FR2781930A1 - Procede de fabrication de modules photovoltaiques et module photovoltaique - Google Patents
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Abstract
Des modules photovoltaïques à performances élevées (62) sont fabriqués avec des interconnexions améliorées (40) par un procédé particulier. Ils comportent un contact arrière en couche double (34) et un contact avant (20) comportant au moins une couche (22, 24). Le contact avant et la couche interne du contact arrière peuvent comprendre un oxyde conducteur transparent. La couche externe du contact arrière peut comprendre un métal ou un oxyde métallique. Le contact avant peut également comprendre une couche de diélectrique. Le contact arrière peut comprendre une couche interne d'oxyde de zinc et une couche externe d'aluminium, et le contact avant peut comprendre une couche interne d'oxyde de zinc et une couche externe diélectrique de dioxyde de silicium. Un ou plusieurs semiconducteurs en film mince contenant du silicium amorphe peuvent être déposés entre les contacts.
Description
I L'invention se rapporte à un procédé de fabrication de modules
photovoltaiques et à un module photovoltaïque. Plus particulièrement,
l'invention concerne des cellules solaires faites de silicium amorphe.
Les cellules solaires et autres dispositifs photovoltaïques convertissent le rayonnement solaire et autre lumière en de l'énergie électrique utilisable. La conversion en énergie se produit en raison de l'effet photovoltaïque. Le rayonnement solaire (lumière du soleil) rencontrant un dispositif photovoltaïque, et absorbé par une région active d'un matériau semi-conducteur, par exemple une couche intrinsèque de type i de silicium amorphe, engendre des paires électron-trou dans la région active. Les électrons et les trous sont séparés par un champ électrique d'une jonction dans le dispositif photovoltaïque. La séparation des électrons et des trous par la jonction résulte en la génération d'un courant électrique et d'une tension. Les électrons circulent vers la région du matériau de semi-conducteur présentant une conductivité du type n. Les trous circulent vers la région du matériau de semi-conducteur présentant une conductivité du type p. Du courant circulera à travers un circuit externe reliant la région de type n à la région de type p tant que de la lumière continuera à engendrer des paires électron-trou dans le dispositif photovoltaïque. Les dispositifs à simple jonction comprennent trois couches. Celles-ci sont des couches de type p et de type n qui sont extrinsèques ou dopées, et une couche de type i qui est intrinsèque ou non dopée (au moins ne contenant aucun dopage intentionnel). La couche de type i est beaucoup plus épaisse que les couches dopées. Ceci parce que c'est principalement la lumière absorbée dans la couche de type i qui est convertie en énergie électrique, laquelle peut être utilisée dans un circuit externe. L'épaisseur de la couche i (que l'on appelle
parfois la couche absorbante) détermine combien de lumière est absorbée.
Lorsqu'un photon de lumière est absorbé dans la couche i, il donne naissance à une unité de courant électrique (une paire électron-trou). Cependant, ce courant électrique ne se rendra nul part de lui même. D'o, les couches de type p et de type n. Ces couches, qui contiennent des ions de dopant chargés, établissent un champ électrique fort à travers la couche i. C'est ce champ électrique qui attire la charge électrique hors de la couche i et la transmet dans un circuit externe
dans lequel elle peut fournir de la puissance pour des composants électriques.
Les cellules solaires en filmins minces sont faites, de façon caractéristique, de films de semi-conducteur contenant du silicium amorphe sur un substrat. Le substrat de la cellule solaire peut être fait de verre ou bien d'un métal, tel que de l'aluminium, du niobium, du titane, du chrome, du fer, du bismuth, de l'antimoine ou de l'acier. du verre sodo-calcique est souvent utilisé en tant que substrat, car il est bon marché, durable et transparent. Si un substrat de verre est utilisé, un revêtement conducteur transparent, tel que de l'oxyde d'étain (SnO2)
peut être appliqué sur le substrat de verre avant de former les films de semi-
conducteur contenant du silicium amorphe. Un contact métallique peut être formé au dos de la cellule solaire. Les cellules solaires sont souvent placées dans des cadres métalliques afin d'obtenir des modules photovoltaïques attrayants. Au cours des années, de nombreuses cellules solaires ont été développées, lesquelles ont rencontré des degrés divers de succès. Des cellules solaires à une seule jonction sont utiles, mais ne peuvent souvent pas obtenir la
puissance et l'efficacité de conversion des cellules solaires à jonction multiple.
Habituellement, les cellules solaires à jonction multiple et les cellules solaires à jonction unique sont faites de divers matériaux qui sont capables de capter et de convertir une partie seulement du spectre solaire en électricité. On a fabriqué des cellules solaires à jonction multiple avec du silicium amorphe et ses alliages, tels que des composés silicium amorphe hydrogéné-carbone et silicium amorphe hydrogéné-germanium, présentant des couches i intrinsèques à bande interdite large et faible. Les cellules solaires en silicium amorphe présentent une tension en circuit ouvert relativement élevée et un courant faible, mais ne peuvent répondre pour capter et convertir en électricité qu'à des longueurs d'onde de lumière solaire allant de 400 à 900 nanomètres (nm) du spectre solaire. Une cellule solaire en silicium amorphe est composée d'un corps d'un matériau de silicium amorphe hydrogéné (a-Si:H), qui peut être formé dans une décharge luminescente de silane. De telles cellules peuvent être du type décrit dans le brevet des Etats-Unis N 4 064 521, intitulé "Semiconductor Device Having A Body Of Amorphous Silicon", qui a été délivré à David E. Carlson le décembre 1977. A l'intérieur du corps de la cellule se trouve un champ
électrique qui résulte des types différents de conductivité des régions de semi-
conducteur constituant le corps.
Des cellules solaires en silicium amorphe sont souvent fabriquées par la décharge luminescente de silane (SiH4). Le procédé de décharge luminescente implique la décharge d'énergie à travers un gaz à une pression relativement faible et une température relativement élevée dans une chambre partiellement évacuée. Un procédé caractéristique de fabrication d'une cellule solaire en silicium amorphe comprend le placement d'un substrat sur un élément chauffé à l'intérieur d'une chambre à vide. Une électrode de grille-écran, ou grille, est reliée à une première borne d'une alimentation, et une seconde électrode est reliée au substrat. Pendant que du silane, à basse pression, est admis dans la chambre à vide, une décharge luminescente est établie entre les deux électrodes,
et un film de silicium amorphe se dépose sur le substrat.
La technologie des cellules solaires à base de silicium amorphe hydrogéné (a Si:H) est un bon candidat pour les applications photovoltaïques de grande étendue de faible coût. La structure fondamentale du dispositif est une unique jonction p-i-n ou bien une jonction n-i-p, dans lesquelles toutes les couches sont habituellement amorphes et sont réalisées dans un procédé de
dépôt par plasma continu.
La production de courant d'un dispositif photovoltaïque est maximisée en augmentant le nombre total des photons d'énergie et de longueur d'onde différentes qui sont absorbés par le matériau semi-conducteur. Le spectre solaire couvre approximativement la région de longueur d'onde allant d'environ 300 nanomètres à environ 2 200 nanomètres, ce qui correspond à depuis environ 4,2 eV jusque environ 0,59 eV, respectivement. La partie du spectre solaire qui est absorbée par le dispositif photovoltaique est déterminée par la dimension de l'énergie de bande interdite du matériau semi-conducteur. Le silicium cristallin (c-Si) présente une énergie de bande interdite d'environ 1,1 eV. Un rayonnement solaire (lumière du soleil) présentant une énergie inférieure à l'énergie de bande interdite n'est pas absorbé par le matériau semi-conducteur et, de ce fait, ne contribue pas à la génération d'électricité, de courant, de tension et
de puissance, du dispositif photovoltaïque.
Les couches dopées dans le dispositif jouent un rôle clé dans l'établissement du champ électrique interne intense à travers la couche i, lequel est la forme prédominante pour collecter les photoporteurs générés dans la couche i. En particulier, les couches dopées dans la jonction de recombinaison d'une cellule solaire à jonction multiple doivent supporter des champs électriques importants s'étendant jusque dans les couches intrinsèques, en plus du champ élevé dans la jonction de recombinaison elle-même. La région d'interface doit favoriser une recombinaison efficace des électrons, engendrés dans la première couche i, avec les trous provenant de la seconde couche i. de même, les couches de jonction à effet tunnel doivent présenter une absorption optique minimale. Cependant, les propriétés électriques des couches dopées amorphes sont relativement médiocres lorsqu'on les compare à leurs contreparties cristallines. Par exemple, les conductivités ne sont, de façon
caractéristique, que d'environ 1 x 10-6 (rcm)-l pour une couche de type p de a-
Si:H, et d'environ 1 x 104 (ncm)- pour la couche de type n. Ceci est dû en partie aux faibles mobilités des porteurs dans le a-Si:H, et en partie aux faibles efficacités de dopage dans le matériau désordonné. En outre, les densités extrêmement élevées d'états de traîne dans des matériaux amorphes empêchent les niveaux de Fermi d'être trop proches des bords de la bande. Les énergies d'activation de conductivité caractéristiques pour des couches de type p et des couches de type n de a-Si:H sont d'environ 0,4 eV et environ 0,2 eV, respectivement, en limitant ainsi la tension en circuit ouvert des cellules solaires
en a-Si:H à environ 0,9 V, étant donné sa bande interdite d'environ 1,75 eV.
Dans des conditions de circuit ouvert, la tension de la cellule solaire à jonction multiple devrait, idéalement, être la somme des tensions élaborées à travers chaque jonction p-i-n si aucune tension n'était perdue à travers les jonctions à effet tunnel. Cependant, pour des jonctions à effet tunnel non idéales, une tension significative de polarité opposée à celle engendrée par les jonctions p-i-n dans le dispositif peut apparaître en raison de l'accumulation de photoporteurs près de la jonction tunnel, et réduire ainsi la tension en circuit ouvert. Une autre qualité importante des couches dopées utilisées dans les cellules solaires, outre des propriétés électriques correctes, est une faible absorption optique. Contrairement aux dispositifs monocristallins dans lesquels des jonctions p-n peuvent être utilisées, les photons absorbés dans les couches dopées amorphes peuvent être perdus car la longueur de diffusion des photoporteurs est extrêmement courte dans ces couches. Cette exigence est en particulier importante pour la couche de type p à travers laquelle la lumière pénètre dans le dispositif. C'est en partie pour cette raison que des couches de type p de silicium amorphe-carbone (a-SiC:H) présentant une bande interdite optique d'environ 2,0 eV ont souvent été utilisées à la place de couches de type
p de silicium amorphe (a-Si:H).
La conversion de aSi:H amorphe en silicium microcristallin (gc-Si) abaisse également l'absorption optique dans la région des courtes longueurs d'onde en raison de la règle de sélection s'appliquant à la transition optique dans les grains cristallins. Le coefficient d'absorption d'une couche de type p de gc-Si
est plus élevé que celui de la couche de type p de silicium amorphecarbone (a-
SiC:H) utilisée de façon caractéristique dans les cellules solaires. Du silicium microcristallin dopé (icSi) représente une solution en variante très attrayante pour des cellules solaires à base de a-Si:H, en raison non seulement de ses propriétés électriques et optiques beaucoup améliorées, mais également de sa comptabilité avec le procédé de dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma. Cependant, à l'exception de très peu de succès rapportés, du silicium microcristallin n'a pas, jusqu'à présent, été utilisé de façon répandue dans des cellules solaires en silicium amorphe (a-Si:H), au moins pour des applications commerciales. Les principales difficultés sont, peut-être, de réaliser des couches extrêmement minces de gtc-Si, inférieures à 10 nm (< 100 A), ce qui est nécessaire pour pouvoir réduire la perte optique, ainsi qu'un alliage avec du
carbone afin d'élever la bande passante optique.
