung geeignet ist, ein.
  • In einigen Ausführungsformen ist das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 aus Aluminosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatischem Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, Flintglas oder „cereated glass" hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 aus einem Urethanpolymer, einem Acrylpolymer, einem Fluorpolymer, einem Silikon, einem Silikongel, einem Epoxidharz, einem Polyamid oder einem Polyolefin hergestellt.
  • In einigen Ausführungsformen ist das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 aus einem Urethanpolymer, einem Acrylpolymer, Polymethylmethacrylat (PMMA), einem Fluorpolymer, Silikon, Polydimethylsiloxan (PDMS), Silikongel, Epoxidharz, Ethylenvinylacetat (EVA), Perfluoralkoxyfluorkohlenstoff (PFA), Nylon/Polyamid, vernetztem Polyethylen (PEX), Polyolefin, Polypropylen (PP), Polyethylenterephthalatglycol (PETG), Polytetrafluorethylen (PTFE), thermoplastischem Copolymer (z. B. ETFE®, das aus der Polymerisation von Ethylen und Tetrafluorethylen: TEFLON® Monomeren stammt), Polyurethan/Urethan, Polyvinylchlorid (PVC), Polyvinylidenfluorid (PVDF), Tygon®, Vinyl, Viton® oder einer Kombination davon hergestellt. In der gleichzeitig anhängigen US-Patentanmeldung Nummer 11/378,847, Anwaltsaktenzeichen 11653-008-999 mit dem Titel „Elongated Photovoltaic Solar Cells in Tubular Casing", die am 18. März 2006 eingereicht wurde und durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden zusätzliche geeignete Materialien für das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 beschrieben.
  • In einigen Ausführungsformen umfasst das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 eine Mehrzahl von transparenten röhrenförmigen Gehäuseschichten. In einigen Ausführungsformen besteht jedes transparente röhrenförmige Gehäuse aus einem unterschiedlichen Material. In einigen Ausführungsformen zum Beispiel umfasst das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 eine erste transparente röhrenförmige Gehäuseschicht und eine zweite transparente röhrenförmige Gehäuseschicht. Abhängig von der genauen Konfiguration der Solarzelle ist die erste transparente röhrenförmige Gehäuseschicht auf der transparenten leitfähigen Schicht 110, der optionalen Füllschicht 330 oder der wasserfesten Schicht angeordnet. Die zweite transparente röhrenförmige Gehäuseschicht ist auf der ersten transparenten röhrenförmigen Gehäuseschicht angeordnet.
  • In einigen Ausführungsformen weist jede transparente röhrenförmige Gehäuseschicht unterschiedliche Eigenschaften auf. In einem Beispiel weist die äußere transparente röhrenförmige Gehäuseschicht ausgezeichnete UV-Abschirmeigenschaften auf, wobei die innere transparente röhrenförmige Gehäuseschicht gute wasserfeste Eigenschaften aufweist. Darüber hinaus kann die Verwendung mehrerer transparenter röhrenförmiger Gehäuseschichten verwendet werden, um Kosten zu mindern und/oder die Gesamteigenschaften des transparenten röhrenförmigen Gehäuses 310 zu verbessern. Zum Beispiel kann eine transparente röhrenförmige Gehäuseschicht aus einem teuren Material hergestellt sein, das eine erwünschte physikalische Eigenschaft aufweist. Durch Verwendung einer oder mehr als einer zusätzlichen transparenten röhrenförmigen Gehäuseschicht kann die Dicke der teuren transparenten röhrenförmigen Gehäuseschicht reduziert werden, wodurch Kosteneinsparungen beim Material erreicht werden. In einem weiteren Beispiel kann eine transparente röhrenförmige Gehäuseschicht ausgezeichnete optische Eigenschaften (z. B. Brechzahl, usw.) aufweisen, jedoch sehr schwer sein. Durch Verwendung einer oder mehr als einer zusätzlichen transparenten röhrenförmigen Gehäuseschicht kann die Dicke der schweren transparenten röhrenförmigen Gehäuseschicht reduziert werden, wodurch das Gesamtgewicht des transparenten röhrenförmigen Gehäuses 310 reduziert wird.
  • Optionale wasserfeste Schicht. In einigen Ausführungsformen ist die Solarzelle 402 mit einer oder mehr als einer wasserfesten Schicht beschichtet, um die schädlichen Wirkungen von Wassermolekülen zu vermeiden. In einigen Ausführungsformen werden solche wasserfesten Schichten umlaufend auf die transparente leitfähige Schicht 110 beschichtet, bevor die optionale Füllschicht 330 aufgebracht wird und gegebenenfalls die Solarzelle 402 in dem transparenten röhrenförmigen Gehäuse 310 eingeschlossen wird. In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine wasserfeste Schicht umlaufend auf die optionale Füllschicht 330 beschichtet, bevor gegebenenfalls die Solarzelle 402 in dem transparenten röhrenförmigen Gehäuse 310 eingeschlossen wird. In einigen Ausführungsformen beschichten solche wasserfesten Schichten umlaufend das transparente röhrenförmige Gehäuse 310 an sich. In Ausführungsformen, bei denen eine wasserfeste Schicht bereitgestellt wird, um Molekularwasser von der Solarzelle 402 abzudichten, sei anzumerken, dass die optischen Eigenschaften der wasserfesten Schicht nicht mit der Absorption von einfallender Sonnenstrahlung durch die Solarzelle 402 interferieren sollen. In einigen Ausführungsformen ist diese wasserfeste Schicht aus durchsichtigem Silikon hergestellt. In einigen Ausführungsformen zum Beispiel ist die wasserfeste Schicht aus einem Q-Typ-Silicium, Silsesquioxan, einem D-Typ-Silicium oder einem M-Typ-Silicium hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist die wasserfeste Schicht aus durchsichtigem Silikon, SiN, SiOxNy, SiOx oder Al2O3 hergestellt, wobei x und y ganze Zahlen sind.
  • Optionale Antireflexionsbeschichtung. In einigen Ausführungsformen ist eine optionale Antireflexionsbeschichtung ebenfalls umlaufend auf der Solarzelle 402 angeordnet, um die Effizienz der Solarzelle zu maximieren. In einigen Ausführungsformen sind sowohl eine wasserfeste Schicht als auch eine Antireflexionsbeschichtung auf der Solarzelle 402 angeordnet. In einigen Ausführungsformen dient eine einzige Schicht dem zweifachen Zweck einer wasserfesten Schicht und einer Antireflexionsbeschichtung. In einigen Ausführungsformen ist die Antireflexionsbeschichtung aus MgF2, Siliciumnitrat, Titannitrat, Siliciummonoxid oder Siliciumoxidnitrit hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist mehr als eine Schicht Antireflexionsbeschichtung vorhanden. In einigen Ausführungsformen ist mehr als eine Schicht Antireflexionsbeschichtung vorhanden und jede Schicht ist aus dem gleichen Material hergestellt. In einigen Ausführungsformen ist mehr als eine Schicht Antireflexionsbeschichtung vorhanden und jede Schicht ist aus einem unterschiedlichen Material hergestellt.
  • Optionales fluoreszierendes Material. In einigen Ausführungsformen ist auf einer Oberfläche einer Schicht einer Photovoltaikzelle 700 ein fluoreszierendes Material (z. B. lumineszierendes Material, phosphoreszierendes Material) aufgebracht. In einigen Ausführungsformen schließt die Photovoltaikzelle 700 ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse 310 ein und die luminale Oberfläche und/oder Außenoberfläche des transparenten röhrenförmigen Gehäuses 310 ist mit dem fluoreszierenden Material beschichtet. In einigen Ausführungsformen ist das fluoreszierende Material auf der äußeren Oberfläche des transparenten leitfähigen Oxids aufgebracht. In einigen Ausführungsformen schließt die Photovoltaikzelle 700 ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse 310 und eine optionale Füllschicht 330 ein und das fluoreszierende Material ist auf der optionalen Füllschicht 330 aufgebracht. In einigen Ausführungsformen schließt die Photovoltaikzelle 700 eine wasserfeste Schicht ein und die wasserfeste Schicht ist mit dem fluoreszierenden Material beschichtet. In einigen Ausführungsformen ist mehr als eine Oberfläche einer Photovoltaikzelle 700 mit optionalem fluoreszierendem Material beschichtet. In einigen Ausführungsformen absorbiert das fluoreszierende Material blaues und/oder UV-Licht, das manche Halbleiterübergänge 406 der vorliegenden Anmeldung nicht verwenden, um Licht in Elektrizität umzuwandeln und das fluoreszierende Material emittiert sichtbares und/oder Infrarotlicht, das für Stromerzeugung in einigen Photovoltaikzellen 700 der vorliegenden Anmeldung nützlich ist.
  • Fluoreszierende, lumineszierende oder phosphoreszierende Materialien können Licht im blauen oder UV-Bereich absorbieren und das sichtbare Licht emittieren. Phosphoreszierende Materialien oder Phosphore umfassen üblicherweise ein geeignetes Wirtsmaterial und ein Aktivatormaterial. Die Wirtsmaterialien sind typischerweise Oxide, Sulfide, Selenide, Halogenide oder Silikate von Zink, Cadmium, Mangan, Aluminium, Silicium oder verschiedenen Seltenerdmetallen. Die Aktivatoren werden hinzugefügt, um die Emissionszeit zu verlängern.
  • In einigen Ausführungsformen sind phosphoreszierende Materialien aufgenommen, um Lichtabsorption durch eine Photovoltaikzelle 700 zu verbessern. In einigen Ausführungsformen wird das phosphoreszierende Material direkt zu dem Material, das für das Herstellen des optionalen transparenten röhrenförmigen Gehäuses 310 verwendet wird, hinzugefügt. In einigen Ausführungsformen werden die phosphoreszierenden Materialien mit einem Bindemittel gemischt, um als transparente Anstriche verwendet zu werden, um verschiedene äußere oder innere Schichten der Photovoltaikzelle 700 wie oben beschrieben zu beschichten.
  • Beispielhafte Phosphore schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Kupfer-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Cu) und Silber-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Ag) ein. Weitere beispielhafte phosphoreszierende Materialien schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Zinksulfid und Cadmiumsulfid (ZnS:CdS), durch Europium aktiviertes Strontiumaluminat (SrAlO3:Eu), durch Praseodym und Aluminium aktiviertes Strontiumtitan (SrTiO3:PrAl), Calciumsulfid mit Strontiumsulfid mit Bismut ((Ca, Sr)Sr:Bi), Kupfer- und Magnesium-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Cu, Mg) oder eine Kombination davon ein.
  • Verfahren für das Produzieren von Phosphormaterialien sind im Stand der Technik bekannt. Verfahren für das Herstellen von ZnS:Cu oder anderen verwandten phosphoreszierenden Materialien werden zum Beispiel in den US-Patenten 2,807,587 von Butler et al.; 3,031,415 von Morrison et al.; 3,031,416 von Morrison et al., 3,152,995 von Strock; 3,154,712 von Payne; 3,222,214 von Lagos et al.; 3,657,142 von Poss; 4,859,361 von Reilly et al. und 5,269,966 von Karam et al., die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind, beschrieben. Verfahren für das Herstellen von ZnS:Ag oder anderen verwandten phosphoreszierenden Materialien werden in den US-Patenten 6,200,497 von Park et al.; 6,025,675 von Ihara et al.; 4,804,882 von Takahara et al. und 4,512,912 von Matsuda et al., die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind, beschrieben. Im Allgemeinen nimmt das Nachleuchten des Phosphors mit abnehmender Wellenlänge zu. In einigen Ausführungsformen könne Quantenpunkte von CdSe oder ähnlichem phosphoreszierenden Material verwendet werden, um dieselbe Wirkung zu erhalten. Siehe Dabbousi et al., 1995, „Electroluminescence from CdSe quantum-dot/polymer composites," Applied Physics Letters 66 (11): 1316–1318; Dabbousi et al., 1997 „(CdSe)ZnS Core-Shell Quantum Dots: Synthesis and Characterization of a Size Series of Highly Luminescent Nanocrystallites," J. Phys. Chem. B, 101: 9463–9475; Ebenstein et al., 2002, „Fluorescence quantum yield of CdSe:ZnS nanocrystals investigated by correlated atomic-force and single-particle fluorescence microscopy," Applied Physics Letters 80: 4033–4035; and Peng et al., 2000, „Shape control of CdSe nanocrystals," Nature 404: 59–61; jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen.
  • In einigen Ausführungsformen werden optische Aufheller in den optionalen fluoreszierenden Schichten der vorliegenden Anmeldung verwendet. Optische Aufheller (ebenfalls als optische aufhellende Mittel, fluoreszierende aufhellende Mittel oder fluoreszierende Weißmacher bekannt) sind Farbstoffe, die Licht im Ultraviolett- und Violettbereich des elektromagnetischen Spektrums absorbieren und Licht im blauen Bereich wieder emittieren. Solche Verbindungen schließen Stilbene (z. B. trans-1,2-Diphenylethylen oder (E)-1,2-Diphenylethen) ein. Ein anderer beispielhafter optischer Aufheller, der in den optionalen fluoreszierenden Schichten der vorliegenden Anmeldung verwendet werden kann, ist Umbelliferon (7-Hydroxycoumarin), das ebenfalls Energie im UV-Bereich des Spektrums absorbiert. Diese Energie wird dann im blauen Bereich des sichtbaren Spektrums wieder emittiert. Weitere Informationen über optische Aufheller finden sich in Dean, 1963, Naturally Occurring Oxygen Ring Compounds, Butterworths, London; Joule and Mills, 2000, Heterocyclic Chemistry, 4. Auflage, Blackwell Science, Oxford, Großbritannien; und Barton, 1999, Comprehensive Natural Products Chemistry 2: 677, Nakanishi and Meth-Cohn Hrsg., Elsevier, Oxford, Großbritannien, 1999.
  • Umlaufend angeordnet. In der vorliegenden Anmeldung werden Materialschichten nacheinander umlaufend auf einem röhrenförmigen Träger angeordnet, um eine Solarzelle zu bilden. Wie hierin verwendet soll der Begriff umlaufend angeordnet nicht implizieren, dass jede derartige Materialschicht notwendigerweise auf eine darunterliegende Schicht aufgebracht wird oder dass die Form der Photovoltaikzelle zylindrisch ist. Tatsächlich lehrt die vorliegende Anmeldung Verfahren, denen zufolge einige solche Schichten geformt oder anderswie auf eine darunterliegende Schicht geformt werden können. Wie in Verbindung mit der Diskussion von Träger 102 oben diskutiert, können der Träger und die darunterliegenden Schichten ferner jede beliebige aus unterschiedlichen nicht planaren Formen aufweisen. Nichtsdestoweniger bedeutet der Begriff umlaufend angeordnet, dass eine darüberliegende Schicht auf einer darunterliegenden Schicht angeordnet ist, sodass zwischen der darüberliegenden Schicht und der darunterliegenden Schicht kein Raum (z. B. kein ringförmiger Raum) vorhanden ist. Des Weiteren bedeutet der Begriff umlaufend angeordnet wie hierin verwendet, dass eine darüberliegende Schicht auf mindestens 50% des Umfangs der darunterliegenden Schicht angeordnet ist. Des Weiteren bedeutet der Begriff umlaufend angeordnet wie hierin verwendet, dass eine darüberliegende Schicht entlang mindestens der Hälfte der Länge der darunterliegenden Schicht angeordnet ist.
  • Umlaufend abgedichtet. In der vorliegenden Anmeldung soll der Begriff umlaufend abgedichtet nicht implizieren, dass eine darüberliegende Schicht oder Struktur notwendigerweise auf eine darunterliegende Schicht oder Struktur aufgebracht wird. Tatsächlich lehrt die vorliegende Anmeldung Verfahren, mithilfe derer solche Schichten oder Strukturen (z. B. das transparente röhrenförmige Gehäuse 310) geformt oder anderswie auf eine darunterliegende Schicht oder Struktur geformt ist. Nichtsdestoweniger bedeutet der Begriff umlaufend abgedichtet, dass eine darüberliegende Schicht oder Struktur auf einer darunterliegenden Schicht oder Struktur angeordnet ist, so dass zwischen der darüberliegenden Schicht oder Struktur und der darunterliegenden Schicht oder Struktur kein Raum (z. B. kein ringförmiger Raum) vorhanden ist. Des Weiteren bedeutet der Begriff umlaufend abgedichtet wie hierin verwendet, dass eine darüberliegende Schicht auf dem gesamten Umfang der darunterliegenden Schicht angeordnet ist. In typischen Ausführungsformen dichtet eine Schicht oder Struktur eine darunterliegende Schicht oder Struktur umlaufend ab, wenn sie umlaufend um den gesamten Umfang der darunterliegenden Schicht oder Struktur oder entlang der gesamten Länge der darunterliegenden Schicht oder Struktur angeordnet ist. Allerdings erwägt die vorliegende Anmeldung Ausführungsformen, bei denen sich eine umlaufend abdichtende Schicht oder Struktur nicht entlang der gesamten Länge einer darunter liegenden Schicht oder Struktur erstreckt.
  • 5.1.1 Herstellung von monolithischen Solarzellen auf Trägern unter Verwendung einer Kaskadentechnik
  • 2A–2K zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit 270 unter Verwendung einer Kaskadentechnik. Jede Darstellung in 2 zeigt das dreidimensionale röhrenförmige Profil der Solarzelleneinheit 270 in mehreren Abschnitten der Herstellung. Unterhalb jedes dreidimensionalen röhrenförmigen Profils findet sich ein entsprechendes eindimensionales Profil der Solarzelleneinheit 270. Im eindimensionalen Profil wird eine Querschnittansicht einer Hemisphäre der entsprechenden Solarzelleneinheit 270 gezeigt. In typischen Ausführungsformen weist die in 2 illustrierte Solarzelleneinheit 270 keinen elektrisch leitenden Träger 102 auf. Alternativ ist bei Ausführungsformen, bei denen der Träger 102 elektrisch leitend ist, der Träger umlaufend mit einer Isolatorschicht umhüllt, so dass die Rückelektroden 104 der einzelnen Photovoltaikzellen 700 elektrisch voneinander isoliert sind.
  • Unter Bezugnahme auf 2K umfasst die Solarzelleneinheit 270 einen Träger 102, der einer Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700 gemein ist. Der Träger 102 weist ein erstes Ende und ein zweites Ende auf. Die Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700 sind auf dem Träger 102 wie in 2K illustriert linear angeordnet. Die Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700 umfasst eine erste und eine zweite Photovoltaikzelle 700. Jede Photovoltaikzelle 700 der Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700 umfasst eine Rückelektrode 104, die umlaufend auf dem gemeinsamen Träger 102 angeordnet ist und einen Halbleiterübergang 406, der umlaufend auf der Rückelektrode 104 angeordnet ist. Bei 2K umfasst der Halbleiterübergang 406 eine Absorberschicht 106 und eine Fensterschicht 108. Jede Photovoltaikzelle 700 der Mehrzahl von Photovoltaikzellen 700 umfasst ferner eine transparente leitfähige Schicht 110, die umlaufend auf dem Halbleiterübergang 406 angeordnet ist. Bei 2K ist die transparente leitfähige Schicht 110 der ersten Photovoltaikzelle 700 mit der Rückelektrode der zweiten Photovoltaikzelle 700 der Mehrzahl von Photovoltaikzellen über Brücken 208 in Reihe geschaltet. In einigen Ausführungsformen erstreckt sich jede Brücke 208 um den gesamten Umfang der Solarzelle. In einigen Ausführungsformen erstreckt sich keine Brücke 280 um den gesamten Umfang der Solarzelle.
  • In einigen Ausführungsformen jedoch erstreckt sich jede Brücke nur auf einen kleinen Prozentteil des Umfangs der Solarzelle. In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr, oder hundert oder mehr Brücken 280 aufweisen, welche die transparente leitfähige Schicht 110 der Photovoltaikzelle 700 mit der Rückelektrode 104 einer angrenzenden Photovoltaikzelle 700 elektrisch in Reihe schaltet.
