ES2926472T3 - Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar - Google Patents

Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar Download PDF

Info

Publication number
ES2926472T3
ES2926472T3 ES20179977T ES20179977T ES2926472T3 ES 2926472 T3 ES2926472 T3 ES 2926472T3 ES 20179977 T ES20179977 T ES 20179977T ES 20179977 T ES20179977 T ES 20179977T ES 2926472 T3 ES2926472 T3 ES 2926472T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
layer
passivation layer
silicon
rich
passivation
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.)
Active
Application number
ES20179977T
Other languages
English (en)
Inventor
Jie Yang
Wenqi Li
Xueting Yuan
Xinyu Zhang
Hao Jin
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.)
Zhejiang Jinko Solar Co Ltd
Jinko Green Energy Shanghai Management Co Ltd
Original Assignee
Zhejiang Jinko Solar Co Ltd
Jinko Green Energy Shanghai Management Co Ltd
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 Zhejiang Jinko Solar Co Ltd, Jinko Green Energy Shanghai Management Co Ltd filed Critical Zhejiang Jinko Solar Co Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2926472T3 publication Critical patent/ES2926472T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • H01L31/04—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
    • H01L31/054—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means
    • H01L31/0543—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means comprising light concentrating means of the refractive type, e.g. lenses
    • 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
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0216—Coatings
    • H01L31/02161—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02167—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • H01L31/02168—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells the coatings being antireflective or having enhancing optical properties for the solar cells
    • 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
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0216—Coatings
    • H01L31/02161—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02167—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • 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
    • H01L31/0481—Encapsulation of modules characterised by the composition of the encapsulation material
    • 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
    • H01L31/054—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means
    • H01L31/056—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means the light-reflecting means being of the back surface reflector [BSR] type
    • 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
    • H01L31/06—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 characterised by potential barriers
    • H01L31/068—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 characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN homojunction type, e.g. bulk silicon PN homojunction solar cells or thin film polycrystalline silicon PN homojunction solar cells
    • H01L31/0682—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 characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN homojunction type, e.g. bulk silicon PN homojunction solar cells or thin film polycrystalline silicon PN homojunction solar cells back-junction, i.e. rearside emitter, solar cells, e.g. interdigitated base-emitter regions back-junction cells
    • 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
    • H01L31/186—Particular post-treatment for the devices, e.g. annealing, impurity gettering, short-circuit elimination, recrystallisation
    • H01L31/1868—Passivation
    • 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
    • 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
    • Y02E10/52—PV systems with concentrators
    • 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
    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells

Landscapes

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

Abstract

Se puede proporcionar un módulo fotovoltaico, una celda solar y un método de fabricación para los mismos. La celda solar puede incluir una capa semiconductora y una pila de película de pasivación dispuesta sobre una superficie posterior de la capa semiconductora. La pila de películas de pasivación puede incluir una primera capa de pasivación dispuesta en la superficie posterior de la capa semiconductora e incluir una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que oscila entre 5 × 10 21 /cm 3 y 2,5 × 10 22 . >/cm<3>; una segunda capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la primera capa de pasivación e incluyendo una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y una tercera capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la segunda capa de pasivación e incluyendo al menos una película de nitruro de silicio con un índice de refracción de gradiente variable. Un primer índice de refracción de la primera capa de pasivación puede ser mayor que un segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que un tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar
Campo técnico
La presente divulgación se refiere al campo de las células solares, y en particular a un módulo fotovoltaico, una célula solar, y un método para fabricar la célula solar.
Antecedentes
Actualmente, la eficacia de un emisor pasivado y célula trasera (PERC) puede mejorarse de forma eficaz mediante la mejora de las características de pasivación trasera. Las células PERC existentes adoptan un apilamiento de óxido de aluminio/nitruro de silicio (AlOx/SiNx) como capa de pasivación trasera. Una película de óxido de aluminio contiene una alta densidad de carga negativa fija y una gran cantidad de cargas negativas fijas pueden proteger a los electrones en una superficie de silicio, reduciendo así los electrones que pueden usarse para la recombinación y logrando así el propósito de suprimir la recombinación de portadores en la superficie. Debido a la alta densidad de carga negativa fija, se puede generar un fuerte efecto de pasivación de campo y, por lo tanto, la película de óxido de aluminio se considera una película de pasivación de efecto de campo. Dicha película dieléctrica tiene un buen efecto de pasivación en las superficies de sustrato de tipo p y tipo n, pero da como resultado un alto costo de equipo y una baja capacidad de fabricación y rendimiento, que no es propicio para la fabricación industrial en masa moderna.
Asimismo, la degradación inducida por potencial (DIP) tiene un impacto negativo en la vida útil y el rendimiento de las células solares. Una razón principal de la posible degradación inducida radica en que los iones de Na+ dentro del vidrio de un material de encapsulación del módulo fotovoltaico (FV) migran hacia el interior de la célula solar a lo largo de la dirección de la célula solar para destruir una unión p-n, lo que conduce a una atenuación de la potencia del módulo FV y la reducción de la fiabilidad. La célula PERC, incluida la película de pasivación del apilamiento de óxido de aluminio/nitruro de silicio, se encapsula con EVA (etileno-acetato de vinilo) en un módulo fotovoltaico bifacial, lo que implica fenómenos de DIP obvios para sus superficies frontal y trasera. El fenómeno de DIP de la superficie frontal del módulo fotovoltaico puede paliarse cambiando el material de encapsulado por una poliolefina (POE) de mayor precio, pero el fenómeno de DIP de la superficie trasera sigue existiendo.
Por lo tanto, es deseable desarrollar una célula solar y un método para fabricar la célula solar, que pueda mejorar las características de pasivación trasera de la célula solar, reducir la DIP y los costes de fabricación relacionados con la célula solar.
Documento de estado de la técnica (CHEN SUNG-YU ET AL: "Células solares industriales PERC con optimización frontal integrada", 2018 IEEE 7a CONFERENCIA MUNDIAL SOBRE CONVERSIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA (WCPEC) (UNA CONFERENCIA CONJUNTA DE LA 45a p v s c del IEEE, 28a p v s EC y 34a p v s EC de la UE), IEEE, 10 de junio de 2018 (10-06-2018), páginas 980-982, XP033456542, DOI: 10.1109/PVSC.2018.8547926 [recuperado el 26-11-2018]) divulga células solares industriales PERC con optimización frontal integrada (ver resumen). Documento del estado de la técnica (SEIFFE JOHANNES ET AL: "Pasivación superficial de silicio cristalino mediante deposición química de vapor mejorada con plasma de capas dobles de oxinitruro de silicio y nitruro de silicio ricas en silicio", JOURNAL OF APPLIED PHYSICS, AMERICAN INSTITUTE OF PHYSICS, EE.UU., vol. 109, N.° 3, 3 de febrero de 2011 (03-02-2011), páginas 34105-34105, XP012147486, ISSN: 0021-8979, DOI: 10.1063/1.3544421) divulga la pasivación superficial de silicio cristalino mediante deposición química de vapor mejorada con plasma de capas dobles de oxinitruro de silicio rico en silicio y nitruro de silicio (ver resumen).
