ES2592165T3 - Célula solar, método de fabricación de la misma, y módulo de célula solar - Google Patents
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Abstract
Un método de fabricación de una célula (100) solar que comprende: una sección (50) de conversión fotoeléctrica; y un electrodo (70) colector en una superficie principal de la sección (50) de conversión fotoeléctrica, en el que el electrodo (70) colector incluye una primera capa (71) electroconductora y una segunda capa (72) electroconductora en este orden desde el lado de la sección (50) de conversión fotoeléctrica, y además incluye una capa (9) aislante entre la primera capa (71) electroconductora y la segunda capa (72) electroconductora, en el que una parte de la segunda capa (72) electroconductora está conectada de manera conductora a la primera capa (71) electroconductora, comprendiendo el método: una etapa de formación de primera capa (71) electroconductora para formar la primera capa (71) electroconductora sobre una sección (50) de conversión fotoeléctrica, comprendiendo la primera capa (71) electroconductora un material (711) de bajo punto de fusión que tiene una temperatura T1 de inicio de fluidización térmica que es inferior a una temperatura de resistencia al calor de la sección de conversión fotoeléctrica; una etapa de formación de capa (9) aislante para formar la capa (9) aislante sobre la primera capa (71) electroconductora; una etapa de recocido para calentar la primera capa (71) electroconductora de modo que el material (711) de bajo punto de fusión se fluidiza térmicamente en la etapa de recocido para deformar la capa aislante sobre la primera capa (71) electroconductora; y una etapa de chapado para formar la segunda capa (72) electroconductora mediante un método de chapado, en este orden, en el que en la etapa de recocido, se realiza un tratamiento de calentamiento a una temperatura Ta de recocido que es superior a una temperatura T1 de inicio de fluidización térmica del material (711) de bajo punto de fusión, en el que la sección deformada en la capa (9) aislante es una sección de abertura, y en el que una parte de la segunda capa (72) electroconductora está conectada de manera conductora a la primera capa (71) electroconductora formando la sección de abertura en la capa (9) aislante y llenando la sección de abertura con un material de la segunda capa (72) electroconductora o en el que la sección deformada en la capa aislante es una parte de la capa (9) aislante que tiene un pequeño espesor de sólo varios nanómetros, lo que permite que una parte de la segunda capa (72) electroconductora se conecte de manera conductora a la primera capa (71) electroconductora.
Description
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aislante sea un material que tiene estabilidad química frente a una disolución de chapado. Mediante el uso de un material que tiene alta estabilidad química frente a una disolución de chapado, la capa aislante apenas se disuelve en una etapa de chapado durante la formación de la segunda capa electroconductora, de modo que se dificulta el daño a la superficie de la sección de conversión fotoeléctrica. Cuando se forma la capa 9 aislante también sobre la región sin formación de primera capa electroconductora, la capa aislante preferiblemente tiene una gran fuerza adhesiva con la sección 50 de conversión fotoeléctrica. Por ejemplo, en la célula solar de heterounión, la capa 9 aislante preferiblemente tiene una alta fuerza adhesiva con la capa 6a de electrodo transparente sobre la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica. Aumentando la fuerza adhesiva entre la capa de electrodo transparente y la capa aislante, se hace difícil despegar la capa aislante durante la etapa de chapado, de modo que puede evitarse la deposición de un metal sobre la capa de electrodo transparente.
Para la capa 9 aislante, se usa preferiblemente un material que tiene una baja absorción óptica. La capa 9 aislante se forma en el lado de superficie de incidencia de luz de la sección 50 de conversión fotoeléctrica, y por tanto si la absorción óptica por la capa aislante es baja, puede introducirse una cantidad mayor de luz en la sección de conversión fotoeléctrica. Por ejemplo, cuando la capa 9 aislante tiene suficiente transparencia con una transmitancia del 90% o más, la pérdida óptica en la capa aislante por absorción óptica es baja, la célula solar puede preverse para un uso práctico sin eliminar la capa aislante tras formar la segunda capa electroconductora. En consecuencia, puede simplificarse el procedimiento para fabricar la célula solar, de modo que puede mejorarse adicionalmente la productividad. Cuando se provee una célula solar para un uso práctico sin eliminar la capa 9 aislante, es deseable que se use un material que tenga suficiente resistencia a la intemperie y estabilidad frente a calor/humedad además de transparencia para formar la capa 9 aislante.
