JP2010177264A - Solar battery element and manufacturing method for the same - Google Patents
Solar battery element and manufacturing method for the same Download PDFInfo
- Publication number
- JP2010177264A JP2010177264A JP2009015508A JP2009015508A JP2010177264A JP 2010177264 A JP2010177264 A JP 2010177264A JP 2009015508 A JP2009015508 A JP 2009015508A JP 2009015508 A JP2009015508 A JP 2009015508A JP 2010177264 A JP2010177264 A JP 2010177264A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- thin film
- film layer
- electrode
- silicon substrate
- solar cell
- 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.)
- Granted
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000010409 thin film Substances 0.000 claims abstract description 140
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 118
- 229910021420 polycrystalline silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 43
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 33
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 claims description 6
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 claims 1
- 229920005591 polysilicon Polymers 0.000 abstract 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 163
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 95
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 95
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 description 57
- 239000010408 film Substances 0.000 description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 15
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- 229910021424 microcrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 12
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 11
- 229910021419 crystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 8
- 238000004544 sputter deposition Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000001039 wet etching Methods 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 description 4
- 238000001312 dry etching Methods 0.000 description 4
- 238000004050 hot filament vapor deposition Methods 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 238000005268 plasma chemical vapour deposition Methods 0.000 description 4
- 229910006404 SnO 2 Inorganic materials 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000002161 passivation Methods 0.000 description 3
- 238000001020 plasma etching Methods 0.000 description 3
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 3
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 3
- XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N Fluoroform Chemical compound FC(F)F XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000007733 ion plating Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 2
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000623 plasma-assisted chemical vapour deposition Methods 0.000 description 2
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 2
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 2
- 229920002620 polyvinyl fluoride Polymers 0.000 description 2
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 238000007740 vapor deposition Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N Chlorine Chemical compound ClCl KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 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
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011889 copper foil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005468 ion implantation Methods 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 238000002488 metal-organic chemical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- RLOWWWKZYUNIDI-UHFFFAOYSA-N phosphinic chloride Chemical compound ClP=O RLOWWWKZYUNIDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 1
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical compound [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 238000003980 solgel method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 description 1
- 238000002230 thermal chemical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 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
- H01L31/04—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
- H01L31/072—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 PN heterojunction type
- H01L31/0745—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 PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells
- H01L31/0747—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 PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells comprising a heterojunction of crystalline and amorphous materials, e.g. heterojunction with intrinsic thin layer or HIT® solar cells; 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
Abstract
Description
本発明は太陽電池素子および太陽電池素子の製造方法に関する。 The present invention relates to a solar cell element and a method for manufacturing the solar cell element.
現在、太陽電池素子の主流製品は、結晶シリコン基板を用いたバルク型の結晶シリコン太陽電池素子である。この結晶シリコン太陽電池素子は、結晶シリコン基板が素子化工程により加工されることで作製される。この結晶シリコン太陽電池素子を複数個接続した構成を有するのが、結晶シリコン太陽電池モジュールである。 At present, the mainstream solar cell element is a bulk type crystalline silicon solar cell element using a crystalline silicon substrate. This crystalline silicon solar cell element is manufactured by processing a crystalline silicon substrate by an element forming process. A crystalline silicon solar cell module has a configuration in which a plurality of crystalline silicon solar cell elements are connected.
結晶シリコン太陽電池素子には、受光面に金属からなる表電極(多くはバスバー及びフィンガーと呼ばれる金属電極からなる)を有するタイプのほか、受光面には電極を設けず、正・負の両電極を非受光面側に配置したいわゆるBC(バックコンタクト)型太陽電池素子がある。 The crystalline silicon solar cell element has a surface electrode made of metal on the light receiving surface (mostly metal electrodes called busbars and fingers), and has no positive electrode on the light receiving surface. Both positive and negative electrodes There is a so-called BC (back contact) type solar cell element in which is arranged on the non-light-receiving surface side.
