DE69930588T2

DE69930588T2 - Rahmensystem für photovoltaische Module mit integrierten Leitungskanälen

Info

Publication number: DE69930588T2
Application number: DE69930588T
Authority: DE
Inventors: Paul Harpers Ferry Garvison; Donald B. Woodbine Warfield
Original assignee: BP Solar International LLC
Current assignee: BP Solar International LLC
Priority date: 1998-07-28
Filing date: 1999-07-14
Publication date: 2007-01-25
Anticipated expiration: 2019-07-15
Also published as: ES2259468T3; ATE322085T1; DK0977274T3; JP3238681B2; US6111189A; JP2000058899A; US6465724B1; DE69930588D1; PT977274E; EP0977274A3; EP0977274A2; CY1106106T1; EP0977274B1

Description

GEBIET DER ERFINDUNG
Diese Erfindung bezieht sich auf Solarzellen und noch genauer auf ein Rahmensystem für ein Photovoltaikmodul.
Herkömmliche Rahmensysteme für Photovoltaikmodule verwenden unterschiedliche Rahmen, um das Modul mechanisch an einer unterstützenden Oberfläche wie einem Dach oder einem Gerüst zu halten und zu montieren und verwenden ein getrenntes elektrisches System, um die Photovoltaikmodule elektrisch zu verbinden. Die meisten herkömmlichen Rahmensysteme benützen eine Hilfshalterung oder einen Hilfsbalken, um das Rahmensystem mechanisch zu lagern und zu verstärken. Das kann teuer, schwierig und hässlich sein. Weiterhin benötigen herkömmliche Rahmensysteme für photovoltaische Elektromodule normalerweise Verbinderboxen und manchmal Leitungen, die an dem Rahmensystem anzubringen sind. Verbinderboxen sind normalerweise nicht ästhetisch erfreulich für die Verbraucher und sind oft nicht günstig gelegen angebracht. Weiterhin müssen die herkömmlichen photovoltaischen Systeme üblicherweise mit getrennten elektrischen Erdungsleitern ebenso wie mit teurer Schnittstellenhardware verbunden werden.
Einige herkömmliche Rahmensysteme weisen nach innen zeigende Flansche mit getrennten Verbinderboxen auf. Nach innen zeigende Flansche verlangen nach zusätzlichen Montagebefestigungen, die separat von den Photovoltaikmodulen eingebaut sind. Dies ist ein ungünstiger Vorgang, wenn Photovoltaikmodule an einer Oberfläche anzubringen sind. In anderen herkömmlichen Rahmensystemen stoßen benachbarte Module aneinander an und ihre Stecker schnappen in Buchsen oder andere Stecker in der Seite der benachbarten Module. Als ein Ergebnis der thermischen Ausdehnung bewegen sich die Stecker in und aus dem elektrischen Kontakt, was zu schlechten Kontakten und manchmal zu Lichtbögen über die Module führt, welche zum Ausbruch eines elektrisch verursachten Feuers führen können. Weiterhin kann eine solche Anordnung die Stecker korrodieren, Systemfehler verursachen und zu einer ungenügenden Leistung führen.
Um viele herkömmliche Module auf einem Dach aufzubauen, werden die Module herkömmlich auf einem größeren Rahmen wie einem Strukturgerüst montiert, das auf den Schindeln direkt an dem Dach befestigt ist. Alternativ kann das Strukturgerüst in Dachbefestigungen montiert und an dem Dach über den Schindeln befestigt sein. Es gibt viele Nachteile bei solchen herkömmlichen bisherigen Rahmensystemen.
Photovoltaikmodule, die unter Verwendung von Glas als ein Substrat oder Superstrat bzw. Überdeckung oder auf beiden Oberflächen hergestellt werden, haben ein hohes Gewicht pro Flächeneinheit und sind relativ zerbrechlich. Obwohl große Photovoltaikmodule wünschenswert sein können, sind große Module schwerer, unhandlicher und sperriger. Mit vier Modulen, die in einem Unterfeld an einem Strukturrahmen angeschraubt sind, sind die Unterfelder schwer und können Hebewerkzeuge erfordern, um die vier Module und den Rahmen auf ein Dach zu heben und zu positionieren.
Der Aufbau und die Herstellung der Strukturgerüste und Dachbefestigungen wird normalerweise dem Monteur überlassen und kann beträchtliche Arbeits- und Materialkosten hervorrufen. Im Handel erhältliche vorgefertigte Strukturgerüste sind auch teuer. Positionieren, Montage und Befestigen herkömmlicher Module an Strukturgerüsten ist arbeitsintensiv. Es ist außerdem mühselig, die Strukturgerüste zu positionieren und sie am Dach zu befestigen; oder die Dachbefestigungen am Dach und das Strukturgerüst an den Dachbefestigungen zu befestigen und auszulegen. Spiel, Spalten oder Zwischenräume werden oft zwischen den Modulen belassen, um es dem Monteur zu erlauben, Befestigungen zwischen den Modulen oder Unterfeldern einzubauen. Das Erscheinungsbild einiger herkömmlicher Modulrahmen und Räume zwischen Modulen und Unterfeldern wird von vielen Hausbesitzern auf einem fertigen Dach als ästhetisch unerfreulich angesehen. Außerdem neigen solche Zwischenräume dazu, Blätter, Zweige und anderen Schmutz zu sammeln. Das übliche herkömmliche Rahmen in der Art eines Bildrahmens oder das herkömmliche externe Rahmen des Moduls kann zudem be trächtliche zusätzliche Material- und Arbeitskosten für das fertige Photovoltaikmodul erzeugen.
Die Druckschrift EP-A-0828035 beschreibt ein Photovoltaikmodul mit einem Rahmensystem, das auf einem Dach zu montieren ist. Die Druckschriften EP-A-0828034 und EP-A-0828036 offenbaren zwei unterschiedliche Anordnungen zum Befestigen der elektrischen Drähte an den Paneelen eines auf einem Dach zu montierenden Photovoltaikmoduls.
Es wurden ins Dach integrierte Installationen versucht, in dem bestimmte Abschnitte des Dachaufbaus durch die Photovoltaikmodule selbst ersetzt wurden. Dieser Versuch zur Integration ins Dach wurde auf Wegen versucht, welche ähnlich denen von Dachverglasungen für Oberlichter sind, jedoch führten solche Verfahren zu zusätzlichen Kosten, die oft höher als die Kosten sind, die durch den Ersatz von Teilen des Dachs gespart werden, wodurch sie ihren Zweck verfehlen.
Ein anderer Nachteil von Konzeptionen mit in das Dach integrierten Photovoltaikmodulen und herkömmlichen Modulrahmensystemen ist es, dass sie normalerweise keinen freien Fluss von Kühlluft zwischen den Photovoltaikmodulen erlauben. Höhere Temperaturen in den Modulen können zu niedriger Leistungsabgabe und niedrigerer Spannung von den Photovoltaikmodulen führen. In kristallinen Siliziumzellen kann diese Temperaturerhöhung die Stromabgabe signifikant verringern und könnte die Modulspannung auf einen Pegel verringern, der Batterien nicht effektiv laden oder den gewünschten Strom in amorphen Siliziumzellen nicht produzieren könnte. Wenn aus diesem Grund eine höhere Auslegungsspannung gewählt wird, um eine Batterieladung bei heißem Wetter sicherzustellen, kann das Ergebnis ein Stromverlust des Moduls im Frühjahrs-, Herbst – und Winterwetter aufgrund einer Fehlabstimmung zwischen der Batteriespannung und der optimalen Modulspannung sein.
Bestimmte herkömmliche dachintegrierte Module und Systemaufbauten haben versucht, die Module unter Verwendung von Verglasungsvorgängen zu kühlen, um die Module über Dachrahmenteile einzubauen, wobei die hintere Oberfläche der Module zu einem unbeheizten Dachraum hin offen ist. Dieser Weg ist für isolierte Dächer nicht zweckmäßig. Zudem weisen unbeheizte Dachräume aufgrund der von dem Dach aufgenommenen Solarwärme und weil es weniger Luftbewegung unter dem Dach im Vergleich zu der Luft draußen gibt, eine sehr viel höhere Lufttemperatur als die Außentemperatur auf. Ventilatoren können verwendet werden, um dabei zu helfen, die Luft unter den Modulen zirkulieren zu lassen, aber die Verwendung von Ventilatoren ist teuer und zieht Strom.
Es ist daher wünschenswert, ein photovoltaisches Modulrahmensystem zu schaffen, das die meisten und möglichst alle vorstehend genannten Probleme überwindet.
KURZE ERLÄUTERUNG DER ERFINDUNG
Es wird ein verbessertes Rahmensystem für Photovoltaikmodule geschaffen, das nutzerfreundlich, einfach einzubauen und zu montieren und ökonomisch ist. Vorteilhafterweise ist das verlässliche, mehrere Zwecke erfüllende Rahmensystem für Photovoltaikmodule ästhetisch anspruchsvoll, deckt die meisten elektrischen Komponenten ab und erlaubt einen einfachen Zugriff auf die Abgabedrähte. Wünschenswerterweise kombiniert und integriert das spezielle Rahmensystem für Photovoltaikmodule das Modulrahmensystem mit dem photovoltaischen elektrischen System. Es ist bemerkenswert, dass das verbesserte Rahmensystem für Photovoltaikmodule keine elektrische Verbinderbox oder elektrische Leitungen benötigt, und auch keine Hilfshalterung, Stützen oder Balken wie in herkömmlichen sperrigen Rahmensystemen benötigt. Weiterhin verwendet das verbesserte Rahmensystem keine nach innen zeigende Flansche von dem im bisherigen Rahmensystem verwendeten Typ.
Das neuartige Rahmensystem für Photovoltaikmodule weist eine Anordnung zum Umfassen elektrischer Drähte auf, um einen wesentlichen Teil von elektrischen Drähten in dem Photovoltaikmodul zu lagern, zu umschließen und abzudecken. Wünschenswerterweise umfasst die Anordnung zum Umschließen der elektrischen Drähte auch einen Rahmen, der über der Umfassung des Photovoltaikmoduls positioniert ist, um das Modul mechanisch zu halten. Insbesondere weist der Rahmen zumindest eine Schiene auf, die Befestigungen aufnimmt, um das Photovoltaikmodul direkt darauf oder auf einem Dach, einer Wand, einem Gestell, einem Balken oder einem anderen Aufbau zu montieren. Bevorzugt weist der Rahmen Abschnitte auf, um das Photovoltaikmodul über einem Dach zu beabstanden, um so einen Spalt dazwischen zu bilden, um Regen und Wasser zu kanalisieren und auch einen Durchlass für Luft zu schaffen, um das Modul zu kühlen.
In der bevorzugten Form weist der Rahmen zumindest einen elektrischen Kabelkanal und einen Erdungsclip auf, um die elektrische Drähte umschließende Anordnung elektrisch zu erden. Der Rahmen des außenliegenden Moduls kann eine außenliegende Seitenschiene aufweisen, die durch einen entfernbaren außenliegenden Reihenverschluss bzw. eine entfernbare außenliegende Seitenabdeckung abgedeckt ist. Die außenliegende seitliche Schiene und der außenliegende Reihenverschluss definieren gemeinsam einen elektrischen Kabelkanal zwischen sich, um Stecker (Steckverbinder), Drähte und Ausgangsverbindungen einzuschließen, abzudecken und zu schützen.
In einer anderen Ausführungsform weist der Rahmen einen Hohlraum auf, der ein Abteil schafft, das durch eine abnehmbare Schutzabdeckung abgedeckt und eingeschlossen wird. Das Abteil und die Abdeckung schaffen gemeinsam einen elektrischen Kabelkanal, der einen elektrischen Anschlussblock hält.