Les propriétés en masse du silicium microcristallin (>c-Si) sont très différentes de celles de couches extrêmement minces réalisées dans les mêmes conditions microcristallines. De ce fait, les propriétés en masse du silicium microcristallin conviennent mal à l'application à des cellules solaires de pc-Si dans lesquelles seules des couches ultra minces sont utilisées. Lorsque l'on examine les dépendances vis-à-vis de l'épaisseur de la conductivité et de l'énergie d'activation pour des films réalisés dans des conditions de couches de type p microcristallines classiques, on peut observer que les propriétés du film varient de façon spectaculaire lorsque l'épaisseur microcristalline est inférieure à environ 100 nm (1 000 A). Ceci n'est pas surprenant, car on sait bien que la nucléation est critique pour former des grains cristallins sur un substrat hétérogène. De même, les propriétés de ces films réalisés dans des conditions "microcristallines" peuvent être fortement dépendantes du substrat, en particulier pour des couches ultra minces. En outre, le fait que le substrat soit conducteur ou isolant influence également de façon manifeste la nucléation initiale de lic-Si, au moins dans un plasma en courant continu. Précédemment, on a découvert que du silicium microcristallin ("c-Si) se forme beaucoup plus facilement sur des substrats d'acier inoxydable que sur une couche de silicium
amorphe (a-Si:H).
Les segments, couches ou cellules des cellules solaires à jonction
multiple sont interconnectés électriquement, par exemple par gravure au laser.
Des cellules solaires polycristallines à courant élevé engendrent des pertes de puissance plus grandes (IR) en raison de la résistance au niveau des contacts avant et arrière, par exemple des contacts en oxyde d'étain, que ne le font les cellules solaires en silicium amorphe. De telles pertes de puissance peuvent être surmontées de façon partielle en gravant au laser davantage de lignes de gravure et en divisant la cellule solaire en des segments plus petits, par exemple 60 segments d'une largeur de 1 cm. Davantage de lignes de gravure, cependant, diminuent la surface active d'utilisation de la cellule solaire qui est disponible pour capter et convertir de l'énergie solaire en électricité. En outre, des écarts, des vides et des imperfections dans la composition du matériau polycristallin peuvent affecter de façon nuisible les performances des cellules solaires polycristallines. Dans le passé, les interconnexions de certains modules photovoltaïques n'étaient pas stables en présence d'un cyclage thermique, et présentaient de façon indésirable des augmentations de la résistance série après un cyclage d'humidité et de gel. De telles caractéristiques diminuent les performances des
modules photovoltaïques.
Il est, de ce fait, souhaitable de procurer des dispositifs photovoltaïques tels des cellules solaires monolithiques améliorées comportant des films de semi-conducteur contenant du silicium amorphe présentant des interconnexions améliorées qui surmnnontent la plupart, sinon la totalité, des problèmes exposés ci-avant. Ce but de l'invention est atteint par un procédé de fabrication de modules photovoltaïques fiables à performances élevées présentant des interconnexions améliorées. De façon avantageuse, ce procédé et les modules photovoltaiïques améliorés obtenus sont économiques, ergonomiques, attrayants et efficaces. De façon souhaitable, les interconnexions de qualité élevée des modules photovoltaiques sont stables en présence d'un cyclage thermique, et leurs résistances série n'augmentent pas de façon significative après un cyclage
d'humidité et de gel.
Selon le procédé, un contact avant à une seule couche ou à deux couches est positionné sur un substrat, et au moins un semi-conducteur en film mince contenant du silicium amorphe est déposé sur le contact avant. Le substrat peut être de l'acier inoxydable ou bien un autre métal, mais comprend de préférence un substrat de verre hyalin. De façon avantageuse, un contact arrière
(postérieur) à deux couches est déposé sur le semi-conducteur en film mince.
L'une des couches de chacun des contacts peut comprendre un semiconducteur à bande interdite large, de préférence un oxyde conducteur métallique transparent, tel que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étainindium, de l'oxyde de zinc, ou du stannate de cadmium. De façon souhaitable, l'autre couche du contact arrière à double couche comprend un métal tel que de l'aluminium, de l'argent, du molybdène, du platine, de l'acier, du fer, du niobium, du titane, du chrome, du bismuth, de l'antimoine, ou bien des oxydes des précédents. Le contact avant peu également comporter une seconde couche comprenant un
diélectrique, tel que du dioxyde de silicium.
Le semi-conducteur en film mince comprend de préférence un matériau contenant du silicium amorphe, par exemple du silicium amorphe hydrogéné, un composé silicium amorphe hydrogéné-carbone, ou bien un composé silicium amorphe hydrogéné-germanium. Les modules photovoltaiques comprennent de préférence des cellules solaires monolithiques, telles que des cellules solaires à une seule jonction, des cellules solaires à jonction multiple, des cellules solaires à double jonction (en tandem) ou des cellules solaires à triple jonction. Si on le désire, une partie du module photovoltaïque peut être microcristalline ou polycristalline. Une pâte conductrice, telle qu'une pâte conductrice frittée, peut être déposée sur le substrat et être ensuite chauffée et liée au substrat afin de fournir un moyen destiné à collecter le courant et à permettre une connexion externe
pouvant être soudée.
Dans le procédé préféré, l'oxyde conducteur transparent du conducteur avant est gravé par laser suivant un motif, et les couches de semiconducteur sont déposées sur le contact avant par un dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma. Ensuite, la première couche d'oxyde conducteur transparent du contact arrière à couche double est déposée sur la couche arrière (postérieure) du semi-conducteur. De façon avantageuse, les couches de semi-conducteur et la première couche d'oxyde conducteur transparent du contact arrière à couche double sont simultanément gravées au laser suivant un motif parallèle au motif avant sur le contact avant et une tranchée est formée. Ensuite, une seconde couche métallique sur le contact arrière est déposée sur la première couche d'oxyde conducteur transparent du contact arrière. De façon souhaitable, le métal de la seconde couche remplit la tranchée et procure un raccordement mécanique et électrique excellent (interconnexion) entre le contact avant et la seconde couche métallique du contact arrière. La seconde couche métallique du contact arrière est alors gravée au laser suivant un motif parallèle au motif sur le semi- conducteur et la première couche du contact arrière afin d'isoler les segments du module photovoltaiïque et de réaliser des interconnexions séries pour les couches doubles du contact arrière. Un périmètre peut alors être gravé par laser autour du module photovoltaïque afin d'isoler complètement les segments du module photovoltaïque les uns des autres, excepté par l'intermédiaire des interconnexions. Le module photovoltaïque peut alors être cuit en générant un courant continu à travers des segments adjacents suivant une orientation de polarisation inverse afin d'éliminer les shunts et les courts-circuits
et diminuer les pertes parasites.
g Un matériau d'enrobage, tel que l'éthylène-acétate de vinyle (EVA) et/ou une matière plastique du type Tedlar peut être déposé sur la seconde couche arrière du contact arrière, et une couche de protection peut être stratifiée sur le module photovoltaïque afin d'assurer une protection renforcée vis-à-vis de l'environnement du module photovoltaïque. Dans la forme préférée, la couche de protection et le substrat sont faits de verre, l'oxyde conducteur transparent du contact avant est de l'oxyde d'étain, la première couche d'oxyde conducteur transparent du contact arrière est de l'oxyde de zinc, et la seconde couche métallique du contact arrière et l'interconnexion sont faits d'aluminium. Le semi-conducteur comprend de préférence des cellules (panneaux) à double jonction en tandem comprenant une cellule de type p- i-n ou du type n-i-p de silicium amorphe et une cellule de type
p-i-n ou du type n-i-p de silicium amorphe-germnanium.
Le procédé et les modules photovoltaïques ci-dessus ont produit des
résultats inattendus particulièrement bons.
Les cellules solaires monolithiques de l'invention sont aptes à capter un spectre plus large de lumière solaire et de convertir et maîtriser une plus grande quantité d'énergie solaire en électricité. De façon avantageuse, les cellules solaires monolithiques et le procédé destiné à leur fabrication sont efficaces, rentables, fiables et économiques. Telle qu'elle est utilisée dans cette demande, l'expression "monolithique" signifie une cellule solaire comprenant un contact avant et un contact arrière. Les segments, couches ou cellules d'une cellule solaire monolithique sont reliés électriquement et optiquement l'un à l'autre afin
de former une seule cellule solaire.
L'oxyde conducteur transparent, tel que de l'oxyde de zinc ou de l'oxyde d'étain, peut être déposé par un dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD). Les couches de silicium amorphe et de silicium amorphe monocristallin dopé et non dopé peuvent être déposées par un dépôt chimique en phase vapeur par plasma activé (EP CVD), que l'on appelle également dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma (PE CVD). Pour des cellules solaires à triple jonction, un semi- conducteur de silicium amorphe-germanium peut être déposé sur le conducteur de type n par dépôt EP CVD, et un conducteur de silicium amorphe peut être déposé par dépôt EP CVD sur le
semi-conducteur de silicium amorphe-germanium.
Les cellules solaires à jonction multiple peuvent également être fabriquées en formant un sandwich microcristallin avec un semi- conducteur (conducteur) de type n comprenant une couche de jonction tunnel microcristalline entre une cellule solaire polycristalline et une cellule solaire contenant du silicium amorphe de type n-i-p adjacente. La cellule solaire contenant du silicium amorphe comporte une couche de type p dopée de façon positive, une couche de type i intrinsèque active, et une couche de type n dopée de façcon négative. Une jonction tunnel ou bien une jonction de recombinaison relie la cellule solaire arrière polycristalline à la cellule solaire contenant du silicium amorphe. La joncion tunnel peut comprendre une couche dopée de façon négative provenant de l'une des cellules solaires, une couche dopée de façon positive provenant de l'autre cellule solaire, et au moins une couche de jonction tunnel intermédiaire positionnée entre la cellule solaire polycristalline
et la seconde cellule solaire contenant du silicium amorphe.
La couche de jonction tunnel peut être fabriquée en gravant et traitant l'une des couches dopées de la jonction tunnel afin de former une surface gravée sur celle-ci et, ensuite, par une nucléation à partir de la surface gravée afin de former et faire croître une couche de jonction tunnel microcristalline. Telle qu'utilisée dans cette demande, l'expression "nucléation" signifie la phase de croissance initiale de couches microcristallines. La gravure peut comprendre un dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma à l'aide d'un agent de gravure
(matériau de traitement), tel que l'hydrogène, du deutérium, de l'hydrogène-
deutérium (HD), de l'hélium et de l'argon. De préférence, la gravure comprend une gravure à l'hydrogène seul par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma en courant continu ou en haute fréquence, tout en empêchant un endommagement optique et électrique important des couches dopées. De façon souhaitable, pour de meilleurs résultats, le silane ou autre charge d'alimentation
est empêché de se déposer avec l'agent de gravure.
