DE202010017906U1

DE202010017906U1 - Solarzelle und Solarmodul

Info

Publication number: DE202010017906U1
Application number: DE202010017906U
Authority: DE
Original assignee: Stiebel Eltron GmbH and Co KG
Current assignee: Stiebel Eltron GmbH and Co KG
Priority date: 2009-12-02
Filing date: 2010-12-02
Publication date: 2013-01-28
Anticipated expiration: 2020-12-03
Also published as: WO2011067338A2; DE112010004653A5; WO2011067338A3

Abstract

Rückseitenkontaktierte kristalline Solarzelle (10) mit einer Kontaktstruktur (11), die mehrere Finger (13), mehrere jeweils mit einer Mehrzahl von Fingern (92, 93) elektrische verbundene Stromsammelschienen (15, 15'), mit den Stromsammelschienen (15, 15') verbundene Anschlusskontakte (12') zur Kontaktierung der Solarzelle aufweist, wobei die Finger mit einer elektrischen Beschichtung aus einem leitfähigen Material, vorzugsweise Aluminium o. dgl., versehen sind und das Beschichtungsmaterial einen bestimmten spezifischen Widerstand aufweist und wobei eine Solarzelle mindestens eine Einheitszelle (94) aufweist, die durch eine vorbestimmte Länge und eine vorbestimmte Breite bestimmt ist, wobei die Länge der Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Länge eines Fingers (92, 93), die Breite einer Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Breite eines Fingers (92, 93), wobei die Einheitsrzelle einen ersten Finger (92) einer ersten Polarität und einen zweiten Finger (93) einer zweiten Polarität aufweist und jedem Finger (92, 93) ein Verschaltungspunkt (95, 96) zugeordnet ist und die Beschichtung (100) der...

Description

Die Erfindung betrifft eine Solarzelle, insbesondere eine rückseitenkontaktierte Solarzelle und ein Solarmodul aus mindestens zwei Solarzellen.
Solarzellen und Solarmodule werden zur Gewinnung elektrischer Energie aus elektromagnetischer Strahlung vorgesehen. Die Effizienz und damit die Kosten der Energiegewinnung hängen auch davon ab, wie effektiv die Strahlung des Sonnenlichts in einem bestimmten Bereich auf einer Fläche definierter Größe absorbiert werden kann. Um Wirkungsgradverluste zu vermeiden, insbesondere kurze Wege für die Ladungsträger zu ermöglichen, kann es vorteilhaft sein, die elektrischen Kontakte an vielen Stellen und gleichförmig verteilt vorzusehen. Um weitere Wirkungsgradverluste zu vermeiden, können diese Kontakte möglichst vollständig auf der Rückseite, d. h. der Sonne abgewandten Seite der Solarzellen vorgesehen werden. Das bedeutet, dass bei einer rückseitigen Kontaktierung sowohl die den Strom sammelnden, so genannten Kontaktfinger als auch so genannte Stromsammelschienen und dazugehörige Kontaktflächen, z. B. Lötflächen auf der Rückseite vorzusehen sind. Diese vollständig rückseitige Kontaktierung ist jedoch nicht bei allen Typen realisiert. Bei MWT-(metal wrap through) oder MWA-(metal wrap around)Solarzellen verbleiben üblicherweise die Kontaktfinger auf der Vorderseite. Bei einer IBC-(interdigitated back contact)Solarzelle handelt es sich hingegen um eine rein rückseitige Kontaktierung. Bei diesem Zelltyp befinden sich sowohl die den Strom sammelnden Finger als auch die Stromsammelschienen und Lötflächen beider Kontaktpolaritäten auf der der Sonne abgewandten Seite des Wafers. Dies lässt sich ohne zusätzliche Verluste realisieren, indem das Ausgangsmaterial Silicium von sehr hoher elektronischer Qualität ist. Die im vorderseitigen Bereich des Wafers generierten Ladungsträgerpaar können dann bis zu den rückseitigen Kontakten gelangen, ohne vorher an Verunreinigungen oder ähnlichen Störstellen im Halbleitermaterial zu rekombinieren. Der Nachteil dieser Technologie liegt in einem deutlich höheren Preis des Ausgangsmaterials und in einem relativ aufwändigen Herstellungsprozess der Zelle.
Neben der vollständigen rückseitigen Kontaktierung ist man dabei nicht nur aus Kostengründen oft bestrebt, Solarmodule möglichst großflächig auszuführen. Allerdings sind abhängig von den Eigenschaften oder der Materialzusammensetzung des Solarmoduls und dem eingesetzten Herstellungsverfahren nicht beliebige Größen realisierbar. Häufig wird bei Solarmodulen eine maximale Kantenlänge von Solarzellen im Bereich von 125 mm entsprechend den Abmessungen des verwendeten Wafers als realisierbar angesehen. Die Wafer bestehen dabei in den meisten Fällen aus Silicium.
Ein weiterer Solarzellentyp basiert auf der EWT-(emitter wrap through)Technologie, wobei diese Technologie auch eine vollständig rückseitige Kontaktierung ermöglicht. Es sind RISE (rear interdigitated single evaporation) EWT Solarzellen bekannt, welche üblicherweise eine Kontaktierung in Form einer kammartigen Struktur aufweisen. Diese kann in Form von zwei ineinandergreifenden Kämmen vorliegen, welche gegenseitig beabstandet sind und z. B. auf unterschiedlichen Höhenniveaus liegen können.
Aus der WO 2006/111304 A1 ist eine rückseitenkontaktierte RISE EWT-Solarzelle bekannt, die rückseitig sowohl den Basis- als auch den Emitterkontakt aufweist. Dabei wird der p-/n-Übergang von der Vorderseite mittels Löchern zu der Rückseite geführt und dort in Form eines kammartigen Gitters flächig über die Zelle ausgebreitet angeordnet, wobei ein jeweiliger Kamm des Gitters aus einem Steg als Sammelschiene und dazugehörigen Fingern gebildet ist. Auch der Halbleiter-Basisbereich ist dabei auf diese Art flächig auf der Rückseite angeordnet, so dass beide kammartigen Gitter zusammen ineinandergreifen können und eine Oberfläche der Rückseite bilden können. Somit müssen von den Ladungsträgern nur relativ kurze Weglängen zurückgelegt werden. D. h., bei der RISE EWT-Solarzelle weisen die Löcher ebenfalls einen pn-Übergang an der Oberfläche ihrer Wandungen auf. Auf der Rückseite des Wafers wird der pn-Übergang kammartig derart über die gesamte rückseitige Oberfläche aufgespannt, dass Ladungsträger, die näher an der Rück- als an der Vorderseite des Halbleiters generiert werden, auf dem dann kürzeren Weg direkt zu dem rückseitigen pn-Übergang diffundieren können. Ebenfalls entlang der Wafer-Rückseite wird bei der RISE-EWT-Solarzelle der Halbleiter-Basisbereich in Form eines kammartigen Gitters exponiert. Die beiden kammförmigen Bereiche greifen ineinander und bilden gemeinsam die Gesamtoberfläche der Wafer-Rückseite. Entscheidend bei der Ausbildung der Formen der beiden beschriebenen kammförmigen Gitter ist, dass die im Halbleiter durch Lichtabsorption generierten Ladungsträger nur Weglängen bis zum nächsten ihrem Leitungstyp entsprechenden kammförmigen Bereich zurücklegen müssen, die kürzer sind als die jeweilige Diffusionslänge des Ladungsträgers.
Die metallenen Leiterbahnen zur elektrischen Kontaktierung folgen bei der RISE EWT-Solarzelle im Wesentlichen der Form der beschriebenen Kammstrukturen. Hierzu ist das Höhenniveau eines der beiden Kämme gegenüber dem anderen um einige Mikrometer abgesenkt unter Ausbildung einer steilen, nahezu senkrechten Trennkante zwischen den beiden Bereichen. Im weiteren Prozessverlauf zur Herstellung der RISE EWT-Solarzelle wird auf die der Sonne abgewandte Seite des Wafers Metall mittels physikalischer Gasphasenabscheidung (PVD – Physical Vapour Deposition) aufgebracht. Dieser Prozess erzeugt inhärent dort, wo das Metall unterhalb eines Grenzwinkels auf eine Oberfläche auftrifft und dort kondensiert, eine poröse Schichtstruktur, während sich die Metallschicht oberhalb des Grenzwinkels sehr kompakt ausbildet. An der Trennflanke zwischen den beiden Halbleiterbereichen der RISE EWT-Solarzelle unterschreitet der Auftreffwinkel des Metalls während der Kontaktherstellung den Grenzwinkel. Das poröse Sichtwachstum wird in einem nachfolgenden Ätzschritt ausgenutzt, um das Metall an der Trennflanke zu entfernen. Hierbei ist die Ätzrate des porösen Metalls in einer geeigneten Lösung wesentlich höher als die des kompakt gewachsenen auf den ebenen Flächen, so dass das poröse Material entfernt werden kann und dabei das kompakte Material im Wesentlichen erhalten bleibt. Auf diese Weise werden bei der RISE EWT-Solarzelle die beiden Polaritäten der Metallkontakte voneinander getrennt und somit elektrisch isoliert. Die Selektivität des Ätzprozesses bezogen auf die steile Trennkante wird bei der RISE EWT-Solarzelle dadurch unterstützt, dass auf das erste Kontaktmetall (Aluminium) mindestens eine weitere Metallschicht aufgebracht wird. Diese Metallschicht ist mit üblichen Verfahren und Werkstoffen lötbar und gleichzeitig ätzstabil gegenüber dem für die Kontakttrennung eingesetzten Ätzmedium.
Bei der RISE EWT-Solarzelle liegen an zwei einander gegenüberliegenden Kanten des Wafers die breiteren Stege der jeweiligen Kämme, in die alle Finger der jeweiligen Kontaktpolarität hinein laufen. Diese Stege stellen somit die Sammelschienen für den negativen und den positiven Kontakt der Solarzelle dar. Im Bereich dieser Stege sind bei der RISE EWT-Solarzelle mehrere flächige Bereiche herausgebildet, die bei der späteren Weiterverarbeitung der Zelle in der Modulherstellung als Kontaktierfläche für Verbindungselemente dienen. Diese Verbindungselemente werden bei der Modulherstellung dort aufgelötet, aufgeschweißt, mittels leitfähiger Klebstoffe aufgeklebt oder in anderer geeigneter Weise elektrisch mit dem Metallkontakt der Zelle verbunden.
Der Weg eines Ladungsträgers innerhalb der RISE EWT-Solarzelle während ihres normalen Betriebes in einem Photovoltaikmodul lässt sich somit folgendermaßen beschreiben: ein jeweiliger Ladungsträger wird im Halbleitervolumen durch Lichtabsorption generiert, diffundiert dann im Falle eines Minoritätsladungsträgers zum pn-Übergang der Solarzelle und dort in die Schicht des Minoritätsladungsträger-Leitfähigkeitstyps. Entlang dieser Schicht fließt der Ladungsträger bis zu der nächstliegenden Position, an der er in den Metallkontakt abfließen kann. Dies kann entlang der Vorderseite des Halbleiters, durch die Löcher und entlang einer kurzen Strecke auf der Rückseite des Halbleiters sein, entlang eines Teilbereiches der EWT-Löcher und entlang einer kurzen Strecke auf der Rückseite des Halbleiters oder nur entlang einer kurzen Strecke auf der Rückseite des Halbleiters sein. Dies ist abhängig davon, welches der kürzeste Abstand der Position der Ladungsträgergeneration zum pn-Übergang ist.
In dem Kontaktmetall fließt der Ladungsträger von der Eintrittsstelle entlang des Metallfingers in die Stromsammelschiene und innerhalb der Stromsammelschiene zum nächstgelegenen Kontaktierpunkt und dort in das Verbindungselement, welches leitfähig auf den Metallkontakt aufgebracht worden ist.
Die Wegstrecke, die der Ladungsträger zurücklegen muss, ist verbunden mit elektrischen Verlusten. Diese Abhängigkeit ist in erster Näherung linear mit einer materialspezifischen Proportionalitätskonstante (Ohmsches Gesetz). Die Proportionalitätskonstante lässt sich durch die Geometrie des Strompfades beeinflussen. Je größer der Querschnitt des Strompfades, desto geringer ist die Proportionalitätskonstante. Eine Vergrößerung des Querschnittes der Kontaktfinger der RISE EWT-Solarzelle ist praktisch nur möglich, indem die Dicke der Kontaktmetallisierung erhöht wird. Eine Verbreiterung der Kontaktfinger würde dazu führen, dass die zurückzulegende Weglänge der Ladungsträger im Halbleiter zu groß würde und zu erhöhten Verlusten führte.
Eine Rückseitenkontaktsolarzelle wird üblicherweise mittels justierter Maskenprozesse mit Kontaktmetallen versehen. Dazu wird beispielsweise das Siebdruckverfahren angewendet, bei dem die Kontaktstruktur mittels metallhaltiger Paste auf die Rückseite einer Solarzelle gedruckt wird. Dabei muss die Metallstruktur jeweils genau auf die verschieden dotierten Kontaktbereiche der Solarzelle justiert werden um das Kurzschließen der entgegengesetzten Polaritäten zu verhindern.
Ein weiteres Verfahren ist die Ausbildung der Kontaktflächen in verschiedenen Höhenlevels der Solarzellenrückseite in Vorprozessen, zum Beispiel die Emitterregion tiefer liegend und die Basisregion höher liegend, und das anschließende Bedampfen beider Kontaktbereiche im Vakuum. Die Trennung dieser noch kurzgeschlossenen Kontaktzonen kann durch nasschemisches Ätzen erfolgen, unterstützt von der unterschiedlichen Ausprägung des Metalls an den senkrechten Flanken der Höhenstruktur gegenüber den waagerechten Ebenen.
Allgemein handelt es sich bei einer Solarzelle um ein Halbleiterbauelement, welches zur Umwandlung von Lichtenergie in elektrische Energie genutzt wird. Üblicherweise bewirken zwei unterschiedlich leitfähige Bereiche der Solarzelle die Umwandlung des Lichtes und den Transport der Energie innerhalb des Bauelementes. Um die Energie aus der Zelle herauszuführen und durch das Anschließen eines Verbrauchers einen geschlossenen Stromkreis zu erhalten, müssen die beiden Leitfähigkeitsbereiche getrennt voneinander kontaktiert werden.
Wie in 15 dargestellt ist, kann diese Kontaktierung bei mehrere Einzelzellen aufweisenden Standard-Solarzellen mittels Verbinderbändchen (bzw. Zellverbinder) 91 stattfinden, die von der Rückseite einer Zelle 90 auf die Vorderseite der nächsten Zelle 90 geführt werden. Diese Verbinderbändchen 91 bestehen meist aus einem Kupferkern, der entweder aus einem Draht gewalzt oder aus einer Folie geschnitten wird. Der Kupferkern hat die Aufgabe, als guter elektrischer Leiter den Stromtransport durch das Photovoltaikmodul ohne große Verluste sicherzustellen. Um das jeweilige Verbinderbändchen 91 lötbar zu machen, wird außen eine lötbare Legierung aufgebracht. Diese besteht üblicherweise aus einer Zinn/Silber, Zinn/Blei oder einer Zinn/Blei/Silber-Legierung. Das Bändchen wird entweder ganzflächig oder punktuell an mit der Solarzelle verlötet.
Bei rückseitenkontaktierten Zellen müssen Emitter- wie auch Basis-Kontakte auf der Rückseite angebracht sein. Daher kann nicht ohne Weiteres ein Verbinderbändchen über die Rückseite geführt werden, ohne die Emitter- und Basisbereiche kurzzuschließen. Also werden meist Verbinderelemente genutzt, welche eine Zelle mit der nächsten von Rand zu Rand kontaktieren. Hierbei handelt es sich um eine lokale Kontaktierung an einigen wenigen Stellen am Rand der Solarzelle.
Das Verlöten von rückkontaktierten Solarzellen an wenigen lokalen Pads bedeutet eine hohe Gefahr für die mechanische Stabilität, gerade bei sehr dünnen Zellen. Durch die großen Temperaturunterschiede entstehen Spannungen zwischen Verbinder, Lötpad und der Solarzelle, die zu Beschädigungen wie z. B. Mikrorissen führen können. Desweiteren muss die rückseitige Kontaktierungsstruktur Lötpads zulassen, auf die diese Verbinderelemente aufgelötet werden können. Um den im Gegensatz zu einer beidseitig kontaktierten Standard-Solarzelle hohen Strom ableiten zu können, erfordert es entweder viele oder große Lötpads. Je größer diese Lötpads jedoch sind, umso schlechter ist die Stromausbeute der Solarzelle an diesem Punkt, da sich die Weglängen der Ladungsträger zum entgegengesetzten Potential verlängern.
Die RISE EWT-Solarzelle ist ausgelegt für eine Wafer-Kantenlänge von ca. 125 mm oder weniger. Die Wirtschaftlichkeit bei der Massenproduktion von Solarzellen hängt maßgeblich von dem Durchsatz und den Kosten des verwendeten Materials ab. Der Stückzahl-Durchsatz pro Prozessanlage ist in weiten Bereichen unabhängig von der Größe des verwendeten Wafers. Die flächenbezogenen Kosten des Wafers nehmen mit zunehmender Größe ab. Um die Wirtschaftlichkeit der Solarzellenherstellung zu erhöhen, sollten daher Wafer mit möglichst großer Kantenlänge eingesetzt werden. Die nächste übliche und derzeit auch bevorzugt gelieferte Wafer-Größe besitzt eine Kantenlänge von 156 mm.
Mit dem RISE EWT-Konzept müsste – um die elektrischen Verluste innerhalb der Metallkontakte gering zu halten – die Dicke der Metallfinger wesentlich erhöht werden, um derartige Wafer verwenden zu können. Der Grund hierfür ist, dass die Fingerlängen der kammförmigen Struktur zunehmen, insbesondere um mehr als 25 mm. Die hierdurch entstehenden Kosten steigen jedoch überproportional an, so dass die Wirtschaftlichkeit nicht mehr gegeben ist.
Ein weiterer Nachteil der RISE EWT-Solarzelle und anderer reiner Rückkontaktsolarzellen ist der hohe Aufwand bei der Herstellung. Mit zunehmender Anzahl an Prozessschritten steigen die Kosten überproportional, da die Prozessschritte an sich Kosten verursachen und zusätzlich die Bruchrate mit jedem Prozessschritt zunimmt.
Auch in der Weiterverarbeitung der RISE EWT-Solarzelle zum Solarzellenmodul kommt es zu erhöhtem Aufwand, weil infolge der beschriebenen Art der Kontaktmetallisierung und insbesondere des Prozesses zur Kontakttrennung in der Praxis eine isolierende Schicht als äußere Schicht erzeugt werden muss. Es zeigt sich, dass die Verwendung eines mit üblichen Methoden und Materialien lötfähigen Metalls als Ätzbarriere während der Kontakttrennung nicht möglich ist bzw. dass dafür Prozesse angewendet werden müssen, die für die Massenproduktion nicht geeignet sind.
Bei den vorbekannten Lösungen ist impliziert, dass mit der Solarzellen- bzw. Solarmodulgröße die Widerstandsverluste stark ansteigen, so dass es nicht möglich scheint, die bisher realisierbare Größe mit gutem Wirkungsgrad weiter steigern zu können. Auch ist zu berücksichtigen, dass eine Vergrößerung des Querschnittes der Kontaktfinger oft zu einer Erhöhung der Dicke einer Kontaktmetallisierungs-Schicht, an welche die Kontaktfinger gekuppelt sind, führen kann. Denn eine ausschließliche Verbreiterung der Kontaktfinger würde dazu führen, dass die zurückzulegende Weglänge der Ladungsträger im Halbleiter zu groß würde und erhöhte Verluste mit sich brächte. Erhöhte Widerstandsverluste kommen dabei häufig bei kammförmiger Struktur in Verbindung mit zu langen Kontaktfingern vor.
Auch muss üblicherweise eine Struktur aus Kontaktmetallen jeweils genau auf verschieden dotierte Kontaktbereiche justiert werden. In diesem Zusammenhang werden häufig justierte Maskenprozesse angewandt, welche jedoch eine hohe Genauigkeit erfordern und auch sehr anfällig sein können.
Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Solarzelle bereitzustellen, die verbesserte Eigenschaften, eine höhere Effizienz, aufweist und optional auf einfache Weise herstellbar ist, insbesondere derart, dass auch eine Herstellung von Solarmodulen aus erfindungsgemäßen Solarzellen auf einfache Art und Weise durchführbar ist.
Die Aufgabe wird erfindungsgemäß mit einer rückseitenkontaktierten kristallinen Solarzelle mit dem Merkmal nach Anspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen sind in den Unteransprüchen beschrieben. Anspruch 18 beschreibt ein erfindungsgemäßes rückseitenkontaktiertes Solarmodul, bestehend aus mindestens zwei Solarzellen, Anspruch 23 beschreibt ein Verfahren zur Herstellung einer erfindungsgemäßen Solarzelle und Anspruch 26 ein Verfahren zur Herstellung eines Solarmoduls, bestehend aus erfindungsgemäßen Solarzellen.
Wie im Weiteren dargestellt, liegt der Grid-Widerstand einer Einheitszelle einer erfindungsgemäßen Solarzelle aber auch der Grid-Widerstand der gesamten Solarzelle deutlich, und damit zum Teil um Zehnerpotenzen, unterhalb des Wertes bekannter rückseitenkontaktierter Solarzellen.
Gemäß einem oder mehreren Aspekten der Erfindung werden verschiedene Konzepte für Solarzellen und Solarmodule, insbesondere speziell komplett rückseitig kontaktierte Solarzellen und daraus zusammengesetzte Solarmodule, sowie dafür geeignete Herstellungsprozesse bereitgestellt. Dabei kann die Erfindung auch speziell dahingehend umgesetzt werden, dass Solarzellen bzw. Solarmodule realisiert werden, mit denen auch ein hoher Stromfluss ermöglicht und somit die Leistungsverluste in der Solarzelle und/oder dem PV(Photovoltaik)-Modul minimiert werden können. Im Zusammenhang mit der Herstellung von Solarmodulen stellt sich dabei auch die Aufgabe, eine Solarzelle derart auszuführen und weiterzuentwickeln, dass ihre technischen Eigenschaften auch basierend auf bereits bekannten Verfahrensschritten auf einfache und kostengünstige Weise in zusätzlichen oder abgewandelten erfindungsgemäßen Verfahrensschritten realisiert werden können.
Mit dieser Erfindung sollen verschiedene Konzepte für Solarzellen und Solarmodule, insbesondere speziell komplett rückseitig kontaktierte Solarzellen und Solarmodule daraus, sowie entsprechende Herstellungsprozesse vorgestellt werden, mit denen ein hoher Stromfluss ermöglicht und somit die Leistungsverluste in der Solarzelle und/oder dem PV-Modul minimiert werden sollen.
Die vorliegende Erfindung löst das Problem der erhöhten Widerstandsverluste bei größeren Substraten, indem anstelle der kammförmigen Struktur eine neue, andersförmige Einteilung der rückseitigen Wafer-Oberfläche gewählt wird. Die rückseitige Wafer-Oberfläche, insbesondere auch von komplett rückseitig kontaktierten Solarzellen, kann also mit einer Kontaktstruktur ausgeführt wird, welche auch eine einfachere Herstellung von Zellen und Modulen ermöglichen kann. Dabei kann auch die Langzeitstabilität einer Solarzelle und damit eines Solarmoduls verbessert werden, insbesondere durch die Verwendung bestimmter unten beschriebener Prozesssequenzen zur Herstellung der funktionalen Schichten auf der Solarzellenrückseite. Erfindungsgemäß kann die Verwendung hoch qualitativer Materialien bei gleichzeitiger Erfüllung der Funktionsaspekte der Solarzelle und Kostenaspekte der Produktion erfolgen. Diese von den üblicherweise erzeugten kammförmigen Strukturen abweichende, andersförmige Einteilung der rückseitigen Wafer-Oberfläche wird im Folgenden auch als Kontaktstruktur bezeichnet. Eine solche Einteilung erlaubt auch eine einfachere Kontaktierung.
Um einer effizienten Energieübertragung gerecht zu werden, insbesondere der verlustarmen Bewegung von Ladungsträgern, ist es vorteilhaft, die Kontaktstruktur gut verteilt und flächig gut abdeckend über der gesamten Zelle vorzusehen. Hierbei kann die Kontaktstruktur insbesondere in Abhängigkeit von der Solarzellenform und -größe dimensioniert sein.
Gemäß einem erfindungsgemäßen Aspekt wird vorgeschlagen, die Einteilung der rückseitigen Wafer-Oberfläche in Form einer Kontaktstruktur auszuführen, welche sich durch eine gute Verteilung von Zwischenkontakten auf der Solarzellen-Rückseite auszeichnet. Als Kontaktstruktur kann dabei erfindungsgemäß jedes Raster oder jede Verteilung von Zwischenkontakten bzw. jede Textur zum Vorsehen solcher Zwischenkontakte aufgefasst werden, welches bzw. welche die elektrische Kontaktierung der einzelnen Verbinderelemente oder auch direkt der Finger erlauben und auch großflächige Solarzellen bei gutem Wirkungsgrad ermöglichen. Dabei weist eine erfindungsgemäße Solarzelle nach einem oder mehreren Ausführungsbeispielen rückseitige leitfähige Schichten unterschiedlicher Anordnung und Funktion auf, insbesondere mit das Halbleitermaterial, z. B. Silicium, direkt kontaktierenden Bereichen, welche insbesondere durch Verwendung höchster Materialqualitäten realisiert werden. Diese rückseitigen leitfähigen Schichten können dabei durch ein erfindungsgemäßes Verfahren gemäß einer oder mehreren Ausführungsformen aufgebracht werden. Ausführungsformen der Erfindung beziehen sich dabei auch auf die genaue Ausgestaltung dieser Kontaktstruktur, welche optional in Verbindung mit mindestens einer leitfähigen Schicht gebildet sein kann, und bringen den Vorteil, die Kontaktstruktur in Abhängigkeit von ihrer jeweiligen Ausgestaltung auch auf einfache Weise an der Solarzelle in einer jeweiligen Schicht ausbilden zu können.
Dabei können erfindungsgemäß auch Solarzellen aus Wafern mit Abmessungen über 125 mm hergestellt werden. Es hat sich sogar gezeigt, dass insbesondere auch Wafer mit Abmessungen von beispielsweise 156 mm verwendet werden können, so dass auch eine erfindungsgemäße Solarzelle, welche einen hohen Wirkungsgrad aufweist, mit einer Größe im Bereich von 6 Zoll (= 152,4 mm) erhalten werden kann.
In einer Ausgestaltung der Erfindung kann eine Solarzelle bzw. ein Solarmodul entsprechend dem Typ „rear interdigitated single evaporation” (RISE) ausgeführt sein. Gegenüber den bisher möglichen Abmessungen kann eine erfindungsgemäße Solarzelle bzw. ein erfindungsgemäßes Solarmodul dabei also auch deutlich größere Abmessungen aufweisen, was ihre Gestehungskosten sinken lässt und auch den Aufwand zur Verschaltung von Zellen zu Modulen minimieren kann. Somit kann eine solche Solarzelle bzw. ein solches Solarmodul als LARGE RISE-Zelle bzw. -Modul bezeichnet werden, welche bzw. welches deutliche Kosteneinsparungen ermöglicht, insbesondere, aber nicht ausschließlich, auch in Verbindung mit einem erfindungsgemäßen Herstellungsverfahren. Erfindungsgemäß muss dabei die Dicke von Metallfingern trotz größerer Abmessungen nicht unbedingt zunehmen, sondern es kann dank einer oder mehreren Ausgestaltungen der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur eine Kontaktierung derart erfolgen, dass auch bei üblicher Dicke ein guter Wirkungsgrad erzielt wird. Somit kann eine Metallisierungs-Schicht auch bei einer großflächigen Zelle im Bereich von 6 Zoll vergleichsweise dünn ausgeführt werden, was Materialeinsparungen und weitere damit einhergehende Vorteile wie z. B. Zeiteinsparung bei der Herstellung oder dergleichen ermöglichen kann.
Ein erfindungsgemäßes optimiertes Grid- bzw. Kontaktgitterdesign bzw. eine erfindungsgemäße Kontaktstruktur sowie eine damit einhergehende veränderte Verbindungstechnik haben den Vorteil, dass die Kontaktierung auf leichte Weise an mehreren Stellen möglich ist. Dabei hat sich gezeigt, dass eine sensible Feinjustage bei einem Masken-Prozess nicht mehr in der üblichen Weise erforderlich ist. Insbesondere kann eine Metallisierungs-Schicht auf selbstjustierende Art und Weise aufgebracht werden. Als selbstjustierend kann dabei ein Prozess aufgefasst werden, bei welchem sich das zu erzielende Ergebnis in Abhängigkeit von Parametern, die während des Prozesses nicht mehr kontrolliert oder geregelt werden müssen, weitgehend selbst von allein einstellt. Insofern kann auch von einem autonomen Prozess gesprochen werden, bei welchem das zu erzielende Ergebnis weitgehend vor Beginn des Prozesses festgelegt werden kann. Die selbstjustierende Eigenschaft kann erfindungsgemäß dadurch hervorgerufen werden, dass einzelne Funktionsschichten des Bauelements zugleich als Maske für nachfolgende Diffusions- oder Behandlungsschritte dienen. Somit ist der Schichtherstellung Inlinetauglichkeit, d. h. aufeinanderfolgende Bearbeitbarkeit, gegeben, und die Bruchwahrscheinlichkeit der Wafer im Prozess ist minimiert.
In vorteilhafter Ausgestaltung können für die das Silicium direkt kontaktierenden Bereiche Materialien höchster Qualität eingesetzt werden, insbesondere Material wie Kupfer, Kobalt, Blei, Eisen, Mangan, Gold, Kadmium, Zäsium, Barium oder Schwefel, optional jeweils mit einer Reinheit von mindestens 99,9 Prozent.
Da eine erfindungsgemäß ausgestaltete Kontaktstruktur sowohl zu einer leichter kontaktierbaren, größeren Solarzelle als auch zu einem leichter kontaktierbaren Solarmodul führt, lassen sich diese Solarzellen bzw. Solarmodule einfacher herstellen. Der technische Zusammenhang zwischen einer erfindungsgemäßen Kontaktstruktur und einem erfindungsgemäßen Herstellungsverfahren besteht dabei insbesondere aufgrund der Abhängigkeit der Art der Kontaktierung von dem Metallisierungs-Schritt, aber z. B. auch aufgrund der Art und Weise, wie Verbinderelemente zur Kontaktierung auf einer erfindungsgemäßen Solarzelle bzw. einem erfindungsgemäßen Solarmodul aufgebracht werden können. Hierbei kann optional der Prozessschritt des Auftragslötens vorteilhaft sein, welcher schon bei der Zellenherstellung oder aber erst bei der Modulherstellung erfolgen kann.
Erfindungsgemäß ausgestaltete Solarzellen sind insbesondere dank einer optional vollständig geschlossenen, also vollkommen lückenlosen dielektrischen Schicht um die metallischen Oberflächen lange lagerbar. Weiter hat sich auch gezeigt, dass keine spürbare Alterung auftritt, insbesondere nicht an Kontakt-, z. B. Lötflächen. Neben einer verlängerten Lagerfähigkeit ist dabei auch die Langzeitstabilität einer erfindungsgemäßen Solarzelle und damit auch eines erfindungsgemäßen Solarmoduls erhöht, insbesondere dank der Verwendung erfindungsgemäßer Prozesssequenzen zur Herstellung der funktionalen Schichten auf der Rückseite. Es hat sich gezeigt, dass die erhöhte Langzeitstabilität dabei vor allem darin begründet ist, dass ein erfindungsgemäßes Solarmodul gut abgeschlossen bzw. abgedichtet werden kann.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen Unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen exemplarisch und nicht abschließend näher erläutert.
1 zeigt ein erstes Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Kontaktstruktur (Grid-Design) einer Solarzelle;
1a zeigt einen Ausschnitt aus 1 und macht in der Vergrößerung deutlich, wie die einzelnen Finger unterschiedlicher Polaritäten (durchgehende Linien sind Polarität +, Strichlinien sind Finger bzw. Anschlusssammelleitungen der Polarität –) aufeinander liegen;
2 zeigt ein zweites Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle mit ausschließlich im mittleren Bereich, nicht aber randseitig, auf der Fläche der Solarzelle angeordneten Anschlussflächen;
3 zeigt ein drittes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle mit mittig auf der Fläche der Solarzelle angeordneten Anschlussflächen und mit am Rand der Solarzelle angeordneten Anschlussflächen;
4 zeigt ein viertes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle sowie die Verschaltung von mehreren Solarzellen (hier drei Solarzellen) zu einem Solarmodul;
5 zeigt ein viertes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle gemäß 4, welche dadurch erhalten wird, dass eine Solarzelle geteilt wird, wobei die mittig auf der Fläche der Solarzelle angeordneten Anschlussflächen jeweils in doppelter Ausführung unmittelbar nebeneinander an einer Bruch- bzw. Trennkante angeordnet sind;
6 zeigt ein fünftes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle, welche dadurch erhalten wird, dass eine Solarzelle geteilt wird, insbesondere in zwei Teile mit einer Dreiecksgeometrie, wobei auch drei Verbinderelemente von einer Anschlussfläche ausgehen können;
7 zeigt ein sechstes Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Kontaktstruktur einer Solarzelle, welche dadurch erhalten wird, dass eine Solarzelle geteilt wird, insbesondere in zwei Teile mit einer Dreiecksgeometrie, wobei die Anschlussflächen über Zellverbinder und über Verbinderelemente miteinander verbunden sind, wobei 7 auch die Verschaltung von mehreren Solarzellen (hier vier Solarzellen bzw. zwei geteilte Solarzellen) zu einem Solarmodul zeigt;
8 veranschaulicht das Prinzip einer erfindungsgemäßen Revolverbeladung mit produktionsseitiger Sortierung der Solarzellen nach dem Nennstrom-Kriterium;
9 zeigt in einer Draufsicht auf eine Laminationsfolie punktförmige Einzelstanzungen in einer Laminationsfolie;
10 zeigt in einer Draufsicht auf eine Laminationsfolie ovale bzw. ellipsenförmige Einzelstanzungen in einer Laminationsfolie;
11 zeigt in einer Draufsicht auf eine Laminationsfolie zwei nicht miteinander verbundene Linienstanzungen in der Laminationsfolie;
12 zeigt in einer Draufsicht auf eine Laminationsfolie eine durchgehende Linienstanzung in einer Laminationsfolie;
13 zeigt in einer Seitenansicht auf eine Solarzelle eine Laminationsfolie, bei welcher ein von einer Linienstanzung gebildeter Teil der Laminationsfolie (entsprechend einer so genannten Zunge) von der Solarzelle nach oben weg aufgeklappt ist, so dass ein Verbinderelement oder ein Zellverbinder auf einfache Weise vorgesehen werden kann;
14 zeigt in tabellarischer Darstellung Verfahrensschritte von Ausführungsbeispielen des erfindungsgemäßen Verfahrens zur Herstellung einer Solarzelle;
15 zeigt eine Verschaltung mehrerer Einzelzellen zu einer Solarzelle mittels Zellverbindern;
16 zeigt ein Beispiel für eine typische Verteilung eines I_mpp einer größeren Charge von hergestellten Solarzellen;
17 zeigt drei miteinander verbundene erfindungsgemäße Solarzellen, die ein Solarmodul oder einen Teil eines Solarmoduls bilden;
18 zeigt eine Aufsicht auf einen Ausschnitt auf die Rückseite einer erfindungsgemäßen Solarzelle;
19 zeigt eine Aufsicht (aus der Schrägen) auf die Rückseite einer erfindungsgemäßen Solarzelle;
20 zeigt eine Aufsicht mit einem Ausriss aus dem Querschnitt auf die Rücksichte einer erfindungsgemäßen Solarzelle;
21 zeigt ebenfalls eine Aufsicht (aus der Schrägen) mit einem Teilquerschnitt der Rückseite einer erfindungsgemäßen Solarzelle;
22 zeigt einen Schnitt der Linie A-A von 21;
23 zeigt einen Schnitt entlang der Linie B-B von 21;
24 zeigt einen Schnitt entlang der Linie C-C von 21;