Das bevorzugte Rahmensystem für Photovoltaikmodule weist mindestens ein Photovoltaikmodul mit einem Laminat auf, das ein Substrat wie eine Glasplatte, mindestens eine Solarzelle, die photovoltaische Halbleiter aufweist, und ein Verkapselungsmaterial (Verkapsler) umfasst, das teilweise das Substrat und die Solarzelle verkapselt und abdichtet. Vorteilhafterweise wird ein mechanischer Rahmen geschaffen, um das Laminat benachbart zu einer Dachoberfläche, einer Wand, einem Gestell, einem Balken oder einem anderen Aufbau zu halten und direkt daran zu montieren. Wünschenswerterweise weist der spezielle Rahmen mindestens einen integrierten elektrischen Kabelkanal auf, der einen Kanal, ein Durchgangsloch oder einen Schlitz schafft, um Drähte zu halten, die mit dem Laminat verbunden sind. Der Mehrzweckrahmen kann Folgendes aufweisen: einen extern zugängli chen elektrischen Kabelkanal, einen inneren elektrischen Kabelkanal und/oder mehrere elektrische Kabelkanäle.
Als Solarzelle kann Folgendes verwendet werden: eine "Single Junction"-Solarzelle bzw. Solarzelle mit einem Übergang, eine Tandemsolarzelle, eine "Triple Junction"-Solarzelle oder eine andere "Multi Junction"- bzw. multispektrale Solarzelle. Als Solarzelle kann eine Dünnschichtsolarzelle mit Halbleitern verwendet werden, zu denen mikrokristallines Silizium, amorphes Silizium, amorphes Siliziumkarbid, amorphes Siliziumgermanium und/oder Kadmiumtellurid gehören. Als Dünnschichtsolarzelle kann eine n-i-p-Solarzelle verwendet werden, bevorzugt wird jedoch eine p-i-n-Solarzelle verwendet. Als Solarzelle kann außerdem ein kristalliner Wafer, entweder einkristallin oder polykristallin, verwendet werden, der Silizium, Kupferindiumdiselenid (CIS), Kupferindiumgalliumdiselenid (CIGS) oder Galliumarsenid enthält.
Eine genauere Erläuterung der Erfindung wird in der nachstehenden Beschreibung und den beigefügten Ansprüchen im Vergleich mit den Figuren gegeben.
KURZE ERLÄUTERUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist eine perspektivische Ansicht eines Rahmensystems für Photovoltaikmodule, das in Übereinstimmung mit Prinzipien der vorliegenden Erfindung direkt auf einer Dachoberfläche montiert ist;
2 ist eine deutlich vereinfachte Draufsicht von oben auf eine Anordnung von 36 Photovoltaikmodulen;
3 ist eine vergrößerte perspektivische Ansicht eines Photovoltaikmoduls, die einen Rahmen ohne die rechte überlappende Seitenschiene zur Verbesserung des Verständnisses und der Klarheit zeigt;
4 ist eine vergrößerte fragmentarische Explosionsmontageansicht des Rahmensystems für Photovoltaikmodule;
5 ist eine fragmentarische Draufsicht des Rahmensystems für Photovoltaikmodule von oben;
6 ist eine fragmentarische Explosionsmontageansicht eines außenliegenden Photovoltaikmoduls und eines innenliegenden Photovoltaikmoduls;
7 ist eine vergrößerte fragmentarische Querschnittsansicht von außenliegenden Endschienen (Endkappen) mit innenliegenden und außenliegenden elektrischen Kabelkanälen im Wesentlichen entlang der Linien 7-7 der 5;
8 ist eine vergrößerte Schnittansicht von aneinander anstoßenden inneliegenden Endschienen (Endkappen) ohne elektrische Kabelkanäle, im Wesentlichen entlang der Linien 8-8 der 5;
9 ist eine vergrößerte fragmentarische Schnittansicht von Seitenschienen im Wesentlichen entlang der Linien 9-9 der 5;
10 ist eine fragmentarische Draufsicht des Rahmensystems für Photovoltaikmodule von oben, die einige der elektrischen Drähte und Schaltungen zeigt;
11 ist eine Vorderansicht einer typischen Parallelverbindung des Rahmensystems für Photovoltaikmodule;
12 ist eine Vorderansicht einer Serienverbindung mit einem Mittelabgriff für das Rahmensystem für Photovoltaikmodule;
13 ist eine Vorderansicht einer anderen typischen Parallelverbindung des Rahmensystems für Photovoltaikmodule;
14 ist eine Vorderansicht einer typischen Serienverbindung des Rahmensystems für Photovoltaikmodule;
15 ist eine fragmentarische Vorderansicht einer typischen Serienverbindung auf der linken Seite der Anordnung von Photovoltaikmoduluen;
16 ist eine fragmentarische Vorderansicht einer typischen Abgabeverbindung für eine Photovoltaikfeld auf der rechten Seite der Anordnung von Photovoltaikmodulen;
17 ist eine Explosionsmontageansicht einer Anschlussblockaufnahme eines anderen Rahmensystems für Photovoltaikmodule in Übereinstimmung mit Prinzipien der vorliegenden Erfindung;
18 ist eine Vorderansicht eines Anschlussblocks;
19 ist eine Draufsicht des Anschlussblocks;
20 ist eine Seitenansicht des Anschlussblocks;
21 ist eine Schnittansicht einer monolitischen "Single Junction"-Solarzelle in Übereinstimmung mit Prinzipien der vorliegenden Erfindung;
22 ist eine Schnittansicht einer monolitischen Tandemsolarzelle in Übereinstimmung mit Prinzipien der vorliegenden Erfindung; und
23 ist eine Schnittansicht einer monolitischen "Triple Junction"-Solarzelle in Übereinstimmung mit Prinzipien der vorliegenden Erfindung.
GENAUE ERLÄUTERUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Ein (für mehrere Zwecke geeignetes) Mehrzweckrahmensystem 100 für Photovoltaikmodule (1) wird geschaffen, das einfach auf einem Asphaltdach 102 oder einer Oberfläche ebenso wie an einer Wand, einem Gestell oder einem Balken montiert werden kann. Das Rahmensystem für Photovoltaikmodule weist bevorzugt eine Anordnung 104 von Photovoltaikmodulen 106 auf. Die Photovoltaikmodule können aus mittleren Photovoltaikmodulen 108, wie 109 bis 114 und 115 bis 120, die zwischen den äußeren Photovol taikmodulen 122 wie 123 und 124 oder 125 und 126 positioniert und damit verbunden sind, bestehen. 1 veranschaulicht ein Feld von 16 Modulen. 2 veranschaulicht ein Feld von 36 Modulen. Das Feld kann auch 48 Module oder 60 Module oder eine andere Zahl von Modulen in einer von dem Einbauenden oder Kunden gewählten Orientierung umfassen.
Vorteilhafterweise weisen die Photovoltaikmodule überlappende zwischenliegende Seitenschienen 128 (1) zwischen den inneren Photovoltaikmodulen ebenso wie zwischen den inneren Photovoltaikmodulen und den äußeren Photovoltaikmodulen auf. Wie in den 3, 4 und 9 gezeigt, können die überlappenden zwischenliegenden Seitenschienen im Querschnitt eine normale oder invertierte C-Form oder [-Form (Klammerform) 130 aufweisen, wobei sie weiterhin aufweisen: (a) überlappende obere Seitenflansche 132, die sich von oberen Abschnitten der Module lateral bzw. in Querrichtung nach außen erstrecken, (b) überlappende untere Seitenflansche 134, die Fußteile erzeugen, die sich von unteren Abschnitten der Module in Querrichtung nach außen erstrecken, und (c) eine dazwischenliegende seitliche Bucht 136, die eine seitliche Querstrebe schafft, die sich zwischen den überlappenden oberen und unteren Seitenflanschen erstreckt und diese integral verbindet. Die unteren äußeren Oberflächen 138 der Fußteile können an die Schindeln eines Asphaltdachs anstoßen und darin eingreifen. Die überlappenden Seitenschienen können außerdem jeweils Folgendes aufweisen: (a) einen oberen, sich nach innen erstreckenden, das Substrat fassenden Seitenflansch 140 (9), der koplanar quer zu dem überlappenden oberen Seitenflansch ausgerichtet ist und koplanar dazu in Beziehung steht, und (b) einen mittleren sich nach innen erstreckenden das Substrat fassenden Seitenflansch 142. Die oberen und unteren das Substrat fassenden Seitenflansche wirken zusammen, um einen Substrat aufnehmenden Seitenkanal (einen Seitengraben) 144 zu schaffen, der eine Abdichtung 146 aufnimmt, die aus Butylgummi oder einem anderen flexiblen oder elastischen fluidundurchlässigen Material oder wasserunempfindlichen Material hergestellt ist, um die Seitenkanten des Substrats 14, beispielsweise einer Glasplatte, zu halten, zu lagern und zu fassen. Der überlappende untere Seitenflansch und der untere Abschnitt der Querstrebe unter dem mittleren das Substrat fassenden Flansch kann ein Bein 150 schaffen, welches das Substrat in dem das Substrat aufnehmenden Kanal (dem Graben) von dem Dach oder der Auflagefläche abhebt. Die überlappenden oberen Seitenflansche und die überlappenden unteren Seitenflansche können im Wesentlichen parallel sein und im Wesentlichen ausgerichtete Schraubenlöcher (Montagelöcher) 152 (4) aufweisen, um rostfreie Stahlschrauben 154 mit Sechskantkopf oder andere Befestigungsmittel aufzunehmen, um die Photovoltaikmodule so über dem Dach sicher zu verbinden und direkt zu montieren, dass ein Luftspalt 156 (9) zwischen dem Dach und dem Substrat (der Glasplatte) der Module gebildet wird. Der Luftspalt kanalisiert Regen und Wasser, hilft dabei, einen Eisdamm zu verhindern und schafft einen Durchlass, um Wärme abzuführen, die von den Modulen abgestrahlt wird, wodurch die Module gekühlt werden. Die überlappenden Seitenschienen legen einen für die thermische Ausdehnung nutzbaren seitlichen Kabelkanal 158 (4) fest, der einen thermischen Spalt zwischen benachbarten Modulen schafft, um die thermische Ausdehnung benachbarter Module aufzunehmen.
Jedes Photovoltaikmodul weist ein Laminat 160 (5), einen mechanischen Rahmen 162, um das Laminat sicher zu halten und zu lagern, und elektrische Drähte wie 164 und 166 auf, die mit dem Laminat verbunden sind. Das Laminat weist Folgendes auf: Ein lichtdurchlässiges im Wesentlichen ebenes verglastes Substrat 14 wie eine Platte aus transparentem Glas oder lichtdurchlässigem Glas mit einem rechteckigen Umfang, mindestens eine monolitische Solarzelle, die durch das Substrat gelagert wird, und ein Verkapselungsmaterial (Verkapselung), um das Substrat und die Solarzelle zumindest teilweise zu verkapseln und abzudichten. Das Verkapselungsmaterial kann Ethylenvinylacetat (EVA) oder ein Kunststoff vom Tedlartyp sein.
Der Rahmen weist Folgendes auf: (a) Seitenschienen und (b) außenliegende (äußere oder nach außen zeigende) Endschienen 170 (1, 3, 5 und 7) und innenliegende (innere oder nach innen zeigende) Endschienen 172 (1, 3, 5 und 8), die äußere und innere Endkappen schaffen, die sich zwischen den Seitenschienen erstrecken und mit ihnen durch Schrauben oder andere Befestigungen in den Schraubaugen 174 und 176 (Schraubenlöchern) der Endkappen verbunden sind. Die außenliegenden und innenliegenden Endkappen weisen innere C-förmige oder U-förmige (klammerförmi ge) Querschnitte 178 und 179 mit außenliegenden (äußeren) Flanschen 180 (7) und 181 (8), innenliegenden (inneren) Flanschen 182 (7) und 183 (8) und Latten (Verbindungsstreben) 184 (7) und 185 ( 8) auf, die sich zwischen ihnen erstrecken und die außenliegenden und innenliegenden Flansche verbinden. Die außenliegenden und innenliegenden Endkappen schaffen substrataufnehmende Endkanäle (Endnuten) 186 und 187 (3), welche jeweils die Dichtung 188 und 189, die aus Butylgummi oder einem anderen flexiblen oder elastischen fluidundurchlässigem Material oder wasserabweisenden Material hergestellt sind, aufnehmen, um die Endkanten des Substrats, beispielsweise der Glasplatte, zu halten, zu lagern und zu fassen. Die Seitenschienen und Endschienen sind aneinander befestigt, um einen rechteckigen Rahmen 162 zu bilden. Die ein Substrat aufnehmenden Nuten (Kanäle) der Seitenschienen und Endschienen des Rahmens nehmen Dichtungen auf, welche in die umlaufenden Kanten der Glasplatte (des Substrats) eingreifen und diese halten, lagern und fassen.