Une nucléation à partir de la surface gravée peut être prévue afin d'accélérer la croissance microcristalline. Une nucléation microcristalline peut être réalisée par un dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma à l'aide d'un dopant et d'une charge d'alimentation diluée par un diluant. Le dopant peut être: un dopant négatif comprenant un dopant de type n, tel que de la phosphine (PH3) ou d'autres composés contenant du phosphore, ou bien un dopant positif comprenant un dopant du type p, tel que du diborane (B2H6), du BF3, ou d'autres composés contenant du bore. La charge d'alimentation peut être: du silane (Sill4), du disilane (Si2H6), du tétraméthylsilane Si(CH3)4, du SiF4, du SiHF3, du SiH2ChI4, du CHN(SiH3)4-N dans lequel N est un nombre entier dans la plage de 0 à 3, une charge d'alimentation à base de carbone, ou bien une charge d'alimentation à base de germanium. La charge d'alimentation peut également présenter la formule générale SiNH2N+2-MYM dans laquelle: Si = silicium H = hydrogène ou deutérium Y = un halogène [fluor (F), chlore (Cl), brome (Br), iode (I), etc.] N = nombre entier positif > 1 M =nombre entier positif, et
2N + 2-M > 0.
Le diluant peut être de l'hydrogène (H2), du deutérium (D2), ou bien du HD. Le rapport de dilution du diluant sur la charge d'alimentation peut aller
d'environ 50: 1 à environ 200: 1.
Un dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma (PE CVD) peut se faire par: décharge luminescente en courant continu cathodique (CC), décharge luminescente en courant continu anodique, décharge luminescente à haute fréquence (HF), décharge luminescente à très haute fréquence (VHF), décharge luminescente en courant alternatif (CA), ou décharge luminescente en hyperfréquences. Un dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma de couches microcristallines peut être réalisé à une température allant de 80 à 300 C, à une pression allant de 0,5 à 5 Torr, avec un rapport de dilution du
diluant sur la charge d'alimentation (gaz de dépôt) allant de 50: 1 à 200: 1.
La jonction tunnel de la cellule solaire à jonction multiple peut comporter une surface gravée et au moins une couche de jonction tunnel microcristalline prise en sandwich entre la couche dopée d'une première cellule solaire et une couche dopée opposée de l'autre cellule solaire. La surface gravée peut être une surface gravée par plasma d'hydrogène, telle qu'une surface de silicium amorphe dopé de type n ou une surface de silicium amorphe dopé de type p. La couche de jonction tunnel microcristalline peut être une couche microcristalline de type p et/ou une couche microcristalline de type n, et la couche microcristalline peut être de silicium microcristallin-carbone, silicium microcristallin-germanium, ou silicium microcristallin. La couche microcristalline peut présenter une épaisseur de 5 à 12m (50 à 120A), de préférence de 8 à 10nm (80 à 100A). La jonction tunnel peut comprendre une couche amorphe non cristalline dopée de type n, une couche de jonction tunnel microcristalline de type n, et une couche amorphe non cristalline dopée de type p. La jonction tunnel peut également comprendre une couche de jonction tunnel mnicrocristalline de type p au lieu ou
en plus de la couche de jonction tunnel microcristalline de type n.
Une explication plhs détaillée de l'invention est fournie dans la
description qui suit et les revendications annexées, prises conjointement aux
dessins annexés.
La figure 1 est une vue en coupe d'une cellule solaire monolithique à jonction unique conforme aux principes de la présente invention, La figure 2 est une vue en coupe d'une cellule solaire monolithique à jonction entandem conforme aux principes de la présente invention, La figure 3 est une vue en coupe d'une cellule solaire monolithique à triple jonction conforme aux principes de la présente invention, et La figure 4 est un organigramme d'un traitement destiné à produire des
cellules solaires conformes aux principes de la présente invention.
Le module photovoltaïque (PV) monolithique 10 de la figure 1 procure un dispositif photovoltaïque qui comprend une cellule solaire à jonction unique 12. La cellule solaire comporte un substrat vitreux transmettant la lumière pratiquement plan ou plat 14, fait de verre opaque, de verre translucide ou de la façon la plus préférée, de verre transparent, qui définit la vitre avant du module photovoltaique. Le substrat comporte une surface externe (extérieure) 16 et une surface interne orientée vers l'intérieur 18. Le substrat comprend un verre
contenant du sodium, tel qu'un verre sodo-calcique.
Un contact avant à couche double 20 (figure 1) peut être disposé, déposé, positionné et étendu sur le substrat. Le contact avant à couche double peut comprendre une couche avant externe diélectrique 22 comprenant du dioxyde de silicium positionnée sur la surface interne du substrat et en contact avec celle-ci, et une couche amèrrire (postérieure) interne d'oxyde conducteur métallique transparent (TCO) 24, que l'on appelle également couche ou revêtement CTO, qui procure un semi-conducteur avant à bande interdite large, positionnée sur la couche diélectrique, à proximité de celle-ci et en contact avec celle-ci. La couche de diélectrique et la couche de TCO peuvent être déposées par un dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD), ou bien d'autres procédés. La couche de TCO comprend un oxyde métallique transparent, tel que de l'oxyde d'étain-indium, de l'oxyde de zinc, du stannate de cadmium, ou de préférence de l'oxyde d'étain, présentant une épaisseur
inférieure à 1 000 nmin (10 000 A).
Un semi-conducteur,en filn mince contenant du silicium amorphe 26 (figure 1) procure une cellule solaire à une seule jonction. La cellule solaire de semi-conducteur de silicium amorphe comprend un semi- conducteur en film mince de silicium amorphe de type p-i-n ou, de préférence de type n-i-p, présentant une bande interdite allant d'environ 1,4 eV à 1,75 eV, habituellement 1,6 eV. Le conducteur ou segment de silicium amorphe peut comprendre: un silicium amorphe hydrogéné, un composé silicium amorphe hydrogéné-carbone, ou bien un composé silicium amorphe hydrogéné-germanium. La couche de type p de silicium amorphe dopée de façon positive (dopée du type p) 28 du semi- conducteur de silicium amorphe est positionnée, disposée et déposée sur la couche de TCO du contact avant, la recouvre, et s'étend sur celle-ci. La couche de type p peut être dopée de façon positive avec du diborane (B2H6), du BF3 ou d'autres composés contenant du bore. Une couche intrinsèque active de type i non dopée de silicium amorphe 30 est déposée sur la couche de type p et une couche de type n de silicium amorphe dopée de façon négative (dopée de type n) 32, est positionnée entre celles-ci, et est reliée à celles-ci. La couche de type n est positionnée sur la couche de type i et peut comprendre un composé silicium amorphe-carbone ou bien un silicium amorphe dopé de façon négative
avec de la phosphine (PH3) ou quelque autre composé contenant du phosphore.
Le silicium amorphe peut être dopé en ajoutant des impuretés au silane.
Par exemple, le premier dopant peut être du diborane (B2H6), lequel est ajouté au silane afin de former une couche de silicium amorphe de type p. Après que la couche de type p a été formée à une épaisseur de l'ordre de 10 nm (100 A), de préférence moins de 15 nm (150 À), la circulation de diborane est arrêtée afin de former une région intrinsèque présentant une épaisseur de l'ordre de quelques milliers d'angstrôms, de préférence de 250 à 450 nm (2500 à 4500 A). Ensuite, un dopant de type n, tel que de la phosphine (PH3), est ajouté à la circulation de silane de manière à former une couche de silicium amorphe de type n présentant une épaisseur de quelques dizaines de nanomètres (centaines d'angstrôms) de préférence moins de 15 nm (150 ). L'interface p-i peut être un composé silicium amorphe-carbone contenant environ 5 % de carbone au niveau du bord de la couche de type p. La composition est ensuite modulée de façon linéaire jusqu'à ce qu'elle ne contienne plus de carbone au niveau du bord de la couche de type i. Cependant, il existe de nombreuses manières de réaliser une interface
p-i, qui n'impliquent pas toutes de doser du carbone ou d'en utiliser.
Un contact arrière en couche double (contact postérieur) 34 (figure 1) est déposé et positionné sur la couche de type n de silicium amorphe de la cellule solaire et est relié à celle-ci. La couche avant métallique interne 36 du contact arrière peut comprendre un oxyde conducteur métallique transparent, tel que de l'oxyde d'étain (TCO ou CTO) comprenant un semi-conducteur arrière
(postérieur) à bande interdite large, tel que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étain-
indium, du stannate de cadmium, et de préférence de l'oxyde de zinc. La couche arrière (postérieure) métallique externe 38 du contact arrière peut comprendre un métal, tel que de l'argent, du molybdène, du platine, de l'acier, du fer, du niobium, du titane, du chrome, du bismuth, de l'antimoine, ou de préférence de l'aluminium. La couche interne de TCO peut être déposée par un dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD), revêtement par pulvérisation, ou bien d'autres procédés. La couche métallique externe peut être
déposée par pulvérisation ou bien d'autres procédés.
Une interconnexion 40 (figure 1) forme une connexion mécanique solide et un contact électrique entre la couche de TCO interne d'oxyde d'étain du
contact avant et la couche externe d'aluminium du contact arrière.
L'interconnexion est de préférence en une pièce avec la couche externe du contact arrière, et comprend le même métal que celle-ci. Dans le mode de réalisation préféré, l'interconnexion est faite d'aluminium. L'interconnexion s'étend à travers une tranchée (trou) 42 dans le semiconducteur et la couche interne d'oxyde de zinc du contact arrière. La tranchée peut être formée et gravée simultanément à l'aide d'un laser à travers le semi-conducteur contenant
le silicium amorphe et la couche interne d'oxyde de zinc du contact arrière.
L'interconnexion comble de préférence la tranchée, et relie la couche de TCO interne d'oxyde de zinc du contact avant et la couche externe d'aluminium du
contact arrière.
Une couche de protection vitreuse transparente 44 (figure 1) comprenant du verre contenant du sodium, tel que du verre sodo-calcique, est placée sur le contact avant du module et du dispositif photovoltaïque, et positionnée sur celui-ci. Le module photovoltaïque peut être enrobé à l'aide d'un matériau d'enrobage (enrobant) 46, tel que de l'éthylène- acétate de vinyle (EVA), afin
d'aider à protéger le module photovoltaïque vis-à-vis de l'environnement.
