JP2010135636A - 光電変換装置 - Google Patents
光電変換装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2010135636A JP2010135636A JP2008311301A JP2008311301A JP2010135636A JP 2010135636 A JP2010135636 A JP 2010135636A JP 2008311301 A JP2008311301 A JP 2008311301A JP 2008311301 A JP2008311301 A JP 2008311301A JP 2010135636 A JP2010135636 A JP 2010135636A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- layer
- battery
- crystalline silicon
- photoelectric conversion
- thickness
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 139
- 229910021419 crystalline silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 125
- LEVVHYCKPQWKOP-UHFFFAOYSA-N [Si].[Ge] Chemical compound [Si].[Ge] LEVVHYCKPQWKOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 40
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical group [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 13
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010408 film Substances 0.000 description 96
- 229910021424 microcrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 12
- 238000010329 laser etching Methods 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 6
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 6
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 6
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 5
- 239000011889 copper foil Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 5
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000005268 plasma chemical vapour deposition Methods 0.000 description 4
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 238000004544 sputter deposition Methods 0.000 description 3
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000002230 thermal chemical vapour deposition Methods 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000577 Silicon-germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910006404 SnO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910009372 YVO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006061 abrasive grain Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000005329 float glass Substances 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000010030 laminating Methods 0.000 description 1
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 229910021420 polycrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004382 potting Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N tin dioxide Chemical compound O=[Sn]=O XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001887 tin oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
- H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
- H01L31/1804—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof comprising only elements of Group IV of the Periodic System
- H01L31/1812—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof comprising only elements of Group IV of the Periodic System including only AIVBIV alloys, e.g. SiGe
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
- H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
- H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
- H01L31/0445—PV modules or arrays of single PV cells including thin film solar cells, e.g. single thin film a-Si, CIS or CdTe solar cells
- H01L31/046—PV modules composed of a plurality of thin film solar cells deposited on the same substrate
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
- H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
- H01L31/06—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier
- H01L31/075—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier the potential barriers being only of the PIN type
- H01L31/076—Multiple junction or tandem solar cells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/548—Amorphous silicon PV cells