Die außenliegende Endkappe (die außenliegende Endschiene) weist einen äußeren L-förmigen Flansch 190 (7) mit äußerer Zugangsöffnung 192 auf. Der äußere L-förmige Flansch ist außerhalb der Endflansche (substrataufnehmenden Endkanäle) positioniert, aber erstreckt sich weiter nach innen als diese. Der L-förmige Flansch definiert einen äußeren externen teilweise umschlossenen elektrischen Kabelkanal 194, der einen zugänglichen äußeren Kanal und einen externen Drahtdurchlass und Schlitz bereitstellt, um Verbindungsdrähte (Jumper-Kabel) 196 (3 und 10) zu halten, zu lagern und teilweise abzudecken und einzuschließen, die sich über mehrere Photovoltaikmodule erstrecken oder darüber laufen. Es ist wünschenswert, dass die Drähte in dem äußeren externen elektrischen Kabelkanal von außen zugänglich sind. Der äußere externe Kabelkanal kann außerdem Steckverbinder (Stecker) wie 198 (10) halten, lagern, teilweise abdecken und einschließen. Die Steckverbinder verbinden die Drähte. Vorteilhafterweise erlauben es die äußeren externen elektrischen Kabelkanäle, dass nach dem mechanischen Einbau und der Montage der Photovoltaikmodule die Drähte und Steckverbinder zugänglich und einbaubar sind, ohne den Rahmen des Rahmensystems für Photovoltaikmodule zu trennen oder zu demontieren.
Eine mittlere Oberfäche (mittlerer Flansch) 200 (7) erstreckt sich zwischen der und verbindet die äußere Fläche des L-förmigen Flansches des äußeren externen elektrischen Kabelkanals und das bzw. mit dem Schraubauge. Die mittlere Fläche ist vorzugsweise koplanar zu der äußeren Fläche des L-förmigen Flansches ausgerichtet. Ein innerer interner elektrischer Kabelkanal 202 (3 und 7) ist zwischen dem äußeren externen elektrischen Kabelkanal und dem Schraubauge positioniert und wird durch die innere Seite des L-förmigen Flansches und das Schraubauge eingegrenzt. Der innere interne elektrische Kabelkanal schafft einen inneren Kanal und einen inneren Drahtdurchlass und Schlitz, um die elektrischen Drähte, wie 164 und 166, die mit den Modulen verbunden sind sowie die Steckverbinder (Stecker) wie 204 und 206 (3), welche diese Drähte verbinden, zu halten, zu lagern, abzudecken und einzuschließen.
Die Seitenschienen der Photovoltaikmodule sind bevorzugt zur vereinfachten Herstellung, vereinfachten Aufbau, zur Austauschbarkeit der Teile und Verringerung der Kosten bezüglich Größe, Form und Aufbau identisch oder ähnlich. Unter manchen Umständen kann es wünschenswert sein, dass die Seitenschienen unterschiedliche Konturen, Formen oder Größen aufweisen, oder dass die Seitenschienen symmetrisch und zueinander komplementär sind. Die dazwischen liegenden Photovoltaikmodule weisen bevorzugt identische linke und rechte innenliegende (innere oder nach innen zeigende) überlappende Seitenschienen 208 und 210 (4 und 5) auf. Die außenliegenden (äußeren oder nach außen zeigenden) Photovoltaikmodule weisen nach innen zeigende (innere) überlappende Seitenschienen 212 und außenliegende (äußere oder nach außen zeigende) Seitenschienen 214 auf. Die inneren überlappenden Seitenschienen schaffen innere dazwischen liegende Seitenschienen. Die außenliegenden Seitenschienen sind bevorzugt bzgl. Form, Größe und Aufbau zu den inneren überlappenden Seitenschienen identisch und schaffen äußere Seitenschienen.
Jede der äußeren Seitenschienen der außenliegenden Photovoltaikmodule ist bevorzugt durch eine entfernbare, abnehmbare außenliegende (äußere oder nach außen zeigende) Reihen- bzw. Schienenabdeckung 216 (4 und 6) abgedeckt und geschützt. Die außenliegende Reihenabdeckung kann einen C-förmigen oder [-förmigen (klammerförmigen) Quer schnitt 218 (4) aufweisen, welcher zu der außenliegenden Seitenschiene komplementär ist und passend in diese eingreift. Die außenliegende Reihenabdeckung kann Folgendes aufweisen: (a) einen oberen Abdeckungsflansch 220, (b) einen unteren Abdeckungsflansch 222, und (c) eine dazwischenliegende Verschlussverbindungsstrebe 224. Die außenliegende Reihenabdeckung und die außenliegenden Seitenschienen weisen im Wesentlichen zueinander ausgerichtete Schraubenlöcher (Montagelöcher) 226 bis 229 auf, um rostfreie Sechskantkopfedelstahlschrauben 230 oder andere Befestigungen aufzunehmen, um die Photovoltaikmodule sicher zu verbinden und direkt auf dem Dach oder dem Unterstützungsaufbau zu montieren. Die oberen und unteren Schließflansche können parallel sein und sich in der Querrichtung nach innen hin zu dem außenliegenden Photovoltaikmodul erstrecken. Die dazwischen liegende Verschlussverbindung schafft eine Schließstrebe, die sich zwischen den oberen und unteren Schließflanschen erstreckt und diese integriert verbindet. Nach der Montage arbeitet die außenliegende Reihenabdeckung mit der außenliegenden Seitenschiene so zusammen, dass die Schließstrebe von der seitlichen Querstrebe beabstandet ist, um einen Spalt dazwischen zu schaffen, der einen außenliegenden (äußeren) seitlichen elektrischen Kabelkanal 233 (4) definiert. Der außenliegende seitliche elektrische Kabelkanal schafft einen außenliegenden Drahtdurchlass und einen nach außen zeigenden Schlitz, um Stecker (Steckverbinder) wie 234, Drähte wie 236, Abgabeschnittstellen (Verbindungsdrähte) wie 240 einer Quellenschaltung 242 (10) zu halten, zu lagern, zu umschließen, zu verbergen und zu schützen. Die Quellenschaltung stellt Leitungen zwischen den und von den photovoltaischen Modulen zu gemeinsamen Verbindungspunkten des elektrischen Photovoltaiksystems bereit.
Die Reihenabdeckung, die Endkappen und die Seitenschienen können aus Aluminium oder einem anderen Metall hergestellt und gestrichen, beschichtet, anodisiert oder anders behandelt oder aus Plastik erschmolzen sein. Die Photovoltaikmodule und Rahmen können horizontal, vertikal oder in einem gewünschten Neigungswinkel montiert und gesichert sein. Die bevorzugte Orientierung der PV-Module und -Rahmen würde dafür sorgen, dass ihre Enden oben und unten offen sind, was eine Konvektionskühlung und Drainage ermöglicht. Die Endkappen und Seitenschienen können jedoch oben, unten, links oder rechts oder in einer anderen Orientierung, die der Monteur oder Kunde bevorzugt, platziert werden. In 1 zeigen die äußeren Endkappen (außenliegenden Endschienen) nach außen (nach oben und unten). Die innenliegenden Endkappen (inneren Endschienen) schauen nach innen und stoßen wie in 8 gezeigt an einander an. Diese Ausrichtung der außenliegenden und innenliegenden Endkappen wird bevorzugt, um die Photovoltaikmodule zu positionieren, um einen Zugriff auf die Verdrahtung der Photovoltaikmodule während der und nach der Installation zu ermöglichen.
Erdungsclips 244 (4 und 6) schaffen eine Erdungsverbindung und sind bevorzugend mit den außenliegenden Reihenabdeckungen und außenliegenden Seitenschienen ebenso wie mit dem überlappenden Seitenschienen der Rahmen verbunden, um die Rahmen elektrisch zu verbinden. Die Erdungsclips können in der Nähe der überlappenden Seitenschienen angeordnet sein, um die Stecker (Steckverbinder) abzudecken und zu schützen. Die Erdungsclips können einen L-förmigen Körper 246 mit einem verlängerten Bein 248 und einem kurzen querliegenden Fuß 250 aufweisen. Ein Gewindebolzen 252 oder eine andere Befestigung kann mit dem Fuß verbunden sein. Der Gewindebolzen geht durch Erdungscliplöcher (Bolzenlöcher) 254 bis 257 (6) in den außenliegenden Seitenschienen, den außenliegenden Reihenabdeckungen und den überlappenden Seitenschienen und ist an den außenliegenden Seitenschienen, den Reihenabdeckungen und den überlappenden Seitenschienen mit einer Mutter 258 (4) und eine Verdrehsicherungscheibe 260 befestigt. Eine Erdöse (Erdungsöse) 262 (6) kann an einer außenliegenden Reihenabdeckung befestigt sein. Ein Erdungsdraht oder Erdverbinder kann mit der Erdöse verbunden sein. Die Erdöse kann im Inneren der Reihenabdeckung angebracht sein, wenn die Erdleitung verwendet wird. Die Erdöse kann an der Außenseite der Reihenabdeckung angebracht sein, wenn ein getrennter freiliegender Erdungsdraht verwendet wird.
Die Erdungsclips und Kanäle unterstützen das Unterbringen der kompletten elektrischen Verdrahtung des photovoltaischen Systems. Vorteilhafterweise schafft das elektrische photovoltaische System eine praktisch vollständige Abdeckung von Drähten und Steckerverbindern mit Ausnahme der gewünschten Zugänge zu den Abgabedrähten.
Jedes der Photovoltaikmodule kann zwei positive Ausgangsdrähte und zwei negative Ausgangsdrähte aufweisen, um eine serielle und parallele Verbindung zu erlauben. Die Photovoltaikmodule könne seriell verbunden sein, um eine Kette von Modulen zu bilden. Wenn dies gewünscht wird, können einige oder alle Photovoltaikmodule parallel verbunden werden.
11 veranschaulicht eine typische Parallelverbindung wie am Ort 264 in 10. In der Parallelverbindung der 11 sind die grauen Drähte 266 und 268 von benachbarten (nebeneinanderliegenden und aneinander anstoßenden) Photovoltaikmodulen 123 und 109 miteinander über Steckverbinder (Stecker) 270 und 272 verbunden und die roten Drähte 274 und 276 von nebeneinanderliegenden Photovoltaikmodulen 123 und 109 sind miteinander mit Steckverbindern (Steckern) 278 und 280 verbunden.
Die 12 veranschaulicht eine typische Serienverbindung wie an Ort 282 in 10. In der Serienverbindung von 12 ist der Steckverbinder (Stecker) 284 des roten stromführenden Drahts 286 eines Photovoltaikmoduls 111 mit dem Steckverbinder (Stecker) 288 des grauen stromführenden Drahts 290 eines benachbarten Photovoltaikmoduls 112 verbunden. Außerdem ist der Steckverbinder (Stecker) 292 des grauen stromführenden Drahts 294 eines Photovoltaikmoduls 111 mit dem Steckverbinder (Stecker) 298 des neutralen Brückenkabels (Rückführkabels oder Verbindungskabels) 196 für die Photovoltaikmodule verbunden. Der Steckverbinder (Stecker) 300 des roten stromführenden Drahts 302 des anderen Photovoltaikmoduls 112 kann durch einen silikongefüllten Steckverbinder 304 abgeschlossen, eingesteckt oder überzogen sein, da er nicht mit einem anderen Draht in Reihenverbindung verbunden ist.