D'autres produits d'enrobage peuvent être utilisés avec l'EVA ou à la place de celui-ci, par exemple une matière plastique du type Tedlar, une matière plastique du type Nuvasil, une matière plastique du type Tefzel, des revêtements durcissables par ultraviolets (UV), etc., et des combinaisons de ceux-ci. Le module photovoltaïque peut être dépourvu de cadre, ou bien peut être encadré partiellement ou en totalité, être supporté par un support métallique comprenant un élément métallique, tel qu'une structure de montage en métal, des montants métalliques, ou de préférence un cadre métallique, et être fixé à celui-ci Le module monolithique 50 de la figure 2 procure un dispositif photovoltaïque qui comprend une cellule solaire à jonctions doubles (à jonction multiple) en tandem 52. La cellule solaire à jonctions doubles de la figure 2 est d'une façon générale similaire sur le plan structurel, physique et fonctionnel à la
cellule solaire à jonction unique de la figure 1, excepté comme expliqué ci-
dessous. En vue d'une facilité de la compréhension, des composants et parties similaires des cellules solaires des figures 1 et 2 ont reçu des références numériques similaires, telles que le substrat 14, le contact avant 20 comportant
la couche de diélectrique externe 22 et la couche de TCO interne 24, le semi-
conducteur en filmn mince contenant du silicium amorphe 26 qui définit une cellule solaire ou un segment avant, le contact arrière en couche double (contact postérieur) 34 comportant une couche métallique interne de PCO 36 et une couche métallique externe 38, l'interconnexion 40, la tranchée 42, la couche de couverture 44, la couche d'EVA 46, etc. La cellule solaire arrière du type n-i-p comporte des couches de type n, de type i et de type p, qui sont agencées comme expliqué précédemment. Les couches de type n, de type i et de type p de la cellule arrière sont parfois appelées les couches nl, il, et pi, respectivement, de la cellule arrière. La cellule avant de la cellule solaire à jonction en tandem peut présenter une bande interdite de 1,4 eV à 1,75 eV, et comprendre de préférence du silicium amorphe hydrogéné présentant une bande interdite de 1,6
à 1,75. Une cellule solaire arrière (postérieure) 54 comprenant un semi-
conducteur en film mince contenant du silicium amorphe est prise en sandwich et est positionnée entre la cellule avant et le contact arrière (postérieur) et est reliée de façon fonctionnelle à ceux-ci. La cellule de silicium amorphe arrière peut être similaire à la cellule de silicium amorphe avant décrite ci-dessus. La cellule ou le segment de silicium amorphe avant présente une bande interdite d'environ 1,4 eV à 1,75 eV, habituellement de 1,6 eV, et comprend de préférence un composé silicium amorphe hydrogéné-germanium présentant une bande interdite de 1, 4 eV. La couche P2 dopée de façon positive de silicium amorphe 56 de la cellule arrière est positionnée, disposée et déposée sur la couche n1 dopée de façon négative de silicium amorphe 32 de la cellule avant, la recouvre, s'étend sur celle-ci, et y est reliée. La couche intrinsèque i2 de silicium amorphe 58 de la cellule arrière est déposée sur la couche n2 60 et la couche P2 de la cellule arrière, est prise en sandwich entre celles-ci, positionnée
entre celles-ci, et reliée à celles-ci.
Dans des cellules solaires multijonction (à jonction multiple), telles que les cellules solaires à jonction en tandem de la figure 2, les couches de type i des cellules contenant du silicium amorphe peuvent comprendre un composé
hydrogéné actif, tel que du silicium amorphe, un composé silicium amorphe-
carbone, ou bien un composé silicium amorphe-germanium. Les couches actives de type p des cellules contenant du silicium amorphe peuvent comprendre un composé hydrogéné dopé de type p, tel qu'un silicium amorphe dopé de type p, un composé silicium amorphe-carbone dopé de type p ou bien un composé silicium amorphe-germanium dopé de type p. Les couches actives de type n des cellules contenant du silicium amorphe peuvent comprendre un composé hydrogéné dopé de type n, tel qu'un silicium amorphe dopé de type n, un composé silicium amorphe-carbone dopé de type n ou un composé silicium
amorphe-germanium dopé de type n.
Un procédé préféré pour produire les cellules solaires à jonction en tandem de la figure 2 est présenté dans l'organigramme de procédé de la figure 4. La surface interne du substrat de verre (vitre avant) peut être revêtue d'une couche de diélectrique par un poste d'application de diélectrique 100. La couche de diélectrique optionnelle peut être déposée sur le substrat de verre par projection (revêtement par projection), dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD) ou d'autres procédés. Le substrat de verre peut être revêtu d'une couche interne d'oxyde conducteur métallique transparent (CTO ou TCO), de préférence de l'oxyde d'étain, au moyen d'un poste d'application de CTO sur verre 102. L'oxyde d'étain peut être déposé sur le substrat de verre par projection (revêtement par projection), ou bien par dépôt LP CVD, ou d'autres procédés. Les bords rugueux du substrat de verre revêtu sont polis suivant un arrondi lisse par un appareil de polissage de verre 104 afin de réduire l'ébrèchement et la fissuration. Le substrat de verre est ensuite lavé et nettoyé dans un dispositif de lavage de verre poli 106 afin d'éliminer les fluides de polissage, les particules, les débris et autres contaminants du substrat de verre
afin d'assurer une bonne adhérence.
Une pâte conductrice frittée d'argent comprenant de l'argent, des solvants organiques et des liants organiques est déposée sur le substrat de verre par un distributeur de frittes d'argent 108 (figure 4). Le substrat de verre est ensuite transporté ou déplacé d'une autre manière jusqu'à un four de cuisson de fritte (cuisson) 110 o le verre et la pâte conductrice frittée d'argent sont chauffés jusqu'à environ 540 C afin d'évaporer ou d'éliminer d'une autre manière les solvants organiques et de brûler, fritter ou éliminer d'une autre manière les liants organiques. La pâte conductrice frittée d'argent est ensuite cuite pour former un film dans le four 110, et est liée au substrat de verre afin de former un moyen permettant de collecter le courant et d'assurer une connexion externe pouvant
être soudée.
Un premier motif (motif de CTO) qui définit le motif de cellules du module photovoltaïque, est gravé par un laser 112 (figure 4). Pendant la gravure au laser, le laser élimine des bandes, par exemple des bandes de 0,0254 mm (0,001 pouce), d'oxyde d'étain depuis le substrat de verre revêtu d'oxyde d'étain conformément à un motif présélectionné. Les bandes peuvent s'étendre depuis environ 2,54 mm (0,1 pouce) depuis chaque bord du substrat de verre. Le substrat revêtu d'oxyde d'étain gravé au laser est ensuite lavé et nettoyé dans un dispositif de lavage de CTO 114 afin d'éliminer l'huile, les débris de gravure de
CTO, les particules, et les déchets du substrat gravé au laser.
Le substrat gravé au laser est transporté au travers d'une série de chambres de dépôt 116 (figure 4) dans lesquelles les semi-conducteurs en film mince contenant du silicium amorphe sont déposés en séquence sur le substrat de verre suivant une configuration n-i-p ou bien p-i-n, par dépôt chimique en phase vapeur par plasma activé(EP CVD). Le substrat de verre peut être chauffé jusqu'à une température telle qu'environ 200 C, avant et pendant le dépôt EP CVD. De manière à produire les cellules solaires à jonction en tandem de la figure 2, on préfère déposer en séquence des couches n-i-p ou bien p-i-n de silicium amorphe hydrogéné- germanium. Ensuite, une couche d'oxyde conducteur métallique transparent (CTO ou TCO), de préférence de l'oxyde de zinc, est déposée sur la couche arrière (postérieure) du semi-conducteur en film mince dans la partie en aval des chambres de dépôt 116, par un dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD) ou d'autres procédés. L'oxyde
de zinc forme la couche interne du contact arrière à couche double.
Les semi-conducteurs en film mince revêtus d'oxyde de zinc sont ensuite gravés par un laser de gravure de silicium amorphe 118 (figure 4) suivant un second motif de gravures d'interconnexion (second motif) parallèle au premier motif de gravures de CTO, de manière à séparer les couches en des segments et de former (percer) une tranchée (trou) à travers les semi-conducteurs contenant du silicium amorphe en film mince revêtu d'oxyde de zinc. Pendant cette étape de gravure d'interconnexion au laser, la totalité du matériau semi-conducteur et de l'oxyde de zinc dans les gravures est éliminée, sans endommager le revêtement d'oxyde de zinc sur le substrat. Un métal, de préférence de l'aluminium, est pulvérisé par un système de pulvérisation magnétique 120, ou bien est déposé d'une autre manière sur la couche d'oxyde de zinc gravée afin de définir une couche externe métallique uniforme (couche postérieure) du contact arrière à couche double. Simultanément ou concouramment à cela, un métal, de préférence de l'aluminium, est pulvérisé par le système de pulvérisation magnétique 120 ou bien par d'autres procédés afin de combler la tranchée de manière à former un raccordement série (interconnexion) qui relie mécaniquement et électriquement la couche externe d'aluminium du contact
arrière à la couche d'oxyde d'étain du contact avant.
La couche externe d'aluminium du contact arrière est gravée par un laser de gravure de métal 122 (figure 4) suivant un troisième motif parallèle aux gravures d'interconnexion (second motif) afin d'isoler les segments les uns des autres, de manière à réaliser l'interconnexion série entre les segments des modules photovoltaiques. Toutes les couches des modules photovoltaïques sont alors gravées par un laser d'isolement 124 de façon à former un périmètre d'isolement, par exemple, un périmètre de 2,54 mm (0,1 pouce), autour de la périphérie du module photovoltaïque. Le périmètre d'isolement ne contient aucun matériau électriquement conducteur, et sépare et isole ainsi les segments
les uns des autres, excepté par l'intermédiaire des interconnexions série.
Les lignes formant un shunt entre les segments des modules photovoltaïques peuvent être réduites et éliminées en engendrant ou appliquant un courant continu commandé à travers des segments adjacents des modules photovoltaïques, suivant une opération de polarisation inverse, dans un dispositif de cuisson électrique 128 (figure 4), que l'on appelle parfois lit de clous ou dispositif de suppression de shunts. Ce dispositif supprime les shunts et élimine par combustion ou élimine d'une autre manière le matériau formant des courts-circuits, de manière à réduire les pertes parasites. Les modules photovoltaiques sont ensuite mesurés dans des conditions standard dans un simulateur solaire 130. Les performances des modules photovoltaïques sont repérées ou identifiées d'une autre manière par la puissance, la tension ou le
courant, et sont séparées dans des corbeilles.
La couche de protection vitreuse, comprenant la vitre arrière, peut être chargée sur des transporteurs à un poste de chargement de modules 132 (figure 4). Un matériau d'enrobage, de préférence de l'éthylène-acétate de vinyle (EVA), est distribué à partir d'un rouleau par un poste de mise en place d'EVA 134, afim de recouvrir la couche externe d'aluminium du contact arrière ainsi que le module photovoltaïque. L'éthylène- acétate de vinyle (EVA) procure un matériau de liaison pour lier la couche de protection (vitre arrière) au module photovoltaïque. Au poste d'alignement 136, la vitre arrière (couche de protection) est alignée avec la feuille d'EVA et le module photovoltaïque. La couche de protection, I'EVA et le module photovoltaique alignés sont ensuite stratifiés et enrobés dans un dispositif de stratification sous vide 138, au cours d'un traitement d'enrobage et de stratification sous vide. L'enrobage et la vitre arrière assurent une protection vis-à-vis de l'environnement des modules photovoltaïques. Dans le poste de câblage et de finition 140 (figure 4), des conducteurs sont soudés à la fritte comprenant le film conducteur à base de métal et de fritte sur le substrat (vitre avant) par l'intermédiaire de trous prédécoupés dans la couche de protection (vitre arrière) de manière à permettre l'accès à l'énergie électrique solaire collectée par les modules photovoltaïiques. Les joints de soudure peuvent être enrobés d'époxy en vue d'une protection supplémentaire vis-à-vis de l'environnement. Les modules photovoltaiques achevés sont ensuite
testés et emballés.
Le procédé de production de cellules solaires à jonction unique du type représenté sur la figure 1 est similaire au procédé présenté et décrit en liaison avec la figure 4, excepté qu'un seul semi-conducteur en film mince est déposé de façcon séquentielle en couches n-i-p ou bien p- i-n dans la chambre de dépôt 116. Le procédé destiné à la fabrication de cellules solaires à triple jonction du type présenté sur la figure 3, peut être similaire au procédé présenté et décrit en liaison avec la figure 4, excepté que trois semi-conducteurs sont déposés en
séquence comme décrit ci-après dans la chambre de dépôt 116.