Sumario
En un aspecto de la presente divulgación, se proporciona una célula solar. La célula solar incluye una capa semiconductora, que es un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino, y un apilamiento de películas de pasivación dispuesto sobre una superficie trasera de la capa semiconductora. El apilamiento de la película de pasivación incluye una primera capa de pasivación dispuesta en la superficie trasera de la capa semiconductora e incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3; una segunda capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la primera capa de pasivación y que incluye una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y una tercera capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la segunda capa de pasivación y que incluye una pluralidad de películas de nitruro de silicio. La pluralidad de películas de nitruro de silicio de la tercera capa de pasivación tiene diferentes índices de refracción, y para la pluralidad de películas de nitruro de silicio, cuanto más lejos de la capa semiconductora, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio; el primer índice de refracción de la primera capa de pasivación es mayor que el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que el valor mínimo del tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación; y un índice de refracción de la tercera capa de pasivación está dentro de un intervalo de 2,02 a 2,12. La capa rica en silicio comprende al menos una de una capa de película de oxinitruro de silicio rica en silicio, una capa de película de oxicarburo de silicio rica en silicio, o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en silicio. La capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno comprende una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno. La primera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 30 nm a 60 nm; la segunda capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 90 nm; y la tercera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 100 nm.
En algunas realizaciones, el primer índice de refracción varía de 1,69 a 1,90.
En algunas realizaciones, el segundo índice de refracción varía de 1,5 a 1,8.
En otro aspecto de la presente divulgación, se proporciona un módulo fotovoltaico. El módulo fotovoltaico incluye al menos una célula solar configurada para convertir la energía luminosa recibida en energía eléctrica. Cada una de las al menos una célula solar incluye una capa semiconductora, que es un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino, y un apilamiento de películas de pasivación dispuesto sobre una superficie trasera de la capa semiconductora. El apilamiento de la película de pasivación incluye una primera capa de pasivación dispuesta en la superficie trasera de la capa semiconductora e incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3; una segunda capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la primera capa de pasivación y que incluye una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y una tercera capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la segunda capa de pasivación y que incluye una pluralidad de películas de nitruro de silicio. La pluralidad de películas de nitruro de silicio de la tercera capa de pasivación tiene diferentes índices de refracción, y para la pluralidad de películas de nitruro de silicio, cuanto más lejos de la capa semiconductora, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio; el primer índice de refracción de la primera capa de pasivación es mayor que el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que el valor mínimo del tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación; y un índice de refracción de la tercera capa de pasivación está dentro de un intervalo de 2.02 a 2,12. La capa rica en silicio comprende al menos una de una capa de película de oxinitruro de silicio rica en silicio, una capa de película de oxicarburo de silicio rica en silicio, o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en silicio. La capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno comprende una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno. La primera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 30 nm a 60 nm; la segunda capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 90 nm; y la tercera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 100 nm.
En otro aspecto de la presente divulgación, se proporciona un método para fabricar una célula solar. El método incluye: depositar secuencialmente una primera capa de pasivación, una segunda capa de pasivación y una tercera capa de pasivación sobre una superficie trasera de una capa semiconductora para formar un apilamiento de películas de pasivación. La célula solar incluye una capa semiconductora, que es un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino, y un apilamiento de películas de pasivación dispuesto sobre una superficie trasera de la capa semiconductora. El apilamiento de la película de pasivación incluye una primera capa de pasivación dispuesta en la superficie trasera de la capa semiconductora e incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3; una segunda capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la primera capa de pasivación y que incluye una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y una tercera capa de pasivación dispuesta sobre una superficie de la segunda capa de pasivación y que incluye una pluralidad de películas de nitruro de silicio. La pluralidad de películas de nitruro de silicio de la tercera capa de pasivación tiene diferentes índices de refracción, y para la pluralidad de películas de nitruro de silicio, cuanto más lejos de la capa semiconductora, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio; el primer índice de refracción de la primera capa de pasivación es mayor que el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que el valor mínimo del tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación; y un índice de refracción de la tercera capa de pasivación está dentro de un intervalo de 2.02 a 2,12. La capa rica en silicio comprende al menos una de una capa de película de oxinitruro de silicio rica en silicio, una capa de película de oxicarburo de silicio rica en silicio, o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en silicio. La capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno comprende una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno. La primera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 30 nm a 60 nm; la segunda capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 90 nm; y la tercera capa de pasivación tiene un espesor que varía de 60 nm a 100 nm.
En algunas realizaciones, la primera capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (SiH4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:15 a 1:19, y una relación de flujo de NH3 a N2O varía de 1:3 a 1:6. La segunda capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (SH 4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:13 a 1:17, y una relación de flujo de NH a N2O varía de 1:8 a 1:12. La tercera capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (Si H4), amoníaco (NH3)y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a NH3 varía de 1:5 a 1:10.
En comparación con la célula solar pasivada con una capa de pasivación convencional que incluye AhO3 , el uso de una película de pasivación sin AhO3 mejora eficazmente las características de pasivación trasera de la célula solar, reduce la DIP del módulo fotovoltaico y reduce los costes de fabricación.
Breve descripción de los dibujos
La FIG. 1 es un diagrama esquemático que ilustra una célula solar de ejemplo de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación;
La FIG. 2 es un diagrama de flujo que ilustra un proceso de ejemplo para fabricar una célula solar de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación;
La FIG. 3 es un diagrama esquemático que ilustra un proceso de ejemplo para fabricar una célula solar de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación; y
La FIG. 4 es un diagrama esquemático que ilustra una célula solar de ejemplo de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación.
Descripción de realizaciones
Las realizaciones de la presente divulgación se describirán a continuación junto con los dibujos. Cabe señalar que las realizaciones implicadas en esta descripción no son exhaustivas y no representan las realizaciones exclusivas de la presente divulgación. Los siguientes ejemplos correspondientes son solo para ilustrar claramente el contenido de la presente divulgación y no pretenden limitar las realizaciones de la presente divulgación. Para los expertos en la materia, se pueden realizar varios cambios y modificaciones a partir de la descripción de estas realizaciones, y cualquier cambio o modificación evidente que pertenezca al concepto técnico y al contenido de la invención de la presente divulgación deberá estar dentro del alcance de protección de la presente divulgación.
La terminología utilizada en el presente documento tiene el propósito de describir realizaciones de ejemplo particulares solamente y no pretende ser limitante. Como se utiliza en el presente documento, las formas en singular "un/uno", "una", y "el/la" pueden pretender incluir las formas en plural también, a menos que el contexto indique claramente lo contrario. Se entenderá además que los términos y expresiones "comprender", "comprende", y/o "que comprende", "incluir", "incluye", y/o "que incluyendo", cuando se usan en esta divulgación, especifican la presencia de características, números enteros, etapas, operaciones, elementos y/o componentes indicados, pero no excluyen la presencia ni la adición de otra u otras características, números enteros, etapas, operaciones, elementos, componentes y/o grupos de los mismos.
Estos y otros distintivos, y características de la presente divulgación, así como los métodos de operación y funciones de los elementos relacionados de la estructura y la combinación de partes y economías de fabricación, puede ser más evidente al considerar la siguiente descripción con referencia a los dibujos adjuntos, todos los cuales forman parte de la presente divulgación. Debe entenderse expresamente, sin embargo, que los dibujos tienen únicamente fines ilustrativos y descriptivos y no pretenden limitar el alcance de la presente divulgación. Se entiende que los dibujos no están a escala.
Los diagramas de flujo utilizados en la presente divulgación ilustran operaciones que los sistemas implementan de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación. Debe entenderse expresamente, las operaciones del diagrama de flujo pueden implementarse sin orden. En cambio, las operaciones pueden implementarse en orden inverso, o simultáneamente. Además, se pueden agregar una o más operaciones a los diagramas de flujo. Se pueden eliminar una o más operaciones de los diagramas de flujo.