Abstract
【課題】高い変換効率を得るためのトリプル型光電変換装置の適切な膜厚構成を提供する。
【解決手段】基板1上に、透明電極層2と、pin接合を有する電池層91,92,93を3層積層された光電変換層3と、裏面電極層4とを備える光電変換装置100であって、光の入射側に設けられた入射部の電池層91が、膜厚が100nm以上200nm以下の非晶質シリコンi層を有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層93が、膜厚が700nm以上1600nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が15原子%以上25原子%以下であり、前記入射部の電池層91と前記底部の電池層93との間に設けられた中間部の電池層92が、膜厚が1000nm以上2000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする。
【選択図】図1
【解決手段】基板1上に、透明電極層2と、pin接合を有する電池層91,92,93を3層積層された光電変換層3と、裏面電極層4とを備える光電変換装置100であって、光の入射側に設けられた入射部の電池層91が、膜厚が100nm以上200nm以下の非晶質シリコンi層を有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層93が、膜厚が700nm以上1600nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が15原子%以上25原子%以下であり、前記入射部の電池層91と前記底部の電池層93との間に設けられた中間部の電池層92が、膜厚が1000nm以上2000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする。
【選択図】図1
Description
本発明は、光電変換装置に関し、特にトリプル型太陽電池に関する。
太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換する太陽電池に用いられる光電変換装置としては、p型シリコン系半導体(p層)、i型シリコン系半導体(i層)及びn型シリコン系半導体(n層)の薄膜をプラズマCVD法等で製膜して形成したpin接合を有する光電変換層を備えた薄膜シリコン系光電変換装置が知られている。
薄膜シリコン系光電変換装置の長所としては、結晶系光電変換装置に比べて大面積化が容易であり、また、光電変換層の膜厚が結晶系光電変換装置の1/100程度であるために少量の材料にて生産可能な点が挙げられる。したがって、結晶系光電変換装置に比べ、光電変換層の生産に要する時間およびコストを低減させることが可能となる。一方、薄膜シリコン系光電変換装置の短所としては、結晶系光電変換装置に比べて変換効率が低い点が挙げられる。
変換効率を上げる手法としては、薄膜シリコン材料(非晶質シリコン、非晶質シリコンゲルマニウム、微結晶シリコン等)の膜の品質を向上させることの他、バンドギャップの異なる光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置、特に、光電変換層を3層積層したトリプル型光電変換装置を採用することが知られている。バンドギャップの異なる光電変換層を組み合わせることで、波長範囲の広い太陽光エネルギーの有効利用を図れるとともに、各変換素子におけるフォトンエネルギーの変換効率の向上が可能なことが主な理由である。
トリプル型光電変換装置として、例えば、光電変換層として光入射側から順にアモルファスシリコン層、微結晶シリコン層、及び微結晶シリコンゲルマニウム層が積層された構造(特許文献1)や、光入射側から順にアモルファスシリコン層、2層のアモルファスシリコンゲルマニウム層が積層された構造(特許文献2)が採用されている。
特開平10−125944号公報
特開平7−297420号公報
特許文献1には、変換効率に優れ、光劣化率を低減させた光起電力素子を作製するために、pin接合を複数有する光起電力素子において、光入射側から数えて第一のpin接合のi型半導体層がアモルファスシリコンを有し、第二のpin接合のi型半導体層が微結晶シリコンを有し、第三のpin接合のi型半導体層が微結晶シリコンゲルマニウムを有することを特徴とするスタックセルが有効であると記載されている。また、実用上必要な安定化変換効率を得るために、微結晶SiGeのGe組成比が45%以上必要であると記載されている。この理由としては、上記Ge濃度が高くなるほどバンドギャップが狭くなり、長波長光を効率良く吸収することができるためである。
ところが、薄膜シリコン太陽電池変換効率を向上させるために微結晶シリコンゲルマニウム膜質向上を進める過程で、微結晶シリコンゲルマニウム膜も、アモルファスシリコンゲルマニウム膜と同様に、Ge濃度が増加するにつれて膜質が低下した結果、長波長光に対して高い感度を有する事が期待される高Ge濃度(Ge濃度45%以上)であっても、発電電流が増加せず、むしろ性能が低下することが分かった。これは、高Ge濃度域では、微結晶シリコンゲルマニウムが実質的にi型からp型へ移行するためだと予想される。
本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、高い変換効率を得るためのトリプル型光電変換装置の適切な膜厚構成を提供する。
高Ge濃度の微結晶シリコンゲルマニウムがp型化する原因は、膜中のダングリングボンドなどの欠陥が多く存在し、この欠陥が正孔供給源となるためと考えられる。本発明では、微結晶シリコンゲルマニウム中のGe濃度をより低い濃度としたp型化を抑制できる条件において、微結晶シリコンゲルマニウム特有の高い長波長感度を生かしたトリプル構造光電変換装置を実現した。
すなわち、本発明の光電変換装置は、基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層させた光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が100nm以上200nm以下の非晶質シリコンi層を有し、前記電池層のうち、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が700nm以上1600nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が15原子%以上25原子%以下であり、前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が800nm以上2000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする。
このように、電池層を3層積層させた光電変換層を備える光電変換装置において、底部の電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対するゲルマニウム原子の割合が15原子%以上25原子%以下の場合、各電池層のi層の膜厚が上記範囲内であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を得ることができる。
この場合、前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.6以上1.0以下であることが好ましい。
本発明者らの検討によって、結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比と変換効率との間に強い相関が見られることを見出した。このように、結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が0.6以上1.0以下、好ましくは0.7以上1.0以下であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を確実に得ることができる。