El material de la capa aislante puede ser un material aislante inorgánico o un material aislante orgánico. Como el material aislante inorgánico, puede usarse un material tal como óxido de silicio, nitruro de silicio, óxido de titanio, óxido de aluminio, óxido de magnesio u óxido de cinc. Como el material aislante orgánico, puede usarse un material tal como poliéster, un copolímero de etileno y acetato de vinilo, acrílico, epoxi o poliuretano. El material de la capa aislante es preferiblemente un material inorgánico que tiene un bajo alargamiento de rotura, de modo que se facilita una formación de una abertura en la capa aislante, que se produce a medida que cambia la forma superficial de la primera capa electroconductora debido a tensión o similar en la zona interfacial, en la etapa de recocido. Entre estos materiales inorgánicos, se usan de manera adecuada desde los puntos de vista de resistencia a una disolución de chapado y transparencia del material óxido de silicio, nitruro de silicio, oxinitruro de silicio, óxido de aluminio, sialón (SiAlON), óxido de itrio, óxido de magnesio, titanato de bario, óxido de samario, tantalato de bario, óxido de tántalo, fluoruro de magnesio, óxido de titanio, titanato de estroncio o similares. Sobre todo, óxido de silicio, nitruro de silicio, oxinitruro de silicio, óxido de aluminio, sialón (SiAlON), óxido de itrio, óxido de magnesio, titanato de bario, óxido de samario, tantalato de bario, óxido de tántalo, fluoruro de magnesio o similares son preferibles desde los puntos de vista de características eléctricas, adherencia con la capa de electrodo transparente, etc, y óxido de silicio, nitruro de silicio o similares se usan especialmente de manera adecuada para ajustar el índice de refracción de manera apropiada. Estos materiales inorgánicos no se limitan a aquellos que tienen una composición estequiométrica, sino que puede ser aquellos que tienen deficiencias de oxígeno.
El espesor de la capa 9 aislante puede fijarse de manera apropiada, según el material de la capa aislante y método de formación de la misma. El espesor de la capa 9 aislante es preferiblemente tan fino que puede formarse una sección de abertura en la capa aislante mediante tensión o similar en la zona interfacial, lo que se produce a medida que cambia la forma superficial de la primera capa electroconductora en la etapa de recocido. Por consiguiente, el espesor de la capa 9 aislante es preferiblemente 1000 nm o menos, más preferiblemente 500 nm o menos. Mediante la fijación de manera apropiada de las características ópticas y el espesor de la capa 9 aislante en una región sin formación de primera capa electroconductora, se mejoran las características de reflexión de luz, y aumenta la cantidad de luz introducida en la célula solar, de modo que puede mejorarse adicionalmente la eficacia de conversión. Para obtener este efecto, el índice de refracción de la capa 9 aislante es preferiblemente inferior al índice de refracción de la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica. Para impartir características de antirreflexión adecuadas a la capa 9 aislante, el espesor se fija preferiblemente dentro de un intervalo de 30 nm a 250 nm, y se fija más preferiblemente dentro de un intervalo de 50 nm a 250 nm. El espesor de la capa aislante sobre la región con formación de primera capa electroconductora y el espesor de la capa aislante sobre la región sin formación de primera capa electroconductora pueden ser diferentes entre sí. Por ejemplo, en cuanto a la región con formación de primera capa electroconductora el espesor de la capa aislante puede fijarse para facilitar una formación de una sección de abertura en la etapa de recocido, y en cuanto a la región sin formación de primera capa electroconductora el espesor de la capa aislante puede fijarse para tener un espesor óptico con características de antirreflexión apropiadas.