La FIG. 1 es un diagrama esquemático que ilustra una célula solar de ejemplo de acuerdo con algunas realizaciones de la presente divulgación. Como se muestra en la FIG. 1, una célula solar incluye al menos una capa semiconductora 1 y un apilamiento de películas de pasivación 2 dispuesto sobre una superficie trasera de la capa semiconductora 1. En algunas realizaciones, la capa semiconductora 1 puede incluir un sustrato de silicio. Los sustratos de silicio de ejemplo pueden incluir, pero sin limitación, un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino. Por ejemplo, la capa semiconductora 1 puede incluir un sustrato de silicio monocristalino. El apilamiento de películas de pasivación 2 incluye dos o más capas de pasivación. En algunas realizaciones, el apilamiento de películas de pasivación 2 incluye una primera capa de pasivación 21, una segunda capa de pasivación 22 y una tercera capa de pasivación 23. En una dirección que se extiende hacia afuera desde la superficie trasera de la capa semiconductora 1, la primera capa de pasivación 21 está ubicada sobre la superficie trasera de la capa semiconductora 1, la segunda capa de pasivación 22 está ubicada sobre una superficie de la primera capa de pasivación 21, y la tercera capa de pasivación 23 está ubicada sobre una superficie de la segunda capa de pasivación 22. En algunas realizaciones, puede haber varias secuencias para las respectivas capas del apilamiento de películas de pasivación 2, que no se limitará a la secuencia mostrada en la FIG. 1.
Como alternativa o adicionalmente, se puede formar al menos una capa de óxido de silicio (no mostrada en la FIG. 1) entre la primera capa de pasivación 21 y la capa semiconductora 1. En algunas realizaciones, el espesor de la al menos una capa de óxido de silicio puede estar en un intervalo de 1 nm a 10 nm. Por ejemplo, un espesor preferible de la al menos una capa de óxido de silicio puede estar en el intervalo de 1 nm a 3 nm. En algunas realizaciones, la capa de óxido de silicio puede ser parte de la primera capa de pasivación 21. En algunas realizaciones, la capa de óxido de silicio puede ser parte de la capa semiconductora 1.
En algunas realizaciones, las capas respectivas del apilamiento de películas de pasivación 2 pueden depositarse mediante deposición de capa atómica, deposición química de vapor, deposición química de vapor aumentada, o deposición física, etc.
La primera capa de pasivación 21 incluye una capa rica en silicio, que tiene una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3 La capa rica en silicio incluye al menos una capa de película de oxinitruro de silicio (SiOxNy), una capa de película de oxicarburo de silicio (SiOxCy) o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio (SiOxNyCz). La primera capa de pasivación 21 se puede preparar por varios medios, tales como la deposición química mediante vapor, deposición química de vapor mejorada con plasma, deposición de capa atómica, deposición química de vapor a presión constante, deposición química de vapor a baja presión, o similares.
Las características de coincidencia de alta red entre la capa rica en silicio y la capa semiconductora 1 (por ejemplo, el sustrato de silicio) pueden usarse para pasivar los enlaces colgantes de la capa semiconductora 1 depositando la primera capa de pasivación 21 sobre la capa semiconductora 1. Además, ya que la capa de pasivación preparada por deposición (por ejemplo, deposición química de vapor, deposición de capa atómica, deposición química de vapor mejorada con plasma, etc.) es amorfa, es inevitable que existan algunas dislocaciones de la red y los centros de defectos resultantes. Para resolver este problema, un gas que contiene hidrógeno, como el amoníaco (NH3), vapor de agua (H2O), silano (SH 4) etc., puede utilizarse como materia prima para depositar la primera capa de pasivación 21.
Dado que la primera capa de pasivación 21 es rica en átomos de silicio, un primer índice de refracción de la primera capa de pasivación 21 es relativamente alto. En algunas realizaciones, el primer índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,69 a 1,90. En algunas realizaciones, el primer índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,69 a 1,75. En algunas realizaciones, el primer índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,75 a 1,90. Meramente como ilustración, la primera capa de pasivación 21 puede prepararse depositando una primera película de oxinitruro de silicio, cuyo índice de refracción varía de 1,71 a 1,75.
La primera capa de pasivación 21 no puede tener un espesor relativamente grande, de lo contrario, puede verse afectado un efecto óptico de toda la película de pasivación (por ejemplo, el apilamiento de películas de pasivación 2) de la célula solar. En algunas realizaciones, una capa de película rica en silicio y rica en hidrógeno tiene un espesor en un intervalo de 30 nm a 60 nm.
La segunda capa de pasivación 22 incluye una capa de película rica en oxígeno y rica en nitrógeno. La segunda capa de pasivación 22 incluye una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio. En algunas realizaciones, la capa de pasivación rica en oxígeno y rica en nitrógeno se puede preparar ajustando la relación nitrógeno-oxígeno (N:O) de la capa de película de oxinitruro de silicio rica en hidrógeno y rica en silicio o la capa de película de carburo de oxinitruro de silicio. Las concentraciones de átomos de oxígeno y átomos de nitrógeno son relativamente altas.
La capa de película rica en oxígeno y rica en nitrógeno puede evitar que el hidrógeno en la primera capa de pasivación 21 se desborde durante un tratamiento a alta temperatura, para optimizar el efecto de pasivación. Además, la capa de película rica en oxígeno y rica en nitrógeno puede tener una mejor resistencia a la intemperie, un rendimiento de pasivación más estable cuando se aplica un voltaje, como en un entorno de prueba de DIP.
La segunda capa de pasivación 22 es rica en oxígeno y nitrógeno, el mayor contenido de oxígeno puede reducir la resistencia a la corrosión de la capa de pasivación. Por lo tanto, para garantizar la densidad y la resistencia a la corrosión de todo el apilamiento de películas de pasivación, la segunda capa de pasivación 22 puede no estar diseñada para tener un gran espesor. En algunas realizaciones, el espesor de la segunda capa de pasivación 22 varía de 60 nm a 90 nm.
En algunas realizaciones, la segunda capa de pasivación 22 puede incluir una capa de película rica en oxígeno y rica en hidrógeno, su índice de refracción (es decir, un segundo índice de refracción) es ligeramente inferior al de la primera capa de pasivación 21. En algunas realizaciones, el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación 22 varía de 1,5 a 1,8. Por ejemplo, el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación 22 varía de 1,5 a 1,61. Como otro ejemplo, el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación 22 varía de 1,61 a 1,68. Como ejemplo adicional, el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación 22 varía de 1,68 a 1,8. Incluso como un ejemplo, el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación 22 es 1,7.
En algunos ejemplos útiles para comprender la divulgación pero parte de la invención, la tercera capa de pasivación 23 incluye al menos una película de nitruro de silicio con un índice de refracción de gradiente variable. Como se utiliza en el presente documento, un índice de refracción de la tercera capa de pasivación 23 puede representarse como un tercer índice de refracción. Por ejemplo, la tercera capa de pasivación 23 puede incluir una pluralidad de películas de nitruro de silicio, y los índices de refracción de las películas de nitruro de silicio pueden ser diferentes y de gradiente variable. La película de nitruro de silicio puede tener una buena compacidad y una fuerte resistencia a la intemperie. Después de sinterizarse a alta temperatura, la película de nitruro de silicio puede tener una mayor compacidad y resistencia a la corrosión, que puede evitar que una pasta metálica dañe las películas de pasivación primera y segunda formadas sobre la superficie de la capa semiconductora 1. Asimismo, la DIP de un módulo fotovoltaico que utiliza la célula solar puede reducirse.