本発明の光電変換装置は、基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層された光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が150nm以上250nm以下の非晶質シリコンi層を有し、前記電池層のうち、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が1000nm以上3000nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が25原子%より多く35原子%以下であり、前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が1000nm以上3000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする。
このように、電池層を3層積層させた光電変換層を備える光電変換装置において、底部の電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対するゲルマニウム原子の割合が25原子%より多く35原子%以下の場合、各電池層のi層の膜厚が上記範囲内であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を得ることができる。
この場合、前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.9以上1.6以下であることが好ましい。
このように、結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が0.9以上1.6以下、好ましくは1以上1.6以下であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を確実に得ることができる。
本発明の光電変換装置は、基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層された光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が150nm以上300nm以下の非晶質シリコンi層を有し、前記電池層のうち、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が1000nm以上2000nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が35原子%より多く45原子%以下であり、前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が1000nm以上2500nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする。
このように、電池層を3層積層させた光電変換層を備える光電変換装置において、底部の電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対するゲルマニウム原子の割合が35原子%より多く45原子%以下の場合、各電池層のi層の膜厚が上記範囲内であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を得ることができる。
この場合、前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.7以上1.2以下であることが好ましい。
このように、結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が0.7以上1.2以下、好ましくは0.8以上1.1以下であれば、高い変換効率を有する光電変換装置を確実に得ることができる。
上記発明において、前記入射部の電池層と前記中間部の電池層との間に、中間コンタクト層を設けることができる。
中間コンタクト層を設けることにより、入射部の電池層を薄くできるとともに、光劣化を抑制して高い安定化出力を得ることができる。
上記発明において、前記底部の電池層と前記裏面電極層との間に、第2の透明電極層を設けることができる。
底部の電池層と裏面電極層との間に第2の透明電極層を設けることにより、裏面電極層の内部に染み込む光の電界強度分布が浅くかつ小さくすることができるため、裏面電極層での光吸収量を減少させることができる。
本発明によれば、電池層を3層積層させた光電変換層を備える光電変換装置において、底部の電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対するゲルマニウム原子の割合に対応させて、各電池層のi層の膜厚を上記の如く設定することにより、高い変換効率を有する光電変換装置を得ることができる。
<第1実施形態>
本発明の第1実施形態に係る光電変換装置の構成について説明する。
図1は、本実施形態に係る光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置100は、シリコン系太陽電池であり、基板1、第1透明電極層2、光電変換層3、第2透明電極層5、及び裏面電極層4を備える。光電変換層3は、非晶質シリコンi層を含む第1電池層91(入射部の電池層)、結晶質シリコンi層を含む第2電池層92(中間部の電池層)及び結晶質シリコンゲルマニウムi層を含む第3電池層93(底部の電池層)を備える。ここで、結晶質シリコンとは、非晶質シリコン以外のシリコンを意味するものであり、微結晶シリコンや多結晶シリコンも含まれる。
本発明の第1実施形態に係る光電変換装置の構成について説明する。
図1は、本実施形態に係る光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置100は、シリコン系太陽電池であり、基板1、第1透明電極層2、光電変換層3、第2透明電極層5、及び裏面電極層4を備える。光電変換層3は、非晶質シリコンi層を含む第1電池層91(入射部の電池層)、結晶質シリコンi層を含む第2電池層92(中間部の電池層)及び結晶質シリコンゲルマニウムi層を含む第3電池層93(底部の電池層)を備える。ここで、結晶質シリコンとは、非晶質シリコン以外のシリコンを意味するものであり、微結晶シリコンや多結晶シリコンも含まれる。
次に、本実施形態の光電変換装置として、太陽電池パネルを製造する工程を図2から図5を用いて説明する。
(1)図2(a)
基板1としてソーダフロートガラス基板(例えば、1.4m×1.1m×板厚:3〜6mmの一辺が1mを超える大面積基板)を使用する。基板端面は熱応力や衝撃などによる破損防止にコーナー面取りやR面取り加工されていることが望ましい。
基板1としてソーダフロートガラス基板(例えば、1.4m×1.1m×板厚:3〜6mmの一辺が1mを超える大面積基板)を使用する。基板端面は熱応力や衝撃などによる破損防止にコーナー面取りやR面取り加工されていることが望ましい。
(2)図2(b)
第1透明電極層2として酸化錫(SnO2)を主成分とする膜厚約500nm以上800nm以下の透明電極膜を、熱CVD装置にて約500℃で製膜する。この際、透明電極膜の表面には、適当な凹凸のあるテクスチャが形成される。透明電極層2として、透明電極膜に加えて、基板1と透明電極膜との間にアルカリバリア膜(図示されず)を形成しても良い。アルカリバリア膜は、膜厚50nm以上150nm以下の酸化シリコン膜(SiO2)を熱CVD装置にて約500℃で製膜する。
第1透明電極層2として酸化錫(SnO2)を主成分とする膜厚約500nm以上800nm以下の透明電極膜を、熱CVD装置にて約500℃で製膜する。この際、透明電極膜の表面には、適当な凹凸のあるテクスチャが形成される。透明電極層2として、透明電極膜に加えて、基板1と透明電極膜との間にアルカリバリア膜(図示されず)を形成しても良い。アルカリバリア膜は、膜厚50nm以上150nm以下の酸化シリコン膜(SiO2)を熱CVD装置にて約500℃で製膜する。
(3)図2(c)
その後、基板1をX−Yテーブルに設置して、YAGレーザーの第1高調波(1064nm)を、図の矢印に示すように、透明電極層の層面側から入射する。加工速度が適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板1とレーザー光を相対移動して、溝10を形成するように幅約6mmから15mmの所定幅の短冊状にレーザーエッチングする。
その後、基板1をX−Yテーブルに設置して、YAGレーザーの第1高調波(1064nm)を、図の矢印に示すように、透明電極層の層面側から入射する。加工速度が適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板1とレーザー光を相対移動して、溝10を形成するように幅約6mmから15mmの所定幅の短冊状にレーザーエッチングする。
(4)図2(d)