13 veranschaulicht eine andere typische Parallelverbindung wie an einem Ort 306 in 10. In der Parallelverbindung der 13 ist der graue Draht 308 eines Photovoltaikmoduls 125 mit dem grauen Draht 310 eines benachbarten Photovoltaikmoduls 115 über Steckverbinder (Stecker) 312 und 314 verbunden. Außerdem ist der rote Draht 316 eines Photovoltaikmoduls 125 mit dem roten Draht 318 eines benachbarten Photovoltaikmoduls 115 über Steckverbinder (Stecker) 320 und 322 verbunden.
14 veranschaulicht eine andere typische Reihenverbindung wie am Ort 324 in 10. In der Reihenverbindung der 14 ist der Steckverbinder (Stecker) 326 des grauen stromführenden Drahts 328 eines Photovoltaikmoduls 117 mit einem Steckverbinder (Stecker) 330 des roten stromführenden Drahts 332 eines benachbarten Photovoltaikmoduls 118 verbunden. Der unmontierte unverbundene Steckverbinder (Stecker) 334 des roten stromführenden Drahts 336 eines Photovoltaikmoduls 117 kann abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem mit Silikon gefüllten Steckverbinder (Stecker) 338 zusammengesteckt werden. Außerdem kann der nicht angeschlossene nicht verbundene Steckverbinder (Stecker) 340 des grauen Führungsdrahts 342 des benachbarten Photovoltaikmoduls 118 abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem silikongefüllten Steckverbinder (Stecker) 344 zusammengesteckt werden.
15 veranschaulicht eine typische Reihenverbindung auf der linken Seite einer Anordnung von Photovoltaikmodulen wie am Punkt 346 in 10. In der Reihenverbindung der 15 ist der Steckverbinder (Stecker) 348 der grauen Brücke (des Verbindungsdrahts) 350 mit einem Steckverbinder (Stecker) 352 des grauen Drahts 354 des oberen linken außenliegenden (äußeren oder nach außen zeigenden) Photovoltaikmoduls 123 verbunden, während der Steckverbinder (Stecker) 356 der grauen Brücke (des Verbindungsdrahts) 350 mit dem Steckverbinder (Stecker) 358 des roten Drahts 360 des unteren linken außenliegenden Photovoltaikmoduls 125 verbunden ist. Der unmontierte unverbundene Steckverbinder (Stecker) 362 des roten stromführenden Drahts 364 des oberen linken außenliegenden Photovoltaikmoduls 123 kann abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem silikongefüllten Steckverbinder (Stecker) 366 zusammengesteckt sein. Außerdem kann der unmontierte unverbundene Steckerverbinder (Stecker) 368 des grauen stromführenden Drahts 370 des unteren linken außenliegenden Photovoltaikmoduls 125 abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem silikongefüllten Steckverbinder (Stecker) 372 zusammengesteckt sein.
16 veranschaulicht eine typische Ausgangsverbindung eines Photovoltaikfelds auf der rechten Seite eines Felds von photovoltaischen Modu len wie am Punkt 374 der 10. In der Reihenverbindung der 16 ist der männliche Steckverbinder (Stecker) 376 der roten Brücke (des Verbindungsdrahts) 240 mit dem Steckverbinder (Stecker) 378 des roten stromführenden Drahts 380 des oberen rechten außenliegenden (äußeren oder nach außen zeigenden) Photovoltaikmoduls 124 verbunden. Die rote Brücke 240 erzeugt eine positive Abgabe. Die rote Brücke kann einen Steckverbinder (Stecker) 382 aufweisen, der entfernt oder abgeschnitten werden kann, bevor die graue Brücke mit einer Drahtmutter und einem Ausgangskabel (einem Draht) verbunden ist. Der Steckverbinder (Stecker) 384 der grauen Brücke (Schnittstellendraht) 386 ist mit dem Steckverbinder (Stecker) 388 des grauen stromführenden Drahts 390 des unteren rechten außen liegenden (äußeren oder nach außen zeigenden) Photovoltaikmoduls 126 verbunden. Die graue Brücke 386 erzeugt eine negative Abgabe. Die graue Brücke 386 kann einen Steckverbinder (Stecker) aufweisen, der entfernt oder abgeschnitten werden kann, bevor die graue Brücke mit einer Schraubenmutter und einem Abgabekabel (Draht) verbunden wird. Die außenliegende Brücke (der äußere Verbindungsdraht) 390 erzeugt eine neutrale Abgabe. Die neutrale außenliegende Brücke 390 kann einen Steckverbinder (Stecker) 392 aufweisen, der entfernt oder abgeschnitten werden kann, bevor die neutrale Brücke mit einer Drahtmutter und einem Ausgangskabel (Draht) verbunden wird. Der unmontierte unverbundene Steckverbinder (Stecker) 394 des grauen stromführenden Drahts 396 des oberen rechten außenliegenden Photovoltaikmoduls kann abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem silikongefüllten Steckverbinder (Stecker) 398 zusammengesteckt sein. Außerdem kann der unmontierte unverbundene Steckverbinder (Stecker) 399 des roten stromführenden Drahts 238 des unteren rechten außenliegenden Photovoltaikmoduls 126 abgeschlossen, mit einer Kappe versehen oder mit einem silikongefüllten Steckverbinder (Stecker) 234 zusammengesteckt sein.
Die elektrischen Stecker (Steckverbinder) können eine Fassung aufweisen, um den Draht (die Kabel) des photovoltaischen elektrischen Systems aufzunehmen. Einzelne Drahtabdichtungen können mit den Ausgangsenden der Stecker und Buchsen abschließen. Die Drähte können Zinn mit Zinnbleilot, Kupfer oder ein anderes elektrisch leitfähiges Metall aufwei sen. Die Drähte können mit Silikon oder einer anderen Isolierung isoliert sein.
Das Photovoltaikmodul erzeugt Gleichstrom (DC). Die Module können in Einzelmodulsystemen und Multimodulsystemen verwendet werden, um die Strom- und Spannungserfordernisse für einen großen Bereich von Anwendungen zu erfüllen.
Wünschenswerterweise erlaubt die überlappende Seitenschiene das Teilen der Schrauben und schafft ein stärkeres und kompakteres Rahmensystem. Die Mehrzweckrahmen des Rahmensystems für Photovoltaikmodule halten, lagern und montieren die Module direkt auf eine Oberfläche oder einen anderen Aufbau und schaffen zudem elektrische Kabelkanäle, die einen integrierten und wesentlichen Teil des photovoltaischen elektrischen Systems bilden. Die Rahmen des Rahmensystems können auch direkt verbunden, verknüpft, verhakt, montiert und/oder auf einem Dach installiert werden, ohne einen gesonderten Halter oder Balken oder eine Vormontage, eine Verbindung oder ein Zusammenfügen der Rahmen auf dem Boden oder an einem anderen Installationsort vor dem Anheben und Anbringen des Rahmensystems an dem Dach zu benötigen.
Um das Rahmensystem für Photovoltaikmodule und die Module aufzubauen, kann das Dach abgemessen und eine Kreidelinie kann für die untere Reihe markiert werden. Ein Butylband oder ein anderes Dichtmittel (eine Abdichtung) kann an der Unterseite der Module über die Schraubenlöcher (Montagelöcher) aufgebracht sein. Das erste Modul kann so positioniert und ausgerichtet sein, dass seine Längsachse in der Art eines Portraits senkrecht montiert ist. Das zweite Modul kann in der Nähe des ersten Moduls so angeordnet sein, dass die Seitenschienen sich überlappen und die Schraubenlöcher zueinander ausgerichtet sind. Danach können die ersten und zweiten Module montiert und aneinander befestigt werden und die ersten und zweiten Module können an der Dachoberfläche mit Edelstahlschrauben und Scheiben durch die Schraubenlöcher in den überlappenden Seitenschienen montiert werden. Diese Schritte können für die anderen Module wiederholt werden. Die Drähte in den Modulen und Stromkreisen könne seriell oder parallel wie gewünscht unter Verwendung von Steckern (Steck verbindern) verbunden werden. Für Reihenverbindungen können Sackstecker oder andere Anschlussabschlüsse verwendet werden, um ungenutzte Verbinder zu schließen. Die Reihenverbindung kann außerdem eine neutrale Rückführungsbrücke und eine Reihenschaltungsbrücke aufweisen, die in einem Kabelkanal oder Drahtschlitz eingebaut sind. Die Ausgangsbrücken können abgeschnitten, abisoliert und getestet werden. Die positiven, negativen und neutralen Ausgangsleiter können wie beschrieben verbunden werden. Danach können die außenliegenden Reihenabdeckungen installiert und an den außenliegenden Seitenschienen befestigt werden, um die Stecker, Drähte und Ausgangsverbindungen abzudecken, zu schützen und zu verbergen, während sie einen Zugang zu den Ausgangsdrähten ermöglichen. Die Erdungsclips können mit dem Rahmensystem über Erdungsclipmuttern und Sternscheiben verbunden sein. Ein Loch kann in den Rahmen gestanzt sein, um ein gegen Sonnenlicht resistentes UF-Kabel aufzunehmen. Das Kabel kann durch eine Klammer gehalten und abisoliert werden und der Erdleiter kann montiert werden. Die Ausgangsdrähte können mit einem Inverter verbunden werden, um DC bzw. Gleichstrom von dem Photovoltaikfeld in Wechselstrom (AC), der in vielen Häusern verwendet wird, umzuwandeln. Der Inverter weist vorzugsweise weniger als fünf Prozent harmonischer Verzerrung auf und sorgt für eine automatische Trennung von dem Nutz- bzw. Stromnetz, wenn Nutzstrom verloren geht.
Beispiel
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule wurde wie vorstehend beschrieben gebaut, montiert und installiert. Die Photovoltaik-(PV-) Module umfassten monolithische amorphe Tandemsiliziumdünnschichtsolarzellen auf Glas. Das laminierte Glas hatte 6,5 mm. Das Rahmensystem war mit dem Dach verbunden. Das Rahmensystem war direkt auf einem Asphaltschindeldach in die Sperrholzdachabdeckung montiert. Das Dach war nach Süden ausgerichtet, d.h. das Dach hatte eine Bestrahlung aus Süden. Das PV-Feld hatte eine Höhe von ungefähr 8 Fuß [ca. 2,5 m]. Die Länge des PV-Felds erstreckte sich zwischen 40 und 68 Fuß [ca. 12,5 und 21 m].
Das PV-Feld wandelte Solarenergie aus Sonnenlicht zu 120 Volt Gleichstrom um. Das PV-Feld hatte eine Nominalleistung von 1,2 bis 2 kW Wechselstrom. Ein 2,2 kW Inverter mit einer Spitzeneffizienz von 91,4% wandelte den Gleichstrom auf 21 Volt Wechselstrom bei 60 Hertz um. Weil das System mit dem Stromnetz verbunden war, konnte Elektrizität von der lokalen Stromversorgung abgenommen werden, wenn mehr Elektrizität notwendig war. Umgekehrt konnte Strom in das Netz eingespeist werden, wenn das PV-System mehr Elektrizität als notwendig erzeugt. Das Rahmensystem für Photovoltaikmodule erzeugte unverwartet gute Ergebnisse. Das Rahmensystem für Photovoltaikmodule war attraktiv, verbarg und schützte die meisten Drähte und war schneller und leichter zu installieren als herkömmliche Modulrahmensysteme.
Das Mehrzweckmodulrahmensystem kann mindestens ein Anschlussblockgehäuse 400 wie in 17 gezeigt aufweisen. Das Anschlussblockgehäuse kann nach innen vorstehende (innen liegende) obere und untere substratumfassende Flansche 401 bis 404 aufweisen, die miteinander zusammenwirken, um einen Substrataufnahmekanal 406 zu definieren, der eine Abdichtung aus Butylgummi oder einem anderen flexiblen oder elastischen fluidundurchlässigen oder wasserunempfindlichen Material aufnimmt, um die Seitenkanten des Substrats 14 – beispielsweise einer Glasplatte – des Laminats zu halten, zu lagern, anzuheben und zu umgreifen.