Dans certaines circonstances, il peut être souhaitable qu'une ou plusieurs des cellules soient formées dans des chambres de dépôt séparées ou autres
dispositifs, par exemple lorsque l'on utilise des cellules cristallines.
De manière à obtenir une meilleure utilisation du spectre solaire et améliorer la stabilité, deux ou plusieurs jonctions p-i-n ou n-i-p comportant des matériaux de couches i de bandes interdites différentes peuvent être élaborées
en série de façon à former une cellule solaire monolithique à jonction multiple.
L'interface entre les deux jonctions de silicium amorphe, souvent appelée jonction tunnel ou jonction de recombinaison, peut également être une jonction
tunnel microcristalline.
L'utilisation de silicium microcristallin dans les couches dopées de la jonction de recombinaison peut offrir de nombreux avantages: (1) la densité de porteurs plus élevée généralement disponible dans un silicium microcristallin par rapport à un silicium amorphe supporte plus facilement les champs électriques élevés exigés lorsque l'on utilise des couches très minces, (2) une recombinaison plus efficace se produit en raison de la bande de mobilité plus petite et de la densité de dopage accrue, de même que d'un effet tunnel accru dans les couches très minces, et (3) la perte d'absorption optique due aux couches de jonction à effet tunnel peut être réduite en raison du coefficient d'absorption plus faible du silicium microcristallin (pc-Si) dans les longueurs d'onde visibles de même qu'en raison de l'utilisation de couches plus minces. La densité de dopage élevée et le champ électrique élevé associés à l'utilisation de silicium microcristallin (uc-Si) permettent d'améliorer la tension en circuit ouvert (Vo). Une recombinaison plus efficace dans la jonction tunnel minimisera l'accumulation de charges près de cette jonction. En outre, le courant de court-circuit du dispositif en tandem peut être augmenté grâce à
l'utilisation de couches de jonction à effet tunnel microcristallines.
Le module photovoltaique monolithique 62 de la figure 3 procure un dispositif photovoltaïque qui comprend une cellule solaire à triple jonction. La cellule solaire à triple jonction de la figure 3 est d'une façon générale similaire sur le plan structurel, physique et fonctionnel, à la cellule solaire à jonction en tandem de la figure 2, excepté comme expliqué ci-dessous. En vue d'une facilité de la compréhension, des composants et parties similaires des cellules solaires des figures 2 et 3 ont reçu des références numériques identiques, telles que le substrat 14, le contact avant 20 comportant la couche de diélectrique externe 22 et la couche de TCO interne 24, une cellule solaire, un semi- conducteur ou un segment 20 avant de type n-i-p, comportant une couche nl 28, une couche il 30, et une couche pl 32, une cellule solaire ou un semi-conducteur de type n-i-p 54, qui peut définir une cellule ou un segment médian intermédiaire pour la cellule solaire à triple jonction, comportant une couche n2 60, une couche i2 58, et une couche P2 56, un contact arrière (postérieur) à couche double 34 comportant une couche interne de TCO 36 et une couche métallique externe 38, l'interconnexion , la tranchée 42, la couche de protection 44, le film d'EVA 46, etc. Dans la cellule solaire à triple jonction du module photovoltaique de la figure 3, la couche P2 de la cellule intermédiaire peut être positionnée au-dessus de la cellule solaire arrière (postérieure) 64, être déposée à proximité de celle-ci, la recouvrir, s'étendre sur celle-ci, et elle est reliée à celle-ci. Tandis que la cellule arrière de la figure 3 peut être une cellule contenant du silicium amorphe, de façon similaire à la cellule intermédiaire (médiane) ou avant, on préfère que la cellule arrière comprenne une cellule polycristalline, de la façon la plus préférée
une cellule de silicium polycristallin mince.
Dans certaines circonstances, il peut être souhaitable d'utiliser un agencement différent de la cellule solaire à triple jonction, par exemple, il peut être utile que la cellule polycristalline soit la cellule avant, ou bien que la cellule de silicium amorphe soit la cellule intermédiaire ou la cellule arrière, ou bien que la cellule de silicium amorphe-germanium soit la cellule arrière ou la cellule intermnédiaire, etc. Si on le souhaite, la cellule avant de la cellule solaire à triple jonction peut comprendre une cellule arrière ou postérieure de semi-conducteur polycristallin au cuivre et à l'indium positionnée sur le contact arrière sur le substrat et reliée à celui-ci. La cellule arrière polycristalline ou segment arrière peut comprendre un semi-conducteur polycristallin au cuivre et à l'indium présentant une bande interdite allant de 1 eV à 1,2 eV. Le semi-conducteur polycristallin au cuivre et à l'indium peut comprendre un diséléniure de cuivre et d'indium (CIS) présentant une bande interdite de 1 à 1,04 eV, ou bien un séléniure de cuivre, indium et gallium (CIGS) présentant une bande interdite de 1,2 eV. Le semi-conducteur de CIGS peut comporter de 0,1 % à 24 % en poids de gallium. D'une façon générale, plus la proportion de gallium est importante, plus la bande interdite est élevée. Il existe des situations dans lesquelles on préfère le CIGS au CIS, et vice versa. Le CIS ou bien le CIGS peut être déposé
par évaporation à une température allant depuis 400 C jusqu'à 500 C.
Un conducteur ou semi-conducteur de type n (de type négatif) 66 (figure 3) forme un connecteur à dopage de type n (à dopage négatif) ainsi qu'une jonction tunnel qui est prise en sandwich et est positionnée entre la cellule arrière polycristalline et la cellule médiane intermédiaire de silicium amorphe, et est reliée fonctionnellement à celles-ci. Le conducteur de type n peut comprendre une couche de type n de silicium amorphe à dopage négatif (à dopage de type n) ou bien du sulfure de cadmium. Le sulfure de cadmium (CdS), lorsqu'il est utilisé en tant que conducteur de type n, peut être déposé par pulvérisation, évaporation, ou croissance en solution. De préférence, le conducteur de type n comprend du silicium amorphe microcristallin à dopage n
(dopé de façon négative), défminissant une couche n microcristalline (couche an).
La couche de type [n peut présenter une épaisseur d'environ 5 à 12 nm (50 A à À), de préférence 8 à 10 mn (80 A à 100 A). Le conducteur de type n dopé de façon négative comprenant du silicium amorphe dopé de façon négative microcristallin (dopé de type n), peut être déposé par dépôt chimique en phase activé par plasma (EP CVD). Le conducteur de type n sert à coupler, fixer et
connecter la cellule arrière aux cellules avant ou milieu (segments).
Les cellules solaires à triple jonction de la figure 3 présentent de nombreux avantages. Le premier est l'absorption de la lumière. Les alliages amorphes différents absorbent des parties différentes du spectre solaire. Le silicium amorphe-carbone (a-SiC) absorbe la lumièreultraviolette (UV) de façon efficace, tout en laissant passer la plupart de la lumière visible et la totalité de la lumière infrarouge. Le silicium amorphe (a-Si) absorbe la lumière UV (mais pas de façon aussi efficace que le a-SiC), absorbe la lumière visible de façon efficace, mais n'absorbe pas beaucoup la lumière infrarouge (IR). Le silicium amorphe-germanium (a-SiGe) absorbe la lumière IR de façon efficace et la lumière UV et la lumière visible de façon généralement inefficace. Le silicium polycristallin peut absorber la lumière restante dans la plage allant de 900 à 1400 nm. Un autre avantage des cellules solaires à triple jonction et autres cellules solaires à jonction multiple est que chaque couche (jonction) peut comporter une couche d'absorption différente, de sorte que pratiquement toutes les longueurs d'onde de la lumière peuvent être absorbées de façon efficace. Un avantage supplémentaire des cellules solaires à jonction multiple est que, comme les couches d'absorption sont adaptées au spectre solaire et absorbent la lumière de façon efficace, elles peuvent être plus minces. Des couches plus
minces sont plus stables vis-à-vis de l'effet Staebler-Wronski.
En fonctionnement, la lumière du soleil ou bien de la lumière provenant d'autres sources, entre par le sommet de la cellule solaire monolithique à triple jonction, et passe au travers de l'oxyde conducteur transparent comprenant le contact avant. La lumière passe ensuite à travers la cellule avant de silicium amorphe. Une grande partie, sinon la plupart, de la lumière dans la largeur de bande de 400 à 900 nanomètres (nm) est captée, absorbée et convertie en électricité par la cellule avant de silicium amorphe. La lumière passe ensuite au travers de la cellule médiane de silicium amorphe-germanium. La plupart, sinon la totalité de la lumière restante dans la largeur de bande de 400 à 900 nm est captée, absorbée et convertie en électricité par la cellule médiane de silicium amorphe-germanium. La lumière restante passe alors à travers la cellule arrière (postérieure) polycristalline dans laquelle une grande partie, sinon la plus grande partie de la lumière dans la largeur de bande au-dessus de 900 nm et,
principalement, 900 à 1400 nm, est captée, absorbée et convertie en électricité.
Toute lumière restante sera réfléchie de nouveau vers la cellule arrière (postérieure) en vue d'une conversion supplémentaire, par l'aluminium brillant et réfléchissant du contact arrière bimétallique. La combinaison et l'interaction des cellules contenant du silicium amorphe et de la cellule polycristalline permnnettent d'obtenir une conversion globale plus élevée de l'énergie solaire et de la lumière en électricité. Comme la cellule arrière polycristalline est interconnectée à la cellule avant de silicium amorphe, la cellule arrière polycristalline peut comporter certaines impuretés, certains vides ou écarts sans nuire de façon importante aux performances globales de la cellule solaire
monolithique à jonction multiple.
La bande interdite et les caractéristiques de la cellule arrière polycristalline peuvent varier, être adaptées de façon fine, et commandées en modifiant la proportion de silicium ou de gallium dans la cellule arrière polycristalline. Une cellule arrière de CIS peut présenter une bande interdite de 1 à 1,04 eV. Une cellule arrière de CIGS comportant de 20 à 24 % en poids de gallium, peut présenter une bande interdite allant jusqu'à 1,2 eV. La diminution de la proportion de gallium dans la cellule arrière de CIGS peut modifier et commander la bande interdite de la cellule arrière jusqu'à tout niveau désiré
quelconque entre 1 et 1,2 eV.
La bande interdite et les caractéristiques de la cellule avant en film mince et de la cellule médiane en film mince peuvent varier, être adaptées de façon fine et commandées en modifiant la composition ou l'épaisseur du silicium amorphe et en utilisant des alliages différents, afin d'obtenir les niveaux désirés
entre 1,4 et 1,75 eV.
Il est de ce fait évident que la bande passante optique et les caractéristiques électriques résultantes de la cellule solaire monolithique à jonction multiple peuvent être amenées à varier, être adaptées de façon fine et commandées, de la façon qui précède, afin d'obtenir les propriétés électriques souhaitées. Les cellules de semiconducteur en film mince contenant du silicium amorphe sont déposées par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma
(EP CVD), par exemple à une température d'environ 180 C à environ 200 C.
