ES2198833T3 - Procedimiento de fabricacion de modulos de celulas solares de capa fina. - Google Patents

Procedimiento de fabricacion de modulos de celulas solares de capa fina.

Info

Publication number
ES2198833T3
ES2198833T3 ES99120971T ES99120971T ES2198833T3 ES 2198833 T3 ES2198833 T3 ES 2198833T3 ES 99120971 T ES99120971 T ES 99120971T ES 99120971 T ES99120971 T ES 99120971T ES 2198833 T3 ES2198833 T3 ES 2198833T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
layer
electrode layer
semiconductor layer
heat treatment
electrode
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
ES99120971T
Other languages
English (en)
Inventor
Masataka Kondo
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Kaneka Corp
Original Assignee
Kaneka Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kaneka Corp filed Critical Kaneka Corp
Application granted granted Critical
Publication of ES2198833T3 publication Critical patent/ES2198833T3/es
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
    • H01L31/20—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof such devices or parts thereof comprising amorphous semiconductor materials
    • H01L31/202—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof such devices or parts thereof comprising amorphous semiconductor materials including only elements of Group IV of the Periodic Table
    • H01L31/204—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof such devices or parts thereof comprising amorphous semiconductor materials including only elements of Group IV of the Periodic Table including AIVBIV alloys, e.g. SiGe, SiC
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/0445—PV modules or arrays of single PV cells including thin film solar cells, e.g. single thin film a-Si, CIS or CdTe solar cells
    • H01L31/046—PV modules composed of a plurality of thin film solar cells deposited on the same substrate
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
    • H01L31/1804—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof comprising only elements of Group IV of the Periodic Table
    • H01L31/182—Special manufacturing methods for polycrystalline Si, e.g. Si ribbon, poly Si ingots, thin films of polycrystalline Si
    • H01L31/1824—Special manufacturing methods for microcrystalline Si, uc-Si
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/545—Microcrystalline silicon PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S136/00—Batteries: thermoelectric and photoelectric
    • Y10S136/29—Testing, calibrating, treating, e.g. aging

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

Un método de fabricar un módulo integrado de batería solar de película fina incluyendo un sustrato (1), y una pluralidad de pilas unitarias (11) conectadas en serie en el sustrato (1), incluyendo cada una de dichas pilas unitarias (11) una primera capa de electrodo (2), una capa semiconductora (4) y una segunda capa de electrodo (6) que se apilan una sobre otra en el sustrato (1), incluyendo dicho método la secuencia de pasos de: - quitar en parte la primera capa de electrodo (2) formada en el sustrato (1) para dividir la primera capa de electrodo (2) correspondiente a la pluralidad de pilas unitarias (11); - formar una capa semiconductora (4) en la primera capa de electrodo (2).