Das Anschlussblockgehäuse 400 (17) schafft ein Anschlussgehäuse 408 mit Seitenflanschen 410 und 412, das weggebrochene Enden bereitstellen kann, und einen mittleren Flansch 414, der sich zwischen den Seitenflanschen erstreckt und diese verbindet. Das Anschlussblockgehäuse weist einen Hohlraum 416 auf, der eine Aussparung, eine Öffnung und ein Abteil schafft. Eine entfernbare L-förmige Anschlussabdeckung 418 kann das Anschlussgehäuse einschließen, abdecken und schützen. Die L-förmige Anschlussabdeckung weist einen verlängerten aufrechten Flansch 420 auf, der rechtwinklig und senkrecht zu einem kürzeren unteren Flansch 422 sein kann. Die Anschlussabdeckung und das Gehäuse wirken zusammen, um einen elektrischen Kabelkanal 424 zum Einschluss des Anschlussblocks darin zu definieren, in dem ein Anschlussblock 426 montiert oder in anderer Weise gesichert ist.
Der Anschlussblock 426 (18 bis 20) kann sechs #8-32 Drahtklemmschrauben 428–433 und vier Lötanschlüsse 435–438 aufweisen. Die nicht montierten unverbundenen Endklammerschrauben können nicht durchgehende neutrale Anschlüsse 428 und 433 bilden. Die Klammerschrauben können mit den Ausgangsdrähten der Photovoltaikmodule verbunden sein. Die vier Lötanschlüsse können mit den Solarzellen verbunden sein, beispielsweise mit Stromschienen in den Laminaten der Photovoltaikmodule verlötet sein.
Das monolithische Photovoltaik-(PV-) Modul 10 der 21 stellt eine Photovoltaik-Vorrichtung bereit, die eine Single-junction-Solarzelle 12 umfasst. Die Solarzelle weist ein im Wesentlichen ebenes oder flaches lichtdurchlässiges glasartiges Substrat 14 aus opakem Glas, durchscheinendem Glas oder am meisten bevorzugt transparentem Glas auf, das das vordere Glas des Photovoltaik Moduls ist. Das Substrat weist eine externe äußere (außen liegende) Oberfläche 16 und eine nach innen zeigende innere Oberfläche 18 auf. Das Substrat umfasst ein Natrium enthaltendes Glas wie ein Natronkalkglas.
Ein zweilagiger vorderer Kontakt 20 (21) kann angeordnet, abgeschieden, positioniert sein und liegt auf dem Substrat. Der zweilagige vordere Kontakt kann eine dielektrische äußere Frontschicht 22 aufweisen, welche Siliziumdioxid enthält, die auf dem Substrat und gegen dessen innere Oberfläche anstoßend positioniert ist, und eine innere hintere (rückwärtige Schicht 24 aus transparenten leitenden Metalloxiden (TCO), die auch als eine CTO-Schicht oder -Beschichtung bezeichnet wird, die einen vorderen Halbleiter mit breiter Bandlücke schafft, auf der, benachbart zu der und anstoßend an die dielektrische Schicht positioniert ist. Die dielektrische Schicht und die TCO-Schicht können durch chemische Dampfabscheidung bei niedrigem Druck (LP-CVD) oder durch andere Verfahren abgeschieden werden. Die TCO-Schicht umfasst ein transparentes Metalloxid wie ein Indium-Zinnoxid, Zinkoxid, Cadmium-Stannat oder bevorzugt Zinnoxid mit einer Dicke von weniger als 1000 nm (10.000 A°).
Ein amorphes Silizium enthaltender Dünnschichthalbleiter 26 (21) schafft eine Single-junction-Solarzelle. Die amorphe Siliziumhalbleitersolar zelle weist einen p-i-n- oder bevorzugt n-i-p-Dünnschichthalbleiter aus amorphem Silizium mit einer Bandlücke auf, die von ungefähr 1,4 eV bis 1,75 eV reicht und üblicherweise bei 1,6 eV liegt. Der amorphe Siliziumhalbleiter oder das Segment kann Folgendes umfassen: hydrogeniertes amorphes Silizium, hydrogeniertes amorphes Siliziumkarbon oder hydrogeniertes amorphes Siliziumgermanium. Die positiv dotierte (p-dotierte) amorphe Silizium-p-Schicht 28 des amorphen Siliziumhalbleiters wird auf der TCO-Schicht des vorderen Kontakts angeordnet, abgelegt und abgeschieden, deckt diese ab, liegt darauf und ist damit verbunden. Die p-Schicht kann positiv mit Diboran (B₂H₆), BF₃ oder anderen Bor enthaltenden Komponenten dotiert sein. Eine undotierte aktive intrinsische amorphe Silizium i-Schicht 30 ist auf der p-Schicht abgeschieden und mit ihr verbunden sowie zwischen ihr und einer negativ dotierten (n-dotierten) amorphen Silizium-n-Schicht 32 verbunden, abgeschieden und positioniert. Die n-Schicht wird auf der i-Schicht positioniert und kann amorphes Siliziumkarbon oder amorphes Silizium umfassen, das negativ mit Phosphin (PH₃) oder einer anderen Phosphor enthaltenden Komponente dotiert ist.
Amorphes Silizium kann durch Hinzufügen von Verunreinigungen zu dem Silan dotiert werden. Beispielsweise kann die erste Dotierung Diboran (B₂H₆) sein, das dem Silan hinzugefügt wird, um eine amorphe Siliziumschicht vom p-Typ zu bilden. Nachdem die Schicht vom p-Typ zu einer Dicke in der Größe von 10 nm (100 Angström (Å)), bevorzugt von weniger als 15 nm (150 Å), gebildet wurde, wird der Diboranfluss gestoppt, um einen inneren Bereich zu bilden, der eine Dicke in der Größenordnung von einigen wenigen 100 nm (1000 Å), bevorzugt 250–450 nm (2500–4500 Å) aufweist. Danach wird ein Dotierungsmaterial vom n-Typ wie Phosphin (PH₃) zu dem Silanfluss hinzugefügt, um eine amorphe Siliziumschicht vom n-Typ zu bilden, die eine Dicke von wenigen 10 nm (100 Å), bevorzugt weniger als 15 nm (150 Å) aufweist. Die p-i-Schnittstelle kann aus amorphem Siliziumkarbon bestehen, das vielleicht 5% Kohlenstoff an der Kante der p-Schicht aufweist. Die Mischung wird dann linear höher gestuft, bis sie an der i-Schichtkante keinen Kohlenstoff enthält. Es gibt jedoch viele Wege, eine p-i-Schnittstelle herzustellen, die nicht alle das Höherstufen oder die Verwendung von Kohlenstoff einschließen.
Ein zweischichtiger hinterer Kontakt (rückwärtiger Kontakt), Kontakt 34 (21), ist auf der amorphen Siliziumendschicht der Solarzelle abgeschieden, darauf positioniert und damit verbunden. Die innere metallische Vorderschicht 36 des hinteren Kontakts kann ein transparentes leitendes Metalloxid wie ein Zinnoxid (TCO oder CTO) aufweisen, das einen hinteren (rückwärtigen) Halbleiter mit breiter Bandlücke wie Zinnoxid, Indiumzinnoxid, Cadmiumstannat und bevorzugt Zinkoxid umfasst. Die äußere hintere (rückwärtige) metallische Schicht 38 des hinteren Kontakts kann ein Metall umfassen, wie Silber, Molybdän, Platin, Stahl, Eisen, Niob, Titan, Chrom, Wismut, Antimon, oder bevorzugt Aluminium. Die innere TCO Schicht kann durch chemische Dampfabscheidung bei niedrigem Druck (LP-CVD), Sprühbeschichten oder andere Verfahren abgeschieden werden. Die äußere metallische Schicht kann durch Sputtern oder andere Verfahren abgeschieden werden.
Eine Verbindung bzw. ein Via 40 (21) schafft eine starke mechanische Verbindung und einen elektrischen Kontakt zwischen der inneren TCO-Zinnoxidschicht des vorderen Kontakts und der äußeren Aluminiumschicht des hinteren Kontakts. Die Verbindung ist bevorzugt in die äußere Schicht des hinteren Kontakts integriert und weist dasselbe Metall wie diese auf. In der bevorzugten Ausführungsform besteht die Verbindung aus Aluminium. Die Verbindung erstreckt sich durch einen Graben (ein Loch) 42 in dem Halbleiter und der inneren Zinkoxidschicht des hinteren Kontakts. Der Graben kann gleichzeitig mit einem Laser durch den amorphes Silizium enthaltenden Halbleiter und die innere Zinkoxidschicht des hinteren Kontakts gebildet und geschrieben werden. Die Verbindung füllt vorzugsweise den Graben und verbindet die innere Zinnoxid-TCO-Schicht des vorderen Kontakts und die äußere Aluminiumschicht des hinteren Kontakts.
Eine transparente glasförmige Deckschicht 44 (21), die ein Natrium enthaltendes Glas wie ein Natronkalkglas umfasst, ist auf dem vorderen Kontakt des Photovoltaikmoduls und der Vorrichtung platziert und positioniert. Das Photovoltaikmodul kann mit Verkapselungsmaterial (Verkapsler) 46 wie Ethylenvinylacetat (EVA) verkapselt sein, um den Schutz des Photovoltaikmoduls vor Umwelteinflüssen zu verbessern. Andere Verkapselungen können gemeinsam mit oder anstelle des EVA verwendet werden, wie Kunststoff vom Tedlartyp, Kunststoff vom Nuvasiltyp, Kunststoff vom Tefzel typ, ultraviolett (UV) aushärtende Beschichtungen usw. und Kombinationen davon. Das Photovoltaikmodul kann ungerahmt oder teilweise oder vollständig durch eine Metallhalterung, die ein Metallteil umfasst, wie einen Metallmontageaufbau, Metallstreben oder bevorzugt einen Metallrahmen gerahmt, gelagert oder gesichert sein.
Das monolithische Modul 50 der 22 schafft eine photovoltaische Vorrichtung, die eine Tandemdual-(Multi-)Junction Solarzelle 52 umfasst. Die Dual-junction-Solarzelle der 52 ist mit Ausnahme des nachstehend Beschriebenen im Allgemeinen strukturell, physikalisch und funktionell der Single junction-Solarzelle der 21 ähnlich. Zur Erleichterung des Verstehens werden ähnlichen Komponenten und Teilen der Solarzellen der 21 und 22 ähnliche Teilenummern gegeben, wie Substrat 14, vorderer Kontakt 20 mit der äußeren dielektrischen Schicht 22 und der inneren TCO-Schicht 24, dem amorphes Silizium enthaltenden Dünnschichthalbleiter 26, der eine vordere Solarzelle oder ein Segment bildet, dem hinteren Kontakt (rückwärtigen Kontakt) 34 der dualen Schicht mit einer metallischen TCO-Innenschicht 36 und einer äußeren metallischen Schicht 38, der Verbindung 40, dem Graben 42, der Deckschicht 44, dem EVA 46 usw. Die hintere n-i-p Solarzelle weist n, i und p-Schichten auf, die wie vorstehend erläutert angeordnet sind. Die n, i, und p-Schichten der hinteren Zelle werden manchmal als die n₁-, i₁- und p₁-Schichten jeweils der hinteren Zelle bezeichnet. Die vordere Zelle der Tandemsolarzelle kann eine Bandlücke von 1,4 eV bis 1,75 eV aufweisen und umfasst bevorzugt hydrogeniertes amorphes Silizium mit einer Bandlücke von 1,6 bis 1,75. Eine hintere (rückwärtige) Solarzelle 54, die einen amorphes Silizium enthaltenden Dünnschichthalbleiter umfasst, ist zwischen der vorderen Zelle und dem hinteren (rückwärtigen) Kontakt positioniert, dazwischen geschichtet und operativ mit beiden verbunden. Die hintere amorphe Siliziumzelle kann der vorstehend beschriebenen vorderen amorphen Siliziumzelle ähnlich sein. Die vordere amorphe Siliziumzelle oder das Segment weist eine Bandlücke von ungefähr 1,4 eV bis 1,75 eV, üblicherweise bis 1,6 eV auf und umfasst bevorzugt hydrogeniertes amorphes Siliziumgermanium mit einer Bandlücke von 1,4 eV. Die positiv dotierte p₂-Schicht 56 aus amorphen Silizium der hinteren Zelle ist auf der negativ dotierten n₁-Schicht 32 der vorderen Zelle positioniert, deponiert und abgeschieden, deckt diese ab und liegt darauf. Die amorphe intrinsische i₂-Schicht 58 der hinteren Zelle ist zwischen der n₂-Schicht 60 und der p₂-Schicht der hinteren Zelle abgeschieden, gelagert, positioniert und mit diesen verbunden.