  • Das Verfahren für das Herstellen der Solarzelleneinheit 270 wird nun in Verbindung mit den 2A bis 2K beschrieben. In dieser Beschreibung werden beispielhafte Materialien für jede Komponente der Solarzelleneinheit 270 beschrieben. Allerdings findet sich in Abschnitt 5.1 oben eine umfassendere Beschreibung der geeigneten Materialien für jede Komponente der Solarzelleneinheit 270. Unter Bezugnahme auf 2A beginnt das Verfahren mit Träger 102.
  • Anschließend wird in 2B die Rückelektrode 104 umlaufend auf dem Träger 102 angeordnet. Die Rückelektrode 104 kann mithilfe mehrerer Techniken aufgebracht werden, einschließlich einer der in Abschnitt 5.6 unten offenbarten Techniken. In einigen Ausführungsformen wird die Rückelektrode 104 durch Sputtern umlaufend auf dem Träger 102 aufgebracht. Siehe zum Beispiel Abschnitt 5.6.11 unten. In einigen Ausführungsformen wird die Rückelektrode 104 durch Elektronenstrahlverdampfung umlaufend auf dem Träger 102 angeordnet. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 aus einem leitfähigen Material hergestellt. In solchen Ausführungsformen ist es möglich, die Rückelektrode 104 durch Elektroplattieren umlaufend auf dem Träger 102 anzuordnen. Siehe zum Beispiel Abschnitt 5.6.21 unten. In einigen Ausführungsformen ist der Träger 102 elektrisch nicht leitend, doch er ist mit einer Metallfolie wie etwa Stahlfolie oder Titanfolie umhüllt. In diesen Ausführungsformen ist es möglich, die Rückelektrode 104 unter Verwendung von Elektroplattierungstechniken, die zum Beispiel in Abschnitt 5.6.21 unten beschrieben werden, auf die Metallfolie zu elektroplattieren. In noch weiteren Ausführungsformen ist die Rückelektrode 104 durch Schmelztauchen umlaufend auf dem Träger 102 angeordnet.
  • Unter Bezugnahme auf 2C ist die Rückelektrode 104 gemustert, um Rillen 292 zu schaffen. Die Rillen 292 verlaufen entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104, wodurch die Rückelektrode 104 in separate Abschnitte gebrochen wird. Jeder Abschnitt dient als Rückelektrode 104 einer entsprechenden Photovoltaikzelle 700. Der Boden der Rillen 292 legt den darunterliegenden Träger 102 frei. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 292 geritzt, indem ein Laserstrahl mit einer Wellenlänge, die von Rückelektrode 104 absorbiert wird, verwendet wird. Das Laserritzen stellt gegenüber traditionellen Verfahren von maschinellem Schneiden einige Vorteile bereit. Unter Verwendung eines fokussierten Laserstrahls für das Schneiden, Markieren oder Bohren ist für Solarzellenherstellung bevorzugt, da es genau, schnell und kostengünstig ist. Das Laserschneiden erzeugt nur eine kleine von Wärme beeinflusste Zone um den Schnitt herum. Des Weiteren entsteht nur geringe mechanische Störung und keine Maschinenabnutzung. Beim Verarbeiten dünner Filme unter Verwendung von Laser werden die Begriffe Laserritzen, Ätzen und Ablation als Synonyme verwendet. Das Laserschneiden von Metallmaterialien kann in zwei Hauptverfahren unterteilt werden: Laserstrahlbrennschneiden (engl. „vaporization cutting") und Laserstrahlschmelzschneiden (engl. „melt-and-blow cutting"). Beim Laserstrahlbrennschneiden wird das Material rasch auf Verdampfungstemperatur erhitzt und spontan als Dampf entfernt. Das Laserstrahlschmelzschneiden erhitzt das Material bis zur Schmelztemperatur, während ein Gasstrahl die Schmelze von der Oberfläche bläst. In einigen Ausführungsformen wird ein inertes Gas (z. B. Ar) verwendet. In anderen Ausführungsformen wird ein reaktives Gas verwendet, um das Erwärmen des Materials durch exotherme Reaktionen mit der Schmelze zu steigern. Die Dünnschichtmaterialien, die durch Laserritztechniken verarbeitet werden, schließen die Halbleiter (z. B. Cadmiumtellurid, Kupferindiumgalliumdiselenid und Silicium), die transparenten leitenden Oxide (z. B. Fluor-dotiertes Zinnoxid und Aluminum-dotiertes Zinkoxid) und die Metalle (z. B. Molybdän und Gold) ein. Solche Lasersysteme sind alle im Handel erhältlich und werden basierend auf Pulsdauer und Wellenlänge ausgewählt. Einige beispielhafte Lasersysteme, die für das Laserritzen verwendet werden können, schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Q-switched Nd:YAG Lasersysteme, Nd:YAG Lasersysteme, Kupfer-Dampf Lasersysteme, XeCl-Excimer Lasersysteme, KrF-Excimer Lasersysteme und Diodenlaser gepumpte Nd:YAG Systeme ein. Für Details über Laserritzsysteme und -verfahren siehe Compaan et al., 1998, „Optimization of laser scribing for thin film PV module," National Renewable Energy Laborstory final technical Progress report April 1995-Oktober 1997; Quercis et al., 1995, „Laser patterning of CuInSe₂/Mo/SLS structures for the fabrication of CuInSe₂ sub modules," in Semiconductor Processing and Characterization with Lasers: Application in Photovoltaics, First International Symposium, Ausgabe 173/174, Number com P: 53–58; und Compaan, 2000, „Laser scribing creates monolithic thin film arrays," Laser Focus World 36: 147–148, 150, and 152, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind.
  • In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 292 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. Zum Beispiel wird eine Rasierklinge oder ein anderes scharfes Instrument über die Rückelektrode 104 gezogen, wobei die Rillen 292 erzeugt werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 292 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • 2D–2F zeigen den Fall, dass der Halbleiterübergang 406 eine einzige Absorberschicht 106 und eine einzige Fensterschicht 108 umfasst. Allerdings ist die Anmeldung nicht derart beschränkt. Zum Beispiel kann die Übergangsschicht 406 ein Homoübergang, ein Heteroübergang, ein Heteroflächen-Übergang, ein verdeckter Übergang, ein p-i-n Übergang oder ein Tandemübergang sein.
  • Unter Bezugnahme auf 2D ist die Absorberschicht 106 umlaufend auf der Rückelektrode 104 angeordnet. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 durch thermisches Verdampfen umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. Zum Beispiel ist in einigen Ausführungsformen die Absorberschicht 106 CIGS, das unter Verwendung von Techniken, die in Beck and Britt, Final Technical Report, Januar 2006, NREL/SR-520-391 19; und Delahoy and Chen, August 2005, „Advanced CIGS Photovoltaic Technology," subcontract report; Kapur et al., Januar 2005 subcontract report, NREL/SR-520-37284, „Lab to Large Scale Transition for Non-Vacuum Thin Film CIGS Solar Cells"; Simpson et al., Oktober 2005 subcontract report, „Trajectory-Oriented and Fault-Tolerant-Based Intelligent Process Control for Flexible C1GS PV Module Manufacturing," NREL/SR-520-38681; oder Ramanathan et al., 31st IEEE Photovoltaics Specialists Conference and Exhibition, Lake Buena Vista, Florida, 3.–7. Januar 2005, jeweils durch Bezugnahme darauf hierin vollständig aufgenommen, beschrieben werden, aufgebracht wird. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 durch Verdampfen von Elementquellen umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. In einigen Ausführungsformen zum Beispiel ist die Absorberschicht 106 CIGS, das auf einer Molybdän-Rückelektrode 104 durch Verdampfen von Elementquellen gezogen wird. Ein solches Verdampfungsverfahren ist ein dreistufiges Verfahren wie etwa dasjenige, der in Ramanthan et al., 2003, „Properties of 19.2% Efficiency ZnO/CdS/CuInGeSe₂ Thin-film Solar Cells," Progress in Photovoltaics: Research and Applications 11, 225, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben wird oder Variationen des dreistufigen Verfahrens. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 unter Verwendung eines einstufigen Verdampfungsverfahrens oder eines zweistufigen Verdampfungsverfahrens umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 durch Sputtern (siehe zum Beispiel Abschnitt 5.6.11 unten) umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. Typischerweise wird für solches Sputtern ein heißer Träger 102 benötigt.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 unter Verwendung von Elektroplattieren umlaufend auf der Rückelektrode 104 als einzelne Schichten von Metallkomponenten oder Metalllegierungen der Absorberschicht 106 aufgebracht. Zum Beispiel gilt es, den Fall, dass die Absorberschicht 106 Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) ist, zu berücksichtigen. Die einzelnen Komponentenschichten von CIGS (z. B. Kupferschicht, Indium-Galliumschicht, Selen) können Schicht für Schicht auf der Rückelektrode 104 elektroplattiert werden. In Abschnitt 5.6.21 unten wird Elektroplattieren beschrieben. In einigen Ausführungsformen sind die einzelnen Schichten der Absorberschicht unter Verwendung von Sputtern umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. Unabhängig davon, ob die einzelnen Schichten der Absorberschicht 106 durch Sputtern oder Elektroplattieren oder einer Kombination davon umlaufend aufgebracht sind, werden in typischen Ausführungsformen (z. B. wenn die aktive Schicht 106 CIGS ist) die Schichten rasch in einem schnellen thermalen Verfahrensschritt erwärmt, sobald die Komponentenschichten umlaufend aufgebracht sind, so dass sie miteinander reagieren, um die Absorberschicht 106 bilden. In einigen Ausführungsformen wird Selen nicht durch Elektroplattieren oder Sputtern bereitgestellt. In solchen Ausführungsformen wird der Absorberschicht 106 das Selen während einer Niederdruckwärmstufe in Form eines elementaren Selengases oder Wasserstoffselenidgases während der Niederdruckwärmstufe bereitgestellt. In einigen Ausführungsformen ist Kupfer-Indium-Galliumoxid umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht und wird dann zu Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid umgewandelt. In einigen Ausführungsformen wird ein Vakuumverfahren verwendet, um die Absorberschicht 106 aufzubringen. In einigen Ausführungsformen wird ein Nicht-Vakuumverfahren verwendet, um die Absorberschicht 106 aufzubringen. In einigen Ausführungsformen wird ein Raumtemperaturverfahren verwendet, um die Absorberschicht 106 aufzubringen. In noch anderen Ausführungsformen wird ein Hochtemperaturverfahren verwendet, um die Absorberschicht 106 aufzubringen. Ein Fachmann wird erkennen, dass diese Verfahren lediglich beispielhaft sind und dass es zahlreiche andere Verfahren gibt, die für das Aufbringen der Absorberschicht 106 verwendet werden können. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 unter Verwendung chemischer Gasphasenabscheidung aufgebracht. Beispielhafte chemische Gasphasenabscheidungstechniken werden unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 2E und 2F ist die Fensterschicht 108 umlaufend auf der Absorberschicht 106 aufgebracht. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 durch Verwendung eines Abscheideverfahrens im chemischen Bad umlaufend auf der Absorberschicht 108 aufgebracht. Falls die Fensterschicht 108 eine Pufferschicht wie etwa Cadmiumsulfid ist, können zum Beispiel das Cadmium und das Sulfid separat gelöst bereitgestellt werden, was bei Reaktion Cadmiumsulfid unter Ausfällung aus der Lösung ergibt. Weitere Zusammensetzungen, die als Fensterschicht dienen können, schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Indiumsulfid, Zinkoxid, Zinkoxidhydroxysulfid oder andere Arten von Pufferschichten ein. In einigen Ausführungsformen ist die Fensterschicht 108 eine n-Typ Pufferschicht. In einigen Ausführungsformen werden die Fensterschicht 108 auf die Absorberschicht 106 gesputtert. Siehe zum Beispiel Abschnitt 5.6.11 unten. In einigen Ausführungsformen werden die Fensterschicht 108 auf die Absorberschicht 106 aufgedampft. Siehe zum Beispiel Abschnitt 5.6.10 unten. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 108 unter Verwendung einer chemischen Gasphasenabscheidung umlaufend auf der Absorberschicht 106 angeordnet. Beispielhafte chemische Gasphasenabscheidungstechniken werden unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 2G and 2H ist der Halbleiterübergang 406 (z. B. die Schichten 106 und 108) gemustert, um die Rillen 294 zu schaffen. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 294 entlang des gesamten Umfangs des Halbleiterübergangs 406, wodurch der Halbleiterübergang 406 in separate Abschnitte gebrochen wird. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 294 nicht entlang des gesamten Umfangs des Halbleiterübergangs 406. Tatsächlich erstreckt sich in einigen Ausführungsformen jede Rille nur über einen kleinen Prozentsatz des Umfangs des Halbleiterübergangs 406. In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr oder hundert oder mehr Taschen aufweisen, die um den Umfang des Halbleiterübergangs 406 anstelle einer bestimmten Rille 294 angeordnet sind. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 294 geritzt, indem ein Laserstrahl mit einer Wellenlänge, die vom Halbleiterübergang 406 absorbiert wird, verwendet wird. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 294 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. Zum Beispiel wird eine Rasierklinge oder ein anderes scharfes Instrument über den Halbleiterübergang 406 gezogen, wobei die Rillen 294 erzeugt werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 294 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 2I ist eine transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend auf dem Halbleiterübergang 406 angeordnet. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 durch Sputtern umlaufend auf der Rückelektrode 104 aufgebracht. Für eine Beschreibung von Sputtern siehe Abschnitt 5.6.11 unten. In einigen Ausführungsformen ist das Sputtern reaktives Sputtern. Zum Beispiel wird in einigen Ausführungsformen ein Zinktarget in Gegenwart von Sauerstoffgas verwendet, um eine transparente leitfähige Schicht 110 umfassend Zinkoxid zu produzieren. In einem weiteren Beispiel von reaktivem Sputtern wird ein Indiumzinntarget in Gegenwart von Sauerstoffgas verwendet, um eine transparente leitfähige Schicht 110 umfassend Indiumzinnoxid zu produzieren. In einem weiteren Beispiel von reaktivem Sputtern wird ein Zinntarget in Gegenwart von Sauerstoffgas verwendet, um eine transparente leitfähige Schicht 110 umfassend Zinnoxid zu produzieren. Im Allgemeinen kann jedes beliebige leitfähige transparente Material mit breiter Bandlücke als die transparente leitfähige Schicht 110 verwendet werden. Wie hierin verwendet bedeutet der Begriff „transparent" ein Material, das im Wellenlängenbereich von etwa 300 nm bis etwa 1500 nm als transparent gilt. Allerdings können Komponenten, die in diesem gesamten Wellenlängenbereich nicht transparent sind, ebenfalls als eine transparente leitfähige Schicht 110 dienen, insbesondere, wenn sie andere Eigenschaften wie etwa hohe Leitfähigkeit aufweisen, so dass sehr dünne Schichten aus solchem Material verwendet werden können. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 jedes beliebige transparente leitfähige Oxid, das leitfähig ist und durch Sputtern, entweder reaktiv oder unter Verwendung von keramischen Targets, aufgebracht werden kann.
  • In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 unter Verwendung von Gleichstrom(DC)-Diodensputtern, Hochfrequenz(RF)-Diodensputtern, Triodensputtern, DC-Magnetronsputtern oder RF-Magnetronsputtern wie in unten in Abschnitt 5.6.11 beschrieben aufgebracht. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 unter Verwendung von Atomlagenabscheidung aufgebracht. Beispielhafte Atomlagenabscheidungstechniken werden unten in Abschnitt 5.6.17 beschrieben. In einigen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 unter Verwendung von chemischer Gasphasenabscheidung aufgebracht. Beispielhafte chemische Gasphasenabscheidungstechniken werden unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 2J ist die transparente leitfähige Schicht 110 gemustert, um die Rillen 296 zu bilden. Die Rillen 296 verlaufen entlang des gesamten Umfangs der transparenten leitfähigen Schicht 110, wodurch die transparente leitfähige Schicht 110 in separate Abschnitte gebrochen wird. Der Boden der Rillen 296 legt den darunterliegenden Halbleiterübergang 406 frei. In einigen Ausführungsformen ist eine Rille 298 an einem Ende der Solarzelleneinheit 270 gemustert, um die Rückelektrode 104, die durch die Rille 298 freigelegt wird, mit einer Elektrode oder weiteren elektronischen Schaltungen zu verbinden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 296 geritzt, indem ein Laserstrahl mit einer Wellenlänge, die von der transparenten leitfähigen Schicht 110 absorbiert wird, verwendet wird. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 296 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. Zum Beispiel wird eine Rasierklinge oder ein anderes scharfes Instrument über die Rückelektrode 104 gezogen, wobei die Rillen 296 erzeugt werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 296 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 2K ist die optionale Antireflexionsbeschichtung 112 unter Verwendung jeder beliebigen der oben beschriebenen Ablagerungstechniken oder eine ausgewählt aus in Abschnitt 5.6 unten umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht 110 aufgebracht. In einigen Ausführungsformen sind die Solarzelleneinheiten 270 in einem transparenten röhrenförmigen Gehäuse 310 eingeschlossen. In der gleichzeitig anhängigen US-Patentanmeldung Nummer 11/378,847, Anwaltsaktenzeichen 11653-008-999 mit dem Titel „Elongated Photovoltaic Solar Cells in Tubular Casing", die am 18. März 2006 eingereicht wurde und durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, werden mehr Details darüber, wie längliche Solarzellen wie etwa Solarzelleneinheit 270 in einem transparenten röhrenförmigen Gehäuse eingeschlossen sein können, beschrieben. In einigen Ausführungsformen wird eine optionale Füllschicht 330 wie in Verbindung mit 7 beschrieben verwendet.
  • In einigen Ausführungsformen werden optionale Elektrodenstreifen 420 unter Verwendung von Tintenstrahldruck auf der transparenten leitfähigen Schicht 110 aufgebracht. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 beschrieben. Beispiele für leitfähige Tinte, die für solche Streifen verwendet werden kann, schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Silber-geladene oder Nickel-geladende leitfähige Tinte ein. In einigen Ausführungsformen können Epoxidharze sowie anisotrope leitfähige Klebstoffe verwendet werden, um die optionalen Elektrodenstreifen 420 zu bilden. In typischen Ausführungsformen werden solche Tinten oder Epoxidharze thermisch ausgehärtet, um Elektrodenstreifen 420 zu bilden. In einigen Ausführungsformen sind keine solchen Elektrodenstreifen in einer Solarzelleneinheit 270 vorhanden. Tatsächlich besteht ein Hauptvorteil der Verwendung der monolithischen integrierten Anordnungen der vorliegenden Anmeldung darin, dass die Spannung über die Länge der Solarzelleneinheit 270 aufgrund der unabhängigen Photovoltaikzellen 700 zunimmt. Somit nimmt der Strom ab, wodurch die Stromerfordernisse von einzelnen Photovoltaikzellen 700 reduziert wird. Als ein Ergebnis besteht in vielen Ausführungsformen kein Bedarf an optionalen Elektrodenstreifen 420.
  • In einigen Ausführungsformen sind die Rillen 292, 294 und 296 nicht konzentrisch, wie in 2 dargestellt. Vielmehr winden sich solche Rillen die röhrenförmige (lange) Achse des Trägers 102 spiralförmig entlang. Die Strategie monolithischer Integration von 2 weist den Vorteil auf, dass minimale Fläche und eine minimale Anzahl von Verfahrensschritten vorhanden sind. Wie in Verbindung mit 7 diskutiert, ist die vorliegende Anmeldung nicht auf Träger 102, die einen kreisförmigen Querschnitt aufweisen, beschränkt. Jede beliebige der oben mit Bezug auf 7 angeführten Querschnittsformen kann verwendet werden, um die Solarzellen 270 auf die in Verbindung mit 2 illustrierte Weise herzustellen.
  • 5.1.2 Herstellung von monolithischen Solarzellen auf Trägern unter Verwendung einer ersten Post-Absorber-Technik
  • 3A–3H zeigen Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit 270 mit einem Träger unter Verwendung einer ersten Post-Absorber-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung.