Tabelle 1 Definition bzw. Berechnung einer RISE-Zelle, 125 mm Kantenlänge, 20 μm Schichtdicke;

Tabelle 2 RISE-Zelle, 125 mm Kantenlänge, 10 μm Schichtdicke;

Tabelle 3 erfindungsgemäße Large RISE-Zelle mit H-Streifengrid; und

Tabelle 4 erfindungsgemäße Large RISE-Zelle mit einer geteilten Zelle.
Zur Erläuterung von Ausführungsbeispielen der Erfindung sei im Folgenden kurz auf Eigenheiten von Solarzellen eingegangen. Ausgangsmaterial für eine erfindungsgemäße Solarzelle kann z. B. monokristallines oder multikristallines Silicium sein. Die Grunddotierung kann vorteilhaft sowohl vom p- als auch vom n-Typ sein. Es kann p-dotiertes Material verwendet werden. Als Dotierstoffe können dann z. B. Bor oder Gallium zum Einsatz kommen, es können aber auch alternative Dotierstoffe eingesetzt werden wie z. B. Aluminium. Im Falle von n-dotiertem Material wird als Dotierstoff z. B. Phosphor eingesetzt, es können aber alternativ auch andere Dotierstoffe eingesetzt werden wie Arsen oder Antimon. Die Wafer können eine Dicke kleiner als 500 μm aufweisen, besser noch eine Dicke von weniger als 200 μm. Die äußere Form der Wafer kann rechteckig, quadratisch, elliptisch oder rund sein sowie weitgehend quadratisch, z. B. mit einem Radius an einigen oder allen Ecken des Wafers oder mit einer Abschrägung einer oder aller Ecken des Wafers, oder einer Kombination der genannten Eigenschaften. Es ist auch möglich, auch Wafer, z. B. Silicium-Wafer oder Wafer aus anderen Materialien, zu verwenden, welche zu Beginn des Herstellungsprozesses einen typischen, üblicherweise durch den Wafer-Herstellungsprozess verursachten Kristallschaden aufweisen.
Ausführungsbeispiele der erfindungsgemäßen Solarzellen können einen Schichtaufbau auf dem Wafer aufweisen. Bei rückseitenkontaktierten Zellen können zwei oder mehr Schichten vorgesehen sein, insbesondere eine Metallschicht und darüber eine Passivierungs- oder BSF-Schicht (back surface field). Häufig liegen aber auch drei Schichten vor bzw. sollen erzeugt werden, z. B. eine Dielektrikumsschicht und darüber zwei Metallisierungsschichten, wobei auch mehr als drei Schichten vorhanden sein können, je nachdem, ob auch Schichten auf der Vorderseite der Zelle mitgezählt werden. Erfindungsgemäße Solarzellen können rückseitig zwei, drei, oder auch vier und mehr Schichten aufweisen, je nachdem ob es sich um einen erweiterten Herstellungsprozess für eine Zelle mit höherem Wirkungsgrad handelt oder nicht, und je nachdem ob eine Schutzschicht auf der Rückseite mit einer weiteren Schicht, z. B. bestehend aus Phosphorsilikatglas, überzogen ist oder nicht.
Erfindungsgemäß kann eine Metallisierungs-Schicht zwischen 0,3 μm und 30 μm dick sein und vor ihrer Weiterverarbeitung auf der gesamten Wafer-Oberfläche aufgebracht werden. Als besonders bevorzugt hat sich herausgestellt, wenn die Metallisierungs-Schicht lediglich eine Dicke von 10 μm oder weniger aufweist. Die Metallisierungs-Schicht kann aus mehreren einzelnen Schichten gebildet sein, wobei eine erste Schicht aus Reinstmaterialien, insbesondere Reinstmetallen von mindestens 99,9% Reinheit bestehen kann, beispielsweise aus Kupfer Cu, Kobalt Co, Blei Pb, Eisen Fe, Mangan Mn, Gold Au, Kadmium Cd, Zäsium Cs, Barium Ba oder auch aus Schwefel S. Dabei kann der Kontaktwiderstand zwischen dem Halbleitermaterial, z. B. Silicium, und dem Metall einer ersten Schicht zwischen 0,5 und 5 mΩcm² betragen, z. B. 1 mΩcm². Weitere Schichten, insbesondere zum Sicherstellen der Lötfähigkeit oder Kontaktierbarkeit, sowie als abschließende Schichten zum Schutz können aus Materialien wie Nickel Ni, Zinn Sn, Silber Ag sowie Siliciumnitrid SiN und/oder Siliciumoxid SiO bestehen und dabei eine Dicke aufweisen, welche z. B. im Bereich von 0,1 bis 2 μm liegen kann.
Erfindungsgemäß kann über eine spezifische Oberflächenausprägung Einfluss auf die Schichtkonsistenz sowie auf die Schichtdicke genommen werden, wobei mit Oberflächenausprägung eine spezifische Höhenstruktur der Solarzelle bezeichnet werden kann, insbesondere in der Metallisierungs-Schicht, und wobei die Höhenstruktur durch mindestens zwei definierte Höhenniveaus festgelegt sein kann. Insbesondere kann erfindungsgemäß durch eine spezifische Dicke und/oder Porosität einer Oberfläche die Eigenschaft einer jeweiligen Schicht bestimmt werden, insbesondere der Metallisierungs-Schicht bzw. einer der Schichten in der Metallisierungs-Schicht. Denn es hat sich gezeigt, dass die Ätzrate bei einem Ätzverfahren durch eine Oberflächenausprägung gemäß einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung derart eingestellt werden kann, dass sich eine Solarzelle gemäß einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung mit einer derartigen rückseitigen Kontaktschicht ausbilden lässt, dass auch bei großen Solarmodulen ein noch weiter optimiertes Grid-Design bzw. eine noch weiter optimierte Kontaktstruktur realisiert werden kann.
Eine Kontaktschicht kann dabei gemäß einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung eine Dicke im Bereich von 0,11 und 25 μm oder auch im Bereich von 1 bis 25 μm aufweisen. Besonders bevorzugt ist jedoch eine Dicke von 10 μm oder weniger. Das Kontaktmetall kann Aluminium sein, oder auch Silber Ag oder Titan Ti. Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann die Kontaktschicht dabei auch vollständig von einer Nickelschicht abgedeckt sein, welche beispielsweise auf galvanische Art erzeugt werden kann. Anstelle Nickel kann auch ein Material aus der Gruppe SiO, SiN, SiON eingesetzt werden. Die Dicke dieser Schicht kann z. B. zwischen 50 und 2000 nm betragen.
Gemäß einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung kann eine Solarzelle bzw. ein Solarmodul aus solchen Solarzellen wahlweise mit einem Grid-Design oder auch einer Kombination von zwei oder mehr, z. B. mindestens vier unterschiedlichen Griddesigns für die Anordnung der Kontakte gebildet sein, wie im Folgenden noch näher beschrieben.
Dabei wertet die Erfindung die Erkenntnis aus, dass das Grid-Design bzw. die Kontaktstruktur in Verbindung mit einer Textur in einer Metallisierungs-Schicht erzeugt werden kann, welche selbstjustierend erzeugt werden kann. Als Textur kann dabei eine spezifische Struktur einer Schicht aufgefasst werden, welche unmittelbar in einer der Schichten einer erfindungsgemäßen Solarzelle gebildet sein kann, und welche die Grundlage für eine Kontaktstruktur bilden kann, über welche dann mehrere Zellen zu Modulen verschaltet werden können. Eine Kontaktschicht bzw. Kontaktstruktur kann selbstjustierend auf den Plus- und Minuspolen in einem Inlineprozess unter Verwendung von Reinstmetallen erzeugt und angeordnet werden, was insbesondere durch die topographischen Gegebenheiten der rückseitigen Oberfläche gewährleistet werden kann. Über die selbstjustierende Erzeugung der Textur lässt sich dabei eine erfindungsgemäße Solarzelle auf kostengünstige Weise herstellen und ein erfindungsgemäßes Grid-Design vorsehen, welches auch eine kostengünstige Herstellung größerer Module mit mehr als 125 mm Kantenlänge ermöglicht. Insofern kann eine erfindungsgemäße Kontaktstruktur auch auf einfachere Weise dadurch realisiert werden, dass die dazugehörige Textur selbstjustierend erzeugt werden kann.
Während in 1, 1a, 2 etc. Aufsichten von oben auf die Rückseite einer erfindungsgemäßen Solarzelle gezeigt sind, zeigen die 18 bis 24 einen vergrößerten Ausschnitt aus der Perspektive.
Ein erstes, z. B. in der nachfolgend noch näher beschriebenen 1 gezeigtes Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Griddesigns – auch H-Streifengrid genannt – einer erfindungsgemäßen Solarzelle zeichnet sich dadurch aus, dass es für ein Verschalten einer Zellenvorderseite mit der Zellenrückseite einer weiteren Solarzelle geeignet ist. Dabei ist das Grid-Design durch Zellverbinder und/oder Verbinderelemente bzw. Verbinderbändchen gekennzeichnet, die im Wesentlichen parallel zueinander über die Zelle verlaufen können. Somit kann bei diesem Grid-Design auf einfache Weise eine kammartig ineinandergreifende Leiterstruktur vorgesehen werden. Dabei kann der vorderseitige Emitter der Solarzelle mittels EWT-Löchern auf die Rückseite durchgeführt sein. Bei diesem Grid-Design kann eine unkomplizierte und schnelle Verschaltung der Vorderseite einer ersten Solarzelle mit der Rückseite einer zweiten Solarzelle dadurch sichergestellt sein, dass die Anschlüsse an den beiden Anschlussseiten unsymmetrisch ausgeführt sind, wobei z. B. ein Verbinderelement auf der einen Seite bündig am Rand der Zelle endet, während ein benachbartes Verbinderelement an dieser Seite über den Rand hinaus verläuft und den Kontakt zu einer einem Anschlusskontakt oder einer benachbarten Solarzelle herstellt. Der Abstand zwischen den über den Zellenrand überstehenden Anschlusskontakten ist, wie z. B. in 1 gezeigt, unterschiedlich, jedoch rotationssymmetrisch betrachtet auf den gegenüberliegenden Ränder gleich. Dabei können als Verbinderelemente nicht nur gebogene, sondern auch ausschließlich im Wesentlichen gerade Verbinderbändchen eingesetzt und vorgesehen werden, insbesondere auch als Zellverbinder bzw. Solarzellenverbindungselemente. Gerade Verbinderbändchen lassen sich üblicherweise leichter handhaben. Lediglich die äußeren Verbinderbändchen, d. h. zumindest zwei an sich gegenüberliegenden Zellenrändern angeordnete Verbinderbändchen sind z. B. gebogen ausgeführt. Die im Wesentlichen mittleren, nicht am Rand angeordneten Solarzellenverbindungselemente können dabei alle identisch ausgeführt sein, so dass keine Abhängigkeiten von der Länge oder der Seitenausrichtung beachtet werden müssen. Es können aber auch alle Verbinderelemente einheitlich gerade ausgeführt sein, so dass lediglich ein einziger Typ Verbinderelemente benötigt wird. Dabei kann eine derart ausgebildete Abdeckfolie vorgesehen sein, dass die Verbinderelemente und/oder ggf. erforderliche Zellverbinder auch in Bereichen eines Solarmoduls nicht sichtbar werden, welche nicht von Solarzellen bedeckt sind, insbesondere in häufig bei Solarmodulen gebildeten zellenlosen Ecken aneinandergrenzender Solarzellen. Die Verbinderelemente, insbesondere die Verbinderbändchen, können aus einem Material wie Kupfer bestehen, und sind z. B. aus einem Kupferkern gebildet, welcher von einem lötbaren Material umhüllt ist, z. B. einer Legierung, durch das die Verbinderelemente lötbar werden. Die Legierung kann sich z. B. aus Zinn und Silber zusammensetzen, oder aus Zinn und Blei, oder aus Zinn, Blei und Silber. Die Verbinderelemente können sowohl ganzflächig als auch lediglich punktuell mit der Solarzelle verbunden, insbesondere verlötet sein bzw. werden.
In 1 ist die Rückseite der rückseitenkontaktierten Solarzelle dargestellt, wobei der vorderseitige Emitter der Solarzelle mittels EWT-Löcher auf die Rückseite durchgeführt ist. Auf der Rückseite kann also die Kontaktierung von Emitter und rückseitiger Basis vorgenommen werden, wobei Vorder- und Rückseitenkontaktierung hierbei voneinander isoliert sind. Dabei ist eine räumliche Trennung beider Gebiete möglich, ohne dass isolierende Materialien wie Lacke erforderlich sind, wie es bei übereinander verlaufenden Leiterstrukturen der Fall sein würde. Eine kammartig ineinandergreifende Leiterstruktur ermöglicht die ganzflächige Einsammlung von Ladungsträgern.
Eine Kontaktierung der Verbinderelemente kann dabei dadurch erfolgen, dass an mindestens einer Seite der Solarzelle ein geradliniges Kontaktelement über die über die Solarzelle abstehenden Enden der Verbinderelemente gelegt wird. Da die Solarzelle derart ausgeführt sein kann, dass auf einer jeweiligen Seite nur die Verbinderelemente überstehen bzw. über die Solarzelle hinausragen, welche mit einer der beiden Polaritäten + (plus) und – (minus), d. h. entweder allesamt plus oder allesamt minus, kontaktiert sind, braucht nur ein geradliniges Kontaktelement vorgesehen sein. Eine Kontaktierung mit der jeweils anderen Polarität kann dann auf ebenso einfache Weise auf der gegenüberliegenden Seite der Solarzelle erfolgen. Sind die Enden der Verbinderelemente der einen oder beider Polaritäten, d. h. auf der einen Seite einer Solarzelle oder auf zwei sich gegenüberliegenden Seiten bzw. Seitenrändern einer Solarzelle, dabei gebogen oder entsprechend winklig ausgeführt, so können mehrere Solarzellen auch sehr dicht zu einem Solarmodul angeordnet und verschaltet werden. Insbesondere können zwei Kontaktelemente dann übereinander vorgesehen sein, d. h. in Draufsicht auf eine Solarzelle direkt übereinander geradlinig neben der Solarzelle verlaufend, müssen also nicht nebeneinander liegen, so dass weniger Platz zwischen den jeweiligen Solarzellen erforderlich ist.
In 1a ist – wie beschrieben – die Topografie der Finger zu erkennen, wobei die durchgehenden Linien Finger mit der Pluspolarität sind und die gestrichelten Linien Finger bzw. Anschlusssammelleitungen mit der Minuspolarität zeigen.
Bei einem weiteren Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Kontaktmusters (Griddesigns), insbesondere einem Ausführungsbeispiel gemäß 2, sind Kontaktpads, d. h. Anschlussflächen wie z. B. Lötstellen vorgesehen, dank welcher eine vereinfachte Anordnung von Zellverbindern bzw. Verbinderelementen, beispielsweise gemäß einer zentralen, sternförmigen Ausrichtung auf eine jeweilige Anschlussfläche hin bzw. von einer jeweiligen Anschlussfläche weg möglich ist. Hierdurch kann die Schwierigkeit einer sehr genauen Positionierung eines jeweiligen Zellverbinders bzw. Verbinderelements verringert werden. Zudem muss der Zellverbinder bzw. das Verbinderelement nicht notwendigerweise lang und/oder breit ausgeführt sein und auch nicht an sehr vielen Stellen mit der Zelle verbunden sein. Die Anschlussflächen können beabstandet vom Solarzellenrand und/oder direkt am Solarzellenrand angeordnet sein. Ein jeweiliger Zellverbinder bzw. ein Verbinderelement kann an eine Anschlussfläche z. B. durch konventionelles Löten, Laserlöten, Laserschweißen oder andere gängige Verfahren aufgebracht sein. Die Finger können dabei über einen jeweiligen Zellverbinder bzw. ein jeweiliges Verbinderelement und/oder auch direkt auf eine jeweilige Anschlussfläche geführt sein. Die Finger können beliebig geformt und angeordnet sein, z. B. wie Leiterbahnstrukturen auf Platinen für elektronische Schaltungen, wobei die Fingerdicke mit zunehmender Fingerlänge den Stromverhältnissen angepasst sein kann.
Alternativ oder zusätzlich kann bei diesem zweiten Grid-Design auch ein gerades Verbinderbändchen vorgesehen sein, insbesondere bei einer komplett über die Zelle geführten Ausgestaltung.
Ein drittes Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Griddesigns einer erfindungsgemäßen Solarzelle, insbesondere ein Ausführungsbeispiel gemäß 3, 4, 5, 6 oder 7, zeichnet sich dadurch aus, dass es für Solarzellen vorgesehen sein kann, welche gegenüber der herkömmlichen Zellengröße als geteilte Solarzellen vorliegen, beispielsweise in Form von zwei symmetrischen Hälften oder auch in Form von mehr als zwei Teilen. Eine Teilung der Solarzelle hat den Vorteil, dass der Wirkungsgrad erhöht werden kann, insbesondere dank einer dünneren Metallisierung bzw. dank einer auch bei großer Solarzelle vergleichsweise dünnen Metallisierung. Die Metallisierung liegt dabei z. B. in einem Bereich von 0,3 μm und 30 μm vor. Eine größere komplette Zelle kann ggf. eine dickere Metallisierung erfordern. Erfindungsgemäß kann die Metallisierung bei einer geteilten Zelle dünner ausgeführt werden, da der Strom in der kleineren Zelle geringer ist, verglichen mit der herkömmlichen Zellengröße. Somit kann der Wirkungsgrad gesteigert werden, insbesondere dank des sinkenden Einflusses des Serienwiderstandes auf die Leistungsverluste. Hierbei kann das Grid-Design derart ausgeführt sein, dass mittlere Anschlussflächen sowie Anschlussflächen am Rand vorgesehen sind. Somit kann eine Teilung entlang der mittleren Anschlussflächen dazu führen, dass Solarzellenteile erhalten werden, welche zumindest an zwei gegenüberliegenden Seitenrändern Anschlussflächen aufweisen. Dabei kann die herkömmliche Form von Zellverbindern beibehalten werden.
Es können spezielle Elemente, z. B. Leiterbahnen oder -streifen, als Verbinderelemente vorgesehen sein, welche am Rand bzw. an den Rändern eines jeweiligen Zellenteils angeordnet sind und am Rand mit den Kontaktflächen bzw. den Anschlussflächen eines jeweiligen Zellenteils verbunden sind. Dabei weisen diese Verbinderelemente mehrere Kontaktzonen auf, in welchen sie mit mehreren Anschlussflächen verbunden sind, so dass ein einzelnes Verbinderelement mindestens zwei Anschlussflächen kontaktieren kann. Insofern kann man von Verbinderelementen sprechen, welche nicht mehr den bereits beschriebenen Verbinderbändchen entsprechen. Die Kontaktpads bzw. Anschlussflächen am Rand können daher über elektrisch leitende Bänder, z. B. aus Metall, kontaktiert bzw. verschaltet werden, welche zwischen den jeweiligen Zellenteilen verlaufen. Die Verschaltung von zwei Zellenteilen kann dabei jeweils in Form eines Hauptbandes ausgeführt sein, an welches quer dazu Direktkontaktbänder zum direkten, unmittelbaren Kontakt und Verbinden zweier Anschlussflächen von zwei aneinandergrenzenden Zellenteile angeordnet sind. Dieses Grid-Design schließt grundsätzlich nicht aus, dass auch nach der Teilung weiterhin noch mittlere Anschlussflächen vorliegen.
Ein viertes Ausführungsbeispiel, insbesondere ein Ausführungsbeispiel gemäß 4 oder 5, eines erfindungsgemäßen Griddesigns besteht darin, dass eine Solarzelle auch in Teile mit der Geometrie eines Dreiecks oder mit einer anderen Geometrie, welche eine günstige geometrische Aufteilung einer kompletten Zelle ermöglicht, geteilt sein kann. Es sind Vielecke wie Sechs- oder Achtecke denkbar. Dabei können nach der Teilung neben den bereits beschriebenen Anschlussflächen am Rand auch in größerem Ausmaß mittlere Anschlussflächen vorgesehen sein, so dass die Verbinderelemente nicht nur im Wesentlichen am Rand einer Zelle verlaufen, sondern zu einem gewissen Anteil auch innerhalb der Zelle bzw. über die Fläche der Zelle. Dabei kann es auch vorgesehen sein, dass an einer Anschlussfläche nicht nur ein oder zwei Verbinderelemente vorliegen, sondern auch drei oder vier oder noch mehr Verbinderelemente. Eine Verschaltung mehrerer geteilter Solarzellen kann beispielsweise dadurch erfolgen, dass Zellverbinder vorgesehen werden, z. B. in Form von Bändern, welche mindestens eine Anschlussfläche eines ersten Zellenteils und mindestens eine Anschlussfläche eines zweiten Zellenteils kontaktieren. Die Anschlussflächen können derart angeordnet sein, dass sie auch nach der Teilung jeweils auf einer Linie liegen, und dass die Linien auch parallel verlaufen. Somit können Zellverbinder vorgesehen sein, die im Wesentlichen quer bzw. längs zu den Rändern eines jeweiligen Zellenteils verlaufen und sich ggf. über die diagonale Kante erstrecken.
Mit einem optimierten Grid-Design kann erfindungsgemäß eine veränderte Verbindungstechnik für die Modulherstellung einher gehen. Als erfindungsgemäße Verbindungstechnik kann dabei eine Verbindungstechnik aufgefasst werden, bei welcher eine Verschaltung zu einem Modul je nach Ausführung der zu verschaltenden Zelle wahlweise direkt über die Verbinderelemente oder über Zellverbinder erfolgen kann, wobei die Zellverbinder ausschließlich zwischen einzelnen Zellen vorgesehen sein können oder sich auch über mindestens eine der Zellen komplett erstrecken können.
Die in den 6 und 7 gezeigten Ausführungsbeispiele veranschaulichen, dass eine Kontaktierung von mehreren Teilen einer Solarzelle oder mehreren gegebenenfalls geteilten Solarzellen dadurch erfolgen kann, dass bei dreieckförmigen Solarzellen oder Solarzellenteilen die Anschlussflächen derart vorgesehen sind, dass nach einer Teilung die Anschlussflächen von aneinandergrenzenden Teilen durch eine Translation, d. h. Verschiebung fluchtend in einer Achse liegend angeordnet werden können. Dadurch kann die Kontaktierung auch bei dreiecksförmigen Solarzellen über lineare Kontaktelemente erfolgen, welche z. B. über einer jeweiligen Solarzelle verlaufend angeordnet sind. Dabei können nebeneinander angeordnete Kontaktelemente mit jeweils der anderen Polarität kontaktiert sein.
Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung wird ferner ein Verfahren zum Herstellen einer erfindungsgemäßen Solarzelle bzw. eines erfindungsgemäßen Solarmoduls bereitgestellt, bei welchem Inlinetauglichkeit in Verbindung mit einer selbstjustierenden Eigenschaft gegeben ist.
Die vorliegende Erfindung beinhaltet darüber hinaus einen vereinfachten und damit wirtschaftlicheren Herstellungsprozess für eine Zelle bzw. ein Modul aus mindestens einer Zelle, welcher im Folgenden beschrieben wird und in 14 veranschaulicht ist. Dabei können Ausführungsbeispiele der Erfindung auch auf einer ganzen Reihe bisher zum Teil auch bekannter Prozessschritte basieren und zwischen diese Prozessschritte auf einfache Weise eingefügt werden oder in diese Prozesse integrierte Schritte enthalten. Diese Prozessschritte werden im Folgenden der Vollständigkeit halber und des besseren Verständnisses wegen erläutert.
Im Folgenden wird zunächst ein Herstellprozess für eine Solarzelle und ein Solarzellenmodul beschrieben, der als Basisprozess bezeichnet werden kann und bei dem als Ausgangsmaterial p-Typ-Silicium verwendet werden kann.
Ein Frontglas mit einer darauf befindlichen vorderseitigen Laminationsfolie oder Verbundmasse wird dabei in einen ersten Bereich eines so genannten Matrixers eingeschleust. Während des Einfahrens kann die Ebenheit des Laminationsmaterials überprüft und ggf. anschließend korrigiert werden. Der Matrixer kann als eine Gesamtanlage mit mehreren Prozessstationen oder in mehrere Batchmaschinen oder einer Kombination daraus ausgeführt sein. In einem ersten Prozessschritt wird der Glas-Laminationsmaterial-Aufbau zunächst zentriert (z. B. über Mittenpunktverfahren oder andere). Anschließend werden benötigte Querverbinder automatisiert abgelängt, auf dem Aufbau abgelegt und ggf. über ein lokales Schmelz- oder Härteverfahren für die weitere Verarbeitung arretiert. Im automatisierten Fall erfolgt die Positionierung via Absolutwerte bezogen auf die Mittenzentrierung oder über eine automatische Optische Inspektion (AOI). Die Querverbinder können ggf. auch händisch abgelängt, positioniert und arretiert werden. Im händischen Fall erfolgt die Positionierung über Richtpunkte (z. B. Laserpointer).
In einem dritten Prozessschritt, welcher in derselben Station wie der vorausgehende Prozesschritt oder in einer weiteren Station stattfindet, werden die Solarzellen miteinander verbunden. Hierzu verfährt mindestens eine Linearbrücke vom gleichen Aufbau wie im ersten Prozessschritt, jedoch jeweils mit einem Linearschlitten zum Aufnehmen, Halten, Ausrichten, Positionieren und Niederhalten von Verbindungselementen, die zum elektrischen Verbinden von Solarzellen verwendet werden.
Nach Aufnahme aus der Bereitstellung für Verbindungselemente erfolgt eine automatische optische Inspektion (AOI) des Elements. Anschließend kann bei Bedarf im Bereich der Kontaktierung z. B. Flussmittel oder Lotpulver oder Lotpaste – jeweils mit oder Flussmittelanteile aufgetragen werden. Das Niederhalten der Verbindungselemente erfolgt Weg-Kraft-, Weg- oder Kraftgesteuert. Ist das Verbindungselement positioniert, wird mindestens ein Laser aktiviert, der die Verbinder punktuell mit gepulstem Strahl bis durchgängig mit kontinuierlichem Strahl mit den Kontaktzonen der Solarzellen verbindet. Ebenfalls kann für den Verbindungsprozess ein Ultraschall-, Induktions- oder Standardlötverfahren angewendet werden. Bei Bedarf kann der Laser über Strahlaufweitung mehrere Lötungen parallel durchführen. Ein weiterer, defokussierter Laser wird verwendet, um den Bereich der Lötung vor- und nach zu erwärmen.
Die Verbindung der im ersten Prozessschritt gelegten Querverbinder mit der Solarzellenmatrix erfolgt wahlweise als Zusatzschritt in der Station vom dritten Prozessschritt oder in einer weiteren Prozessstation. Hier wird über AOI der Schnittpunkt entsprechend dem Verbindungspunkt bzw. Lötpunkt vom String zum Querverbinder bestimmt und an einen Rechner weitergegeben. Anschließend wird diese Position von einem Laserkopf angefahren und verlötet.
Nach dem Verschalten der Solarzellen auf der Matrix, bzw. dem Ablegen einer fertig verschalteten Matrix auf der ersten Laminationsfolie oder Verbundmasse werden üblicher Weise die zweite Laminationsfolie oder eine zweite Schicht Verbundmasse aufgebracht. Viele Hersteller stanzen die zweite Laminationsfolie zur Durchführung der Querverbinder. Die Rückseitenfolie muss in jedem Fall gestanzt werden, egal ob es sich um Laminationsfolie oder Verbundmasse handelt. Besonders im Fall von Rückseitengläsern müssen Durchführungen im Glas vorhanden sein, da sich vorgespannte Gläser nicht bohren lassen.
Soweit in der vorliegenden Anmeldung wie zuvor erwähnt von einer Verbundmasse die Rede ist, die alternativ zur Laminationsfolie erwähnt wird, handelt es sich dabei insbesondere um Verkapslungsmaterial, welches auch flüssig aufgebracht werden kann und welches sich danach verfestigt, um einerseits entweder die Solarzelle oder ein Solarmodul gegen äußere Einflüsse zu schützen, insbesondere vor allem aber auch die Rückseiten der Solarzellen und deren elektrische Verbindungen und damit die Rückseite der Solarmodule zu schützen.
Ein oder mehrere Ausführungsbeispiele der erfindungsgemäßen Solarzelle zeichnen sich durch eine Ausführungsform einer erfindungsgemäßen Metallisierung aus, welche z. B. in einem zwölften Prozessschritt (siehe 14) bei der Herstellung der Solarzelle aufgebracht werden kann. Dieser Metallisierung können üblicherweise die nun beschriebenen Prozess-Schritte voraus gehen.
In einem ersten Prozessschritt wird ein Wafer entlang mindestens einer oder beider Hauptoberflächen mit einer Oberflächentextur versehen, entsprechend einem Textur-Schritt. Die Oberflächentextur kann die Form von Pyramiden, Ätzmulden oder Ätzporen aufweisen und in ihrer Form durch anisotropes Ätzen bei spezifischen Ätzraten der verwendeten Ätzmedien erzeugt werden, oder auch durch ungleichmäßige Ätzangriffe. Die Strukturgrößen der Oberflächentextur können dabei typischerweise im Bereich zwischen 1 μm und 20 μm liegen, z. B. zwischen 1 μm und 10 μm. Sie können aber auch darüber und darunter liegen. Dabei wird durch die Erzeugung der Oberflächentextur Siliciummaterial von der Wafer-Oberfläche entfernt. Der Materialabtrag ist dabei so groß, dass zumindest auf der Vorderseite des Wafers Kristallschäden vollständig oder nahezu vollständig entfernt werden können.
In einem zweiten Prozessschritt, dem ein Spülschritt in reinem Wasser oder anderem geeigneten Medium vorgelagert sein kann, wird die Rückseite des Wafer einem Polierschritt unterzogen. Hierbei wird mit geeigneten Säuren oder Laugen in einem nur einseitig benetzenden Prozess oder mittels eines Trockenätzprozesses die Wafer-Oberfläche eingeebnet. Sofern im vorhergehenden Schritt beide Wafer-Oberflächen mit einer Oberflächentextur versehen wurden, kann durch den Polierschritt die Textur einseitig wieder entfernt werden. Dabei ist es auch möglich, den Polierschritt durchzuführen, indem die Vorderseite des Wafers mit einem geeigneten Ätzschutz wie z. B. einem chemisch resistenten Wachs oder einer chemisch resistenten Oberflächenbeschichtung versehen wird und der Wafer dann in einem beidseitig benetzenden Prozess behandelt wird. Hierbei wird wiederum z. B. nur die Rückseite des Wafers eingeebnet. Der Ätzschutz muss üblicherweise in diesem Fall anschließend von der Wafer-Vorderseite wieder entfernt werden.
Nach dem einseitigen Einebnen des Wafers kann dieser in einem dritten Schritt nach ggf. vorher durchgeführter geeigneter Reinigung allseitig mit einer Schutzschicht versehen werden, die als Ätz- sowie als Diffusionsbarriere geeignet ist. Hierbei kann es sich um ein thermisch erzeugtes Siliciumdioxid handeln, welches durch eine Hochtemperaturbehandlung unter sauerstoffhaltiger Atmosphäre hergestellt werden kann. Es sind aber auch alternative Methoden wie z. B. das beidseitige Abscheiden von geeigneten Dielektrika wie z. B. Siliciumnitrid oder Siliciumoxid oder das beidseitige Deponieren geeigneter Schichten aus der Flüssigphase möglich.
Im Anschluss an eine Oxidation kann in einem vierten Schritt entsprechend einem Kontaktstrukturierungs-Schritt auf der Rückseite des Wafers die Schutzschicht lokal entfernt werden, insbesondere in Form der späteren Geometrie des p-/n-Übergangs und der Emitter-Kontaktmetallisierung. Das Entfernen der Schutzschicht kann mit einem geeigneten Laser erfolgen, es können aber auch andere Verfahren angewendet werden. Beispielhaft sei hier der Einsatz von Mikrodosiersystemen wie Inkjet oder Dispenser genannt, mit denen z. B. die Schutzschicht angreifende Lösungen aufgebracht werden können. Mit diesen Mikrodosiereinrichtungen können auch Ätzmasken dort aufgebracht werden, wo die Schutzschicht erhalten bleiben soll, um die Schutzschicht dann an den nicht bedeckten Stellen lokal entfernen zu können. Darüber hinaus kann die Schutzschicht aus der Flüssigphase mit der Mikrodosiereinrichtung lokal auch nur dort aufgebracht werden, wo sie benötigt wird.
Nach dem Öffnen der Schutzschicht durch den Kontaktstrukturierungs-Schritt kann in einer Ausgestaltung der Erfindung in einem fünften Schritt in den Bereichen, in denen die Schutzschicht entfernt worden ist, eine Anzahl von Löchern durch den Wafer hindurch eingebracht werden, entsprechend einem Löcherbohren-Schritt. Die Löcher können einen Durchmesser von mehr als 20 μm, mehr als 30 μm und mehr als 50 μm haben, alternativ aber auch weniger als 20 μm Durchmesser aufweisen. Der Abstand der Löcher zueinander beträgt typischerweise zwischen 100 μm und 2 mm, kann aber auch mehr als 2 mm betragen. Die Löcher können sich über den gesamten Bereich der Wafer-Oberfläche erstrecken, welcher nicht mehr mit der Schutzschicht versehen ist. Daraus und aus dem Abstand der Löcher ergibt sich deren Anzahl. Zum Herstellen der Löcher kann ein Laser eingesetzt werden. Dabei kann es sich um einen Laser mit einer Wellenlänge im Infrarotbereich handeln, mit Pulsdauern in der Größenordnung von 1 μs und mit Pulsenergien in der Größenordnung von 1 mJ. Auch andere Laser, Pulsdauern und Pulsenergien sind verwendbar. Es sind auch andere Methoden zum Herstellen der Löcher anwendbar, z. B. das Ätzen der Löcher mit nass- oder trockenchemischen Methoden.
Nach dem Öffnen der Schutzschicht und dem Herstellen der Löcher kann in einem sechsten Schritt das nun lokal exponierte Silicium mit geeigneten Sauren, Laugen oder Trockenätzverfahren bis in eine definierte Tiefe abgenommen werden, entsprechend einem Schadensätzen-Schritt. Die Tiefe der dadurch entstehenden Vertiefung kann größer als 20 μm sein, ist aber vorzugsweise kleiner als 20 μm sein, oder kleiner als 15 μm sein und auch kleiner als 10 μm. Im Zuge dieses Entfernens des Siliciums kann auch in den Löchern an deren Wandungen Silicium entfernt werden. Hierdurch kann ein dort eventuell entstandener Kristallschaden entfernt werden. Durch die Schutzschicht kann verhindert werden, dass Silicium auf der Wafer-Vorderseite abgenommen wird und damit die Oberflächentextur dort verändert wird. Auch kann in den Bereichen auf der Wafer-Rückseite, welche mit der Schutzschicht versehen sind, verhindert werden, dass dort Silicium abgetragen wird. Der Wafer wird somit während dieses Schrittes z. B. nur dort dünner, wo die Rückseite nicht mit der Schutzschicht versehen ist.
In einem nächsten, siebten Prozessschritt kann die Schutzschicht mindestens von der Vorderseite des Wafers abgenommen werden, entsprechend einem Schritt zum Entfernen des Oxids. Dies kann nass- oder trockenchemisch erfolgen. Im Falle eines nasschemischen Prozesses kann hierfür ein Einseiten-Ätzprozess angewendet werden.
Nach dem Entfernen der Schutzschicht auf der Vorderseite kann der Wafer ggf. einer geeigneten Reinigung unterzogen werden. Bei einer Ausgestaltung der Erfindung kann diese zusätzliche Reinigung aber auch entfallen. Anschließend wird dort, wo Silicium exponiert ist, in einem achten Schritt entsprechend einem Diffusions-Schritt der p-/n-Übergang hergestellt. In dem hier beschriebenen Fall einer p-Typ-Grunddotierung des Halbleitersubstrates wird zum Erzeugen des p-/n-Übergangs z. B. eine Phosphor-Diffusion durchgeführt. Auch andere Stoffe können alternativ zum Herstellen des p-/n-Übergangs eingesetzt werden.
An dieser Stelle des Herstellungsprozesses kann erfindungsgemäß eine weitere Spezifizierung erfolgen, insbesondere in Abhängigkeit davon, ob es sich um einen Basisprozess oder um einen erweiterten Prozess handelt, und insbesondere auch in Abhängigkeit davon, ob Silicium vom p-Typ oder vom n-Typ eingesetzt wird.
Im Anschluss an die Herstellung des p-/n-Übergangs kann bei dem hier beschriebenen Basisprozess die Schutzschicht auf der Rückseite, welche nun ggf. mit einer weiteren Schicht überzogen ist, z. B. bestehend aus Phosphorsilikatglas, lokal entfernt werden, insbesondere in einem neunten Schritt entsprechend einem Kontaktöffnungs-Schritt. Hierzu wird die Schutzschicht ohne merkliche Schädigung des oberflächennahen Siliciums ablatiert, z. B. mit einem Ultrakurzpuls-Laser. Es ist aber auch möglich, die Schutzschicht mit Hilfe von Mikrodosiereinrichtungen wie Inkjet oder Dispensern lokal zu entfernen, indem entweder direkt lokal ein geeignetes Ätzmedium aufgebracht wird oder indirekt eine strukturierte Ätzmaske mit den Mikrodosiereinrichtungen aufgebracht wird, welche ein lokales Entfernen der Schutzschicht an den dann noch exponierten Flächen in chemischer Ätzlösung erlaubt.
In einem nächsten, zehnten Schritt entsprechend einem Reinigungs-Schritt kann der Wafer nasschemisch gereinigt werden. Während der Reinigung können die ggf. während der Herstellung des p-/n-Übergangs erzeugten Oberflächenschichten entfernt werden, ohne dabei die Dicke der lokalen Schutzschicht auf der Wafer-Rückseite maßgeblich zu reduzieren.
Im Anschluss daran kann in einem elften Schritt entsprechend einem Beschichtungs-Schritt die Vorderseite des Wafers mit einer dielektrischen Passivier- und Antireflexionsschicht versehen werden. Es handelt sich hierbei z. B. um eine mindestens zweilagige Schichtanordnung. Die erste Lage stellt z. B. eine dünne, das Silicium sehr gut passivierende Schicht aus Siliciumnitrid, Aluminiumoxid, Siliciumdioxid oder auch anderen Materialien dar. Die Schichtdicke liegt z. B. im Bereich zwischen 1 nm und 25 nm, und sie ist z. B. kleiner als 15 nm. Für die zweite Lage kann ein dielektrisches Material verwendet werden, welches einen Brechungsindex zwischen 1,8 und 2,2 aufweist, z. B. einen Brechungsindex zwischen 1,9 und 2,1. Die Dicke der zweiten Schicht kann an den Spektralbereich des Lichtes angepasst werden, für welchen die Solarzelle eingesetzt werden soll. Die Schicht kann dann eine Lambda-Viertel-Schicht darstellen und effektiv die Reflexion des Lichtes an der Oberfläche verringern.
Gemäß Ausführungsbeispielen der Erfindung wird optional vorgeschlagen, nach dem Herstellen der Passivier- und Antireflexionsschichtanordnung auf der Wafer-Vorderseite in einem zwölften Schritt entsprechend einem Metallisierungs-Schritt das Kontaktmetall zum Kontaktieren auf der Wafer-Rückseite aufzubringen. Dabei kann der Metallisierungs-Schritt auch in Abhängigkeit von dem jeweiligen spezifischen Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Solarzelle durchgeführt werden, insbesondere in Abhängigkeit von den im Folgenden kurz umschriebenen drei Ausführungsbeispielen.
Gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel weist die Solarzelle eine Kantenlänge von typischerweise 125 mm und/oder 156 mm auf. In diesem ersten Ausführungsbeispiel kann der Metallisierungs-Schritt derart erfolgen, dass der Beschichtungsprozess von ein oder mehreren Schichten horizontal im Vakuum verläuft und insbesondere ein PVD Prozess ist. Die erste Schicht ist z. B. zwischen 0,3 μm und 30 μm dick und auf der gesamten Waferoberfläche aufgebracht. Es werden Reinstmetalle von min. 99,9% Reinheit verdampft, die gewährleisten, dass keine die Funktion der Solarzelle maßgeblich beeinflussenden Stoffe in die Nähe des Silicium-Substrates gelangen. Zu nennen sind hier zum Beispiel die Metalle Kupfer Cu, Kobalt Co, Blei Pb, Eisen Fe, Mangan Mn, Gold Au, Kadmium Cd, Zäsium Cs, Barium Ba, oder auch Schwefel S. Der Kontaktwiderstand zwischen Silicium und Metall kann dabei üblicherweise 0,5–5 mΩcm² betragen, Idealerweise 1 mΩcm². Für weitere Schichten zur Gewährleistung der Lötfähigkeit der Solarzelle und als abschließende Schutzschicht können Materialien wie Nickel Ni, Zinn Sn, Silber Ag sowie Siliciumnitrid SiN und Siliciumoxid SiO verwendet werden, und diese Schichten sind z. B. zwischen 0,1 μm und 2 μm dick.
Gemäß einem zweiten Ausführungsbeispiel weist die Solarzelle eine Kontaktschicht mit einer Dicke zwischen 1 und 25 μm auf, wobei das Kontaktmetall z. B. Aluminium ist. In diesem zweiten Ausführungsbeispiel kann der Metallisierungs-Schritt derart erfolgen, dass z. B. nur eine Kontaktschicht erzeugt wird, insbesondere mittels PVD, wobei die Lötfähigkeit der Zelle z. B. durch galvanische Abscheidung, insbesondere einer Nickelschicht, erreicht werden kann. Die Galvaniksequenz besteht z. B. aus einer Reinigung, welche die Kontaktmetalloberfläche vorkonditioniert, aus einer folgenden Zinkatierung, welche sich haftfest auf den Kontaktmetallschichten abscheiden lässt, und ferner aus einer anschließenden Vernickelung, welche z. B. durch Austausch des Zinks zu einer geschlossenen Nickelschicht führen kann. Besonders hervorzuheben ist bei diesem Prozessablauf, dass die Kontakttrennung entsprechend einer Trennung der beiden Kontaktpolaritäten in einem darauffolgenden dreizehnten Schritt durch die spezielle Strömungstechnik eines so genannten Cups bereits inhärent bei der Aluminiumkonditionierung ablaufen kann.
Gemäß einem dritten Ausführungsbeispiel weist die Solarzelle eine Rückseitenoberfläche auf, welche mit dem beschriebenen PVD Verfahren mit einem Metall aus der Gruppe Aluminium Al, Silber Ag, Titan Ti, in manchen Fallen vorzugsweise Al, kontaktiert ist. In diesem dritten Ausführungsbeispiel kann der Metallisierungs-Schritt derart erfolgen, dass die Schichtdicke dieser Schicht zwischen 0,1 und 25 μm beträgt, vorzugsweise aber 10 μm oder weniger und eine weitere PVD Schicht die Metallschicht abdeckt und aus Materialien der Gruppe SiO, SiN, SiON besteht. Die Schichtdicke dieser dielektrischen Schicht kann zwischen 50 und 2000 nm betragen.
In einer Ausgestaltung der Erfindung können der vorstehend beschriebene elfte und zwölfte Schritt auch in einer einzigen Produktionsanlage durchgeführt werden. Hierbei kann auch sichergestellt werden, dass die Zellen während der beiden Schritte in einer Unterdruck-Atmosphäre verbleiben, ohne zwischenzeitlich atmosphärischem Druck ausgesetzt werden zu müssen. Hierdurch verringert sich der Aufwand bei der Bereitstellung der Prozessanlagen, weil z. B. eine Ausschleusvorrichtung bei der Abscheideanlage für die Passivier- und Antireflexionsschicht und auch eine Einschleusvorrichtung bei der Abscheideanlage für die Metallkontakte mit den jeweils dafür benötigten Einrichtungen eingespart werden können.