In Multijunction-(multiple junction, Mehrfachübergangs-) Solarzellen wie den Tandemsolarzellen der 22 können die Zellen, die i-Schichten aus amorphen Silizium enthalten, eine aktive hydrogenierte Komponente wie amorphes Silizium, amorphes Siliziumkarbon oder amorphes Siliziumgermanium aufweisen. Die aktiven p-Schichten der amorphes Silizium enthaltenden Zellen können eine p-dotierte hydrogenierte Komponente wie p-dotiertes amorphes Silizium, p-dotiertes amorphes Siliziumkarbid oder p-dotiertes amorphes Siliziumgermanium umfassen. Die aktiven n-Schichten der amorphes Silizium enthaltenden Zellen können eine n-dotierte hydrogenierte Komponente wie ein n-dotiertes amorphes Silizium, n-dotiertes amorphes Siliziumkarbid oder n-dotiertes amorphes Siliziumgermanium aufweisen.
Um eine bessere Nutzung des solaren Spektrums zu erhalten und die Stabilität zu verbessern können zwei oder mehr p-i-n- oder n-i-p-Übergänge mit i Schichtmaterialien mit unterschiedlichen Bandlücken in Reihe aufgebaut werden, um eine monolithische Multi-junction-Solarzelle zu bilden. Die Schnittstelle zwischen den zwei amorphen Siliziumübergängen, die oft als Tunnelübergang oder Rekombinationsübergang bezeichnet wird, kann auch ein mikrokristalliner Tunnelübergang sein.
Die Verwendung von mikrokristallinem Silizium in den dotierten Schichten des Rekombinationsübergangs kann viele Vorteile bieten: (1) die höhere Trägerdichte, die im Allgemeinen in mikrokristallinem im Vergleich zu amorphem Silizium erreichbar ist, unterstützt leichter die hohen elektrischen Felder, die benötigt werden, wenn sehr dünne Schichten verwendet werden; (2) eine effizientere Kombination tritt auf Grund der kleineren Beweglichkeitslücke und der erhöhten Dotierungsdichte ebenso wie durch verstärktes Tunneln in den sehr dünnen Schichten auf; und (3) der optische Absorptionsverlust auf Grund der Tunnelübergangsschichten kann auf Grund des niedrigeren Absorptionskoeffizienten von mikrokristallinem Silizium (μc-Si) in den sichtbaren Wellenlängen ebenso wie auf Grund der Nutzung von dünneren Schichten verringert werden. Das mit der Nutzung von mikrokristallinem Silizium (μc-Si) verbundene elektrische Feld und die hohe Dotierungsdichte können die Leerlaufspannung (V_oc) verbessern. Eine effizientere Rekombination in dem Tunnelübergang wird eine Ladungsansammlung in der Nähe dieses Übergangs minimieren. Weiterhin kann der Kurzschlussstrom der Tandemvorrichtung durch Verwendung von mikrokristallinen Tunnelübergangsschichten erhöht werden.
Das monolithische Photovoltaikmodul 60 der 23 schafft eine Photovoltaikvorrichtung, die eine Triple-junction-Solarzelle bzw. eine Solarzelle mit drei Übergängen umfasst. Die Triple-junction-Solarzelle der 23 ist im Wesentlichen strukturell, physikalisch und funktionell der Tandem-Solarzelle der 22 mit Ausnahme der nachstehend beschriebenen Punkte ähnlich. Zum Erleichtern des Verstehens werden ähnliche Komponenten und Teile der Solarzellen der 22 und 23 mit ähnlichen Teilenummern bezeichnet, wie Substrat 14, vorderer Kontakt 20 mit äußerer dielektrischer Schicht 22 und innerer TCO-Schicht 24, einer vorderen n-i-p-Solarzelle, einem Halbleiter oder einem Segment 20 mit einer n₁-Schicht 28, einer i₁-Schicht 30 und einer p₁-Schicht 32, einer n-i-p Solarzelle oder einem Halbleiter 54, der eine dazwischenliegende mittlere Zelle oder ein Segment für die Triple junction-Solarzelle bereitstellen kann, mit einer n₂-Schicht 56, einer i₂-Schicht 58 und einer p₂-Schicht 60, einem hinteren (rückwärtigen) Dualschichtkontakt 34 mit innerer TCO Schicht 36 und äußerer metallischer Schicht 38, einer Verbindung 40, einem Graben 42, einer Abdeckung 44, EVA 46 usw. In der Triplejunction-Solarzelle des Photovoltaikmoduls der 23 kann die p₂-Schicht der mittleren Zelle über einer hinteren (rückwärtigen) Solarzelle 64 positioniert sein, benachbart dazu angeordnet sein, diese abdecken, darauf liegen und sie ist mit ihr verbunden. Während die hintere Zelle der 23 eine amorphes Silizium enthaltende Zelle ähnlich der dazwischen liegenden (mittleren) oder vorderen Zelle sein kann, wird es bevorzugt, dass die hintere Zelle eine polykristalline Zelle, bevorzugt eine dünne polykristalline Siliziumzelle ist.
Unter manchen Umständen kann es wünschenswert sein, eine andere Anordnung der Triple junction-Solarzelle zu verwenden, es kann beispielsweise nützlich sein, dass die polykristalline Zelle die vordere Zelle ist oder dass die amorphe Siliziumzelle die mittlere oder hintere Zelle ist, oder dass die amorphe Siliziumgermaniumzelle die hintere oder mittlere Zelle ist usw.
Wenn dies gewünscht wird, kann die vordere Zelle der Triple junction-Solarzelle eine hintere oder rückwärtige polykristalline Halbleiter-Kupfer-Indium-Zelle umfassen, die auf dem und hinter dem Kontakt positioniert und mit diesem auf dem Substrat verbunden ist. Die polykristalline hintere Zelle oder das hintere Segment kann einen polykristallinen Kupfer-Indium-Halbleiter mit einer Bandlücke aufweisen, die zwischen 1 eV und 1,2 eV liegt. Der polykristalline Kupfer-Indium-Halbleiter kann Kupferindiumdiselen (CIS) mit einer Bandlücke von 1 bis 1,04 eV oder Kupferindiumgalliumselenid (CIGS) mit einer Bandlücke von 1 bis 1,2 eV umfassen. Der CIGS-Halbleiter kann 0,1 bis 24 Gewichtsprozent Gallium umfassen. Im Allgemeinen ist die Bandlücke umso größer, je größer die Menge an Gallium ist. Es gibt Situationen, in denen CIGS gegenüber CIS bevorzugt wird und umgekehrt. CIS oder CIGS können durch Verdampfen bei einer Temperatur, die zwischen 400 und 500°C liegt, abgeschieden werden.
Ein Leiter oder Halbleiter 66 (19) vom n-Typ (negativen Typ) erzeugt einen n dotierten (negativ dotierten) Verbinder und Tunnelübergang, der zwischen der polykristallinen hinteren Zelle und der zwischengelagerten mittleren amorphen Siliziumzelle positioniert und gelagert und operativ mit beiden verbunden ist. Der Leiter vom n-Typ kann eine negativ dotierte (n-dotierte) amorphe n-Schicht oder Cadmiumsulfid aufweisen. Cadmiumsulfid (CdS) kann, wenn es als der Leiter vom n-Typ verwendet wird, durch Sputtern, Verdampfen, oder Aufwachsen aus einer Lösung abgeschieden werden. Bevorzugt weist der Leiter vom n-Typ mikrokristallines n-dotiertes (negativ dotiertes) amorphes Silizium auf, das eine mikrokristalline n-Schicht (μn-Schicht) schafft. Die μn-Schicht kann eine Dicke von ungefähr 5 nm (50 Å) bis 12 nm (120 Å), bevorzugt 8 nm (80 Å) bis 10 nm (100 Å) aufweisen. Der negativ dotierte Leiter vom n-Typ, der mikrokristallines negativ dotiertes (n-dotiertes) amorphes Silizium enthält, kann durch plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung (EP-CVD) abgeschieden werden. Der Leiter vom n-Typ dient dazu, die hintere Zelle mit der vorderen oder den mittleren Zellen (Segmenten) zu koppeln, zu sichern und zu verbinden.
Es gibt viele Vorteile der Triple-junction-Solarzellen der 23. Der erste ist die Lichtabsorption. Die verschiedenen amorphen Legierungen ab sorbieren unterschiedliche Teile des solaren Spektrums. Amorphes Siliziumkarbon (a-SiC) absorbiert ultraviolettes (UV-) Licht effizient, während es das meiste sichtbare und alles infrarote Licht durchlässt. Amorphes Silizium (a-Si) absorbiert UV-Licht (aber nicht so effizient wie a-SiC), absorbiert effizient sichtbares Licht, aber absorbiert nicht viel infrarotes (IR) Licht. Amorphes Siliziumgermanium (a-SiGe) absorbiert IR effizient und UV und sichtbares Licht im Wesentlichen ineffizient. Polykristallines [Silizium] kann das verbleibende Licht in dem Bereich von 900 bis 1400 nm absorbieren. Ein anderer Vorteil von Triple-junction und anderen Multispektralsolarzellen ist es, dass jede Schicht (jeder Übergang) eine unterschiedliche Absorptionsschicht aufweisen kann, so dass praktisch alle Wellenlängen des Lichts effizient absorbiert werden können. Ein weiterer Nutzen von Multispektralsolarzellen ist es, dass die absorbierenden Schichten dünner sein können, weil sie auf das solare Spektrum maßgeschneidert sind und Licht effizient absorbieren. Dünnere Schichten sind im Hinblick auf den Staebler-Wronski-Effekt stabiler.
Im Betrieb tritt Sonnenlicht oder Licht von anderen Quellen in den oberen Teil der monolithischen Triple junction-Solarzelle ein und geht durch das transparente leitende Oxid, welches den vorderen Kontakt umfasst. Dann geht das Licht durch die amorphe vordere Siliziumzelle. Viel, wenn nicht das meiste Licht in der Bandlücke von 400 bis 900 Nanometer (nm) wird durch die amorphe vordere Siliziumzelle eingefangen, absorbiert und in Elektrizität umgewandelt. Das Licht geht dann durch die mittlere amorphe Siliziumgermaniumzelle. Das meiste, wenn nicht das gesamte verbleibende Licht in der Bandlücke von 400 bis 900 nm wird durch die mittlere amorphe Siliziumgermaniumzelle eingefangen, absorbiert und in Elektrizität umgewandelt. Das verbleibende Licht geht dann durch die polykristalline rückwärtige (hintere) Zelle, in welcher viel, wenn nicht das meiste des Lichts in der Bandlücke über 900 nm und bevorzugt zwischen 900 und 1400 nm aufgenommen, absorbiert und in Elektrizität umgewandelt wird. Etwa verbleibendes Licht wird durch das glänzende und reflektierende Aluminium des hinteren dimetallischen Kontakts zur weiteren Umwandlung zu der hinteren (rückwärtigen) Zelle zurückreflektiert. Die Kombination und das Zusammenwirken von amorphem Silizium enthaltenden Zellen mit der polykristallinen Zelle kann zu einer höheren Gesamtumwandlung von Solarenergie und Licht in Elektrizität führen. Weil die polykristalline hintere Zelle mit der amorphen vorderen Sili ziumzelle verbunden ist, kann die polykristalline hintere Zelle einige Unreinheiten, Leerstellen oder Abweichungen aufweisen, ohne die Gesamtleistung der monolithischen Multispektralsolarzelle wesentlich zu beeinträchtigen.