第1電池層91として、非晶質シリコンp層、非晶質シリコンi層、結晶質シリコンn層をプラズマCVD装置により製膜する。SiH4ガス及びH2ガスを主原料にして、減圧雰囲気:30Pa以上1000Pa以下、基板温度:約200℃にて、透明電極層2上に太陽光の入射する側からp層、i層、n層の順で製膜する。非晶質シリコンp層は非晶質のボロンドープシリコン膜であり、膜厚10nm以上30nm以下である。非晶質シリコンi層は、膜厚100nm以上200nm以下、好ましくは120nm以上160nm以下である。結晶質シリコンn層はリンドープ結晶質シリコン膜であり、膜厚30nm以上50nm以下である。非晶質シリコンp層31と非晶質シリコンi層32の間には界面特性の向上のためにバッファー層を設けても良い。
第1電池層91として、非晶質シリコンp層、非晶質シリコンi層、結晶質シリコンn層をプラズマCVD装置により製膜する。SiH4ガス及びH2ガスを主原料にして、減圧雰囲気:30Pa以上1000Pa以下、基板温度:約200℃にて、透明電極層2上に太陽光の入射する側からp層、i層、n層の順で製膜する。非晶質シリコンp層は非晶質のボロンドープシリコン膜であり、膜厚10nm以上30nm以下である。非晶質シリコンi層は、膜厚100nm以上200nm以下、好ましくは120nm以上160nm以下である。結晶質シリコンn層はリンドープ結晶質シリコン膜であり、膜厚30nm以上50nm以下である。非晶質シリコンp層31と非晶質シリコンi層32の間には界面特性の向上のためにバッファー層を設けても良い。
第1電池層91上に、第2電池層92として結晶質シリコン薄膜からなるp層、i層及びn層を、プラズマCVD装置により製膜する。SiH4ガス及びH2ガスを主原料にして、減圧雰囲気:3000Pa以下、基板温度:約200℃、プラズマ発生周波数:40MHz以上100MHz以下にて、p層、i層、n層の順で製膜する。結晶質シリコンp層はボロンドープした結晶質シリコン膜であり、膜厚10nm以上50nm以下である。結晶質シリコンi層の膜厚は、1000nm以上2000nm以下、好ましくは1000nm以上1600nm以下である。結晶質シリコンn層はリンドープした結晶質シリコン膜であり、膜厚20nm以上50nm以下である。
第2電池層93上に、第3電池層93として結晶質シリコン薄膜からなるp層及びn層、結晶質シリコンゲルマニウム薄膜からなるi層を、プラズマCVD装置により製膜する。SiH4ガス、GeH4ガス及びH2ガスを主原料にして、減圧雰囲気:3000Pa以下、基板温度:約200℃、プラズマ発生周波数:40MHz以上100MHz以下にて、p層、i層、n層の順で製膜する。p層、n層製膜時にはGeH4ガスは使用しない。結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対するゲルマニウム原子の割合(以下、Ge組成比と称する)は、原料ガスの流量比を調整することによって制御する。本実施形態において、Ge組成比は、15原子%以上25原子%以下とされる。結晶質シリコンゲルマニウムp層はボロンドープした結晶質シリコン膜であり、膜厚10nm以上50nm以下である。結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚は、700nm以上1600nm以下、好ましくは800nm以上1200nm以下である。結晶質シリコンn層はリンドープした結晶質シリコン膜であり、膜厚10nm以上50nm以下である。
本実施形態において、第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚に対する第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.6以上1.0以下、好ましくは0.7以上1.0以下とされる。
第1電池層91上に、第1電池層91と第2電池層92との接触性を改善するとともに電流整合性を取るために半反射膜となる中間コンタクト層を形成しても良い。中間コンタクト層として、DCスパッタリング装置により、ターゲット:GaドープZnO焼結体を用いて、膜厚20nm以上100nm以下のGZO(GaドープZnO)膜を形成する。
(5)図2(e)
基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、図の矢印に示すように、光電変換層3の膜面側から入射する。パルス発振:10kHz以上20kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層2のレーザーエッチングラインの約100μmから150μmの横側を、溝11を形成するようにレーザーエッチングする。またこのレーザーは基板1側から入射しても良い。この場合は光電変換層3の第1電池層91で吸収されたエネルギーで発生する高い蒸気圧を利用できるので、更に安定したレーザーエッチング加工を行うことが可能となる。レーザーエッチングラインの位置は前工程でのエッチングラインと交差しないように位置決め公差を考慮して選定する。
基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、図の矢印に示すように、光電変換層3の膜面側から入射する。パルス発振:10kHz以上20kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層2のレーザーエッチングラインの約100μmから150μmの横側を、溝11を形成するようにレーザーエッチングする。またこのレーザーは基板1側から入射しても良い。この場合は光電変換層3の第1電池層91で吸収されたエネルギーで発生する高い蒸気圧を利用できるので、更に安定したレーザーエッチング加工を行うことが可能となる。レーザーエッチングラインの位置は前工程でのエッチングラインと交差しないように位置決め公差を考慮して選定する。
(6)図3(a)
裏面電極層4としてAg膜をスパッタリング装置により減圧雰囲気、約150℃にて順次製膜する。裏面電極層4は本実施形態では、Ag膜を膜厚200nm以上500nm以下、これを保護するものとして防食効果の高いTi膜:10nm以上20nm以下をこの順に積層させたものとされる。また、Ti膜に変えてAl膜:250nm以上350nm以下としてもよい。TiをAlとすることで、防食効果を保持しつつ、材料コストを低減することが可能となる。
さらに第3電池層のn層と裏面電極層4との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換部3と裏面電極層4との間に膜厚50nm以上100nm以下のZnO系膜(例えばGZO(GaドープZnO)膜)をスパッタリング装置により製膜して設ける。
裏面電極層4としてAg膜をスパッタリング装置により減圧雰囲気、約150℃にて順次製膜する。裏面電極層4は本実施形態では、Ag膜を膜厚200nm以上500nm以下、これを保護するものとして防食効果の高いTi膜:10nm以上20nm以下をこの順に積層させたものとされる。また、Ti膜に変えてAl膜:250nm以上350nm以下としてもよい。TiをAlとすることで、防食効果を保持しつつ、材料コストを低減することが可能となる。
さらに第3電池層のn層と裏面電極層4との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換部3と裏面電極層4との間に膜厚50nm以上100nm以下のZnO系膜(例えばGZO(GaドープZnO)膜)をスパッタリング装置により製膜して設ける。
(7)図3(b)
基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、図の矢印に示すように、基板1側から入射する。レーザー光が光電変換層3で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層4が爆裂して除去される。パルス発振:1kHz以上10kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層2のレーザーエッチングラインの約250μmから400μmの横側を、溝12を形成するようにレーザーエッチングする。
基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、図の矢印に示すように、基板1側から入射する。レーザー光が光電変換層3で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層4が爆裂して除去される。パルス発振:1kHz以上10kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層2のレーザーエッチングラインの約250μmから400μmの横側を、溝12を形成するようにレーザーエッチングする。