Cuando una capa de electrodo transparente (cuyo índice de refracción es generalmente aproximadamente de 1,9 a 2,1) está provista sobre la sección 50 de conversión fotoeléctrica como en la célula solar de heterounión, el índice de refracción de la capa aislante es preferiblemente un valor intermedio entre el índice de refracción de aire (1,0) y el índice de refracción de la capa de electrodo transparente para potenciar un efecto de antirreflexión en las zonas interfaciales, aumentando así una cantidad de luz introducida en la célula solar. Cuando las células solares se sellan para modularizarse, el índice de refracción de la capa aislante es preferiblemente un valor intermedio entre el índice de refracción de un material sellante y el índice de refracción de la capa de electrodo transparente. Por consiguiente,
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para eliminar una disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato 12. Mediante la provisión de la etapa de eliminación de disolución de chapado puede eliminarse un metal que puede depositarse en una parte, además de en la sección 9h de abertura de la capa 9 aislante formada en la etapa de recocido, como un punto de origen. Ejemplos del metal depositado en una parte además de en la sección 9h de abertura como un punto de origen incluyen los depositados en un poro en la capa 9 aislante como un punto de origen. Como resultado de eliminar un metal de este tipo mediante la etapa de eliminación de disolución de chapado, se reduce la pérdida por sombras, de modo que pueden mejorarse adicionalmente las características de célula solar.
La eliminación de la disolución de chapado puede realizarse mediante, por ejemplo, un método en el que se elimina la disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato 12 retirada de un tanque de chapado mediante lavado por aire de tipo de soplado de aire, se realiza entonces el aclarado, y se elimina un fluido de lavado mediante soplado de aire. Mediante la reducción de la cantidad de disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato 12 realizando el lavado por aire antes del aclarado, puede disminuirse la cantidad de la disolución de chapado introducido a la hora del aclarado. Por tanto, puede disminuirse la cantidad de fluido de lavado requerido para el aclarado, y también pueden reducirse el tiempo y el esfuerzo para el tratamiento de líquido residual asociado con el aclarado, de modo que pueden reducirse las cargas ambientales y gastos que resultan del lavado, y puede mejorarse la productividad de la célula solar.
Para facilitar la eliminación de la disolución de chapado, se controla preferiblemente la humectabilidad de la superficie del sustrato 12. La humectabilidad de la superficie puede evaluarse mediante un ángulo de contacto al agua. El ángulo de contacto de la superficie del sustrato 12 con agua es preferiblemente de 20° o más. Como resultado de controlar el ángulo de contacto de la superficie del sustrato con agua en un intervalo apropiado, puede reducirse la cantidad de disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato 12 retirada de un tanque de chapado tras la etapa de chapado, y se hace fácil la eliminación de la disolución de chapado mediante soplado de aire. Debido a que se reduce la cantidad de la disolución de chapado retirada del tanque de chapado, puede mejorarse la eficacia de utilización de la disolución de chapado.
La “superficie del sustrato“ se refiere a una superficie que puede entrar en contacto con la disolución de chapado en la etapa de chapado. Es decir, la “superficie del sustrato” significa: (1) la superficie de la sección de conversión fotoeléctrica; (2) la superficie de la sección de conversión fotoeléctrica y la superficie de la primera capa electroconductora; o (3) la superficie de la capa aislante. Cuando se forma la capa 9 aislante en las superficies tanto de la región con formación de primera capa electroconductora como de la región sin formación de primera capa electroconductora, la “superficie del sustrato” se refiere a la superficie de la capa aislante. En una configuración en la que se provee una capa de electrodo transparente en la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica, es preferible que al menos la sección expuesta de la capa de electrodo transparente se someta a un tratamiento hidrófugo.
