DE202011104880U1

DE202011104880U1 - Ein Solarzellenempfänger zur Verwendung in einem konzentrierten photovoltaischen System unter Verwendung von III-V Halbleitersolarzellen

Info

Publication number: DE202011104880U1
Application number: DE202011104880U
Authority: DE
Original assignee: Emcore Solar Power Inc
Current assignee: Suncore Photovoltaics Inc
Priority date: 2011-02-25
Filing date: 2011-08-23
Publication date: 2011-11-29
Anticipated expiration: 2021-08-24
Also published as: BRMU9100775U2; ES1076517U; CN102651415A; PT10686T; US20110155217A1; ES1076517Y; CN102651414A; US9923112B2; DE202011104884U1; CN202076295U; CN102651415B; ITMI20110258U1; PT10686U; PT10687U; US20150295113A1; BRMU9100797U2; ES1076518Y; CN202142565U; ITMI20110257U1; CN102651414B

Abstract

Ein Solarzellenempfänger zur Verwendung in einem konzentrierenden Solarsystem zur Umwandlung von Solarenergie in Elektrizität dadurch gekennzeichnet, dass der Solarzellenempfänger einen Träger aufweist, eine Solarzelle angebracht auf dem Träger und eine oder mehrere III-V-Verbindungshalbleiterschichten aufweisend und ein optisches Element, positioniert über der Solarzelle auf einer entgegengesetzten Seite vom Träger und einen optischen Kanal definierend mit einem vergrößerten Einlass, der weg von der Solarzelle weist und zusammen mit einem reduzierten Auslass, der zu der Solarzelle hinweist und der die Solarenergie auf die Solarzelle konzentriert, ferner dadurch gekennzeichnet, dass der Solarzellenempfänger Folgendes aufweist: einen Rahmen positioniert über dem Träger und mit einer Höhe oberhalb des Trägers, die größer ist als die Solarzelle, wobei der Rahmen sich um die Solarzelle herum erstreckt und diese einschließt und zwar in einem Innenraum; und ein Einkapslungsmittel enthalten innerhalb des Innenraums zwischen dem optischen Element und dem Rahmen und Teile des Trägers und der Solarzelle...

Description

HINTERGRUND
Solarzellen werden zur Umwandlung von Sonnen- oder Strahlungsenergie in elektrische Energie verwendet. Historisch gesehen wurde sowohl für terrestrische als auch Anwendungen im Raum Solarleistung, vorherrschend durch Silizium (Si) Solarzellen, geliefert. In den letzten Jahren hat jedoch die ein hohes Volumen besitzende Herstellung von hocheffizienten III-V Multjunction Solarzellen bzw. III-V-Mehrfachsolarzellen bzw. III-V-Mehrfachsolarzellen es ermöglicht, dass diese alternative Technologie auch für die terrestrische Leistungserzeugung ins Auge gefasst werden kann. Verglichen mit Silizium, sind III-V Multijunction Zellen im Allgemeinen strahlungsbeständiger und besitzen größere Energieumwandlungseffizienzen, aber sie kosten tendenziell mehr. Einige derzeitige III-V Multijunction Zellen besitzen Energieeffizienzen oberhalb 27%, wohingegen die Siliziumtechnologien nur ungefähr 17% Effizienz erreichen. Bei Konzentration weisen einige derzeitige III-V Multijunction Zellen Energieeffizienzen auf, die über 37% hinausgehen. Wenn eine sehr hohe Leistung liefernde oder kleine Solaranordnungen von Wichtigkeit sind, und zwar in einem Raumfahrzeug oder in einem anderen Solarenergiesystem, dann werden oftmals Multijunction Zellen verwendet, und zwar anstelle von auf Silizium basierenden Zellen, oder aber in Hybridkombination mit silizium-basierten Zellen, um die Anordnungsgröße zu reduzieren.
Allgemein gesagt, besitzen die Multijunction Zellen eine n-auf-p-Polarität und bestehen aus InGaP/(In)GaAs-Verbindungen. Die III-V Verbindungshalbleiter Multjunction Solarzellen bzw. III-V-Mehrfachsolarzellen können über die metall-organische chemische Dampfabscheidung (MOCVD = metal-organic chemical vapor deposition) auf Ge Substraten gewachsen werden. Die Verwendung des Ge Substrats gestattet, dass ein ”Junction” bzw. Übergang gebildet wird zwischen n- und p-Ge. Die Solarzellenstrukturen können auf Ge Substraten mit 100 mm Durchmesser (4 Zoll) aufgewachsen werden und zwar mit einer durchschnittlichen Massendichte von ungefähr 86 mg/cm².
In einigen Multijunction Zellen ist die mittlere Zelle eine InGaAs Zelle, im Gegensatz zu einer GaAs Zelle. Die Indiumkonzentration kann im Bereich von ungefähr 1,5% für die InGaAs Mittelzelle liegen. In einigen Implementierungen zeigt eine Anordnung eine erhöhte Effizienz. Die InGaAs Schichten sind im Wesentlichen perfekt an das Ge Substratgitter angepasst.
Unabhängig von der verwendeten Zellenart besteht ein bekanntes Problem mit Solarzellensystemen darin, dass einzelne Solarzellen beschädigt oder abgeschattet werden können, und zwar durch ein Hindernis. Beispielsweise kann eine Schädigung auftreten infolge des Aussetzens der Solarzelle gegenüber rauen Umgebungsbedingungen. Die Stromführungskapazität einer Paneele oder Platte mit einer oder mehreren geschädigten oder abgeschatteten Solarzellen wird reduziert und die Ausgangsgröße von den anderen dieser Paneele oder Platte in Serie geschalteten Paneelen bringt eine umgekehrte Vorspannung der geschädigten oder abgeschatteten Zellen. Die Spannung an den geschädigten oder abgeschatteten Zellen steigt daher in umgekehrter Polarität an, bis die volle Ausgangsspannung von sämtlichen Paneelen, die in Reihe liegen, an die geschädigten oder abgeschatteten Zellen in der betreffenden Paneele angelegt werden. Dies bewirkt, dass die geschädigten oder abgeschatteten Zellen zerstört werden.
Da ein Solarzellensystem für terrestrische Anwendungsfälle tausende von Solarzellen aufweist, liegt die Ausgangsspannung normalerweise im Bereich von hunderten von Volt und die Stromausgangsgröße ist im Bereich von zehn und zwanzig Ampere. Bei diesen Ausgangsleistungspegeln besteht, wenn die Solarzellenanschlüsse nicht geschützt sind, dass eine nicht kontrollierbare elektrische Entladung in der Form von Funken tendenziell auftritt, und dieses kann zu einer Schädigung der Solarzellen und zur Schädigung des gesamten Systems führen.
Die Multijunction Solarzelle bildet Teil eines Solarzellenempfängers, der in einem Konzentrations-Solarzellensystem verwendet werden kann. Die Solarzellenempfänger können in Umgebungen verwendet werden, wo Wasser, extreme Wärme und Feuchtigkeit die Leistungsfähigkeit verschlechtern kann, und/oder ein Ausfall kann bewirkt werden. Es wurden Standards und Testvorschriften eingeführt um sicherzustellen, dass ein Solarzellenempfänger Minimalerfordernisse des Gebrauchs erfüllt. Ein spezieller Industriestandard ist der IEC62108. Solarzellenempfänger sollten in einer Art und Weise konstruiert sein, dass sie den Erfordernissen dieser Standards entsprechen, um ordnungsgemäße Leistungsfähigkeit sicherzustellen.