Erfindungsgemäß wird optional vorgeschlagen, dass die Einteilung der rückseitigen Wafer-Oberfläche in Form eines weitgehend gleichförmig verteilten Kontaktgitters in einem Verfahrensschritt ausgeführt wird, welcher an den Verfahrensschritt der Metallisierung anschließt.
Erfindungsgemäß wird ferner vorgeschlagen, eine Trennung dar beiden Kontaktpolaritäten in einem dreizehnten Schritt entsprechend einem Trenn-Schritt durchzuführen. Nach der Prozesskombination des zwölften und dreizehnten Schritts lässt sich die Zelle mit üblichen Verfahren und Materialien für die Modulherstellung kontaktieren.
In dem zuvor geschilderten ersten Ausführungsbeispiel kann der Trenn-Schritt derart erfolgen, dass die Trennung der Kontakte, die vorerst kurzgeschlossen aus dem PVD Prozess herauskommen können, mittels nasschemischer Reinigung in einer weitgehend bekannten sauren oder basischen Lösung stattfindet. Erfindungsgemäß kann die Schichtkonsistenz an den senkrechten Flanken gegenüber den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Kontaktebenen der rückseitigen Oberfläche unterschiedlich ausprägt werden, insbesondere durch eine derartige Oberflächenausprägung der Solarzelle in Zusammenspiel mit dem Prozess der Inline-PVD, dass die Ätzwirkung an diesen unterschiedlichen Schichtkonsistenzen verschieden stark ist. Die Unterschiedlichkeit der Schichtkonsistenz kann über die Dicke und/oder die Porosität definiert werden, insbesondere bei einem neunten, zehnten oder elften Prozessschritt.
In dem zuvor geschilderten zweiten Ausführungsbeispiel kann der Trenn-Schritt derart erfolgen, dass zwischen 0,4 und 5 μm der Aluminiumschicht entfernt werden können, wobei bei diesem Prozessablauf hervorzuheben ist, dass die Kontakttrennung durch die spezielle Strömungstechnik eines so genannten Cups auch bereits inhärent bei der Aluminium- bzw. Kontaktmetallkonditionierung ablaufen kann. In der anschließenden Zinkatierung und/oder Vernickelung kann der galvanische Prozess also auf den voneinander getrennten metallisierten Plus und Minus-Gebieten stattfinden, also lediglich auf diesen. Ein weiteres besonderes Merkmal ist die vollständige Abdeckung des Aluminiums bzw. Kontaktmetalls durch die galvanische erzeugte Nickelschicht. Dadurch wird erfindungsgemäß die Langzeitstabilität der Zelle und des daraus gebildeten Moduls wesentlich verbessert, denn die Nickelschicht kann als Korrosionsschutz wirken. Der galvanische Prozess kann sowohl stromlos als auch mit Bestromung des Bauteils erfolgen. Der stromlose Prozess ist jedoch vorteilhafter bezüglich des Wachstumsverhaltens, und die Wahrscheinlichkeit einer Kurzschlussbildung im Prozess kann dadurch deutlich verringert werden. Der Prozess mit Bestromung kann ggf. schneller und kostengünstiger ablaufen.
In dem zuvor geschilderten dritten Ausführungsbeispiel kann der Trenn-Schritt derart erfolgen, dass die Entfernung der Kurzschlüsse zwischen den unterschiedlich dotierten Zellbereichen in der aufgebrachten Schicht mittels einer sauren oder basischen Ätzlösung erfolgt, welche wie beschrieben durch die definierte Höhenstruktur der Solarzelle eine selektive Ätzung des Metalls an den senkrechten Flanken gegenüber dem Material an den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen ermöglicht. Zur Gewährleistung der Lötbarkeit weist die Solarzelle Anschlusskontakte auf, beispielsweise in Form von Lotdepots, die nach der Kontakttrennung an Stellen, welche jeweils eine Funktion entsprechend eines rückseitigen Sammelpunktes der Kontaktstruktur übernehmen, aufgebracht werden können. Die Anordnung der Depots kann durch definierte Ablation der vorher flächig erzeugten dielektrischen Schicht vorgenommen werden. Die Depotfläche kann z. B. eine Größe im Bereich von 0,5 × 0,5 mm² bis zu 10 × 156 mm² aufweisen, d. h. zwischen 0,25 und 1560 mm². Anschließend werden die Depots aus lötfähigem Material deponiert, beispielsweise mittels Laserauftraglöten. Das lötfähige Material kann dabei zu einem überwiegenden Teil aus Zinn Sn bestehen. Der Prozess des Auftraglötens kann schon direkt nach der Kontakttrennung im Zellprozess erfolgen, in einigen Fällen vorzugsweise jedoch erst im Prozess der Modulfertigung. Die vorgelagerte Ablation der dielektrischen Schicht ist dabei nicht zwingend notwendig, vielmehr kann sie auch inhärent während des Auftragsprozesses erfolgen. Die Prozessstabilität ist jedoch deutlich erhöht, wenn die Schicht vorher ablatiert worden ist. Besonders hervorzuheben ist, dass durch die erfindungsgemäße Anordnung des Laser-Ablations- und Auftragprozesses in der Modulfertigung die Lagerung und Alterung der Solarzellenschichten als Einflussgröße für die Modulfertigung, speziell die Verschaltung bei den jeweiligen erfindungsgemäßen Griddesigns, ausgeschlossen werden kann. Die Zellen sind durch die vollständig geschlossene dielektrische Schicht auf den metallischen Oberflächen sehr lange lagerbar und es tritt keine Alterung an den Lötflächen auf, da diese erst kurz vor der Verbindung der Zellen im Modul überhaupt aufgebracht werden. Weiterhin kann die komplette Prozesskette zur Herstellung der lötfähigen Solarzelle berührungslos ausgeführt sein, was die mechanische Beanspruchung und damit die Bruchwahrscheinlichkeit deutlich reduziert.
Um die rückseitige Zelloberfläche vor der Erzeugung der Anschlusskontakte bzw. Lotdepots vollkommen lückenlos schließen zu können, gilt dabei für die jeweiligen Ausführungsbeispiele und für den dreizehnten Schritt, dass ein Kontakttrennprozess direkt nach einer PVD Beschichtung der ersten Kontaktschicht von bis zu 25 μm durch den beschriebenen Cupcell-Prozess erfolgen kann und anschließend eine vollständige dielektrische Schutzschicht per Vakuumprozess wie beispielsweise Magnetronsputtern oder atmosphärischen Prozessen wie zum Beispiel Spray-On mit anschließender Trocknung aufgetragen werden kann. Die Lotpadherstellung kann dann wie bereits erläutert in dem nachfolgenden Modulprozess erfolgen. Erfindungsgemäß kann sich durch diese Schichtenanordnung auf der Solarzellenrückseite sowohl eine verlängerte Lagerfähigkeit zwischen Zellfertigung und Modulfertigungsprozess ergeben als auch die Langzeitstabilität der Zelle und des daraus gebildeten Moduls deutlich erhöht sein, denn die metallischen Schichten können vollständig mit der dielektrischen Schicht überzogen sein und sind damit korrosionsgeschützt.
In einer Ausgestaltung der Erfindung kann die Solarzelle in einem vierzehnten Schritt entsprechend einem Wärmebehandlungs-Schritt einer Wärmebehandlung ausgesetzt werden. Die Temperatur liegt dabei z. B. in einem Bereich zwischen 100°C und 350°C, und die Dauer der Behandlung z. B. zwischen 10 Sekunden und 30 Minuten, beispielsweise bei weniger als 10 Minuten. Gleichzeitig kann die Solarzelle einer Behandlung mit elektromagnetischer Strahlung ausgesetzt werden. Die verwendete Strahlquelle kann elektromagnetische Strahlung im Wellenlängenbereich von infrarotem bis ultraviolettem Licht erzeugen. Der Wellenlängenbereich kann auf sichtbares bis infrarotes Licht begrenzt werden.
Auch n-Typ-Silicium kann eingesetzt werden. Ein Basisprozess für n-Typ-Silicium kann sich dabei von dem oben beschriebenen Basisprozess für p-Typ-Silicium dadurch unterscheiden, dass im achten Schritt zur Herstellung des p-/n-Übergangs z. B. eine Bor-Diffusion anstelle beispielsweise einer Phosphor-Diffusion eingesetzt wird. Anstelle Bor können zur Diffusion wahlweise auch andere Stoffe wie z. B. Aluminium oder Gallium eingesetzt werden.
Im Folgenden wird ein weiteres Ausführungsbeispiel in Form eines erweiterten Prozesses für p-Typ-Silicium beschrieben, d. h. ein erweiterter Herstellprozess für eine Solarzelle und ein Solarzellenmodul, bei welchem als Ausgangsmaterial p-Typ-Silicium verwendet wird. Dabei können durch Einführen zusätzlicher Prozessschritte gegenüber dem vorstehend beschriebenen Basisprozess eine Solarzelle und ein Solarzellenmodul mit höherem Wirkungsgrad erhalten werden. Bis einschließlich dem achten Schritt kann der erweiterte Herstellprozess dabei im Wesentlichen dem Basisprozess, d. h. den vorstehend beschriebenen ersten bis achten Schritt, entsprechen. Im Anschluss an die Herstellung des p-/n-Übergangs kann eine gegenüber dem Basisprozess modifizierte Prozessfolge folgen, welche mit dem zwölften Schritt dann wieder in den Prozessablauf des vorstehend und nachfolgend weiter beschriebenen Basisprozesses übergehen kann, also mit der Herstellung der Kontaktmetallisierung und den darauf folgenden Schritten.
Nach der Herstellung des p-/n-Übergangs kann im erweiterten Herstellprozess in einem neunten Schritt die Oberfläche des Siliciumwafers vollständig von allen Deck- und Schutzschichten befreit werden. Dies kann typischerweise in einer wässrigen Lösung aus Flusssäure oder geeigneten alternativen Chemikalien erfolgen.
Im Anschluss daran kann der Wafer einer thermischen Behandlung entsprechend einem zehnten Schritt, insbesondere in sauerstoffhaltiger Atmosphäre unterzogen werden, z. B. bei Temperaturen oberhalb von 500°C, auch bei Temperaturen oberhalb 800°C. Dabei wird eine Schicht, z. B. aus Siliciumdioxid erzeugt. Die Dicke dieser Schicht liegt typischerweise zwischen 1 nm und 25 nm, z. B. unterhalb von 15 nm. Anstelle einer Siliciumdioxidschicht kann auch eine andere geeignete Passivierschicht auf den Oberflächen des Siliciumwafers hergestellt werden, z. B. eine Siliciumnitridschicht oder eine Aluminiumoxidschicht. Es können auch auf der Vorderseite und der Rückseite Kombinationen der genannten Schichtmaterialien erzeugt werden. Die Dicke der Schicht auf der Wafer-Vorderseite beträgt dabei typischerweise weniger als 25 nm, z. B. weniger als 15 nm. Es handelt sich somit um eine relativ dünne Oxidationsschicht.
Daran anschließend kann auf die Vorderseite des Wafers eine Antireflexionsschicht aufgebracht werden, wobei dieser Schritt noch dem zehnten Schritt zugerechnet werden kann. Hierfür wird z. B. ein dielektrisches Material verwendet, das einen Brechungsindex zwischen 1,8 und 2,2 aufweisen kann, z. B. einen Brechungsindex zwischen 1,9 und 2,1. Die Dicke der Schicht wird auf den Spektralbereich des Lichtes angepasst, in welchem die Solarzelle eingesetzt werden soll bzw. kann. Die Schicht stellt in diesem Fall eine so genannte Lambda-Viertel-Schicht dar und kann effektiv die Reflexion des Lichtes an der Oberfläche verringern.
Auf die Rückseite des Wafers kann mit geeigneten Abscheideverfahren in einem gegenüber dem Basisprozess zusätzlichen Schritt eine zusätzliche Schicht Siliciumoxid aufgebracht werden, wobei auch dieser Schritt noch dem zehnten Schritt des Basisprozesses zugerechnet werden kann. Die Dicke dieser Schicht beträgt typischerweise zwischen 50 nm und 250 nm, z. B. zwischen 150 nm und 200 nm. Zur Erzeugung dieser Schicht kann ein bei Atmosphärendruck erfolgendes chemisches Gasphasenabscheidungs-Verfahren eingesetzt werden (APCVD, atmospheric pressure chemical vapour deposition). Es sind auch andere Abscheideverfahren wie z. B. plasmaunterstütztes CVD anwendbar. Die erzeugte Schicht kann in Kombination mit dem später abgeschiedenen Metall einen optischen Spiegel für Licht darstellen, welches die Solarzelle vollständig durchdringt, ohne dabei absorbiert zu werden. Dieses Licht kann dann in den Halbleiter zurückgespiegelt werden und somit absorbiert und zur Energieumwandlung genutzt werden.
Im Anschluss daran kann in einem elften Schritt entsprechend dem elften Schritt des Basisprozesses, also dem Beschichtungs-Schritt, die Vorderseite des Wafers mit einer dielektrischen Passivier- und Antireflexionsschicht versehen werden. In manchen Fällen handelt es sich hierbei vorzugsweise um eine mindestens zweilagige Schichtanordnung. Die erste Lage stellt z. B. eine dünne, das Silicium sehr gut passivierende Schicht aus Siliciumnitrid, Aluminiumoxid, Siliciumdioxid oder auch anderen Materialien dar. Die Schichtdicke liegt z. B. im Bereich zwischen 1 nm und 25 nm, und sie ist z. B. kleiner als 15 nm. Für die zweite Lage kann ein dielektrisches Material verwendet werden, welches einen Brechungsindex zwischen 1,8 und 2,2 aufweist, z. B. einen Brechungsindex zwischen 1,9 und 2,1. Die Dicke der zweiten Schicht oder Lage kann auf den Spektralbereich des Lichtes angepasst werden, in welchem die Solarzelle eingesetzt werden soll bzw. kann. Die Schicht stellt dann eine so genannte Lambda-Viertel-Schicht dar und kann effektiv die Reflexion des Lichtes an der Oberfläche verringern.
Nach dem Erzeugen der rückseitigen zusätzlichen Schicht und nach dem elften Schritt können in einem gegenüber dem Basisprozess zusätzlichen Schritt auf der Wafer-Rückseite lokale Öffnungen im Bereich des p-/n-Übergangs sowie im Bereich des späteren Basiskontaktes hergestellt werden. Das hierfür eingesetzte Verfahren kann im Wesentlichen dem im neunten Schritt des Basisprozesses beschriebenen Verfahren entsprechen. Die erzeugten Öffnungen verteilen sich gleichmäßig über die gesamte Wafer-Rückseite, haben einen Flächenanteil zwischen 5% und 20% der Wafer-Oberfläche, z. B. zwischen 8% und 16% der Wafer-Oberfläche. Die einzelnen Teilflächen sind typischerweise kreisförmig oder nahezu kreisförmig mit Durchmessern von 25 μm bis 250 μm, z. B. 30 μm bis 150 μm. Die Teilflächen können beabstandet sein mit Abständen größer 30 μm, sie können aber in einer bestimmten Richtung auch direkt aneinander anschließen, so dass sich linienförmige Öffnungen ergeben.
Im Anschluss an die beschriebene Teilprozesssequenz wird der erweiterte Herstellprozess analog dem Basisprozess ab dem zwölften Schritt fortgeführt, wobei wahlweise auch die Wärmebehandlung, ggf. in Kombination mit elektromagentischer Strahlung, durchgeführt werden kann.
Was einen erweiterten Prozess für n-Typ-Silicium betrifft, so unterscheidet sich der erweiterte Herstellprozess für n-Typ-Silicium von dem oben beschriebenen erweiterten Herstellprozess für p-Typ-Silicium im Wesentlichen dadurch, dass im achten Schritt zur Herstellung des p-/n-Übergangs z. B. eine Bor-Diffusion eingesetzt wird. Andere Stoffe können alternativ zur Diffusion eingesetzt werden wie z. B. Aluminium oder Gallium.
Erfindungsgemäß können also wahlweise mindestens vier unterschiedliche Herstellungsprozesse für eine Solarzelle ausgeführt werden, welche jeweils in etwa 13 bzw. 14 Schritte aufweisen, und bei welchen die ersten sieben Schritte auf vergleichbare Weise durchgeführt werden können, wobei sich der erste Herstellungsprozess und der dritte Herstellungsprozess dadurch auszeichnen, dass eine Metallisierung auf eine SiN-Beschichtung der Vorderseite folgt. Der dritte und der vierte Herstellungsprozess können dabei wie erwähnt als erweiterte Prozesse aufgefasst werden, welche als zusätzlichen Schritt vor der Metallisierung noch ein lokales Kontaktöffnen von Basis und Emitter umfassen können, insbesondere vor den beiden letzten Schritten, wie im Folgenden noch näher beschrieben. Eine erfindungsgemäße Metallisierung sowie eine erfindungsgemäße Kontakttrennung können dabei bei jedem dieser vier Herstellungsprozesse am Ende jeweils anschließen, ggf. gefolgt von einer erfindungsgemäßen Wärmebehandlung. Die in 14 dargestellte Tabelle stellt einen Überblick der beschriebenen Prozessschritte für die vier alternativen Herstellprozesse dar. Die in der linken Spalte der 14 angegebenen Zahlen bezeichnen die Nummern der einzelnen, nachstehend näher erläuterten Verfahrensschritte.
Der Beschichtungsprozess von einer oder mehreren Schichten kann dabei horizontal im Vakuum erfolgen. Es kann ein PVD Prozess sein. Die Trennung der Kontakte, die vorerst kurzgeschlossen aus dem PVD Prozess herauskommen können, kann mittels nasschemischer Reinigung in einer sauren oder basischen Lösung stattfinden. Dabei kann die Oberflächenausprägung einer erfindungsgemäßen Solarzelle im Zusammenspiel mit dem Prozess der Inline-PVD die Schichtkonsistenz an den senkrechten Flanken gegenüber den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Kontaktebenen der rückseitigen Oberfläche unterschiedlich ausprägen, wodurch die Ätzwirkung an diesen unterschiedlichen Konsistenzen verschieden stark eingestellt werden kann. Die Unterschiedlichkeit der Konsistenz kann sich dabei über die Dicke und die Porosität definieren.
Die Kontakttrennung kann erfindungsgemäß dadurch erfolgen, dass eine unterschiedliche Ätzwirkung erzeugt wird. Dies kann dadurch bewirkt werden, dass in einem vorausgehenden Verfahrensschritt, insbesondere in dem Schritt der Metallisierung, eine unterschiedliche Schichtkonsistenz ausgebildet wird. Die Schichtkonsistenz kann an den senkrechten Flanken gegenüber den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Kontaktebenen schwächer ausgebildet sein. Somit kann bei einem Ätzvorgang an den senkrechten Flanken mehr Material als an den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Kontaktebenen entfernt werden. Erfindungsgemäß kann die unterschiedliche Ätzwirkung auf Unterschieden in der Konsistenz beruhen, welche sich durch die Dicke und/oder die Porosität einstellen lassen.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Solarzelle wird z. B. nur eine Kontaktschicht mittels PVD erzeugt, wobei die Lötfähigkeit der Zelle durch galvanische Abscheidung einer Nickelschicht erreicht werden kann. Die Galvaniksequenz besteht z. B. aus einer Reinigung, durch welche die Aluminiumoberfläche vorkonditioniert werden kann, einer darauffolgenden Zinkatierung, durch welche sich Zink haftfest auf den Aluminumschichten abscheiden lässt, und einer anschließenden Vernickelung, welche durch Austausch des Zinks zu einer geschlossenen Nickelschicht führen kann. Besonders hervorzuheben ist bei diesem Prozessablauf, dass die Kontakttrennung erfindungsgemäß (optional) durch die spezielle Strömungstechnik eines so genannten Cups bereits inhärent bei der Aluminiumkonditionierung ablaufen kann. Hier können z. B. zwischen 0,4 und 5 μm der Aluminiumschicht entfernt werden. In der anschließenden Zinkatierung und Vernickelung findet der galvanische Prozess also nur auf den voneinander getrennten metallisierten Plus und Minus-Gebieten statt. Ein weiteres Merkmal ist die optionale vollständige Abdeckung des Aluminiums durch die galvanisch erzeugte Nickelschicht. Dadurch wird die Langzeitstabilität der Zelle und des daraus gebildeten Moduls wesentlich verbessert, da die Nickelschicht als Korrosionsschutz wirkt. Der galvanische Prozess kann sowohl stromlos, als auch mit Bestromung des Bauteils erfolgen. Ein stromloser Prozess ist jedoch vorteilhafter bezüglich des Wachstumsverhaltens, und die Wahrscheinlichkeit einer Kurzschlussbildung im Prozess ist dadurch deutlich verringert. Der bestromende Prozess kann ggf. schneller und kostengünstiger ablaufen.
Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Solarzelle weist die Solarzelle z. B. eine Rückseitenoberfläche auf, welche mit oben beschriebenem PVD Verfahren mit einem Metall aus der Gruppe Aluminium Al, Silber Ag, Titan Ti, in bestimmten Fällen vorzugsweise Aluminium Al, kontaktiert ist. Die Schichtdicke dieser Schicht kann zwischen 0,1 und 25 μm betragen. Im Unterschied zu dem zuvor beschriebenen Ausführungsbeispiel deckt eine weitere PVD-Schicht die Metallschicht ab und besteht dabei z. B. aus Materialien der Gruppe SiO, SiN, SiON. Die Schichtdicke dieser dielektrischen Schicht beträgt zwischen 50 und 2000 nm. Die Entfernung der Kurzschlüsse zwischen den unterschiedlich dotierten Zellbereichen in der aufgebrachten Schicht erfolgt mittels einer sauren oder basischen Ätzlösung, die, wie bereits beschrieben, durch die definierte Höhenstruktur der Solarzelle die selektive Ätzung des Metalls an den senkrechten Flanken gegenüber dem Material an den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen ermöglicht.
Zur Gewährleistung der Lötbarkeit weist die Solarzelle Anschlusskontakte bzw. Lotdepots auf, die nach der Kontakttrennung an den als rückseitige Sammelpunkte der Kontaktstruktur vorgesehenen Stellen aufgebracht werden. Die Anordnung der Depots wird durch definierte Ablation der vorher flächig erzeugten dielektrischen Schicht vorgenommen. Die Depotfläche kann z. B. von 0,5 × 0,5 mm² bis zu 10 × 156 mm² betragen. Anschließend werden die Depots aus lötfähigem Material mittels Laserauftraglöten deponiert. Das lötfähige Material kann dabei zu einem überwiegenden Teil aus Zinn Sn bestehen. Der Prozess des Auftraglötens kann direkt nach der Kontakttrennung im Zellprozess, in manchen Fällen vorzugsweise jedoch im Prozess der Modulfertigung erfolgen. Die vorgelagerte Ablation der dielektrischen Schicht ist nicht zwingend notwendig, sie kann auch inhärent während des Auftragsprozesses erfolgen. Die Prozessstabilität ist jedoch deutlich erhöht, wenn die Schicht vorher ablatiert worden ist. Besonders hervorzuheben ist, dass durch die Anordnung des Laser Ablations- und Auftragprozesses in der Modulfertigung die Lagerung und Alterung der Solarzellenschichten als Einflussgröße für die Modulfertigung, speziell der Verschaltung, ausgeschlossen werden kann. Die Zellen sind durch die vollständig geschlossene dielektrische Schicht auf den metallischen Oberflächen sehr lange lagerbar und es tritt keine Alterung an den Lötflächen auf, da diese erst kurz vor der Verbindung der Zellen im Modul überhaupt aufgebracht werden. Weiterhin kann die komplette Prozesskette zur Herstellung der lötfähigen Solarzelle berührungslos ausgeführt sein, was die mechanische Beanspruchung und damit die Bruchwahrscheinlichkeit deutlich reduziert.
Um die rückseitige Zelloberfläche vor der Erzeugung der Anschlusskontakte vollkommen lückenlos zu schließen, kann der Kontakttrennprozess direkt nach der PVD Beschichtung der ersten Kontaktschicht von bis zu 25 μm durch den oben beschriebenem Cupcell-Prozess erfolgen und anschließend eine vollständige dielektrische Schutzschicht per Vakuumprozess wie beispielsweise Magnetronsputtern oder atmosphärischen Prozessen wie zum Beispiel Spray-On mit anschließender Trocknung aufgetragen werden. Die Anschlusskontaktflächen- bzw. Lotpadherstellung kann dann wie oben bereits erläutert in dem nachfolgenden Modulprozess erfolgen. Hierbei hat sich gezeigt, dass durch diese Schichtenanordnung auf der Solarzellenrückseite sowohl eine verlängerte Lagerfähigkeit zwischen Zellfertigung und Modulfertigungsprozess erzielt werden kann, als auch die Langzeitstabilität der Zelle und des daraus gebildeten Moduls deutlich erhöht werden kann, da die metallischen Schichten vollständig mit der dielektrischen Schicht überzogen und damit korrosionsgeschützt sind.
Die Zelle kann auf den dreizehnten oder vierzehnten Prozessschritt folgend zum Solarzellenmodul weiterverarbeitet werden.
Erfindungsgemäß können die unterschiedlichen Grid-Designs eines erfindungsgemäßen Solarmoduls durch ein Herstellungsverfahren mit Revolverbeladung erhalten werden, wie im Folgenden noch näher beschrieben. Hierbei können auch die darauffolgend noch näher beschriebenen erfindungsgemäßen Verbindungsanlagen eingesetzt werden.
Eine Kontaktstruktur bzw. ein Grid-Design gemäß dem zuvor beschriebenen ersten Ausführungsbeispiel kann erfindungsgemäß dadurch erzeugt werden, dass nach dem Vorsehen von den z. B. geraden Verbinderbändchen eine geeignete Abdeckfolie vorgesehen wird. Für ein Grid-Design gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel kann ein Zellverbinder durch konventionelles Löten, Laserlöten, Laserschweißen oder andere gängige Verfahren aufgebracht werden. Die Dicke der Finger kann mit zunehmender Länge den Stromverhältnissen angepasst werden, insbesondere mit zunehmender Länge ansteigen. Bei einem Grid-Design gemäß dem dritten Ausführungsbeispiel erfolgt ein Hintereinanderschalten der Zellenteile, wobei die Herstellung einer geteilten Solarzelle prinzipiell auf den gleichen Prozessschritten beruht wie bei einer ungeteilten Solarzelle. Als Unterschiede können sich aber zumindest die mit dem Trennen der Zelle sowie mit dem Anordnen der auch mittleren Anschlussflächen verbundenen Schritte ergeben. Ein Trennen erfolgt dabei z. B. erst ganz zum Schluss, insbesondere durch Brechen oder durch Laserschneiden. Die z. B. als spezielle Verbindungselemente ausgeführten Zellverbinder werden dann mit Anschlussflächen der Zellen verbunden. Ein Grid-Design gemäß dem zuvor beschriebenen vierten oder beliebigen weiteren Ausführungsbeispiel kann erfindungsgemäß ebenfalls dadurch erzeugt werden, dass ein Trennen erst nach weitgehend abgeschlossener Herstellung der Zelle erfolgt. Bei der Verschaltung kann sowohl mit Verbinderbändchen als auch mit Verbinderelementen anderer Art und Bauform gearbeitet werden.
Erfindungsgemäß kann der Bau eines Solarmoduls auf eine der im Folgenden beschriebenen Art erfolgen. Zunächst kann das Verfahren bekanntermaßen wie folgt ausgeführt werden. Ein Frontglas mit einer darauf befindlichen vorderseitigen Laminationsfolie oder Verbundmasse wird in den ersten Bereich einer Anlage, beispielsweise eines so genannten Matrixers eingeschleust. Ein Matrixer kann dabei als eine Gesamtanlage mit mehreren Prozessstationen oder mit mehreren Batchmaschinen oder einer Kombination daraus ausgeführt sein. Während des Einschleusens bzw. Einfahrens des Frontglases kann die Ebenheit des Laminationsmaterials bzw. der Verbundmasse überprüft und ggf. anschließend korrigiert werden. In einem ersten Prozessschritt wird das Frontglas, also der Glas-Laminationsmaterial-Aufbau, zunächst zentriert, z. B. über ein Mittenpunktverfahren. Anschließend werden die für eine Verschaltung benötigten Querverbinder abgelängt, insbesondere auf automatisierte Weise, und auf dem Aufbau abgelegt und ggf. über ein lokales Schmelz- oder Härteverfahren für die weitere Verarbeitung arretiert bzw. fixiert. Im automatisierten Fall kann die Positionierung der Querverbinder via Absolutwerte bezogen auf die Mittenzentrierung, z. B. des Frontglases, erfolgen, oder auch über eine automatische optische Inspektion (AOI). Die Querverbinder können ggf. auch händisch abgelängt, positioniert und arretiert werden. Im händischen Fall kann die Positionierung der Querverbinder über Richtpunkte erfolgen, z. B. solchen von Laserpointern.
In Übereinstimmung mit Ausführungsbeispielen der Erfindung wird nun eine erfindungsgemäße Revolverbeladung von Stringern und eine Verbindungsanlage für Solarzellen erläutert. Diese nachstehende Revolverbeladung kann auch Gegenstand einer völlig eigenständigen Erfindung sein, unabhängig von der übrigen Offenbarung der Solarzellen. Hierbei wird die Matrix, z. B. auf einer Solarzelle oder bestehend aus mehreren Solarzellen, in einem zweiten Prozessschritt gebildet, welcher wahlweise in derselben Station wie der erste Prozessschritt oder auch in einer zweiten Station stattfinden kann. Dazu werden Transportboxen mit Solarzellen, die nach Klassen sortiert sein können, in einem Revolver bereitgestellt. Die Klassierung kann dabei z. B. in Bezug auf die Leistung, max peak power (mpp), I_mpp, die optische Qualität oder dergleichen erfolgen. Der Revolver kann bei Bedarf aus einem vorangehenden, zur schonenden Lagerung der Solarzellen auch klimatisierbaren Pufferspeicher nachbestückt werden.
Eine Solarzellentransportbox mit vorsortierten Solarzellen kann auf ein Transportband gestellt werden. Das Transportband kann über Sicherungseinrichtungen zur Lageerkennung abgesichert sein. Eine Leseeinheit kann die Solarzellentransportbox z. B. via Barcode, Datamatrix, RFID, oder dergleichen auf ihren Inhalt überprüfen. Nach Erfassung ihres Inhalts kann die Transportbox automatisiert in ein Puffersystem eingefahren werden, welches die eingescannten Daten übernehmen, dem Lagerplatz zugeordnen und speichern kann und zudem eine große Anzahl an Transportboxen fassen, verwalten, zur Verlängerung der Lebenszeit klimatisieren und auf Anforderung des Vorratssystems automatisiert wieder ausgeben kann. Dieses Vorratssystem kann wie dargestellt als Lineareinheit oder rotierend ausgeführt sein. Es kann zudem die Daten der Transportbox übernehmen und sie der Position der Box zuweisen. Es kann mindestens zwei Plätze zur Aufnahme von Transportboxen beinhalten. Über mindestens ein Antriebssystem kann das Vorratssystem verfahren werden, um leere Transportboxen zu einer Ausschleusestation zu verfahren bzw. nach der Beendigung eines Fertigungsauftrags nicht vollständig geleerte Transportboxen auszuschleusen, oder um eine Transportbox mit der gerade zum Modulbau benötigten Solarzellenklasse zur Entnahme- bzw. Greifstation zu verfahren.
Ist ein Vorratssystem mit einem freien Transportboxenplatz vor das Transportband gefahren, kann dieses aktiviert werden und die neue, angeforderte Transportbox kann auf die freie Position des Transportbandes gefahren werden. Um hierbei die Solarzellen nicht zu beschädigen, kann jeder Transportboxenplatz schräg und das Vorratssystem nach unten versetzt zum Transportband angeordnet sein. So können die Transportboxen ohne großen Aufwand auf ihre Position auf dem Vorratssystem gelangen. Um dabei auch eine Beschädigung der Solarzellen durch Stoß zu verhindern, kann das Transportband mit einer Greifvorrichtung ausgestattet sein, um die Transportboxen mit definierter Geschwindigkeit sicher auf ihre Endposition zu führen. Die Zuordnung der Plätze auf dem Vorratssystem kann rechnergestützt und chaotisch oder in sortierter Reihenfolge erfolgen.
Um den Fertigungsprozess zu beschleunigen, kann zusätzlich die Greifstation nach Bestückung mit der aktiven Transportbox zur Solarzellen-Entnahme aus dem Vorratssystem ausgegrenzt werden. Auf diese Art kann das Versorgungssystem ggf. neu aus dem Puffer bestückt werden, ohne den Prozess des Zellenlegens zu unterbrechen.
Parallel zum Transportband kann mindestens eine Linearbrücke angeordnet sein, die in x-Richtung verfahren werden kann. Die Reichweite in x-Richtung kann dabei so ausgelegt sein, dass die Linearbrücke maximal ein gesamtes Solarmodul überfahren kann. Auf der Linearbrücke kann sich mindestens eine weitere Lineareinheit befinden, welche in y-Richtung über das gesamte Solarmodul verfahrbar sein kann und zudem über mindestens eine weitere Linearachse verfügen kann. An einer bestimmten Achse können verschieden ausgeführte Solarzellengreifsysteme angebracht sein, um die Solarzellen aus dem jeweils aktiven Transportbehälter entnehmen zu können, welcher sich dabei z. B. in der Entnahmestation befindet.
Bestückt mit einer Solarzelle kann die Lineareinheit zu einer oder mehreren Inspektionsstationen verfahren, welche jeweils mit mindestens einem Inspektionssystem ausgestattet sein können, um zusätzlich zur Vorsortierung vor dem Bestücken des Pufferspeichers weitere Solarzellen-Inspektionen vor der endgültigen Ablage und Verschaltung der Solarzellen durchzuführen. Dabei kann vor allem die Geometrie geprüft werden. Die Solarzellen können auf Größe, Parallelität, Bruchschäden, Verdrehung, etc. überprüft und ggf. aussortiert oder ihre Lage korrigiert werden. Anschließend kann die Lineareinheit mit der Solarzelle über das Solarmodul verfahren und die Solarzelle an der dafür vorgesehenen Position und in einer geeigneten Ausrichtung ablegen. Der Prozess kann dann kontinuierlich wieder von vorne anlaufen, bis alle Solarzellen für ein Solarmodul gelegt sind. Auch bietet sich als weitere Möglichkeit, die Linearbrücke zu arretieren und den Solarmodul-Vorschub, nachdem eine Reihe Solarzellen gelegt wurde, über das Transportband, auf welchem das Solarmodul gefördert wird, zu vollziehen.
In einem dritten Prozessschritt, welcher in derselben Station wie der zweite Prozesschritt oder in einer weiteren Station stattfinden kann, werden die Solarzellen miteinander verbunden. Hierzu kann mindestens eine Linearbrücke vom gleichen Aufbau wie im ersten Prozessschritt verfahren werden, jedoch jeweils mit einem Linearschlitten zum Aufnehmen, Halten, Ausrichten, Positionieren und Niederhalten von Verbindungselementen, die zum elektrischen Verbinden von Solarzellen verwendet werden können.
Nach Aufnahme aus der Bereitstellung für Verbindungselemente (Verbinder bzw. Verbinderelemente) kann eine automatische optische Inspektion (AOI) eines jeweiligen Elementes erfolgen. Anschließend kann bei Bedarf im Bereich der Kontaktierung z. B. Flussmittel oder Lotpulver oder Lotpaste, jeweils mit oder Flussmittelanteile, aufgetragen werden. Das Niederhalten der Verbindungselemente kann Weg-Kraft-, Weg- oder Kraftgesteuert erfolgen. Ist das Verbindungselement positioniert und gegebenenfalls niedergehalten, kann mindestens ein Laser aktiviert werden, welcher die Verbinder bzw. ein jeweiliges Verbindungselement punktuell mit gepulstem Strahl bis durchgängig mit kontinuierlichem Strahl mit den Kontaktzonen der Solarzellen, beispielsweise mit den Anschlussflächen, verbinden kann.
Ebenfalls kann für den Verbindungsprozess ein Ultraschall-, Induktions- oder Standardlötverfahren angewendet werden. Bei Bedarf kann der bzw. ein einzelner Laser mehrere Lötungen parallel bzw. zeitgleich durchführen, beispielsweise über Strahlaufweitung. Ferner kann ein weiterer, z. B. defokussierter Laser verwendet werden, um den Bereich der Lötung vor- und/oder nachzuerwärmen.
Die Verbindung der im ersten Prozessschritt gelegten Querverbinder mit der Solarzellenmatrix oder der darauf ausgebildeten Kontaktstruktur erfolgt wahlweise als Zusatzschritt in einer Station für den dritten Prozessschritt oder in einer weiteren Prozessstation. Hier kann über die AOI der Schnittpunkt entsprechend dem Verbindungspunkt bzw. dem Lötpunkt vom String zum Querverbinder bestimmt werden und an einen Rechner weitergegeben werden. Anschließend kann diese Position angefahren und verlötet werden, beispielsweise von einem Laserkopf.
Um auch ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen Solarmoduls aus diesen Ausführungsbeispielen der erfindungsgemäßen Solarzellen bereitstellen zu können, kann der Rückseitenaufbau von erfindungsgemäßen Solarmodulen, welcher auch von einem erfindungsgemäßen Grid-Design einer erfindungsgemäßen Solarzelle abhängt, erfindungsgemäß wie folgt erzeugt werden, insbesondere durch Vorsehen einer erfindungsgemäßen Stanzung. Einer erfindungsgemäßen Stanzung kann dabei üblicherweise der nun zunächst beschriebene und weitgehend bekannte Prozess voraus gehen.
Nach einem Verschalten der Solarzellen auf der Matrix, bzw. dem Ablegen einer fertig verschalteten Matrix auf einer ersten Laminationsfolie oder Verbundmasse werden üblicherweise eine zweite Laminationsfolie oder eine zweite Schicht Verbundmasse aufgebracht, wobei die zweite Laminationsfolie zur Durchführung der Querverbinder häufig gestanzt wird. Die Rückseitenfolie muss dabei meist in jedem Fall gestanzt werden, unabhängig davon, ob es sich um eine Laminationsfolie oder eine Verbundmasse handelt. Besonders im Fall von Rückseitengläsern ist es dabei vorteilhaft, wenn Durchführungen im Glas vorhanden sind, da sich vorgespannte Gläser nicht gut bohren lassen.
Das Ausstanzen von Durchführungslöchern oder -ovalen für Querverbinder erfordert dabei meist gegenüber dem reinen Querschnitt der Verbinder größere Stanzöffnungen, da die häufig recht stabilen Querverbinder sich, wenn überhaupt, nur auf schwierige oder aufwendige Art durch passgenaue Öffnungen biegen lassen. Oft müssen die rückseitigen Folien nach dem Ablegen wieder teilweise aufgerollt werden, um dann in umständlicher Weise die Verbinder hindurch fädeln zu können. Dabei nehmen die darunterliegenden Zellen häufig auch Schaden.
Bei einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung wird nun vorgeschlagen, eine punktförmige oder ovale Einzelstanzung je Querverbinder optional als eine oder mehrere Linienstanzungen auszuführen. Wichtig ist dabei der Abschluss der gestanzten Linie. Dieser ist vorteilhafterweise als Kreis oder Oval ausgeführt, dessen Radius mindestens das Zweifache des Liniendurchmessers beträgt. Ein Kreis oder Oval verhindert das Einreißen der gestanzten Folie beim Durchführen der Querverbinder, insbesondere dank seiner stetigen Kontur. Der Abstand der senkrechten Abschnitte kann dabei durch den Abstand der Kontakte in der Anschlussdose bestimmt werden, insbesondere indem die Querverbinder zueinander durch die Folie hindurch gefädelt werden. Die Stanzung kann sowohl in zwei symmetrischen Bögen als auch durchgehend ausgeführt werden. Ein Vorteil gegenüber konventionellen Methoden liegt hierbei darin, dass die Laminationsfolie weniger Material verliert. Der durch die Stanzung entstandene Graben bzw. die Unterbrechung bzw. Unstetigkeit in der Folie kann dabei während des Laminationsvorganges quasi unsichtbar verschlossen werden, so dass keine Fehlstellen zurückbleiben. Eine ggf. dennoch vorhandene Fehlstelle, insbesondere an der Rückseitenfolie, kann beim Laminieren zudem durch Laminationsfolie gefüllt werden. Ein Füllen muss aber nicht auch ein Versiegeln bedeuten. Ein Schutz gegenüber der Umwelt kann auf weitgehend bekannte Weise durch die Anschlussdose erfolgen.
Bei erfindungsgemäßen Ausführungsbeispielen brauchen in der Produktion somit nur noch die so genannten Zungen, d. h. die gegenüber dem Hauptteil der Folie abhebbaren Teile, also die insbesondere, aber nicht ausschließlich, in der zweiten Laminationsfolie durch Stanzung gebildeten anhebbaren Abschnitte der Laminationsfolie aufgeklappt werden. Ein bisher meist durchgeführtes Aufrollen der rückseitigen Folien ist nicht mehr notwendig, so dass Zellbrüche deutlich reduziert werden können. Der Prozessschritt ist zudem automatisierbar. Werden die Querverbinder z. B. maschinell aufgerichtet, kann der ablegende Roboter die so genannten Zungen während des Ablegens öffnen und danach durch Lösen wieder ablegen. Bisherige Automatisierungen dieses Arbeitsschrittes erforderten eine immense Genauigkeit beim Aufrichten der Querverbinder. Diese Genauigkeit ist nun nicht mehr in diesem Maße ein notwendiges Kriterium, weswegen Anlagenstops oder sonstige den Ausstoß reduzierende bzw. den Mehrverbrauch erhöhende Randerscheinungen verringert werden können.
Im Folgenden werden Ausführungsbeispiele noch detaillierter unter Bezugnahme auf die Zeichnungen beschrieben.
In 1 ist die Rückseite eines Ausführungsbeispiels einer rückseitenkontaktierten Solarzelle 10 mit Kontaktstruktur 11 gezeigt. Dabei kann der vorderseitige Emitter der Solarzelle 10 mittels EWT-Löchern auf die Rückseite durchgeführt sein. Auf der Rückseite wird also die Kontaktierung von Emitter und rückseitiger Basis vorgenommen. Vorder- und Rückseitenkontaktierung sind hierbei auf einfache Weise voneinander isoliert. Die in 1 gezeigte Möglichkeit des Kontaktgitters beschreibt eine räumliche Trennung beider Gebiete, ohne isolierende Materialien wie Lacke, wie es bei übereinander verlaufenden Leiterstrukturen der Fall sein würde. Eine kammartig ineinandergreifende Leiterstruktur ermöglicht die ganzflächige Einsammlung von Ladungsträgern.