Description

Procedimiento de fabricación de módulos de células solares de capa fina.
La presente invención se refiere a un método de fabricar un módulo integrado de batería solar de película fina que tiene una pluralidad de pilas unitarias formadas en un sustrato, en el que se eliminan los defectos generados en el paso de quitar parcialmente un segundo electrodo para dividir el segundo electrodo correspondiente en pilas unitarias y se mejora la interface de contacto entre una capa semiconductora y el segundo electrodo para contribuir al desarrollo de una batería solar de película fina integrada que tiene alta eficiencia de conversión.
En los últimos años, se ha comenzado a usar ampliamente una batería solar en la que energía de la luz solar se convierte directamente en energía eléctrica. De hecho, una batería solar cristalina usando silicio monocristalino o silicio policristalino ya se ha usado en la práctica como una batería solar exterior para generar potencia eléctrica. Por otra parte, una batería solar de película fina usando silicio amorfo, etc, que permite disminuir las materias primas y, así atrae la atención como una batería solar de bajo costo, en la actualidad se encuentra en la etapa de desarrollo en conjunto. Hoy día se están realizando intensos estudios sobre la batería solar de película fina en un intento por poder usar la batería solar en exteriores en base a los resultados reales logrados en el uso como una fuente de alimentación para aparatos eléctricos civiles tal como calculadoras de mano que ya se han usado ampliamente en la práctica.
La deposición de una película fina por medio de CVD, deposición catódica, etc, y la configuración de la película fina depositada se realizan repetidas veces para formar una estructura deseada de una batería solar de película fina, como en la fabricación del dispositivo de película fina convencional. En general, se emplea una estructura integrada en la que múltiples pilas unitarias están conectadas en serie sobre un sustrato único. Cuando se trata de una batería solar dispuesta en exteriores para generación de energía, la batería solar incluye un sustrato que tiene un área muy grande superior, por ejemplo, a 400 x 800 (mm).
La figura 1 es una vista en sección transversal que muestra la construcción de una batería solar de película fina. La figura 2 es una vista en planta que representa esquemáticamente la batería solar de película fina representada en la figura 1. Como se representa en los dibujos, una primera capa de electrodo 2, una capa semiconductora 4 que consta, por ejemplo, de silicio amorfo, y una segunda capa de electrodo 6 se laminan una sobre otra en el orden indicado en un sustrato de vidrio 1. Estas capas se dividen correspondiendo a una pluralidad de pilas unitarias 11. La segunda capa de electrodo 6 y la primera capa de electrodo 2 están conectadas entre sí mediante agujeros para conexión, es decir, líneas de ranurado 5 formadas en la capa semiconductora 4, y las pilas unitarias adyacentes 11 están conectadas en serie.
La primera capa de electrodo 2 consta de un óxido conductor transparente tal como óxido de estaño (SnO_{2}), óxido de zinc (ZnO), u óxido de indio y estaño (ITO). Por otra parte, la segunda capa de electrodo 6 consta de una película metálica hecha de aluminio (Al), plata (Ag), o cromo (Cr).
La batería solar de película fina integrada de la construcción particular se prepara como sigue. En el primer paso, se deposita un óxido conductor transparente tal como SnO_{2}, ZnO o ITO sobe el sustrato de vidrio 1 para formar la primera capa de electrodo 2. La primera capa de electrodo 2 así formada se ranura por láser en las posiciones de las líneas de ranurado 3 para dividir la primera capa de electrodo 2 correspondiente a las múltiples pilas unitarias (regiones de generación de potencia). El sustrato se lava para quitar el residuo fundido generado por ranurado por láser. Después, se deposita una capa semiconductora 4 hecha de silicio amorfo y que tiene una estructura de unión de patillas por un método de CVD con plasma. La capa semiconductora 4 así formada se ranura por láser parcialmente en las posiciones de las líneas de ranurado 5 aproximadamente 100 \mum lejos de las líneas de ranurado 3 de la primera capa de electrodo 2. La línea de ranurado 5 proporciona un agujero para conexión de la segunda capa de electrodo y la primera capa de electrodo. Después, se forma una película metálica que consta, por ejemplo, de Al, Ag o Cr, como la segunda capa de electrodo 6 en forma de una capa única o una pluralidad de capas sobre la capa semiconductora 4. La segunda capa de electrodo 6 así formada se ranura por láser parcialmente en las posiciones de las líneas de ranurado 7 aproximadamente 100 \mum lejos de las líneas de ranurado 5 de la capa semiconductora 4. En este paso, la segunda capa de electrodo 6 y la capa semiconductora 4 colocada debajo de la capa 6 se quitan sucesivamente en las posiciones de las líneas de ranurado 7. Así, se fabrica una batería solar de película fina integrada que tiene múltiples pilas unitarias conectadas en serie.
En el paso siguiente, se lamina un relleno hecho de una resina termoestable, tal como copolímero de etileno-acetato de vinilo (EVA), y una película protectora que consta, por ejemplo, de resina de fluorocarbono, por ejemplo, Tedler fabricado por Du Pont, sobre la superficie trasera de la batería solar de película fina, seguido de encapsulado por medio, por ejemplo, de un laminador de vacío. Después, se monta un bastidor para rodear la batería solar de película fina, terminando por ello un módulo de batería solar de película fina.
La batería solar de película fina integrada convencional tenía defectos en sus características de potencia. En particular, el factor de llenado (valor FF) de la batería solar convencional era bajo. En la fabricación de una batería solar de película fina integrada, se intenta optimizar las condiciones de proceso tal como el grosor de las capas de electrodo primera y segunda 2 y 6 y la calidad de película de la capa semiconductora 4 para mejorar las características de la batería solar. Sin embargo, cuando se trata de un sustrato que tiene un área grande, el experimento para optimizar las condiciones de proceso se hace complejo. Por lo tanto, en primer lugar se realiza un experimento auxiliar para preparar una batería solar de película fina que tiene un área pequeña mediante un proceso simplificado para evaluar las características de la batería solar y para determinar las condiciones óptimas de proceso. Las condiciones óptimas así obtenidas se aplican al proceso de fabricación de una batería solar de película fina que tiene un área grande.