En algunas realizaciones, la tercera capa de pasivación 23 puede estar compuesta por una primera película de nitruro de silicio, una segunda película de nitruro de silicio y una tercera película de nitruro de silicio. Estas tres películas de nitruro de silicio pueden tener su respectivo índice de refracción. Por ejemplo, un primer índice de refracción de la primera película de nitruro de silicio es 2,02, un segundo índice de refracción de la segunda película de nitruro de silicio es 2,03 y un tercer índice de refracción de la tercera película de nitruro de silicio es 2,04. Los índices de refracción de la primera, segunda y tercera películas de nitruro de silicio varían en gradiente.
La pluralidad de películas de nitruro de silicio se designa como una capa completa de nitruro de silicio (por ejemplo, un apilamiento de nitruro de silicio). El índice de refracción de toda la capa de nitruro de silicio está en un intervalo de 2,02 a 2,12. Al menos una parte de la pluralidad de películas de nitruro de silicio puede tener diferentes proporciones de silicio a nitrógeno (Si:N). Cuanto más lejos de la capa semiconductora está una película de nitruro de silicio, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio. Se puede lograr un mejor efecto óptico del apilamiento de películas de pasivación 2. En algunas realizaciones, el espesor de la tercera capa de pasivación 23 está en un intervalo de 60 nm a 100 nm.
En algunos ejemplos útiles para comprender la descripción pero que forman parte de la invención, la tercera capa de pasivación 23 puede estar compuesta por una película de nitruro de silicio. El índice de refracción de la película de nitruro de silicio está en un intervalo de 2,02 a 2,12. El espesor de la película de nitruro de silicio está en un intervalo de 60 nm a 100 nm.
En algunas realizaciones, una suma de espesores de capas del apilamiento de películas de pasivación 2 está en un intervalo de 160 nm a 260 nm. Puede entenderse que el grosor de cada capa del apilamiento de películas de pasivación 2 puede ajustarse para lograr un mejor efecto de pasivación trasera, y no pretende limitarse en el presente documento. Para lograr un mejor rendimiento de pasivación, en el apilamiento de películas de pasivación, el primer índice de refracción de la primera capa de pasivación es mayor que el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que el tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación.
De nuevo con referencia a la FIG. 1, la célula solar incluye además una capa de difusión 3 dispuesta sobre una superficie frontal de la capa semiconductora 1. La capa de difusión 3 puede denominarse emisor. La capa de difusión 3 puede incluir una capa de difusión dopada con fósforo o una capa de difusión dopada con boro. En algunas realizaciones, para una capa semiconductora tipo P, la capa de difusión 3 es una capa de difusión dopada con fósforo. En algunas realizaciones, para una capa semiconductora de tipo N, la capa de difusión 3 es una capa de difusión dopada con boro. Se puede formar una unión P-N entre la capa de difusión 3 y la capa semiconductora 1. En algunas realizaciones, un espesor de la capa semiconductora 1 puede estar en un intervalo de 160 pm a 220 pm.
De nuevo con referencia a la FIG. 1, se proporciona además una capa antirreflectante 4 sobre una superficie de la capa de difusión 3. En algunas realizaciones, la capa antirreflectante 4 puede ser una estructura de película multicapa, incluyendo pero no limitado a una capa de película de óxido de aluminio, una capa de película de nitruro de silicio, una capa de película de oxinitruro de silicio, o similar, o cualquier combinación de los mismos. En algunas realizaciones, la capa antirreflectante 4 puede incluir una capa de película similar o sustancialmente igual al apilamiento de películas de pasivación 2. La capa antirreflectante 4 no solo puede reducir el reflejo de la luz que incide sobre la célula solar, sino también pasivar la superficie de la célula solar. En algunas realizaciones, la capa antirreflectante 4 puede denominarse capa de pasivación frontal.
Cabe señalar que la superficie frontal de la capa semiconductora 1 descrita en el presente documento puede referirse a una superficie dirigida hacia el sol, es decir, una superficie receptora de luz. En un modo de funcionamiento normal, la luz del sol golpea directamente la superficie receptora de luz. La superficie trasera de la capa semiconductora 1 es una superficie opuesta a la superficie receptora de luz.
La capa semiconductora 1 incluye un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino. Por ejemplo, la capa semiconductora 1 es un sustrato de silicio monocristalino. En algunas realizaciones, una resistividad de la capa semiconductora 1 puede estar en un intervalo de 0,5 Q cm a 3,5 Q cm. En algunas realizaciones, la resistividad puede estar en un intervalo de 0,5 Q cm a 2,5 Q cm. En algunas realizaciones, la resistividad puede estar en un intervalo de 2,5 Q cm a 3,5 Qcm. De manera alternativa, la resistividad de la capa semiconductora 1 es de 2,0 Qcm.
En algunas realizaciones, sobre la superficie trasera de la capa semiconductora 1 puede disponerse al menos un electrodo trasero (no mostrado en la FIG. 1). Al menos una parte del al menos un electrodo trasero puede disponerse sobre la superficie del apilamiento de películas de pasivación 2, por ejemplo, dispuesto sobre la superficie de la tercera capa de pasivación 23. El al menos un electrodo trasero puede penetrar y/o penetrar parcialmente a través del apilamiento de películas de pasivación 2 para formar un contacto óhmico con la capa semiconductora 1. Por ejemplo, se puede imprimir una pasta conductora sobre la superficie trasera de la capa semiconductora 1 mediante una técnica de serigrafía, secarse a continuación para formar electrodos traseros en forma de rejilla. La pasta conductora de los electrodos traseros puede incluir una pasta conductora de plata con penetrabilidad, que puede penetrar a través de cada capa del apilamiento de películas de pasivación 2 después de ser sinterizada para conectarse eléctricamente a la capa semiconductora 1.
En algunas realizaciones, al menos un electrodo frontal puede estar dispuesto sobre la superficie frontal de la capa semiconductora 1 (no mostrada en la FIG. 1). Al menos una parte del al menos un electrodo frontal puede disponerse sobre la superficie de la capa antirreflectante 4. Similar a los electrodos traseros, el al menos un electrodo frontal puede formarse mediante la técnica de serigrafía.
Puede entenderse que la estructura del apilamiento de películas de pasivación ilustrada en la FIG. 1 se puede utilizar para preparar diferentes células solares, como una célula solar PERC, una célula solar de contacto trasero interdigitado (IBC), una célula solar de heterounión de silicio (SHJ), una célula solar de contacto trasero interdigitado y heterounión (HBC), una célula solar de contacto de pasivación de óxido de túnel (TOPCon), una célula solar de contacto de pasivación selectiva de óxido de polisilicio (POLO), etc.
En algunas realizaciones, al menos una célula solar con el apilamiento de películas de pasivación 2 puede usarse para formar un módulo fotovoltaico. El módulo fotovoltaico puede incluir, pero sin limitación, un módulo fotovoltaico en tejas, un módulo fotovoltaico bifacial, un módulo fotovoltaico de multibarras colectoras (MBB). Por ejemplo, se puede proporcionar al menos una cadena de células, que está compuesta por al menos una célula solar. La al menos una cadena puede estar conectada operativamente a través de un material de conexión conductor, como una soldadura conductora o un adhesivo conductor. La laminación para la cadena conectada se puede operar con una placa trasera y un copolímero de etileno-acetato de vinilo (EVA) de acuerdo con una secuencia determinada, y a continuación se puede instalar un marco para formar el módulo fotovoltaico. La al menos una célula solar puede usarse para convertir la energía luminosa recibida en energía eléctrica. El módulo fotovoltaico puede además enviar la energía eléctrica a una carga.