(8)図3(c)
発電領域を区分して、基板端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、基板1側から入射する。レーザー光が透明電極層2と光電変換層3とで吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層4が爆裂して、裏面電極層4/光電変換層3/透明電極層2が除去される。パルス発振:1kHz以上10kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板1の端部から5mmから20mmの位置を、図3(c)に示すように、X方向絶縁溝15を形成するようにレーザーエッチングする。このとき、Y方向絶縁溝は後工程で基板1周囲領域の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
発電領域を区分して、基板端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板1をX−Yテーブルに設置して、レーザーダイオード励起YAGレーザーの第2高調波(532nm)を、基板1側から入射する。レーザー光が透明電極層2と光電変換層3とで吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層4が爆裂して、裏面電極層4/光電変換層3/透明電極層2が除去される。パルス発振:1kHz以上10kHz以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板1の端部から5mmから20mmの位置を、図3(c)に示すように、X方向絶縁溝15を形成するようにレーザーエッチングする。このとき、Y方向絶縁溝は後工程で基板1周囲領域の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
絶縁溝15は基板1の端より5mmから10mmの位置にてエッチングを終了させることにより、太陽電池パネル端部からの太陽電池モジュール6内部への外部湿分浸入の抑制に、有効な効果を奏するので好ましい。
尚、以上までの工程におけるレーザー光はYAGレーザーとしているが、YVO4レーザーやファイバーレーザーなどが同様に使用できるものがある。
(9)図4(a)
後工程のEVA等を介したバックシート24との健全な接着・シール面を確保するために、基板1周辺(周囲領域14)の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、積層膜を除去する。基板1の端から5mmから20mmで基板1の全周囲にわたり、X方向は前述の図3(c)工程で設けた絶縁溝15よりも基板端側において、Y方向は基板端側部付近の溝10よりも基板端側において、裏面電極層4/光電変換層3/透明電極層2を、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。研磨屑や砥粒は基板1を洗浄処理して除去する。
後工程のEVA等を介したバックシート24との健全な接着・シール面を確保するために、基板1周辺(周囲領域14)の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、積層膜を除去する。基板1の端から5mmから20mmで基板1の全周囲にわたり、X方向は前述の図3(c)工程で設けた絶縁溝15よりも基板端側において、Y方向は基板端側部付近の溝10よりも基板端側において、裏面電極層4/光電変換層3/透明電極層2を、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。研磨屑や砥粒は基板1を洗浄処理して除去する。
(10)図4(b)
端子箱取付け部分はバックシート24に開口貫通窓を設けて集電板を取出す。この開口貫通窓部分には絶縁材を複数層設置して外部からの湿分などの浸入を抑制する。
端子箱取付け部分はバックシート24に開口貫通窓を設けて集電板を取出す。この開口貫通窓部分には絶縁材を複数層設置して外部からの湿分などの浸入を抑制する。
直列に並んだ一方端の太陽電池発電セルと、他方端部の太陽電池発電セルとから銅箔を用いて集電して太陽電池パネル裏側の端子箱部分から電力が取出せるように処理する。銅箔は各部との短絡を防止するために銅箔幅より広い絶縁シートを配置する。
集電用銅箔などが所定位置に配置された後に、太陽電池モジュール6の全体を覆い、基板1からはみ出さないようにEVA(エチレン酢酸ビニル共重合体)等による接着充填材シートを配置する。
EVAの上に、防水効果の高いバックシート24を設置する。バックシート24は本実施形態では防水防湿効果が高いようにPETシート/AL箔/PETシートの3層構造よりなる。
バックシート24までを所定位置に配置したものを、ラミネータにより減圧雰囲気で内部の脱気を行い約150℃から160℃でプレスしながら、EVAを架橋させて密着させる。
(11)図5(a)
太陽電池モジュール6の裏側に端子箱23を接着剤で取付ける。
太陽電池モジュール6の裏側に端子箱23を接着剤で取付ける。
(12)図5(b)
銅箔と端子箱23の出力ケーブルとをハンダ等で接続し、端子箱内部を封止剤(ポッティング剤)で充填して密閉する。これで太陽電池パネル50が完成する。
銅箔と端子箱23の出力ケーブルとをハンダ等で接続し、端子箱内部を封止剤(ポッティング剤)で充填して密閉する。これで太陽電池パネル50が完成する。
(13)図5(c)
図5(b)までの工程で形成された太陽電池パネル50について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、AM1.5、全天日射基準太陽光(1000W/m2)のソーラシミュレータを用いて行う。
図5(b)までの工程で形成された太陽電池パネル50について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、AM1.5、全天日射基準太陽光(1000W/m2)のソーラシミュレータを用いて行う。
(14)図5(d)
発電検査(図5(c))に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。
発電検査(図5(c))に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。
<第2実施形態>
本発明の第2実施形態に係る光電変換装置において、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚が、150nm以上250nm以下、好ましくは160nm以上200nm以下とされる。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚が、1000nm以上3000nm以下、好ましくは1600nm以上2400nmとされる。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層におけるGe組成比は、25原子より多く35原子%以下とされ、膜厚が、1000nm以上3000nm以下、好ましくは1500nm以上2500nm以下とされる。
本発明の第2実施形態に係る光電変換装置において、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚が、150nm以上250nm以下、好ましくは160nm以上200nm以下とされる。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚が、1000nm以上3000nm以下、好ましくは1600nm以上2400nmとされる。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層におけるGe組成比は、25原子より多く35原子%以下とされ、膜厚が、1000nm以上3000nm以下、好ましくは1500nm以上2500nm以下とされる。
第2実施形態において、第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚に対する第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比は、0.9以上1.6以下、好ましくは1.1以上1.6以下とされる。