  • Unter Bezugnahme auf 3A und 3B werden die Rückelektrode 104, der Absorber 106 und die Fensterschicht 108 vor dem ersten Musterungsschritt aufeinanderfolgend umlaufend auf dem Träger 102 aufgebracht. 3A zeigt das dreidimensionale röhrenförmige Profil der Solarzelleneinheit. Zu diesem Zeitpunkt der Herstellung findet sich unterhalb dieses dreidimensionalen Profils ein entsprechendes eindimensionales Profil der Solarzelleneinheit 270. Wie die eindimensionalen Profile aus 2 und die eindimensionalen Profile, die in zahlreichen Komponentenpanelen der 3–6 gezeigt werden, ist das eindimensionale Profil eine Querschnittansicht einer Hälfte der entsprechenden Solarzelleneinheit 270.
  • Unter Bezugnahme auf 3C werden die Rillen 302 und 304 geritzt, sobald die Fensterschicht 108 umlaufend angeordnet worden ist. Der Boden der Rillen 302 legt den Träger 102 frei. Der Boden der Rillen 304 legt die Rückelektrode 104 frei. Die Rillen 302 verlaufen entlang des gesamten Umfangs des Trägers 102, wodurch die Photovoltaikzellen 700 wie illustriert definiert werden. Im Gegensatz dazu besteht keine Voraussetzung darin, dass die Rillen 304 entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104 verlaufen. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 304 nicht entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104. Tatsächlich erstreckt sich in einigen Ausführungsformen jede Rille 304 nur über einen kleinen Prozentsatz des Umfangs der Rückelektrode 104. In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr oder hundert oder mehr Taschen aufweisen, die um den Umfang der Rückelektrode 104 anstelle einer bestimmten Rille 304 angeordnet sind. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 und 304 unter Verwendung eines Laserstrahls geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 und 304 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 und 304 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 3D werden die Rillen 302 nach ihrer Bildung mit einem elektrisch isolierenden Material gefüllt, wodurch elektrisch isolierende Säulen 310 gebildet werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 302 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt. Eine isolierende Säule 310 ist jede Art von elektrisch isolierendem Material.
  • Unter Bezugnahme auf 3E wird die transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend aufgebracht, nachdem die Rillen 302 mit einem isolierenden Material gefüllt worden sind. Die Rillen 304 werden mit Material für die transparente leitfähige Schicht 110 gefüllt. Unter Bezugnahme auf 3F allerdings wird dieses Material aus den Rillen 304 geritzt, so dass ein stärker elektrisch leitfähiges Material in die Rillen eingebracht werden kann, wodurch, wie in 3G illustriert, elektrisch leitfähige Brücken 312 gebildet werden. Die Verwendung von hoch elektrisch leitfähigem Material für die Brücken 312 ermöglicht, dass die Brücken sehr enge Linienbreiten aufweisen und dennoch effizient sind. Dies ist vorteilhaft, da der Flächenverlust von Halbleiterübergang 406 reduziert werden kann. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 304 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 304 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 304 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen 304 und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt. Unter Bezugnahme auf 3H werden die Rillen 314 in die transparente leitfähige Oxidschicht geritzt, wodurch die darunterliegende Fensterschicht 108 freigelegt wird. Die Rillen 314 sind notwendig für das Bilden der Photovoltaikzellen 700, die monolithisch integriert sind, so dass die transparente leitfähige Schicht 110 einer Photovoltaikzelle 700 auf dem Träger 102 mit der Rückelektrode 104 einer angrenzenden Photovoltaikzelle 700 in Reihe geschaltet ist, die zwei Photovoltaikzellen 700 jedoch ansonsten elektrisch voneinander isoliert sind.
  • In einigen Ausführungsformen sind die Rillen 302, 304 und 314 nicht wie in 3 dargestellt konzentrisch. Vielmehr winden sich in einigen Ausführungsformen solche Rillen spiralförmig entlang der Zylinderachse (Längsachse) des Trägers 102. Wie in Verbindung mit 7 diskutiert, ist die vorliegende Anmeldung nicht auf Träger 102, die einem kreisförmigen Querschnitt aufweisen, beschränkt. Jede beliebige der oben mit Bezug auf 7 angeführten Querschnittformen kann verwendet werden, um die Solarzellen 270 auf die die in Verbindung mit 3 illustrierte Weise herzustellen.
  • 5.1.3 Herstellung von monolithischen Solarzellen auf Trägern unter Verwendung einer zweiten Post-Absorber-Technik
  • 4A–4F zeigen die Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer zweiten Post-Absorber-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung. Der Träger 102 ist massiv-zylinderförmig oder hohl-zylinderförmig. Unter Bezugnahme auf 4A und 4B werden die Rückelektrode 104, der Absorber 106 und die Fensterschicht 108 vor dem ersten Musterungsschritt aufeinanderfolgend umlaufend auf dem Träger 102 aufgebracht. 4A zeigt das dreidimensionale röhrenförmige Profil der Solarzelleneinheit. Zu diesem Zeitpunkt der Herstellung findet sich unterhalb dieses dreidimensionalen Profils ein entsprechendes eindimensionales Profil der Solarzelleneinheit 270. Wie die eindimensionalen Profile aus 2 und 3 und die eindimensionalen Profile, die in zahlreichen Ansichten von Figuren aus 5–6 gezeigt werden, ist das eindimensionale Profil eine Querschnittansicht einer Hälfte der entsprechenden Solarzelleneinheit 270.
  • Unter Bezugnahme auf 4C werden die Rillen 402 und 404 geritzt, sobald die Fensterschicht 108 umlaufend aufgebracht worden ist. Der Boden der Rillen 402 legt den Träger 102 frei. Der Boden der Rillen 404 legt die Rückelektrode 104 frei. Die Rillen 402 verlaufen entlang des gesamten Umfangs des Trägers 102, wodurch die Photovoltaikzellen 700 wie illustriert definiert werden. Im Gegensatz dazu besteht keine Voraussetzung darin, dass die Rillen 404 entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104 verlaufen. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 404 nicht entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104. Tatsächlich erstreckt sich in einigen Ausführungsformen jede Rille 404 nur über einen kleinen Prozentsatz des Umfangs der Rückelektrode 104. In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr oder hundert oder mehr Taschen aufweisen, die um den Umfang der Rückelektrode 104 anstelle einer bestimmten Rille 404 angeordnet sind. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 und 404 unter Verwendung eines Laserstrahls geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 und 404 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 und 404 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 4D werden die Rillen 402 nach ihrer Bildung mit einem elektrisch isolierenden Material gefüllt, wodurch elektrisch isolierende Säulen 410 gebildet werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 402 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen 402 und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt. Die Rillen 402 werden mit jeder beliebigen Art von elektrisch isolierendem Material gefüllt.
  • Unter Bezugnahme auf 4E ist die transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend aufgebracht, nachdem die Rillen 402 mit einem isolierenden Material gefüllt worden sind. Die Rillen 404 werden mit Material für die transparente leitfähige Schicht gefüllt. Unter Bezugnahme auf 4F werden die Rillen 414 in die transparente leitfähige Schicht 110 geritzt, wodurch die darunterliegende Fensterschicht 108 freigelegt wird. Die Rillen 414 sind notwendig für das Bilden der Photovoltaikzellen 700, die monolithisch integriert sind, so dass die transparente leitfähige Schicht 110 einer Photovoltaikzelle 700 auf dem Träger 102 mit der Rückelektrode 104 einer angrenzenden Photovoltaikzelle 700 in Reihe geschaltet ist, die zwei Photovoltaikzellen 700 jedoch ansonsten elektrisch voneinander isoliert sind.
  • In einigen Ausführungsformen sind die Rillen 402, 404 und 414 nicht wie in 4 dargestellt konzentrisch. Vielmehr winden sich in einigen Ausführungsformen solche Rillen spiralförmig entlang der Zylinderachse (Längsachse) des Trägers 102. Wie in Verbindung mit 7 diskutiert, ist die vorliegende Erfindung nicht auf Träger 102, die einen kreisförmigen Querschnitt aufweisen, beschränkt. Jede beliebige der oben mit Bezug auf 7 angeführten Querschnittformen kann verwendet werden, um die Photovoltaikzellen 270 auf die in Verbindung mit 4 illustrierte Weise herzustellen.
  • 5.1.4 Herstellung von monolithischen Solarzellen auf Trägern unter Verwendung einer ersten Post-Device-Technik
  • 5A–5D zeigen die Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger 102 unter Verwendung einer ersten Post-Device-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung. Unter Bezugnahme auf 5A und 5B werden die Rückelektrode 104, der Absorber 106 und die Fensterschicht 108 und die transparente leitfähige Schicht 110 vor dem ersten Musterungsschritt aufeinanderfolgend umlaufend auf dem Träger 102 aufgebracht. 5A zeigt das dreidimensionale röhrenförmige Profil der Solarzelleneinheit. Zu diesem Zeitpunkt der Herstellung findet sich unterhalb dieses dreidimensionalen Profils ein entsprechendes eindimensionales Profil der Solarzelleneinheit 270. Das eindimensionale Profil ist eine Querschnittansicht einer Hälfte der entsprechenden Solarzelleneinheit 270.
  • Unter Bezugnahme auf 5B werden die Rillen 502 und 504 geritzt, sobald die transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend aufgebracht worden ist. Der Boden der Rillen 502 legt den Träger 102 frei. Der Boden der Rillen 504 legt die Rückelektrode 104 frei. Die Rillen 502 verlaufen entlang des gesamten Umfangs des Trägers 102, wodurch die Photovoltaikzellen 700 wie illustriert definiert werden. Im Gegensatz dazu besteht keine Voraussetzung darin, dass die Rillen 504 entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104 verlaufen. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 504 nicht entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104. Tatsächlich erstreckt sich in einigen Ausführungsformen jede Rille 504 nur über einen kleinen Prozentsatz des Umfangs der Rückelektrode 104. In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr oder hundert oder mehr Taschen aufweisen, die um den Umfang der Rückelektrode 104 anstelle einer bestimmten Rille 504 angeordnet sind. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 und 504 unter Verwendung eines Laserstrahls geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 und 504 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 und 504 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 5C werden die Rillen 502 nach ihrer Bildung mit einem elektrisch isolierenden Material gefüllt, wodurch die elektrisch isolierenden Säulen 506 gebildet werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 502 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt. Die Rillen 502 werden mit jeder Art von elektrisch isolierendem Material gefüllt. Ferner unter Bezugnahme auf 5C ist elektrisch leitfähiges Material umlaufend in den Rillen 504 angeordnet, wodurch elektrisch leitfähige Brücken 508 gebildet werden. Die Verwendung von hoch elektrisch leitfähigem Material für die Brücken 508 ermöglicht, dass die Brücken sehr enge Linienbreiten aufweisen und dennoch effizient sind. Dies ist vorteilhaft, da dadurch der Flächenverlust von Halbleiterübergang 406 reduziert wird. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 504 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 504 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 504 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt.
  • Unter Bezugnahme auf 5D wird eine Rille 514 in die transparente leitfähige Schicht 110 geritzt, wodurch die darunterliegende Fensterschicht 108 freigelegt wird. Die Rille 524 ist notwendig für das Bilden der Photovoltaikzellen 700, die monolithisch integriert sind, so dass die transparente leitfähige Schicht 110 einer Photovoltaikzelle 700 auf dem Träger 102 mit der Rückelektrode 104 einer angrenzenden Photovoltaikzelle 700 in Reihe geschaltet ist, die zwei Photovoltaikzellen 700 jedoch ansonsten elektrisch voneinander isoliert sind. Ebenso ist die elektrische Leitung auf Teilen der ersten transparenten leitfähigen Schicht 110 wie in D illustriert angeordnet. In einigen Ausführungsformen sind die Rillen 502, 504 und 524 nicht wie in 5 dargestellt konzentrisch. Vielmehr winden sich in einigen Ausführungsformen solche Rillen spiralförmig entlang der Zylinderachse (Längsachse) des Trägers 102.
  • Wie in Verbindung mit 7 diskutiert, ist die vorliegende Erfindung nicht auf Träger 102, die einen kreisförmigen Querschnitt aufweisen, beschränkt. Jede beliebige der oben mit Bezug auf 7 angeführten Querschnittformen kann verwendet werden, um die Solarzellen auf die in Verbindung mit 5 illustrierten Weise herzustellen.
  • 5.1.5 Herstellung von monolithischen Solarzellen auf Trägern unter Verwendung einer zweiten Post-Device-Technik
  • 6A–6H zeigen die Verfahrensschritte für das Herstellen einer Solarzelleneinheit mit einem Träger unter Verwendung einer zweiten Post-Device-Technik gemäß der vorliegenden Anmeldung. Unter Bezugnahme auf 6A und 6B werden die Rückelektrode 104, der Absorber 106 und die Fensterschicht 108 vor dem ersten Musterungsschritt aufeinanderfolgend umlaufend auf dem Träger 102 aufgebracht. 6A zeigt das dreidimensionale röhrenförmige Profil der Solarzelleneinheit. Zu diesem Zeitpunkt der Herstellung findet sich unterhalb dieses dreidimensionalen Profils ein entsprechendes eindimensionales Profil der Solarzelleneinheit 270. Das eindimensionale Profil ist eine Querschnittansicht einer Hälfte der entsprechenden Solarzelleneinheit 270. Unter Bezugnahme auf 6C werden die Rillen 602 geritzt, sobald die Fensterschicht 108 umlaufend angeordnet worden ist. Der Boden der Rillen 602 legt den Träger 102 frei. Die Rillen 602 verlaufen entlang des gesamten Umfangs des Trägers 102, wodurch die Photovoltaikzellen 700 wie illustriert definiert werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 602 unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 602 unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens gebildet. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 6D werden die Rillen 602 nach ihrer Bildung mit einem elektrisch isolierenden Material gefüllt, wodurch die elektrisch isolierenden Säulen 610 gebildet werden. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 602 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 602 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 602 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt. Die Rillen 602 werden mit jeder Art von elektrisch isolierendem Material gefüllt.
  • Unter Bezugnahme auf 6D werden die Rillen 604 geritzt. Der Boden der Rillen 604 legt die Rückelektrode 104 frei. Es besteht keine Voraussetzung darin, dass die Rillen 604 entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104 verlaufen. In einigen Ausführungsformen verlaufen die Rillen 604 nicht entlang des gesamten Umfangs der Rückelektrode 104. Tatsächlich erstreckt sich in einigen Ausführungsformen jede Rille 604 nur über einen kleinen Prozentsatz des Umfangs der Rückelektrode 104.
  • In einigen Ausführungsformen kann jede Photovoltaikzelle 700 ein, zwei, drei, vier oder mehr, zehn oder mehr oder hundert oder mehr Taschen aufweisen, die um den Umfang der Rückelektrode 104 anstelle einer bestimmten Rille 604 angeordnet sind. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 604 unter Verwendung eines Laserstrahls geritzt, unter Verwendung mechanischer Mittel geritzt oder unter Verwendung eines lithographischen Ätzverfahrens geritzt. Lithographische Ätzverfahren werden in Abschnitt 5.7 unten beschrieben.
  • Unter Bezugnahme auf 6E ist eine transparente leitfähige Schicht 110 umlaufend aufgebracht, nachdem die Rillen 602 mit einem isolierenden Material gefüllt worden sind. Die Rillen 604 werden mit Material für die transparente leitfähige Schicht gefüllt. Unter Bezugnahme auf 6F allerdings wird dieses Material aus den Rillen 604 geritzt, so dass ein stärker elektrisch leitfähiges Material in den Rillen angeordnet werden kann, wodurch elektrisch leitfähige Brücken 612 wie in 6G illustriert gebildet werden. Die Verwendung von hoch elektrisch leitfähigem Material für die Brücken 612 ermöglicht, dass die Brücken sehr enge Linienbreiten aufweisen und dennoch effizient sind. Dies ist vorteilhaft, da dadurch der Flächenverlust von Halbleiterübergang 406 reduziert wird. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 604 unter Verwendung von Siebdruck gefüllt. Beispielhafte Siebdrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.19 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 604 unter Verwendung von Tintenstrahldruck gefüllt. Beispielhafte Tintenstrahldrucktechniken werden unten in Abschnitt 5.6.9 offenbart. In einigen Ausführungsformen werden die Rillen 604 durch Einfüllen eines Pulvers in die Rillen 604 und anschließendes Fixieren des Pulvers mit einem Laser mit geeigneter Wellenlänge gefüllt.
  • Unter Bezugnahme auf 6H wird eine Rille 614 in die transparente leitfähige Schicht 110 geritzt, wodurch die darunterliegende Fensterschicht 108 freigelegt wird. Die Rille 614 ist in dieser Ausführungsform notwendig für das Bilden der Photovoltaikzellen 700, die monolithisch integriert sind, so dass die transparente leitfähige Schicht 110 einer Photovoltaikzelle 700 auf dem Träger 102 mit der Rückelektrode 104 einer angrenzenden Photovoltaikzelle 700 in Reihe geschaltet ist, die zwei Photovoltaikzellen 700 jedoch ansonsten elektrisch voneinander isoliert sind.
  • In einigen Ausführungsformen sind die Rillen 602, 604 und 614 nicht wie in 6 dargestellt konzentrisch. Vielmehr winden sich in einigen Ausführungsformen solche Rillen spiralförmig entlang der Zylinderachse (Längsachse) des Trägers 102. Wie in Verbindung mit 7 diskutiert ist die vorliegende Erfindung nicht auf Träger 102, die einen kreisförmigen Querschnitt aufweisen, beschränkt. Jede beliebige der oben mit Bezug auf 7 angeführten Querschnittformen kann verwendet werden, um die Photovoltaikzellen 270 in der in Verbindung mit 6 illustrierten Weise herzustellen.
  • 5.2 Beispielhafte Halbleiterübergänge
  • Unter Bezugnahme auf 8A ist in einer Ausführungsform der Halbleiterübergang 406 ein Heteroübergang zwischen einer Absorberschicht 106, die auf der Rückelektrode 104 angeordnet ist, und einer Übergangspartnerschicht 108, die auf der Absorberschicht 106 angeordnet ist. Die Absorberschicht 106 und die Übergangspartnerschicht 108 bestehen aus unterschiedlichen Halbleitern mit unterschiedlicher Bandlücke und Elektronenaffinität, so dass die Übergangspartnerschicht 108 eine größere Bandlücke aufweist als die Absorberschicht 106. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 p-dotiert und die Übergangspartnerschicht 108 ist n-dotiert. In solchen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 (nicht gezeigt) n+-dotiert. In alternativen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 n-dotiert und die transparente leitfähige Schicht 110 ist p-dotiert. In solchen Ausführungsformen ist die transparente leitfähige Schicht 110 p+-dotiert. In einigen Ausführungsformen werden die in Pandey, Handbook of Semiconductor Electrodeposition, Marcel Dekker Inc., 1996, Anhang 5, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, aufgelisteten Halbleiter verwendet, um den Halbleiterübergang 406 zu bilden.