ZUSAMMENFASSUNG
Gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Solarzellenempfänger vorgesehen, und zwar zur Verwendung in einem konzentrierenden Solarsystem zur Umwandlung von Solarenergie in Elektrizität, wobei dieses Folgendes aufweist: einen Träger, eine Solarzelle angebracht am Träger und mit einer oder mehreren III-V Verbindungshalbleiterschichten und einem optischen Element positioniert über der Solarzelle auf einer entgegengesetzten Seite vom Träger und einen optischen Kanal definierend mit einem vergrößerten Einlass der von der Solarzelle weg weist und mit einem reduzierten Auslass, der zu der Solarzelle hinweist und der Solarenergie auf die Solarzelle konzentriert. Der Solarzellenempfänger kann einen Rahmen, positioniert über dem Träger aufweisen und zwar mit einer Höhe oberhalb des Trägers, und der größer ist als die Solarzelle. Der Rahmen kann sich um die Solarzelle herum erstrecken, und diese in einem Innenraum einschließen. Ein Einkapslungsmittel kann innerhalb des Innenraums zwischen dem optischen Element und dem Rahmen vorgesehen sein, und kann Teile des Trägers und der Solarzelle abdecken. Das Einkapslungsmittel kann eine vergrößerte Außenkantenhöhe n jedem optischen Element und Rahmen aufweisen.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist eine perspektivische Ansicht einer Implementierung oder Ausführungsform eines Solarzellenmoduls.
2 ist eine perspektivische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines sekundären optischen Elements.
3 ist eine teilweise expandierte perspektivische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Solarzellenempfängers.
4 ist eine teilweise perspektivische Explosionsansicht, die die Solarzelle und das metallisierte Keramiksubstrat der 3 im Einzelnen zeigt.
5 ist ein Schnitt der Solarzelle, des metallisierten Keramiksubstrats und der Wärmelinie X-X' der 3.
6 ist eine perspektivische Ansicht des Solarzellenempfängers mit einem Rahmen und einem Einkapslungsmittel.
7 ist ein Querschnitt Längslinie Y-Y' der 6.
8 ist ein Querschnitt des Einkapslungsmittels, positioniert innerhalb des Rahmens.
9 ist ein Querschnitt des Einkapslungsmittels, positioniert innerhalb des Rahmens.
10 ist ein Querschnitt des Einkapslungsmittels, positioniert innerhalb des Rahmens.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
1 veranschaulicht eine Implementierung oder ein Ausführungsbeispiel eines Solarzellenmoduls 200, welches eine Anordnung von Linsen 210 und entsprechende Solarzellenempfänger 100 aufweist. Jede der Linsen 210 ist mit einem der Solarzellenempfänger 100 ausgerichtet. Das Solarzellenmodul 200 kann unterschiedliche Anzahlen von Linsen 210 und Solarzellenempfängern 100 aufweisen. 1 veranschaulicht ein Modul 200 mit fünfzehn Linsen 210 und Solarzellenempfängern 100, ausgerichtet in einer 3 × 5 Anordnung.
Die Linsen 210 werden auf einem kontinuierlichen Flächenelement 211 aus optischem Material (beispielsweise Acryl) gebildet. In einigen Ausführungsbeispielen sind Zonen oder Regionen des Flächenelements 211 nicht in Linsen 210 geformt und sind teilweise oder insgesamt opaque, d. h. undurchsichtig gemacht. Durch Formen der Linsen 210 aus einem kontinuierlichen Flächenelement 211 können die Kosten beträchtlich vermindert werden. Als erstes werden dadurch, dass die Linsen 210 auf großen Flächenelementen hergestellt werden, die Produktionskosten verringert. Zweitens werden die Zusammenbaukosten verringert, da nur ein Gegenstand (d. h. das Flächenelement 211 von Linsen) mit den Solarzellenempfängern 100 ausgerichtet werden muss. Bei diesem Ausführungsbeispiel liegt das Flächenelement 211 über einem Ausrichtrahmen 221 eines Gehäuses 220.
Eine oder mehrere Belüftungsöffnungen 228 können im Gehäuse 220 positioniert sein. Die Öffnungen 228 können so positioniert sein, dass die Luftströmung durch das Gehäuse 220 erleichtert wird. In einem Ausführungsbeispiel sind die Öffnungen 228 in den Seitenwänden des Gehäuses 220 positioniert und zwar ungefähr 3'' oberhalb der Linsen 210. Die Größe der Öffnungen 228 kann unterschiedlich sein. In einem Ausführungsbeispiel besitzt jede Öffnung eine kreisförmige Gestalt mit einem Durchmesser von ungefähr 1''. Eine Abdeckung 229 kann sich über die Öffnungen 228 erstrecken und als ein Filter wirken, um das Einführen von Feuchtigkeit und Schadstoffen in das Gehäuse 220 zu verhindern. Die Abdeckung 229 kann aus einer Vielzahl von Materialien aufgebaut sein, und zwar einschließlich nicht beschränkt auf GORETEX, Nylon und Polyvinyliden.
Der Rahmen 221 kann eine Vielzahl von Rahmenausrichtelementen aufweisen, wie beispielsweise Löcher. Die Ausrichtelemente können mit Gewinde versehen sein oder in anderer Weise geeignet sein, um einen Befestiger aufzunehmen. Das Flächenelement 211 kann Flächenelement-Ausrichtelemente aufweisen, wie beispielsweise Stifte, Schrauben oder andere Elemente, die eine Ausrichtung und Kupplung mit den Rahmenausrichtelementen vorsehen. Die Rahmenausrichtelemente und die Flächenelement-Ausrichtelemente sind derart angeordnet, dass durch Kuppeln der Flächenelement-Ausrichtelemente mit den Rahmenausrichtelementen jede der Linsen 210 mit einem entsprechenden Solarzellenempfänger 100 ausgerichtet ist. Die Ausrichtelemente sind im Allgemeinen in einem Mittelpunkt angeordnet, und zwar definiert durch vier der Linsen 210. In einem Ausführungsbeispiel ist ein Ausrichtelement in einem Mittelpunkt, definiert durch Linsen 210a, 210b, 210c und 210d angeordnet. Ein weiteres Ausrichtelement kann angeordnet sein in einem Mittelpunkt, definiert durch vier andere Linsen 210. Dieses Muster der Anordnung der Ausrichtelemente in einem Mittelpunkt, definiert durch vier Linsen, kann sich entlang dem gesamten Flächenelement 211 fortsetzen.
Bei einigen Ausführungsbeispielen kann die Bodenoberfläche 222 des Gehäuses 220 Ausrichtmerkmale aufweisen, die sicherstellen, dass jeder der Solarzellenempfänger 100 in einer vorbestimmten Position angeordnet ist. Diese Merkmale können die Kupplung vorsehen mit jedem der Solarzellenempfänger 100.
Bei einigen Ausführungsbeispielen ist jede der Linsen 210 eine Fresnel Linse. Der entsprechende Solarzellenempfänger 100 ist auf der Oberfläche 222 positioniert, und zwar an einem entgegengesetzt liegenden Ende des Gehäuses 220. Jeder der Solarzellenempfänger 100 weist eine entsprechende Solarzelle 102 auf, und zwar angeordnet in dem optischen Draht der entsprechenden Linse 210, das heißt derart, dass die entsprechende Solarzelle 102 Licht empfängt, das durch die entsprechende Linse 210 läuft. Bei einigen Ausführungsbeispielen werden zusätzliche optische Elemente verwendet, um die Solarzelle in dem optischen Pfad der Linse anzuordnen. Beispielsweise können die sekundären optischen Elemente 104 in Entsprechung stehen mit jedem Paar der Solarzellenempfänger 100 und der Linsen 210. Die sekundären optischen Elemente 104 sammeln das Licht von der Linse 210 und leiten es in die Solarzelle 102 des Solarzellenempfängers 100. In einigen Ausführungsbeispielen ist jeder der Solarzellenempfänger 100 mit einem entsprechenden sekundären optischen Element 104 ausgestattet.
Ein weiteres optisches Element umfasst einen Konzentrator oder eine Konzentriervorrichtung 106, die zwischen jedem der Paare von Solarzellenempfängern 100 und Linsen 210 positioniert ist. Der Konzentrator 106 konzentriert das Licht auf die Solarzelle 102.
Obwohl einige Fresnel-Linsen mehr Sonnenlicht als einige konvexe Linsen konzentrieren können, können die Ausführungsbeispiele irgendeine Bauart der Linsen 210 verwenden, die das einfallende Sonnenlicht konzentriert. Beispielsweise können die Linsen 210 die Form einer bi-konvexen Linse, einer plano-konvexen Linse oder einer konvex-konkaven Linse besitzen. Die Linsen 210 können auch eine mehrschichtige antireflektierende Beschichtung aufweisen. In einem Modul 200 kann jede der Linsen 210 gleich sein oder aber das Modul 200 kann zwei oder mehr unterschiedliche Linsen 210 aufweisen.