従来のBC型太陽電池素子には、光生成キャリアが結晶粒界に衝突することを抑制でき、さらに出力特性を大きくすることを目的として、多結晶シリコン基板の結晶粒の長手方向が基板の厚さ方向に対して、ほぼ垂直になるように形成したBC型太陽電池素子があった(例えば、特許文献1参照)。 In the conventional BC type solar cell element, the longitudinal direction of the crystal grain of the polycrystalline silicon substrate is the thickness of the substrate for the purpose of suppressing the collision of the photogenerated carrier with the crystal grain boundary and further increasing the output characteristics. There was a BC type solar cell element formed so as to be substantially perpendicular to the vertical direction (see, for example, Patent Document 1).
しかしながら、上記構造において電極および拡散領域は櫛歯状に形成され、p型領域とn型領域がかなり近接した状態で設けられる。そのため、それぞれ対極の電極が同じ結晶粒界と直接接触することにより、結晶粒界が電極間の橋渡しとなることからリークが起こり易い。また、基板内部にそれぞれ導電型の異なる拡散領域が同じ結晶粒界内に存在することにより、結晶粒界では不純物拡散速度が速いため、それぞれのドーパントが結晶粒界へ拡散して結晶粒界で高濃度のp型領域とn型領域が接触することからトンネル電流が増大するといった問題があり、十分な出力特性の向上が得られなかった。 However, in the above structure, the electrode and the diffusion region are formed in a comb-like shape, and are provided in a state where the p-type region and the n-type region are quite close. For this reason, each counter electrode is in direct contact with the same crystal grain boundary, and the crystal grain boundary serves as a bridge between the electrodes, so that leakage easily occurs. Further, since diffusion regions having different conductivity types exist within the same grain boundary within the substrate, the impurity diffusion rate is high at the crystal grain boundary, so that each dopant diffuses into the crystal grain boundary and Since the high-concentration p-type region and the n-type region are in contact with each other, there is a problem that the tunnel current increases, and a sufficient improvement in output characteristics cannot be obtained.
本発明は、出力特性の高いBC型の太陽電池素子及びその製造方法を提供することを目的とする。 It is an object of the present invention to provide a BC type solar cell element with high output characteristics and a method for manufacturing the same.
本発明の太陽電池素子は、受光面と前記受光面の裏面とを含み、結晶粒の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となる一導電型を有する多結晶シリコン基板を備え、前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を備え、前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域では、真性の第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層と、第一電極を有し、前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域では、前記第一薄膜層の上に一導電型を示す第三薄膜層と、第二電極を有する。 The solar cell element of the present invention comprises a polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate, An intrinsic first thin film layer is provided on the back side of the polycrystalline silicon substrate, and in the first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate, a second thin film layer showing a reverse conductivity type on the intrinsic first thin film layer; The second region on the back side of the polycrystalline silicon substrate has a third thin film layer showing one conductivity type and a second electrode on the first thin film layer.
また、本発明の太陽電池素子は、受光面と前記受光面の裏面とを含み、結晶粒の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となる一導電型を有する多結晶シリコン基板を備え、前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を備え、前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域では、真性の第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層と、第一電極を有し、前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域では、一導電型を示す第一拡散層と、第二電極を有する。 In addition, a solar cell element of the present invention includes a polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate. A second thin film having an intrinsic first thin film layer on the back side of the polycrystalline silicon substrate and having a reverse conductivity type on the intrinsic first thin film layer in the first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate; The second region on the back side of the polycrystalline silicon substrate has a first diffusion layer showing one conductivity type and a second electrode.
本発明の太陽電池素子は、上述した構成を有することから、電極と結晶粒界とが隔離されるためリークが生じる問題を低減することができる。さらに、接合領域がヘテロ接合により形成されるため、少なくとも一方のドーパントが結晶粒界へ拡散しないことから、トンネル電流が増大するといった問題を低減することができる。 Since the solar cell element of the present invention has the above-described configuration, it is possible to reduce the problem of leakage because the electrode and the crystal grain boundary are isolated. Furthermore, since the junction region is formed by a heterojunction, at least one dopant does not diffuse into the crystal grain boundary, so that a problem that the tunnel current increases can be reduced.
本明細書において、aEnという表記は、a×10nを表すものとする。 In the present specification, the notation aEn represents a × 10 n .