  • 5.2.1 Dünnschichthalbleiterübergänge auf Basis von Kupferindiumdiselenid und weitere Typ I-III-VI Materialien
  • Unter weiterer Bezugnahme auf 8A ist in einigen Ausführungsformen die Absorberschicht 106 eine Gruppe I-III-VI2 Verbindung wie etwa Kupferindiumdiselenid (CuInSe2; ebenfalls bekannt als CIS). In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 eine ternäre Gruppe I-III-VI2 Verbindung ausgewählt aus CdGeAs2, ZnSnAs2, CuInTe2, AgInTe2, CuInSe2, CuGaTe2, ZnGeAs2, CdSnP2, AgInSe2, AgGaTe2, CuInS2, CdSiAs2, ZnSnP2, CdGeP2, ZnSnAs2, CuGaSe2, AgGaSe2, AgInS2, ZnGeP2, ZnSiAs2, ZnSiP2, CdSiP2 oder CuGaS2, entweder vom p-Typ oder n-Typ, wenn solche Verbindungen bekannt sind.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Übergangspartnerschicht 108 CdS, ZnS, ZnSe oder CdZnS. In einer Ausführungsform ist die Absorberschicht 106 p-Typ CIS und die Übergangspartnerschicht 108 ist n-Typ CdS, ZnS, ZnSe oder CdZnS. Solche Halbleiterübergänge 406 werden in Kapitel 6 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS). Eine solche Schicht ist ebenfalls als Cu(InGa)Se2 bekannt. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) und die Übergangspartnerschicht 108 ist CdS, ZnS, ZnSe oder CdZnS. In einigen Ausführungsformen ist die Absorberschicht 106 p-Typ CIGS und die Übergangspartnerschicht 108 ist n-Typ CdS, ZnS, ZnSe oder CdZnS. Solche Halbleiterübergänge 406 werden in Kapitel 13 von Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, 2003, Luque and Hegedus (Hrsg.), Wiley & Sons, West Sussex, England, Kapitel 12, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, beschrieben. In einigen Ausführungsformen ist die Schicht 106 zwischen 0,5 μm und 2,0 μm dick. In einigen Ausführungsformen liegt ein Verhältnis der Zusammensetzung von Cu/(In + Ga) in Schicht 106 zwischen 0,7 und 0,95. In einigen Ausführungsformen liegt ein Verhältnis der Zusammensetzung von Ga/(In + Ga) in Schicht 106 zwischen 0,2 und 0,4. In einigen Ausführungsformen weist der CIGS-Absorber eine <110> kristallographische Orientierung auf. In einigen Ausführungsformen weist der CIGS-Absorber eine <112> kristallographische Orientierung auf. In einigen Ausführungsformen ist der CIGS-Absorber ungeordnet.
  • 5.2.2 Halbleiterübergänge auf Basis von amorphem Silicium oder polykristallinem Silicium
  • Unter Bezugnahme auf 8B umfasst der Halbleiterübergang 406 in einigen Ausführungsformen amorphes Silicium. In einigen Ausführungsformen ist dies ein n/n Typ Heteroübergang. In einigen Ausführungsformen zum Beispiel umfasst die Schicht 514 SnO2(Sb), die Schicht 512 umfasst nicht dotiertes amorphes Silicium und die Schicht 510 umfasst n+ dotiertes amorphes Silicium.
  • In einigen Ausführungsformen ist Halbleiterübergang 406 ein p-i-n Typ Übergang. In einigen Ausführungsformen zum Beispiel ist die Schicht 514 p+ dotiertes amorphes Silicium, die Schicht 510 ist nicht dotiertes amorphes Silicium und die Schicht 510 ist n+ amorphes Silicium, Solche Halbleiterübergänge 406 werden in Kapitel 3 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung basiert der Halbleiterübergang 406 auf einer polykristallinen Dünnschicht. Unter Bezugnahme auf 8B ist in einem Beispiel gemäß solcher Ausführungsformen die Schicht 510 ein p-dotiertes polykristallines Silicium, die Schicht 512 ist abgereichertes polykristallines Silicium und die Schicht 514 ist n-dotiertes polykristallines Silicium. Solche Halbleiterübergänge werden in Green, Silicon Solar Cells: Advanced Principles & Practice, Centre for Photovoltaic Devices and Systems, University of New South Wales, Sydney, 1995; und Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, S. 57–66, jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung werden die Halbleiterübergänge 406 basierend auf mikrokristallinem p-Typ Si:H und mikrokristallinem Si:C:H in einer amorphen Si:H Solarzelle verwendet. Solche Halbleiterübergänge werden in Bube, Photovoltaic Materials, 67, Imperial College Press, London, S. 66–67, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung ist der Halbleiterübergang 406 ein Tandemübergang. Tandemübergänge werden zum Beispiel beschrieben in Kim et al., 1989, „Lightweight (AlGaAs)GaAs/CuInSe₂ tandem junction solar cells for space applications," Aerospace and Electronic Systems Magazine, IEEE Band 4, Ausgabe 11, Nov. 1989 S.: 23–32; Deng, 2005, „Optimization of a-SiGe based triele, tandem and single junction solar cells Photovoltaic Specialists Conference, 2005 Konferenzbericht des 31. IEEE 3.–7. Jan. 2005 S.: 1365–1370; Arya et al., 2000, Amorphous silicon based tandem junction thinfilm technology: a manufacturing perspective," Photovoltaic Specialists Conference, 2000, Konferenzbericht des 28. IEEE 15.–22. Sept. 2000 S.: 1433–1436; Hart, 1988, „High altitude current-voltage measurement of GaAs/Ge solar cells," Photovoltaic Specialists Conference, 1988, Konferenzbericht des 20. IEEE 26.–30. Sept. 1988 S.: 764–765 Bd. 1; Kim, 1988, „High efficiency GaAs/CuInSe₂ tandem junction solar cells," Photovoltaic Specialists Conference, 1988., Konferenzbericht des 20. IEEE 26.–30. Sept. 1988 S.: 457–461 Bd. 1; Mitchell, 1988, „Single and tandem junction CuInSe₂ cell and module technology," Photovoltaic Specialists Conference, 1988, Konferenzbericht des 20. IEEE 26.–30. Sept. 1988 5.: 1384–1389 Bd. 2; und Kim, 1989, „High specific power (AlGaAs)GaAs/CuInSe₂ tandem junction solar cells for space applications," Energy Conversion Engineering Conference, 1989, IECEC-89, Proceedings of the 24th Intersociety 6.–11. Aug. 1989 5.: 779–784 Bd. 2, jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen.
  • 5.2.3 Halbleiterübergänge auf Basis von Galliumarsenid und weiteren Typ III-V Materialien
  • In einigen Ausführungsformen basieren die Halbleiterübergänge 406 auf Galliumarsenid (GaAs) oder anderen III-V Materialien wie etwa InP, AlSb und CdTe. GaAs ist ein Material mit direkter Bandlücke mit einer Bandlücke von 1,43 eV und kann in einer Dicke von ungefähr 2 μm 97% AMI-Strahlung absorbieren. Geeignete Typ III-V Übergänge, die als Halbleiterübergänge 410 der vorliegenden Anmeldung dienen können, werden in Kapitel 4 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • Ferner ist Halbleiterübergang 406 in einigen Ausführungsformen eine Hybridsolarzelle mit Mehrfachübergang wie etwa ein mechanisch gestapelter GaAs/Si Mehrfachübergang wie beschrieben von Gee and Virshup, 1988, 20th IEEE Photovoltaic Specialist Conference, IEEE Publishing, New York, S. 754, das unter Bezugnahme darauf hierin vollständig aufgenommen ist, eine GaAs/CuInSe2 MSMJ Four-Terminal-Vorrichtung, bestehend aus einer oberen GaAs Dünnschichtzelle und einer dünnen unteren ZnCdS/CuInSe2 Zelle, beschrieben von Stanbery et al., 19th IEEE Photovoltaic Specialist Conference, IEEE Publishing, New York, S. 280, und Kim et al., 20th IEEE Photovoltaic Specialist Conference, IEEE Publishing, New York, S. 1487, jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen. Weitere Mehrfachübergangs-Hybridsolarzellen werden in Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, S. 131–132, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • 5.2.4 Halbleiterubergänge auf Basis von Cadmiumtellurid und weiteren Typ II-VI Materialien
  • In einigen Ausführungsformen basieren die Halbleiterübergänge 406 auf II-VI Verbindungen, die entweder in Form von n-Typ oder p-Typ hergestellt werden können. Dementsprechend ist der Halbleiterübergang 406 unter Bezugnahme auf 8C in einigen Ausführungsformen ein p-n Heteroübergang, bei dem die Schichten 520 und 540 jede beliebige Kombination, die in der nachfolgenden Tabelle festgelegt ist, oder Legierungen davon sind.
    Schicht 520 Schicht 540
    n-CdSe p-CdTe
    n-ZnCdS p-CdTe
    n-ZnSSe p-Cde
    p-ZnTe n-CdSe
    n-CdS p-CdTe
    n-CdS p-ZnTe
    p-ZnTe n-CdTe
    n-ZnSe p-CdTe
    n-ZnSe p-ZnTe
    n-ZnS p-CdTe
    n-ZnS p-ZnTe
  • Verfahren zur Herstellung der Hableiterübergänge 406, die auf II-VI Verbindungen basieren, werden in Kapitel 4 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • 5.2.5 Halbleiterübergänge auf Basis von kristallinem Silicium
  • Obgleich die Halbleiterübergänge 406, die aus Dünnschichthalbleiterfilmen hergestellt sind, bevorzugt sind, ist die Anmeldung nicht derart beschränkt. In einigen Ausführungsformen basieren die Halbleiterübergänge 406 auf kristallinem Silicium. Unter Bezugnahme auf 8D zum Beispiel umfasst der Halbleiterübergang 406 in einigen Ausführungsformen eine Schicht aus kristallinem p-Typ Silicium 540 und eine Schicht aus kristallinem n-Typ Silicium 550. Verfahren zur Herstellung der Hableiterübergänge 410 aus kristallinem Silicium werden in Kapitel 2 von Bube, Photovoltaic Materials, 1998, Imperial College Press, London, durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen, beschrieben.
  • 5.3 Albedo-Ausführungsformen
  • Die Solarzelleneinheiten 270 der vorliegenden Anmeldung können in Solarzellenanordnungen angeordnet sein. In solchen Solarzellenanordnungen werden die Solarzelleneinheiten 270 in koplanaren Reihen angeordnet, um eine Ebene mit einer ersten und einer zweiten Fläche zu bilden. Dies ist vorteilhaft, weil solche Oberflächen Licht über jede der beiden Flächen sammeln können. In einigen Ausführungsformen besteht ein Raum zwischen den einzelnen Solarzelleneinheiten 270 in der Solarzellenanordnung. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung werden diese Solarzellenanordnungen in einer reflektierenden Umgebung, bei der Oberflächen um die Solarzellenanordnung eine gewisse Albedo-Menge aufweisen, angeordnet. Albedo ist ein Maß für das Rückstrahlvermögen einer Fläche oder eines Körpers. Es ist das Verhältnis zwischen reflektierter elektromagnetischer Strahlung (EM Strahlung) und der einfallenden Menge. Dieser Anteil wird üblicherweise als eine Prozentzahl von 0 bis 100 ausgedrückt. In einigen Ausführungsformen werden Oberflächen in der Nähe der Solarzellenanordnungen der vorliegenden Anmeldung hergestellt, so dass durch das Anstreichen solcher Oberflächen mit einer reflektierenden weißen Farbe diese einen hohen Albedo aufweisen. In einigen Ausführungsformen können andere Materialien, die einen hohen Albedo aufweisen, verwendet werden. Zum Beispiel nähert sich oder übersteigt der Albedo mancher Materialien um solche Solarzellen herum 70%, 80% oder 90%. Siehe zum Beispiel Boer, 1977, Solar Energy 19, 525, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist. Allerdings fallen Oberflächen mit einer beliebigen Menge an Albedo (z. B. 50% oder mehr, 60% oder mehr, 70% oder mehr) in den Umfang der vorliegenden Anmeldung. In einer Ausführungsformen sind die Solarzellenanordnungen der vorliegenden Anmeldung in Reihen oberhalb einer Kiesfläche angeordnet, wobei der Kies weiß angestrichen wurde, um die reflektierenden Eigenschaften des Kieses zu verbessern. Im Allgemeinen kann jede beliebige Lambert'sche oder diffuse Reflektoroberfläche verwendet werden, um eine Fläche mit hohem Albedo bereitzustellen. Weitere Beschreibungen von Albedo-Oberflächen, die in Verbindung mit der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, werden in der US-Patentanmeldung Nr. 11/315,523, die durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, offenbart.
  • 5.4 Statische Konzentratoren
  • Eingekapselte Solarzellen 270 können in bifacialen Anordnungen angeordnet sein. In einigen Ausführungsformen werden statische Konzentratoren dazu verwendet, die Leistung der Solarzellenanordnungen der vorliegenden Anmeldung zu verbessern. Der statische Konzentrator kann aus jedem beliebigen Material für statische Konzentratoren, das im Stand der Technik bekannt ist, wie etwa ein einfaches, korrekt gebogenes oder geformtes Aluminiumblech oder Reflektorfilm aus Polyurethan gebildet sein. Jeder beliebige (CPC)-Typ Kollektor kann mit den Solarzellen 270 der vorliegenden Anmeldung verwendet werden. Weitere Informationen über (CPC)-Typ Kollektoren finden sich in Pereira and Gordon, 1989, Journal of Solar Energy Engineering, 111, S. 111–116, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • Zusätzliche statische Konzentratoren, die mit der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, werden offenbart in Uematsu et al., 1999, Proceedings of the 11th International Photovoltaic Science and Engineering Conference, Sapporo, Japan, S. 957–958; Uematsu et al., 1998, Proceedings of the Second World Conference an Photovoltaic Solar Energy Conversion, Wien, Österreich, S. 1570–1573; Warabisako et al., 1998, Proceedings of the Second World Conference an Photovoltaic Solar Energy Conversion, Wien, Österreich, S. 1226–1231; Eames et al., 1998, Proceedings of the Second World Conference an Photovoltaic Solar Energy Conversion, Wien, Österreich, S. 2206–2209; Bowden et al., 1993, Proceedings of the 23rd IEEE Photovoltaic Specialists Conference, S. 1068–1072; und Parada et al., 1991, Proceedings of the 10th EC Photovoltaic Solar Energy Conference, S. 975–978, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind.
  • Weitere Details solcher Konzentratoren finden sich in Uematsu et al., 2001, Solar Energy Materials & Solar Cell 67, 425–434 und Uematsu et al., 2001, Solar Energy Materials & Solar Cell 67, 441–448, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind. Zusätzliche statische Konzentratoren, die mit der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, werden im Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, 2003, Luque and Hegedus (Hrsg.), Wiley & Sons, West Sussex, England, Kapitel 12, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, diskutiert.
  • 5.5 Ausführungsformen mit internen Reflektoren
  • Die Solarzelleneinheiten 270, wie zum Beispiel in 9 dargestellt, können angeordnet werden, um Solarzellenanordnungen zu bilden. In 9 wird ein interner Reflektor 1404 verwendet, um den Einfall von Sonnenlicht in die Solarzellenanordnung 900 zu verstärken. Wie in 9 dargestellt, sind die Solarzelleneinheiten 270 und ein interner Reflektor 1404 in einer alternierenden Anordnung wie gezeigt angeordnet. Die Solarzelleneinheiten 270 in der Solarzellenanordnung 900 können Gegenelektroden 420 aufweisen. Wie in 9 dargestellt, umfasst die Solarzellenanordnung 900 eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten 270. Die Anzahl der Solarzelleneinheiten 270 dieser Mehrzahl unterliegt keinen Beschränkungen (z. B. 10 oder mehr, 100 oder mehr, 1 000 oder mehr, 10 000 oder mehr, zwischen 5 000 und 1 000 000 Solarzellen 402, usw.). In einigen Ausführungsformen umfasst die Solarzellenanordnung 900 eine Mehrzahl von internen Reflektoren 1404. Die Anzahl der internen Reflektoren 1404 dieser Mehrzahl unterliegt keinen Beschränkungen (z. B. 10 oder mehr, 100 oder mehr, 1 000 oder mehr, 10 000 oder mehr, zwischen 5 000 und 1 000 000 interne Reflektoren 1404, usw.).
  • Innerhalb der Solarzellenanordnung 900 verlaufen die internen Reflektoren 1404 entlang entsprechender Solarzelleneinheiten 270. In einigen Ausführungsformen weisen die internen Reflektoren 1404 einen Träger mit hohlem Kern auf. Ein solcher Träger ist in vielen Fällen vorteilhaft, da er die Menge an Material, das für die Herstellung solcher Vorrichtungen benötigt wird, reduziert, wodurch die Kosten gesenkt werden. In einigen Ausführungsformen ist der interne Reflektor 1404 ein Kunststoffgehäuse mit einer Schicht aus stark reflektierendem Material (z. B. poliertes Aluminium, Aluminiumlegierung, Silber, Nickel, Stahl, usw.), das auf dem Kunststoffgehäuse aufgebracht ist. In einigen Ausführungsformen ist der interne Reflektor 1404 einstückig aus poliertem Aluminium, Aluminiumlegierung, Silber, Nickel, Stahl, usw. In einigen Ausführungsformen ist der interne Reflektor 1404 ein Metall- oder Kunststoffgehäuse, das mit einem Metallfolienband beschichtet ist. Beispielhafte Metallfolienbänder schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, 3M Aluminiumfolienband 425, 3M Aluminiumfolienband 427, 3M Aluminiumfolienband 431 und 3M Aluminiumfolienband 439 (3M, St. Paul, MN) ein. Ein interner Reflektor 1404 kann zahlreiche Designs aufweisen, von denen in 9 lediglich eines illustriert ist. Das Design von Reflektoren 1404, die sich in einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung finden, ist geprägt von dem Wunsch, direktes Licht, das auf beide Seiten der Solarzellenanordnung 900 fällt (d. h. Seite 920 und 940), zu reflektieren.
  • Im Allgemeinen sind die Reflektoren 1404 der vorliegenden Anmeldung so konzipiert, dass Reflexion von Licht in angrenzende längliche Solarzellen 402 optimiert wird. Direktes Licht, das auf einer Seite der Solarzellenanordnung 900 (z. B. Seite 920, oberhalb der Ebene der in 9 gezeichneten Solarzellenanordnung) einfällt, kommt direkt von der Sonne, während Licht, das auf die andere Seite der Solarzelle einfällt (z. B. Seite 940, unterhalb der Ebene der in 9 gezeichneten Solarzellenanordnung), von einer Fläche reflektiert wurde. In einigen Ausführungsformen ist dies ein Lambert'scher, ein diffuser oder ein involutenförmiger Reflektor. Da jede Seite der Solarzellenanordnung einer unterschiedlichen Lichtumgebung ausgesetzt ist, kann die Form des internen Reflektors 1404 auf Seite 920 anders sein als auf Seite 940.
  • Obgleich der interne Reflektor 1404 in 9 mit einer symmetrischen vierseitigen Querschnittform dargestellt ist, ist die Querschnittform der internen Reflektoren 1404 der vorliegenden Anmeldung nicht auf eine solche Konfiguration beschränkt. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 sternförmig. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist linear. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist parabolisch. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist konkav. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist elliptisch. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors der Mehrzahl von internen Reflektoren vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform definiert eine diffuse Fläche auf dem internen Reflektor. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist die Evolvente einer Querschnittform einer Solarzelleneinheit 270. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors 1404 zweiseitig, dreiseitig, vierseitig, fünfseitig oder sechsseitig. In einigen Ausführungsformen ist eine Querschnittform eines internen Reflektors der Mehrzahl von internen Reflektoren 1404 vierseitig und mindestens eine Seite der vierseitigen Querschnittform ist facettiert.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Verbindung zwischen einem internen Reflektor 1404 und einer angrenzenden Solarzelleneinheit 270 mit einem zusätzlichen Adapterstück ausgestattet. Ein solches Adapterstück weist Oberflächenmerkmale auf, die sowohl zur Form der internen Reflektoren 1404 als auch zur Form der Solarzelleneinheiten 270 komplementär sind, um eine gute Anpassung zwischen solchen Komponenten bereitzustellen. In einigen Ausführungsformen werden solche Adapterstücke auf den internen Reflektoren 1404 fixiert. In weiteren Ausführungsformen werden die Adapterstücke auf länglichen Solarzelleinheiten 270 fixiert. In zusätzlichen Ausführungsformen kann die Verbindung zwischen den Solarzelleneinheiten 270 und den Reflektoren 1404 durch elektrisch leitenden Klebstoff oder elektrisch leitende Bänder verstärkt werden.