Die dargestellte Kontaktstruktur 11 der Solarzelle 10 zeichnet sich dadurch aus, dass sie für ein Verschalten einer Zellenvorderseite mit einer weiteren Solarzelle, insbesondere deren Zellenrückseite, geeignet ist. Dabei ist die Kontaktstruktur 11 durch Zellverbinder und/oder Verbinderelemente 12, 15 bzw. Verbinderbändchen gekennzeichnet, die im Wesentlichen parallel zueinander über die Zelle verlaufen können. Somit kann bei dieser Kontaktstruktur 11 auf einfache Weise eine kammartig ineinandergreifende Leiterstruktur vorgesehen werden. Bei dem gezeigten Ausführungsbeispiel gehen von den randseitigen Verbinderelementen 12, 15 jeweils kammartig zum Zelleninnenbereich gerichtete, im wesentlichen parallel zueinander verlaufende und im wesentlichen rechtwinklig vom jeweiligen Verbinderelement abstehende, elektrische Leitungen als Finger 13 aus. Von den nicht am Rand liegenden, also innenseitigen Verbinderelementen 12, 15 gehen ebenfalls jeweils kammartig zum Zelleninnenbereich gerichtete, im wesentlichen parallel zueinander verlaufende und im wesentlichen rechtwinklig auf beiden Seiten vom jeweiligen Verbinderelement abstehende, elektrische Leitungen als Finger 13 aus, so dass hier eine baumartige Kontaktstruktur vorliegt.
Jedes Verbinderelement 12, 15 endet auf der einen Seite bündig am Rand der Solarzelle und steht an der anderen, gegenüberliegenden Randseite mit einem Anschlußkontakt 12' bzw. 15' über den Rand hinaus, so dass hier ein zuverlässsige einfache Kontaktierung möglich ist. Hierbei schließt jedes zweite Verbinderelement, hier die Verbinderelemente 12, auf der einen Seite, d. h. der gemäß 1 unteren Randseite, bündig am Rand der Solarzelle 10 ab, während sein jeweiliger Anschlusskontakt 12' über den in 1 oben gezeigten Rand der Solarzelle 10 hinaussteht. Die jeweils benachbarten zu den Verbinderelementen 12 angeordneten und zwischen diesen verlaufenden Verbinderelemente 15 erstrecken sich an der gegenüberliegenden, hier also der unteren Randseite der Solarzelle 10, über deren Rand hinaus und stellen Anschlusskontakte 15' für die elektrische Verbindung nach außen oder zu einer benachbarten Solarzelle bereit. Wie ausgeführt, stehen von den am Zellenrand angeordneten Verbinderelementen 15 einseitig Finger 13 ab, während von den mittig angeordneten Verbinderelementen 15 die Finger 13 beidseitig ausgehen, so dass auch hier, wie gezeigt, eine kamm- bzw. baumförmige Struktur gebildet ist.
Die Anschlüsse bzw. Anschlusskontakte 12', 15' der Solarzelle 10 sind, wie gezeigt, an den beiden Anschlussseiten unsymmetrisch ausgeführt. Dies ermöglicht durch einfaches Drehen der Zelle eine schnelle und unkomplizierte Verschaltung der Vorderseite einer Zelle mit der Rückseite der nachfolgenden Zelle. Dies erlaubt zum größten Teil die Verwendung von geraden Verbinderbändchen, die sich bei der Zellverschaltung leichter handeln lassen. Außerdem sind alle mittleren Verbinderelemente (Zellverbindungselemente) gleich ausgeführt, daher müssen keine Abhängigkeiten der Länge oder der Seitenausrichtung dieser hier als Verbinderbändchen ausgeführten Verbindungselemente beachtet werden. Lediglich die äußeren beiden Verbinderelemente (Verbinderbändchen) 12, 15 haben eine abgewinkelt gebogene Ausführung. Die Ecken der Solarzelle 10 sind, wie gezeigt, abgeschrägt, wobei die äußeren Verbinderelemente entlang dieser Abschrägungen verlaufen.
Alternativ der äußeren gebogenen Verbinderbändchen bzw. Verbinder können diese ebenfalls gerade ausgeführt werden. Das bedeutet, dass nur noch ein einziger Verbindertyp benötigt wird. Durch eine geeignete Abdeckfolie sind diese Verbinder im Photovoltaikmodul auch in den zelllosen Ecken nicht zu sehen.
Dabei können als Verbinderelemente nicht nur gebogene, sondern auch ausschließlich im Wesentlichen gerade Verbinderbändchen eingesetzt und vorgesehen werden, insbesondere auch als Zellverbinder bzw. Solarzellenverbindungselemente. Gerade Verbinderbändchen lassen sich üblicherweise leichter handhaben. Die im Wesentlichen mittleren, nicht am Rand angeordneten Solarzellenverbindungselemente können dabei alle identisch ausgeführt sein, so dass keine Abhängigkeiten von der Länge oder der Seitenausrichtung beachtet werden müssen. Es können aber auch alle Verbinderelemente einheitlich gerade ausgeführt sein, so dass lediglich ein einziger Typ Verbinderelemente benötigt wird. Die Verbinderelemente, insbesondere die Verbinderbändchen, können aus einem Material wie Kupfer bestehen, und sie sind z. B. aus einem Kupferkern gebildet, welcher von einem lötbaren Material umhüllt ist, z. B. einer Legierung, um die Verbinderelemente lötbar zu machen.
Bei dem Ausführungsbeispiel gemäß 2 liegen ebenfalls Finger 13 vor, welche kammförmig ineinandergreifen können und parallele Teilabschnitte aufweisen können. Jedoch ist die Kammstruktur hier nicht mehr streng geometrisch parallel bzw. orthogonal, sondern die Finger 13 können in ihren Wurzelbereichen, d. h. ihren mit Anschlusskontakten 16, 17 verbundenen Fingerabschnitten, diverse Orientierungen aufweisen. Die Anschlusskontakten 16, 17 sind bei diesem Ausführungsbeispiel als Kontaktflächen ausgebildet, wobei die Kontaktflächen 16 der einen Polarität, z. B. ”+” zugeordnet sind, während die Kontaktflächen 17 der anderen Polarität, z. B. ”–” zugeordnet sind. Die Wurzelabschnitte der Finger 13 gehen spinnennetzartig von den jeweiligen, als Kontaktflächen ausgebildeten Anschlusskontakten 16, 17 aus. Die Finger 13 können nicht nur direkt von diesen Kontaktflächen 16, 17, sondern auch, wie gezeigt, von langen, gekrümmt oder abgewinkelt verlaufenden Verbinderelementen 16', 17' abgehen, die mit einer jeweiligen Kontaktfläche kontaktiert sind und eine benachbarte Kontaktfläche der anderen Polarität in einem Winkelbereich von z. B. 90° bis 270°, beispielsweise wie dargestellt ca. 180° umzingeln. Die Verbinderelemente 16', 17' verlaufen zum großen Teil im Wesentlichen randseitig der Solarzelle 10 und folgen dabei im Wesentlichen dem Randverlauf der Solarzelle 10. Bei diesem Ausführungsbeispiel sind die Kontaktflächen 16, 17 in Form von so genannten Kontaktpads, z. B. Lötstellen, vorgesehen, dank welcher eine vereinfachte Anordnung von Zellverbindern und Verbinderelementen, beispielsweise gemäß einer zentralen, sternförmigen Ausrichtung auf eine jeweilige Kontaktfläche hin bzw. von einer jeweiligen Anschlussfläche weg, möglich ist. Die über die rückseitige Oberfläche der Solarzelle 10 verteilte Vielzahl von Kontaktflächen erlaubt eine Verringerung der Gesamtlänge der einzelnen Finger 13 und damit eine Reduzierung des elektrischen Gesamtwiderstands und eine effektive Stromsammlung mit entsprechend erhöhtem Wirkungsgrad.
In 2 sind die den positiven und negativen Anschlüssen zugeordneten Kontaktflächen 16, 17 abwechselnd wie gezeigt angeordnet, so dass jede Kontaktfläche von jeweils drei (randseitige Anordnung) oder vier (mittlere Anordnung) Kontaktflächen der anderen Polarität umgeben ist. In 2 ist ebenso wie in 3 nur ein Teil nur Solarzellen-Rückseite gezeigt. Die Anordnung der Finger 13 und der Kontaktflächen 16, 17 setzt sich über den nicht gezeigten Rückseitenbereich regelmässig fort.
Bei dem in 3 dargestellten Ausführungsbeispiel sind die Kontaktflächen 16, 17 in Form einer regelmässigen Matrix aus rechtwinklig verlaufenden Zeilen und Spalten angeordnet, wobei in jeder ungeradzahligen Spalte die Kontaktflächen der einen Polarität und, z. B. ”+” und in jeder geradzahligen Spalte die Kontaktflächen der anderen Polarität, z. B. ”–”, jedoch optional höhenmässig gegenüber den Kontaktflächen der anderen Polarität um einen halben Rasterabstand versetzt, angeordnet sind. Dies erlaubt eine einfache linienförmige Kontaktierung der Kontaktflächen der jeweiligen Polarität mittels parallel zu den Zellenrändern verlaufenden Verbinderleitungen, wobei durch elektrische Isolation ein Kontakt mit den Fingern der anderen Polarität verhindert wird.
Alle Kontaktflächen 16, 17 (Anschlusskontakte) können beabstandet vom Solarzellenrand, wie in 2 gezeigt, und/oder zum Teil direkt am Solarzellenrand, wie in 3 gezeigt, angeordnet sein. Die Finger 13 können dabei auf ein jeweiliges Verbinderelement 16', 17' und/oder auch direkt auf einen jeweiligen Anschlusskontakt 16, 17 geführt sein. Die Finger 13 können beliebig geformt und angeordnet sein, z. B. wie Leiterbahnstrukturen auf Platinen für elektronische Schaltungen, wobei die Fingerdicke mit zunehmender Fingerlänge den Stromverhältnissen angepasst sein kann. Es kann ebenfalls ein herkömmliches gerades Verbinderbändchen verwendet werden, dass über die komplette Zelle geführt wird. Die Finger 13 können auch einen geknickten Verlauf aufweisen.
Die Ableitung des Stroms aus der Zelle durch einen Busbar auf ein Verbinderbändchen erfordert einen langen und breiten Verbinder, der zudem an vielen Stellen mit der Zelle verbunden werden muss. Die Positionierung eines Bändchens muss sehr genau erfolgen, damit keine Finger der Rückseitenstruktur kurzgeschlossen werden. Für die Ableitung der Ströme aus der Zelle über die Kontaktpads bei den z. B. in 2 und 3 gezeigten Zelldesigns kann ein Zellverbinder auf diese Kontaktpads durch konventionelles Löten, Laserlöten, Laserschweißen oder andere gängige Verfahren aufgebracht werden.
Die Tabellen 1, 2, 3 und 4 zeigen Vergleichsberechnungen für RISE-Zellen gemäß dem Stand der Technik (Tabellen 1 und 2) sowie für erfindungsgemäße Large RISE-Zellen (Tabellen 3 und 4).
Tabelle 1 zeigt wie erwähnt die Berechnung einer bekannten RISE-Zelle mit 125 mm Kantenlänge und einer ca. 20 μm dicken Schichtdicke des leitenden Materials.
Tabelle 2 zeigt die Berechnung einer bekannten RISE-Zelle mit 125 mm Kantenlänge und einer ca. 10 μm dicken Schichtdicke.
Tabelle 3 zeigt eine Large RISE-Zelle mit einem x-fachen H-Grid und einer 10 μm dicken Schichtdicke, Tabelle 4 eine erfindungsgemäße Large RISE-Zelle aufgeteilt in 2 Zellen (6, 7) und 10 μm Schichtdicke.
Die wichtigsten Aussagen über den Wirkungsgrad der einzelnen Zellen und deren Effizienz finden sich wiedergegeben durch die Angaben des Sammelfaktors bzw. des Grid-Widerstandes.
Die Werte für den Sammelfaktor und für den Grid-Widerstand sind für die erfindungsgemäßen Large RISE-Zellen deutlich besser als die entsprechenden Werte von bekannten RISE-Zellen.
Zum Verständnis der Tabellen 1 bis 4:
In den Tabellen wird zunächst einmal eine Definition der jeweiligen Einheitszelle mit Realwerten angegeben. Gleiches gilt auch für die Definition der Fingergeometrien der beiden Polaritäten (+, –).
Die jeweilige Fläche der Einheitszelle berechnet sich durch das Produkt aus der Länge und Breite der Einheitszelle. Die Länge und Breite der Einheitszelle ist im Wesentlichen durch die Länge bzw. Breite der Finger der Einheitszelle bestimmt. Eine Einheitszelle weist dabei einen Finger positiver und einen Finger negativer Polarität auf. Diese beiden Finger liegen jeweils nebeneinander (siehe hierzu auch die Beschreibung der 18 bis 24).
Die Fingerfläche berechnet sich durch das Produkt aus Fingerlänge und Fingerbreite, das Fingervolumen bemisst sich aus dem Produkt der Fingerfläche multipliziert mit der Fingerdicke/1000, der Bedeckungsfaktor bemisst sich aus der Division der Fingerfläche geteilt durch die Fläche der Einheitszelle und das Ergebnis wird mit 100 multipliziert.
Der gesamte Bedeckungsfaktor bemisst sich aus der Summierung der beiden Fingerflächen 1 und 2 und dieses Ergebnis wird dann geteilt durch die Fläche der Einheitszelle. Die Fingerfläche 1 ist dabei dem Finger mit positiver Polarität und die Fingerfläche 2 ist dem Finger mit negativer Polarität zugeordnet (dies kann auch umgekehrt werden). Pro Finger, also für jeden Finger mit einer positiven Polarität und für den Finger mit der negativen Polarität, gibt es jeweils einen Verschaltungspunkt (wird auch Kontaktpunkt genannt).
Die Stromabführfläche bemisst sich aus dem Multiplikationsprodukt der Anzahl der Verschaltungspunkte mit der Fläche der einzelnen Verschaltungspunkte.
Der Sammelfaktor wird berechnet gemäß der Formel (((Fingervolumen 2 + Fingervolumen 1)/Stromabführfläche)/spezifischer Widerstand·0,001) Bedeckungsfaktor gesamt.
Der Grid-Widerstand ist der inverse Wert des Sammelfaktors, also 1/Sammelfaktor. Der Sammelfaktor ist in der Einheit 1/Ohm·1000 angegeben, die Einheit des Grid-Widerstands beträgt Ohm.
Wie zu erkennen ist, ist der Grid-Widerstand der erfindungsgemäßen RISE-Zellen gemäß der Tabellen 3 und 4 deutlich geringer als der Grid-Widerstand von RISE-Zellen gemäß dem Stand der Technik.
Eine erfindungsgemäße Solarzelle weist regelmäßig eine Vielzahl von Einheitszellen auf, z. B. in der Größenordnung von mehr 100, z. B. auch ca. 600 bis 700 Einheitszellen.
Dies macht deutlich, dass eine erfindungsgemäße Solarzelle insofern deutlich geringere Leitungsverluste verursacht wie Solarzellen aus dem Stand der Technik und somit die erfindungsgemäße Solarzelle eine deutlich höhere Effizienz aufweist als eine bekannte, rückseitenkontaktierte Solarzelle gemäß dem Stand der Technik.
4 zeigt einen Teil eines Solarmoduls 20, das aus drei Solarzellen 10 gebildet ist. Dabei liegen die drei Solarzellen 10 in einer geteilten Form vor, d. h. jeweils zwei der abgebildeten Solarzellen 10 bilden vor der Teilung gemeinsam eine Solarzelle, wie dies in 5 dargestellt ist. Eine Teilung einer Solarzelle hat den Vorteil, dass der Wirkungsgrad erhöht werden kann, insbesondere dank einer dünneren Metallisierung bzw. dank einer auch bei großer Solarzelle vergleichsweise dünnen Metallisierung. Die Kontaktstruktur 11 ist dabei derart ausgeführt bzw. wird dadurch erhalten, dass zunächst bei einer Solarzelle 10 vor der Teilung mittlere, d. h. vom Rand entfernt angeordnete Anschlusskontakte 22 sowie Anschlusskontakte 21 am Rand vorgesehen sind, wie in den 4 und 5 gezeigt. Insbesondere sind mittig jeweils zwei Anschlusskontakte 22 unmittelbar einander gegenüberliegend spiegelsymmetrisch zu einer Teilungslinie 23 angeordnet. Somit kann eine Teilung entlang der Teilungslinie 23 und damit entlang der mittleren Anschlusskontakte 22 dazu führen, dass Solarzellenhälften oder -teile erhalten werden, die optional deckungsgleich oder symmetrisch sein können und zumindest an zwei gegenüberliegenden Seitenrändern Anschlusskontakte 21, 22 aufweisen. Dabei kann, wie gezeigt die herkömmliche geradlinige oder teilweise an den Rändern abgewinkelte Form von Verbinderelementen beibehalten werden. Insbesondere können Verbinderelemente 12, 15 vorgesehen sein, welche, wie gezeigt, an einem Rand bzw. an den Rändern eines jeweiligen Zellenteils 10a, 10b angeordnet und dort sowohl mit zugehörigen Fingern 13 als auch mit Kontaktflächen bzw. Anschlusskontakten 21 bzw. am anderen Rand mit Kontaktflächen bzw. Anschlusskontakten 22 eines jeweiligen Zellenteils 10a, 10b verbunden sind.
Ein hoher Strom hat in Solarzellen durch die Serienwiderstände in der Metallisierung auch hohe Leistungsverluste zur Folge. Da sich der Strom einer Solarzelle proportional der aktiven Sonnenfläche verhält, wird durch die Teilung der Solarzelle in zwei getrennte Hälften der Strom halbiert. Die so erzeugten Zellhälften werden im Photovoltaikmodul hintereinandergeschaltet wie normalerweise komplette Zellen. Dadurch verdoppelt sich die Spannung der Zellverschaltung im Gegensatz zu einer Verschaltung ganzer Zellen. Durch die Herabsetzung des Stroms wird die Metallisierung der Zelle dünner ausgeführt, der Einfluss des Serienwiderstandes auf die Leistungsverluste sinkt, was wiederum den Wirkungsgrad steigert.
Dabei weisen die Verbinderelemente 12, 15 mehrere Kontaktzonen auf, in welchen sie mit mehreren Anschlusskontakten 21 bzw. 22 verbunden sind. Hierbei kann ein einzelnes Verbinderelement 12, 15 mindestens zwei bzw. beim gezeigten Ausführungsbeispiel drei Anschlussflächen kontaktieren. Die Verbinderelemente können als Verbinderbändchen ausgebildet sein. Die Kontaktpads bzw. Anschlusskontakte 21, 22 von zwei oder mehr benachbarten (halbierten) Solarzellen 10 können am Rand über in 4 gezeigte Zellverbinder 31 z. B. in Form von Bändern kontaktiert bzw. verschaltet werden. Die Zellverbinder 31 verlaufen beim gezeigten Ausführungsbeispiel parallel zu den Solarzellenrändern und den Verbinderelementen 12, 15 und sind über rechtwinklig zu ihnen verlaufende, elektrisch leitende und mit ihnen elektrisch verbundene Querstege 32 mit den zugehörigen Kontaktflächen 21 und 22 kontaktiert. Die Verschaltung von zwei getrennten Zellenteilen 10a, 10b kann dabei über die jeweiligen Zellverbinder 31 und die quer dazu liegenden Querverbinder (Zellverbinderkontaktierung) 32 z. B. in Form von Direktkontaktbändern zum direkten, unmittelbaren Kontakt und Verbinden mehrerer Zellverbinder 31 ausgeführt sein. Wie in 5 gezeigt, weist jeder Zellenteil vor der Teilung zwei randseitige Verbinderelemente 12, 15 auf, von denen die Finger 13 im Wesentlichen orthogonal abgehen. Diese Kontaktstruktur 11 schließt grundsätzlich nicht aus, dass auch nach der Teilung weiterhin noch mittlere Anschlusskontakte vorliegen.
Bei der Herstellung einer geteilten Solarzelle können die gleichen Prozessschritte durchgeführt werden wie bei einer normalen RISE-Zelle, der einzige Unterschied zur normal prozessierten ganzen Solarzelle ist die mittlere Schneid- oder Bruchkante, sowie die mittleren Kontaktpads. So wird in der Mitte der Zelle mittels Laserschneiden oder Brechen die Zelle erst ganz zum Schluss der Herstellung geteilt, nachdem beide Seiten fertig prozessiert worden sind. Bei dem dargestellten Zelldesign kann die herkömmliche Form von Zellverbindern beibehalten werden. Diese Zellverbinder sind dabei keine Verbinderbändchen wie bei Standard-Solarzellen, sondern sind spezielle Elemente, die zwischen den Zellen liegen und am Rand mit den Kontaktflächen der Zelle verbunden sind. Die Verbindungselemente haben mehrere Kontaktzonen, an denen sie mit den Kontaktpads der Zellen verbunden werden.
Die 6 und 7 zeigen ein weiteres Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Kontaktstruktur 11. Eine im Wesentlichen rechteckige, abgeschrägte Ecken aufweisende Solarzelle 10 wird durch Teilen entlang einer ihrer Diagonalen 35 in zwei dreieckige Solarzellenteile 10c, 10d gesplittet. Die Aufteilung der Solarzelle 10 entlang der Diagonalen ist besonders deshalb bevorzugt, weil die Solarzellen gemäß dieser Diagonalen eine bevorzugte Vorzugsbruchkante aufweisen, weil das kristalline Material parallel zu der Diagonalen ausgerichtet ist. Die Solarzelle 10 weist sowohl randseitig als auch mittig Kontaktflächen, d. h. Anschlusskontakte 36 bzw. 37 auf, die in der in 6, 7 gezeigten Weise angeordnet und elektrisch mit den Verbinderelementen 15 bzw. 12 verbunden sind. Die Verbinderelemente 15 verlaufen sowohl randseitig als auch mittig jeweils weitgehend parallel zueinander und zu den Verbinderelementen 12. Die von den Verbinderelementen 12, 15 ausgehenden Finger 13 sind rechtwinklig zu der rechten Randseite der Solarzelle 10 orientiert. In der Nähe der diagonalen Trennlinie 35 sind die Verbinderelemente 36, 37 so abgewinkelt, dass sie parallel zur Trennlinie 35 orientiert sind. Bei diesem Ausführungsbeispiel sind jeweils zwei Verbinderelemente 12, 15 je Solarzellenteil 10c, 10d vorgesehen, wobei auch andere Werte möglich sind. Das Solarzellenteil 10c kann gleichartig wie das Solarzellenteil 10d, jedoch um 180° gedreht ausgebildet sein. Nach Teilung der Solarzelle können die Teile 10c, 10d entlang der Teilungslinie 35 so relativ zueinander so verschoben werden, dass die Verbinderelemente miteinander fluchten, wie in 7 gezeigt ist.
Jedes Verbinderelement 12, 15 weist, wie gezeigt, ein bis vier Kontaktflächen 36, 37 oder mehr auf. Eine Verschaltung erfolgt über die Kontaktflächen (Anschlusskontakte) 36, 37, die nach der geringfügigen Verschiebung geometrisch leicht miteinander verbindbar sind. Nach der Teilung der Solarzelle 10 liegen die Anschlusskontakte 36, 37 auf einer Linie bzw. auch mehreren zueinander parallelen Linien, so dass geradlinige Zellverbinder 38 vorgesehen werden können, welche sich längs der Anschlusskontakte 36, 37 erstrecken und den Kontakt zwischen den Anschlusskontakten und zwischen mindestens zwei Teilen der Solarzelle 10 unter Überbrückung des dazwischen befindlichen Spalts herstellen. Die Anschlusskontakte 36, 37 sind dabei direkt von den Fingern 13 und/oder von den Verbinderelementen 12, 15 kontaktiert, und weiter mit den Zellverbindern 30 elektrisch verbunden.
Weitere Möglichkeiten, eine Zelle zu teilen, um den Stromfluss niedrig zu halten, ergeben sich somit aus anderen Geometrien, indem zum Beispiel eine Zelle in Dreieckform geteilt wird. Dies kann speziell im architektonischen Bereich dazu führen, ganze Module nicht mehr rechteckig zu bauen, sondern auch Sonderbauformen wie Dreiecke, Vielecke und so weiter zu verwenden. Das Prinzip aus dem obigen Beispiel bleibt erhalten, die Trennung erfolgt erst nach dem kompletten prozessieren der Zelle, beispielsweise per Laser.
In 8 ist ein Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Vorrichtung 56 gezeigt, die eine Revolverbeladung von Stringern ermöglicht und eine oder mehrere Verbindungsanlagen für Solarzellen aufweisen kann. Für den Modulbau wird ein Frontglas mit der darauf befindlichen vorderseitigen Laminationsfolie oder Verbundmasse in den ersten Bereich des „Matrixers” eingeschleust. Wie vorstehend bereits beschrieben, kann während des Einfahrens die Ebenheit des Laminationsmaterials überprüft und ggf. anschließend korrigiert werden, wobei der Glas-Laminationsmaterial-Aufbau in einem ersten Prozessschritt zunächst zentriert wird und die benötigten Querverbinder auf dem Aufbau abgelegt und arretiert werden.
Eine Solarzellen-Transportbox 42 mit vorsortierten Solarzellen wird auf ein Transportband 52 gestellt, das über Sicherungseinrichtungen 50a, 50b zur Lageerkennung abgesichert ist. Eine Leseeinheit 51c überprüft die Solarzellen-Transportbox 42 z. B. via Barcode, Datamatrix, RFID oder ähnlichen oder andersgearteten Erfassungssystemen auf ihren Inhalt. Nach Erfassen des Boxinhalts wird die Transportbox 42 automatisiert in ein Puffersystem eingefahren, welches die eingescannten Daten übernimmt, dem Lagerplatz zugeordnet, speichert und zudem eine große Anzahl an Transportboxen fassen, verwalten, zur Verlängerung der Lebenszeit klimatisieren und auf Anforderung des Vorratssystems 48 automatisiert wieder ausgeben kann. Dieses Vorratssystem 48 kann wie dargestellt als Lineareinheit 46 oder wahlweise auch rotierend, also z. B. bei rotationssymmetrischer Bauform, ausgeführt sein. Es übernimmt zudem die Daten der Transportbox 42 und weist sie der Position der Transportbox 42 zu. Es beinhaltet mindestens zwei Plätze 53xx bis 53yy zur Aufnahme von Transportboxen. Über ein Antriebssystem kann das Vorratssystem 48 verfahren werden, insbesondere um entweder leere Transportboxen zu einer Ausschleusestation 54 zu verfahren bzw. nach der Beendigung eines Fertigungsauftrags nicht vollständig geleerte Transportboxen auszuschleusen, oder um eine Transportbox mit der gerade zum Modulbau benötigten Solarzellenklasse zur Entnahme- bzw. Greifstation 45 zu verfahren.
Ist nun das Vorratssystem 48 mit einem freien Transportboxenplatz vor das Transportband 52 gefahren, wird dieses aktiviert und die neue, angeforderte Transportbox wird auf die freie Position des Transportbandes 52 gefahren. Um hierbei die Solarzellen nicht zu beschädigen, kann jeder Transportboxenplatz schräg und das Vorratssystem 48 nach unten versetzt zum Transportband 52 angeordnet sein. So können die Transportboxen ohne großen Aufwand auf ihre Position auf dem Vorratssystem 48 gelangen. Um dabei eine weitere Beschädigung der Solarzellen durch Stoß zu verhindern, ist das Transportband 52 mit einer Greifvorrichtung 44 ausgestattet, welche die Transportboxen mit definierter Geschwindigkeit sicher auf ihre Endposition führen kann. Die Zuordnung der Plätze auf dem Vorratssystem 48 ist z. B. rechnergestützt und kann chaotisch oder in sortierter Reihenfolge erfolgen.
Um den Fertigungsprozess zu beschleunigen, kann zusätzlich die Greifstation 45 nach Bestückung mit der aktiven Transportbox 42 zur Zellentnahme aus dem Vorratssystem 48 ausgegrenzt werden. Auf diese Art kann das Versorgungssystem neu aus dem Puffer bestückt werden, ohne den Prozess des Zellenlegens zu unterbrechen.
Parallel zum Transportband 52 ist mindestens eine Linearbrücke 47 angeordnet, die in x-Richtung verfahren werden kann. Die Reichweite in x-Richtung ist dabei so ausgelegt, dass die Linearbrücke 47 ein gesamtes Solarmodul überfahren kann. Auf der Linearbrücke 47 befindet sich mindestens eine weitere Lineareinheit 46, die in y-Richtung über das gesamte Solarmodul verfahrbar ist und zudem über mindestens eine weitere Linearachse z verfügt. An einer Linearachse z können dabei verschieden ausgeführte Solarzellengreifsysteme angebracht sein, um die Zellen aus dem jeweils aktiven Transportbehälter zu entnehmen, der sich in der Greifstation 45 befindet. Bestückt mit einer Solarzelle verfährt die Lineareinheit 46 zu einer oder mehreren Inspektionsstationen 49, die jeweils mit mindestens einem Inspektionssystem 49a ausgestattet sind, um zusätzlich zur Vorsortierung vor dem Bestücken des Pufferspeichers 43 weitere Zellinspektionen vor der endgültigen Ablage und Verschaltung der Solarzellen durchzuführen. Dabei wird vor allem die Geometrie geprüft. Die Solarzellen werden auf Größe, Parallelität, Bruchschäden, Verdrehung, etc. überprüft und ggf. aussortiert oder ihre Lage korrigiert. Anschließend verfährt die Lineareinheit 46 mit der Solarzelle 10 über das Solarmodul 20 und legt die Solarzelle 10 an der dafür vorgesehenen Position und Ausrichtung ab. Der Prozess läuft kontinuierlich wieder von vorne an, bis alle Solarzellen für ein Modul gelegt sind.
Eine weitere Möglichkeit ist es, die Linearbrücke 47 zu arretieren und den Modulvorschub nach einer gelegten Reihe Solarzellen über das Transportband 52, auf dem das Solarmodul gefördert wird, zu vollziehen.
Nach dem Verschalten der Solarzellen auf der Matrix, bzw. dem Ablegen einer fertig verschalteten Matrix auf der ersten Laminationsfolie oder Verbundmasse werden üblicher Weise die zweite Laminationsfolie oder eine zweite Schicht Verbundmasse aufgebracht.
Die zweite Laminationsfolie kann zur Durchführung der Querverbinder gestanzt werden. Die Rückseitenfolie wird ebenfalls gestanzt. Bei einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung ist eine Linienstanzung von Laminations- und Rückseitenfolien vorgesehen.
Bei diesen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann ein teilweises Aufrollen der rückseitigen Folien nach ihrem Ablegen für ein Durchfädeln der Verbinder mit Beschädigungsgefahr der darunterliegenden Zellen vermieden werden. Hierbei kann eine punktförmige oder ovale Einzelstanzung je Querverbinder als eine oder mehrere Linienstanzungen ausgeführt werden. Die Stanzungen diesen dazu, einen Zugang zur Kontaktfläche einer Solarzelle zu ermöglichen, wenn bereits eine Folie oder dergleichen Schutz auf der Solarzelle oder dem Solarmodul vorgesehen ist.
Wenn Solarzellen hergestellt werden, so ist es angestrebt, dass alle hergestellten Solarzellen den praktisch identischen Nennstrom im Arbeitspunkt einer Solarzelle – dieser Wert wird auch I_mpp genannt – aufweisen, so dass dann mit solchen Solarzellen mit einem identischen I_mpp-Wert auch entsprechende Module hergestellt werden, so dass die Solarmodule eine Vielzahl von Solarzellen mit dem gleichen I_mpp-Wert aufweisen. Allerdings weisen die hergestellten Solarzellen meistens nicht den gleichen I_mpp-Wert auf, sondern der jeweilige I_mpp-Wert der Solarzellen unterliegt Schwankungen, die u. a. auch auf die Prozesstechnik zurückzuführen sind. Um einen möglichst großen Kosten-Nutzen-Gradienten zu erhalten, wird die Gesamtheit der Solarzellen in eine Vielzahl von Leistungsklassen unterteilt, um sortenreine Endprodukte zu erhalten. Dies wird im Wesentlichen dadurch begründet, dass der Strom eines Solarmoduls durch den Strom der schwächsten Solarzelle in der Reihenschaltung bestimmt wird. Die Unterteilung in eine Vielzahl dieser Leistungsklassen hat somit immense Vorteile. Gleichzeitig steigt allerdings auch der Fertigungsaufwand, denn der bestehende Stand der Technik lässt nur eine Leistungsklasse zur Verarbeitung in einer Verbindungsmaschine zu. Eine Möglichkeit, den Fertigungsmehraufwand zu vermindern, wird durch 8 und die vorliegende Erfindung beschrieben.
16 zeigt ein Beispiel für die typische Verteilung des I_mpp einer größeren Charge von Solarzellen. Die Unterteilung erfolgt in dem in 16 gezeigten Beispiel durch Grenzen, die symmetrisch den Wendepunkt der Kurven, z. B. ±5%, das Hauptprodukt (I_mpp 8 A) eingrenzen. Die Sortierungsgrenzen bei höheren I_mpp ist in diesem Beispiel enger gewählt, um durch die damit verbundenen Modulleistungsklassen bei gutem Output Preisleistungsverhältnisse besser darstellen zu können. Bei weiter steigendem I_mpp, jedoch geringer ausfallender Häufigkeit können die Sortiergrenzen wieder aufgeweitet werden.
17 zeigt drei erfindungsgemäße Solarzellen, die miteinander elektrisch verbunden sind und damit ein Solarmodul oder einen Teil eines Solarmoduls bilden.
18 zeigt nun, dass die Finger 92 der Pluspolarität und die Finger 93 der Minuspolarität zwar wie in den 1 ff. nebeneinander liegen, dass jedoch zwischen diesen Fingern 92, 93 ein Höhenversatz besteht.
Dies ist auch in 19 zu erkennen, wo eine Einheitszelle 94 eingezeichnet ist, die einerseits einen Finger 92 positiver Polarität und einen Finger 93 negativer Polarität aufweist.
Auch weist die Einheitszelle einen Kontaktpunkt 95 für den Finger 93 und einen Kontaktpunkt 96 für den Finger 92 auf.
Beide Kontaktpunkte teilt sich die Einheitszelle mit einem Kontaktpunkt der benachbarten Einheitszelle, so dass beide Kontaktpunkte praktisch nur zur Hälfte von der Einheitszelle beansprucht werden und somit zusammen einen Verschaltungspunkt bilden.
Wie sehr gut zu erkennen ist, liegt der Finger 92 der positiven Polarität im Höhenprofil unterhalb zu den Fingern 93 negativer Polarität (es könnte auch umgekehrt sein).
20 zeigt eine weitere Darstellung von 19, wobei auch ein Teilquerschnitt durch das Solarzellenmaterial (Wafer-Material) gezeigt ist. Hierbei ist besonders gut der Höhenversatz 97 zwischen den Fingern 92 und 93 zu erkennen.
Der Höhenversatz wird bevorzugt durch Lasern (oder auch Ätzen) an den entsprechenden Stellen der Vertiefungen, an denen also die Finger der positiven Polarität angelegt werden sollen, gebildet, indem z. B. aus dem Wafer-Material der Solarzellen an den entsprechenden Stellen Material weggelasert bzw. weggeätzt wird.
Danach erfolgt eine Beschichtung 100 (bevorzugt aus elektrisch leitfähigem Material, z. B. einem Metall wie Aluminium), wobei die Schichthöhe – wie bereits erwähnt – der Metallisierung bevorzugt ca. 10 μm beträgt (insgesamt in einer Größenordnung von ca. 0,5 bis 30 μm liegen kann) und somit kann ein Höhenversatz 97 gewünschter Höhe zwischen den Finger 92, 93 gebildet werden. Der Höhenversatz 97 beträgt bevorzugt ca. 10 μm, kann aber auch im Bereich von 3 μm oder bis zu 30 μm, z. B. 20 μm liegen.
Wie in 20 weiter zu erkennen, ist die Beschichtung 100 nicht gleichmäßig aufgetragen, sondern in der Mitte 101 der Finger größer als am Rand 102.
Auch sind in der Darstellung nach 20 schon Kontaktpunkte 95, 96 zu erkennen, auf denen Lötpunkte (Lötpads) 98 abgesetzt sind. Die 21 bis 24 zeigen insbesondere das Höhenverhältnis dieser Lötpunkte 98 in Bezug auf die Topografie der Finger und es ist in den 22 bis 24 gut zu erkennen, dass die Höhe der Lötpunkte deutlich größer ist als die Höhe der Finger, so dass letztlich die Lötpunkte in der Höhe über dem Wafer-Material die Finger überragen und auf diese Lötpunkte werden dann bei Herstellung eines Solarmoduls bzw. einer Solarzelle die Verbindungsbändchen (Leiterbänder aus Metall) aufgebracht und mit diesen Lötpunkten verbunden.
Wie zu erkennen, weist eine erfindungsgemäße Solarzelle eine Vielzahl von Einheitszellen auf, z. B. 100, 500 oder sogar mehr. Eine typische Anzahl von Einheitszellen pro Solarzelle beträgt ca. 600 bis 650.
Die Ausführung der Finger bzw. der Solar- bzw. Einheitszelle, wie in den 18 bis 24 offenbart, also Finger mit positiver und negativer Polarität mit vorgesehenem Höhenversatz ist auch eine eigenständige Erfindung, die ganz unabhängig vom Anspruch 1 neu und erfinderisch ist und Gegenstand einer Teilungsanmeldung werden könnte. Auch die 19 zeigt, dass die Einheitszelle definiert ist durch die beiden Kontaktpunkte sowie durch die Länge und Breite der Finger.
Durch die Ausbildung des Höhenversatzes 97 zwischen den Finger 92, 93 können diese sehr eng nebeneinander liegen. Da das Wafer-Material jedoch aus einem elektrischen Isoliermaterial besteht, ist aber noch ein hinreichender Isolations-Abstand gewahrt und insgesamt kann somit eine Topografie einer rückseitenkontaktierten Solarzelle geschaffen werden, die deutlich enger ist als bei üblichen bekannten Solarzellen.
Insbesondere die 1, 2 aber auch die 18 bis 24 zeigen eine erfindungsgemäße Topografie der rückseitenkontaktierten kristallinen Solarzelle. Dabei liegen die Finger 92, 93 sehr eng zusammen, und gleichzeitig ist der Grid-Widerstand durch die Definition der Einheitszelle sehr gering, was insgesamt eine hohe Effizienz der Solarzelle bedingt.
8 zeigt also zweierlei, nämlich einmal die Prüfung der einzelnen Solarzellen (das Prüfungskriterium ist dabei insbesondere der jeweilige I_mpp-Wert einzelner Solarzelle), die aus der Produktion kommen und deren Verteilung auf das Vorwärtssystem 48, so dass dort in bestimmten Plätzen 53yy jeweils Solarzellen der gleichen I_mpp Qualität gelagert werden, so dass dann mittels der Lineareinheit 46 zur Bildung eines Solarmoduls 20 jeweils Solarzellen 10 der gleichen Qualität, also vom gleichen Vorratsplatz entnommen werden können. Dies setzt natürlich voraus, dass zur Bildung eines Solarmoduls aus einer Vielzahl von Solarzellen auch auf dem Vorratsplatz genügend Solarzellen (z. B. 10, wenn ein Solarmodul aus 10 Solarzellen gebildet wird) vorhanden sind.
In 9 ist ein Ausführungsbeispiel mit einzelnen, voneinander getrennt angeordneten punktförmigen Stanzungen 59 (vier Stanzungen 59 in einem oder mehreren Querverbindern beim Ausführungsbeispiel gemäß 9) dargestellt, während 10 ein Ausführungsbeispiel mit einzelnen, voneinander getrennt angeordneten ellipsenförmigen Stanzungen 60 zeigt (vier Stanzungen 60 in einem oder mehreren Querverbindern gemäß 10). Bei derartigen Stanzungen kann gegebenenfalls ein Aufrollen der Laminationsfolie erforderlich sein.
In 11 ist ein Ausführungsbeispiel gezeigt, bei dem mehrere Einzelstanzungen je Querverbinder nicht mehr als Einzelstanzung, sondern als eine oder mehrere Linienstanzungen 60a, 60b ausgeführt sein können. Dabei kann der jeweilige Abschluss der gestanzten Kontur 60a, 60b als Kreis oder Oval ausgeführt sein. Der Radius des Kreises bzw. die kürzere Seite der Ellipse bzw. des Ovals kann mindestens das Zweifache des Liniendurchmessers, d. h. der Breite der gestanzten Linie, betragen. Ein Abschluss der gestanzten Kontur 60a, 60b als Kreis oder Oval erleichtert ein Durchführen von Querverbindern, und verhindert insbesondere ein Einreißen der gestanzten Folie beim Durchführen der Querverbinder. Der Abstand der senkrechten Abschnitte der Linienstanzung wird durch den Abstand der Kontakte in der Anschlussdose bestimmt, in dem die Querverbinder zueinander durch die Folie hindurch gefädelt werden.
Die Stanzung kann sowohl in zwei symmetrischen Bögen 60a, 60b unter Ausbildung zweier Zungen 61, wie in 11 dargestellt, oder durchgehend, wie in 12 mit dem Bezugszeichen 62 gezeigt, ausgeführt werden. Ein Vorteil gegenüber konventionellen Methoden besteht dabei darin, dass die Laminationsfolie nicht annähernd so viel Material verliert wie bei bisher üblichen Stanzungen. Der durch die Linienstanzung entstandene Graben oder unstetige Bereich wird während des Laminationsvorganges quasi unsichtbar verschlossen, so dass keine Fehlstellen zurückbleiben. Die Fehlstelle der Rückseitenfolie kann beim Laminieren zudem durch Laminationsfolie gefüllt werden, wird aber nicht notwendigerweise versiegelt. Der Schutz gegenüber der Umwelt kann wie bisher durch die Anschlussdose erfolgen.
12 zeigt, dass im Falle einer durchgehenden Stanzung 62 die hierdurch gebildete, aus 12 ersichtliche Zunge 62' breiter wird. Die Zunge 62' weist in dem dargestellten Fall eine Form auf, welche als eine breite Zunge mit einer mittigen Ausnehmung oder als eine Doppelzunge beschrieben werden kann.
In 13 ist verdeutlicht, dass in der Produktion somit nur noch die von den Linienstanzungen gebildeten anhebbaren Teile der Laminationsfolie, also die so genannten Zungen 61 oder 62, 62' aufgeklappt werden müssen. Mit dem Bezugszeichen 63 ist hierbei ein Querverbinder bezeichnet, der auf einem Substrat der späteren Solarzelle 10 angeordnet ist. Im Falle einer durchgehenden Stanzung (z. B. 12) kann je nach Ausgestaltung der Zunge auch ein Anheben von mehreren anhebbaren Teilen gleichzeitig erfolgen, was z. B. Zeit oder Werkzeug oder Arbeitsschritte einsparen und auch die Fehlerwahrscheinlichkeit reduzieren kann. Das bisher gängige Aufrollen der rückseitigen Folien ist nicht mehr notwendig und Zellbrüche können deutlich reduziert werden. Dieser Prozessschritt ist zudem automatisierbar. Werden die Querverbinder 63 z. B. maschinell aufgerichtet, kann der ablegende Roboter die Zungen 61, 62, 62' während des Ablegens öffnen und danach durch Lösen wieder ablegen. Bisherige Automatisierungen dieses Arbeitsschrittes erforderten bisher eine hohe Genauigkeit beim Aufrichten der Querverbinder 63. Diese ist nun nicht mehr in der gewohnten Form erforderlich, so dass bei der Herstellung weniger Fehler auftreten und Anlagenstops verringert werden können.
14 zeigt die vorstehend erläuterten Verfahrensschritte in Form einer Übersichtstabelle, wobei die linke Spalte die einzelnen Verfahrensschritt-Nummern angibt.
Zu der Tabelle sei Folgendes erläutert:
In der Tabelle werden vier Prozesssequenzen beschrieben, die in weiten Teilen identisch sind. Ein wesentlicher Unterschied ergibt sich aus dem verwendeten Ausgangsmaterial, welches p- bzw. n-dotiert vorliegen kann. Als Basis-Dotierstoffe sind hierbei alle marktüblichen Dotierstoffe wie z. B. Gallium, Bor und weitere für die p-Dotierung sowie Phosphor, Aluminium und weitere für die n-Dotierung möglich. Die Basisdotierung wird vom Hersteller des Siliciums erzeugt und ist nicht Teil des hier beschriebenen Prozesses.
Unterscheidung in 4 Prozessvarianten: Neben den beiden verwendeten Materialtypen sollen pro Materialtyp (n- bzw. p-dotiert) zwei unterschiedlich komplexe Prozessvarianten beschrieben werden, die bei steigender Komplexität auch einen deutlich steigenden Wirkungsgrad um mindestens 1 Prozentpunkt und bis zu 3 Prozentpunkte ermöglichen. Sowohl im Fall des p-dotierten als auch des n-dotierten Siliciums kann man bei den Prozessvarianten von Basis- und erweitertem Prozess sprechen – mit geringer bzw. erhöhter Komplexität.