En comparación con la célula solar pasivada con una capa de pasivación convencional que incluye AhO3 , el uso de película de pasivación sin AhO3 puede mejorar efectivamente las características de pasivación trasera de la célula solar, reduce la DIP del módulo fotovoltaico y reduce los costes de fabricación.
La FIG. 2 es un diagrama de flujo que ilustra un proceso de ejemplo para fabricar una célula solar de acuerdo con una realización de la presente divulgación. Por ejemplo, se puede fabricar la célula solar con el apilamiento de películas de pasivación 2 ilustrada en la Fig. 1.
En S201, la capa semiconductora (por ejemplo, la capa semiconductora 1 ilustrada en la FIG. 1) puede estar texturizada.
Por ejemplo, la capa semiconductora 1 puede texturizarse mediante un proceso de texturizado en húmedo. En algunas realizaciones, cuando la capa semiconductora incluye un silicio monocristalino, se puede utilizar para texturizar una solución alcalina, tal como una solución de hidróxido de potasio. En algunas realizaciones, cuando la capa semiconductora incluye polisilicio, se puede utilizar para texturizar una solución ácida, tal como una solución de ácido fluorhídrico.
Después del texturizado, la superficie (por ejemplo, la superficie frontal) de la capa semiconductora puede tener una estructura texturizada. La estructura texturizada de ejemplo puede ser una estructura piramidal que tiene un efecto de captura de luz, para aumentar la absorción de la luz que incide sobre la célula solar, mejorando así la eficiencia de la célula solar.
En algunas realizaciones, la capa semiconductora puede limpiarse (por ejemplo, mediante limpieza ultrasónica) antes del texturizado, para eliminar las impurezas, tales como metales y contaminantes orgánicos en la(s) superficie(s) de la capa semiconductora.
En S202, se puede formar una capa de difusión sobre una superficie frontal de la capa semiconductora (por ejemplo, una superficie receptora de luz de la capa semiconductora 1).
Con referencia a la FIG. 3, se forma una capa de difusión 302 sobre la capa semiconductora 301. La capa semiconductora 301 puede ser similar o igual a la capa semiconductora 1 ilustrada en la FIG. 1. En algunas realizaciones, la capa de difusión 302 puede incluir, pero sin limitación, una capa de difusión dopada con fósforo, una capa de difusión dopada con boro. Por ejemplo, cuando la capa de difusión 302 es la capa de difusión dopada con fósforo, una resistencia laminar de la capa de difusión 302 varía de 140 O a 150 O.
Meramente como ilustración, la capa semiconductora 301 puede colocarse en un horno de difusión de tipo tubo, se utiliza oxicloruro de fósforo se utiliza como fuente dopante y la temperatura de difusión se establece en aproximadamente 850 °C. En las condiciones de difusión, se puede formar la capa de difusión dopada con fósforo 302 y su resistencia laminar varía de 140 O a 150 O.
En S203, se puede realizar un dopado con láser de emisor selectivo (ES) en la superficie frontal de la capa semiconductora para formar una región ligeramente dopada y una región fuertemente dopada. En algunas realizaciones, la operación 203 puede omitirse.
En S204, se puede realizar un proceso de decapado. La capa semiconductora se puede decapar con ácido fluorhídrico para eliminar el vidrio de fósforo y silicio (PSG).
En S205, se puede realizar un proceso de oxidación (por ejemplo, oxidación térmica). La oxidación térmica se puede utilizar para mejorar la pasivación de la célula solar. En algunas realizaciones, se puede depositar al menos una capa de óxido de silicio sobre la(s) superficie(s) de la capa semiconductora mediante un proceso de oxidación térmica. En algunas realizaciones, el espesor de la al menos una capa de óxido de silicio puede estar en un intervalo de 1 nm a 10 nm. Por ejemplo, un espesor preferible de la al menos una capa de óxido de silicio puede estar en el intervalo de 1 nm a 3 nm.
El proceso de pasivación debe realizarse mediante al menos uno de deposición química de vapor mejorada con plasma (PECVD), deposición de capa atómica (ALD), deposición química de vapor (CVD) y deposición física de vapor (PVD), o similares.
En algunas realizaciones, el apilamiento de películas de pasivación en la superficie trasera de la capa semiconductora puede formarse de acuerdo con las operaciones S206-S208.
En S206, se puede formar una primera capa de pasivación en la superficie trasera de la capa semiconductora. En algunas realizaciones, la primera capa de pasivación puede disponerse sobre la superficie de la capa de óxido de silicio. En algunas realizaciones, la capa de óxido de silicio puede ser parte de la primera capa de pasivación.
Con referencia a la FIG. 3, se prepara una primera capa de pasivación 303 en la superficie trasera de la capa semiconductora 301. En algunas realizaciones, la primera capa de pasivación 303 se prepara mediante PECVD de acuerdo con las primeras condiciones de preparación. Las primeras condiciones de preparación pueden incluir reactantes, al menos una relación de flujo entre los reactantes, una potencia para la preparación, una presión para la preparación y/o una temperatura de deposición para la preparación. Específicamente, los reactantes incluyen silano (SiH4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2). La relación de flujo de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:15 a 1:19, y la relación de flujo de NH3 a N2O varía de 1:3 a 1:6. La potencia varía de 8000 W a 10000 W. La presión varía de 1150 Pa a 1450 Pa. La temperatura de deposición varía de 460 °C a 540 °C.
En algunas realizaciones, en las condiciones de preparación, la primera capa de pasivación preparada 303 puede incluir una capa rica en silicio. Una concentración de átomos de silicio de la primera capa de pasivación 303 puede estar en un intervalo de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3. La primera capa de pasivación 302 puede incluir una capa de oxinitruro de silicio.
Dado que la primera capa de pasivación 21 es rica en átomos de silicio, el índice de refracción de la primera capa de pasivación 21 es relativamente alto. En algunas realizaciones, el índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,69 a 1,90. En algunas realizaciones, el índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,69 a 1,75. En algunas realizaciones, el índice de refracción puede estar en un intervalo de 1,75 a 1,90. Meramente como ilustración, la primera capa de pasivación 303 (o la primera capa de pasivación 21) puede prepararse depositando una primera película de oxinitruro de silicio, cuyo índice de refracción varía de 1,71 a 1,75.
En algunas realizaciones, la primera capa de pasivación 303 (o la primera capa de pasivación 21) no puede tener un espesor relativamente grande, de lo contrario, puede verse afectado un efecto óptico de toda la película de pasivación (por ejemplo, el apilamiento de películas de pasivación 2) de la célula solar. En algunas realizaciones, una capa de película rica en silicio y rica en hidrógeno que tenga un espesor que no exceda los 100 nm puede usarse como la primera capa de pasivación 303. En algunas realizaciones, el espesor de la primera capa de pasivación 21 está en un intervalo de 30 nm a 60 nm.
En S207, se puede formar una segunda capa de pasivación en una superficie inferior de la primera capa de pasivación.
Con referencia a la FIG. 3, se forma una segunda capa de pasivación 304 sobre la superficie de la primera capa de pasivación 303. En algunas realizaciones, la segunda capa de pasivación 304 (o la segunda capa de pasivación 22) se prepara mediante PECVD de acuerdo con las segundas condiciones de preparación. Las segundas condiciones de preparación pueden incluir segundos reactantes, al menos una segunda relación de flujo entre los segundos reactantes, una segunda potencia para la preparación, una segunda presión para la preparación y/o una segunda temperatura de deposición para la preparación. Específicamente, los reactantes pueden incluir silano (SiH4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2). La segunda relación de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:13 a 1:17, y la segunda relación de flujo de NH3 a N2O varía de 1:8 a 1:12. La segunda potencia varía de 8000 W a 10000 W. La segunda presión varía de 1050 Pa a 1350 Pa. La temperatura de la segunda deposición varía de 460 °C a 520 °C.