Ein Abstand X gemessen zwischen dem die Linsen 210 aufweisenden Flächenelement 211 und den Solarzellen 102 der entsprechenden Solarzellenempfänger 100 kann basierend auf der Brennweite der Linsen 210 gewählt werden. In einigen Ausführungsbeispielen ist das Gehäuse 220 derart angeordnet, dass die Solarzelle 102 jedes entsprechenden Solarzellenempfängers 100 am oder ungefähr am Brennpunkt der entsprechenden Linse 210 angeordnet ist. In einigen Ausführungsbeispielen kann die Brennweite jeder der Linsen 210 zwischen ungefähr 25,4 cm (10'') und 76,2 cm (30'') liegen. In einigen Ausführungsbeispielen liegt die Brennweite jeder Linse 210 zwischen ungefähr 38,1 cm (15'') und 50,8 cm (20''I). In einigen Ausführungsbeispielen beträgt die Brennweite jeder Linse 210 ungefähr 40,085 cm (17,75''). In einigen Ausführungsbeispielen ändert sich die Brennweite jeder Linse und das Gehäuse 220 sieht mehrfache unterschiedliche Distanzen oder Abstände vor (beispielsweise solche die größer sind oder solche die kleiner sind als der Abstand X) zwischen dem Flächenelement 211 und der Oberfläche 222.
Das Gehäuse 220 und das Linsenflächenelement 211 können einen umschlossenen Innenraum bilden, der die Solarzellenempfänger 100 gegenüber der Umgebung schützt.
Bei einigen Ausführungsbeispielen der Linsen 210 erfolgt die Konzentration einfallenden Sonnenlichts auf das 100fache der normalen Konzentration (d. h. 1000 Sonnen) oder mehr. Einige Ausführungsbeispiele können andere Konzentrationen aufweisen. Allgemein gesagt gilt Folgendes: Die Umwandlungseffizienz der Solarenergien in elektrische Energie erhöht sich bei konzentrierter Beleuchtung. Beispielsweise bei ungefähr 1000 Sonnen kann ein einziger Solarempfänger 25 Watt oder mehr elektrische Leistung erzeugen. In einem anderen Beispiel, bei ungefähr 470 Sonnen oder mehr, kann ein einziger Solarzellenempfänger 14 Watt oder mehr elektrische Leistung erzeugen. Die Menge an elektrischer Leistung, die ein Solarzellenempfänger erzeugen kann, kann sich verändern, und zwar abhängig von beispielsweise der Kombination der Solarzellencharakteristika (beispielsweise Größe, Zusammensetzung) und der Eigenschaften der zugehörigen optischen Mittel (beispielsweise Konzentration, Brennweite, Ausrichtung).
In einigen Ausführungsbeispielen sind die Solarzellen 102 jedes der entsprechenden Solarzellenempfänger 100 als eine Triple-Junction III-V Solarzelle ausgebildet, wobei jede der drei Subzellen in Serie angeordnet ist. In Anwendungen, wo mehrfache Solarzellenmodule 200 verwendet werden, sind die Empfänger 100 der Solarzellenmodule 200 typischerweise elektrisch miteinander in Serie geschaltet. Andere Anwendungen können jedoch die Parallelverbindung oder die Serien-Parallelverbindung verwenden. Beispielsweise können Empfänger 100 innerhalb eines gegebenen Moduls 200 elektrisch in Serie geschaltet sein, aber die Module 200 sind miteinander parallel geschaltet.
Wie zuvor erläutert, kann ein sekundäres optisches Element (”SOE” = secundary optical element) 104 zwischen der Linse 210 und der entsprechenden Solarzelle 102 positioniert sein. Eine Implementierung eines SOE ist in 2 gezeigt. Das SOE 104 ist innerhalb des Gehäuses 220 des Solarzellenmoduls 200 angeordnet und ist im Allgemeinen ausgelegt für die Sammlung von Solarenergie, konzentriert durch eine der entsprechenden Linsen 210. In einigen Ausführungsbeispielen kann jeder der Solarzellenempfänger 100 ein entsprechendes SOE 104 aufweisen. Andere Module 200 können weniger als jeder Solarzellenempfänger 100 einschließlich eines SOE 104 aufweisen.
Das SOE 104 weist ein optisches Element 401 auf, und zwar mit einem optischen Einlass 402 und einem optischen Auslass 403, ferner einem Körper 404 und Befestigungsansätzen 405. Das SOE 104 ist derart angeordnet, dass das optische Element 401 oberhalb der Solarzelle 102 des entsprechenden Solarzellenempfängers 100 angeordnet ist. Obwohl es abhängig von dem Ausführungsbeispiel variieren kann, ist das SOE 104 derart angebracht, dass der optische Ausgang 403 ungefähr 0,5 mm von der Solarzelle 102 entfernt liegt (beispielsweise ist die Dimension 406 ungefähr 0,5 mm). In einigen Ausführungsbeispielen stellen die Befestigungsansätze 405 eine Kupplung oder Verbindung mit der Oberfläche 222 des Gehäuses 220 her. Das SOE 104 kann aus Metall, Kunststoff oder Glas oder anderen Materialien bestehen.
In einigen Ausführungsbeispielen besitzt das optische Element 401 einen im Allgemeinen quadratischen Querschnitt, der sich vom Einlass 402 zum Auslass 403 hin verjüngt. Die Innenoberfläche 407 des optischen Elements reflektiert Licht nach unten zu dem Auslass 403 hin. Die Innenoberfläche 407 ist in einigen Ausführungsbeispielen mit Silber oder einem anderen Material hoher Reflektivität beschichtet. In einigen Fällen wird die Reflektionsbeschichtung durch eine Passivierungsbeschichtung wie beispielsweise SiO₂ geschützt, um gegenüber Oxidation, Beschlag oder Korrosion Schutz zu bieten. Der Pfad oder die Bahn von dem optischen Einlass 402 zum optischen Auslass 403 bildet einen verjüngten optischen Kanal, der Solarenergie von der entsprechenden Linse 210 einfängt und diese zu der entsprechenden Solarzelle 102 führt. Wie in diesem Ausführungsbeispiel gezeigt, weist das SOE 104 ein optisches Element 401 auf, und zwar mit vier reflektierenden Wänden. In anderen Ausführungsbeispielen können unterschiedliche Formen verwendet werden (beispielsweise dreiseitig zur Bildung eines dreieckigen Querschnitts).
Unter idealen Bedingungen fokussiert die entsprechende Linse 210, assoziiert mit dem SOE 104, das Licht direkt auf die Solarzelle 102, ohne dass das Licht auf die SOE 104 auftrifft. In den meisten Fällen fokussiert die Linse 210 das Licht nicht direkt auf die Solarzelle 102. Dies kann aus verschiedenen Gründen auftreten, und zwar einschließlich, aber nicht eingeschränkt auf die chromatische Aberration von einem Brechungslinsendesign, Fehlausrichtung der Solarzelle 102 relativ zu der Linse 210 während des Aufbaus, Fehlausrichtung, während des Betriebs infolge eines Nachführfehlers, bauliche Verbiegung und Windbelastung. Somit fokussiert unter den meisten Bedingungen die Linse 210 das Licht derart, dass es von dem SOE 104 reflektiert wird. Die Differenz zwischen einem idealen Aufbau und einem fehlausgerichteten Aufbau kann eine kleinere Variation in der Positionierung der Linse 210 von weniger als 1° sein. Das SOE 104 wirkt daher als eine Lichtüberlaufeinfangvorrichtung, um zu bewirken, dass mehr Licht der Solarzelle 102 in Fällen erreicht, wenn die entsprechende Linse 210 das Licht nicht direkt auf die Solarzelle 102 fokussiert. Das SOE 104 kann eine reflektierende mehrschichtige Zwischenregion oder Zone aufweisen, wie dies in der US Patentanmeldung Seriennummer 12/402,814, eingereicht am 12. März 2009, beschrieben ist, wobei diese Offenbarung durch Bezugnahme aufgenommen wird.