1. Textur: Erzeugung einer (pyramidenartigen) Oberflächenstruktur zur besseren Lichteinkopplung mittels, vorzugsweise, alkalischem Ätzmedium und spezifischem Aktivierungszusatz wie z. B. Alkohol. Hierbei wird auch ein oberflächennaher Kristallschaden innerhalb des Siliciumwafers, der bei dessen Herstellung inhärent einsteht und eine Tiefe von bis zu 10 μm aufweisen kann, entfernt.
2. Einseitige Politur: Nivellierung der Pyramidenstruktur auf der späteren Rückseite der Zelle, vorzugsweise aber nicht zwingend mittels saurer Ätzlösung. Hierdurch wird das optische Verhalten der späteren Zellrückseite durch verbesserte interne Reflexion im Silicium verbessert. Darüber hinaus lässt sich die glatte Oberfläche im nachfolgenden Prozess besser elektronisch vergüten (passsivieren). Weiterhin ermöglicht erste eine glatte Oberfläche die Anwendung des PVD-Metallisierungsverfahrens mit der anschließenden selbstjustierenden Kontakttrennung. Sollte die Oberfläche noch wesentliche Unebenheiten mit Aspektverhältnissen von Höhe zu Fläche im Bereich von 1 μm/μm² und mehr aufweisen, würde das Trennverfahren nicht mehr zuverlässig funktionieren.
3. Oxidation (vorher ggf. Reinigung): Thermische feuchte Oxidation bei Temperaturen zwischen 850°C und 1100°C zur Erzeugung einer SiO_x-Schicht (x = 1,5...2,5) von 100–400 nm Dicke im Rohrofen, vorzugsweise von 150–350 nm Dicke, noch besser zwischen 200–300 nm Dicke. Feucht bedeutet in diesem Zusammenhang, dass der Oxidationsprozess in einer Wasserdampf-haltigen Atmosphäre stattfindet mit einer relativen Feuchte im Bereich zwischen 0% und 99,9%.
4. RS Kontaktstrukturieren: Erzeugung einer Oberflächentopografie auf der späteren Rückseite der Zelle mittels Laser. Hierbei wird das im vorausgehenden Schritt erzeugte thermische Oxid sowie das darunter liegende Silicium in einer Tiefe von 0,01 μm bis 5 μm, vorzugsweise von 0,1 μm bis 1 μm entfernt. Die Form des so bearbeiteten Bereiches definiert die Form des später erzeugten lokalen pn-Übergangs auf der Zellrückseite sowie auch die Form Struktur der später erzeugten Metallkontakte. Das Layout dieser Form, welches durch Programmieren des Laser-Materialbearbeitungssystems definiert wird, entspricht demnach dem Grid-Design, welches in unterschiedlichen Ausführungsformen in den Figuren beschrieben ist. Der verwendete Laser kann ultrakurze Pulslängen (Femtosekunden bis Pikosekunden) aufweisen, jedoch auch kurze Pulslängen Nanosekunden bis Mikrosekunden. Der Wellenlängenbereich des Lasers kann zwischen UV und Infrarot liegen (300 nm bis 1500 nm), vorzugsweise wird mit kürzeren Wellenlängen gearbeitet (300 nm–800 nm). Auch Wellenlängen unter- bzw. oberhalb der genannten Bereiche sind nicht auszuschließen.
5. RS Löcher bohren: Bohren von 100–500 Löchern pro cm², vorzugsweise 150–400 Löcher pro cm² mit einem Durchmesser von 5–100 μm, vorzugsweisen von 5–50 μm, besser noch von 5–25 μ mittels Laser. Der verwendete Laser kann ultrakurze Pulslängen (Femtosekunden bis Pikosekunden) aufweisen, jedoch auch kurze Pulslängen (Nanosekunden bis Mikrosekunden) und auch lange Pulslängen (Mikrosekunden bis Millisekunden). Vorzugsweise werden Pulslängen im Nano- bis Millisekundenbereich angewendet. Der Wellenlängenbereich des Lasers kann zwischen UV und Infrarot liegen (300 nm bis 1500 nm), vorzugsweise wird mit längeren Wellenlängen gearbeitet (800 nm–1500 nm). Auch Wellenlängen unter- bzw. oberhalb der genannten Bereiche sind nicht auszuschließen.
6. Schadensätze: Entfernung des Kristallschadens im Silicium, der durch das Lasern entstanden ist, mittels vorzugsweise alkalischer Ätzlösung, die das Silicium in Vorzugsrichtung ätzt. Hierbei dient das außerhalb der mit dem Laser bearbeiteten Flächen noch existierende SiOx als Ätzbarriere. Die mit dem Laser bearbeiteten Flächen werden durch den Ätzvorgang vertieft, wodurch sich die für die Kontaktherstellung benötigte Oberflächentopographie ergibt. Die Verwendung einer alkalischen Ätzlösung mit anisotropem Ätzverhalten bzgl. des Siliciums gewährleistet die Ausbildung einer steilen Flanke entlang der Grenzen der mit dem Laser bearbeiteten Flächen. Auch in den Laser-gebohrten Löchern wird der Kristallschaden entfernt. Hierdurch erweitert sich der Durchmesser der Löcher um 5–40 μm. Er kann je nach Dauer des Ätzvorgangs auch noch größer werden.
7. Entfernen Vorderseitenoxid: Entfernen des SiOx auf der Vorderseite durch Einwirkung vorzugsweise HF-haltiger Medien. Dieser einseitige Ätzprozess wird so ausgeführt, dass das auf der Rückseite des Wafers lokal noch existierende SiOx nicht oder nur unwesentlich angegriffen wird. Auf diese Weise gelingt es, eine lokale Diffusionsbarriere zu erzeugen, welche das rückseitig noch verbleibende SiOx darstellt.
8. Phosphor-Diffusion (vorher ggf. Reinigung), Bor-Diffusion (vorher ggf. Reinigung): Erzeugung des pn-Übergangs an allen nicht von SiOx bedeckten Oberflächen des Siliciumwafer inkl. entlang der Innenwände der Laser-gebohrten Löcher. Je nach Leitfähigkeitstyp des Ausgangsmaterials (n- oder p-Typ) wird hier die entgegengesetzte Polarität erzeugt (p-Diffusion z. B. mittels Bor oder Gallium bzw. n-Diffusion z. B. mittels Phosphor oder Aluminium). Die Dotierstoffe werden mittels Anlagen, die dem allgemein anerkannten Stand der Technik entsprechen, in den Halbleiter eingetrieben. Typischerweise handelt es sich hier zum Beispiel um horizontale Quarzrohröfen, bei denen der Dotierstoff in der Gasphase in die Prozessumgebung eingeführt wird und bei Temperaturen zwischen 500°C und 1500°C, vorzugsweise zwischen 700°C und 1200°C, zunächst auf dem Halbleiter abgeschieden und dann eingetrieben wird. Um eine hohe Güte der Solarzelle sicher zu stellen, kann der Wafer vor dem Diffusionsprozess einer zusätzlichen nasschemischen Reinigung unterzogen werden.
9. Lokale Kontaktöffnungen: Zum Abführen des generierten Stromes aus der Solarzelle ist es nicht notwendig, den Halbleiter ganzflächig mit Metall zu kontaktierten. Stattdessen sind die Übergangswiderstandsverluste tolerierbar, wenn der direkte Metall/Halbleiter-Kontakt nur einen Flächenanteil von 4–20% einnimmt, vorzugsweise von 5–15%. Der verbleibende Flächenanteil soll zum Erzielen eines möglichst hohen Wirkungsgrades elektronisch vergütet werden, was beispielsweise durch ein thermisch erzeugtes SiOx in Verbindung mit später im Prozessverlauf darauf abgeschiedenem Aluminium gewährleistet werden kann. Im Fall der hier beschriebenen Basisprozesse für die beiden unterschiedlichen Ausgangsmaterialien wird diese lokale Kontaktierung in dem nicht mit einem pn-Übergang versehenen Bereich auf der Zellrückseite ermöglicht. Hier existiert nach wie vor das im bisherigen Prozessverlauf erzeugte SiOx, welches mittels Laser lokal ablatiert wird. Hierbei wir die Intensität, Wellenlänge und Pulsdauer des Laser so gewählt, dass der Silicium-Halbleiter keinen bzw. annähernd keinen Kristallschaden erleidet. Geeignete Laserstrahlquellen haben Pulsdauern vom Femtosekunden- bis zum Nanosekundenbereich, vorzugsweise vom Femtosekunden- bis zum Pikosekundenbereich. Die Wellenlängen können im Bereich von 300 nm bis 1500 nm liegen, vorzugsweise von 300 nm bis 600 nm. Auch andere Pulsdauern und Wellenlängen sind möglich. Ein alternatives Verfahren zum lokalen Entfernen des SiOx ist das Anwenden lokaler nasschemischer Prozesse wie z. B. das lokale Aufbringen kleiner Mengen von Ätzmedien, die SiOx angreifen. Hierfür können z. B. Inkjet-Drucker mit entsprechend resistenten Druckköpfen oder ähnliche Geräte verwendet werden. Eine weitere Möglichkeit zum lokalen Entfernen des SiOx besteht darin, eine Ätzmaske auf den Wafer aufzubringen, die nur dort die ursprüngliche Oberfläche nicht bedeckt, wo die lokalen Kontaktöffnungen entstehen sollen. Nach dem Behandeln des so geschützten Wafers in einer SiOx angreifenden Ätzlösung, vorzugsweise eine Flusssäure-haltige Ätzlösung, wird der Schutzlack wieder entfernt. Reinigung/Entfernung aller Schichten: In dem erweiterten Herstellungsprozess erfolgen weitere Prozessschritte, die es zunächst erfordern, Rückstände auf der Zelle zu entfernen. Dabei handelt es sich um Silikatgläser, die während der Diffusion entstanden sind, und die auf der Rückseite des Wafers noch verbliebenen Bereich mit SiOx-Bedeckung. Zum Entfernen dieser Schichten wird vorzugsweise mit Flusssäure-haltigen Medien gearbeitet. Es können jedoch auch andere geeignete Medien eingesetzt werden, die eine hinreichende Ätz-Selektivität von SiOx-basierten Schichten gegenüber Silicium aufweisen. Auch Trockenätzprozesse wie z. B. Plasmaätzen kann eingesetzt werden.
10. Reinigung/PSG-Ätze: Im Basisprozess wird in diesem vorzugsweise nasschemischen Prozess das aus dem Diffusionsprozess resultierende Silikatglas von allen Oberflächen des Wafers entfernt. Hierbei wird der Prozess so gesteuert, dass das lokal auf der Waferrückseite noch existierende SiOx nicht oder nur in geringem Umfang angegriffen wird. Auch Trockenätzprozesse, wie z. B. Plasmaätzen, kann eingesetzt werden. Dieser Teilprozess weist eine Reinigungswirkung bzgl. der Waferoberflächen auf, welche als Vorbereitung des nachfolgenden Beschichtungsprozesses dient. Im dem erweiterten Herstellungsprozess erfolgt erneut eine Oxidation bei Temperaturen zwischen 850°C und 1100°C im Rohrofen, deren Ergebnis eine SiOx-Schicht (x wie oben) entlang aller Wafer-Oberflächen mit einer Dicke zwischen 1 und 100 nm, vorzugsweise zwischen 5 und 50 nm, besser noch zwischen 7 und 20 nm ist. Diese Oxidschicht dient in Kombination mit nachfolgenden Oberflächenschichten als Passivierung/Vergütung der Siliciumoberfläche, soll dabei jedoch die optischen Eigenschaften der Zellvorderseite nicht maßgeblich beeinflussen.
11. APCVD-Oxid Rückseite: In dem erweiterten Herstellungsprozess erfolgt eine Verstärkung des dünnen thermischen Oxides auf der Rückseite des Wafers mittels APCVD-Abscheidung von SiOy (y = 1,5..2,5) (Atmospheric Pressure Chemical Vapor Deposition). Alternativ kann auch ein PECVD-Prozess (Plasma-Enhanced Chemical Vapor Deposition) eingesetzt werden. In beiden Fallen wird eine SiOy-Schicht von 100–300 nm Dicke erzeugt, die infolge des Abscheideprozesses andere physikalische und chemische Eigenschaften aufweist als das thermische SiOx. Dieser Schritt ist deswegen notwendig, weil diese Aufdickung der SiO-Schicht einseitig erfolgen muss. Auf der Vorderseite soll nur das optisch nicht relevante dünne thermische Oxid vorhanden sein.
12. SiN-Beschichtung Vorderseite: Unabhängig von der Prozesskomplexität erfolgt an dieser Stelle das Aufbringen einer Si_vN_w-Schicht (v = 2...4, w = 3...5), z. B. mittels PECVD-Abscheidung (plasma enhanced chemical vapor deposition), die als Antireflexionsschicht auf der Vorderseite wirkt. Neben der optischen Funktion dient die Si_vN_w-Schicht als zusätzliche (im Fall des erweiterten Prozesses) bzw. als einzige Passivierschicht auf der Vorderseite des Wafers. Die Dicke der Schicht liegt im Bereich von 60–200 nm, vorzugsweise von 70 bis 150 nm. Der Brechungsindex, der über die verwendete Gaszusammensetzung im Prozess einstellbar ist, liegt im Bereich von n = 1,5...2,6, vorzugsweise n = 1,7...2,4.
13. Lokale Kontaktöffnung Basis und Emitter: Analog zum Basisprozess (Schritt 11) wird hier im rückseitigen Basis-Bereich und darüber hinaus auch im Emitter-Bereich die elektrisch isolierende Schichtfolge lokal vom Silicium entfernt, um eine Kontaktierung des Wafers zu ermöglichen. Metallisierung: In einem PVD-Schritt wird die Rückseite der Zelle vollständig mit einem elektrisch gut leitfähigen Metall beschichtet, vorzugsweise mit Aluminium. Infolge der in Schritt 6 definierten Form der Kontaktbereiche wird nur eine Metallschichtdicke von ca. 10 μm oder weniger benötigt, je nach Auslegung der Form des Kontaktierbereiches und der Verbindungspunkte für die Modulherstellung können auch 5 μm Schichtdicke ausreichend sein. Die maximale Metallschichtdicke ist darüber hinaus von der Art des aufgebrachten Metalls und dessen spezifischem Widerstand abhängig. Die Funktionalität der Zelle wird durch größere Schichtdicken nicht eingeschränkt.
14. Kontakttrennung/Plating: Durch eine nasschemische Behandlung in einer das verwendete Metall angreifenden Ätzlösung wird das Metall an der Trennkante zwischen den beiden Höhenniveaus auf der Wafer-Rückseite entfernt, da das Metall hier als inhärente Eigenschaft des PVD-Abscheideprozesses mit hoher Porosität aufgewachsen ist. Im Bereich der ebenen horizontalen Flächen wird dabei das Metall wesentlich weniger stark angegriffen, weil es hier im PVD-Verfahren sehr kompakt aufgewachsen ist. Infolge dieser Quasi-Selektivität des Ätzprozesses lassen sich die Metallschichten auf den beiden Höhenniveaus auf der Wafer-Rückseite voneinander trennen und damit elektrisch isolieren. Als Folgeschritt erfolg im direkten Anschluss an die Kontakttrennung das chemische oder galvanische Abscheiden einer weiteren Metallschicht in den mit dem ersten Metall bedeckten Bereichen auf der Wafer-Rückseite. Diese zweite Metallschicht ist mit üblichen Verfahren lötbar, was die Weiterverarbeitung der Zelle in der Modulherstellung erleichtert. Darüber hinaus kapselt sie die erste Metallschicht vollständig gegen äußere Einflüsse ab und versiegelt sie somit chemisch und physikalisch. Die zweite Metallschicht wird vorzugsweise aus Nickel gebildet, es lassen sich jedoch auch alternative Metalle verwenden. Die Dicke der zweiten Metallschicht beträgt 0,1–5 μm, vorzugsweise weniger als 1 μm, besser noch weniger als 0,75 μm.
15. Wärmebehandlung: Formieren der Kontakte durch Einfluss von Wärme bis max. 400°C. Hierdurch werden die elektrischen und mechanischen Eigenschaften des Silicium-Metall-Übergangs verbessert.