  • Diffuse Reflexion. In einigen Ausführungsformen gemäß der vorliegenden Anmeldung ist die Seitenfläche des Reflektors 1404 eine diffuse reflektierende Fläche. Flächen mit diffuser Reflexion reflektieren Licht ohne direktionale Abhängigkeit vom Betrachter. Ob die Fläche mikroskopisch rauh oder glatt ist, hat große Auswirkung auf die anschließende Reflexion eines Lichtstrahls. Diffuse Reflexion geht auf eine Kombination aus interner Streuung von Licht, z. B. wird das Licht absorbiert und dann wieder emittiert, und externer Streuung von der rauhen Fläche des Gegenstands zurück.
  • Lambert'sche Reflexion. In einigen Ausführungsformen gemäß der vorliegenden Anmeldung ist die Fläche des Reflektors 1404 eine Lambert'sche reflektierende Fläche. Eine Lambert'sche Quelle definiert sich als eine optische Quelle, die dem Lambert'schen Kosinusgesetz unterliegt, d. h. sie weist eine Intensität auf, die zum Kosinus des Winkels, von dem aus sie gesehen wird, direkt proportional ist. Dementsprechend definiert sich eine Lambert'sche Fläche als eine Fläche, die einheitliche Diffusion der einfallenden Strahlung bereitstellt, so dass Strahlung (oder Luminanz) in allen Richtungen, von denen aus sie gemessen werden kann, gleich ist (z. B. Strahlung ist unabhängig vom Sichtwinkel), mit der Einschränkung, dass die Gesamtfläche der strahlenden Fläche größer ist als die gemessene Fläche.
  • Auf einer perfekt diffundierenden Fläche ist die Intensität des Lichts, das in einer gegebenen Richtung von jeder beliebigen kleinen Oberflächenkomponente ausgeht, zum Kosinus des Winkels der Normalen zur Fläche proportional. Die Helligkeit (Luminanz, Strahlung) einer Lambert'schen Fläche ist konstant, unabhängig von dem Winkel, unter dem sie gesehen wird.
  • Das einfallende Licht l fällt auf eine Lambert'sche Fläche und reflektiert in unterschiedliche Richtungen. Wenn die Intensität von l als Iin definiert ist, kann die Intensität (z. B. Iout) eines reflektierten Lichts v wie folgt gemäß dem Lambert'schen Kosinusgesetz definiert sein:
    Figure 00590001
    wobei φ(ν, l) = kdcosθout und kd von der Oberflächeneigenschaft abhängig ist. Der Einfallswinkel ist definiert als θin und der reflektierte Winkel ist definiert als θout. Unter Verwendung der Vektor-Skalarprodukt-Formel kann die Intensität des reflektierten Lichts ebenfalls beschrieben werden als: Iout(ν) = kdIin(l)l·n,wobei n einen Vektor anzeigt, der normal zur Lambert'schen Fläche steht.
  • Eine solche Lambert'sche Fläche verzeichnet keine Verluste von einfallender Lichtstrahlung, emittiert sie aber wieder in alle verfügbaren Raumwinkel mit einem 2π Radianten auf der beleuchteten Seite der Fläche. Darüber hinaus emittiert eine Lambert'sche Fläche Licht, so dass die Fläche von jeder Richtung aus gleichmäßig hell erscheint. Das heißt, gleiche projizierte Flächen strahlen gleiche Mengen von Lichtstrom ab. Obgleich es sich hier um den Idealfall handelt, nähern sich manche reale Oberflächen an. Zum Beispiel kann eine Lambert'sche Fläche mit einer Schicht von diffuser weißer Farbe erzeugt werden. Das Rückstrahlungsvermögen einer solchen typischen Lambert'schen Fläche kann 93% betragen. In einigen Ausführungsformen kann das Rückstrahlungsvermögen einer Lambert'schen Fläche mehr als 93% betragen. In einigen Ausführungsformen kann das Rückstrahlungsvermögen einer Lambert'schen Fläche weniger als 93% betragen. Lambert'sche Flächen wurden häufig im LED-Design verwendet, um optimierte Beleuchtung bereitzustellen, zum Beispiel im US-Patent Nr. 6,257,737 von Marshall et al.; US-Patent Nr. 6,661,521 von Stern; und im US-Patent Nr. 6,603,243 von Parkyn et al., jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen. Vorteilhafterweise reflektieren Lambert'sche Flächen auf dem Reflektor 1404 Licht in alle Richtungen. Das reflektierte Licht wird dann zu den angrenzenden Solarzelleneinheiten 270 geleitet, um die Leistung der Solarzellen zu verbessern.
  • Reflexion an involutenförmigen Oberflächen. In einigen Ausführungsformen gemäß der vorliegenden Anmeldung ist die Fläche des Reflektors 1404 eine involutenförmige Fläche einer angrenzenden Solarzelleneinheit 270. In einigen Ausführungsformen ist die Solarzelleneinheit 270 kreisförmig oder nahezu kreisförmig. Die Reflektoroberfläche des internen Reflektors 1404 ist bevorzugt die Evolvente eines Kreises. Die Kreisevolvente definiert sich als der von einem Punkt auf einer geraden Linie gezeichnete Weg, der um einen Kreis rollt. Die Kreisevolvente kann zum Beispiel gemäß den folgenden Schritten gezeichnet werden. Erstens wird ein Faden an einem Punkt auf einer Kurve angebracht. Zweitens wird der Faden verlängert, so dass er am Berührungspunkt eine Tangente an die Kurve bildet. Drittens wird der Faden aufgewickelt, wobei er immer gespannt bleiben soll. Die Ortslinie von Punkten, die vom Ende des Fadens gezeichnet werden, werden als Evolvente der ursprünglichen Kreises bezeichnet. Der ursprüngliche Kreis wird als Evolute der Evolventenkurve bezeichnet.
  • Obgleich im Allgemeinen eine Kurve eine einzige Evolute aufweist, weist sie unendliche viele Evolventen entsprechend unterschiedlicher Ausgangspunkte auf. Eine Evolvente kann als jede beliebige Kurve, die rechtwinkelig zu allen Tangenten einer bestimmten Kurve ist, gedacht werden. Für einen Kreis mit dem Radius r kann die Gleichung zu jedem beliebigen Zeitpunkt t geschrieben werden als: x = rcost y = rsint
  • Dementsprechend lautet die Parametergleichung der Evolvente des Kreises wie folgt: xi = r(cost + tsint) xi = r(sint + tcost)
  • Evolute und Evolvente sind reziproke Funktionen. Die Evolute einer Evolvente eines Kreises ist ein Kreis.
  • Involutenförmige Oberflächen wurden in zahlreiche Patente implementiert, um Lichtreflexion zu optimieren. Zum Beispiel ein Blitzlampenreflektor ( US-Patent Nr. 4,641,315 von Draggoo, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist) und konkave Lichtreflektorvorrichtungen ( US-Patent Nr. 4,641,315 von Rose, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist), die beide involutenförmige Oberflächen verwenden, um die Effizienz der Lichtreflexion zu verbessern.
  • Solarzellenanordnung. Wie in 9 dargestellt, sind die Solarzelleneinheiten 270 geometrisch in einer parallelen oder nahezu parallelen Art angeordnet. In einigen Ausführungsformen verbindet jeder interne Reflektor 1404 zwei Solarzelleneinheiten 270. Aufgrund dessen sind in solchen Ausführungsformen die Solarzelleneinheiten 270 wirksam zu einer einzigen zusammengesetzten Vorrichtung verbunden. Mehr Details über interne Reflektoren, die mit der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, werden im US-Patent Nr. 11/248,789 , das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, offenbart.
  • 5.6 Beschichtungsverfahren
  • Die folgenden Unterabschnitte beschreiben einzelne Herstellungstechniken, die verwendet werden können, um einzelne Schichten der Photovoltaikzellen 700 in den Solarzelleneinheiten 270 umlaufend aufzubringen.
  • 5.6.1 Chemische Gasphasenabscheidung
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch chemische Gasphasenabscheidung aufgebracht. Bei chemischer Gasphasenabscheidung (CVD) reagieren die Bestandteile einer Gasphase, oftmals mit einem inerten Trägergas verdünnt, an einer heißen Fläche (typischerweise mehr als 3 000°C), um einen festen Film aufzubringen. Im Allgemeinen erfordern Reaktionen der chemischen Gasphasenabscheidung die Zuführung von Energie zum System, wie etwa Erwärmen der Kammer oder des Wafers. Mehr Informationen über chemische Gasphasenabscheidung, Vorrichtungen, die zur Ausführung von chemischer Gasphasenabscheidung verwendet werden, und Verfahrensbedingungen, die für das Ausführen chemischer Gasphasenabscheidung von Siliciumnitrid verwendet werden, finden sich bei Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Rill, New York, 2000, S. 363–393; und Madou, Funcdamentals of Microfabrication, 2. Auflage, 2002, S. 144-154, CRC Press, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind.
  • 5.6.2 Chemische Gasphasenabscheidung bei reduziertem Druck
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch chemische Gasphasenabscheidung bei reduziertem Druck (RPCVD) aufgebracht. RPCVD wird typischerweise bei weniger als 10 Pa und Temperaturen im Bereich von 550°C bis 600°C ausgeführt. Der geringe Druck, der bei RPCVD verwendet wird, resultiert in einem hohen Diffusionskoeffizienten, der zum Wachstum einer Schicht führt, die nicht durch die Geschwindigkeit des Stoffübergangs auf den Träger, sondern durch die Geschwindigkeit der Oberflächenreaktionen beschränkt ist. Bei RPCVD können die Realtanten üblicherweise unverdünnt verwendet werden. RPCVD kann zum Beispiel in einem horizontalen Heißwand-Röhrenreaktor (engl. „horizontal tube hot wall reactor") ausgeführt werden.
  • 5.6.3 Chemische Niederdruckgasphasenabscheidung
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch chemische Niederdruckgasphasenabscheidung (LPCVD) oder CVD bei sehr geringem Druck aufgebracht. LPCVD wird typischerweise bei weniger als 1 Pa ausgeführt.
  • 5.6.4 Chemische Gasphasenabscheidung bei Atmosphärendruck
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Gasphasenabscheidung bei Atmosphären- bis leicht reduziertem Druck aufgebracht. CVD bei Atmosphärendruck bis leicht reduziertem Druck (APCVD) wird verwendet, um zum Beispiel zu wachsen. APCVD ist ein relativ einfaches Verfahren, das den Vorteil aufweist, dass Schichten bei hoher Abscheiderate und geringer Temperatur (350°C–400°C) hergestellt werden.
  • 5.6.5 Plasma-verstärkte chemisehe Gasphasenabscheidung
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Plasma-verstärkte (Plasma-unterstützte) chemische Gasphasenabscheidung (PECVD) aufgebracht. PECVD-Systeme weisen eine Parallelplattenkammer auf, die bei geringem Druck (z. B. 2–5 Torr) und geringer Temperatur (300°C–400°C) betrieben wird. Eine durch Hochfrequenz induzierte Glimmentladung oder eine andere Plasmaquelle werden verwendet, um ein Plasmafeld in dem Abscheidungsgas zu induzieren. PECVD-Systeme, die verwendet werden können, schließen, ohne darauf beschränkt zu sein, Horizontal-Vertical-Flow-PECVD, Barrel-Radiant-heated PECVD und Horizontal-Tube-PECVD ein. In einigen Ausführungsformen wird Remote-Plasma-CVD (RPCVD) verwendet. Remote-Plasma-CVD wird zum Beispiel im US-Patent Nr. 6,458,715 von Sano et al., das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist, beschrieben.
  • 5.6.6 Anodisierung
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Anodisierung aufgebracht. Anodisierung ist ein Oxidationsverfahren, das in einer elektrolytischen Zelle durchgeführt wird. Das Material, das anodisiert werden soll, (z. B. Rückelektrode 104) wird zur Anode (+), während ein Edelmetall zur Kathode (–) wird. Abhängig von der Löslichkeit des Anodenreaktionsprodukts resultiert eine unlösliche Schicht (z. B. ein Oxid). Falls das Erstoxidationsmittel Wasser ist, sind die resultierenden Oxide im Allgemeinen porös, wobei organische Elektrolyte zu sehr dichten Oxiden führen, die ausgezeichnete Passivierung bereitstellen. Siehe zum Beispiel Madou et al., 1982, J. Electrochem. Soc. 129, S. 2749–2752, das hierin durch Bezugnahme vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.7 Sol-Gel-Beschichtungstechniken
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch einen Sol-Gel-Verfahren aufgebracht. Bei einem Sol-Gel-Verfahren, bilden feste Teilchen, chemische Vorstufen, in einer kolloidalen Suspension in einer Flüssigkeit (einem Sol) ein gelatinöses Netz (ein Gel). Nach dem Entfernen des Lösemittels durch Erwärmen einer Glas- oder keramischen Schicht 104. Die Bildung sowohl von Sol als auch von Gel sind Niedrigtemperaturverfahren. Für die Bildung von Sol wird eine geeignete chemische Vorstufe in einer Flüssigkeit gelöst, zum Beispiel Tetraethylsiloxan (TEOS) in Wasser. Das Sol wird dann zum Gelierpunkt gebracht, das heißt, der Punkt im Phasendiagramm, bei dem das Sol abrupt von einer viskösen Flüssigkeit zu einem gelatinösen, polymerisierten Netz wird. In dem Gelzustand wird das Material geformt (z. B. zu einer Faser oder einer Linse) oder wird durch Schleudern, Eintauchen oder Sprühen auf einen Träger aufgetragen. Bei TEOS wird durch Hydrolyse und Kondensation unter Verwendung von Salzsäure als Katalysator ein Silikagel gebildet. Trocknen und Sintern bei Temperaturen zwischen 200°C und 600°C wandelt das Gel in Glas und schließlich in Siliciumdioxiod um.
  • 5.6.8 Plasmasprühtechniken
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Plasmasprühverfahren aufgebracht. Mit Plasmasprühen kann nahezu jedes Material auf vielen Arten von Trägern aufgebracht werden. Plasmasprühen ist ein Teilchenbeschichtungsverfahren. Teilchen mit einem Durchmesser von einigen μm bis zu 100 μm werden von der Quelle zum Träger transportiert. Beim Plasmasprühen wird ein Plasmabogen hoher Intensität zwischen einer stabartigen Kathode und einer düsenförmigen, mit Wasser gekühlten Anode eingesetzt. Plasmagas, das pneumatisch entlang der Kathode eingespeist wird, wird durch den Bogen auf Plasmatemperaturen erwärmt, wodurch an der Anodendüse ein Plasmastrom oder eine Plasmaflamme entsteht. Argon und Argongemische mit einem anderen Edelgas (He) oder Molekulargas (H2, N2, O2, usw.) werden häufig für Plasmasprühen verwendet. Feine Pulver, die in einem Trägergas suspendiert sind, werden in den Plasmastrom injiziert, wo die Teilchen beschleunigt und erwärmt werden. Der Plasmastrom kann Temperaturen von 20 000 K und Geschwindigkeiten von bis zu 1000 ms–1 erreichen. Die Temperatur der Teilchenoberfläche ist geringer als die Plasmatemperatur und die Verweildauer in dem Plasmagas ist sehr kurz. Die geringere Oberflächentemperatur und die kurze Dauer verhindern, dass die Sprühteilchen im Gasplasma verdampfen. Die Teilchen im Plasma weisen abhängig von den unterschiedlichen thermischen Geschwindigkeiten von Elektronen und Ionen eine negative Ladung auf. Da die geschmolzenen Teilchen mit hoher Geschwindigkeit auf einen Träger spritzen, verbreiten sie sich, kühlen ab und bilden eine mehr oder weniger dichte Beschichtung, wodurch typischerweise eine gute Bindung mit dem Träger gebildet wird. Plasmasprühgeräte sind von Sulzer Metco (Winterthur, Schweiz) erhältlich. Für weitere Informationen über Plasmasprühen siehe zum Beispiel Madou, Fundamentals of Microfabrication, 2. Auflage, 2002, S. 157–159, CRC Press, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.9 Tintenstrahldruck
  • In einigen Ausführungsformen werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Tintenstrahldruck aufgebracht. Tintenstrahldruck basiert auf denselben Grundsätzen wie gewerbliches Tintenstrahldrucken. Die Tintenstrahldüse ist mit einem Behälter verbunden, der mit der chemischen Lösung gefüllt und oberhalb einer computergesteuerten x-y-Plattform angebracht ist. Das Zielobjekt wird auf der x-y-Plattform platziert und unter Computersteuerung werden flüssige Tropfen (z. B. Durchmesser 50 μm) über die Düse auf eine hinreichend definierte Stelle auf dem Gegenstand aufgebracht. Unterschiedliche Düsen können gleichzeitig unterschiedliche Punkte drucken. In einer Ausführungsform der Anmeldung wird ein Rubble-Jet verwendet, dessen Tropfen kleiner als einige Pikoliter sind, um eine Schicht einer Photovoltaikzelle 700 zu bilden. In einer anderen Ausführungsform wird ein thermischer Tintenstrahl (Hewlett Packard, Palo Alto, Kalifornien) verwendet, um eine Schicht einer Photovoltaikzelle 700 zu bilden. In einem thermischen Tintenstrahl werden Widerstände verwendet, um eine dünne Schicht aus flüssiger Tinte rasch zu erwärmen. Eine überhitzte Dampfexplosion verdampft einen geringen Anteil der Tinte, um eine expandierende Blase zu bilden, die einen Tintentropfen von der Tintenpatrone auf den Träger abgibt. In noch einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung wird ein piezoelektrischer Tintenstrahlkopf für Tintenstrahldruck verwendet. Ein piezoelektrischer Tintenstrahlkopf schließt einen Behälter mit einem Eingang und einer Düse am anderen Ende ein. Eine Wand des Behälters besteht aus einer dünnen Membran mit einem befestigten piezoelektrischen Kristall. Wenn Spannung an den Kristall angelegt wird, kommt es zu Querkontraktionen, wodurch die Membran ausschlägt und einen kleinen Tropfen Flüssigkeit von der Düse abgibt. Der Behälter wird mittels kapillarer Wirkung durch den Einlass nachgefüllt. Bei jedem Spannungsimpuls, der auf den Kristall angewandt wird, wird ein einziger Tropfen abgegeben, wodurch vollständig gesteuert werden kann, wann ein Tropfen abgegeben wird. In noch einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung wird ein Epoxidharzzuführsystem verwendet, um eine Schicht einer Solarzelle aufzubringen. Ein Beispiel eines Epoxidharzzuführsystems ist Ivek Digispense 2000 (Ivek Corporation, North Springfield, Vermont). Für weitere Informationen über Tintenstrahldrucken siehe zum Beispiel Madou, Fundamentals of Microfabrication, 2. Auflage, 2002, S. 164–167, CRC Press, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.10 Vakuumverdampfung
  • In einer Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Vakuumverdampfung aufgebracht. Vakuumverdampfung findet innerhalb einer evakuierten Kammer statt. Die Kammer kann zum Beispiel eine Quarzglasglocke oder ein Gehäuse aus Edelstahl sein. Im Inneren der Kammer findet sich ein Mechanismus, der die Metallquelle verdampft, ein Waferhalter, ein Verschluss, Messgeräte für Dicke und Geschwindigkeit und Heizelemente. Die Kammer ist mit einer Vakuumpumpe verbunden. Es gibt unterschiedliche Wege, wie das Metall innerhalb der Kammer verdampft werden kann, einschließlich Filament-Verdampfung (engl. „filament evaporation"), Elektronenkanonen-Verdampfung und Heizplattenverdampfung. Siehe zum Beispiel Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Rill, New York, 2000, S. 407–411, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.11 Sputterdeposition/physikalische Gasphasenabscheidung
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Sputtern aufgebracht. Sputtern findet wie Verdampfung in einem Vakuum statt. Allerdings handelt es sich um ein physikalisches und kein chemisches Verfahren (Verdampfung ist ein chemisches Verfahren) und wird als physikalische Gasphasenabscheidung bezeichnet. Im Inneren der Vakuumkammer findet sich eine Platte des erwünschten Filmmaterials, das als Target bezeichnet wird. Das Target ist elektrisch geerdet. Ein inertes Gas wie etwa Argon wird in die Kammer eingeführt und auf eine positive Ladung ionisiert. Die positiv geladenen Argonatome werden von dem geerdeten Target angezogen und beschleunigen zu demselben hin.