Die reflektierende Mehrschichtzwischenzone kann gebildet werden aus unterschiedlichen Materialien mit unterschiedlichen optischen Charakteristika derart, dass die Reflektivität oder das Reflexionsvermögen der Lichtstrahlen von der SOE 104 weg und das zur Solarzelle 102 übertragene Licht optimiert wird, um die Bestrahlung auf der Oberfläche der Solarzellen 102 über das einfallende Solarspektrum hinweg zu optimieren. Beispielsweise in einigen Ausführungsbeispielen kann die Innenoberfläche 407 mit Silber oder einem anderen Material hoher Reflektivität beschichtet sein. In einigen Fällen wird die reflektierende Schicht durch einen Passivierungsüberzug wie beispielsweise SiO₂ geschützt, um die SOE 104 gegenüber Oxidation, Beschichtung oder Korrosion zu schützen. Das SOE 104 kann auch das Licht homogenisieren (beispielsweise mischen) in einigen Fällen hat es auch einen gewissen Konzentrationseffekt.
In einigen Implementierungen ist der optische Einlass 402 quadratförmig und ungefähr 49,60 mm × 49,60 mm (Dimension 408), der optischen Auslass ist quadratförmig und ist ungefähr 9,9 mm × 9,9 mm (Dimension 409) und die Höhe des optischen Elementes beträgt ungefähr 70,104 mm (Dimension 410). Die Dimensionen 408, 409, 410 können sich abhängig von der Konstruktion des Solarzellenmoduls 200 und des Solarzellenempfängers 100 ändern. Beispielsweise in einigen Ausführungsbeispielen können die Dimensionen des optischen Auslasses 403 annähernd die gleichen sein wie die Dimensionen der Solarzelle 102. Für ein SOE 104 mit diesen Dimensionen ist der halbe Neigungswinkel 15,8°.
Jede der Solarzellen 102 kann eine Dreischicht- bzw. Triple-Juncion III-V Verbindungshalbleitersolarzelle sein, die eine obere Zelle, eine mittlere Zelle und eine Boden- oder untere Zelle aufweist, und zwar angeordnet in Serie. In einem anderen Ausführungsbeispiel können die Solarzellen Multijunction-Solarzellen sein mit n-auf-p-Polarität und aufgebaut aus InGaP/(In)GaAs III-V Verbindungen auf einem Ge-Substrat. In jedem Falle sind die Solarzellen 102 derart positioniert, dass sie fokussierte Solarenergie von dem SOE 104 und/oder der entsprechenden Linse 210 empfangen.
Eine Antireflektionsschicht kann auf der Solarzelle 102 vorgesehen sein. Die Antireflektionsschicht kann eine mehrere Schichten aufweisende Antireflexschicht sein, die eine niedrigere Reflektivität über einen gewissen Wellenlängenbereich hinweg vorsieht, beispielsweise von 0,3–1,8 μm. Ein Beispiel einer Antireflexbeschichtung ist ein Dual-Schicht-TiO_x/Al₂O₃ Dielektrikstapel.
Wie in 3 gezeigt sind die Ansätze oder Anschlüsse des SOE 104 konfiguriert zur Anbringung des SOE 104 an einem Bügel 116 über eine oder mehrere Befestigungsvorrichtungen 118. Der Bügel 116 ist zur Befestigung der SOE 104 an eine Wärmefalle 120 vorgesehen, und zwar über einen oder mehrere Befestigungsvorrichtungen. Der Bügel 116 ist thermisch leitend, so dass Wärmeenergie erzeugt durch das SOE 104 während des Betriebs zu der Wärmefalle 120 übertragen werden kann und dort verteilt wird.
In einem in den 3 und 4 gezeigten Ausführungsbeispiel ist eine Konzentrationsvorrichtung (Konzentrator) 106 zwischen dem Auslass 403 des SOE 104 und der Solarzelle 102 angeordnet. Der Konzentrator 106 ist vorzugsweise aus Glas und besitzt einen optischen Einlass 108 und einen optischen Auslass 110. In einem Ausführungsbeispiel ist der Konzentrator 106 massives Glas. Der Konzentrator 106 verstärkt das aus dem SOE 104 kommende Licht und leitet das verstärkte Licht zu der Solarzelle 102. In einigen Ausführungsbeispielen besitzt die Konzentriervorrichtung 106 einen im Allgemeinen quadratischen Querschnitt, der sich von dem Einlass 108 zum Auslass 110 verjüngt. In einigen Ausführungsbeispielen ist der optische Einlass des Konzentrators 106 quadratförmig und hat eine Größe von ungefähr 2 cm × 2 cm und der optische Auslass 110 hat eine Größe von ungefähr 0,9 × 0,9 cm. Die Dimensionen des Konzentrators 106 können sich abhängig von der Konstruktion des Solarzellenmoduls 200 und des Solarzellenempfängers 100 ändern. Beispielsweise sind die Dimensionen des optischen Auslasses 110 in einigen Ausführungsbeispielen die gleichen wie die Dimension der Solarzelle. In einem Ausführungsbeispiel ist der Konzentrator 106 ein 2X-Konzentrator. Die Bodenoberfläche des Konzentrators 106 kann direkt an der Oberseite der Solarzellen 102 angebracht sein, und zwar unter Verwendung eines Klebemittels 151 wie beispielsweise eines Silikonklebemittels. Die Solarzellen 102 wandelt das eintretende Sonnenlicht in Elektrizität durch den photovoltaischen Effekt um.
In einigen Ausführungsbeispielen wie in den 1 und 3 veranschaulicht, sind sowohl das SOE 104 als auch ein Konzentrat 106 entlang des optischen Pfades positioniert, und zwar zwischen der entsprechenden Linse 210 und Solarzelle 102. Andere Ausführungsbeispiele können nur eines dieser optischen Elemente umfassen, und zwar positioniert entlang des optischen Pfades. Andere Ausführungsbeispiele können keines dieser Elemente entlang des optischen Pfades aufweisen. Innerhalb eines Moduls 200 kann jedes der Linsen 210/Solarzelle 102-Paare die gleiche oder unterschiedliche Kombination von Elementen aufweisen für das Leiten des Lichtes.
Wie in den 3 und 4 gezeigt, ist eine Bypassdiode 124 parallel mit der Solarzelle 102 geschaltet. In einigen Ausführungsbeispielen ist die Diode 124 eine Halbleitervorrichtung wie beispielsweise eine Schottky-Bypassdiode oder eine epitaxial gewachsener p-n-Übergang (p-n-Junction oder p-n-Schicht). Für die Zwecke der Veranschaulichung ist die Bypassdiode 124 eine Schottky-Bypassdiode. Externe Verbindungsanschlüsse 125 und 127 sind zur Verbindung der Solarzelle 102 und der Diode 124 mit anderen Vorrichtungen vorgesehen, beispielsweise benachbarten Solarzellenempfängern (nicht veranschaulicht).
Die Funktionalität der Bypassdiode 124 kann beurteilt werden durch Betrachtung der in Serie geschalteten Mehrfachsolarzellen 102. Jede Solarzelle 102 kann als eine Batterie angesehen werden, wobei die Kathode jeder der Dioden 124 mit dem positiven Anschluss der zugehörigen ”Batterie” verbunden ist und die Diode jeder der Dioden 124 mit dem negativen Anschluss der zugehörigen ”Batterie” verbunden ist. Wenn einer der in Serie geschalteten Solarzellenempfänger 100 beschädigt oder abgeschaltet wird, so wird seine Spannungsausgangsgröße reduziert oder eliminiert (beispielsweise auf unterhalb einer Schwellenspannung assoziiert mit der Diode 124). Daher wird die zugehörige Diode 124 in Vorwärtsrichtung vorgespannt und ein Bypassstrom fließt nur durch diese Diode 124 (und nicht durch die Solarzelle 102). Auf diese Weise setzen nicht beschädigte oder nicht abgeschattete Solarzellenempfänger 100 die Elektrizitätserzeugung aus der Solarenergie empfangen durch diese Solarzellen fort. Wäre nicht die Bypassdiode 124, so würde im Wesentlichen die ganze durch die anderen Solarzellenempfänger erzeugte Elektrizität durch den abgeschatteten oder beschädigten Solarzellenempfänger laufen und diesen zerstören, was eine offene Schaltung innerhalb beispielsweise der Paneele oder Anordnung schaffen würde.