In Übereinstimmung mit einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung ist eine Solarzelle aus Silizium mit rückseitig angeordneten Kontakten bereitgestellt, deren Rückseite eine Topografie aufweist. Ebenso kann ein Solarmodul aus wenigstens einer Solarzelle bestehen, wobei die Rückseite der Solarzelle eine Topografie aufweist. Bei einem Herstellverfahren einer Solarzelle aus Silizium kann hierbei eine Topografie auf der Rückseite der Solarzelle angebracht werden.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung kann ein Herstellverfahren zur Herstellung einer Solarzelle aus Silizium den Verfahrensschritt enthalten, dass eine Topografie auf der Rückseite der Solarzelle angebracht wird und wenigstens eine Kontaktschicht auf der Topografie angeordnet wird.
In Übereinstimmung mit einem oder mehreren Ausführungsbeispielen der Erfindung kann eine Solarzelle mittels eines Herstellverfahrens zur Herstellung eines Solarmoduls mit Solarzellen bereitgestellt werden, das den Verfahrensschritt enthält, dass eine Zuführung von Solarzellen in ein Puffersystem und wieder heraus erfolgt.
Ein Herstellverfahren eines Solarmoduls mit Solarzellen kann gemäß einem oder mehreren Ausführungsbeispielen alternativ oder zusätzlich den Verfahrensschritt aufweisen, dass durch wenigstens einen Puffer für zu verarbeitende Bauteile ein unterbrechungsfreier Betrieb, insbesondere der Verschaltungsanlage, gewährleistet ist.
Alternativ oder zusätzlich kann das Herstellverfahren eines Solarmoduls mit Solarzellen den Verfahrensschritt umfassen, dass wenigstens eine Stanzung in die Rückseite des Solarmoduls eingebracht wird.
Ausführungsbeispiele der Erfindung betreffen ein Verfahren zur Herstellung einer Solarzelle und eines Solarzellenmoduls sowie Solarzelle und Solarzellenmodul, wobei die Solarzelle eine topografische Rückseite aufweist. Bei Herstellungsverfahren sind die Prozessschritte an eine Solarzelle und/oder ein Solarzellenmodul angepasst.
Die beschriebenen und/oder gezeigten Merkmale der Erfindung können auch beliebig miteinander kombiniert werden, insbesondere einzeln untereinander kombinierbar, und können daher auch in Kombination jeweils vorteilhafte Ausführungsbeispiele darstellen. Für den auf diesem Gebiet tätigen Fachmann ist es somit selbstverständlich, dass die Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung gemäß den vorstehend beschriebenen Figuren und die für die jeweiligen Bauteile und Komponenten verwendeten Bezugszeichen in den Figuren und der Beschreibung sowie die beispielhaften Angaben nicht einschränkend auszulegen sind. Auch sind die in den einzelnen Figuren für ein besseres Verständnis gewählten Proportionen schematisch und vereinfacht dargestellt. Die Erfindung ist nicht auf die angegebenen Darstellungen beschränkt. Vielmehr werden sämtliche Ausführungsformen und Varianten als zur Erfindung gehörig angesehen.
Bevorzugte Ausführungsvarianten der Erfindung:

1. Rückseitenkontaktierte kristalline Solarzelle (10) mit einer Kontaktstruktur (11), die mehrere Finger (13), mehrere jeweils mit einer Mehrzahl von Fingern (92, 93) elektrische verbundene Stromsammelschienen (15, 15'), mit den Stromsammelschienen (15, 15') verbundene Anschlusskontakte (12') zur Kontaktierung der Solarzelle aufweist, wobei die Finger mit einer elektrischen Beschichtung aus einem leitfähigen Material, vorzugsweise Aluminium o. dgl., versehen sind und das Beschichtungsmaterial einen bestimmten spezifischen Widerstand aufweist und wobei eine Solarzelle mindestens eine Einheitszelle (94) aufweist, die durch eine vorbestimmte Länge und eine vorbestimmte Breite bestimmt ist, wobei die Länge der Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Länge eines Fingers (92, 93), die Breite einer Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Breite eines Fingers (92, 93), wobei die Einheitsrzelle einen ersten Finger (92) einer ersten Polarität und einen zweiten Finger (93) einer zweiten Polarität aufweist und jedem Finger (92, 93) ein Verschaltungspunkt (95, 96) zugeordnet ist und die Beschichtung (100) der Finger (92, 93) eine Dicke aufweist, die vorzugsweise geringer ist als ca. 15 μm, vorzugsweise 10 μm oder weniger beträgt und die Einheitszelle (94) einen Grid-Widerstand aufweist, welcher geringer ist als 3000 Ohm, vorzugsweise geringer ist als 1000 Ohm.
2. Solarzelle nach Variante 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Grid-Widerstand der Einheitszelle (94) im Bereich von wenigen hundert Ohm, z. B. im Bereich von ca. 1 bis 700 Ohm liegt.
3. Solarzelle nach Variante 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Grid-Widerstand der Solarzelle zwischen 100 und 600 Ohm liegt.
4. Rückseitenkontaktierte Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, mit einer elektrischen Kontaktstruktur (11), welche mehrere Anschlusskontakte (12) aufweist, welche für eine Kontaktierung zu mindestens einer externen Komponente wie einem Zellverbinder (30) oder einer Zellverbinderkontaktierung (31) ausgebildet sind, und mit den Anschlusskontakten (12) verbundene Finger (13) und Verbinderelemente (15, 15'), wobei die Anschlusskontakte (12) auf der Rückseite der Solarzelle (10) am Rand der Solarzelle (10) und/oder verteilt auf der Rückseite der Solarzelle (10) vorgesehen sind, und wobei die Verbinderelemente (15, 15') eine elektrische Verbindung von wenigstens einem Finger (13, 92, 93)) zu mindestens einem der Anschlusskontakte (12) sicherstellen.
5. Solarzelle (10) nach Variante 4, wobei die randseitigen Verbinderelemente (15) gebogen sind und die mit den Verbinderelementen (15, 15') verbundenen Anschlusskontakte (12) rotationssymmetrisch angeordnet sind.
6. Solarzelle (10) nach Variante 4 oder 5, wobei die Anschlusskontakte (12) als Verlängerung der Verbinderelemente (15, 15') gebildet sind oder wobei die Verbinderelemente (15, 15') jeweils mit mindestens einem Anschlusskontakt (12) verbunden sind, und wobei die Anschlusskontakte (12) verteilt über der gesamten Rückseite der Solarzelle (10) am Rand und/oder beabstandet vom Rand der Solarzelle (10) vorliegen.
7. Solarzelle (10) nach Variante 6, wobei alle oder ein Teil der Verbinderelemente (15, 15') als gerade Verbinderbändchen ausgebildet sind.
8. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Finger (13) von den Verbinderelementen (15, 15') in kammartiger Form abstehen und dabei im Wesentlichen parallel zueinander verlaufen, und wobei die von einem Verbinderelement (15, 15') ausgehenden Finger (13) jeweils zwischen von einem weiteren Verbinderelement (15, 15') ausgehenden Fingern (13) angeordnet.
9. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Anschlusskontakte (12) in Form von Anschlussflächen vorliegen, welche eine Verbindung zu einem oder mehreren Fingern (13) und zu mindestens einem Verbinderelement (15, 15') herstellen.
10. Solarzelle (10) nach Variante 9, wobei die Anschlussflächen derart verteilt auf der Solarzelle (10) vorgesehen sind, dass nach einem Zerteilen bzw. Brechen der Solarzelle (10) in zwei Hälften oder in mehrere gleichförmige Teile jede Hälfte oder jeder der Teile eine übereinstimmende Kontaktstruktur (11) aufweist.
11. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Solarzelle (10) in Bezug auf die Erstreckungsebene der Solarzelle (10) im Wesentlichen senkrechte Flanken (102), insbesondere an den Fingern (13, 92, 93), und parallel in Erstreckungsebene ausgerichtete Flächen aufweist, und wobei die Schicht (100) auf den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen zum Teil unterschiedlich dick ausgebildet ist, auf den senkrechten Flanken (102) hingegen vorzugsweise aber keine Metallisierungs-Schicht ausgebildet ist.
12. Solarzelle (10) nach Variante 11, wobei die Schichtkonsistenz auf den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen durch die Dicke und/oder die Porosität des Beschichtungsmaterials definiert ist und vorzugsweise die Dicke der Schicht in Richtung der senkrechten Flanken (102) abnimmt.
13. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Solarzelle (10) eine Rückseitenoberfläche mit einer Schichtdicke im Bereich zwischen 0,1 und 25 μm aufweist, und wobei die Rückseitenoberfläche von der dielektrischen Schicht bedeckt ist, welche eine Schichtdicke im Bereich zwischen 50 und 2000 nm aufweist.
14. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Kantenlänge der Solarzelle (10) im Bereich von 125 mm und/oder im Bereich von 156 mm liegt, und wobei zumindest eine der Kantenlängen der Solarzelle (10) mehr als 125 mm beträgt.
15. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei mehrere Metallisierungs-Schichten (100) vorgesehen sind, wobei eine erste Metallisierungs-Schicht zwischen 0,3 und 30 μm dick ist, und wobei mindestens eine weitere Metallisierungs-Schicht vorgesehen ist, welche zwischen 0,1 und 2 μm dick ist.
16. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Solarzelle (10) ausschließlich rückseitenkontaktiert ist, und wobei die Solarzelle (10) im Wesentlichen auf Silicium basiert.
17. Solarzelle (10) nach einer der vorhergehenden Varianten, wobei die Kontaktstruktur (11) symmetrisch ist und im Wesentlichen gleichförmig bei annähernd gleichen Abständen zwischen den jeweiligen Anschlusskontakten (12) über der gesamten Solarzelle (10) vorliegt.
18. Rückseitenkontaktiertes Solarmodul (20) aus mindestens zwei Solarzellen (10) nach einer der Varianten 1 bis 17, mit einer Topografie auf der rückseitigen Oberfläche und mit einer Laminationsfolie und/oder einem flüssig aufgebrachten Verkapslungs- oder Verbundmassematerial, wobei die Topografie durch leitfähige Schichten unterschiedlicher Anordnung und Funktion gebildet ist, wobei die Topografie eine Struktur aufweist, welche durch die Verschaltung der mindestens einen Solarzelle (10) mit mindestens einer weiteren Solarzelle (10) nach einem der Ansprüche 1 bis 17 gebildet ist.
19. Solarmodul (20) nach Variante 18, wobei sich Zellverbinder (30) in Form von Bändern zwischen mindestens zwei Solarzellen erstrecken, wobei die Zellverbinder (30) zum direkten Verbinden von Solarzellen jeweils direkt miteinander in Form einer Zellverbinderkontaktierung (31) kontaktiert sind, und wobei die Zellverbinderkontaktierung (31) in Form eines Hauptbandes vorliegt, welches auch eine Verbindung von aneinandergrenzenden Solarmodulen herstellen kann.
20. Solarmodul (20) nach Variante 19, wobei die Zellverbinder (30) die Solarzellen über jeweilige Anschlusskontakte (12) an einem Rand einer jeweiligen Solarzelle (10) verbinden.
21. Solarmodul (20) nach Variante 20, wobei sich die Zellverbinder (30) auch über eine jeweilige Solarzelle (10) erstrecken und über die Fläche der Solarzelle (10) verteilte, nicht am Rand liegende Anschlusskontakte (12) einer jeweiligen Solarzelle (10) verbinden.
22. Solarmodul (20) nach einer der Varianten 19 bis 21, wobei mindestens eine Solarzelle (10) in zwei Hälften vorliegt, welche durch eine mittlere Schneid- und/oder Bruchkante gebildet sind, und welche hintereinandergeschaltet sind, wobei an der Schneid- und/oder Bruchkante beidseitig der Kante mittlere Anschlusskontakte (12) ausgebildet sind, welche über die Zellverbinder (30) miteinander verbunden sind, und wobei mindestens zwei Hälften jeweils in Rechteckform, Dreiecksform oder wahlweise in einer anderen symmetrischen Geometrie vorliegen.
23. Verfahren zur Herstellung einer Solarzelle (10) nach einer der Varianten 1 bis 17, wobei auf einen Beschichtungsschritt der Vorderseite der Solarzelle (10) wahlweise eine lokale Kontaktöffnung erfolgt, und wobei nach dem Beschichtungsschritt oder nach der lokalen Kontaktöffnung ein Metallisierungsschritt folgt, bei welchem mindestens eine Metallisierungsschicht aufgebracht wird und die Metallisierung mittels PVD auf selbstjustierende Art erfolgt.
24. Verfahren zur Herstellung einer Solarzelle (10) nach Variante 23, wobei auf den Metallisierungsschritt ein Kontakttrennschritt folgt und die Kontakttrennung inhärent bei einer Aluminiumkonditionierung erfolgt.
25. Verfahren zur Herstellung einer Solarzelle (10) nach Variante 24, wobei auf den Kontakttrennschritt ein Wärmebehandlungsschritt folgt, und wobei die Wärmebehandlung bei einer Temperatur in einem Bereich zwischen 100°C und 350°C und über eine Dauer zwischen 10 Sekunden und 30 Minuten erfolgt.
26. Verfahren zur Herstellung eines Solarmoduls (20) nach einer der Varianten 18 bis 22, wobei eine Abdeckfolie vorgesehen wird, wobei eine Stanzung der Abdeckfolie zur Erzeugung von Linienstanzungen (60) in der Abdeckfolie erfolgt, und wobei nach der Stanzung eine Kontaktierung einer Solarzelle (10) des Solarmoduls (20) dadurch erfolgt, dass von Linienstanzungen gebildete Teile der Laminationsfolie von der Solarzelle weggeklappt bzw. angehoben werden und mindestens ein Verbinderelement (15, 15') oder ein Zellverbinder (30) vorgesehen wird.
27. Verfahren zur Herstellung eines Solarmoduls (20) nach Variante 26, wobei die Abdeckfolie bei der Stanzung geneigt ist.
28. Rückseitenkontaktierte Solarzelle, insbesondere nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass Finger (92, 93) der ersten und der zweiten Polarität auf der Rückseite der Solarzelle nebeneinander liegen und zwischen den Fingern (92, 93) der ersten und der zweiten Polarität ein Höhenversatz besteht, welcher wenigstens 5 bis 25 μm aufweist, vorzugsweise ca. 10 μm beträgt.
29. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass die Einheitszelle (94) einen Kontakt- bzw. Verschaltungspunkt (95, 96, 98) aufweist, den sich die Einheitszelle mit einer benachbarten Einheitszelle teilt.
30. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass Kontaktpunkte (98) für Finger (92) der ersten Polarität gegenüber Kontaktpunkten (98) für Finger (93) der zweiten Polarität ebenfalls einen Höhenversatz (97) aufweisen (19).
31. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass die Solarzelle einen Wafer als Basis aufweist und dass die Vertiefungen für den Höhenversatz der Finger (92) der ersten Polarität durch Lasern, Ätzen o. dgl. hergestellt werden.
32. Solarzelle nach einer der Varianten 28 bis 31, dadurch gekennzeichnet, dass die Finger (92, 93) der ersten und zweiten Polarität durch eine Beschichtung (91) auf dem Wafer-Material gebildet werden, wobei die Beschichtung nicht gleichmäßig auf dem Wafer-Material erfolgt, sondern in der Mitte (101) der Finger (92, 93) die Schichtdicke größer ist als am Rand (102) der Finger (20).
33. Solarzelle nach Variante 32, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen benachbarten Fingern (92, 93) verschiedener Polarität der Höhenversatz (97) durch eine im Wesentlichen senkrecht aus der Solar-Einheitszellenebene verlaufende Flanke gebildet wird, die keine Beschichtung aufweist und/oder somit durch den Höhenversatz (97) eine elektrische Isolierung zwischen den Fingern der ersten und zweiten Polarität bewirkt wird.
34. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass die Kontaktpunkte (95, 96) der Einheitszelle (94) mit einem Lötpad (98) versehen sind, deren Oberseite von der Höhe her die Finger (92, 93) der ersten und zweiten Polarität überragt (22).
35. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass die Dicke der Solarzelle um ein Vielfaches größer ist als die Höhe des Absatzes (97) zwischen den Fingern (92, 93) der ersten und zweiten Polarität.
36. Solarzelle nach einer der vorhergehenden Varianten, dadurch gekennzeichnet, dass die Solarzelle mehr als 100 Einheitszellen aufweist, vorzugsweise mehr als 500 Einheitszellen, z. B. 600 bis 650 Einheitszellen oder mehr.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