Sin embargo, donde las condiciones de proceso óptimas para la fabricación de una batería solar de película fina que tiene un área pequeña se aplican tal cual a la fabricación de una batería solar de película fina que tiene un área grande, es difícil obtener resultados satisfactorios como los obtenidos en el experimento auxiliar. En muchos casos, se reducen los valores FF de la batería solar que tiene un área grande. En estas circunstancias, es absoluta y urgentemente necesario mejorar el valor FF para mejorar la eficiencia de conversión en una batería solar de película fina integrada que tiene un área grande. Como resultado de intensa investigación, el autor de la presente invención ha hallado que la disminución del valor FF de una batería solar de película fina se considera producida por dos factores. Ante todo, se deberá prestar atención a una interface pobre entre la capa semiconductora 4 y el segundo electrodo 6. Este problema se puede resolver formando una capa conductora en la capa semiconductora para evitar que se forme una película de óxido nativo en el paso de lavado después del ranurado de la capa semiconductora, como se describe en la Descripción de Patente japonesa (Kokai) número 9-8337. Un segundo problema es que tiene lugar un cortocircuito o conducción eléctrica en dicha porción de la capa semiconductora que se quita después de la extracción de una parte de la segunda capa de electrodo. Para ser más específicos, aparece una superficie nueva de la capa semiconductora entre la segunda capa de electrodo y la primera capa de electrodo en la posición de la línea de ranurado de la segunda capa de electrodo. Dado que la superficie nueva de la capa semiconductora es inestable, se reduce la resistencia eléctrica, si se une una impureza a la superficie nueva aunque la cantidad de la impureza sea muy pequeña. Como resultado, se origina un cortocircuito o conducción eléctrica entre la segunda capa de electrodo y la primera capa de electrodo.
El autor de la presente invención ha estudiado aplicar métodos conocidos en un intento por resolver el segundo problema descrito anteriormente. Se ha hallado, sin embargo, que los métodos conocidos son incapaces de superar el problema.
Por ejemplo, la Descripción de Patente japonesa número 61-198685 (US-A-4 862 227) describe una idea de que una capa semiconductora es ranurada y dividida por medio de una irradiación con haz láser bajo una atmósfera oxidante. El autor de la presente invención ha estudiado una idea de oxidar la superficie expuesta de una capa semiconductora aplicando la irradiación con haz láser bajo una atmósfera oxidante al ranurado de la segunda capa de electrodo. Sin embargo, es difícil retener un sustrato que tiene un área grande bajo una atmósfera oxidante. Además, tiende a generarse localmente calor de alta temperatura durante la irradiación con haz láser, lo que da lugar a aparición de fuego. En otros términos, la irradiación con haz láser es peligrosa.
Igualmente, la Descripción de Patente japonesa número 61-156775 describe que una batería solar amorfa de una estructura apilada, en la que se forman un electrodo metálico, una capa de silicio amorfo y un electrodo transparente sobre un sustrato, se somete a un procesado con láser bajo una atmósfera de vapor calentado para dividir la estructura apilada en celdas. También se describe que las celdas divididas se someten a un tratamiento térmico a una temperatura del orden de 150 a 300ºC. En este método, se sopla un vapor calentado en el paso de procesado con láser para evitar que la capa de silicio amorfo se cristalice. Se ha hallado, sin embargo, que, en este método, el sustrato se expande linealmente por calentamiento para disminuir marcadamente la exactitud de procesado con el haz láser. Además, es difícil quitar completamente un residuo en la porción procesada aunque se sople un gas portador conteniendo vapor en el paso de procesado con láser. Es especialmente difícil quitar completamente el residuo donde el procesado con láser se lleva a cabo a una alta velocidad. En este caso, es sustancialmente imposible permitir que la superficie de borde procesada se exponga completamente al exterior.
La Descripción de Patente japonesa número 61-280679 describe una idea de formar una capa aislante más gruesa que la capa semiconductora en la región de la primera capa de electrodo que corresponde a la línea de ranurado de la segunda capa de electrodo. En este caso, puesto que la capa aislante se forma debajo de la capa semiconductora, una sección transversal de la capa semiconductora no aparece entre la primera capa de electrodo y la segunda capa de electrodo cuando se ranuran la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora debajo de la segunda capa de electrodo. Sin embargo, la formación de la capa aislante disminuye el área de las celdas capaces de generación de potencia. Además, es difícil formar con precisión una capa aislante que se conforme a celdas formadas sobre un sustrato de área grande.
Además, la Descripción de Patente japonesa número 60-85574 describe la idea de usar Cr o Ni para formar el segundo electrodo. La descripción se basa en un reconocimiento erróneo de que el segundo electrodo forma una aleación con silicio en el paso de ranurado del segundo electrodo produciendo conducción eléctrica. Sin embargo, la idea técnica descrita en esta técnica anterior es claramente incapaz de resolver el problema con respecto a la disminución del valor FF.
La otra técnica de restablecer factor de llenado se describe en la Patente de Estados Unidos número 4.371.738, que describe el efecto Staebler-Wronski de que los defectos en silicio amorfo hidrogenado producido por irradiación de luz se recocían por calentamiento. La técnica puede restablecer solamente los defectos inducidos por irradiación de luz, pero la patente no tiene un concepto de restaurar defectos inducidos en capa de silicio durante el ranurado con láser del segundo electrodo.
US-A-4838 950 describe un método correspondiente al preámbulo de la reivindicación 1.
Un objeto de la presente invención es proporcionar un método de fabricar un módulo de batería solar de película fina que tiene una alta eficiencia disminuyendo un recorrido de corriente indeseado en la superficie expuesta de una capa semiconductora que se quita después del paso de ranurado de la segunda capa de electrodo.
Según la presente invención, se facilita un método de fabricar un módulo integrado de batería solar de película fina como el expuesto en las reivindicaciones.
En la presente invención se emplea una irradiación con haz láser para quitar una parte de cada uno del primer electrodo, la capa semiconductora y el segundo electrodo. La irradiación con haz láser se lleva a cabo en torno a temperatura ambiente, es decir, temperatura ambiente \pm10ºC.
La invención se puede entender mejor por la siguiente descripción detallada tomada en unión con los dibujos anexos, en los que:
La figura 1 es una vista en sección transversal que muestra un módulo de batería solar de película fina según una realización de la presente invención.
Y la figura 2 es una vista en planta que representa el módulo de batería solar de película fina representado en la figura 1.
Como se ha descrito anteriormente, la capa semiconductora colocada debajo de la segunda capa de electrodo también se quita en parte en el paso de ranurado de la segunda capa de electrodo. Como resultado, la segunda capa de electrodo, la superficie nueva de la capa semiconductora y la primera capa de electrodo se exponen nuevamente al exterior. Como se ha descrito anteriormente, la superficie nueva de la capa semiconductora es inestable y, así la resistencia eléctrica disminuye si se une una impureza a la superficie nueva aunque la cantidad de la impureza sea muy pequeña. Se sigue que tiende a originarse un cortocircuito o conducción eléctrica en la región concreta.
Es conocido en la técnica que se forma una película de óxido nativo en una superficie de una capa semiconductora, por ejemplo, bajo atmósfera de aire. La formación de la película de óxido nativo, que es un proceso activante, se promueve rápidamente mediante calentamiento. Este fenómeno se utiliza en la presente invención. Específicamente, se aplica un tratamiento térmico a 130ºC o más, preferiblemente a 150ºC o más, después de la división de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora para hacer no conductora la superficie nueva de la capa semiconductora, evitando por ello que las capas de electrodo primera y segunda se conecten eléctricamente entre sí mediante semiconductor.