Die Bandlücke und die Eigenschaften der polykristallinen hinteren Zelle können variert, feinabgestimmt und gesteuert werden, indem die Menge von Silizium oder Gallium in der polykristallinen hinteren Zelle geändert wird. Eine hintere CIS Zelle kann eine Bandlücke von 1 bis 1,04 eV aufweisen. Eine hintere CIGS Zelle mit 20 bis 24 Gewichtsprozent Gallium kann eine Bandlücke mit einer Größe von bis zu 1,2 eV aufweisen. Eine Verringerung der Menge von Gallium in der hinteren CIGS Zelle kann die Bandlücke der hinteren Zelle auf einen gewünschten Pegel zwischen 1 und 1,2 eV ändern und steuern.
Die Bandlücke und Eigenschaften der vorderen Dünnschichtzelle und der mittleren Dünnschichtzelle können durch Ändern der Komposition oder Dicke des amorphen Siliziums und durch Verwenden unterschiedlicher Legierungen variiert, feinabgestimmt und gesteuert werden, um die gewünschten Pegel zwischen 1,4 und 1,75 eV zu erreichen.
Es ist daher offensichtlich, dass die resultierende optische Bandlücke und die elektrischen Eigenschaften der monolithischen Multispektralsolarzelle in der vorstehend beschriebenen Weise variiert, feinabgestimmt und gesteuert werden können, um die gewünschten elektrischen Eigenschaften zu erzielen.
Die amorphes Silizium enthaltenden Dünnschichthalbleiterzellen werden durch plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung (EP CVD) beispielsweise bei einer Temperatur von ungefähr 180°C bis ungefähr 200°C abgeschieden. Die n₁-Schicht und n₂-Schichten der amorphes Silizium enthaltenden Zellen können durch verbesserte plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung mit einer Dotierung vom n-Typ wie Phosphin (PH₃) oder anderen Phosphor enthaltenden Komponenten gebildet werden. Die p₁ und p₂-Schichten der amorphes Silizium enthaltenden Zellen können durch plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung einer Dotierung vom p-Typ wie Diboran (B₂H₆), BF₃, oder anderen Bor enthaltenden Komponenten gebildet werden. Plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung kann unter den nachstehenden Bedingungen eine Gleichstrom- oder Radiofrequenzglühentladung umfassen: eine Temperatur des Substrats, die zwischen ungefähr 80°C und ungefähr 300°C liegt; ein Druck, der zwischen ungefähr 0,5 (66 Pa) und ungefähr 5 Torr (6,6 hPa) liegt; und eine Leistungsdichte, die zwischen ungefähr 50 und ungefähr 230 mW/cm² liegt.
Die oberste Schicht der polykristallinen hinteren Zelle kann mit einer Wasserstoffplasmaätzung bevorzugt ohne Silan für einen Zeitraum von ungefähr 150 bis ungefähr 750 Sekunden behandelt werden, ohne die optischen und elektrischen Eigenschaften der polykristallinen Zelle zu verschlechtern. Danach kann die wasserstoffbehandelte Schicht der polykristallinen Zelle mit einem negativ dotierten Wasserstoffplasma und einem Silizium enthaltenden Ausgangsmaterial nukleiert bzw. bekeimt werden, um einen negativ dotierten, mit mikrokristallinem Tunnelübergang oder einer mikrokristallinen Rekombinationsübergangsschicht (μn) mit einer Dicke von ungefähr 5 nm (50 Å) bis ungefähr 12 nm (120 Å), bevorzugt ungefähr 8 nm (80 Å) bis ungefähr 10 nm (100 Å) zu bilden.
Die mikrokristalline Tunnelübergangsschicht kann außerdem eine mikrokristalline Komposittunnelübergangs- oder eine mikrokristalline Kompositrekombinationsübergangsschicht umfassen. Die mikrokristalline Komposittunnelübergangsschicht kann eine negativ dotierte mikrokristalline Tunnelübergangsschicht (μn-Typ) und eine positiv dotierte mikrokristalline Tunnelübergangsschicht (μp-Typ) umfassen. Die negativ dotierte mikrokristalline Tunnelübergangs-μn-Schicht kann zwischen der n-Schicht der amorphes Silizium enthaltenden Zelle und der positiv dotierten mikrokristallinen μp-Tunnelübergangs-Schicht angeordnet sein. Die positiv dotierte mikrokristalline μp-Tunnelübergangsschicht kann zwischen der μn-Schicht und der p-Schicht der polykristallinen Zelle angeordnet sein. Der Tunnelübergang kann mit Phosphin wie in dem folgenden Verhältnis dotiert sein: 10000 Wasserstoff: 100 Silan: 2 Phosphin. Die mikrokristalline Tunnelübergangsschicht kann außerdem eine mikrokristalline Tunnelübergangs-μp-Schicht umfassen, die p-dotiertes mikrokristallines Silizium aufweist. Die p-Schicht kann p-dotiertes amorphes Silizium enthalten.
Die Oberfläche der amorphen Silizium-i-Schicht kann für einen Zeitraum von ungefähr 300 bis ungefähr 500 Sekunden mit einer Wasserstoffplasmaätzung geätzt werden. Die mit dem n-Typ dotierte Schicht kann nukleiert bzw. mit Keimen versehen werden, um eine mikrokristalline Siliziumschicht vom n-Typ zu schaffen, die eine Dicke von ungefähr 8 nm (80 Å) bis ungefähr 10 nm (100 Å) aufweist. Eine mikrokristalline μp-Tunnelübergangsschicht kann gebildet werden, indem die mikrokristalline μn-Tunnelübergangsschicht einem positiv dotierten Wasserstoffplasma und einem Silizium enthaltenden Ausgangsmaterial ausgesetzt wird, um die mikrokristalline μp-Tunnelübergangsschicht auf der mikrokristallinen μn-Tunnelübergangsschicht zu bilden. Wasserstoffplasmaätzen schafft eine relativ schnelle Keimbildung und eine beschleunigte Induktionszeit für mikrokristallines Wachstum. Eine Oberflächenbehandlung durch Plasmaätzen wie Wasserstoffplasmaabscheidung schafft einförmig geätzte und glatte Oberflächen, ohne die optischen und elektrischen Eigenschaften zu beeinträchtigen oder das Aussehen der Photovoltaikvorrichtung zu verschlechtern. Es wird angenommen, dass Plasmaätzen die Oberfläche nicht kristallisiert, sondern als ein Katalysator und Förderer dient, um mikrokristalline Keimbildung und Wachstum zu fördern.
Mindestens eine der dotierten Schichten der amorphes Silizium enthaltenden Solarzellen kann auch eine dotierte mikrokristalline Schicht aufweisen, die benachbart zu der geätzten Oberfläche der i-Schicht positioniert ist und an diese anstößt. Wünschenswerterweise weist die mikrokristalline dotierte Schicht eine Dicke von ungefähr 5 nm (50 Å) bis ungefähr 12 nm (120 Å) auf. Die mikrokristallin dotierte Schicht, die mikrokristalline Tunnelübergangsschicht oder die mikrokristalline Rekombinationsübergangsschicht sollten dünn sein, bevorzugt 5 bis 12 nm (50 bis 120 Å) und weiter bevorzugt 8 bis 10 nm (80 bis 100 Å), um: (1) ein elektrisches Feld in der innenliegenden i-Schicht einzurichten, (2) die Lichtreflektion auf die i-Schicht zu erhöhen, und (3) die Absorption zu minimieren. Bevorzugt weist die geätzte Oberfläche der i-Schicht in der Solarzelle eine wasserstoffgeätzte Oberfläche ohne Silan auf, so dass die Keimbildung der nachfolgend abgeschiedenen mikrokristallinen dotierten Schicht gefördert wird. Das mikrokristalline Silizium (μc-Si) nach dem Ätzen kann die Umwandlungseffizienz der amorphen Tandemsolarzelle (a-Si:H) Solarzelle um mehr als 10% verbessern.
Tandem- und andere Multispektralsolarzellen sind intrinsisch stabiler als photovoltaische Single-junction-Vorrichtungen mit denselben lichtabsorbierenden Fähigkeiten. Multispektralsolarzellen können Schichten aus hydrogeniertem amorphem Silizium aufweisen, die durch einen Tunnelübergang getrennt und in einem gestapelten Aufbau angeordnet sind. Die Dicke der Schichten kann so angepasst sein, dass die Effizienz maximiert wird und der in jeder Schicht erzeugte Strom ausgeglichen wird. Bei Multispektralsolarzellen können die Bandlücke der amorphen Siliziumschichten variabel gestaltet sein, indem die Wasserstoffkonzentration in den amorphen Siliziumschichten angepasst wird.
Die wichtigste Messgröße einer Solarzelle ist ihre Umwandlungseffizienz. Die Umwandlungseffizienz ist der Prozentsatz der Energie des auf die Zelle einfallenden Lichts, die in elektrische Energie umgewandelt wird, die durch eine elektrische Last, beispielsweise eine Lichtquelle verwendet werden kann.
Die im Sonnenlicht (das auf eine flache Oberfläche zur solaren Mittagszeit auftrifft) enthaltene Energie ist ungefähr 100 mW/cm². Aus Bequemlichkeit sind Solarsimulatoren so kalibriert, dass die Energie, die sie abgeben, so nah wie möglich an 100 mW/cm² liegt. Daher ist der Vorgang, zu messen, wie viel Energie durch die Zelle erzeugt wird, wenn sie beleuchtet wird.
Die Ausgabe einer Solarzelle kann bestimmt werden durch: V_oc = Leerlaufspannung, P_max = maximale Solarzellenleistung und J_sc = Kurzschlussstrom. Die Zelleneffizienz wird durch die maximale Strommenge bestimmt, die sie erzeugen kann, die der Strom am Punkt maximaler Leistung ist. Während die Umwandlungseffizienz als das Verhältnis von erzeugter Energie zu einfallender Energie definiert werden kann, kann sie auch in Leistung ausgedrückt werden. Die Umwandlungseffizienz einer Solarzelle kann wie folgt bestimmt werden: Effizienz (%) = (Pmax/Pincident) × 100 = (Pmax/100) × 100 = Pmax Effizienz = Pmax = Vmax × Jmax = Voc × Jsc × FF.
V_oc = Leerlaufspannung, das heißt, die Spannung, die von der Zelle in Situationen erzeugt wird, in denen kein Strom abgezogen wird, die Zelle offen geschaltet ist. Wenn Sie die Spannung über die Anschlüsse ihrer Autobatterie mit einem Voltmeter messen, messen Sie die Leerlaufspannung (etwas über 12 V).
J_sc = Kurzschlussstrom, das heißt, der Strom, der durch die Zelle geht, wenn sie kurzgeschlossen wird. Wenn Sie einen Schraubenschlüssel über die Anschlüsse ihrer Autobatterie fallenlassen, senden Sie den Kurzschlussstrom (von hunderten von Ampere) durch den Schraubenschlüssel. Kurzschlussströme von Solarzellen sind sehr viel kleiner und nicht annähernd so gefährlich. FF = Verhältnis von Pmax zu Voc × Jsc
Die Effizienz wird real festgelegt durch: Effizienz = (P_max/P_incident) × 100. In der Praxis wird jedoch P_incident (die auf die Zelle einfallende Lichtenergie) auf 100 festgelegt, so dass die Effizienz gleich P_max ist. Der Füllfaktor (FF) ist eine Zahl, die verwendet wird, um die Effizienz anhand der Leerlaufspannung (V_oc) und des Leerlaufstroms (J_sc) auszudrücken.