WO 2006/111304 A1 [0005]

Claims

Rückseitenkontaktierte kristalline Solarzelle (10) mit einer Kontaktstruktur (11), die mehrere Finger (13), mehrere jeweils mit einer Mehrzahl von Fingern (92, 93) elektrische verbundene Stromsammelschienen (15, 15'), mit den Stromsammelschienen (15, 15') verbundene Anschlusskontakte (12') zur Kontaktierung der Solarzelle aufweist, wobei die Finger mit einer elektrischen Beschichtung aus einem leitfähigen Material, vorzugsweise Aluminium o. dgl., versehen sind und das Beschichtungsmaterial einen bestimmten spezifischen Widerstand aufweist und wobei eine Solarzelle mindestens eine Einheitszelle (94) aufweist, die durch eine vorbestimmte Länge und eine vorbestimmte Breite bestimmt ist, wobei die Länge der Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Länge eines Fingers (92, 93), die Breite einer Einheitszelle (94) wesentlich bestimmt wird durch die Breite eines Fingers (92, 93), wobei die Einheitsrzelle einen ersten Finger (92) einer ersten Polarität und einen zweiten Finger (93) einer zweiten Polarität aufweist und jedem Finger (92, 93) ein Verschaltungspunkt (95, 96) zugeordnet ist und die Beschichtung (100) der Finger (92, 93) eine Dicke aufweist, die vorzugsweise geringer ist als ca. 15 μm, vorzugsweise 10 μm oder weniger beträgt und die Einheitszelle (94) einen Grid-Widerstand aufweist, welcher geringer ist als 3000 Ohm, vorzugsweise geringer ist als 1000 Ohm.
Solarzelle nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Grid-Widerstand der Einheitszelle (94) im Bereich von wenigen hundert Ohm, z. B. im Bereich von ca. 1 bis 700 Ohm liegt, und/oder der Grid-Widerstand der Solarzelle zwischen 100 und 600 Ohm liegt, und/oder mit einer elektrischen Kontaktstruktur (11), welche mehrere Anschlusskontakte (12) aufweist, welche für eine Kontaktierung zu mindestens einer externen Komponente wie einem Zellverbinder (30) oder einer Zellverbinderkontaktierung (31) ausgebildet sind, und mit den Anschlusskontakten (12) verbundene Finger (13) und Verbinderelemente (15, 15'), wobei die Anschlusskontakte (12) auf der Rückseite der Solarzelle (10) am Rand der Solarzelle (10) und/oder verteilt auf der Rückseite der Solarzelle (10) vorgesehen sind, und wobei die Verbinderelemente (15, 15') eine elektrische Verbindung von wenigstens einem Finger (13, 92, 93)) zu mindestens einem der Anschlusskontakte (12) sicherstellen, und/oder wobei die randseitigen Verbinderelemente (15) gebogen sind und die mit den Verbinderelementen (15, 15') verbundenen Anschlusskontakte (12) rotationssymmetritsch angeordnet sind, und/oder wobei die Anschlusskontakte (12) als Verlängerung der Verbinderelemente (15, 15') gebildet sind oder wobei die Verbinderelemente (15, 15') jeweils mit mindestens einem Anschlusskontakt (12) verbunden sind, und wobei die Anschlusskontakte (12) verteilt über der gesamten Rückseite der Solarzelle (10) am Rand und/oder beabstandet vom Rand der Solarzelle (10) vorliegen, und/oder wobei alle oder ein Teil der Verbinderelemente (15, 15') als gerade Verbinderbändchen ausgebildet sind, und/oder wobei die Finger (13) von den Verbinderelementen (15, 15') in kammartiger Form abstehen und dabei im Wesentlichen parallel zueinander verlaufen, und wobei die von einem Verbinderelement (15, 15') ausgehenden Finger (13) jeweils zwischen von einem weiteren Verbinderelement (15, 15') ausgehenden Finger (13) angeordnet, und/oder wobei die Anschlusskontakte (12) in Form von Anschlussflächen vorliegen, welche eine Verbindung zu einem oder mehreren Finger (13) und zu mindestens einem Verbinderelement (15, 15') herstellen, und/oder wobei die Anschlussflächen derart verteilt auf der Solarzelle (10) vorgesehen sind, dass nach einem Zerteilen bzw. Brechen der Solarzelle (10) in zwei Hälften oder in mehrere gleichförmige Teile jede Hälfte oder jeder der Teile eine übereinstimmende Kontaktstruktur (11) aufweist, und/oder wobei die Solarzelle (10) in Bezug auf die Erstreckungsebene der Solarzelle (10) im Wesentlichen senkrechte Flanken (102), insbesondere an den Fingern (13, 92, 93), und parallel in Erstreckungsebene ausgerichtete Flächen aufweist, und wobei die Schicht (100) auf den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen zum Teil unterschiedlich dick ausgebildet ist, auf den senkrechten Flanken (102) hingegen vorzugsweise aber keine Metallisierungs-Schicht ausgebildet ist, und/oder wobei die Schichtkonsistenz auf den parallel in Erstreckungsebene ausgerichteten Flächen durch die Dicke und/oder die Porosität des Beschichtungsmaterials definiert ist und vorzugsweise die Dicke der Schicht in Richtung der senkrechten Flanken (102) abnimmt, und/oder wobei die Solarzelle (10) eine Rückseitenoberfläche mit einer Schichtdicke im Bereich zwischen 0,1 und 25 μm aufweist, und wobei die Rückseitenoberfläche von der dielektrischen Schicht bedeckt ist, welche eine Schichtdicke im Bereich zwischen 50 und 2000 nm aufweist, und/oder wobei die Kantenlänge der Solarzelle (10) im Bereich von 125 mm und/oder im Bereich von 156 mm liegt, und wobei zumindest eine der Kantenlängen der Solarzelle (10) mehr als 125 mm beträgt, und/oder wobei mehrere Metallisierungs-Schichten (100) vorgesehen sind, wobei eine erste Metallisierungs-Schicht zwischen 0,3 und 30 μm dick ist, und wobei mindestens eine weitere Metallisierungs-Schicht vorgesehen ist, welche zwischen 0,1 und 2 μm dick ist, und/oder wobei die Solarzelle (10) ausschließlich rückseitenkontaktiert ist, und wobei die Solarzelle (10) im Wesentlichen auf Silicium basiert, und/oder wobei die Kontaktstruktur (11) symmetrisch ist und im Wesentlichen gleichförmig bei annähernd gleichen Abständen zwischen den jeweiligen Anschlusskontakten (12) über der gesamten Solarzelle (10) vorliegt.
Rückseitenkontaktiertes Solarmodul (20) aus mindestens zwei Solarzellen (10) nach einem der Ansprüche 1 oder 2, mit einer Topografie auf der rückseitigen Oberfläche und mit einer Laminationsfolie und/oder einem flüssig aufgebrachten Verkapslungs- oder Verbundmassematerial, wobei die Topografie durch leitfähige Schichten unterschiedlicher Anordnung und Funktion gebildet ist, wobei die Topografie eine Struktur aufweist, welche durch die Verschaltung der mindestens einen Solarzelle (10) mit mindestens einer weiteren Solarzelle (10) nach einem der Ansprüche 1 bis 17 gebildet ist.
Solarmodul (20) nach Anspruch 3, wobei sich Zellverbinder (30) in Form von Bändern zwischen mindestens zwei Solarzellen erstrecken, wobei die Zellverbinder (30) zum direkten Verbinden von Solarzellen jeweils direkt miteinander in Form einer Zellverbinderkontaktierung (31) kontaktiert sind, und wobei die Zellverbinderkontaktierung (31) in Form eines Hauptbandes vorliegt, welches auch eine Verbindung von aneinandergrenzenden Solarmodulen herstellen kann, und/oder wobei die Zellverbinder (30) die Solarzellen über jeweilige Anschlusskontakte (12) an einem Rand einer jeweiligen Solarzelle (10) verbinden, und/oder wobei sich die Zellverbinder (30) auch über eine jeweilige Solarzelle (10) erstrecken und über die Fläche der Solarzelle (10) verteilte, nicht am Rand liegende Anschlusskontakte (12) einer jeweiligen Solarzelle (10) verbinden, und/oder wobei mindestens eine Solarzelle (10) in zwei Hälften vorliegt, welche durch eine mittlere Schneid- und/oder Bruchkante gebildet sind, und welche hintereinandergeschaltet sind, wobei an der Schneid- und/oder Bruchkante beidseitig der Kante mittlere Anschlusskontakte (12) ausgebildet sind, welche über die Zellverbinder (30) miteinander verbunden sind, und wobei mindestens zwei Hälften jeweils in Rechteckform, Dreiecksform oder wahlweise in einer anderen symmetrischen Geometrie vorliegen.
Rückseitenkontaktierte Solarzelle, insbesondere nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass Finger (92, 93) der ersten und der zweiten Polarität auf der Rückseite der Solarzelle nebeneinander liegen und zwischen den Fingern (92, 93) der ersten und der zweiten Polarität ein Höhenversatz besteht, welcher wenigstens 5 bis 25 μm aufweist, vorzugsweise ca. 10 μm beträgt.
Solarzelle nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Einheitszelle (94) einen Kontakt- bzw. Verschaltungspunkt (95, 96, 98) aufweist, den sich die Einheitszelle mit einer benachbarten Einheitszelle teilt, und/oder dadurch gekennzeichnet, dass Kontaktpunkte (98) für Finger (92) der ersten Polarität gegenüber Kontaktpunkten (98) für Finger (93) der zweiten Polarität ebenfalls einen Höhenversatz (97) aufweisen (19), und/oder dadurch gekennzeichnet dass die Solarzelle einen Wafer als Basis aufweist und dass die Vertiefungen für den Höhenversatz der Finger (92) der ersten Polarität durch Lasern, Ätzen o. dgl. hergestellt werden, und/oder, dadurch gekennzeichnet, dass die Finger (92, 93) der ersten und zweiten Polarität durch eine Beschichtung (91) auf dem Wafer-Material gebildet werden, wobei die Beschichtung nicht gleichmäßig auf dem Wafer-Material erfolgt, sondern in der Mitte (101) der Finger (92, 93) die Schichtdicke größer ist als am Rand (102) der Finger (20), und/oder dadurch gekennzeichnet, dass zwischen benachbarten Fingern (92, 93) verschiedener Polarität der Höhenversatz (97) durch eine im Wesentlichen senkrecht aus der Solar-Einheitszellenebene verlaufende Flanke gebildet wird, die keine Beschichtung aufweist und/oder somit durch den Höhenversatz (97) eine elektrische Isolierung zwischen den Fingern der ersten und zweiten Polarität bewirkt wird, und/oder dadurch gekennzeichnet, dass die Kontaktpunkte (95, 96) der Einheitszelle (94) mit einem Lötpad (98) versehen sind, deren Oberseite von der Höhe her die Finger (92, 93) der ersten und zweiten Polarität überragt (22), und/oder dadurch gekennzeichnet, dass die Dicke der Solarzelle um ein Vielfaches größer ist als die Höhe des Absatzes (97) zwischen den Fingern (92, 93) der ersten und zweiten Polarität, und/oder dadurch gekennzeichnet, dass die Solarzelle mehr als 100 Einheitszellen aufweist, vorzugsweise mehr als 500 Einheitszellen, z. B. 600 bis 650 Einheitszellen oder mehr.