<第一の実施の形態>
≪太陽電池素子≫
図1は、第一の実施形態の太陽電池素子の構造を部分的に示す断面模式図である。図2(a)は図1に示す太陽電池素子20を表面(受光面)側から見た図、図2(b)は太陽電池素子を裏面側から見た図、図2(c)は図2(b)のR部分拡大図である。なお、図1、図2をはじめ、各図において図示される構成要素同士のサイズの大小関係は、必ずしも実際の関係を反映しているわけではない。
<First embodiment>
≪Solar cell element≫
FIG. 1 is a schematic cross-sectional view partially showing the structure of the solar cell element of the first embodiment. 2A is a view of the
本実施形態の太陽電池素子は、シリコン基板1の裏面側(図1においては下面側)に、不純物がドープされていない真性の第一薄膜層2(i型シリコン薄膜層)が設けられている。また、第一薄膜層2上には、逆導電型を有する第二薄膜層3と一導電型を有する第三薄膜層4とが設けられている。第二薄膜層3上には第一電極5が形成されており、第一薄膜層4上には第二電極6が形成されている。このように本実施形態の太陽電池素子はBC型太陽電池素子である。そして、シリコン基板1の結晶粒9は、その長手方向がシリコン基板1の厚み方向aに対してほぼ垂直となるように形成されている。本実施形態において、第一領域7とは第一薄膜層2上において、第二薄膜層3と第一電極5が形成された領域をいい、第二領域8とは第一薄膜層2上において、第三薄膜層4が形成された領域をいう。
In the solar cell element of the present embodiment, an intrinsic first thin film layer 2 (i-type silicon thin film layer) that is not doped with impurities is provided on the back surface side (the lower surface side in FIG. 1) of the
図1に示した太陽電池素子のシリコン基板1としては、例えば所定のドーパント元素(導電型制御用の不純物)を有して一導電型を有する多結晶シリコン基板1が用いられる。p型の結晶シリコン基板1が用いられる場合、例えばドーパント元素としてBあるいはGaが1E14〜1E17atoms/cm3程度ドープされて成る。n型の結晶シリコン基板1が用いられる場合は、例えばドーパント元素としてPが1E14〜1E17atoms/cm3程度ドープされて成る。なお、板状シリコンが用いられてもよい。このようなシリコン基板1の厚みは、300μm以下であるのが好ましく、250μm以下であるのがより好ましく、150μm以下であるのがさらに好ましい。そして、多結晶シリコンインゴットの結晶成長方向に対して平行にスライスすることにより、結晶粒9の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となるように形成される。以下、本実施の形態においては、半導体基板1としてn型シリコン基板が用いられる場合を対象に説明を行う。
As the
図1において、太陽電池素子のシリコン基板1の受光面側(図1においては上面側)はテクスチャ構造(凹凸構造)1aとされてもよい。
テクスチャ構造(凹凸構造)1aは、シリコン基板1の表面において入射光の反射率を低減する役割を有しており、シリコン基板1の受光面側に多数の微細な突起1bからなる凹凸面を構成する。係る突起1bは、幅と高さがそれぞれ2μm以下であり、かつアスペクト比(高さ/幅)が0.1以上2以下であるのが好適である。
In FIG. 1, the light-receiving surface side (upper surface side in FIG. 1) of the
The texture structure (uneven structure) 1 a has a role of reducing the reflectance of incident light on the surface of the
反射防止層11は、入射光の反射を低減する役割を有するものであり、シリコン基板1の受光面上に形成されている。反射防止層11は、窒化珪素膜(SiNx膜(Si3N4ストイキオメトリを中心にして組成比(x)には幅がある))あるいは酸化物材料膜(TiO2膜、MgO膜、ITO膜、SnO2膜、ZnO膜、SiOx膜)などによって形成されるのが好適である。なお、反射防止層11を構成する膜に表面パッシベーション効果を有する膜を使用してもよく、または、シリコン基板と反射防止膜の間に水素化アモルファスシリコン(a−Si:H)膜あるいは水素化微結晶シリコン(μc−Si:H)膜、SiC膜、窒化シリコン膜、酸化シリコン膜の単層または積層によって形成されるパッシベーション膜を設けてもよい。
The
i型シリコン薄膜層2は、i型の水素化アモルファスシリコン膜(a−Si:H(i)膜)あるいはi型の水素化微結晶シリコン薄膜(μc−Si:H(i)膜)によって、厚みが0.5〜10nm程度で形成されるのが好適である。
The i-type silicon