En general, una capa de electrodo transparente de ITO o similar y una capa aislante de óxido de silicio o similar son hidrófilas. Generalmente, un sustrato de silicio es hidrófilo porque se forma una cubierta de óxido en su superficie. Por tanto, el ángulo de contacto de la superficie del sustrato 12, es decir la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica o la superficie de la capa 9 aislante, con agua es a menudo aproximadamente 10° o menos. En la presente invención, es preferible que la superficie del sustrato 12 se someta a un tratamiento hidrófugo para garantizar que el ángulo de contacto de la superficie del sustrato 12 esté dentro del intervalo mencionado anteriormente. El tratamiento hidrófugo es, por ejemplo, la formación de una capa hidrófuga en la superficie. Como resultado de proporcionar la capa hidrófuga en la superficie, el ángulo de contacto al agua puede aumentarse reduciendo la humectabilidad de la superficie del sustrato a una disolución de chapado. El tratamiento hidrófugo en esta memoria descriptiva significa un tratamiento para reducir la humectabilidad de la superficie a agua (aumentando el ángulo de contacto).
El ángulo de contacto se determina midiendo un ángulo formado por el sustrato y una línea de contacto de aire y agua usando un medidor de ángulo de contacto. Cuando se provee una estructura con superficie con rugosidad (estructura irregular) de un orden de varios micrómetros a varias decenas de micrómetros en la superficie del sustrato como en la célula solar basada en silicio cristalino mostrada en la figura 2, el ángulo de la superficie del sustrato con la línea de contacto varía desde una ubicación a otra en una región microscópica en una escala de la estructura superficial tal como se muestra en las figuras 8(A1) y 8(A2). Por tanto, cuando se provee una estructura con rugosidad en la superficie del sustrato, el ángulo de contacto se define por un ángulo del sustrato con la línea de contacto, que se obtiene al observar la superficie en un campo visual tal que la superficie puede considerarse regular (por ejemplo en una escala de aproximadamente 10 veces superior al tamaño de la estructura superficial) (véase la figura 8 (B)).
Como resultado de someter la superficie del sustrato a un tratamiento hidrófugo, incluso cuando se produce un defecto (por ejemplo, un poro) en la capa 9 aislante, se suprime el daño a la sección de conversión fotoeléctrica presente bajo una sección con defectos en la etapa de chapado, y puede suprimirse la deposición de un metal sobre la sección con defectos. Por ejemplo, en una configuración en la que la capa 6a de electrodo transparente está provista en la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica como en la célula solar de heterounión, la capa 6a de electrodo transparente y una disolución de chapado pueden entrar en contacto (estar en contacto conductor)
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entre sí a través de un poro 9x cuando el poro 9x está presente en la capa 9 aislante tal como se muestra en la figura 9(1D). Por tanto, tal como se muestra en la figura 9(1E), la segunda capa 72 electroconductora se deposita en la sección 9h de abertura de la región con formación de primera capa electroconductora como un punto de origen, y también puede depositarse una capa 7x metálica en el poro 9x como un punto de origen. Esta capa 7x metálica puede causar una pérdida por sombras y una fuga de corriente. Por otro lado, cuando se provee una capa 91 hidrófuga en la superficie de la capa 9 aislante en la etapa de tratamiento hidrófugo tal como se muestra en la figura 9 (2C'), se suprime el daño a la sección 50 de conversión fotoeléctrica en la etapa de chapado, y puede suprimirse la deposición de un metal sobre la sección con defectos incluso si está presente un poro 9x en la capa aislante (véase la figura 9(2E)). Es decir, puede esperarse un efecto de proteger la superficie de la sección de conversión fotoeléctrica frente a una disolución de chapado mediante la capa 91 hidrófuga. En una configuración en la que se provee una capa de electrodo transparente en la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica como en la célula solar de heterounión, la superficie de la capa 6a de electrodo transparente está protegida frente a una disolución de chapado mediante la capa hidrófuga. Por tanto, puede esperarse que se supriman defectos tales como una pérdida por sombras y una fuga de corriente que resultan de la deposición de un metal sobre la capa de electrodo transparente de la región sin formación de primera capa electroconductora, de modo que se mejora la eficacia de conversión de la célula solar. Es decir, como resultado de someter la superficie del sustrato a un tratamiento hidrófugo, puede esperarse un efecto de proteger la superficie de la sección de conversión fotoeléctrica frente a una disolución de chapado.