Les couches ni et n2 des cellules contenant du silicium amorphe peuvent être formées par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma avec un dopant de type n, tel que de la phosphine (PH3) ou d'autres composés contenant du phosphore. Les couches pl et P2 des cellules contenant du silicium amorphe peuvent être formées par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma avec un dopant de type p, tel que du diborane (B2H6), du BF3, ou autres composés contenant du bore. Le dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma peut comprendre une décharge luminescente en courant continu ou en haute fréquence dans les conditions suivantes: une température du substrat allant depuis environ 80 C jusqu'à environ 300 C, une pression allant depuis environ 0, 5 jusqu'à environ 5 Torr, et une densité de puissance allant depuis
environ 50 jusqu'à environ 230 mW/cm2.
La couche supérieure de la cellule arrière polycristalline peut être traitée par une gravure au plasma d'hydrogène, de préférence sans silane, pendant une période d'environ 150 à environ 750 secondes, sans endommager les propriétés optiques et électriques de la cellule polycristalline. De ce fait, la couche traitée à l'hydrogène de la cellule polycristalline peut être nucléée avec un plasma d'hydrogène dopé de façon négative et une charge d'alimentation contenant du silicium de façon à former une couche de jonction tunnel microcristalline ou de recombinaison microcristalline dopée de façon négative (in) présentant une épaisseur d'environ 50 A à environ 120 A de préférence environ 80 A à environ too A. La couche de jonction tunnel microcristalline peut également comprendre une couche de jonction tunnel microcristalline composite ou bien une couche de jonction de recombinaison microcristalline composite. La couche de jonction tunnel mnicrocristalline composite peut comprendre une couche de jonction tunnel microcristalline à dopage négatif (de type En) et une couche de jonction tunnel microcristalline dopée de façon positive (de type lip). La couche de type gn de jonction tunnel microcristalline dopée de façon négative peut être disposée entre la couche de, type n de la cellule contenant du silicium amorphe et la couche de type gp de jonction tunnel microcristalline dopée de façon positive. La couche de type.tp de jonction tunnel microcristalline dopée de façcon positive peut être disposée entre la couche de type gn et la couche de type p de la cellule polycristalline. La jonction tunnel peut être dopée avec de la phosphine, par exemple suivant le rapport suivant: hydrogène 10000: silane : phosphine 2. La couche de jonction tunnel microcristalline peut également comprendre une couche de type lip de jonction tunnel microcristalline comprenant du silicium microcristallin dopé du type p. La couche de type p peut comprendre du silicium amorphe dopé de type p. La surface de la couche de type i de silicium amorphe peut être gravée pendant une durée d'environ 300 à environ 500 secondes avec un agent de gravure au plasma d'hydrogène. La couche dopée de type n peut être nucléée afin de former une couche de silicium microcristallin de type n présentant une épaisseur d'environ 8 nm (80 A) à environ 10 nm (100 A). Une couche de type Rp de jonction tunnel microcristalline peut être formée en soumettant la couche de type in de jonction tunnel microcristalline à un plasma d'hydrogène dopé de façon positive et à une charge d'alimentation contenant du silicium de façon à former la couche de type ltp de jonction tunnel microcristalline sur la couche de type lin de jonction tunnel microcristalline. La gravure au plasma d'hydrogène procure une durée de nucléation relativement rapide et un temps d'induction accéléré pour la croissance microcristalline. Un traitement de surface par gravure au plasma, tel qu'un dépôt sous plasma dhydrogène, procure des surfaces gravées de façon uniforme et lisses sans endommager les propriétés optiques et électriques ou bien nuire à l'aspect du dispositif photovoltaïque. On estime que la gravure au plasma ne cristallise pas la surface, mais sert de catalyseur et de promoteur pour favoriser la nucléation et la croissance microcristallines. Au moins l'une des couches dopées des cellules solaires contenant du silicium amorphe peuvent également comprendre une couche dopée microcristalline qui est positionnée à proximité de la surface gravée de la couche de type i et vient en contact avec celle- ci. De façon souhaitable, la couche dopée microcristalline présente une épaisseur d'environ 5 nm (50 ) à environ 12 nm (120 A). La couche dopée microcristalline, la couche de jonction tunnel microcristalline ou bien la couche de jonction de recombinaison microcristalline doit être mince, de préférence de 5 nm à 12 nm (50 à 120 A) et de façon la plus préférée de 8 nm à 10 nm (80 À à 100 À) afin de: (1) établir un champ électrique à l'intérieur de la couche intrinsèque de type i, (2) augmenter la réflexion de la lumière vers la couche de type i, et (3) minimiser l'absorption. De préférence, la surface gravée de la couche de type i de la cellule solaire comprend une surface gravée à l'hydrogène sans silane afin de favoriser la nucléation de la couche dopée microcristalline déposée ultérieurement. Le silicium microcristallin (lic-Si), après la gravure, permet d'améliorer l'efficacité de conversion de la cellule solaire de silicium amorphe en tandem (a-Si:H) de
plus de 10%.
Le tableau 1 ci-dessous résume les conditions et la durée caractéristiques pour que le traitement au plasma de H2 favorise une nucléation rapide d'une couche de gc-Si. On devra noter qu'une durée minimum de traitement au plasma de H2 (gravure à l'hydrogène) est souhaitable de manière à permettre une nucléation immédiate de la couche de gc-Si déposée ultérieurement. La durée minimum de la gravure à l'hydrogène (plasma de H2) est d'environ 150
secondes, en fonction de l'état du plasma.
Tableau 1: Conditions caractéristiques pour un traitement au plasma de H2 Température Pression Débit de H2 Densité de Durée puissance ( C) (torr) (Nem3/min) (mW/cm2) (s)
à 300 0,5 à 5 100 à 200 50 à 230 150 à 750
Tableau 2: Conditions caractéristiques pour un dépôt de couche de pc-Si Température Pression Densité de Rapport puissance H2/SiH4 ( C) (torr) (mW/cm2)
à 300 0,5 à 5 50 à 230 50 à 200:1
Les cellules solaires en tandem et autres cellules solaires à jonction multiple sont de façon intrinsèque plus stables que les dispositifs photovoltaïques à jonction unique présentant les mêmes capacités d'absorption de la lumière. Des cellules solaires à jonction multiple peuvent comporter des couches de silicium amorphe hydrogéné séparées par une jonction tunnel, et agencées suivant une configuration empilée. L'épaisseur des couches peut être ajustée afin de maximiser l'efficacité et d'égaliser le courant engendré dans chaque couche. Les cellules solaires à jonction multiple peuvent présenter la bande interdite des couches de silicium amorphe qui varie, en ajustant la
concentration en hydrogène dans les couches de silicium amorphe.
La mesure la plus significative d'une cellule solaire est son efficacité de conversion. L'efficacité de conversion est le pourcentage de l'énergie de la lumière incidente sur la cellule convertie en énergie électrique, qui peut être
utilisée par une charge externe, par exemple une lampe.
L'énergie de la lumière du soleil (rencontrant une surface plate à midi à l'heure solaire) est d'environ 100 mW/cm2. En vue d'une commodité, les simulateurs solaires sont étalonnés de façon que l'énergie qu'ils peuvent rayonner soit aussi proche que possible de 100 mW/cm2. De ce fait, la procédure consiste à mesurer combien d'énergie est produite par la cellule
lorsqu'elle est éclairée.
La sortie d'une cellule solaire peut être déterminée par: Vo = tension en circuit ouvert, Pmax = puissance maximum de la cellule solaire et J<, = courant en court-circuit. L'efficacité de la cellule est déterminée par la quantité maximum de puissance qu'elle peut produire, laquelle est la puissance au point de puissance maximum. Tandis que l'efficacité de conversion peut être défminie comme étant le rapport de l'énergie produite sur l'énergie incidente, elle peut également être définie en termes de puissance. L'efficacité de conversion d'une cellule solaire peut être déterminée comme suit: Efficacité (%/0) = (Pmax/Pincidente) x 100 = (Pmax/100) x 100 = Pmax Efficacité = Pmax = Vmax X Jmax = Vco x Jc x FF Vóo = tension en circuit ouvert, c'est-à-dire la tension élaborée par la cellule dans une situation dans laquelle aucun courant n'est prélevé (la cellule est en circuit ouvert). Si l'on mesure la tension aux bornes de la batterie d'une voiture à l'aide d'un voltmètre, on mesure la tension en circuit ouvert (un peu
au-dessus de 12 V).
Jcc = courant en court-circuit, c'est-à-dire le courant passant dans la cellule si elle est en court-circuit. Si on laisse tomber une clé entre les bornes d'une batterie de voiture, on fera passer un courant de courtcircuit (de plusieurs centaines d'ampères) à travers la clé. Les courants de court-circuit sur des
cellules solaires sont beaucoup plus faibles et ne sont pas aussi dangereux.
FF = Facteur de remplissage = rapport de Pm,, sur VCO x Jcc L'efficacité est donnée en réalité par: Efficacité = (Pma,,/Picidente) x 100. Cependant, dans la pratique, Pincidente (puissance de la lumière incidente sur la cellule) est établie à 100, de sorte que l'efficacité = Pm,. Le facteur de remplissage (FF) est un nombre utilisé pour exprimer l'efficacité en fonction d'une tension en circuit ouvert (Vco) et d'un
courant en court-circuit (J<).
Charges d'alimentation en variante Tandis que le silane et l'hydrogène sont les charges d'alimentation préférées pour des cellules au silicium amorphe, il existe de nombreuses charges d'alimentation en variante pour le dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma non dopé (CVD) avec décharge luminescente d'alliages de a-Si:H et de a-SiC:H. L'hydrogène de dilution (H2) peut être remplacé par du deutérium (D), le gaz de dilution étant du HD ou du D2. Les charges d'alimentation en variante pour le silane (SiH4), en plus du SiH4 ou au lieu du SiH4, peuvent être exprimées par la formule générale suivante: SiNH2N+2.MYM, dans laquelle Si est du silicium, H est l'hydrogène ou du deutérium, Y est un halogène, par exemple du fluor (F), du chlore (Cl), etc., N et M sont des nombres entiers positifs à la
condition que N > 1 et que 2N + 2 - M > 0. Les exemples de l'expression ci-
dessus comprennent du silane (SiH4), N = 1, M = 0, du disilane (Si2H6), N = 2, M = 0, du SiF4 (N = 1, M =4, Y = fluor), du SiHF3 (N = 1, M = 3, Y = fluor), du Si2H2C4 (N = 2, M = 4, Y = chlore), du tétraméthylsilane, etc. Lorsque les charges d'alimentation de Si en variante sont utilisées, les conditions de dépôt optimales ou préférées
peuvent devoir être ajustées.
Pour un dépôt de silicium amorphe hydrogéné-carbone (a- SiC:H), les charges d'alimentation en carbone en variante sont nombreuses, en réalité. D'une façon générale, la plupart des hydrocarbures ou bien des composés de carbone et hydrogène ou bien composés de carbone et halogène caractéristiques peuvent être utilisés, par exemple CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CF4, C3H8, CDCl3. D'autres charges d'alimentation en carbone peuvent être utilisées, lesquelles contiennent des liaisons carbone-silicium incorporées, qui peuvent être exprimées par la formule: CHN(SiH3)4_N, dans laquelle N est un nombre entier dans la plage de 0 à 4, par exemple CH3SiH3 (méthylsilane ou silylméthane), CH3(SiH)3(trisilyméthane). Le H dans le second composé (SiH3) de la formule ci-dessus peut être remplacé par un halogène, par exemple CH(SiF3)3. Lorsqu'une charge d'alimentation en carbone en variante est utilisée en plus ou à la place de méthane (CH4), les paramètres de dépôt tels que le rapport de dilution de H2 et la densité de puissance peuvent être ajustés en conséquence. Dans le procédé, des conditions de dépôt de pression élevée, de basse température et de concentrations en diluant élevées sont utilisées afin d'obtenir des cellules solaires stables, présentant des tensions en circuit ouvert
élevées (VO) et des facteurs de remplissage élevés (FF).