第二薄膜層(p型シリコン薄膜層)3は、第一領域(p型領域)7となるi型シリコン薄膜層2a上に、例えばドーパントとしてBがドープされてなるp型の水素化アモルファスシリコン膜(a−Si:H(p)膜)あるいはp型の水素化微結晶シリコン膜(μc−Si:H(p)膜)によって、厚みが5〜50nm程度、ドーパント濃度が1E18〜1E21atoms/cm3程度で形成されるのが好適である。 The second thin film layer (p-type silicon thin film layer) 3 is a p-type hydrogenated amorphous silicon obtained by doping, for example, B as a dopant on the i-type silicon thin film layer 2a to be the first region (p-type region) 7. Depending on the film (a-Si: H (p) film) or p-type hydrogenated microcrystalline silicon film (μc-Si: H (p) film), the thickness is about 5 to 50 nm and the dopant concentration is 1E18 to 1E21 atoms / cm. It is preferable to form with about 3 .
第三薄膜層(n型シリコン薄膜層)4は、第二領域(n型領域)8となるi型シリコン薄膜層2b上に、例えばドーパントとしてPがドープされてなるn型の水素化アモルファスシリコン膜(a−Si:H(n)膜)あるいはn型の水素化微結晶シリコン膜(μc−Si:H(n)膜)によって、厚みが5〜50nm程度、ドーパント濃度が1E18〜1E21atoms/cm3程度で形成されるのが好適である。
なお、本明細書における微結晶シリコンとは、結晶シリコン粒の結晶粒界をアモルファスシリコンが埋めている状態のシリコンを指し示すものとする。
The third thin film layer (n-type silicon thin film layer) 4 is an n-type hydrogenated amorphous silicon obtained by doping, for example, P as a dopant on the i-type silicon thin film layer 2b to be the second region (n-type region) 8. Depending on the film (a-Si: H (n) film) or n-type hydrogenated microcrystalline silicon film (μc-Si: H (n) film), the thickness is about 5 to 50 nm and the dopant concentration is 1E18 to 1E21 atoms / cm. It is preferable to form with about 3 .
Note that microcrystalline silicon in this specification refers to silicon in a state where crystal silicon grain boundaries are filled with amorphous silicon.
これによって、n型である多結晶シリコン基板1とi型シリコン薄膜層2及びp型シリコン薄膜層3、n型シリコン薄膜層4によって、いわゆるヘテロ接合が形成される。
Thus, a so-called heterojunction is formed by the n-type
第一電極(正電極)5および第二電極(負電極)6は、図2(b)に示す半導体基板1の裏面側に、複数の電極指を有する櫛歯状の出力取出電極として設けられている。第一電極5は、第二薄膜層3上に設けられており、第二電極6は第三薄膜層4上に設けられており、それぞれ、太陽電池素子をモジュール化する際に異なる太陽電池素子と接続するための配線が接続されるバスバー部5a、6aと、それぞれのバスバー部5a、6aから延在し、所定間隔で交互に位置する複数のフィンガー部5b、6bとを含んで構成される。第一電極のフィンガー部5bと第二電極のフィンガー部6bの幅は、0.1〜2mmとされ、第一電極のフィンガー部5bと第二電極のフィンガー部6bとの間隔は、0.1〜0.5mmとされる。
The first electrode (positive electrode) 5 and the second electrode (negative electrode) 6 are provided on the back side of the
また、正電極5および負電極6は、例えば、シリコン薄膜層上に透光性導電層を形成し、さらに導電層を形成した構成を有する。透光性導電層はシリコン薄膜層と導電層との接着強度を高める役割を有する。さらに、受光面側から入射する入射光のうちシリコン基板1を透過する成分、例えば900nm以上の長波長光をより高い反射率で反射させて、シリコン基板1に再入射させる役割も有する。透光性導電層として、例えば、ITO膜、SnO2膜、ZnO膜などが用いられ、その厚みは5〜100nm程度であるのが好適である。導電層は、例えば、Al、Ag、Cu等を主成分として単層または複層に形成される。導電層の厚みは0.1〜3μm程度であるのが好適であるが、さらに抵抗を低減するために厚く形成しても構わない。