En la presente invención, el ranurado con láser se lleva a cabo en torno a la temperatura ambiente para evitar que la exactitud de procesado sea disminuida por la expansión térmica del sustrato. Por lo tanto, la superficie nueva de la capa semiconductora no se hace no conductora en el paso de ranurado con láser.
Para obtener sin fallo el efecto producido por el tratamiento térmico empleado en la presente invención, es necesario exponer la superficie de borde de la capa semiconductora al exterior en la ranura de ranurado de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora en el paso del tratamiento térmico. Se deberá observar que si la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora se dividen simplemente por el procesado con láser, quedan residuos de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora dentro de la ranura de ranurado para cubrir la superficie de borde de la capa semiconductora. Como resultado, el efecto del tratamiento térmico se reduce marcadamente en la porción de borde cubierta con estos residuos. Siendo ésa la situación, es necesario quitar los residuos de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora antes del tratamiento térmico. Para quitar estos residuos, la limpieza ultrasónica dentro de un líquido tal como agua o el soplado de agua a presión es más eficaz que el soplado de aire.
En la presente invención, el tratamiento térmico se puede realizar bajo la atmósfera de aire utilizando, por ejemplo, un horno. El tratamiento térmico se deberá realizar, por ejemplo, a 150ºC durante al menos 20 minutos, o a 160ºC durante al menos 15 minutos. En la presente invención, el tratamiento térmico, que se puede llevar a cabo a una temperatura arbitraria menor que la temperatura a la que se forma la capa semiconductora, se deberá realizar a 130ºC o más, preferiblemente a 140ºC o más, y muy preferiblemente 150ºC o más. Puesto que basta llevar a cabo el tratamiento térmico durante un tiempo suficiente para hacer no conductora la superficie nueva de la capa semiconductora, el tiempo de tratamiento térmico a una temperatura predeterminada se puede determinar como sigue. Específicamente, se prepara un sistema de coordenadas que asigna una recíproca de la temperatura absoluta en la abscisa y un logaritmo de recíproca de tiempo en la ordenada. En este sistema de coordenadas se ilustra una línea recta (gráfica de Arrhenius) que une un punto correspondiente a la condición de 150ºC y 20 minutos y otro punto correspondiente a la condición de 160ºC y 15 minutos. En base al gráfico, se determina que el tiempo de tratamiento térmico es más largo que un tiempo puesto en la línea recta a una temperatura predeterminada de tratamiento térmico.
La temporización del tratamiento térmico no se limita en particular a condición de que el tratamiento térmico se lleve a cabo después de la división del segundo electrodo y la capa semiconductora. Además, el tratamiento térmico se puede realizar bajo cualquier entorno a condición de que un agente oxidante tal como un gas oxígeno esté presente en una cantidad suficiente para oxidar una superficie de borde de la capa semiconductora. Naturalmente, el tratamiento térmico puede realizarse simultáneamente con el paso de laminar y encapsular una hoja de resina de relleno y una película protectora en la superficie trasera del módulo de batería solar. En particular, donde se usa EVA como una resina de relleno, se usa un peróxido como un iniciador de polimerización. Por lo tanto, la oxidación se promueve incluso en un paso de laminado en vacío. Se deberá observar, sin embargo, que es necesario establecer el tiempo de tratamiento térmico para permitir que la resina de relleno cure suficientemente y para permitir que el efecto del tratamiento térmico se produzca suficientemente. Para ser más específicos, EVA denominada de tipo de curado rápido cura a 150ºC durante 2 minutos. Sin embargo, es necesario llevar a cabo el tratamiento térmico durante al menos 20 minutos en la presente invención. Además, la EVA comercializada se puede disociar mientras se recuece a la temperatura descrita en esta invención durante un período de tiempo más largo. Por lo tanto, es desfavorable combinar el recocido y la encapsulación en un proceso.
Donde se incorpora en el proceso de la presente invención el paso de aplicar una polarización de voltaje inversa a la celda unitaria para eliminar los defectos de la capa semiconductora para fabricar un módulo de batería solar, es deseable llevar a cabo el tratamiento térmico antes del tratamiento de polarización inversa. Se deberá observar a este respecto que los defectos, que se generan en el paso de ranurar la segunda capa de electrodo y el semiconductor, tienden a formarse linealmente en muchos casos. El tratamiento de polarización inversa está adaptado ciertamente para eliminar defectos en forma de punto. Sin embargo, es difícil remediar los defectos lineales por el tratamiento de polarización inversa. Por lo tanto, es deseable llevar a cabo el tratamiento de polarización inversa después de que los defectos, que se producen en la región quitada de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora, han sido eliminados por el tratamiento térmico de la presente invención.
Ahora se describirá un Ejemplo de la presente invención.
Ejemplo
Se fabricó un módulo de batería solar como se representa en la figura 1 de la siguiente manera. En el primer paso se formó una película de óxido de estaño 2 con un grosor de 8000 \ring{A} por un método de CVD térmica sobre un sustrato de vidrio 1 hecho de un vidrio de cal sodada con un área de 92 cm x 46 cm, y un grosor de 4 mm. La película de óxido de estaño 2 así formada se dividía en hilos por ranurado en las posiciones de las líneas de ranurado 3 con un ranurador láser a temperatura ambiente (25ºC) para preparar electrodos transparentes correspondientes a una pluralidad de pilas unitarias. Para ser más específicos, el sustrato 1 se puso en una tabla X-Y e irradió con una segunda armónica con una longitud de onda de 532 nm bajo una frecuencia de 3 kHz, una salida media de 500 mW y una anchura de impulso de 10 ns. La anchura de separación, es decir, la anchura de la línea de ranurado 3, se estableció a 50 \mum, y la anchura del hilo que constituye la celda unitaria se estableció a aproximadamente 10 mm. El sustrato se lavó para quitar el residuo fundido generado por ranurado con láser.
Después, el sustrato 1 se puso en un aparato de CVD con plasma del tipo de cámaras múltiples para llevar a cabo una CVD con plasma a 200ºC, formando por ello una capa de a-Si 4 en la película de óxido de estaño configurada 2. La capa de a-Si 4 consistía de una capa de a-Si:H de tipo p, una capa de a-Si:H de tipo i, y una capa de Si:H microcristalina de tipo n para formar una unión de patillas. Estas capas semiconductoras se formaron en las condiciones descritas más adelante.
Específicamente, para formar la película de a-SiC:H de tipo p, se suministró SiH_{4} a un caudal de 100 sccm, se suministró B_{2}H_{6} diluido con gas hidrógeno a 1000 ppm a un caudal de 2000 sccm, y se suministró CH_{4} para aleación de carbono a un caudal de 30 sccm. Después de establecer la presión a 1 Torr, se aplicó una potencia de 200W para generar un plasma y para formar así la película de a-SiC:H de tipo p.