En algunas realizaciones, la segunda capa de pasivación preparada 304 puede incluir una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno. Por ejemplo, la segunda capa de pasivación 304 puede incluir una capa de oxinitruro de silicio, mientras que la segunda capa de pasivación 304 tiene un índice de refracción ligeramente inferior al de la primera capa de pasivación 303. En algunas realizaciones, el índice de refracción de la segunda pasivación 304 puede estar en un intervalo de 1,5 a 1,8. En algunas realizaciones, el índice de refracción de la segunda capa de pasivación 304 puede estar en un intervalo de 1,5 a 1,61. En algunas realizaciones, el índice de refracción de la segunda capa de pasivación 304 puede estar en un intervalo de 1,61 a 1,68. En algunas realizaciones, el índice de refracción de la segunda capa de pasivación 304 puede estar en un intervalo de 1,68 a 1,8. Por ejemplo, el índice de refracción de la segunda capa de pasivación 304 es 1,7.
Para garantizar la densidad y la resistencia a la corrosión de todo el apilamiento de películas de pasivación, la segunda capa de pasivación 304 puede no estar diseñada para tener un gran espesor. En algunas realizaciones, el espesor de la segunda capa de pasivación 304 varía de 60 nm a 90 nm.
En S208, se forma una tercera capa de pasivación sobre una superficie inferior de la segunda capa de pasivación. La tercera capa de pasivación se puede considerar como una capa más externa del apilamiento de películas de pasivación en la superficie trasera de la capa semiconductora.
Con referencia a la FIG. 3, se forma una tercera capa de pasivación 305 sobre una superficie de la segunda capa de pasivación 304. Por ejemplo, la tercera capa de pasivación 305 (o la tercera capa de pasivación 23) puede incluir al menos una película de nitruro de silicio. En algunas realizaciones, la tercera capa de pasivación 305 se prepara mediante PECVD de acuerdo con las terceras condiciones de preparación. Las terceras condiciones de preparación pueden incluir terceros reactantes, al menos un tercio de la relación de flujo entre los terceros reactantes, una tercera potencia para la preparación, una tercera presión para la preparación y/o una tercera temperatura de deposición para la preparación. Específicamente, los terceros reactantes incluyen silano (SiH4), amoníaco (NH3) y nitrógeno (N2). La tercera relación de flujo de SiH4 a NH3 varía de 1:5 a 1:10. La tercera potencia varía de 8000 W a 10000 W. La tercera presión va de 1450 Pa a 1850 Pa. La temperatura de la tercera deposición varía de 460 °C a 520 °C.
En algunas realizaciones, en las condiciones de preparación, la tercera capa de pasivación 305 preparada incluye una pluralidad de películas de nitruro de silicio.
La tercera capa de pasivación 305 incluye la pluralidad de películas de nitruro de silicio, y los índices de refracción de las películas de nitruro de silicio pueden ser diferentes y variar en gradiente. La película de nitruro de silicio puede tener una buena compacidad y una fuerte resistencia a la intemperie. Después de sinterizarse a alta temperatura, las películas de nitruro de silicio pueden tener una mayor compacidad y resistencia a la corrosión, que puede evitar que una pasta metálica dañe las películas de pasivación primera y segunda formadas sobre la superficie de la capa semiconductora. Asimismo, la DIP de un módulo fotovoltaico que utiliza la célula solar puede reducirse. En algunas realizaciones, la pluralidad de películas de nitruro de silicio se puede designar como una capa entera de nitruro de silicio (por ejemplo, un apilamiento de nitruro de silicio). El índice de refracción de toda la capa de nitruro de silicio está en un intervalo de 2,02 a 2,12. En algunas realizaciones, al menos una parte de la pluralidad de películas de nitruro de silicio puede tener diferentes proporciones de silicio a nitrógeno (Si:N). Por ejemplo, cuanto más lejos de la capa semiconductora está una película de nitruro de silicio, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio. Se puede lograr un mejor efecto óptico del apilamiento de películas de pasivación. En algunas realizaciones, el espesor de la tercera capa de pasivación 305 está en un intervalo de 60 nm a 100 nm.
El índice de refracción de la película de nitruro de silicio está en un intervalo de 2,02 a 2,12. El espesor de la película de nitruro de silicio está en un intervalo de 60 nm a 100 nm.
En S209, la metalización se puede realizar en una oblea de silicio después de ser procesada en las operaciones S208. En el presente documento, la oblea de silicio incluye al menos las capas de pasivación preparadas y la capa semiconductora. Durante el S209, al menos una parte de las capas de pasivación preparadas puede eliminarse para formar una región de metalización, por ejemplo, mediante una técnica de ranurado por láser. Se puede formar al menos un electrodo utilizando la técnica de serigrafía. Por ejemplo, se pueden formar electrodos frontales y traseros de la célula solar.
La FIG. 4 es un diagrama esquemático que ilustra una célula solar de ejemplo de acuerdo con una realización de la presente divulgación.
Como se muestra en la FIG. 4, la célula solar 400 puede ser una célula PERC de tipo P. La célula solar 400 incluye una capa semiconductora 401 de tipo P, una capa de difusión dopada con fósforo 402, una capa antirreflectante/de pasivación (que incluye una capa de óxido de silicio 403 y una capa de nitruro de silicio 404) sobre la superficie frontal de la capa semiconductora 401, una primera capa de pasivación 405, una segunda capa de pasivación 406, una tercera capa de pasivación 407, un electrodo de superficie frontal 408, un electrodo trasero 409 y una barra colectora 410. La primera, segunda y tercera capas de pasivación están dispuestas secuencialmente hacia afuera desde la superficie trasera de la capa semiconductora 401.
En algunas realizaciones, la primera capa de pasivación 405 incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3 La primera capa de pasivación 405 puede incluir al menos una capa de película de oxinitruro de silicio rica en silicio, una capa de película de oxicarburo de silicio rica en silicio, o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en silicio. El índice de refracción de la primera capa de pasivación 405 puede estar en un intervalo de 1,69 a 1,90, y el espesor de la primera capa de pasivación 405 está en un intervalo de 30 nm a 60 nm.
En algunas realizaciones, la segunda capa de pasivación 406 incluye una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno. La segunda capa de pasivación 406 puede incluir una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno. El índice de refracción de la segunda capa de pasivación 406 puede estar en un intervalo de 1,5 a 1,8, y el espesor de la segunda capa de pasivación 406 está en un intervalo de 60 nm a 90 nm.
En algunas realizaciones, la tercera capa de pasivación 407 incluye al menos una capa de película de nitruro de silicio con un índice de refracción de gradiente variable. El índice de refracción de la tercera capa de pasivación 407 puede estar en un intervalo de 2,02 a 2,12 y el espesor de la tercera capa de pasivación 407 está en un intervalo de 60 nm a 100 nm.
En algunas realizaciones, la presente divulgación proporciona un método para fabricar la célula solar 400. El método puede incluir: proporcionar una capa semiconductora de tipo P y tener una resistividad que varía de 0,5 Q cm a 3,5 Q cm; procesar la capa semiconductora mediante un método de química húmeda para formar la oblea de silicio con una estructura texturizada; formar una unión PN implantando dopantes (por ejemplo, dopantes de tipo N); formar una estructura de emisor selectivo (ES) procesando la unión PN y/o realizando un aislamiento de borde para la unión PN con el fin de mejorar la unión PN; formar apilamientos de películas de pasivación en las superficies delantera y trasera de la oblea de silicio (por ejemplo, las capas antirreflectantes/de pasivación 402, 403 y 404 sobre la superficie frontal, y las capas de pasivación 405, 406 y 407 sobre la superficie trasera); realizar una etapa de metalización en la oblea de silicio pasivado para formar electrodos para recoger la corriente que se va a emitir; y realizar el procesamiento posterior en la oblea de silicio, por ejemplo, recocido ligero, recocido eléctrico, etc.