Der Solarzellenempfänger 100 weist auch ein Keramiksubstrat 126 auf, wie beispielsweise ein Aluminiumoxydsubstrat zur Anbringung der Solarzelle 102 und der Wärmefalle 120 zur Verteilung der durch die Solarzelle 102 während des Betriebs erzeugten Wärme. Die 4 und 5 veranschaulichen die Solarzelle 102 und das Keramiksubstrat 126 im Einzelnen. Das Keramiksubstrat 126 besitzt metallisierte obere und untere Oberflächen 128 und 130. Die beiden Oberflächen 128 und 130 des Keramiksubstrats 126 sind metallisiert, um die Wärmeübertragungskapazität des Keramiksubstrats 126 zu erhöhen, was den Solarzellenempfänger 100 in die Lage versetzt adäquater schnelle Temperaturänderungen zu handhaben, die in Folge abrupter Änderungen bei den Solarzellenbetriebsbedingungen auftreten. Beispielsweise erzeugt die Solarzelle 102 Wärmeenergie bei der Umwandlung von Licht in Elektrizität. Dadurch, dass die beiden Oberflächen die obere Oberfläche 128 und die untere Oberfläche 130 des Keramiksubstrats 126 metallisiert sind, schafft eine schnellere Übertragung der Wärmeenergie von der Solarzelle 102 zur Wärmefalle 120 die Verteilung. Der entgegengesetzte Zustand tritt dann auf, wenn die Solarzelle 102 plötzlich abgeschattet wird. Das heißt, die Solarzelle 102 stoppt die Elektrizitätserzeugung und kühlt schnell ab, ebenso wie das SOE 104. Die metallisierten oberen und unteren Oberflächen 128, 130 des Keramiksubstrats 126 verhindern, dass die Solarzelle 102 zu schnell abkühlt, und zwar durch Übertragung von Wärmeenergie von der Wärmefalle 120 zu der Solarzelle 102 und abhängig von den thermischen Konditionen auch zu dem SOE 104. Die erhöhte Wärmeübertragungskapazität des Solarzellenempfängers 100 reduziert die Größe auf das Interface zwischen der Solarzelle 102 und dem Keramiksubstrat 126 übertragenen Stresses während schneller Temperaturänderungen, was eine zuverlässige Solarzellen-zu-Substratzwischenschicht oder -interface sicherstellt.
Die metallisierte obere Oberfläche oder Oberseite 128 des Keramiksubstrats 126 steht in Kontakt mit der Solarzelle 102 und besitzt gesonderte leitende Zonen oder Regionen 132, 134 für das Vorsehen isolierter elektrisch leitender Bahnen zur Solarzelle 102. Die erste leitende Zone oder Region 132 sieht einen elektrischen Anodenkontaktpunkt für die Solarzelle 102 vor und die zweite leitende Zone oder Region 134 sieht einen elektrischen Kathodenkontaktpunkt für die Solarzelle 102 vor. Die Solarzelle 102 besitzt eine leitende untere Oberfläche oder Unterseite 136, die in 4 nicht zu sehen ist, die aber im Querschnitt der 5 zu sehen ist, und zwar ist diese positioniert auf und verbunden mit der ersten leitenden Zone 132 in der metallisierten Oberfläche 128 des Keramiksubstrats 126. Die entgegengesetzt liegende Unterseite 138 der Solarzelle 102 besitzt eine leitende Kontaktfläche 140 verbunden mit der zweiten leitenden Zone oder Region 134 des Keramiksubstrats 126.
In einem Ausführungsbeispiel bildet die leitende Unterseite 136 der Solarzelle 102 einen Anodenanschluss der Solarzelle 102 und die leitende Kontaktfläche 140, angeordnet auf der Oberfläche 138 der Solarzelle 102, bildet einen Kathodenanschluss. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel ist die leitende Unterseite 136 der Solarzelle 102 auf der ersten leitenden Zone 132 des Keramiksubstrats 126 positioniert und elektrisch isoliert von der zweiten leitenden Zone 134 zur Sicherstellung ordnungsgemäßen Betriebs der Solarzelle 102. In einem Ausführungsbeispiel ist die erste leitende Zone 132 des Keramiksubstrats 126 mindestens teilweise auf drei Seiten umgeben von der zweiten leitenden Zone 134, und zwar um eine Umfangszone oder einen Umfangsbereichs des Keramiksubstrats 126.
In einem Ausführungsbeispiel ist die leitenden Kontaktfläche 140 an der Oberseite bzw. Oberfläche 138 der Solarzelle 102 positioniert und nimmt den Umfang der Solarzelle 102 ein. In einigen Ausführungsbeispielen kann die obere leitende Kontaktfläche 140 kleiner oder größer sein, um den gewünschten Verbindungstyp unterzubringen. Beispielsweise kann die leitende Kontaktfläche 140 nur eine, zwei oder drei Seiten (oder Teile davon) der Solarzelle 102 berühren. In einigen Ausführungsbeispielen ist die obere leitende Kontaktfläche 140 so klein wie möglich gemacht, um so die Fläche zu maximieren, die Solarenergie in Elektrizität umwandelt, während noch immer eine elektrische Verbindung zugelassen ist. Obwohl sich die speziellen Dimensionen der Solarzelle 102 abhängig von dem Anwendungsfall ändern, sind Standarddimensionen ungefähr 1 cm². Beispielsweise ist ein Satz von Standarddimensionen der folgende: Ungefähr 12,58 mm × 12,58 mm insgesamt ungefähr 0,160 mm Dicke, und eine gesamte aktive Fläche von ungefähr 108 mm². Beispielsweise kann in einer Solarzelle 102, die annähernd 12,58 mm × 12,58 mm misst, die obere leitende Kontaktfläche 140 ungefähr 0,98 mm breit sein und die aktive Fläche kann ungefähr 10 mm × 10 mm sein.
Die obere leitende Kontaktfläche 140 der Solarzelle 102 kann aus einer Verschiedenheit von leitenden Materialien geformt sein, wie beispielsweise Kupfer, Silber und/oder Gold beschichtetem Silber. Bei dieser Implementierung ist es die n-Leitfähigkeitskathoden (d. h. Emitter)-Seite der Solarzelle 102, die Licht empfängt und demgemäß ist die obere leitende Kontaktfläche 140 auf der Kathodenseite der Solarzelle 102 angeordnet. In einem Ausführungsbeispiel ist die obere leitende Kontaktfläche 140 der Solarzelle 102 durch Draht verbunden mit der zweiten leitenden Zone 134 der metallisierten Oberfläche 128 des Keramiksubstrats 126, und zwar über einen oder mehrere Verbindungsdrähte (bonding wires) 142. Die Anzahl der Verbindungsdrähte 142 verwendet in einer speziellen Implementierung kann in Beziehung stehen, unter anderem mit der Größe des durch die Solarzelle 102 erzeugten Stroms. Allgemein gilt, dass je größer der Strom desto größer die Anzahl der verwendeten Verbindungsdrähte 142 ist.
Die Bypassdiode 124 koppelt die erste leitende Zone oder Region 132 mit der metallisierten Oberseite 128 des Keramiksubstrats 126 an die zweite leitende Zone 134. In einem Ausführungsbeispiel ist ein Kathodenanschluss der Bypassdiode 124 mit dem Anodenanschluss der Solarzellen 102 verbunden, und zwar über eine erste leitende Zone oder Region 132 des Keramiksubstrats 126 und ein Anodenanschluss der Bypassdiode 124 ist elektrisch mit dem Kathodenanschluss der Solarzelle 102 verbunden, und zwar über die zweite leitende Zone 134 des Keramiksubstrats 126. Der Anodenanschluss der Solarzelle 102 wird gebildet durch die untere leitende Oberfläche 136 der Solarzelle 102 wie dies oben beschrieben wurde und in 4 nicht zu sehen ist, aber sichtbar ist in dem Querschnitt der 5. Der Kathodenanschluss der Solarzelle 102 wird durch die obere leitende Kontaktfläche 140 der Solarzelle 102 gebildet, wie dies auch oben beschrieben wurde.