Para formar la película a-Si:H de tipo i, se suministró SiH_{4} a un caudal de 500 sccm y, después de establecer la presión a 0,5 Torr, se aplicó una potencia de 500W para generar un plasma y para formar así la película de a-Si:H de tipo i.
Además, para formar la película microcristalina de a-Si:H de tipo n, se suministró SiH_{4} a un caudal de 100 sccm y se suministró PH_{3} diluido con un gas hidrógeno a 1000 ppm a un caudal de 2000 sccm. Después de establecer la presión a 1 Torr, se aplicó una potencia de 3 kW para generar un plasma y para formar así la película microcristalina de a-Si:H de tipo n.
En estos pasos, los tiempos de deposición se controlaron para permitir que la capa de a-SiV:H de tipo p tuviese un grosor de 150 \ring{A}, para permitir que la capa de a-Si:H de tipo i tuviese un grosor de 3200 \ring{A} y para permitir que la capa microcristalina de a-Si:H de tipo n tuviese un grosor de 300 \ring{A}.
Después, el sustrato 1 se sacó del aparato de CVD con plasma, y la capa de a-Si 4 que constaba de las tres capas observadas anteriormente se configuró con unos ranurados láser a temperatura ambiente (25ºC). En este paso, las líneas de ranurado 5 de la capa de a-Si 4 se desviaron 100 nm de las líneas de ranurado 3 de la capa de óxido de estaño 2. Para ser más específicos, el sustrato 1 se estableció en una tabla X-Y e irradió con una segunda armónica con una longitud de onda de 532 nm utilizando un láser YAG Q-conmutado en las condiciones de 3 kHz en la frecuencia, 500 mW en la potencia de salida media y 10 nseg en la anchura de impulso. A propósito, la anchura de separación se estableció a 100 \mum desplazando el punto de enfoque del haz láser. El sustrato se lavó de nuevo para quitar el residuo fundido generado por ranurado con láser. Además, el sustrato 1 se puso en un aparato de deposición catódica, y se formó una capa de ZnO (no representada) en un grosor de 1000 \ring{A} en la capa de a-Si configurada 4 por medio de pulverización de magnetrón RF usando un blanco de ZnO. La deposición catódica se realizó bajo una presión de gas argón de 2 mTorr y una potencia de descarga de 200W a una temperatura de 200ºC. En el paso siguiente se formó una capa de Ag 6 en un grosor de 2000 \ring{A} en la capa de ZnO por pulverización de magnetrón CC usando un blanco de Ag. La deposición catódica se realizó bajo una presión de gas argón de 2 mTorr y una potencia de descarga de 200W a temperatura ambiente.
Después de la formación de la capa de Ag 6, el sustrato 1 se sacó del aparato de pulverización de magnetrón, y la estructura laminada que constaba de la capa de Ag 6, la capa de ZnO y la capa de a-Si subyacente 4 se configuró utilizando un ranurador láser a temperatura ambiente (25ºC). En este paso, las líneas de ranurado 7 de la capa de Ag 6 se desviaron 100 \mum del ranurado líneas 5 de la capa de a-Si 4. Las condiciones para este proceso de ranurado eran iguales a las de la capa de a-Si 4. La anchura de separación se estableció a 70 \mum, y la anchura de hilo se estableció a aproximadamente 10 mm.
A propósito, para aislar eléctricamente la porción activa de la batería solar del exterior, se extrajeron la capa de electrodo transparente, la capa semiconductora y la capa de electrodo posterior colocada hasta 5 mm dentro de la periferia externa del sustrato 1 por tratamiento con un haz láser. Un número de referencia 13 denota una línea de aislamiento láser formada por esta operación. Además, las regiones exteriores de los hilos 11a, 11b colocadas a ambos lados se extrajeron en una anchura de 3,5 mm para formar regiones 14 para cableado para quitar los electrodos que usan una lámina de cobre chapada con suelda. Después, se realizó limpieza ultrasónica dentro de agua pura durante 2 minutos para quitar los residuos de la capa semiconductora y el electrodo posterior se configuró por el ranurador láser. Como resultado, se halló que los residuos habían sido extraídos en todas las porciones procesadas.
En el paso siguiente, se aplicó una suelda a las regiones 14, seguido de formar electrodos de barra bus 16 que constaban de una lámina de cobre chapada con suelda sobre la suelda. Los electrodos de barra bus 16 se dispusieron en paralelo a los hilos en la región activa de la batería solar.
Después, el sustrato se puso en un horno limpio para someterlo a un tratamiento térmico a 160ºC durante 20 minutos según el método de la presente invención.
Después del tratamiento térmico, se aplicó un tratamiento de polarización inversa para quitar los defectos de cada celda unitaria. Para quitar las manchas generadas en los tratamientos precedentes, la batería solar se lavó con agua pura. Se conectaron hilos a los electrodos de barra bus 16. La hoja de EVA 8 y la película protectora 9 que constaba de una resina de fluorocarbono se superpusieron sobre la superficie trasera de la batería solar, seguido de encapsulación con un laminador al vacío. Después, se llenó una resina de silicona en una porción de salida de los hilos. Finalmente, se montaron los terminales y un bastidor en el sustrato.
Las características de corriente-voltaje del módulo de batería solar resultante se midieron usando un simulador solar AM 1,5 de 100 mW/cm^{2}. Se halló que la corriente de cortocircuito era 1240 mA, el voltaje de circuito abierto era 44,2V, el factor de llenado era 0,70, y la salida máxima era 38,4W.
Ejemplo comparativo 1
En este Ejemplo Comparativo 1, se fabricó un módulo de batería solar como en el Ejemplo descrito anteriormente, a excepción de que no se realizó el paso de tratamiento térmico especificado en la presente invención. También se midieron las características de corriente-voltaje del módulo de batería solar así preparado. Se halló que la corriente de cortocircuito era 1240 mA, el voltaje de circuito abierto era 44,9V, el factor de llenado era 0,67, y la salida máxima era 35,6W. Así, la salida máxima para el Ejemplo Comparativo 1 era aproximadamente 2W más baja que la del Ejemplo.
También se deberá observar que, donde se aplicó un tratamiento térmico después del ranurado de la segunda capa de electrodo como en el Ejemplo de la presente invención, se reconoció recuperación en cada celda unitaria por el tratamiento de polarización inversa. En contraposición, en el Ejemplo Comparativo 1, se observó corriente de fuga en la mitad de las pilas unitarias aunque se realizó un tratamiento de polarización inversa. Se considera que esto corrobora que la presencia de pilas unitarias en las que se genera corriente de fuga, hace que se reduzcan el voltaje de circuito abierto y el valor FF.
Ejemplo comparativo 2
Se fabricó un módulo de batería solar aplicando un tratamiento de polarización inversa después del ranurado láser de la segunda capa de electrodo y la capa semiconductora, seguido de aplicar un tratamiento térmico en un horno limpio a 160ºC durante 20 minutos. Se midieron las características de corriente-voltaje del módulo de batería solar resultante, con el resultado de que el módulo de batería solar exhibía la corriente de cortocircuito de 1240 mA, el voltaje de circuito abierto de 43,2V, el factor de llenado de 0,676, y la salida máxima de 36,2W. Los datos experimentales soportan claramente que, donde se lleva a cabo un tratamiento térmico después del tratamiento de polarización inversa, es difícil lograr recuperación de defectos.