  • Während der Beschleunigung gewinnen sie an Impuls und treffen auf das Target, wodurch die Targetatome gestreut werden. Das heißt, die Argonatome brechen Atome und Moleküle vom Target in die Kammer ab. Die gesputterten Atome oder Moleküle verbreiten sich in der Kammer, wobei einige auf dem Wafer verbleiben. Ein grundsätzliches Merkmal eines Sputterverfahrens besteht darin, dass das Targetmaterial auf dem Wafer unter chemischer Änderung oder Änderung der Zusammensetzung aufgebracht wird. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung wird Gleichstrom(DC)-Diodensputtern, Hochfrequenz(HF)-Diodensputtern, Triodensputtern, DC-Magnetronsputtern oder HF-Magnetronsputtern verwendet. Siehe zum Beispiel Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Rill, New York, 2000, S. 411–415; US-Patent Nr. 5,203,977 ; US-Patent 5,486,277 und US-Patent 5,742,471 , die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind.
  • HF-Diodensputtern ist ein Vakuumbeschichtungsverfahren, bei dem eine elektrisch isolierte Kathode in einer Kammer montiert wird, die evakuiert und teilweise mit einem inerten Gas gefüllt sein kann. Ist das Kathodenmaterial ein elektrischer Leiter, wird eine Gleichstrom-Hochspannungsenergiequelle verwendet, um das Hochspannungspotential anzulegen. Ist die Kathode ein elektrischer Leiter, wird die Polarität der Elektroden bei sehr hohen Frequenzen umgekehrt, um die Bildung einer positiven Ladung an der Kathode zu verhindern, was das Ionenbeschussverfahren stoppen würde. Da die Elektrodenpolarität bei Hochfrequenz umgekehrt ist, wird dieses Verfahren als I33-Sputtern bezeichnet. Magnetronsputtern ist eine andere Form von Sputtern. Magnetronsputtern verwendet ein Magnetfeld, um Elektronen in einem Bereich nahe der Targetoberfläche zu fangen, wodurch es wahrscheinlicher wird, dass ein Gasatom ionisiert wird. Die hohe Ionendichte, die nahe der Targetoberfläche geschaffen wird, bewirkt, dass das Material um ein Vielfaches schneller als beim Diodensputtern entfernt wird. Der Magnetroneffekt wird durch eine Anordnung permanenter Magnete, die in der Kathodenanordnung eingeschlossen ist, die ein Magnetfeld normal zum elektrischen Feld erzeugt, erzeugt.
  • 5.6.12 Kollimiertes Sputtern
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch kollimiertes Sputtern aufgebracht. Kollimiertes Sputtern ist ein Sputterverfahren, bei dem das Metall unter einem Winkel normal zur Waferoberfläche ankommt. Das Metall kann durch ein dickes Bienenwabengitter, das Metallatome, die sich unter einem Winkel nähern, effektiv blockiert, kollimiert sein. Alternativ kann das Ionisieren der Metallatome und Anziehen derselben zum Wafer hin das Metall kollimieren. Kollimiertes Sputtern verbessert das Füllen von Kontakten mit hohem Seitenverhältnis.
  • 5.6.13 Laserablationsbeschichtung
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Laserablationsbeschichtung aufgebracht. In einer Form von Laserablationsbeschichtung wird eine rotierende zylindrische Targetoberfläche für das Laserablationsverfahren bereitgestellt. Das Target wird in einer Vakuumkammer montiert, so dass es um die Längsachse des zylindrischen Oberflächentargets rotiert werden kann und gleichzeitig entlang der Längsachse verschoben werden kann. Ein Laserstrahl wird mittels einer zylindrischen Linse auf die Targetoberfläche fokussiert entlang einer Linie, die in einem Winkel zur Längsachse steht, um eine Fahne ablatiertes Material über einen radialen Bogen zu streuen. Die Fahne wird in der Längsrichtung gestreut, wodurch eine konkave oder konvexe seitliche Targetoberfläche bereitgestellt wird. Der Einfallswinkel des fokussierten Laserstrahls kann anders als normal zur Targetoberfläche sein, um eine streifende Geometrie bereitzustellen. Gleichzeitige Rotation um die und Verschiebung entlang der Längsachse erzeugt eine glatte und gleichmäßige Ablation der gesamten zylindrischen Targetoberfläche und eine stetige Verdampfungsfahne. Das Aufrechterhalten einer glatten Targetoberfläche ist für das Reduzieren nicht erwünschten Verspritzens von Teilchen während dem Laserablationsverfahren und dadurch Aufbringen eines qualitativ hochwertigen dünnen Films von Nutzen. Siehe zum Beispiel US-Patent Nr. 5,049,405 , das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.14 Molekularstrahldeposition
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Molekularstrahldeposition aufgebracht. Molekularstrahldeposition ist ein Verfahren für das Wachsen von Filmen unter Vakuumbedingungen, indem ein oder mehr als ein Molekularstrahl auf einen Träger gerichtet werden. In einigen Beispielen impliziert Molekularstrahldeposition das Wachstum einer epitaxialen Schicht auf Monokristallträgern durch ein Verfahren, das typischerweise entweder die Reaktion von einem oder mehr als einem Molekularstrahl mit dem Träger oder die Ablagerung der Strahlenteilchen auf dem Träger impliziert. Der Begriff „Molekularstrahl" bezieht sich auf Strahlen monoatomarer Spezies sowie auf Strahlen polyatomarer Spezies. Der Begriff Molekularstrahldeposition schließt sowohl epitaxiale Wachstumsverfahren als auch nicht epitaxiale Wachstumsverfahren ein. Die Molekularstrahldeposition ist eine Abwandlung einfacher Vakuumverdampfung. Allerdings ist es bei der Molekularstrahldeposition einfacher, die auf den Träger einfallenden Spezies zu steuern, als dies beim Vakuumverdampfem der Fall ist. Durch gute Steuerung der einfallenden Spezies, gemeinsam mit den langsamen Wachstumsraten, die möglich sind, wird das Wachstum dünner Schichten mit genau definierten Zusammensetzungen (einschließlich Dotierstoff-Konzentrationen) möglich. Die Kontrolle über die Zusammensetzung wird dadurch unterstützt, dass das Wachstum im Vergleich zu anderen Wachstumstechniken wie etwa Flüssigphasen-Epitaxie oder chemischer Gasphasenabscheidung im Allgemeinen bei relativ geringen Trägertemperaturen abläuft und die Diffusionsverfahren sehr langsam sind.
  • Im Wesentlichen arbiträre Schichtzusammensetzungen und Dotierprofile mit genau kontrollierten Schichtdicken können erhalten werden. Tatsächlich wachsen Schichten, die so dünn wie eine Monoschicht sind, dank MBE. Des Weiteren ermöglicht die relativ geringe Wachstumstemperatur das Wachsen von Materialien und die Verwendung von Trägermaterialien, die mit Wachstumstechniken bei höheren Temperaturen nicht verwendet werden können. Siehe zum Beispiel US-Patent Nr. 4,681,773 , das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.15 Ionisierte physikalische Gasphasenabscheidung
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch ionisierte physikalische Gasphasenabscheidung (I-PVD), ebenfalls als ioniertes Metallplasma (IMP) bezeichnet, aufgebracht. Bei I-PVD werden Metallatome in einem starken Plasma ionisiert. Nach der Ionisierung wird das Metall über elektrische Felder senkrecht zur Wafer-Fläche gerichtet. Metallatome werden mittels Sputtern vom Target in das Plasma eingeführt. Ein hochdichtes Plasma wird durch eine induktiv gekoppelte Plasma(ICP)-Quelle im Zentrum des Reaktors erzeugt. Diese Elektronendichte ist ausreichend, um ungefähr 80% der Metallatome, die auf die Waferoberfläche einfallen, zu ionisieren. Die Ionen vom Plasma werden beschleunigt und an der Fläche des Wafers durch eine Plasmahülle kollimiert. Die Hülle ist ein Bereich eines starken elektrischen Felds, das zur Waferoberfläche gerichtet wird. Die Feldstärke wird durch das Anlegen einer Hochfrequenz-Vorspannung gesteuert.
  • 5.6.16 Ionenstrahldeposition
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Ionenstrahldeposition (IBD) aufgebracht. IBD verwendet eine energetische, breite Ionenstrahlquelle, die genau auf ein geerdetes metallisches oder dielektrisches Sputtertarget fokussiert ist. Vom Target gesputtertes Material wird auf einem nahen Träger aufgebracht, um einen Film zu bilden. Die meisten Anwendungen verwenden auch eine zweite Ionenquelle, die als Hilfsionenquelle bezeichnet wird, die auf den Träger gerichtet ist, um energetische inerte oder reaktive Ionen der Fläche des wachsenden Films bereitzustellen. Die Ionenquellen sind „gerasterte" Ionenquellen und werden typischerweise mit einer unabhängigen Elektronenquelle neutralisiert. IBD-Verarbeitung ergibt ausgezeichnete Kontrolle und Wiederholbarkeit von Filmdicke und – eigenschaften. Der Verfahrensdruck in IBD-Systemen beträgt etwa 10–4 Torr. Folglich werden Ionen, die von den Ionenquellen stammen, oder Material, das vom Target der Oberfläche gesputtert ist, nur geringfügig gestreut. Im Vergleich zur Sputterbeschichtung unter Verwendung von Magnetron- oder Diodensystemen, ist Sputterbeschichtungen durch IBD stark direktional und energetischer. In Kombination mit einer Trägerhalterung, die rotiert und den Winkel ändert, bieten IBD-Systeme starke Kontrolle über Seitenwandbeschichtungen, Füllung von Gräben und Lift-Off-Profile.
  • 5.6.17 Atomlagenabscheidung
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Atomlagenabscheidung aufgebracht. Atomlagenabscheidung ist ebenfalls als Atomlagenepitaxie, sequentielle Lagenabscheidung und chemische gepulste Gasphasenabscheidung bekannt. Atomlagenabscheidung impliziert die Verwendung einer Vorstufe basierend auf selbstbegrenzenden Oberflächenreaktionen. Im Allgemeinen fällt eine erste Spezies auf einen Gegenstand ein, die sich als eine Monoschicht auf dem Gegenstand ablagert. Dann fällt eine zweite Spezies auf die Monoschicht ein, um eine vollständig reagierte Schicht plus gasförmigen Nebenprodukten zu bilden. Das Verfahren wird typischerweise wiederholt, bis die gewünschte Dicke erreicht ist. Atomlagenabscheidung und zahlreiche Verfahren, um dieselbe auszuführen, werden im US-Patent Nr. 4,058,430 von Suntola et al. mit dem Titel „Method for Producing Compound Thin Films," im US-Patent Nr. 4,413,022 von Suntola et al. mit dem Titel „Method for Performing Growth of Compound Thin Films," von Ylilammi und George et al., 1996, J. Phys. Chem. 100, S. 13121-13131, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind, beschrieben. Die Atomlagenabscheidung wird ebenfalls als eine Operation chemischer Gasphasenabscheidung beschrieben, die unter kontrollierten Bedingungen abläuft, aufgrund derer die Ablagerung selbstbegrenzend ist, um die Ablagerung von maximal einer Monoschicht zu erreichen. Die Ablagerung einer Monoschicht stellt genaue Kontrolle der Schichtdicke und verbesserte Einheitlichkeit des Materials der Schicht bereit. Atomlagenabscheidung kann unter Verwendung von Geräten wie etwa dem Endura Integrated Cu Barrier/Seed System (Applied Materials, Santa Clara, Kalifornien) durchgeführt werden.
  • 5.6.18 Heißdraht-Gasphasenabscheidung (engl. „hot filament chemical vapor deposition")
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Heißdraht-Gasphasenabscheidung (HFCVD) aufgebracht. Bei HFCVD fließen gasförmige Reaktionspartner über einen erwärmten Draht, um Vorstufenspezies zu bilden, die anschließend auf die Trägeroberfläche treffen, was in der Ablagerung von Filmen hoher Qualität resultiert. HFCVD wurde verwendet, um eine breite Palette von Filmen, einschließlich Diamant, Bornitrid, Aluminiumnitrid, Titannitrid, Borcarbid sowie amorphes Siliciumnitrid wachsen zu lassen. Siehe zum Beispiel Deshpande et al., 1995, J. Appl. Phys. 77, S. 6534–6541, das hierin durch Bezugnahme vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.19 Siebdruck
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch ein Siebdruckverfahren (ebenfalls als Siebdruckverfahren bekannt) aufgebracht. Eine Paste oder Tinte wird durch Öffnungen in der Emulsion auf Teile einer darunterliegenden Struktur auf einem Sieb gedrückt. Siehe zum Beispiel Lambrechts and Sansen, Biosensors: Microelectrochemical Devices, The Institute of Physics Publishing, Philadelphia, 1992, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist. Die Paste besteht aus einem Gemisch aus dem Material von Interesse, einem organischen Bindemittel und einem Lösungsmittel. Das organische Bindemittel bestimmt die Fließeigenschaften der Paste. Das Bindemittel bewirkt die Adhäsion von Teilchen aneinander und an den Träger. Aufgrund der aktiven Teilchen wird die Tinte ein Leiter, ein Widerstand oder ein Isolator. Das lithographische Muster in der Siebemulsion wird auf Teile der darunterliegenden Struktur übertragen, indem die Paste mit einer Druckrakel durch die Maskenöffnungen gedrückt wird. In einem ersten Schritt wird die Paste auf das Sieb gegeben. Dann senkt die Druckrakel das Sieb ab und drückt es auf den Träger, wobei die Paste bei der horizontalen Bewegung durch Öffnungen im Sieb gedrückt wird. Während des letzten Schritts schnappt das Sieb zurück, die dicke Filmpaste, die zwischen dem Siebrahmen und dem Träger klebt, reißt und auf dem Träger bildet sich das gedruckte Muster. Die Auflösung des Verfahrens hängt von den Öffnungen im Sieb und der Art der Paste ab. Mit einem 325-Maschensieb (d. h. 325 Drähte pro Zoll oder 40 μm-Löcher) und einer typischen Paste kann eine laterale Auflösung von 100 μm erreicht werden.
  • Für Pasten, die schwer zu drucken sind, kann eine Schattenmaske das Verfahren vervollständigen, wie etwa eine dünne Metallfolie mit Öffnungen. Allerdings ist die Auflösung dieses Verfahrens geringer (> 500 μm). Nach dem Drucken können sich die Nassfilme über einen Zeitraum (z. B. 15 Minuten) absetzen, um die Fläche während dem Trocknen zu glätten. Dadurch werden die Lösungsmittel von der Paste entfernt. Anschließendes Brennen brennt die organischen Bindemittel ab, metallische Teilchen werden reduziert oder oxidiert und Glasteilchen werden gesintert. Typische Temperaturen reichen von 500°C bis 1000°C. Nach dem Brennen reicht die Dicke der resultierenden Schicht von 10 μm bis 50 μm. Ein Siebdruckgerät ist das DEK 4265 (Universal Instrument Corporation, Binghamton, New York). Im Handel erhältliche Tinten (Pasten), die beim Siebdruck verwendet werden können, schließen leitfähige Materialien (z. B. Au, Pt, Ag/Pd, usw.), resistive Materialien (z. B. RuO2, IrO2), Glasurmaterialien und dielektrische Materialien (z. B. Al2O3, ZrO2) ein. Die leitfähigen Pasten basieren auf Metallteilchen, wie etwa Ag, Pd, Au oder Pt oder einem Gemisch derselben in Kombination mit Glas. Resistive Pasten basieren auf RuO2 oder Bi2Ru2O7 gemischt mit Glas (z. B. 65% PBO, 25% SiO2, 10% Bi2O3).
  • Die Resistivität wird durch das Mischverhältnis bestimmt. Die Glasur und dielektrische Pasten basieren auf Glasmischungen. Unterschiedliche Schmelztemperaturen können durch Einstellen der Pastenzusammensetzung erreicht werden. Siehe zum Beispiel Madou, Fundamentals of Microfabricalion, 2. Auflage, CRC Press, Boca Raton, Florida, 2002, S. 154–156, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.20 Stromlose Metallbeschichtung
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 (z. B. Rückelektrode 104) durch stromlose Metallbeschichtung aufgebracht. Beim stromlosen Plattieren wird ohne Anlegen einer Spannung eine Schicht mithilfe von chemischen Mitteln aufgebaut. Bäder für stromloses Plattieren können verwendet werden, um Schichten aus Au, Co-P, Cu, Ni-Co, Ni-P, Pd oder Pt zu bilden. Siehe zum Beispiel Madou, Fundamentals of Microfabrication, 2. Auflage, CRC Press, Boca Raton, Florida, 2002, S. 344–345, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.6.21 Elektroplattieren
  • In einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung werden eine oder mehr als eine Schicht von Photovoltaikzellen 700 durch Elektroplattieren aufgebracht. Elektroplattieren findet in einer elektrolytischen Zelle statt. Die Reaktionen, die beim Elektroplattieren ablaufen, implizieren Stromfluss unter einer bestimmten Vorspannung. In einigen Ausführungsformen wird eine Schicht als Teil eines Damaszener-Verfahrens abgelagert. Siehe zum Beispiel Madou, Fundamentals of Microfabrication, 2. Auflage, CRC Press, Boca Raton, Florida, 2002, S. 346–357, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • 5.7 Lithographische Ätzverfahren
  • In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung werden Bahnen und/oder Brücken durch Musterung einer oder mehr als einer Schicht der Photovoltaikzellen 700 gebildet. In einigen Ausführungsformen werden solche Schichten durch Halbleiter-Photolithographie-Photolack-Beschichtung und optische Bildgebung mittels einer optischen Maske gemustert, wodurch Bahnen gebildet werden (z. B. Rille 292, 294, 296 und/oder 298 aus 2).
  • Eine Form der photolithographischen Verarbeitung gemäß der vorliegenden Anmeldung beginnt mit der Beschichtung einer Fotolackschicht über der Schicht der Photovoltaikzellen 700, die gemustert werden soll. Für das Bilden dieser Fotolackschicht verwendete Fotolacke umfassen typischerweise organische Polymere, die aus einer Lösung aufgebracht werden. In einigen Ausführungsformen weist die Fotolackschicht eine Dicke im Bereich von 0,1 μm bis 2,0 μm auf. Des Weiteren weist die Fotolackschicht in einigen Ausführungsformen eine Einheitlichkeit von plus/minus 0,01 μm auf. In einigen Ausführungsformen wird die Fotolackschicht unter Verwendung einer Spinn-Technik wie etwa ein statisches Spinnverfahren oder ein dynamisches Abgabeverfahren aufgebracht. In einigen Ausführungsformen wird die Fotolackschicht unter Verwendung eines Handspinngeräts, eines Fotolackspenders mit beweglichem Arm (engl. „moving-arm resist dispenser") oder eines automatischen Spinngeräts aufgebracht. Siehe zum Beispiel Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Hill, New York, 2000, S. 217–222, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • In einigen Ausführungsformen ist die Fotolackschicht ein optischer Fotolack, der für das Reagieren mit UV- oder Laserquellen konzipiert ist. In einigen Ausführungsformen ist die Fotolackschicht ein Negativfotolack, bei dem Polymere im Fotolack ein vernetztes Material bilden, das nach Belichtung durch Licht dem Ätzen standhält. Beispiele von Negativlacken, die verwendet werden können, um die Fotolackschicht zu bilden, schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Azid/Isopren-Negativlacke, Polymethylmethacrylat (PMMA), Polymethylisopropylketon (PMIPK), Poly-buten-1-sulfon (PBS), Poly- (trifluorethylchloracrylat) TFECA, Copolymer-(V-cyanoethylacrylat-V-amidoethylacrylat) (COP), Poly-(2-methylpenten-1-sulfon) (PMPS) und dergleichen ein. In weiteren Ausführungsformen ist die Fotolackschicht ein Positivlack. Der Positivlack ist relativ unlöslich. Nach der Belichtung durch geeignete Lichtenergie wandelt sich der Fotolack in einen löslicheren Zustand. Diese Reaktion wird als Photosolubilisierung bezeichnet. Ein Positivlack gemäß der vorliegenden Anmeldung ist das Phenolformaldehydpolymer, das auch als Phenolformaldehydnovolakharz bekannt ist. Siehe zum Beispiel DeForest, Photoresist: Materials and Processes, McGraw-Rill, New York, 1975, das hierin durch Bezugnahme vollständig aufgenommen ist. In einigen Ausführungsformen ist die Fotolackschicht LOR OSA, LOR 5 0.7A, LOR IA, LOR 3A oder LOR 5A (MICROCHEM, Newton, Massachusetts). LOR Lift-Off-Fotolacke verwenden Polydimethylglutarimid.