El ángulo de contacto de la superficie del sustrato con agua es preferiblemente superior de modo que se reducen adicionalmente una cantidad de una disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato 12 y una deposición de metal sobre la región sin formación de primera capa electroconductora. Por otro lado, según el resultado de la investigación por los inventores, el ángulo de contacto con agua es preferiblemente 120° o menos, más preferiblemente 110° o menos, aún más preferiblemente 100° o menos, para mejorar la eficacia de chapado (peso de metal chapado sobre el sustrato / (corriente x tiempo)) durante la formación de la segunda capa electroconductora. Se cree que cuando el ángulo de contacto de la superficie del sustrato está dentro del intervalo mencionado anteriormente, no se dificulta la deposición de metal en la superficie del sustrato, y por tanto se suprime la deposición del metal en un área no deseada tal como el soporte 14 de sustrato para lograr suficiente eficacia de chapado.
El valor óptimo del ángulo de contacto de la superficie del sustrato para reducir la cantidad de una disolución de chapado remanente y optimizar la eficacia de chapado también varía en función de la forma superficial del sustrato
12. Por ejemplo, cuando se provee una estructura con superficie con rugosidad en un orden de varios micrómetros a varias decenas de micrómetros que se origina en la forma superficial del sustrato 1 de silicio cristalino como en la célula solar de heterounión mostrada en la figura 2, el ángulo de contacto de la superficie del sustrato 12 con agua está más preferiblemente en un intervalo de 30° a 120°, aún más preferiblemente en un intervalo de 40° a 110°, especialmente preferiblemente en un intervalo de 50° a 100°. Por otro lado, cuando el sustrato 12 no tiene ninguna rugosidad en la superficie, el ángulo de contacto con agua es más preferiblemente de 20° a 60°, aún más preferiblemente de 30° a 50°. Cuando una estructura con superficie con rugosidad en un orden que se origina en la forma superficial del sustrato aislante y la estructura cristalina de la película fina se provee como en la célula solar de película fina, el ángulo de contacto de la superficie del sustrato 12 con agua es más preferiblemente en un intervalo de 25° a 70°, aún más preferiblemente en un intervalo de 35° a 60°.
El tratamiento hidrófugo puede aplicarse a la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica, o puede aplicarse a la superficie de la capa 9 aislante. Ejemplos de la estructura específica incluyen una estructura en capas de capa de electrodo transparente/capa hidrófuga/capa aislante en la que la capa hidrófuga se forma sobre la capa de electrodo transparente en la superficie de la sección 50 de conversión fotoeléctrica, y la capa aislante se forma sobre la capa hidrófuga, y una estructura en capas de capa de electrodo transparente/capa aislante/capa hidrófuga en la que la capa hidrófuga se forma sobre la capa 9 aislante tal como se muestra en la figura 8. Tal como se describe anteriormente, el tratamiento hidrófugo se realiza preferiblemente tras la formación de la capa aislante para reducir la humectabilidad de la superficie, llevando a una reducción de una cantidad de disolución de chapado que permanece en la superficie del sustrato tras realizar la etapa de chapado.
Cuando el tratamiento hidrófugo se aplica sobre la capa aislante, el tratamiento hidrófugo se realiza preferiblemente antes de realizar la etapa de recocido para mejorar la eficacia de chapado. El tratamiento hidrófugo se realiza antes de que se forme un punto de origen para el chapado (una sección conectada de manera conductora entre la primera capa electroconductora y la segunda capa electroconductora) tal como la sección 9h de abertura, de modo que la humectabilidad de la superficie es baja (el ángulo de contacto es grande) en una sección en la que no debería depositarse una capa metálica, y el punto de origen para el chapado se lleva a un estado de alta humectabilidad (el ángulo de contacto es pequeño). Por tanto, la eficacia de chapado tiende a mejorarse en comparación con el caso en el que se realiza el tratamiento hidrófugo tras realizar la etapa de recocido.