Claims (14)

1. Un método de fabricar un módulo integrado de batería solar de película fina incluyendo un sustrato (1), y una pluralidad de pilas unitarias (11) conectadas en serie en el sustrato (1), incluyendo cada una de dichas pilas unitarias (11) una primera capa de electrodo (2), una capa semiconductora (4) y una segunda capa de electrodo (6) que se apilan una sobre otra en el sustrato (1), incluyendo dicho método la secuencia de pasos de:
quitar en parte la primera capa de electrodo (2) formada en el sustrato (1) para dividir la primera capa de electrodo (2) correspondiente a la pluralidad de pilas unitarias (11);
formar una capa semiconductora (4) en la primera capa de electrodo (2);
quitar en parte la capa semiconductora (4) para cada una de una pluralidad de pilas unitarias (11) para formar agujeros para conexión a la primera capa de electrodo (2);
formar una segunda capa de electrodo (6) en la capa semiconductora (4);
dicho método se caracteriza por los pasos adicionales de quitar en parte la segunda capa de electrodo (6) y la capa semiconductora (4) por ranurado con láser para formar ranuras cerca de los agujeros formados en la capa semiconductora (4) para dividir la segunda capa de electrodo (6) y la capa semiconductora (4) correspondiente a la pluralidad de pilas unitarias (11);
exponer las superficies de borde de la capa semiconductora (4) al exterior en dichas ranuras quitando residuos de la segunda capa de electrodo (6) y la capa semiconductora (4) de dichas superficies; y
aplicar un tratamiento térmico a 130ºC o más después de la división de la segunda capa de electrodo (6) y la capa semiconductora (4) durante un tiempo suficiente para hacer dichas superficies de borde no conductoras.
2. El método según la reivindicación 1, donde dicho tratamiento térmico se realiza a una temperatura no menor que 150ºC y menor que la temperatura para formar la capa semiconductora.
3. El método según la reivindicación 1 o 2, donde dicho tratamiento térmico se realiza a 150ºC durante al menos 20 minutos.
4. El método según la reivindicación 1 o 2, donde dicho tratamiento térmico se realiza a 160ºC durante al menos 15 minutos.
5. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, donde dicho tratamiento térmico se realiza en base a un gráfico de Arrhenius en un diagrama con un sistema de coordenadas que asigna una recíproca de la temperatura absoluta en la abscisa y un logaritmo de la recíproca de tiempo en la ordenada donde una línea recta une un punto correspondiente a 150ºC y 20 minutos y otro punto correspondiente a 160ºC y 15 minutos y el tiempo de tratamiento térmico se determina que es más largo que un tiempo perteneciente a un punto en la línea recta a una temperatura predeterminada de tratamiento térmico.
6. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, donde dicho tratamiento térmico se realiza bajo una atmósfera de aire.
7. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, incluyendo además el paso de laminar una hoja de resina (8) en la superficie trasera de dichas pilas unitarias (11) y curar térmicamente dicha hoja de resina (8) para encapsular las pilas unitarias (11).
8. El método según la reivindicación 7, donde dicho tratamiento térmico se realiza en el paso del curado térmico de dicha hoja de resina (8).
9. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, incluyendo además el paso de aplicar un voltaje de polarización inversa a dichas pilas unitarias (11) para quitar defectos después de dicho tratamiento térmico.
10. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, donde una parte de dicha primera capa de electrodo (2), una parte de dicha capa semiconductora (4) y una parte de dicha segunda capa de electrodo (6) se quitan por medio de irradiación con haz láser.
11. El método según la reivindicación 10, donde la irradiación con haz láser se lleva a cabo en torno a la temperatura ambiente.
12. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, donde dicha capa semiconductora (4) contiene silicio como un componente principal.
13. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, donde dicha primera capa de electrodo (2) incluye un óxido conductor transparente.
14. El método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, donde dicha segunda capa de electrodo (6) incluye un metal o un laminado incluyendo al menos dos capas metálicas o un laminado incluyendo una capa transparente de óxido conductor y una capa metálica.
ES99120971T 1999-03-25 1999-11-04 Procedimiento de fabricacion de modulos de celulas solares de capa fina. Expired - Lifetime ES2198833T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP8196199 1999-03-25
JP8196199 1999-03-25