Cabe señalar que la descripción anterior se proporciona meramente con fines ilustrativos y no pretende limitar el alcance de la presente divulgación. Para los expertos habituales en la materia, se pueden realizar múltiples variaciones y modificaciones según las enseñanzas de la presente divulgación. Sin embargo, esas variaciones y modificaciones no se apartan del alcance de las reivindicaciones.

Claims (6)

REIVINDICACIONES
1. Una célula solar, caracterizada por que comprende:
una capa semiconductora (1), que es un sustrato de silicio monocristalino o un sustrato de silicio policristalino; y un apilamiento de películas de pasivación (2) proporcionado sobre una superficie trasera de la capa semiconductora (1),
en donde el apilamiento de películas de pasivación (2) comprende:
una primera capa de pasivación (21) dispuesta sobre la superficie trasera de la capa semiconductora (1) y que incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3;
una segunda capa de pasivación (22) dispuesta sobre una superficie de la primera capa de pasivación (21) y que incluye una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y
una tercera capa de pasivación (23) dispuesta sobre una superficie de la segunda capa de pasivación (22) y que comprende una pluralidad de películas de nitruro de silicio,
en donde la primera capa de pasivación (21) tiene un primer índice de refracción, la segunda capa de pasivación (22) tiene un segundo índice de refracción; la pluralidad de películas de nitruro de silicio de la tercera capa de pasivación (23) tienen diferentes índices de refracción, y para la pluralidad de películas de nitruro de silicio, cuanto más lejos de la capa semiconductora (1), mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio, y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio; el primer índice de refracción de la primera capa de pasivación (21) es mayor que el segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación (22) y menor que un tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación (23); y el índice de refracción de la tercera capa de pasivación (23) está dentro de un intervalo de 2,02 a 2,12;
en donde la capa rica en silicio comprende al menos una capa de película de oxinitruro de silicio rica en silicio, una capa de película de oxicarburo de silicio rica en silicio o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en silicio;
en donde la capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno comprende una capa de película de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno o una capa de película de carburo de oxinitruro de silicio rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y
en donde la primera capa de pasivación (21) tiene un espesor que varía de 30 nm a 60 nm; la segunda capa de pasivación (22) tiene un espesor que varía de 60 nm a 90 nm; y la tercera capa de pasivación (23) tiene un espesor que varía de 60 nm a 100 nm.
2. La célula solar de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizada por que el primer índice de refracción varía de 1,69 a 1,90.
3. La célula solar de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizada por que el segundo índice de refracción varía de 1,5 a 1,8.
4. Un módulo fotovoltaico, caracterizado por que comprende al menos una célula solar, siendo cada una de las al menos una célula solar la célula solar (1) de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en donde la al menos una célula solar está configurada para convertir la energía luminosa recibida en energía eléctrica.
5. Un método para la fabricación de la célula solar de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, caracterizado por que comprende: depositar secuencialmente una primera capa de pasivación (S206), una segunda capa de pasivación (S207) y una tercera capa de pasivación (S208) sobre una superficie trasera de una capa semiconductora para formar un apilamiento de películas de pasivación, en donde:
la primera capa de pasivación incluye una capa rica en silicio con una concentración de átomos de silicio que varía de 5 x 1021/cm3 a 2,5 x 1022/cm3;
la segunda capa de pasivación incluye una capa rica en oxígeno y rica en nitrógeno; y
la tercera capa de pasivación incluye una pluralidad de películas de nitruro de silicio en donde cuanto más lejos de la capa semiconductora se encuentra una película de nitruro de silicio, mayor es la concentración de nitruro de la película de nitruro de silicio y menor es el índice de refracción de la película de nitruro de silicio,
en donde un primer índice de refracción de la primera capa de pasivación es mayor que un segundo índice de refracción de la segunda capa de pasivación y menor que un tercer índice de refracción de la tercera capa de pasivación.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado por que:
la primera capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (SiH4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:15 a 1:19, y una relación de flujo de NH3 a N2O varía de 1:3 a 1:6;
la segunda capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (SH 4), amoníaco (NH3), óxido nitroso (N2O) y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a (NH3+N2O) varía de 1:13 a 1:17, y una relación de flujo de NH3 a N2O varía de 1:8 a 1:12; y
la tercera capa de pasivación se deposita con reactantes que incluyen silano (SH 4), amoníaco (NH3), y nitrógeno (N2), en donde una relación de flujo de SiH4 a NH3 varía de 1:5 a 1:10.
ES20179977T 2020-05-29 2020-06-15 Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar Active ES2926472T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010477787.6A CN111668318B (zh) 2020-05-29 2020-05-29 一种光伏组件、太阳能电池及其制备方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2926472T3 true ES2926472T3 (es) 2022-10-26

Family

ID=71096568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES20179977T Active ES2926472T3 (es) 2020-05-29 2020-06-15 Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar

Country Status (7)

Country Link
US (3) US10991838B1 (es)
EP (2) EP4071831A1 (es)
JP (2) JP6793274B1 (es)
CN (1) CN111668318B (es)
AU (2) AU2020203989B1 (es)
ES (1) ES2926472T3 (es)
PL (1) PL3916815T3 (es)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111668318B (zh) 2020-05-29 2021-09-24 晶科绿能(上海)管理有限公司 一种光伏组件、太阳能电池及其制备方法
CN112531035B (zh) * 2020-12-03 2022-04-29 通威太阳能（成都）有限公司 太阳电池及其制备方法、太阳电池背面多层复合钝化膜
CN112652681A (zh) * 2020-12-23 2021-04-13 横店集团东磁股份有限公司 一种perc太阳能电池背钝化膜、其制备方法及perc太阳能电池
CN114759097B (zh) * 2020-12-29 2022-10-18 浙江晶科能源有限公司 太阳能电池及其制备方法、光伏组件
CN114759101B (zh) * 2020-12-29 2023-08-01 隆基绿能科技股份有限公司 一种热载流子太阳能电池及光伏组件
CN112713203A (zh) * 2021-01-19 2021-04-27 天合光能股份有限公司 一种新型太阳能电池叠层钝化结构
CN115036388B (zh) * 2021-02-23 2023-10-27 浙江晶科能源有限公司 太阳能电池及其制作方法
CN113345969B (zh) * 2021-04-28 2024-05-14 中科研和(宁波)科技有限公司 钝化接触结构及其制备方法和应用
CN115274867B (zh) * 2021-04-29 2024-01-30 浙江晶科能源有限公司 光伏电池与光伏组件
CN113257927A (zh) * 2021-05-18 2021-08-13 横店集团东磁股份有限公司 一种perc电池背钝化结构、perc电池及制备方法
CN115472701B (zh) 2021-08-20 2023-07-07 上海晶科绿能企业管理有限公司 太阳能电池及光伏组件
CN115132851B (zh) * 2021-08-26 2023-06-16 上海晶科绿能企业管理有限公司 太阳能电池及其制作方法、光伏组件
CN116845115A (zh) * 2021-09-06 2023-10-03 上海晶科绿能企业管理有限公司 太阳能电池及光伏组件
CN113782638A (zh) * 2021-09-09 2021-12-10 海宁正泰新能源科技有限公司 一种电池背钝化结构及其制作方法、太阳能电池
CN115188834B (zh) 2021-09-10 2023-09-22 上海晶科绿能企业管理有限公司 太阳能电池及其制备方法、光伏组件
CN114038921B (zh) * 2021-11-05 2024-03-29 晶科能源(海宁)有限公司 太阳能电池及光伏组件
JP2023077445A (ja) 2021-11-25 2023-06-06 株式会社デンソー 点火プラグ
CN114420788A (zh) * 2021-12-30 2022-04-29 张家港博佑光电科技有限公司 一种perc+se太阳能电池背膜优化工艺
CN114628534A (zh) * 2022-03-14 2022-06-14 天合光能股份有限公司 钝化接触的太阳能电池和太阳能电池串
CN114959880B (zh) * 2022-05-27 2024-02-13 西安奕斯伟材料科技股份有限公司 一种用于生产单晶硅棒的石英坩埚、坩埚组件及拉晶炉
WO2023235390A2 (en) * 2022-05-31 2023-12-07 Georgia Tech Research Corporation Rear junction bifacial poly-si/siox passivated contact solar cells and method of manufacturing the same
CN116314358A (zh) * 2023-03-14 2023-06-23 新疆中部合盛硅业有限公司 一种TOPCon电池及制备方法

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6316820B1 (en) * 1997-07-25 2001-11-13 Hughes Electronics Corporation Passivation layer and process for semiconductor devices
US6335561B2 (en) * 1998-01-20 2002-01-01 Rohm Co., Ltd. Semiconductor device having a passivation film
US7994600B2 (en) * 2005-12-21 2011-08-09 Texas Instruments Incorporated Antireflective coating
KR100974220B1 (ko) * 2006-12-13 2010-08-06 엘지전자 주식회사 태양전지
US10636103B2 (en) 2007-12-28 2020-04-28 Hartford Fire Insurance Company System and method for integrated advance life planning
CN103904168B (zh) * 2008-12-02 2016-06-08 三菱电机株式会社 太阳能电池单元的制造方法
KR101032624B1 (ko) * 2009-06-22 2011-05-06 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 그 제조 방법
WO2011017659A1 (en) * 2009-08-06 2011-02-10 Energy Focus, Inc. Method of passivating and reducing reflectance of a photovoltaic cell
US20110094574A1 (en) * 2009-10-27 2011-04-28 Calisolar Inc. Polarization Resistant Solar Cell Design Using SiCN
TWI458098B (zh) * 2009-12-31 2014-10-21 Au Optronics Corp 薄膜電晶體
CN101964378A (zh) 2010-04-20 2011-02-02 常州天合光能有限公司 实现太阳能电池背表面缓变叠层钝化薄膜的方法
CN102969367A (zh) * 2012-12-12 2013-03-13 泰通(泰州)工业有限公司 一种晶体硅太阳能电池p型硅背面钝化膜及其制备方法
KR101631450B1 (ko) * 2013-03-05 2016-06-17 엘지전자 주식회사 태양 전지
CN103296094A (zh) * 2013-05-22 2013-09-11 吴江市德佐日用化学品有限公司 一种多晶硅太阳电池减反射膜及其制备方法
KR20150002517A (ko) * 2013-06-26 2015-01-07 주식회사 케이씨씨 반사방지 코팅층을 가지는 투명기판 및 그 제조방법
CN204315578U (zh) * 2014-07-22 2015-05-06 广东爱康太阳能科技有限公司 一种抗电势诱导衰减的太阳能电池
EP3200237B1 (en) * 2016-01-27 2020-10-07 Lg Electronics Inc. Solar cell
CN105845747A (zh) * 2016-04-14 2016-08-10 董友强 一种太阳能电池结构
CN109119493A (zh) * 2018-07-24 2019-01-01 深圳市拉普拉斯能源技术有限公司 应用于太阳能电池的多功能薄膜材料SixCyNz及其制备方法
CN109786477A (zh) * 2019-01-24 2019-05-21 江西展宇新能源股份有限公司 一种抗pid双面perc电池多层钝化膜和双面perc电池的制备方法
CN110473921A (zh) * 2019-06-25 2019-11-19 阜宁苏民绿色能源科技有限公司 一种perc电池背钝化结构及制备方法
CN110491949A (zh) * 2019-07-02 2019-11-22 商先创国际股份有限公司 一种太阳能电池叠层钝化结构及其制备方法和电池
CN210092098U (zh) * 2019-08-19 2020-02-18 通威太阳能（成都）有限公司 一种复合介电钝化层结构太阳电池
CN110459615A (zh) * 2019-08-19 2019-11-15 通威太阳能（成都）有限公司 一种复合介电钝化层结构太阳电池及其制备工艺
CN111139448B (zh) * 2019-12-25 2022-03-29 浙江鸿禧能源股份有限公司 一种pecvd镀膜工艺
CN111029415A (zh) * 2019-12-31 2020-04-17 广东爱旭科技有限公司 改善管式perc太阳能电池边缘绕镀色差的正面复合膜
CN111081823B (zh) * 2020-01-15 2021-12-17 广东爱旭科技有限公司 一种减少绕镀和色差的perc太阳能电池制作方法
CN111668318B (zh) * 2020-05-29 2021-09-24 晶科绿能(上海)管理有限公司 一种光伏组件、太阳能电池及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
AU2020203989B1 (en) 2021-02-18
PL3916815T3 (pl) 2022-10-24
EP3916815B1 (en) 2022-08-17
EP4071831A1 (en) 2022-10-12
EP3916815A1 (en) 2021-12-01
JP2021190680A (ja) 2021-12-13
JP2021190671A (ja) 2021-12-13
CN111668318A (zh) 2020-09-15
JP6980079B2 (ja) 2021-12-15
US11742447B2 (en) 2023-08-29
AU2021201475B2 (en) 2022-08-25
US20210376176A1 (en) 2021-12-02
US10991838B1 (en) 2021-04-27
US20230335658A1 (en) 2023-10-19
AU2021201475A1 (en) 2021-03-25
JP6793274B1 (ja) 2020-12-02
CN111668318B (zh) 2021-09-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2926472T3 (es) Módulo fotovoltaico, célula solar y método para fabricar una célula solar
EP3916814B1 (en) Photovoltaic module, solar cell, and method for producing solar cell
US20230074411A1 (en) Solar cell, method for manufacturing solar cell, and solar cell module
CN109494261A (zh) 硅基太阳能电池及制备方法、光伏组件
US20100243042A1 (en) High-efficiency photovoltaic cells
US20110237016A1 (en) Method for manufacturing solar battery cell
KR101985835B1 (ko) 광기전력소자 및 제조 방법
CN209183556U (zh) 硅基太阳能电池及光伏组件
KR20210062096A (ko) 결정질 실리콘 태양 전지와 그 제조 방법, 및 태양광 조립체
CN114050105A (zh) 一种TopCon电池的制备方法
CN115176345A (zh) 一种太阳能电池叠层钝化结构及其制备方法
CN218769554U (zh) 一种太阳能电池以及光伏组件
Young et al. Self-Aligned, Selective Area Poly-Si/SiO 2 Passivated Contacts for Enhanced Photocurrent in Front/Back Solar Cells
CN218498078U (zh) 一种太阳能电池叠层钝化结构
CN218788379U (zh) 一种钝化结构、太阳能电池、电池组件、光伏系统
CN209785961U (zh) 晶体硅太阳能电池结构
Desrues et al. Double-side poly-Si/SiOx passivating contacts solar cells: Insights into the influence of crystalline silicon wafers properties