  • Nach dem Aufbringen der Fotolackschicht ist die Dichte für weitere Verarbeitung oftmals unzureichend. Dementsprechend wird in einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung ein Ausbacken verwendet, um den Fotolack zu verdichten und Restlösungsmittel zu verdampfen. Dieses Ausbacken wird als Softbake, Prebake oder Post-Apply Bake bezeichnet. Verschiedene Verfahren zum Ausbacken der Fotolackschicht werden in der vorliegenden Anmeldung erwogen, einschließlich, aber nicht darauf beschränkt, Umluftöfen, Infrarotöfen, Mikrowellenöfen oder Heizplatten. Siehe zum Beispiel Levinson, Principle.s of Lithography, SPIE Press, Bellingham, Washington, 2001, S. 68–70, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • Nach dem Beschichten des Spacers mit einer Fotolackschicht besteht der nächste Schritt im Anpassen und Belichten der Fotolackschicht. Das Anpassen und Belichten ist, wie der Name schon sagt, ein zweifach ausgerichteter Fotomaskierungsschritt. Der erste Teil des Anpassungs- und Belichtungsschritts besteht im Positionieren oder Anpassen des benötigen Bildes an die Solarzellenoberfläche. Das Bild findet sich auf einer Maske. Der zweite Teil besteht im Codieren des Bilds in der Fotolackschicht aus einer Licht- oder Strahlungsquelle. In der vorliegenden Anmeldung kann jedes herkömmliche Anpassungssystem verwendet werden, um die Maske an die Fotolackschicht anzupassen, einschließlich, aber nicht darauf beschränkt, Kontakt-Aligner, Proximity-Aligner, Scanning-Projection-Aligner, Stepper, Step-and-Scan-Aligner, Röntgenstrahl-Aligner und Elektronenstrahl-Aligner. Eine Übersicht über Aligner, die in der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, findet sich in Solid State Technology, April 1993, S. 26; und Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Rill, New York, 2000, S. 232–241, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind. Masken können negativ oder positiv sein.
  • Eine positive Maske (nicht gezeigt), die verwendet wird, um einen Positivlack zu entwickeln, würde das zu einer negativen Maske entgegengesetzte Muster aufweisen. Sowohl negative als auch positive Masken, die in den hierin beschriebenen Verfahren verwendet werden, werden mittels Techniken ähnlich denen, die bei der Wafer-Verarbeitung verwendet werden, hergestellt. Ein Photomasken-Rohling, bestehend aus einem auf Glasträgern aufgebrachten opaken Film (üblicherweise Chrom), wird mit Fotolack beschichtet. Der Fotolack wird entsprechend dem erwünschten Muster belichtet, dann entwickelt und das belichtete opake Material wird geätzt. Die Maskenmusterung wird in erster Linie mittels Strahlschreiber erreicht, bei denen es sich um Hilfsmittel handelt, die Maskenrohlinge gemäß geeignet formatierten Biosensor-Elektroden-Mustern belichten. In einigen Ausführungsformen werden Elektronenstrahlschreiber oder optische Strahlschreiber verwendet, um negative Masken oder positive Masken zu mustern. Siehe zum Beispiel Levinson, Principles of Lithography, SPIE Press, Bellingham, Washington, 2001, S. 229–256, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • In einer Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung ist das Hilfsmittel, das verwendet wird, um das Muster einer Maske auf eine Solarzelleneinheit zu projizieren, ein Wafer-Stepper. Wafer-Stepper existieren in zwei Konfigurationen, Step-and-Repeat und Step-and-Scan. In einem Step-and-Repeat-System wird die gesamte Fläche der Maske, die belichtet werden soll, bei Öffnen eines Verschlusses beleuchtet. In einem Step-and-Scan-System wird lediglich ein Teil der Maske und daher lediglich ein Teil des Belichtungsfelds auf der Solarzelleneinheit bei Öffnen eines Verschlusses belichtet. Das gesamte Feld wird durch synchrones Scannen der Maske und Solarzelleneinheit 270 belichtet. Siehe zum Beispiel Levinson, Principles of Lithography, SPIE Press, Bellingham, Washington, 2001, S. 133–174, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • Nach dem Belichten mittels einer Maske sind das Muster für die Bahn und/oder die Brücke als latentes Bild im Fotolack als Bereiche des belichteten und nicht belichteten Fotolacks kodiert. Mittels chemischer Lösung wird das Muster im Fotolack der nicht polymerisierten Fotolackbereiche entwickelt, um die in 2–6 dargestellten Strukturen zu bilden. Mehrere Entwicklungstechniken können für das Entwickeln des Fotolacks verwendet werden.
  • Entwicklungstechniken sind derart konzipiert, dass in der Fotolackschicht eine genaue Kopie des Musters, das sich auf der Maske oder Fotomaske befand, vorhanden ist. Das erfolgreiche Entwickeln des im Fotolack kodierten Bilds hängt von der Art des Belichtungsmechanismus des Fotolacks ab.
  • Negativlack durchläuft nach der Belichtung ein Polymerisationsverfahren, wodurch der Fotolack gegen Auflösung in der Entwicklerchemikalie resistent wird. Die Auflösungsgeschwindigkeit zwischen den beiden Bereichen ist hoch genug, so dass wenig der Schicht von den polymerisierten Bereich verloren geht. Die bevorzugte Chemikalie für die meisten Negativlack-Entwicklungssituationen ist Xylen oder Stoddart-Lösungsmittel. Der Entwicklungsschritt erfolgt mit einem chemischen Entwickler gefolgt von Spülen. Für Negativlacke erfolgt das Spülen üblicherweise mit n-Butylacetat.
  • Positivlack weist einen unterschiedlichen Entwicklungszustand auf. Die beiden Bereiche, polymerisiert und nicht polymerisiert, weisen unterschiedliche Auflösungsgeschwindigkeiten auf. Das heißt, dass während des Entwicklungsschritts immer ein wenig Fotolack vom polymerisierten Bereich verloren geht. Die Verwendung von Entwicklern, die zu aggressiv sind oder die übermäßig lange Entwicklungszeiten aufweisen, kann in einer nicht annehmbaren Verdünnung des Fotolacks resultieren. Zwei Arten von chemischen Entwicklern, die mit Positivlacken gemäß der vorliegenden Anmeldung verwendet werden, sind Alkali-Wasser-Lösungen und nicht ionische Lösungen. Die Alkali-Wasser-Lösungen können Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid sein. Typische nicht ionische Lösungen schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Tetramethylammoniumhydroxid (TMAH) ein. Die Spülchemikalie für Positivlackentwickler ist Wasser. Sowohl für Positiv- als auch für Negativlacke wird Spülen verwendet. Dieses Spülen wird verwendet, um die Entwicklerchemikalie zu verdünnen, um die Entwicklungswirkung zu stoppen.
  • Es gibt mehrere Verfahren, bei denen ein Entwickler auf einen Fotolack angewandt werden kann, um das latente Bild zu entwickeln. Solche Verfahren schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Eintauchen, Sprühentwicklung und Badentwicklung ein. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung werden keine Nassentwicklungsverfahren verwendet. Vielmehr wird Trocken(oder Plasma-)Entwicklung verwendet. In solchen Trockenverfahren verwendet ein Plasmaätzer energetische Ionen, um entweder belichtete oder nicht belichtete Bereiche der Fotolackschicht chemisch zu lösen. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung wird der Fotolack hartgebacken, nachdem er entwickelt wurde. Das Ziel des Hartbackens besteht darin, gute Adhäsion der Fotolackschicht an der darunterliegenden Schicht, die gemustert werden soll, zu erreichen. Ein Hard Bake kann unter Verwendung eines Umluftofens, von In-Line- oder manuellen Heizplatten, Infrarot-Tunnel-Öfen, Umluftofen mit beweglichem Band, Vakuumöfen und dergleichen erfolgen. Aus der Fotolackherstellung ergeben sich allgemeine Ausbacktemperaturen und Ausbackzeiten. Daher hängen die spezifischen Ausbacktemperaturen und -zeiten von der jeweiligen Anwendung ab. Nominale Hard-Bake-Temperaturen reichen von 130°C bis 200°C über 30 Minuten in einem Umluftofen.
  • Nach dem Entwickeln wird ein Ätzschritt für das Mustern verwendet. Mehrere Ätzverfahren sind möglich.
  • Nasschemisches Ätzen. In einer Ausführungsform der vorliegenden Anmeldung wird die zu musternde Struktur für eine spezifische Zeit in einen Behälter mit Ätzflüssigkeit eingetaucht. Dann wird die Struktur für das Entfernen von Säure einer Spülstation überführt und zu einer Station für abschließendes Spülen und einen Trockenschleuder-Schritt überführt.
  • Nasschemisches Sprühätzen oder Dampfätzen. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung wird nasschemisches Sprühätzen oder Dammätzen zur Musterung verwendet. Nasschemisches Sprühätzen bietet zahlreiche Vorteile gegenüber dem Tauchätzen einschließlich der hinzugefügten Definition, die sich vom mechanischen Druck des Sprühens ergibt. Beim Dampfätzen wird der Wafer mit ätzenden Dampfen wie etwa Flusssäure-Dämpfen verarbeitet.
  • Plasmaätzen. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung wird Plasmaätzen verwendet. Das Plasmaätzen ist ein chemisches Verfahren, das Gase und Plasmaenergie verwendet, um die chemische Reaktion zu verursachen. Das Plasmaätzen wird unter Verwendung eines Plasmaätzers durchgeführt. Physikalisch gesehen umfasst ein Plasmaätzer eine Kammer, ein Vakuumsystem, eine Gaszufuhr und eine Energiequelle. Die Struktur, die geätzt werden soll, wird in die Kammer geladen und der Druck im Inneren wird durch das Vakuumsystem reduziert. Nach dem Erzeugen des Vakuums wird die Kammer mit dem gasförmigen Reaktionspartner gefüllt. Für das Ätzen von Siliciumdioxid zum Beispiel ist das Gas üblicherweise CF4 gemischt mit Sauerstoff. Eine Energiequelle erzeugt mittels der Elektroden in der Kammer ein Hochfrequenz(HF)-Feld. Das Feld regt das Gasgemisch zu einem Plasmazustand an. Im energetischen Zustand greift das Fluor das Siliciumdioxid an, wodurch es in flüchtige Komponenten umgewandelt wird, die vom System durch das Vakuumsystem entfernt werden.
  • Eine breite Palette an Plasmaätzern kann verwendet werden, um das Ätzen gemäß mehrerer Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung durchzuführen. Solche Ätzer schließen, sind aber nicht darauf beschränkt, Barrel-Ätzer, planare Plasmasysteme, Elektronen-Zyklotron-Resonanzquellen, hochdichte reflektierte Elektronenquellen, Helikonwellenquellen, induktiv gekoppelte Plasmaquelien und Wandler-gekoppelte Plasmaquellen ein.
  • Ionenstrahlätzen. Eine weitere Art von Ätzer, der für das Durchführen von Ätzen eines Spacers gemäß mehrerer Aspekte der vorliegenden Anmeldung verwendet wird, ist Ionenstrahlätzen. Anders als bei chemischen Plasmaystemen ist das Ionenstrahlätzen ein physikalisches Verfahren. Die Struktur, die geätzt werden soll, wird auf einem Halter in einer Vakuumkammer platziert und ein Argonatrom wird in die Kammer geleitet. Nach Eintritt in die Kammer wird das Argon einem Strom von Hochenergieelektronen aus einem Kathoden(–)-Anoden(+)Elektroden-Satz ausgesetzt. Die Elektronen ionisieren die Argonatome auf einen hochenergetischen Zustand mit einer positiven Ladung. Die Wafer werden auf einem negativ geerdeten Halter, der die ionisierten Argonatome anzieht, gehalten. Da die Argonatome zum Waferhalter wandern, werden sie beschleunigt und nehmen Energie auf. An der Waferoberfläche treffen sie auf die belichtete Waferschicht und schlagen kleine Mengen von der Waferoberfläche ab. Zwischen den Argonatomen und dem Wafermaterial kommt es zu keiner chemischen Reaktion. Das Entfernen von Material (Ätzen) ist stark direktional (anisotrop), was in einer guten Definiertheit in kleinen Öffnungen resultiert.
  • Reaktives Ionenätzen. Noch eine weitere Art von Ätzer, der für das Ausführen des Ätzens verwendet werden kann, ist ein reaktiver Ionenätzer. Ein reaktives Ionenätzsystem kombiniert die Grundsätze von Plasmaätzen und Ionenstrahlätzen. Die Systeme sind im Aufbau ähnlich zu den Plasmasystemen, weisen jedoch die Fähigkeit von Ionenätzen auf. Die Kombination bietet die Vorteile von chemischem Plasmaätzen sowie die Vorteil von direktionalem Ionenätzen. Weitere Informationen über Ätztechniken und Ätzgeräte, die gemäß der vorliegenden Anmeldung verwendet werden können, finden sich in Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Hill, New York, 2000, S. 256–270, das durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen ist.
  • Restschichtentfernung. Das Ergebnis des oben beschriebenen Ätzverfahrens ist die Bildung von Vertiefungen (z. B. Rillen 292, 294, 296 und 298 aus 2). Anschließend wird die Restschicht bei einem Verfahren entfernt, das als Fotolack-Strippen bekannt ist, um die gemusterte Struktur zu erhalten. In einigen Ausführungsformen wird der Fotolack mit einer starken Säure wie etwa H2SO4 oder einer Säure-Oxidationsmittel-Kombination wie etwa H2SO4-Cr2O3 gestrippt, wobei der Fotolack attackiert wird, jedoch nicht die Vertiefungen, um eine vollständig gemusterte Struktur zu erhalten. Weitere flüssige Stripper schließen organische Lösungsmittelstripper (z. B. Stripper aus organischen Phenolharzen und Lösungsmittel-Aminstripper) und Alkalistripper (mit oder ohne Oxidationsmittel) ein. In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung wird ein Trockenplasmaverfahren angewandt, um einen Fotolack zu entfernen. In solchen Ausführungsformen wird die gemusterte Solarzelleneinheit 280 in einer Kammer platziert und Sauerstoff wird zugeführt. Das Plasmafeld führt den Sauerstoff zu einem hochenergetischen Zustand, der wiederum die Fotolackkomponenten zu Gasen oxidiert, die von der Kammer durch die Vakuumpumpe entfernt werden. Bei Trockenstrippern wird das Plasma durch Mikrowellen, Hochfrequenz oder Ultraviolett-Ozon-Quellen erzeugt. Mehr Information über Photolithographie-Verfahren, die für das Mustern von Photovoltaikzelleneinheiten 270 verwendet werden können, findet sich in Madou, Fundamentals of Microfabrication, 2. Auflage, CRC Press, Boca Raton, Florida, 2002, S. 2–65; und Van Zant, Microchip Fabrication, 4. Auflage, McGraw-Rill, New York, 2000, die jeweils durch Bezugnahme hierin vollständig aufgenommen sind. Solche Verfahren schließen die Verwendung eines Positivlacks anstelle eines Negativlacks sowie extreme Ultraviolett-Lithographie, Röntgenstrahlenlithographie, Lithographie mit Strahlen aus geladenen Teilchen, Scanning-Probe-Lithographie, Soft-Lithographic und dreidimensionale Lithographieverfahren ein.
  • 5.8 BEISPIELHAFTEN GRÖSSENANGABEN
  • Wie in 2K dargestellt weist eine Solarzelle 270 eine Länge l auf, die im Vergleich zur Breite ihres Querschnitts groß ist. In einigen Ausführungsformen weist die Solarzelleneinheit 270 eine Länge l zwischen 10 mm und 100 000 mm und eine Breite von zwischen 3 mm und 10 000 mm auf. In einigen Ausführungsformen weist die Solarzelleneinheit eine Länge l zwischen 10 mm und 5 000 mm und eine Breite von zwischen 10 mm und 1 000 mm auf. In einigen Ausführungsformen weist die Solarzelleneinheit 270 eine Länge l zwischen 40 mm und 15 000 mm und eine Breite zwischen 10 mm und 50 mm auf.
  • In einigen Ausführungsformen kann eine Solarzelleneinheit 270 wie in 2K dargestellt länglich sein. Wie in 2K dargestellt, ist eine längliche Solarzelleneinheit 270 eine Einheit, die gekennzeichnet ist durch eine Längenangabe l und eine Breitenangabe d. In einigen Ausführungsformen einer länglichen Solarzelleneinheit 270 beträgt die Längenangabe l mehr als die Breitenangabe d und zwar um einen Faktor von mindestens 4, einen Faktor von mindestens 5 oder einen Faktor von mindestens 6. In einigen Ausführungsformen ist die Längenangabe l der länglichen Photovoltaikvorrichtung 10 cm oder mehr, 20 cm oder mehr oder 100 cm oder mehr. In einigen Ausführungsformen ist die Breite d (z. B. der Durchmesser) der Solarzelleneinheit 270 5 mm oder mehr, 10 mm oder mehr, 50 mm oder mehr, 100 mm oder mehr, 500 mm oder mehr, 1000 mm oder mehr oder 2000 mm oder mehr.
  • Die Photovoltaikzellen 700 der Solarzelleneinheiten 270 können unterschiedlich hergestellt werden und weisen unterschiedliche Dicken auf. Die Photovoltaikzellen 700 wie hierin beschrieben können sogenannte Dickschichthalbleiterstrukturen oder sogenannte Dünnschichthalbleiterstrukturen sein.
  • 6. REFERENZEN
  • Alle hierin zitierten Referenzen werden durch Bezugnahme vollständig und im selben Umfang aufgenommen, als sollte jede einzelne Veröffentlichung oder Patent oder Patentanmeldung spezifisch durch Bezugnahme vollständig für alle Zwecke aufgenommen werden.
  • Ein Fachmann wird erkennen, dass viele Modifikationen und Variationen dieser Anmeldung gemacht werden können, ohne von ihrem Wesen und Umfang abzuweichen. Die hierin beschriebenen spezifischen Ausführungsformen dienen lediglich als Beispiele und die Anmeldung wird lediglich durch die angehängten Ansprüche in Verbindung mit dem gesamten Umfang der Äquivalente, auf die sich solche Ansprüche beziehen, beschränkt.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
  • Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
  • Zitierte Patentliteratur
    • - US 6548751 [0008]
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Claims (83)

  1. Solarzelleneinheit umfassend: (A) einen Träger mit einem ersten Ende und einem zweiten Ende, wobei mindestens ein Teil des Trägers starr und nicht planar ist; und (B) eine Mehrzahl von linear auf dem Träger angeordneten Photovoltaikzellen, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen eine erste Photovoltaikzelle und eine zweite Photovoltaikzelle umfasst, wobei jede Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen umfasst: eine umlaufend auf dem Träger angeordnete Rückelektrode; eine umlaufend auf der Rückelektrode angeordnete Halbleiterübergangsschicht; und eine umlaufend auf dem Halbleiterübergang angeordnete transparente leitfähige Schicht, wobei die transparente leitfähige Schicht der ersten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen mit der Rückelektrode der zweiten Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen elektrisch in Reihe geschaltet ist.