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2198833T3 true ES2198833T3 (es) 2004-02-01

Family

ID=13761111

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES99120971T Expired - Lifetime ES2198833T3 (es) 1999-03-25 1999-11-04 Procedimiento de fabricacion de modulos de celulas solares de capa fina.

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6271053B1 (es)
EP (1) EP1039554B1 (es)
AT (1) ATE240589T1 (es)
DE (1) DE69907866T2 (es)
ES (1) ES2198833T3 (es)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU766727B2 (en) * 1999-06-14 2003-10-23 Kaneka Corporation Method of fabricating thin-film photovoltaic module
JP4036616B2 (ja) * 2000-01-31 2008-01-23 三洋電機株式会社 太陽電池モジュール
JP4201241B2 (ja) * 2001-05-17 2008-12-24 株式会社カネカ 集積型薄膜光電変換モジュールの作製方法
JP4162447B2 (ja) * 2001-09-28 2008-10-08 三洋電機株式会社 光起電力素子及び光起電力装置
US9793523B2 (en) 2002-08-09 2017-10-17 Sapurast Research Llc Electrochemical apparatus with barrier layer protected substrate
US8404376B2 (en) 2002-08-09 2013-03-26 Infinite Power Solutions, Inc. Metal film encapsulation
US8021778B2 (en) 2002-08-09 2011-09-20 Infinite Power Solutions, Inc. Electrochemical apparatus with barrier layer protected substrate
US8445130B2 (en) 2002-08-09 2013-05-21 Infinite Power Solutions, Inc. Hybrid thin-film battery
US20070264564A1 (en) 2006-03-16 2007-11-15 Infinite Power Solutions, Inc. Thin film battery on an integrated circuit or circuit board and method thereof
US8394522B2 (en) 2002-08-09 2013-03-12 Infinite Power Solutions, Inc. Robust metal film encapsulation
US8236443B2 (en) 2002-08-09 2012-08-07 Infinite Power Solutions, Inc. Metal film encapsulation
US8431264B2 (en) 2002-08-09 2013-04-30 Infinite Power Solutions, Inc. Hybrid thin-film battery
US8728285B2 (en) 2003-05-23 2014-05-20 Demaray, Llc Transparent conductive oxides
US7888584B2 (en) * 2003-08-29 2011-02-15 Lyden Robert M Solar cell, module, array, network, and power grid
US7959769B2 (en) 2004-12-08 2011-06-14 Infinite Power Solutions, Inc. Deposition of LiCoO2
TWI331634B (en) 2004-12-08 2010-10-11 Infinite Power Solutions Inc Deposition of licoo2
KR101046813B1 (ko) * 2006-09-08 2011-07-06 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 태양 전지 패널 및 태양 전지 패널의 제조 방법
EP2067163A4 (en) 2006-09-29 2009-12-02 Infinite Power Solutions Inc MASKING FLEXIBLE SUBSTRATES AND RESTRICTING MATERIALS TO APPLY BATTERY LAYERS TO THESE
US8197781B2 (en) 2006-11-07 2012-06-12 Infinite Power Solutions, Inc. Sputtering target of Li3PO4 and method for producing same
WO2008150769A2 (en) * 2007-05-31 2008-12-11 Thinsilicon Corporation Photovoltaic device and method of manufacturing photovoltaic devices
TWI405340B (zh) * 2007-08-31 2013-08-11 Nexpower Technology Corp 薄膜太陽能電池與其製作方法
US9334557B2 (en) 2007-12-21 2016-05-10 Sapurast Research Llc Method for sputter targets for electrolyte films
US8268488B2 (en) 2007-12-21 2012-09-18 Infinite Power Solutions, Inc. Thin film electrolyte for thin film batteries
WO2009089417A1 (en) 2008-01-11 2009-07-16 Infinite Power Solutions, Inc. Thin film encapsulation for thin film batteries and other devices
JP2009206279A (ja) * 2008-02-27 2009-09-10 Sharp Corp 薄膜太陽電池およびその製造方法
TWI440198B (zh) * 2008-03-13 2014-06-01 Nexpower Technology Corp 薄膜疊層太陽能電池與其製作方法
WO2009124191A2 (en) 2008-04-02 2009-10-08 Infinite Power Solutions, Inc. Passive over/under voltage control and protection for energy storage devices associated with energy harvesting
TWI378565B (en) * 2008-04-30 2012-12-01 Nexpower Technology Corp Stacked-layered thin film solar cell and manufacturing method thereof
KR101168811B1 (ko) * 2008-05-15 2012-07-25 가부시키가이샤 아루박 박막 태양전지 모듈의 제조 방법 및 박막 태양전지 모듈
CN102119454B (zh) 2008-08-11 2014-07-30 无穷动力解决方案股份有限公司 具有用于电磁能量收集的一体收集器表面的能量设备及其方法
KR20110093759A (ko) * 2008-09-01 2011-08-18 메르크 파텐트 게엠베하 에칭에 의한 박층 태양광 모듈의 에지 제거
KR101613671B1 (ko) 2008-09-12 2016-04-19 사푸라스트 리써치 엘엘씨 전자기 에너지에 의해 데이터 통신을 하는 통합 도전성 표면을 가진 에너지 장치 및 그 통신 방법
WO2010042594A1 (en) 2008-10-08 2010-04-15 Infinite Power Solutions, Inc. Environmentally-powered wireless sensor module
US8298852B2 (en) * 2008-12-29 2012-10-30 Jusung Engineering Co., Ltd. Thin film type solar cell and method for manufacturing the same
TWI387120B (zh) * 2009-02-17 2013-02-21 Nexpower Technology Corp 薄膜疊層太陽能電池及其製作方法
WO2010126699A2 (en) 2009-04-29 2010-11-04 Hunter Douglas Industries B.V. Architectural panels with organic photovoltaic interlayers and methods of forming the same
EP2441095A4 (en) * 2009-06-10 2013-07-03 Thinsilicon Corp PV MODULES AND METHOD FOR PRODUCING PV MODULES WITH TANDEM SEMICONDUCTOR LAYERING PLATES
WO2011028825A1 (en) 2009-09-01 2011-03-10 Infinite Power Solutions, Inc. Printed circuit board with integrated thin film battery
EP2577777B1 (en) 2010-06-07 2016-12-28 Sapurast Research LLC Rechargeable, high-density electrochemical device
KR101251841B1 (ko) * 2011-11-28 2013-04-09 엘지이노텍 주식회사 태양광 발전장치 및 이의 제조방법
US9634176B2 (en) 2013-05-29 2017-04-25 Kaneka Corporation Method for manufacturing crystalline silicon-based solar cell and method for manufacturing crystalline silicon-based solar cell module
EP3396698A1 (en) 2017-04-27 2018-10-31 TRUMPF Hüttinger GmbH + Co. KG Power converter unit, plasma processing equipment and method of controlling several plasma processes
EP3396700A1 (en) 2017-04-27 2018-10-31 TRUMPF Hüttinger GmbH + Co. KG Power converter unit, plasma processing equipment and method of controlling several plasma processes
EP3396699A1 (en) 2017-04-27 2018-10-31 TRUMPF Hüttinger GmbH + Co. KG Power converter unit, plasma processing equipment and method of controlling several plasma processes
US10490682B2 (en) 2018-03-14 2019-11-26 National Mechanical Group Corp. Frame-less encapsulated photo-voltaic solar panel supporting solar cell modules encapsulated within multiple layers of optically-transparent epoxy-resin materials
US10840707B2 (en) 2018-08-06 2020-11-17 Robert M. Lyden Utility pole with solar modules and wireless device and method of retrofitting existing utility pole
US11207988B2 (en) 2018-08-06 2021-12-28 Robert M. Lyden Electric or hybrid vehicle with wireless device and method of supplying electromagnetic energy to vehicle
US11588421B1 (en) 2019-08-15 2023-02-21 Robert M. Lyden Receiver device of energy from the earth and its atmosphere
WO2024006962A2 (en) * 2022-06-30 2024-01-04 University Of Virginia Patent Foundation Use of lasers to selectively remove materials from substrates