<第3実施形態>
本発明の第3実施形態に係る光電変換装置において、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚が、150nm以上300nm以下、好ましくは160nm以上240nm以下とされる。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚が、1000nm以上2500nm以下、好ましくは1400nm以上2000nmとされる。また、第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層におけるGe組成比は、35原子%より多く45原子%以下とされ、膜厚が、1000nm以上2000nm以下、好ましくは1200nm以上1800nm以下とされる。
本発明の第3実施形態に係る光電変換装置において、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚が、150nm以上300nm以下、好ましくは160nm以上240nm以下とされる。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚が、1000nm以上2500nm以下、好ましくは1400nm以上2000nmとされる。また、第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層におけるGe組成比は、35原子%より多く45原子%以下とされ、膜厚が、1000nm以上2000nm以下、好ましくは1200nm以上1800nm以下とされる。
第3実施形態において、第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚に対する第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比は、0.7以上1.2以下、好ましくは0.8以上1.1以下とされる。
(実施例1)
ガラス基板1上に、第1透明電極層2、第1電池層91、第2電池層92、第3電池層93、第2透明電極層5、裏面電極層4を順次積層させた太陽電池セルの構造モデルについて、ガラス基板側から光が入射した場合のFDTD(Finite Difference Time Domain)法による光学解析計算を行った。
ガラス基板1上に、第1透明電極層2、第1電池層91、第2電池層92、第3電池層93、第2透明電極層5、裏面電極層4を順次積層させた太陽電池セルの構造モデルについて、ガラス基板側から光が入射した場合のFDTD(Finite Difference Time Domain)法による光学解析計算を行った。
第1透明電極層2は、第1電池層との界面が山型の凹凸が存在するテクスチャ構造を有すると仮定した。第1透明電極層2の膜厚を700nm、テクスチャ構造の平均ピッチ(1周期分の幅)400nm以上800nm以下、仰角(ガラス基板面からの角度)30°とした。
第1電池層91は、非晶質シリコンp層の膜厚を10nm、結晶質シリコンn層の膜厚を40nmとした。非晶質シリコンi層の膜厚を、120nm、140nm、160nmに設定した。
第2電池層92は、結晶質シリコンp層の膜厚を30nm、結晶質シリコンn層の膜厚を30nmとした。結晶質シリコンi層の膜厚を、1000nmから1600nmの範囲で適宜設定した。
第3電池層93は、結晶質シリコンp層の膜厚を30nm、結晶質シリコンn層の膜厚を30nmとした。結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を20原子%とし、膜厚を800nmから1200nmの範囲で適宜設定した。
第2電池層92は、結晶質シリコンp層の膜厚を30nm、結晶質シリコンn層の膜厚を30nmとした。結晶質シリコンi層の膜厚を、1000nmから1600nmの範囲で適宜設定した。
第3電池層93は、結晶質シリコンp層の膜厚を30nm、結晶質シリコンn層の膜厚を30nmとした。結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を20原子%とし、膜厚を800nmから1200nmの範囲で適宜設定した。
第2透明電極層5は、膜厚80nmのGZO膜とした。裏面電極層4は、膜厚160nmのAg膜とした。
第1電池層から裏面電極層までの各層の界面の形状は、第1透明電極層と同一形状と仮定した。また、第1電池層乃至第3電池層の各層の媒質データは、実測した電流特性から得た値を用いた。従って、本計算においては、電子の再結合による損失も考慮するため、実際の太陽電池セルの変換効率に近い値を得ることができる。
図6は、実施例1の太陽電池セルにおける第2電池層の結晶質シリコンi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンi層の膜厚、縦軸は変換効率である。図7は、実施例1の太陽電池セルにおける第3電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚、縦軸は変換効率である。結晶質シリコンi層及び結晶質シリコンゲルマニウムi層が同じ膜厚であっても、変換効率にばらつきが見られた。
図8は、実施例1の太陽電池セルにおける結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は膜厚比(結晶質シリコンゲルマニウムi層膜厚/結晶質シリコンi層膜厚)、縦軸は変換効率である。膜厚比が0.6以上1.0以下の範囲で、太陽電池セルの変換効率が12〜13%程度となり、高い変換効率を得ることができた。
(実施例2)
実施例1と同じ太陽電池セルの構造モデルについて、光学解析計算を行った。実施例2では、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚を120nm及び160nmとした。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚を、1600nmから2400nmの範囲で適宜設定した。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を30原子%とし、膜厚を1500nmから2500nmの範囲で適宜設定した。
実施例1と同じ太陽電池セルの構造モデルについて、光学解析計算を行った。実施例2では、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚を120nm及び160nmとした。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚を、1600nmから2400nmの範囲で適宜設定した。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を30原子%とし、膜厚を1500nmから2500nmの範囲で適宜設定した。
図9は、実施例2の太陽電池セルにおける第2電池層の結晶質シリコンi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンi層の膜厚、縦軸は変換効率である。図10は、実施例2の太陽電池セルにおける第3電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚、縦軸は変換効率である。結晶質シリコンi層、及び、結晶質シリコンゲルマニウムi層が同じ膜厚であっても、変換効率にばらつきがあった。
図11は、実施例2の太陽電池セルにおける結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は膜厚比、縦軸は変換効率である。膜厚比が0.9以上1.6以下の範囲で、太陽電池セルの変換効率が13%以上となり、高い変換効率を得ることができた。
(実施例3)
実施例1と同じ太陽電池セルの構造モデルについて、光学解析計算を行った。実施例3では、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚を200nmとした。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚を、1400nmから1800nmの範囲で適宜設定した。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を40原子%とし、膜厚を1400nmから1800nmの範囲で適宜設定した。