Die externen Verbindungsanschlüsse 125, 127 angeordnet auf der metallisierten Oberfläche 128 des Keramiksubstrats 126 sehen eine elektrische Kopplung einer Vorrichtung mit der Solarzelle 102 und der Bypassdiode 124 vor. In einigen Implementierungen entsprechen die Verbindungsanschlüsse 125, 127 den Anoden- und Kathodenanschlüssen und sind konstruiert zur Aufnahme von (nicht gezeigten) Steckern zur Verbindung mit benachbarten Solarzellenempfängen.
Die obere Oberfläche (Oberseite) 128 des Keramiksubstrats 126 kann metallisiert werden durch Anbringen von Metallisierungsschichten 132, 134 an dem Substrat. In einem Ausführungsbeispiel werden Löcher 144 in den Metallisierungsschichten 132, 134 gebildet. 4 zeigt das Keramiksubstrat 126 mit zwei Metallisierungsschichten 132, 134, angebracht an der oberen Substratoberfläche (Oberfläche) 128 (die untere metallisierte Oberfläche ist in 4 nicht sichtbar, ist aber sichtbar in dem Querschnitt der 5). Entsprechend können Vertiefungen auf dem Substrat 102 geformt werden. Die Vertiefungen sitzen mindestens teilweise in den Löchern 144, gebildet in den Metallisierungsschichten 132, 134. Die Löcher 134 in den Metallisierungsschichten 132, 134 werden sodann mit einem Lot gefüllt oder einem anderen Verbindungsmaterial, wie beispielsweise einem Klebemittel, um die Metallisierungsschichten 132, 134 an der Oberseite 128 des Keramiksubstrats 126 anzubringen. Die Unterseite oder untere Oberfläche 130 des Keramiksubstrats 126 kann in ähnlicher Weise metallisiert sein. Alternativ sind keine Vertiefungen auf dem Keramiksubstrat 126 vorgesehen, und das Substrat ist relativ eben innerhalb normaler Herstellungstoleranzen.
5 veranschaulicht einen Querschnitt der Solarzelle 102 des Keramiksubstrats 126 und der Wärmefalle 120 des Solarzellenempfängers 100 entlang der Linie X-X' in 3. Das SOE 104, die Lichtkonzentrationsvorrichtung 106 und die Anschlüsse 125, 127 sind in 5 aus Gründen der Vereinfachung der Darstellung nicht gezeigt. Die oberen und unteren Oberflächen 128 und 130 des Keramiksubstrats 126 können Vertiefungen besitzen, die mindestens teilweise in Löchern 166 sitzen, gebildet in den Metallisierungsschichten 132, 134, 148 zur Anbringung der Metallisationsschichten an dem Keramiksubstrat 126 wie dies oben beschrieben wurde. Alternativ ist das Keramiksubstrat 126 relativ flach innerhalb der normalen Herstellungstoleranzen. In jedem Falle sind die oberen und unteren Oberflächen des Keramiksubstrats 126 metallisiert. Die obere metallisierte Oberfläche 128 des Substrats 126 besitzt getrennte leitende Zonen oder Regionen 132, 134 zum Vorsehen elektrisch isolierter Anoden- und Kathoden-Verbindungen mit der Solarzelle 102 wie oben beschrieben.
Die Solarzelle 102 besitzt eine leitende untere Oberfläche (Unterseite) 136 verbunden mit der leitenden Zone oder Region 132 der metallisierten oberen Oberfläche (Oberseite) 128 des Keramiksubstrats 126. In einem Ausführungsbeispiel bildet die leitenden Unterseite 136 der Solarzelle 102 den Anodenanschluss der Solarzelle 102 und die leitende Kontaktfläche 140, angeordnet auf der Oberseite 138 der Solarzelle 102, bildet die Kathodenklemme oder den Kathodenanschluss der Solarzelle 102. Die leitende Unterseite 136 der Solarzelle 102 ist auf der ersten leitenden Zone 132 der metallisierten Oberseite 128 des Keramiksubstrats 126 positioniert und elektrisch isoliert von der zweiten leitenden Region 134, um so den ordnungsgemäßen Betrieb der Solarzelle 102 sicherzustellen.
Die Unterseite 130 des Keramiksubstrats 126 besitzt ebenfalls eine Metallisierungsschicht 148, die mit der Wärmefalle 120 in Verbindung steht mit einem hoch thermisch leitenden Anbringungsmedium 150 wie beispielsweise einem Metall gefüllten Epoxyklebemittel oder einem Lot. Das Füllen eines Epoxyklebemittels wie beispielsweise Silikon mit Metall erhöht die thermische Leitfähigkeit der Grenzfläche (Interface) zwischen dem Keramiksubstrat und der Wärmefalle 120, wobei ferner die Wärmeübertragungseigenschaften des Solarzellenempfängers 100 verbessert werden. In einem Ausführungsbeispiel ist das hoch thermisch leitenden Anbringungsmedium 150 ein Metall gefülltes Epoxyklebemittel mit einer Dicke t_epoxy von annähernd 1–3 Tausendstel Zoll. Das Metall gefüllte Epoxyklebemittel kann auf die untere metallisierte Oberfläche 130 des Keramiksubstrats 126 aufgebracht werden, auf die Wärmefalle 120 oder auf beide, worauf dann die Aushärtung erfolgt zur Verbindung der Wärmefalle 120 mit dem Substrat 126. In einem Ausführungsbeispiel der Wärmefalle 120 ist eine einstückige extrudierte Aluminiumwärmefalle in 3 vorgesehen.
Der Solarzellenempfänger 100 kann hergestellt werden durch vorsehen eines metallisierten keramischen Substrats 126 und durch Verbindung der leitenden Unterseite 136 der Solarzelle 102 mit der ersten leitenden Region 132 der metallisierten Oberfläche 128 des Substrats 126. Die leitende Kontaktfläche 140 angeordnet auf der Oberseite 138 der Solarzelle 102 ist verbunden mit der zweiten leitenden Zone 132 der metallisierten Oberseite 128 des Keramiksubstrats 126, und zwar über eine oder mehrere Verbindungsdrähte 142. Die Wärmefalle 120 ist mit der unteren metallisierten Oberfläche 130 des Keramiksubstrats 126 mit dem Metall gefüllten Epoxiklebemittel 150 verbunden.
Wie in 6 gezeigt, kann ein Rahmen 170 an der metallisierten Oberfläche 128 des Keramiksubstrats 126 angebracht sein und sich herum erstrecken um die Solarzelle 102 und die damit in Beziehung stehenden Komponenten. Der Rahmen 170 besitzt einen offenen Mittelbereich 174 und bildet einen Damm für ein Einkapslungsmittel 160, das einen Teil des Solarzellenempfängers 100 bedeckt. Das Einkapslungsmittel 160 schützt den Solarzellenempfänger 100 gegenüber Elementen der Umgebung wie beispielsweise Wasser (beispielsweise Regen, Eis, Schnee), Temperaturänderungen und Feuchtigkeit. Der Rahmen 170 kann auch eine Abschirmung vorsehen, um einen Schutz gegenüber einem gegenüber der Achse versetzten Strahl vorzusehen und um die Verbindungsanschlüsse 125, 127 abzudichten.
Der Rahmen 170 kann verschiedene Querschnittsformen besitzen, und zwar gesehen in einer Ebene, die sich durch die unteren und oberen Seiten 172, 173 erstreckt. Die 7 umfasst eine rechteckige Form mit entgegengesetzt liegenden Innen- und Außenseiten 171, 177 und entgegengesetzt liegenden Boden- und Oberseiten. Der Rahmen kann auch eine Verschiedenheit von anderen Querschnittsformen besitzen, und zwar abhängig von einem Anwendungsfall. In einem speziellen Ausführungsbeispiel weist der Rahmen 130 eine unregelmäßige Form auf.
Der Rahmen 170 kann massiv sein wie in 9 gezeigt. 9 zeigt den Rahmen 170, der den Innenraum 178 vollständig umgibt. In einem anderen Ausführungsbeispiel (nicht gezeigt) umgibt der Rahmen 170 grundsätzlich drei Seiten des Innenraums 178, wobei der Innenraum 178 an der Bodenseite freiliegt (das heißt entgegengesetzt zu der Oberseite 173).