No se requiere necesariamente que el tratamiento hidrófugo se aplique a toda la superficie del sustrato, sino que puede aplicarse a sólo una parte de la superficie del sustrato. La capa hidrófuga no tiene que estar necesariamente en una forma de capa sin discontinuidad, sino que puede estar en una forma de capa isla. Es decir, una región sin
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formación de capa hidrófuga puede estar presente sobre una parte del sustrato 12. Cuando una región de tratamiento hidrófugo se hace más grande, puede obtenerse más fácilmente un efecto hidrófugo, y por tanto el tratamiento hidrófugo se aplica preferiblemente a toda la superficie del sustrato. Cuando el tratamiento hidrófugo se realiza tras realizar la etapa de recocido, el tratamiento hidrófugo preferiblemente no se aplica sobre la sección de abertura como un punto de origen para el chapado para mejorar la eficacia de chapado. Por tanto, cuando el tratamiento hidrófugo se realiza tras realizar la etapa de recocido, el tratamiento hidrófugo se aplica preferiblemente a áreas distintas de la sección de abertura. Puede ser muy difícil aplicar el tratamiento hidrófugo de manera selectiva a áreas distintas de la sección de abertura sobre la primera capa electroconductora, y por tanto cuando el tratamiento hidrófugo se realiza tras realizar la etapa de recocido, el tratamiento hidrófugo se aplica preferiblemente sólo a la región sin formación de primera capa electroconductora.
Cuando se forma la capa 91 hidrófuga como el tratamiento hidrófugo, el espesor de la misma no está particularmente limitado siempre que la función de la presente invención no esté impedida. La capa 91 hidrófuga es una capa formada en el lado de incidencia de luz de la sección 50 de conversión fotoeléctrica, y se desea por tanto que tenga baja absorción óptica y una baja reflectancia, de modo que se aumenta la cantidad de luz introducida en la sección de conversión fotoeléctrica. La capa hidrófuga puede formarse usando un método conocido. Específicamente, la capa hidrófuga puede formarse aplicando un agente hidrófugo basado en silicio, que forma en la superficie de la capa aislante una película molecular que tiene un grupo hidrófobo, o similar. Sobre todo, en una monocapa de autoensamblaje que tiene un grupo hidrófobo, puede ignorarse sustancialmente la absorción óptica en la capa hidrófuga porque es una película monomolecular. La monocapa autoensamblada es adecuada como un material de capa hidrófuga porque tiene una ventaja tal que la película se forma fácilmente, y se logra fácilmente un ángulo de contacto deseado.
El método de aumentar el ángulo de contacto de la superficie del sustrato con agua mediante el tratamiento hidrófugo se ha descrito anteriormente, pero se obtiene un efecto comparable formando la capa 9 aislante que tiene hidrofugacidad. Es decir, formando la capa 9 aislante que tiene un gran ángulo de contacto (por ejemplo 20° o más) con agua, puede omitirse una etapa especial de tratamiento hidrófugo, y por tanto puede mejorarse adicionalmente la productividad de la célula solar. Por ejemplo, también puede impartirse hidrofugacidad a una capa de óxido de silicio mediante un método de CVD asistida por plasma con condiciones cambiadas para formar la capa aislante (por ejemplo la relación de flujo de un gas de materia prima de silicio con respecto a un gas de material prima de oxígeno introducidos en una cámara de deposición) tal como se describe en detalle en el apartado de ejemplos a continuación.