L'absence de proportion significative de radicaux carbone dans le silicium amorphe-carbone permet de favoriser la formation de silicium microcristallin, comme le peut une dilution de H2 très élevée. Le procédé de dépôt peut être appliqué à un dépôt de a-Si:H ou d'autres matériaux, en utilisant un dépôt CVD activé par plasma. Ce procédé couvre le dépôt CVD sous plasma direct et distant de tout matériau quelconque dans des conditions similaires à celles décrites ci-dessus. Des paramètres de dépôt tels que la densité de puissance ou la polarisation électrique peuvent être amenées à varier, si on le souhaite. Une dilution de l'hydrogène accrue permet d'améliorer le matériau de a- SiC:H à bande large. La gravure au plasma d'hydrogène permet d'obtenir une bonne couverture de surface par l'hydrogène pendant la croissance, de façon à obtenir une mobilité de surface plus élevée des précurseurs de croissance et une meilleure opportunité de compensation par l'hydrogène des défauts dans les jonctions tunnel microcristallines. La gravure au plasma d'hydrogène permet également une croissance plus uniforme et moins de bombardements ioniques
au niveau de la surface de croissance.
Tableau 3: Conditions de dépôt à haute fréquence Paramètre de Plage large Plage Plage préférée dépôt intermédiaire Densité de 5 à 1000 20 à 150 40 à 80 puissance HF (mW/cm2) Température du 20 à 250 80 à 180 120 à 150 substrat ( C) Pression de dépôt 0,2 à 50 0,5 à 20 - 6 à 12 (Torr) Rapport de 5, à 1000 20 à 400 40 à 200 dilution de H2(hydrogène) Débit total de gaz 10 à 10000 50 à 4000 1000 à 2500 (Nem3/min) Vitesse de dépôt 0,01 à 2 0,03 à 0,4 0,05 à 0,25 (nm/s) [A/s] [0,1 à 20] [0,3 à 4] [0,5 à 2,5] Fréquence 0,1 à 10000 2 à 500 10 à 100 d'alimentation en courant alternatif (MHz) Espacement 0,2 à 10 0,5 à 4 1,2 à 2,5 d'électrodes (cm)
Exemples 1 à 6
Six modules photovoltaïques (PV) de 0,37 m2 (4 pieds2) de cellules solaires à jonction en tandem (double) ont été préparés, construits et agencés comme décrit ci-dessus en liaison avec la figure 2, excepté que la couche interne d'oxyde de zinc du contact arrière a été déposée après la gravure des interconnexions, c'est-à-dire que les couches de semiconducteur contenant du
silicium amorphe ont été gravées par un laser avant le dépôt d'oxyde de zinc.
Une tranchée a été découpée à travers les couches de semi-conducteur contenant du silicium amorphe à l'aide du laser. La couche d'oxyde de zinc a ensuite été déposée par un dépôt chimique en phase vapeur sous pression réduite (LP CVD). De l'aluminium a été déposé suivant une épaisseur de 200 nm (2000 A) sur la couche d'oxyde de zinc par pulvérisation, afin de former la couche arrière externe du contact arrière. Les tranchées ont été comblées d'aluminium afin de former des interconnexions d'aluminium. Le module 4 comportait une couche
externe d'argent (Ag) et une interconnexion de cuivre au lieu d'aluminium.
Les modules 3 à 5 ont été enrobés d'éthylène-acétate de vinyle (EVA) comme décrit en liaison avec le procédé de la figure 4. Le module 6 a été enrobé à l'aide d'un revêtement durcissable aux ultraviolets (UV). Les modules 1 et 2 ont été enrobés avec un agent d'enrobage comprenant: un revêtement durcissable aux UV, une matière plastique du type Nuvasil, et un film de
matière plastique du type Tefzel.
Les modules ont été mesurés avant d'être soumis à 14 cycles de gel et d'humidité, et après y avoir été soumis, en ce qui concerne: la tension en circuit ouvert (Vco), le courant en court-circuit (Icc), l'efficacité (Eff), et la résistance série (Rs). Les résultats des tests sont indiqués ci-dessous dans le tableau 4. Les tests de gel et d'humidité ont indiqué une dégradation et une instabilité importantes des interconnexions, et une augmentation significative de la résistance série et une diminution d'efficacité des modules photovoltaïques dans lesquels une gravure des interconnexions avait été exécutée avant le dépôt d'oxyde de zinc. L'oxyde de zinc s'est révélé dégrader les interconnexions et les
affecter de façon nuisible.
Tableau 4: Dépôt d'oxyde de zinc après la gravure d'interconnexion Module Avant gel et humidité Après gel et humidité Vco Isc Eff Rs Vco Isc Eff Rs
1 24,16 478,2 7,79 9,51 24,0 472,2 6,91 13,43
2 23,92 485,5 8,1 8,81 24,2 487,2 7,58 12,03
3 24,04 485,1 7,85 10,27 24,1 479,9 6,04 26,17
4 24,24 484,7 7,86 8,86 24,5 485,5 8,04 9,23
_ _ __ _ _ _ _ 3 _ _
24,10 481,3 7,50 11,60 24,0 477,8 5,8 30,10
6 23,92 482,0 6,44 18,61 23,3 471,9 4,04 63,66
Exemples 7 à 18 Six modules photovoltaïques (PV) de 0,37 m2 (4 pieds2), à savoir les modules 7 à 12 comprenant des cellules solaires monolithiques à jonction en tandem (double) ont été préparés, construits et agencés de la manière décrite précédemment en liaison avec la figure 2 et les exemples 1 à 6, à l'exception que la couche interne d'oxyde de zinc du contact arrière a été déposée par dépôt LP CVD avant la gravure des interconnexions, de sorte que les couches de semi-conducteur contenant du silicium amorphe et l'oxyde de zinc ont été gravés simultanément par un laser, et qu'une tranchée a été découpée à travers les couches de semi-conducteur contenant du silicium amorphe et l'oxyde de zinc à l'aide du laser avant qu'une couche arrière externe d'aluminium, d'une épaisseur de 200 nm (2000 ), du contact arrière ne soit déposée sur l'oxyde de zinc. Les tranchées ont été comblées d'aluminium afin de défminir des
interconnexions d'aluminium.
Six modules photovoltaïques de 0,37 m2 (4 pieds2), à savoir, les modules 13 à 18, comprenant des cellules solaires en silicium amorphe monolithiques à une seule jonction ont également été préparés, construits et agencés comme décrit en liaison avec la figure 1, de sorte que la couche interne d'oxyde de zinc du contact arrière a été déposée par dépôt LP CVD avant la gravure des interconnexions, de sorte que les couches de semi-conducteur contenant du silicium amorphe et l'oxyde de zinc ont été gravés simultanément par un laser et qu'une tranchée a été découpée à travers les couches de semi-conducteur contenant du silicium amorphe et l'oxyde de zinc à l'aide du laser avant que la couche arrière externe d'aluminium d'une épaisseur de 200 nm (2000 A) du contact arrière ne soit déposée sur l'oxyde de zinc. Les tranchées ont été
remplies d'aluminium afin de définir des interconnexions d'aluminium.
Les modules 11, 12, 15 et 16 ont été enrobés d'éthylène-acétate de vinyle (EVA) comme décrit en liaison avec le procédé de la figure 4. Les modules 7, 8, 13 et 14 ont été enrobés d'un revêtement durcissable aux ultraviolets (UV). Les modules 9, 10, 15 et 16 ont été enrobés avec un agent d'enrobage comprenant: un revêtement durcissable aux UV, une matière plastique de type Nuvasil, et un
film de matière plastique du type Tefzel.
* Les modules ont été mesurés avant et après 10 cycles de gel et d'humidité
en ce qui concerne: la tension en circuit ouvert (Vco), le courant de court-
circuit (Icc), l'efficacité (Eff), et la résistance série (Rs). Les résultats des tests sont indiqués ci-dessous dans le tableau 5. Les tests de gel et d'humidité ont indiqué de façon inattendue et surprenante une stabilité de l'interconnexion sans dégradation nuisible significative, de même que des modifications minimales de l'efficacité et des augmentations très faibles de la résistance série des modules photovoltaïques. Un contact mécanique et électrique correct a été établi par les interconnexions entre les contacts avant et arrière (postérieur). La couche
d'oxyde de zinc du contact arrière a amélioré la réflexion des cellules solaires.
Le procédé a pratiquement résolu le problème de dégradation des interconnexions en éliminant l'oxyde de zinc de la région d'interconnexions. Le métal arrière d'aluminium est un excellent matériau pour adhérer au contact avant dans la région d'interconnexions, et conduit également mieux l'électricité que l'oxyde de zinc. Les interconnexions d'aluminium ont établi une liaison directe solide avec le contact avant depuis la couche arrière (postérieure) du contact arrière, sans compromettre les performances initiales et la stabilité à
longs termes élevées des modules photovoltaïques.
Tableau 5: Dépôt d'oxyde de zinc avant la gravure des interconnexions Module Avant gel et humidité Après gel et humidité Vco Isc Eff Rs Vco Isc Eff Rs
7 20,30 419,8 5,75 9,67 20,3 414,9 5,66 9,86
8 25,25 499,4 8,60 8,70 25,2 499,7 8,66 8,75
__1.1_9
9 20,17 500,0 8,02 8,88 25,1 586,1 8,83 8,85
25,27 503,2 9,24 7,50 25,4 501,7 9,19 7,68
il 20,68 423,4 5,76 10,4 20,6 425,1 5,79 10,34
9 8
12 25,05 501,0 8,77 8,66 24,9 501,3 8,84 8,45
13 22,76 369,8 5,5 13,4 23,1 367,9 5,0 21,06
8 3
14 22,86 373,5 5,56 12,5 23,3 368,6 5,31 17,69
9 6
23,09 378,4 5,24 16,6 23,1 374,2 4,78 22,48
8 6
16 23,16 369,5 5,43 14,7 23,3 366,5 4,96 22,25
7 4
17 22,85 370,4 5,15 16,5 23,0 367,7 4,55 28,46
8_22,9 368,9 5 6
18 22,94 368,9 5,31 14,6 23,4 374,0 5,47 16,07
1 5
Parmi les nombreux avantages des procédés et des modules photovoltaïques de la présente invention, on peut citer:
1. Des modules photovoltaïques excellents.
2. Des possibilités électriques, des capacités et des puissances excellentes.
3. Des performances élevées.
4. Une stabilité à long terme.
5. Une meilleure résistance à une dégradation provenant d'un cyclage thermique.
6. Des interconnexions d'une intégrité élevée.
7. Des interconnexions mécaniques solides et électriques supérieures
entre les contacts avant et arrière.
8. Une excellente aptitude à capter et convertir un spectre plus large de
lumière solaire en électricité.
9. Une souplesse remarquable permettant d'adapter et de commander
finement les propriétés électriques de la cellule solaire.
10. Une puissance et une densité de courant en court-circuit plus grandes.
1. Une efficacité de conversion à long terme et une tension en circuit
ouvert plus élevées.