実施例1と同じ太陽電池セルの構造モデルについて、光学解析計算を行った。実施例3では、第1電池層91の非晶質シリコンi層の膜厚を200nmとした。第2電池層92の結晶質シリコンi層の膜厚を、1400nmから1800nmの範囲で適宜設定した。第3電池層93の結晶質シリコンゲルマニウムi層のGe組成比を40原子%とし、膜厚を1400nmから1800nmの範囲で適宜設定した。
図12は、実施例3の太陽電池セルにおける第2電池層の結晶質シリコンi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンi層の膜厚、縦軸は変換効率である。図13は、実施例3の太陽電池セルにおける第3電池層の結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚、縦軸は変換効率である。結晶質シリコンi層、及び、結晶質シリコンゲルマニウムi層が同じ膜厚であっても、変換効率にばらつきがあった。
図14は、実施例3の太陽電池セルにおける結晶質シリコンi層の膜厚に対する結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比と変換効率との関係を表すグラフである。同図において、横軸は膜厚比、縦軸は変換効率である。膜厚比が0.8以上1.2以下の範囲で、太陽電池セルの変換効率が14〜15%程度となり、非常に高い変換効率を得ることができた。
1 基板
2 第1透明電極層
3 光電変換層
4 裏面電極層
5 第2透明電極層
91 第1電池層
92 第2電池層
93 第3電池層
100 光電変換装置
2 第1透明電極層
3 光電変換層
4 裏面電極層
5 第2透明電極層
91 第1電池層
92 第2電池層
93 第3電池層
100 光電変換装置
Claims (8)
- 基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層させた光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、
前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が100nm以上200nm以下の非晶質シリコンi層を有し、
光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が700nm以上1600nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が15原子%以上25原子%以下であり、
前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が800nm以上2000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする光電変換装置。 - 前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.6以上1.0以下であることを特徴とする請求項1に記載の光電変換装置。
- 基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層させた光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、
前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が150nm以上250nm以下の非晶質シリコンi層を有し、
光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が1000nm以上3000nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が25原子%より多く35原子%以下であり、
前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が1000nm以上3000nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする光電変換装置。 - 前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.9以上1.6以下であることを特徴とする請求項3に記載の光電変換装置。
- 基板上に、透明電極層と、pin接合を有する電池層を3層積層させた光電変換層と、裏面電極層とを備える光電変換装置であって、
前記電池層のうち、光の入射側に設けられた入射部の電池層が、膜厚が150nm以上300nm以下の非晶質シリコンi層を有し、
光の入射側に対して反対側に設けられた底部の電池層が、膜厚が1000nm以上2000nm以下の結晶質シリコンゲルマニウムi層を有し、前記結晶質シリコンゲルマニウムi層中のゲルマニウム原子とシリコン原子との和に対する前記ゲルマニウム原子の割合が35原子%より多く45原子%以下であり、
前記入射部の電池層と前記底部の電池層との間に設けられた中間部の電池層が、膜厚が1000nm以上2500nm以下の結晶質シリコンi層を有することを特徴とする光電変換装置。 - 前記結晶質シリコンi層の膜厚に対する前記結晶質シリコンゲルマニウムi層の膜厚の比が、0.7以上1.2以下であることを特徴とする請求項5に記載の光電変換装置。
- 前記入射部の電池層と前記中間部の電池層との間に、中間コンタクト層を有することを特徴とする請求項1乃至請求項6のいずれか1項に記載の光電変換装置。
- 前記底部の電池層と前記裏面電極層との間に、第2の透明電極層を有することを特徴とする請求項1乃至請求項7のいずれか1項に記載の光電変換装置。
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008311301A JP2010135636A (ja) | 2008-12-05 | 2008-12-05 | 光電変換装置 |
EP09830225A EP2355165A1 (en) | 2008-12-05 | 2009-01-07 | Photoelectric conversion device |
US13/055,131 US20120012168A1 (en) | 2008-12-05 | 2009-01-07 | Photovoltaic device |
CN2009801304942A CN102113129A (zh) | 2008-12-05 | 2009-01-07 | 光电转换装置 |
PCT/JP2009/050100 WO2010064455A1 (ja) | 2008-12-05 | 2009-01-07 | 光電変換装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008311301A JP2010135636A (ja) | 2008-12-05 | 2008-12-05 | 光電変換装置 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2010135636A true JP2010135636A (ja) | 2010-06-17 |
Family
ID=42233113
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2008311301A Pending JP2010135636A (ja) | 2008-12-05 | 2008-12-05 | 光電変換装置 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20120012168A1 (ja) |
EP (1) | EP2355165A1 (ja) |
JP (1) | JP2010135636A (ja) |
CN (1) | CN102113129A (ja) |
WO (1) | WO2010064455A1 (ja) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10217886B2 (en) | 2011-08-31 | 2019-02-26 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Photoelectric conversion device |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101194243B1 (ko) * | 2010-04-20 | 2012-10-29 | 한국철강 주식회사 | 탠덤형 광기전력 장치 및 이의 제조 방법 |