En la presente invención, puede realizarse una etapa de eliminación de capa aislante tras formar el electrodo colector (etapa de chapado). En particular, cuando se usa un material que tiene gran absorción óptica como la capa aislante, la etapa de eliminación de capa aislante se realiza preferiblemente para suprimir la reducción de características de célula solar por la absorción óptica de la capa aislante. El método para eliminar la capa aislante se selecciona de manera apropiada según las características del material de capa aislante. Por ejemplo, la capa aislante puede eliminarse mediante ataque químico o pulido mecánico. También es aplicable un método de reducción a cenizas (incineración) en función del material. En este punto, es preferible que la capa aislante sobre la región sin formación de primera capa electroconductora se elimine completamente, de modo que se mejora adicionalmente la entrada de luz. Cuando se forma la capa 91 hidrófuga sobre la capa 9 aislante, la capa 91 hidrófuga se elimina preferiblemente junto con la capa 9 aislante. Cuando se usa un material que tiene una absorción óptica pequeña como la capa aislante, no es necesario realizar la etapa de eliminación de capa aislante.
Se han proporcionado explicaciones principalmente para el caso de proporcionar el electrodo 70 colector en el lado de incidencia de luz de la célula solar de heterounión, pero también puede formarse un electrodo colector similar en el lado trasero. Una célula solar que usa un sustrato de silicio cristalino, como la célula solar de heterounión, tiene un alto valor de corriente, de modo que la pérdida de generación de electricidad debida a una pérdida de resistencia de contacto entre la capa de electrodo transparente y el electrodo colector generalmente tiende a ser notable. En cambio, en la presente invención, el electrodo colector que tiene la primera capa electroconductora y la segunda capa electroconductora tiene baja resistencia de contacto con la capa de electrodo transparente, posibilitando así la reducción de la pérdida de generación de electricidad que resulta de la resistencia de contacto.
La presente invención es aplicable a varios tipos de células solares tales como: células solares de silicio cristalino distintas de la célula solar de heterounión; células solares que usan un sustrato semiconductor distinto de silicio, tal como GaAs; células solares de película fina basada en silicio que tienen una capa de electrodo transparente sobre una unión pin o una unión pn de una película fina basada en silicio amorfo o una película fina basada en silicio cristalino, células solares semiconductoras compuestas tales como CIS y CIGS; y células solares de película fina orgánica, tales como células solares sensibilizadas por colorante y película fina orgánica (polímero electroconductor).
La célula solar de silicio cristalino incluye una configuración en la que se provee una capa de difusión de un tipo opuesto de conductividad (por ejemplo de tipo n) en una superficie principal de un sustrato de silicio cristalino de un primer tipo de conductividad (por ejemplo de tipo p), y el electrodo colector está previsto sobre la capa de difusión. Esta célula solar de silicio cristalino generalmente incluye una capa conductora tal como una capa p+ en un lado
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opuesto a la capa del primer tipo de conductividad. Por tanto, cuando la sección de conversión fotoeléctrica no incluye una capa de silicio amorfo o una capa de electrodo transparente, la temperatura T1 de inicio de fluidización térmica del material de bajo punto de fusión y la temperatura Ta de recocido pueden ser superiores a 250°C.
Ejemplos de la célula solar de película fina basada en silicio incluyen una célula solar de película fina basada en silicio amorfo que tiene una película fina de silicio amorfo intrínseco (de tipo i) entre una película fina de tipo p y una película fina de tipo n, y una célula solar semiconductora basada en silicio cristalino que tiene una película fina de silicio cristalino intrínseco entre una película fina de tipo p y una película fina de tipo n. Una célula solar de película fina de tipo tándem, en la que se apila una pluralidad de uniones pin, también es adecuada. En esta célula solar de película fina basada en silicio, la temperatura T1 de inicio de fluidización térmica del material de bajo punto de fusión y la temperatura Ta de recocido son preferiblemente 250°C o inferior, más preferiblemente 200°C o inferior, aún más preferiblemente 180°C o inferior, en consideración de la resistencia al calor de la capa de electrodo transparente y la película fina basada en silicio amorfo.
La célula solar preparada según la presente invención se modulariza preferiblemente cuando se pone en uso práctico. La modularización de la célula solar se realiza mediante un método apropiado. Por ejemplo, conectando una barra colectora a través de un interconector tal como un TAB a un electrodo colector, se conectan una pluralidad de células solares en serie o en paralelo, y se sellan mediante un material sellante y una placa de vidrio para realizar así la modularización.