Der Rahmen 170 kann auch aus einem oder mehreren Teilen aufgebaut sein. In einem Ausführungsbeispiel wird der Rahmen aus zwei im Wesentlichen L-förmigen Teilen aufgebaut. Die Außen- und Innenform des Rahmens können variieren, und zwar abhängig von dem Anwendungsfall. Der Außenrahmen wird durch die Außenseiten 177 des Rahmens 170 gebildet und der Innenrahmen wird durch die Innenseiten 171 gebildet. 6 zeigt einen Rahmen 170 mit quadratischen Innen- und Außenformen. Die Innen- und Außenformen können auch rechteckig, kreisförmig, oval und trapezoidförmig sein, obwohl keine Beschränkung darauf vorgesehen ist. Ferner können die inneren und äußeren Formen gleich oder unterschiedlich sein. Der Rahmen 170 kann aus einer Verschiedenheit von Materialien aufgebaut sein, einschließlich Keramikmaterial.
7 veranschaulicht einen Querschnitt des Einkapslungsmittels 160 positioniert innerhalb des Rahmens 170 und über einem Teil des Solarzellenempfängers 100. Das Einkapslungsmittel 160 erstreckt sich über einen Teil der Konzentriervorrichtung 106, der metallisierten Oberfläche 128 des Keramiksubstrats 126, Teile der Solarzelle 102, einschließlich der Kontaktfläche 140 und der Verbindungsdrähte 142, die sich zwischen der Kontaktfläche 140 und der metallisierten Oberfläche 128 erstrecken. Das Einkapslungsmittel 160 wird daran gehindert, sich zwischen Konzentrator 106 und Solarzelle 102 zu erstrecken, und zwar durch ein licht-transparentes Klebemittel 151, das den Konzentrator 106 mit der Solarzelle 102 verbindet bzw. verklebt.
Das Einkapslungsmittel 160 ist anfänglich in einer Strömungsmittelform und fließt zu den verschiedenen Flächen innerhalb des Rahmens 170. Das Einkapslungsmittel 160 wird in einen festeren Zustand ausgehärtet, um einen dauerhaften Schutz für den Solarzellenempfänger 100 vorzusehen. In einem Ausführungsbeispiel ist das Einkapslungsmittel 160 SYLGARD 184, welches von der Dow Corning Corporation verfügbar ist.
8 ist ein vereinfachter Schnittansicht ähnlich 7, der die Dimensionen und die Positionierung des Rahmens 170 und des Einkapslungsmittels 160 veranschaulicht. Der Rahmen 170 weist eine Höhe gemessen zwischen einer Bodenseite 172 und einer oberen Seite 173 auf. Die Hohe ”a” sieht vor, dass die obere Seite oder Oberseite 173 entlang eines Zwischenabschnitts des Konzentrators 106 positioniert ist und sich nach außen von der oberen metallischen Oberfläche 128 erstreckt, und zwar um einen größeren Abstand als die Bodenseite 109 der Konzentriervorrichtung 106. Eine Innenseite 171 des Rahmens 170 weist zu der Konzentriervorrichtung 106 hin und kann flach sein und ausgerichtet sein im Wesentlichen senkrecht zu der oberen metallischen Oberfläche 128. Die innere Seite 171 ist um einen Abstand ”b” von dem Schnitt von Boden und Zwischenseiten 109, 111 des Konzentrators 106 positioniert. In einigen Ausführungsbeispielen kann der Abstand b zwischen 2,0 mm und 5,0 mm liegen.
Der Abstand zwischen dem Rahmen 170 und der Konzentrationsvorrichtung 106 und die physikalischen Eigenschaften des Einkapslungsmittels 160 bewirken eine hohe Oberflächenspannung in dem Einkapslungsmittel 160, wenn es in dem Innenraum 178 platziert ist. Dies bewirkt, dass das Einkapslungsmittel 160 zur Zwischenseite 111 der Konzentrationsvorrichtung 106 und der Innenseite 171 des Rahmens 170 ansteigt. Dies gibt dem Einkapslungsmittel 160 eine im Wesentlichen konkave obere Oberfläche oder Oberseite mit vergrößerten Innen- und Außenkanten 161, 162 und einem reduzierten Zwischenabschnitt 163. Die Höhe der inneren und äußeren Kanten 161, 162 gemessen von der oberen Metallisierungsoberfläche 128 liegt zwischen ungefähr 1,0 mm und 3,0 mm. In mehreren speziellen Ausführungsbeispielen sind die Höhen zwischen 1,75 mm und 1,90 mm. Die Höhen des Einkapslungsmittels 160 können unterschiedlich sein an der Innenkante 160 als an der Höhe der Außenkante 162. Die Höhe des Zwischenabschnitts 163 liegt zwischen 0,50 und 2,0 mm. in mehreren speziellen Ausführungsbeispielen liegt diese Höhe zwischen ungefähr 0,65 mm und 0,85 mm.
Wie in den 7 und 8 gezeigt ist die Höhe des Einkapslungsmittels 160 oberhalb der oberen metallischen Oberfläche 128 adäquat, um die Verbindungsseite 142, die sich über die Oberfläche 128 um ungefähr 135 mm bis 140 mm erstrecken, abzudecken. Die Höhe des Einkapslungsmittels 160 oberhalb der Verbindungsseite 142 liegt ungefähr zwischen 0,20 mm und 0,50. In mehreren speziellen Ausführungsbeispielen liegt die Höhe oberhalb der Verbindungsseite 142 zwischen 0,32 und 0,41 mm.
7 zeigt den Rahmen 170 positioniert vollständig über der Oberseite oder oberen Oberfläche 128 des Substrats 126. Der Rahmen 170 kann sich auch über die Oberfläche 128 hinaus erstrecken, wie dies in 9 gezeigt ist. Der Rahmen 170 ist mit der Außenseite 177 positioniert die seitlich außerhalb von der Oberfläche 128 positioniert ist, und zwar über der Wärmefall 120. Ein Material 180 ist zwischen dem Rahmen 170 und der Wärmefalle 120 positioniert. Das Material 180 kann ein Klebemittel sein, um den Rahmen an der Wärmefalle 120 und/oder einem Dichtmittel zu befestigen, um ein Leck des Einkapslungsmittels 160 zu verhindern.
In einem Ausführungsbeispiel eines Solarzellenempfängers 100, wie in 9 gezeigt, wird das Befestigungsmedium 150 SYLGARD 577 auch dazu verwendet als eine Kantenbehandlung, um die untere metallisierte Oberfläche 139 herum und als das Material 180 zwischen dem Rahmen 170 und der Wärmefalle 120. Der Innenraum des Rahmens 170 ist mit einem Material 181 gefüllt. Dieses Material 181 ist um die Außenseite 177 des Rahmens 170 positioniert. In einem Ausführungsbeispiel ist das Material 181 SS-109 Silikon.
In einem anderen Ausführungsbeispiel (nicht gezeigt) ist der Rahmen 170 vollständig über der Wärmefalle 120 positioniert und erstreckt sich nicht über der Oberfläche 128.
In einem Ausführungsbeispiel wie in 10 gezeigt weist die Innenseite 171 des Rahmens 170 einen abgewinkelten Abschnitt 175 auf, der vom Konzentrator 106 weg abgewinkelt ist. Der abgewinkelte Abschnitt 175 erstreckt sich von einem Zwischenpunkt entlang der Innenseite 171 zur Oberseite 173 des Rahmens 170. In einem speziellen Ausführungsbeispiel ist der Winkel der Seite 175 im Wesentlichen übereinpassend mit dem Winkel der Zwischenseite 111 der Konzentriervorrichtung 106. Dies sieht vor, dass die Seiten 175 und 111 im Wesentlichen parallel verlaufen. Der abgewinkelte Abschnitt 175 steuert die Höhe der Außenkante 162. Der abgewinkelte Abschnitt 175 kann auch die Höhe der Innenkante steuern. In einem Ausführungsbeispiel ist die Höhe der Innenkante 161 die gleiche wie die Höhe am Schnitt zwischen der Innenseite 171 und dem abgewinkelten Abschnitt 175.