  2. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, wobei der Träger einen Youngschen Modul von 20 GPa oder mehr aufweist.
  3. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, wobei der Träger einen Youngschen Modul von 40 GPa oder mehr aufweist.
  4. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, wobei der Träger einen Youngschen Modul von 70 GPa oder mehr aufweist.
  5. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei der Träger aus einem linearen Material aufgebaut ist.
  6. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei der gesamte Träger oder ein Teil davon ein starres Rohr oder ein starrer massiver Stab ist.
  7. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei der gesamte Träger oder ein Teil davon durch einen kreisförmigen Querschnitt, einen ovalen Querschnitt, einen dreieckigen Querschnitt, einen fünfeckigen Querschnitt, einen sechseckigen Querschnitt, einen Querschnitt mit mindestens einem bogenförmigen Teil oder einen Querschnitt mit mindestens einem gewölbten Teil gekennzeichnet ist.
  8. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei ein erster Teil des Trägers durch eine erste Querschnittform gekennzeichnet ist und ein zweiter Teil des Trägers durch eine zweite Querschnittform gekennzeichnet ist.
  9. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 8, wobei die erste Querschnittform und die zweite Querschnittform gleich sind.
  10. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 8, wobei die erste Querschnittform und die zweite Querschnittform unterschiedlich sind.
  11. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 8, wobei mindestens neunzig Prozent der Länge des Trägers durch die erste Querschnittform gekennzeichnet sind.
  12. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 8, wobei die erste Querschnittform planar ist und die zweite Querschnittform mindestens eine bogenförmige Seite aufweist.
  13. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, wobei der Träger aus Glas hergestellt ist.
  14. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 13, wobei das Glas Alumosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatisches Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, ein Phenolglas, Flintglas oder „cereated glass" ist.
  15. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14, wobei ein Querschnitt des Trägers umlaufend ist und einen äußeren Durchmesser von zwischen 1 mm und 1000 mm aufweist.
  16. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14, wobei ein Querschnitt des Trägers umlaufend ist und einen äußeren Durchmesser von zwischen 14 mm und 17 mm aufweist.
  17. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, wobei ein Querschnitt des Trägers gekennzeichnet ist durch einen Innenradius, der einen hohlen Innenraum des Trägers definiert, und einen Außenradius, der einen Umfang des Trägers definiert.
  18. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 17, wobei die Dicke des Trägers zwischen 0,1 mm und 20 mm liegt.
  19. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 17, wobei die Dicke des Trägers zwischen 1 mm und 2 mm liegt.
  20. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 19, wobei die Solarzelleneinheit eine Länge zwischen 5 mm und 10.000 mm aufweist.
  21. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 20, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen umfasst: eine erste endständige Photovoltaikzelle am ersten Ende des Trägers; eine zweite endständige Photovoltaikzelle am zweiten Ende des Trägers; und mindestens eine dazwischenliegende Photovoltaikzelle zwischen der ersten endständigen Photovoltaikzelle und der zweiten endständigen Photovoltaikzelle, wobei die transparente leitfähige Schicht jeder dazwischenliegenden Photovoltaikzelle der mindestens einen dazwischenliegenden Photovoltaikzelle mit der Rückelektrode einer angrenzenden Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen in Reihe geschaltet ist.
  22. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 21, wobei die angrenzende Photovoltaikzelle die erste endständige Photovoltaikzelle oder die zweite endständige Photovoltaikzelle ist.
  23. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 21, wobei die angrenzende Photovoltaikzelle eine andere dazwischenliegende Photovoltaikzelle ist.
  24. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 23, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen drei oder mehr Photovoltaikzellen umfasst.
  25. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 23, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen zehn oder mehr Photovoltaikzellen umfasst.
  26. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 23, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen fünfzig oder mehr Photovoltaikzellen umfasst.
  27. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 23, wobei die Mehrzahl von Photovoltaikzellen hundert oder mehr Photovoltaikzellen umfasst.
  28. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 27, die ferner ein transparentes, röhrenförmiges Gehäuse umfasst, das umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht der gesamten oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist.
  29. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 28, wobei das transparente röhrenförmige Gehäuse aus Kunststoff oder Glas hergestellt ist.
  30. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 28, wobei das transparente röhrenförmige Gehäuse Alumosilikatglas, Borsilikatglas, dichromatisches Glas, Germanium-/Halbleiterglas, Glaskeramik, Silikat-/Kieselglas, Sodakalkglas, Quarzglas, Chalcogenid-/Sulfidglas, Fluoridglas, ein Phenolglas, Flintglas oder „cereated glass" umfasst.
  31. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 30, wobei der Träger derart konfiguriert ist, dass ein Fluid durch den Träger geleitet wird.
  32. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 31, wobei das Fluid Luft, Wasser, Stickstoff oder Helium ist.
  33. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 32, wobei der Träger einen starren massiven Stab umfasst.
  34. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 33, wobei die Rückelektrode einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen aus Aluminium, Molybdän, Wolfram, Vanadium, Rhodium, Niob, Chrom, Tantal, Titan, Stahl, Nickel, Platin, Silber, Gold, einer Legierung davon oder einer Kombination davon hergestellt ist.
  35. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 33, wobei die Rückelektrode einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen aus Indiumzinnoxid, Titannitrid, Zinnoxid, Fluor-dotiertem Zinnoxid, dotiertem Zinkoxid, Aluminium-dotiertem Zinkoxid, Gallium-dotiertem Zinkoxid, Bor-dotiertem Zinkoxid, Indium-Zinkoxid, einem Metall/Ruß-gefüllten Oxid, einem Graphit/Ruß-gefüllten Oxid, einem Ruß/Ruß-gefüllten Oxid, einem supraleitfähigen Ruß-gefüllten Oxid, einem Epoxidharz, einem leitfähigen Glas oder einem leitfähigen Kunststoff hergestellt ist.
  36. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 35, wobei der Halbleiterübergang einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen einen Homoübergang, einen Heteroübergang, einen Hetero-Flächen-Übergang (engl. „heteroface junction"), einen verdeckten Homoübergang (engl. „buried homojunction"), einen p-i-n-Übergang oder einen Tandem-Übergang umfasst.
  37. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 36, wobei die transparente leitfähige Schicht einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen Kohlenstoffnanoröhrchen, Zinnoxid, Fluor-dotiertes Zinnoxid, Indiumzinnoxid (ITO), dotiertes Zinkoxid, Aluminium-dotiertes Zinkoxid, Gallium-dotiertes Zinkoxid, Bor-dotiertes Zinkoxid, Indiumzinkoxid oder eine Kombination davon umfasst.
  38. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 35, wobei der Halbleiterübergang einer Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen eine Absorberschicht und eine Übergangspartnerschicht (engl. „junction Partner layer") umfasst, wobei die Übergangspartnerschicht umlaufend auf der Absorberschicht angeordnet ist.
  39. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 38, wobei die Absorberschicht Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid umfasst und die Übergangspartnerschicht In2Se3, In2S3, ZnS, ZnSe, CdInS, CdZnS, ZnIn2Se4, Zn1-xMgxO, CdS, SnO2, ZnO, ZrO2 oder dotiertes ZnO umfasst.
  40. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 39, wobei eine Photovoltaikzelle der Mehrzahl von Photovoltaikzellen ferner eine intrinsische Schicht umfasst, die umlaufend auf dem Halbleiterübergang der Photovoltaikzelle angeordnet ist, und wobei die transparente leitfähige Schicht der Photovoltaikzelle auf der intrinsischen Schicht angeordnet ist.
  41. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 40, wobei die intrinsische Schicht ein nicht dotiertes transparentes Oxid umfasst.
  42. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 40, wobei die intrinsische Schicht nicht dotiertes Zinkoxid umfasst.
  43. Solarzelleneinheit gemäß einem der Ansprüche 1 bis 43, ferner umfassend: eine Füllschicht, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist; und ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der Füllschicht angeordnet ist.
  44. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz umfasst.
  45. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht eine Viskosität kleiner als 1 × 106 cP aufweist.
  46. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht einen Wärmeausdehnungskoeffizienten größer 500 × 106/°C aufweist.
  47. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht aus Silikonöl gemischt mit einem dielektrischen Gel gebildet ist.
  48. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 47, wobei das Silikonöl ein flüssiges Polydimethylsiloxanpolymer ist und das dielektrische Gel ein Gemisch aus einem ersten Silikonelastomer und einem zweiten Silikonelastomer ist.
  49. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht zu X Gew.-% aus einem flüssigen Polydimethylsiloxanpolymer, zu Y Gew.-% aus einem ersten Silikonelastomer und zu Z Gew.-% aus einem zweiten Silikonelastomer gebildet ist, wobei X, Y und Z in Summe 100 ergeben.
  50. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 49, wobei das flüssige Polydimethylsiloxanpolymer die chemische Formel (CH3)3SiO[SiO(CH3)2]nSi(CH3)3 aufweist, wobei n ein Bereich an ganzen Zahlen ist, der derart ausgewählt ist, dass das flüssige Polymer eine durchschnittliche Volumenviskosität im Bereich zwischen 50 Centistokes und 100.000 Centistokes aufweist.
  51. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 49, wobei das erste Silikonelastomer mindestens 60 Gew.-% Dimethylvinyl-terminiertes Dimethylsiloxan und zwischen 3 und 7 Gew.-% Silikat umfasst.
  52. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 49, wobei das zweite Silikonelastomer umfasst: (i) mindestens 60 Gew.-% Dimethyl-terminiertes Dimethylsiloxan; (ii) zwischen 10 und 30 Gew.-% Wasserstoff-terminiertes Dimethylsiloxan; und (iii) zwischen 3 und 7 Gew.-% trimethyliertes Silika.
  53. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 52, wobei X zwischen 30 und 90, Y zwischen 2 und 20 und Z zwischen 2 und 20 beträgt.
  54. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, ferner umfassend: eine wasserfeste Schicht, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist; und ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der wasserfesten Schicht angeordnet ist.
  55. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 54, wobei die wasserfeste Schicht durchsichtiges Silikon, SiN, SiOxNy, SiOx oder Al2O3 umfasst, wobei x und y ganze Zahlen sind.
  56. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 54, wobei ein fluoreszierendes Material als Beschichtung auf der wasserfesten Schicht aufgetragen ist.
  57. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, ferner umfassend: ein transparentes röhrenförmiges Gehäuse, das umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Photovoltaikzellen der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist; und eine Antireflexionsbeschichtung, die umlaufend auf dem transparenten röhrenförmigen Gehäuse angeordnet ist.
  58. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 57, wobei die Antireflexionsbeschichtung MgF2, Siliciumnitrat, Titannitrat, Siliciummonoxid oder Siliciumoxidnitrit umfasst.
  59. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, ferner umfassend: eine Antireflexionsbeschichtung, die umlaufend auf der transparenten leitfähigen Schicht aller oder einem Teil der Mehrzahl von Photovoltaikzellen angeordnet ist.
  60. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 59, wobei die Antireflexionsbeschichtung MgF2, Siliciumnitrat, Titannitrat, Siliciummonoxid oder Siliciumoxidnitrit umfasst.
  61. Solarzellenanordnung umfassend eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur der Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1 aufweist, wobei die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten in koplanaren Reihen angeordnet sind, um die Solarzellenanordnung zu bilden.
  62. Solarzellenanordnung umfassend: (A) eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur der Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1 aufweist, wobei die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten geometrisch in einer parallelen oder nahezu parallelen Art und Weise angeordnet sind, wodurch eine planare Anordnung mit einer ersten Seite und einer zweiten Seite gebildet wird; und (B) eine Mehrzahl von internen Reflektoren, wobei jeder jeweilige interne Reflektor der Mehrzahl von internen Reflektoren zwischen einer entsprechenden ersten Solarzelleneinheit und einer entsprechenden zweiten Solarzelleneinheit der Mehrzahl von länglichen Solarzellen so konfiguriert ist, dass ein Teil des von dem jeweiligen internen Reflektor reflektierten Sonnenlichts auf die entsprechende erste und zweite längliche Solarzelle reflektiert wird.
  63. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 62, ferner umfassend: (C) einen transparenten elektrisch isolierenden Träger, der die gesamte erste Seite der planaren Anordnung oder einen Teil davon bedeckt.
  64. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 63, ferner umfassend: (D) eine transparente isolierende Abdeckung, die auf der zweiten Seite der planaren Anordnung angeordnet ist, wodurch die Mehrzahl von länglichen Solarzellen zwischen der transparenten isolierenden Abdeckung und dem transparenten elektrisch isolierenden Träger eingeschlossen wird.
  65. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 64, wobei die transparente isolierende Abdeckung und der transparente isolierende Träger durch ein Dichtmittel aneinander gebunden sind.
  66. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 65, wobei das Dichtmittel Ethylenvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz umfasst.
  67. Solarzellenanordnung gemäß einem der Ansprüche 62 bis 66, wobei die Mehrzahl von Solarzelleneinheiten so konfiguriert ist, dass sie direktes Licht aus der Richtung der ersten Seite und aus der Richtung der zweiten Seite der planaren Anordnung empfängt.
  68. Solarzellenanordnung gemäß einem der Ansprüche 62 bis 67, die ferner eine Albedo-Oberfläche umfasst, die zur Reflexion von Sonnenlicht in die Mehrzahl von Solarzelleneinheiten positioniert ist.
  69. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 69, wobei die Albedo-Oberfläche eine Albedo größer 80% aufweist.
  70. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 69, wobei die Albedo-Oberfläche eine Albedo größer 90% aufweist.
  71. Solarzellenanordnung gemäß einem der Ansprüche 62 bis 70, wobei eine erste Solarzelleneinheit und eine zweite Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten elektrisch in Reihe geschaltet sind.
  72. Solarzellenanordnung gemäß einem der Ansprüche 62 bis 70, wobei eine erste Solarzelleneinheit und eine zweite Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten elektrisch parallel geschaltet sind.
  73. Solarzellenanordnung umfassend: (A) eine Mehrzahl von Solarzelleneinheiten, wobei jede Solarzelleneinheit der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten die Struktur der Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1 aufweist, wobei die Solarzelleneinheiten der Mehrzahl von Solarzelleneinheiten geometrisch in einer parallelen oder nahezu parallelen Art und Weise angeordnet, wodurch eine planare Anordnung mit einer ersten Seite und einer zweiten Seite gebildet wird; (B) einen transparenten elektrisch isolierenden Träger, der die gesamte erste Seite der planaren Anordnung oder einen Teil davon bedeckt; und (C) eine transparente isolierende Abdeckung, die auf der zweiten Seite der planaren Anordnung angeordnet ist, wodurch die Mehrzahl von länglichen Solarzellen zwischen der transparenten isolierenden Abdeckung und dem transparenten elektrisch isolierenden Träger eingeschlossen wird.
  74. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 73, wobei die transparente isolierende Abdeckung und der transparente isolierende Träger durch ein Dichtmittel aneinander gebunden sind.
  75. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 74, wobei das Dichtmittel Ethylvinylacetat (EVA), Silikon, Silikongel, Epoxidharz, Polydimethylsiloxan (PDMS), RTV Silikonkautschuk, Polyvinylbutyral (PVB), thermoplastisches Polyurethan (TPU), ein Polycarbonat, ein Acrylharz, ein Fluorpolymer oder ein Urethanharz ist.
  76. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 1, wobei eine transparente leitfähige Schicht in einer Photovoltaikzelle einer Mehrzahl von Photovoltaikzellen mit einem fluoreszierenden Material beschichtet ist.
  77. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 28, wobei eine luminale oder eine äußere Oberfläche des transparenten röhrenförmigen Gehäuses mit einem fluoreszierenden Material beschichtet ist.
  78. Solarzellenanordnung gemäß Anspruch 43, wobei die Füllschicht mit einem fluoreszierenden Material beschichtet ist.
  79. Solarzelleneinheit umfassend: (A) einen starren Träger, wobei der Träger entweder (i) hohl-zylinderförmig ist oder (ii) massiv-stabförmig ist; (B) eine erste Photovoltaikzelle umfassend: eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist; eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist; und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist; und (C) eine zweite Photovoltaikzelle, umfassend: eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist; eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist; und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist; wobei (i) die erste Photovoltaikzelle an die zweite Photovoltaikzelle grenzt; (ii) die erste transparente leitfähige Schicht mit der zweiten Rückelektrode elektrisch in Reihe geschaltet ist; (iii) die erste transparente leitfähige Schicht von der zweiten transparenten leitfähigen Schicht elektrisch isoliert ist; und (iv) die erste Rückelektrode von der zweiten Rückelektrode elektrisch isoliert ist.
  80. Solarzelleneinheit umfassend: (A) einen Träger, wobei mindestens ein Teil des Trägers starr und nicht planar ist; (B) eine erste Photovoltaikzelle umfassend: eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist; eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist; und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist; (C) eine zweite Photovoltaikzelle, umfassend: eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist; eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist; und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist; und (D) eine isolierende Säule, welche (i) die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch trennt und (ii) den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch trennt; und (E) eine elektrisch leitfähige Brücke, wobei die Brücke die erste transparente leitfähige Schicht mit der zweiten Rückelektrode elektrisch in Reihe schaltet.
  81. Solarzelleneinheit umfassend: (A) einen Träger, wobei mindestens ein Teil des Trägers starr und nicht planar ist; (B) eine erste Photovoltaikzelle umfassend: eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist; eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist; und eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist; (C) eine zweite Photovoltaikzelle, umfassend: eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist; eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist; und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf der zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist; und (D) eine isolierende Säule, welche (i) die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch trennt, und (ii) den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch trennt; wobei die erste transparente leitfähige Schicht mit der zweiten Rückelektrode in Reihe geschaltet ist; und wobei die erste transparente leitfähige Schicht von der zweiten transparenten leitfähigen Schicht elektrisch getrennt ist.
  82. Solarzelleneinheit umfassend: (A) einen Träger, wobei mindestens ein Teil des Trägers starr und nicht planar ist; (B) eine erste Photovoltaikzelle umfassend: eine erste Rückelektrode, die umlaufend auf einem ersten Teil des Trägers angeordnet ist; eine erste Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der ersten Rückelektrode angeordnet ist; eine erste transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem ersten Halbleiterübergang angeordnet ist; und eine elektrische Leitung, die auf einem Teil der ersten transparenten Oxidschicht angeordnet ist; (C) eine zweite Photovoltaikzelle, umfassend: eine zweite Rückelektrode, die umlaufend auf einem zweiten Teil des Trägers angeordnet ist; eine zweite Halbleiterübergangsschicht, die umlaufend auf der zweiten Rückelektrode angeordnet ist; und eine zweite transparente leitfähige Schicht, die umlaufend auf dem zweiten Halbleiterübergang angeordnet ist; und (D) eine isolierende Säule, welche (i) die erste Rückelektrode und die zweite Rückelektrode elektrisch trennt, (ii) den ersten Halbleiterübergang und den zweiten Halbleiterübergang elektrisch trennt, und (iii) die erste transparente leitfähige Schicht und die zweite transparente leitfähige Schicht elektrisch trennt; und (E) eine elektrisch leitfähige Brücke, wobei die elektrisch leitfähige Brücke die elektrische Leitung mit der zweiten Rückelektrode in Reihe schaltet.
  83. Solarzelleneinheit gemäß Anspruch 54, wobei das fluoreszierende Material Kupfer-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Cu), Silber-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Ag), Zinksulfid, Cadmiumsulfid (ZnS:CdS), durch Europium aktiviertes Strontiumaluminat (SrAlO3:Eu), durch Praseodym und Aluminium aktiviertes Strontiumtitan (SrTiO3:Pr, Al), Calciumsulfid mit Strontiumsulfid mit Bismut ((Ca, Sr)Sr:Bi), Kupfer- und Magnesium-aktiviertes Zinksulfid (ZnS:Cu, Mg), Quantenpunkte von CdSe, ein Stilben, traps-1,2-Diphenylethylen, (E)-1,2-Diphenylethen, Umbelliferon oder eine Kombination davon ist.
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