Ejemplos
La presente invención se describirá de manera más específica a continuación mostrando ejemplos relacionados con la célula solar de heterounión mostrada en la figura 2, pero la presente invención no se limita a los ejemplos a continuación.
(Ejemplo 1)
Una célula solar de heterounión de ejemplo 1 se fabricó de la siguiente manera.
Se proporcionó una oblea de silicio monocristalino de tipo n que tenía una dirección de superficie de incidencia de luz idéntica a la superficie (100) y que tenía un espesor de 200 µm como un sustrato de silicio monocristalino de un primer tipo de conductividad. Se sumergió la oblea de silicio en una disolución acuosa de HF al 2% en peso durante 3 minutos para eliminar la cubierta de óxido de silicio en la superficie, y a continuación se aclaró dos veces con agua ultrapura. Se sumergió el sustrato de silicio en una disolución acuosa de KOH/alcohol isopropílico al 5/15% en peso mantenida a 70°C durante 15 minutos, y se atacó la superficie de la oblea para formar una superficie con rugosidad. A continuación, se aclaró la oblea dos veces con agua ultrapura. Se observó la superficie de la oblea usando un microscopio de fuerza atómica (AFM fabricado por Pacific Nanotechnology, Inc.), y se confirmó que la superficie de la oblea estaba atacada, y se había formado una superficie con rugosidad piramidal expuesto en el plano (111).
Se introdujo la oblea tras el ataque en un aparato de CVD, y en el lado de incidencia de luz de la misma, se formó silicio amorfo de tipo i con un espesor de 5 nm como una película 2a fina basada en silicio intrínseco. Las condiciones para formar silicio amorfo de tipo i incluyeron una temperatura de sustrato de 150°C, una presión de 120 Pa, una relación de flujo de SiH4/H2 de 3/10 y un suministro de densidad de potencia de 0,011 W/cm2. El espesor de la película fina en este ejemplo es un valor calculado a partir de una velocidad de formación determinada midiendo el espesor de una película fina formada sobre un sustrato de vidrio en las mismas condiciones usando una elipsometría espectroscópica (nombre comercial: M, fabricado por J.A. Woollam Co. Inc.).
Sobre la capa 2a de silicio amorfo de tipo i, se formó silicio amorfo de tipo p con un espesor de 7 nm como una película 3a fina basada en silicio de un tipo opuesto de conductividad. Las condiciones para formar la capa 3a de silicio amorfo de tipo p incluyeron una temperatura de sustrato de 150°C, una presión de 60 Pa, una relación de flujo de SiH4/B2H6 de 1/3 y un suministro de densidad de potencia de 0,01 W/cm2. La velocidad de flujo de gas B2H6 mencionado anteriormente es una velocidad de flujo de un gas diluyente en el que la concentración de B2H6 se diluyó a 5000 ppm usando gas H2.
A continuación, en el lado trasero de la oblea, se formó una capa de silicio amorfo de tipo i con un espesor de 6 nm como una película 2b fina basada en silicio intrínseco. Las condiciones para formar la capa 2b de silicio amorfo de tipo i eran las mismas que para la capa 2a de silicio amorfo de tipo i mencionada anteriormente. Sobre la capa 2b de silicio amorfo de tipo i, se formó una capa de silicio amorfo de tipo n con un espesor de 4 nm como una película 3b fina basada en silicio del primer tipo de conductividad. Las condiciones para formar la capa 3b de silicio amorfo de tipo n incluyeron una temperatura de sustrato de 150°C, una presión de 60 Pa, una relación de flujo de SiH4/PH3 de 1/2 y un suministro de densidad de potencia de 0,01 W/cm2. La velocidad de flujo de gas PH3 mencionada anteriormente es una velocidad de flujo de un gas diluyente en el que la concentración de PH3 se diluyó a 5000 ppm usando gas H2.
Se formó óxido de indio y estaño (ITO, índice de refracción: 1,9) sobre la misma con un espesor de 100 nm como
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