Der abgewinkelte Abschnitt 175 kann sich vollständig um den Rahmen 170 herum erstrecken oder kann angeordnet sein entlang nur eines oder mehrerer begrenzter Abschnitte des Rahmens 170. In einem Ausführungsbeispiel erstreckt sich der erste abgewinkelte Abschnitt 175 entlang eines ersten Abschnitts entlang eines Rahmens 170 und weist auf eine erste Stirnfläche des rechteckigen Konzentrators 106 und ein zweiter abgewinkelter Abschnitt 175 erstreckt sich entlang eines entgegengesetzt liegenden zweiten Abschnitts eines Rahmens 170 und weist auf eine zweite Stirnfläche des rechteckigen Konzentrators hin. Der Winkel des abgewinkelten Abschnitts 175 kann der gleiche sein entlang den verschiedenen Abschnitten 170 oder kann sich verändern.
Der Rahmen 170 kann über einer oder mehreren Komponenten des Solarzellenempfängers 100 positioniert sein. 6 umfasst den Rahmen 170, und zwar positioniert über den Verbindungsanschlüssen 125, 127 (nicht in 4) gezeigt. Der Rahmen 170 weist ferner Öffnungen 176, welche Leiter 190 aufnehmen, die die Verbindung herstellen mit den Verbindungsanschlüssen 125, 127. Diese Öffnungen 176 können sich nur nach innen von der Außenseite 177 erstrecken und enden an einem Inneren des Rahmens 170 weg von der Innenseite 171, um eine mögliche Leckstelle für das Einkapslungsmittel 160 zu verhindern. Der Rahmen 170 kann ferner über die Bypassdiode 124 erstreckt sein. Die Bodenseite 172 des Rahmens 170 kann Ausschnitte aufweisen, die verschiedene Komponenten unterbringen. In diesen verschiedenen Ausführungsbeispielen ist die Innenseite 171 des Rahmens 170 zwischen den Komponenten und der Solarzelle 102 positioniert, um eine Oberfläche für das Einkapslungsmittel 160 vorzusehen und um das Lecken des Einkapslungsmittels zu verhindern.
Der Rahmen 170 kann zentriert um die Konzentratvorrichtung 106 und die Solarzelle 102 angeordnet sein. Alternativ kann der Rahmen 170 gegenüber der Mitte versetzt sein, und zwar mit einem Abschnitt des Rahmens 170 dichter an der Konzentrationsvorrichtung 106 und der Solarzelle 102 als dies für einen anderen Abschnitt gilt.
In einigen Ausführungsbeispielen ist der Mittelbereich oder die Mittelregion bzw. -zone 174 des Rahmens 170 ein einziger Abschnitt. Das Einkapslungsmittel 160 kann in die Zentralregion 174 eingeführt werden und kann durch die Region oder die Zone 174 fließen, um die verschiedenen Komponenten abzudecken. Die Mittelzone oder -region kann auch in zwei oder mehr gesonderte Abschnitte unterteilt sein. Der Aufbau des Solarzellenempfängers 100 erfordert, dass das Einkapslungsmittel 160 gesondert in jeden der Abschnitte eingeführt wird.
Während des Zusammenbaus ist der Rahmen 170 an dem Substrat 126 angebracht und/oder der Wärmefalle 120. Ein Klebemittel kann verwendet werden zur Anbringung und auch zur Verhinderung eines Lecks des Einkapslungsmittels 160 während der weiteren Zusammenbaustufen.
Nach der Anbringung des Rahmens 170, wird das Einkapslungsmittel 160, welches auf Silikon basieren kann, in den Innenraum 178 eingeführt. Das Einkapslungsmittel 160 besitzt eine Oberflächenspannung, die bewirkt, dass vergrößerte Höhen an den Außenkanten auftreten. Nach der Einführung des Einkapslungsmittels 160 wird dieses durch Wärme oder einen anderen geeigneten Prozess ausgehärtet.
Die Solarzelle 102 kann eine Multijunction III-V Vorrichtung sein mit einer Anzahl von Solarsubzellen vorgesehen in einer gestapelten Anordnung. Die Solarzelle 102 kann obere, mittlere und untere Subzellen aufweisen mit Bandabständen zur Maximierung der Absorption der Solarenergie. Eine anwendbare Solarzelle ist in US Anmeldung Seriennummer 12/148,553 eingereicht am 18. April 2008 beschrieben, wobei diese Druckschrift hier durch Bezugnahme aufgenommen wird.
Der Bügel 116 (3) kann sich über den Rahmen 170 erstrecken, wobei die Befestigungsmittel 122 die Befestigung an der Wärmefalle 120 an Punkten außerhalb des Rahmens 170 vorsehen. Eine untere Seite des Bügels 116 kann Kontakt haben gegen oder oberhalb angeordnet sein, der Oberseite 173 des Rahmens 170. Alternativ kann der Bügel 116 innerhalb der Mittelzonen 174 des Rahmens 170 positioniert sein.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Nicht-Patentliteratur

IEC62108 [0006]

Claims

Ein Solarzellenempfänger zur Verwendung in einem konzentrierenden Solarsystem zur Umwandlung von Solarenergie in Elektrizität dadurch gekennzeichnet, dass der Solarzellenempfänger einen Träger aufweist, eine Solarzelle angebracht auf dem Träger und eine oder mehrere III-V-Verbindungshalbleiterschichten aufweisend und ein optisches Element, positioniert über der Solarzelle auf einer entgegengesetzten Seite vom Träger und einen optischen Kanal definierend mit einem vergrößerten Einlass, der weg von der Solarzelle weist und zusammen mit einem reduzierten Auslass, der zu der Solarzelle hinweist und der die Solarenergie auf die Solarzelle konzentriert, ferner dadurch gekennzeichnet, dass der Solarzellenempfänger Folgendes aufweist: einen Rahmen positioniert über dem Träger und mit einer Höhe oberhalb des Trägers, die größer ist als die Solarzelle, wobei der Rahmen sich um die Solarzelle herum erstreckt und diese einschließt und zwar in einem Innenraum; und ein Einkapslungsmittel enthalten innerhalb des Innenraums zwischen dem optischen Element und dem Rahmen und Teile des Trägers und der Solarzelle abdeckend, wobei das Einkapslungsmittel vergrößerte Außenkantenhöhen an jedem der optischen Elemente und des Rahmens aufweist.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Außenkantenhöhlen in einem Bereich zwischen 1,0 mm bis 3,0 mm liegen und einen Zwischenabschnitt des Einkapslungsmittels der eine Höhe im Bereich zwischen 0,5 mm bis 1,0 mm besitzt.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Außenkantenhöhe an dem optischen Element unterschiedlich von der Außenkantenhöhe am Rahmen ist.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen eine mit Ausnehmungen versehene Bodenseite aufweist, die zu dem Träger hinweist, um sich über erste und zweite elektrische Anschlüsse oder Klemmen zu erstrecken, die angebracht sind auf dem Träger und Anoden- und Kathodenverbindungen formen jeweils mit Aufnahmen zur Kupplung mit benachbarten Solarzellenempfängern.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass ferner Verbindungsdrähte vorgesehen sind, die sich zwischen den Solarzellen und dem Träger erstrecken, wobei die Verbindungsdrähte vollständig durch das Einkapslungsmittel (bzw. die Einkapselung) abgedeckt sind.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Einkapslung die Verbindungsdrähte abdeckt und sich über die Verbindungsdrähte erstreckt, um eine Höhe im Bereich von zwischen ungefähr 0,2 mm bis 0,5 mm.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen eine Innenseite aufweist, die sich über den Träger erstreckt und zu dem optischen Element hinweist, wobei die Innenseite zwischen 2,0 mm bis 5,0 mm weg von dem optischen Element positioniert ist.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen einen hohlen Innenraum aufweist, der mit einem Material gefüllt ist, um das Leck des Einkapslungsmittels zu verhindern.
Solarzellenempfänger nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Träger an einer Wärmefalle angebracht ist und mindestens ein Teil des Rahmens direkt über der Wärmefalle positioniert ist, weg von dem Träger.