TWI443846B (zh) * | 2011-11-01 | 2014-07-01 | Ind Tech Res Inst | 透明導電層結構 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS60210826A (ja) * | 1984-04-03 | 1985-10-23 | Mitsubishi Electric Corp | 太陽電池 |
JPH10229209A (ja) * | 1996-09-19 | 1998-08-25 | Canon Inc | 光起電力素子 |
JP2001284619A (ja) * | 2000-03-29 | 2001-10-12 | Sanyo Electric Co Ltd | 光起電力装置 |
JP2003101047A (ja) * | 2001-09-27 | 2003-04-04 | Sanyo Electric Co Ltd | 積層型太陽電池装置 |
JP2006216921A (ja) * | 2005-02-07 | 2006-08-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 光電変換装置の製造方法および光電変換装置 |
JP2007180364A (ja) * | 2005-12-28 | 2007-07-12 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 光電変換素子及びその製造方法並びに薄膜形成装置 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP3568044B2 (ja) | 1994-04-28 | 2004-09-22 | キヤノン株式会社 | 光起電力素子の形成方法 |
JP3684041B2 (ja) * | 1996-08-28 | 2005-08-17 | キヤノン株式会社 | 光起電力素子 |
JP2006120745A (ja) * | 2004-10-20 | 2006-05-11 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 薄膜シリコン積層型太陽電池 |
JP2008115460A (ja) * | 2006-10-12 | 2008-05-22 | Canon Inc | 半導体素子の形成方法及び光起電力素子の形成方法 |
-
2008
- 2008-12-05 JP JP2008311301A patent/JP2010135636A/ja active Pending
-
2009
- 2009-01-07 EP EP09830225A patent/EP2355165A1/en not_active Withdrawn
- 2009-01-07 WO PCT/JP2009/050100 patent/WO2010064455A1/ja active Application Filing
- 2009-01-07 CN CN2009801304942A patent/CN102113129A/zh active Pending
- 2009-01-07 US US13/055,131 patent/US20120012168A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS60210826A (ja) * | 1984-04-03 | 1985-10-23 | Mitsubishi Electric Corp | 太陽電池 |
JPH10229209A (ja) * | 1996-09-19 | 1998-08-25 | Canon Inc | 光起電力素子 |
JP2001284619A (ja) * | 2000-03-29 | 2001-10-12 | Sanyo Electric Co Ltd | 光起電力装置 |
JP2003101047A (ja) * | 2001-09-27 | 2003-04-04 | Sanyo Electric Co Ltd | 積層型太陽電池装置 |
JP2006216921A (ja) * | 2005-02-07 | 2006-08-17 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 光電変換装置の製造方法および光電変換装置 |
JP2007180364A (ja) * | 2005-12-28 | 2007-07-12 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 光電変換素子及びその製造方法並びに薄膜形成装置 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10217886B2 (en) | 2011-08-31 | 2019-02-26 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Photoelectric conversion device |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102113129A (zh) | 2011-06-29 |
WO2010064455A1 (ja) | 2010-06-10 |
EP2355165A1 (en) | 2011-08-10 |
US20120012168A1 (en) | 2012-01-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5330723B2 (ja) | 光電変換装置 | |
JP5022341B2 (ja) | 光電変換装置 | |
WO2010052953A1 (ja) | 光電変換装置の製造方法及び光電変換装置 | |
JP4764469B2 (ja) | 光電変換装置及び光電変換装置の製造方法 | |
JP2009246031A (ja) | 光電変換装置 | |
WO2010064455A1 (ja) | 光電変換装置 | |
US8507312B2 (en) | Photoelectric-conversion-device fabrication method | |
JP5308225B2 (ja) | 光電変換装置及びその製造方法 | |
WO2011061956A1 (ja) | 光電変換装置 | |
JP2011077128A (ja) | 光電変換装置 | |
WO2009081713A1 (ja) | 光電変換装置及びその製造方法 | |
JP4875566B2 (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
KR101116945B1 (ko) | 광전 변환 장치의 제조 방법 및 광전 변환 장치 | |
WO2010061667A1 (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
WO2012014550A1 (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
JP5308226B2 (ja) | 光電変換装置及びその製造方法 | |
WO2011033885A1 (ja) | 光電変換装置 | |
JP2008251914A (ja) | 多接合型光電変換装置 | |
JP2010251424A (ja) | 光電変換装置 | |
JP2009164251A (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
JP2010118695A (ja) | 光電変換装置及びその製造方法 | |
JP2011077380A (ja) | 光電変換装置 | |
JP2011096848A (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
JP2010199305A (ja) | 光電変換装置の製造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120110 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20120508 |