Alternative Ausgangsmaterialien
Während Silan und Wasserstoff die bevorzugten Ausgangsmaterialien für amorphe Siliziumzellen sind, gibt es verschiedene alternative Ausgangsmaterialien bei einer Glühentladung für undotierte plasmaunterstützte chemische Dampfabscheidung (CVD) von a-Si:H und a-SiC:H-Legierungen. Der Verdünner Wasserstoff (H₂) kann durch Deuterium (D) ersetzt werden, wobei das verdünnende Gas HD oder D₂ sein kann. Die alternativen Ausgangsmaterialien für Silan (SiH₄) zusätzlich zu SiH₄ oder anstelle von SiH₄ können durch die nachstehende allgemeine Formel ausgedrückt werden: Si_NH_2N+2-MY_M, wobei Si Silizium ist, H Wasserstoff oder Deuterium ist, Y ein Halogen, beispielsweise Fluor (F), Chlor (Cl) usw. ist, N und M positive ganze Zahlen unter der Beschränkung sind, dass N≥1 und 2N+2-M≥0 gilt. Beispiele für die vorstehende Gleichung umfassen Silan (SiH₄), N=1, M=0, Disilan (Si₂H₆), N=2, M=0, SiF₄(N=1, M=4, Y=Fluor), SiHF₃(N=1, M=3, Y=Fluor), Si₂H₂CL₄(N=2, M=4, Y=Chlor), Tetramethylsilan usw. Wenn die alternativen Si-Ausgangsmaterialien verwendet werden, können die optimalen oder bevorzugten Abscheidungsbedingungen möglicherweise anzupassen sein.
Für die Abscheidung von hydrogeniertem amorphem Siliziumkarbon (a-SiC:H) sind die alternativen Kohlenstoffausgangsmaterialien wirklich zahlreich. Im Allgemeinen können die meisten typischen Kohlenwasserstoffe oder Halogenkohlenwasserstoffkomponenten verwendet werden, beispielsweise CH₄, C₂H₂, C₂H₄, C₂H₆, CF₄, C₃H₈, CDCl₃. Andere Kohlenstoffausgangsmaterialien können verwendet werden, die eingebaute Kohlenstoffsiliziumbindungen enthalten, welche durch die folgende Formel ausgedrückt werden können: CH_N(SiH₃)_4-N, wobei N eine Ganzzahl im Bereich von 0 bis 4 ist, beispielsweise CH₃SiH₃ (Methylsilan oder Silylmethan), CH₃(SiH)₃ (bzw. CH(SiH)₃] (Trisilymethan). Der H in der zweiten Komponente (SiH₃) in der vorstehenden Formel kann durch ein Halogen ersetzt werden, beispielsweise CH(SiF₃)₃. Wenn ein alternatives Kohlenstoffausgangsmaterial zusätzlich zu oder an Stelle von Methan (CH₄) verwendet wird, können die Abscheidungsparameter wie das H₂-Verdünnungsverhältnis und die Stromdichte entsprechend angepasst werden. In dem Vorgang werden Abscheidungsbedingungen mit hohem Druck, niedriger Temperatur und hohen Verdünnerkonzentrationen verwendet, um stabile Solarzellen mit hohen Leerlaufspannungen (V_oc) und hohen Füllfaktoren (FF) zu erhalten.
Die Abwesenheit wesentlicher Mengen von Kohlenstoffradikalen in amorphen Siliziumkarbon kann die mikrokristalline Siliziumbildung ebenso verbessern wie sehr hohe H₂-Verdünnung. Der Abscheideprozess kann auf a-Si:H oder andere Materialabscheidungen unter Verwendung von plasmaunterstütztem CVD normal weiter angewendet werden. Dieser Vorgang deckt die direkte und entfernte Plasma-CVD Abscheidung jedes Materials unter Bedingungen ähnlich den vorstehend beschriebenen ab. Abscheidungsparameter wie Stromdichte oder elektrische Vorspannung können wie gewünscht variiert werden. Eine erhöhte Wasserstoffverdünnung kann a-SiC:H Material mit breiter Bandlücke verbessern. Wasserstoffplasmaätzen kann eine gute Oberflächenabdeckung durch den Wasserstoff während des Wachstums schaffen, um eine höhere Oberflächenbeweglichkeit der Wachstumsvorläufer und eine bessere Möglichkeit von Wasserstoffkompensation von Defekten in mikrokristallinen Tunnelübergängen zu erzielen. Wasserstoffplasmaätzen kann außerdem ein gleichförmigeres Wachstum und eine geringere Ionenbombardierung an der Wachstumsoberfläche schaffen.
Zu den vielen Vorteilen des Rahmensystems der Photovoltaikmodule nach der vorliegenden Erfindung gehören:

1. Überragende Mehrzweckrahmensysteme für Photovoltaikmodule.
2. Integration und Kombination des Rahmensystems für Photovoltaikmodule mit photovoltaischen elektrischen System.
3. Direkte Montage auf Oberflächen.
4. Ausgezeichnete Abdeckung und Verstecken der meisten hervorstehenden Drähte und Stecker.
5. Einfacher Einbau.
6. Einfache Montage
7. Hervorragende Leistung.
8. Bereitstellen besserer Oberflächenmontagesysteme.
9. Vermeiden zusätzlicher Halter, Streben und Balken in dem Modulrahmensystem.
10. Vermeiden der Notwendigkeit von Verbinderboxen in dem Modulrahmensystem.
11. Anwendungen für allgemeine Photovoltaikmodule.
12. Einfacher Zugang zu Abgabedrähten.
13. Ästhetisch erfreulich.
14. Erlaubt den Einsatz von Blechschrauben für bzw. durch mehrere Schienen.
15. Benutzerfreundlich.
16. Bequem.
17. Stabil.
18. Ökonomisch.
19. Verlässlich.
20. Effektiv.

Obwohl Ausführungsformen dieser Erfindung gezeigt und beschrieben wurden, muss verstanden werden, dass verschiedene Modifikationen, Ersetzungen und Neuanordnungen von Teilen, Komponenten und Verfahrensschritten durch den Fachmann durchgeführt werden, ohne vom neuartigen Geist und Gebiet dieser Erfindung abzuweichen.

Claims

Ein Photovoltaikmodul (106) zur Verwendung als eine Komponente eines Rahmensystems (100) für ein Photovoltaikmodul, wobei das Photovoltaikmodul ein Laminat (160), mit dem Laminat verbundene elektrische Drähte (164, 166) und einen mechanischen Rahmen (162) aufweist, um das Laminat sicher an einem Anbringungsort zu halten, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen mindestens einen elektrischen Leitungskanal (144, 202) definiert, der die elektrischen Drähte trägt und aufnimmt.
Ein Photovoltaikmodul nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Laminat ein Substrat (14) und mindestens eine Solarzelle umfasst, die photovoltaische Halbleiter aufweist.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Anbringungsort aus einem Dach (102), einer Wand, einem Gerüst, einem Balken oder einer anderen Oberflächenstruktur besteht.
Ein Photovoltaikmodul nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Laminat (160) ein Verkapselungsmaterial aufweist, um zumindest teilweise das Substrat (14) und die Solarzelle zu verkapseln.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass: das Substrat (14) ein lichtdurchlässiges, im Allgemeinen ebenes glasartiges Substrat aus transparentem Glas oder transluzentem Glas umfasst; die Solarzelle eine "Single-Junction"-Solarzelle, eine n-i-p-Solarzelle, eine p-i-n-Solarzelle, eine Tandemsolar zelle, eine "Triple-Junction"-Solarzelle, oder eine "Multiple-junction"-Solarzelle umfasst; die Solarzelle einen kristallinen Wafer oder eine Dünnschicht-Solarzelle umfasst; der kristalline Wafer einen Silizium-, CIGS, CIS oder Galliumarsenid-Wafer umfasst; und die Dünnschicht-Solarzelle einen Halbleiter aus mikrokristallinem Silizium, amorphem Silizium, amorphem Siliziumkarbid, amorphem Silizium-Germanium oder Cadmium-Tellurid umfasst.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der elektrische Leitungskanal einen von außen zugänglichen elektrischen Drahtleitungskanal (194) und/oder einen internen elektrischen Drahtleitungskanal (202) umfasst.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen (162) eine seitliche Schiene (214) und eine sich außerhalb befindende Abdeckung (216) zum Abdecken der seitlichen Schiene aufweist, wobei die Abdeckung und die seitliche Scheine zusammenwirken, um einen elektrischen Leitungskanal (232) zwischen ihnen zu bilden, um Stecker, Drähte und Abgabeverbindungen einzuschließen, abzudecken und zu schützen.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen (400) eine Aussparung (416), um ein Abteil zu schaffen, sowie eine Abdeckung (418) zum Schließen des Abteils und einen Anschlußblock (426) festlegt, der in dem Leitungskanal angeordnet ist, wobei die Abdeckung und das Abteil zusammenwirken, um den elektrischen Leitungskanal (424) zu bilden.
Ein Photovoltaikmodul nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen (162) überlappende Seitenschienen (128) umfasst, die überlappende Flansche (132, 134) mit ausgerichteten Schraubenlöchern (152) aufweisen, um isolierende Schrauben (154) oder andere Befestigungsmittel aufzunehmen, um das Photovoltaikmodul sicher und direkt über einem Dach anzubringen, um einen Luftspalt (156) zwischen dem Dach und dem Photovoltaikmodul zu bilden, um Regen und Wasser zu kanalisieren und um Luft unter dem Photovoltaikmodul durchzulassen, um Wärme abzuführen, die von dem Photovoltaikmodul abgegeben wird.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule, das eine Vielzahl (104) von Photovoltaikmodulen nach einem der vorhergehenden Ansprüche umfasst.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach Anspruch 10, wobei die Photovoltaikmodule in einem regelmäßigen Feld (104) angeordnet sind.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach Anspruch 11, wobei benachbarte Module mechanisch miteinander entlang benachbarter Kanten (128) verbunden sind.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach einem der Ansprüche 10 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen (162) der Photovoltaikmodule Rahmenseitenschienen (128), Endschienen (170, 172) und Endhauben (178, 179) aufweist, die sich zwischen den Seitenschienen erstrecken und mit ihnen verbunden sind, wobei die Endschienen und die Seitenschienen miteinander zusammenwirken, um einen im Wesentlichen rechteckigen Rahmen (162) mit einer Nut (156, 157) zu bilden, um ein rechteckiges Substrat (14) aufzunehmen, und wobei die Seitenschienen des Rahmens mindestens einen Satz von überlappenden Seitenschienen umfassen.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach einem der Ansprüche 10 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Rahmen der Photovoltaikmodule überlappende Seitenschienen (128) aufweist, die einen seitlichen Leitungskanal (158) für thermische Ausdehnung zwischen benachbarten Photovoltaikmodulen definieren, um der thermischen Ausdehnung benachbarter Photovoltaikmodule Rechnung zu tragen.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach einem der Ansprüche 10 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Rahmen der Photovoltaikmodule Endschienen (170, 172) aufweisen, die einen inneren elektrischen Leitungskanal (202) definieren, um die elektrischen Drähte (164, 166) zu halten und zu verbergen, und einen von außen zugänglichen teilweise umschlossenen elektrischen Leitungskanal (144) definieren, um Drähte (196) aufzunehmen, die sich zumindest über einige der Photovoltaikmodule erstrecken.
Ein Rahmensystem für Photovoltaikmodule nach einem der Ansprüche 10 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass: die Photovoltaikmodule miteinander verbundene Photovoltaikmodule umfassen, was mittlere Photovoltaikmodule (108) zwischen äußeren Photovoltaikmodulen (122) einschließt, und wobei die miteinander verbundenen Photovoltaikmodule in Serie oder parallel verbunden sind; eine Erdungsschelle (244) mindestens einen der Rahmen erdet; der Rahmen Metallschienen und/oder Kunststoffschienen aufweist; der elektrische Leitungskanal einen von außen zugänglichen elektrischen Leitungskanal (144) umfasst; und Steckerverbinder (198) Drähte in dem von außen zugänglichen elektrischen Leitungskanal verbinden, wobei die Steckerverbinder in dem von außen zugänglichen elektrischen Leitungskanal nach der mechanischen Installation und Montage des Rahmensystems für ein Photovoltaikmodul zugänglich sind, ohne das Rahmensystem für das Photovoltaikmodul abzuklemmen oder auseinanderzubauen.