12. Une meilleure conductivité.
13. Une énergie d'activation plus basse.
14. Une valeur plus proche des bandes de valence et d'énergie.
15. Des propriétés de contact ohmique et de trous renforcées.
16. Une plus grande efficacité pour établir des champs électriques.
17. Un bon facteur de remplissage.
18. Un ensemble économique.
Bien que des modes de réalisation de cette invention aient été indiqués etdécrits, on comprendra que diverses modifications et remplacements, de même que des réagencements des pièces, composants et des étapes du procédé, peuvent être réalisés sans s'écarter de l'esprit novateur et de la portée de cette invention.
Claims (12)
1. Procédé de fabrication de modules photovoltaïques (10; 50; 62), comprenant le positionnement d'un contact avant (20) sur un substrat (14), le dépôt d'au moins un semi-conducteur en film mince contenant du silicium amorphe (26, 54) sur le contact avant (20), et le positionnement d'un contact arrière (34) sur le semi-conducteur en film mince contenant du silicium amorphe (26, 54), caractérisé en ce que: le contact arrière comprend un contact à couche double (34) comportant une couche interne (36) et une couche externe (38), la couche interne (36) du contact à couche double (34) comprend un semi-conducteur à bande interdite large, choisi parmi des oxydes conducteurs transparents tels que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étain-indium, de l'oxyde de zinc ou du stannate de cadmium, et la couche externe (38) du contact à couche double (34) comprend un métal tel que de l'aluminium, de l'argent, du molybdène, du platine, de l'acier, du fer, du niobium, du titane, du chrome, du bismuth ou de l'antimoine, ou bien
des oxydes des précédents.
2. Procédé de fabrication de modules photovoltaïques (10; 50; 62) selon la revendication 1, caractérisé en ce que: le substrat (14) est en métal et comprend un substrat en verre hyalin, le contact avant (20) comprend une couche d'un oxyde métallique transparent (24) tel que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étain-indium, de l'oxyde de zinc ou du stannate de cadmium, le contact avant comprend en outre une couche de diélectrique (22), une partie (28, 30, 32, 56, 58, 60) du semi- conducteur en film mince contenant du silicium amorphe (26, 54) présente une bande interdite allant d'environ 1,4 eV à 1,75 eV et comprend du silicium amorphe hydrogéné, du
silicium amorphe hydrogéné-carbone, ou bien du silicium amorphe hydrogéné-
germanium, les modules photovoltaïques (10; 50; 62) comprennent des cellules solaires monolithiques comprenant des cellules solaires à multijonction (à
jonction multiple).
3. Procédé de fabrication de modules photovoltaïques monolithiques (10; 50; 62) selon la revendication 1, caractérisé en ce que le procédé comprend: le dépôt d'une couche interne (24) du contact avant à couche double (20) sur le semi-conducteur en film mince contenant du silicium amorphe (26), la gravure au laser de la couche interne (36) du contact arrière à couche double (34), la gravure au laser (118) du semiconducteur en film mince contenant du silicium amorphe (26, 54), la gravure au laser d'une tranchée (42) entre le contact avant (20) et la couche interne (36) du contact arrière à couche double (34), le dépôt de la couche externe (38) du contact arrière à couche double (34), le dépôt d'une pâte conductrice (108) sur le substrat (14), et ensuite le chauffage (110) et la liaison de la pâte conductrice au substrat (14), la gravure au laser (122) de la couche externe (38) du contact arrière à couche double (34), l'interconnexion (42) des couches interne et externe (36, 38) du contact arrière à couche double (34) en série, la gravure au laser (124) d'un périmètre autour du module photovoltaïque
(10; 50; 62),
le traitement électrique (128) du module photovoltaïque (10; 50; 62) en engendrant un courant continu entre des segments adjacents du module
photovoltaïque suivant une orientation de polarisation inverse.
4. Procédé de fabrication de modules photovoltaïques (50; 62) selon
l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que:
les modules photovoltaïques (50; 62) comprennent des cellules solaires monolithiques multijonction (52, 62), le contact avant (20) comprend une couche d'un oxyde métallique transparent (24) tel que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étain-indium, de l'oxyde de zinc, ou du stannate de cadmium, le substrat (14) comprend un substrat vitreux transmettant la lumière, fait de verre transparent, le semi-conducteur en film mince contenant du silicium (26, 54) comprend au moins une cellule de type p-i- n de silicium amorphe (26) et une cellule de type p-i-n de silicium amorphe-germanium (54), la cellule de type p-i-n de silicium amorphe (26) comporte une couche Pl (28), une couche il (30), une couche nl (32), une partie (28, 30, 32) de la cellule de type p-i-n de silicium amorphe (26) comprend du silicium amorphe hydrogéné, la cellule de type p-i-n de silicium amorphe (26) présente une bande interdite allant depuis 1,4 eV jusqu'à 1,75 eV, la cellule de type p-i-n de silicium amorphe (26) est déposée à proximité de la couche d'oxyde métallique transparent (24) du contact avant (20) par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma (116) en déposant la couche Pl (28) à proximité du contact avant (20), la couche il (30) sur la couche pl (28), et la couche ni (32) sur la couche il (30), la cellule de type p-i-n de silicium amorphe-germanium (54) comporte une couche P2 (56), une couche i2 (58), et une couche n2 (60), une partie de la cellule de type p-i-n de silicium amorphe-germanium (54) comprend du silicium amorphe hydrogéné-germanium, la cellule de type p-i-n de silicium amorphe-germanium (54) présente une bande interdite allant depuis 1,4 eV jusqu'à 1,6 eV, la cellule de type p-i-n de silicium amorphe- germanium (54) est déposée sur la cellule de type p-i-n de silicium amorphe (26) par dépôt chimique en phase vapeur activé par plasma (116) en déposant la couche P2 (56) sur la couche nl (32), la couche i2 (58) sur la couche P2 (56), et la couche n2 (60) sur la couche i2 (58), et
le contact arrière à couche double (34) est déposé sur la cellule de type p-
i-n de silicium amorphe-germanium (54) en déposant tout d'abord la couche interne (36) du contact arrière à couche double (34) sur la couche n2 (60) par dépôt chimique en phase vapeur (116) et en déposant ensuite la couche externe (38) du contact en couche double (34) sur la couche interne (36) du contact
arrière à couche double (34).
5. Module photovoltaïque (10; 50; 62) comprenant un contact avant (20), un contact arrière (34), au moins une cellule solaire (26, 54, 64) positionnée entre les contacts (20, 34), et un substrat (14) positionné à proximité de l'un des contacts (20, 34) à l'opposé de la cellule solaire (26, 54, 64), caractérisé en ce que: l'un des contacts (20, 34) comprend un contact à couche double présentant une couche interne (24, 36) et une couche externe (22, 38), la couche interne (24, 36) du contact à couche double (20, 34) comprend un semi-conducteur à bande interdite large, le semi-conducteur à bande large (24, 36) comprenant un oxyde conducteur transparent tel que de l'oxyde d'étain, de l'oxyde d'étain-indiumn, de l'oxyde de zinc ou du stannate de cadmium, et la couche externe (38) du contact en couche double (34) comprend un métal tel que de l'aluminium, de l'argent, du molybdène, du platine, de l'acier, du fer, du niobium, du titane, du chrome, du bismuth ou de l'antimoine, ou bien
des oxydes des précédents.
6. Module photovoltaïque (62) selon la revendication 5, caractérisé en ce que: le module photovoltaiïque (62) comprend une cellule à jonction multiple (une cellule multijonction) comportant une cellule de type p-i-n (26), une cellule de type n-i-p (54) et une cellule comportant une partie comprenant du silicium microcristallin (66), une partie (28, 30, 32, 58, 60, 62) de la cellule solaire présente une bande interdite allant d'environ 1,4 eV à 1,75 eV et comprend du silicium amorphe hydrogéné, du silicium amorphe hydrogéné-carbone, ou bien du silicium amorphe hydrogéné-germanium, l'oxyde conducteur transparent (24, 36) du contact à couche double (20, 34) comprend de l'oxyde de zinc, la couche externe (38) du contact à couche double (34) comprend de l'aluminium, le contact avant (20) comprend une couche de diélectrique (22) et une couche d'un oxyde métallique transparent (24) tel que de l'oxyde d'étain, de
l'oxyde d'étain-indium, de l'oxyde de zinc ou bien du stannate de cadmium.
7. Module photovoltaïque (50) selon la revendication 5, caractérisé en ce que: le module photovoltaïque (50) comprend une cellule solaire multijonction (52), la cellule solaire multijonction comprend une cellule solaire à jonction en tandem (double) (52), le substrat (14) comprend du verre hyalin, le contact arrière (34) est un contact à couche double, la cellule solaire (52) comprend une cellule au silicium amorphe (26) et une cellule au silicium amorphe-germanium (54), la cellule au silicium amorphe (26) est positionnée contre le contact avant (20), comprend du silicium amorphe hydrogéné (28, 30, 32) et présente une bande interdite allant d'environ 1,4 eVjusqu'à 1,75 eV, et la cellule au silicium amorphe-germanium (54) est positionnée contre la cellule au silicium amorphe (26) et située entre la cellule au silicium amorphe (26) et la couche interne (36) du contact arrière à couche double (34), elle (54) comprend du silicium amorphe-germanium (56, 58, 60) et présente une bande
interdite allant d'environ 1,4 eVjusqu'à 1,6 eV.
8. Module photovoltaïque (10; 50; 62) selon l'une quelconque des
revendications 5 à 7, caractérisé en ce que le module photovoltaïque comprend:
un agent d'enrobage (46) entre une couche de protection (44) et la couche externe (38) du contact arrière à couche double (34), l'agent d'enrobage (46) comprenant de l'éthylène-acétate de vinyle, et
la couche de protection (44) étant une couche vitreuse transparente.
9. Module photovoltaïque (62) selon l'une quelconque des revendications
à 8, caractérisé en ce que le module photovoltaïque comprend: une cellule arrière comportant un semi-conducteur polycristallin (64) comprenant du silicium, du diséléniure de cuivre et d'indium, présentant une bande interdite allant de 1 à 1,04 eV, un segment microcristallin (66) comprenant une jonction tunnel microcristalline.
10. Module photovoltaïque (62) selon la revendication 9, caractérisé en ce que le semi-conducteur polycristallin comprend un séléniure de cuivre,
indium et gallium présentant une bande interdite de 1,2 eV.
11. Module photovoltaïque (10; 50; 62) selon l'une quelconque des
revendications 5 à 9, caractérisé en ce que le module photovoltaïque comprend:
une interconnexion (40) s'étendant entre et connectant le contact avant (20) et la couche externe (38) du contact arrière à couche double (34), l'interconnexion (40) pouvant comprendre le même matériau que la
couche externe (38) du contact arrière à couche double (34).
12. Module photovoltaïque (10) selon la revendication 5, caractérisé en ce que: le module photovoltaïque comprend une cellule solaire à jonction unique (12), la cellule solaire (12) comportant un substrat vitreux (14) transmettant la lumière et définissant une vitre avant du module photovoltaïque avec une surface externe (16) et une surface interne (18) orientée vers l'intérieur du
module photovoltaïque (10).
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| US09/115,316 US6077722A (en) | 1998-07-14 | 1998-07-14 | Producing thin film photovoltaic modules with high integrity interconnects and dual layer contacts |
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