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4166918A (en) * 1978-07-19 1979-09-04 Rca Corporation Method of removing the effects of electrical shorts and shunts created during the fabrication process of a solar cell
AU2042183A (en) * 1983-08-03 1985-02-07 Energy Conversion Devices Inc. Eliminating short circuits in photovoltaic devices
JPS60208869A (ja) * 1984-04-03 1985-10-21 Matsushita Electric Ind Co Ltd 光起電力素子の製造法
JPS61156775A (ja) * 1984-12-28 1986-07-16 Teijin Ltd 非晶質シリコン太陽電池の分割加工方法
JPS61198685A (ja) 1985-02-27 1986-09-03 Kanegafuchi Chem Ind Co Ltd 半導体装置の製法
US4838950A (en) * 1988-04-22 1989-06-13 Chronar Corp. Stabilization of intraconnections and interfaces

Also Published As

Publication number Publication date
ATE240589T1 (de) 2003-05-15
EP1039554B1 (en) 2003-05-14
DE69907866T2 (de) 2004-03-11
DE69907866D1 (de) 2003-06-18
US6271053B1 (en) 2001-08-07
EP1039554A1 (en) 2000-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2198833T3 (es) Procedimiento de fabricacion de modulos de celulas solares de capa fina.
ES2329203T3 (es) Procedimiento de fabricacion de un modulo de celulas solares.
US20190259885A1 (en) Solar cell, method for manufacturing same, and solar cell module
JP3035565B2 (ja) 薄膜太陽電池の作製方法
EP1727211B1 (en) Method of fabricating a thin-film solar cell, and thin-film solar cell
KR101423018B1 (ko) 태양 전지 및 그 제조 방법, 그리고 태양 전지 모듈
US20070148336A1 (en) Photovoltaic contact and wiring formation
JP4791098B2 (ja) 集積型薄膜太陽電池モジュール
CN102239571B (zh) 薄膜光电变换装置的制造方法
US20120174973A1 (en) Solar Cell Apparatus and Method For Manufacturing the Same
KR20200130494A (ko) 레이저 빔을 이용하는 반도체 기판을 위한 국소 금속화
JP5145456B2 (ja) 太陽電池モジュール及びその製造方法
JP4987191B2 (ja) 集積化薄膜太陽電池の製造方法
JP3243232B2 (ja) 薄膜太陽電池モジュール
JP2000150944A (ja) 太陽電池モジュール
JP6184263B2 (ja) 太陽電池モジュールの製造方法
JP3243229B2 (ja) 太陽電池モジュール
CN109041583B (zh) 太阳能电池元件以及太阳能电池模块
JP4440389B2 (ja) 薄膜太陽電池モジュールの製造方法
JPH0864850A (ja) 薄膜太陽電池及びその製造方法
JPH0476227B2 (es)
JP4681581B2 (ja) 太陽電池モジュール
JP3685964B2 (ja) 光電変換装置
JP2000261019A (ja) 太陽電池モジュール
JPH0758351A (ja) 薄膜太陽電池の製造方法