Moreover, the
また、必要に応じて、正電極5及び負電極6の上に、半田領域を形成してもよい。
Further, a solder region may be formed on the
第一の実施形態の太陽電池素子は、図2(a)に示されるように、シリコン基板1の結晶粒9の長手方向が基板の厚み方向aに対してほぼ垂直となるように形成されている。また、図2(c)に示されるように第一電極のフィンガー部5bおよび第二電極のフィンガー部6bの延びる方向が、結晶粒9の長手方向に対してほぼ垂直となるように形成されている。光生成キャリアはシリコン基板1の内部を横方向に拡散および移動して、接合部分に到達しなければ、光電流として取出すことができないが、基板の主表面にほぼ垂直に結晶粒界10を設けないように形成されていることから、光生成キャリアが結晶粒界10に衝突することを減少させることができる。すなわち、形成された光生成キャリアのうち、結晶粒界に衝突せずに接合の部分に到達する光生成キャリアを多くすることができる。
The solar cell element of the first embodiment is formed such that the longitudinal direction of the
そして、第一電極5および第二電極6はシリコン基板1との間に第一薄膜層2が介在していることから、第一電極5および第二電極6が結晶粒界10と隔離されるためにリークが生じる問題を低減することができる。さらに、接合領域がヘテロ接合により形成されるため、従来のようにドーパントが接合領域内に拡散しないため、高濃度のp型領域とn型領域とが結晶粒界10を通して接触することがなく、トンネル電流の増大を低減することができる。さらには、基板裏面表面に水素化アモルファスシリコン膜(第一薄膜層2)を形成することによって、水素を拡散し、結晶粒界10を水素パッシベーションすることができるため、さらに出力特性を向上させることができる。
The
以上の理由から、第一の実施形態の太陽電池素子は出力特性が高い高効率な太陽電池素子を得ることができる。 For the above reasons, the solar cell element of the first embodiment can obtain a highly efficient solar cell element with high output characteristics.
≪太陽電池素子の製造方法≫
第一の実施形態に係る太陽電池素子の製造方法は、結晶粒の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となる一導電型を有する多結晶シリコン基板を準備し、シリコン基板1の裏面側に真性の第一薄膜層2を形成する工程と、シリコン基板1の裏面側の第一領域7に、第一薄膜層2の上に逆導電型を示す第二薄膜層3を形成する工程と、シリコン基板1の裏面側の第二領域8に、第一薄膜層2の上に一導電型を示す第三薄膜層4を形成する工程と、第二薄膜層3の上に第一電極5を形成する工程と、第三薄膜層4の上に第二電極6を形成する工程と、を有する。
≪Method for manufacturing solar cell element≫
In the method for manufacturing a solar cell element according to the first embodiment, a polycrystalline silicon substrate having one conductivity type in which the longitudinal direction of crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate is prepared. Forming intrinsic first
<シリコン基板の準備工程>
まずn型の導電型を有するシリコン基板1を準備する。図5に示されるようにキャスト法や鋳型内凝固法などにより作製された多結晶シリコンインゴット14を結晶成長方向に対して平行に切り出すことで、結晶粒9の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となる多結晶シリコン基板を得ることができる。このようなn型の導電型を有する結晶シリコン基板は、ドーパント元素としてPを1E13〜1E17atoms/cm3、より好ましくは1E14〜1E16atoms/cm3程度ドープされて成る。
<Preparation process of silicon substrate>
First, a
しかし、シリコン融液中のドーパント元素は凝固成長に際して偏析現象により一定の比率でシリコン固体結晶中に取り込まれていくため、結晶成長方向において比抵抗値(ρb)の変動を生じる。特に、Pの偏析係数は0.35とBの偏析係数に比べかなり小さく、多結晶シリコンインゴット14の高さ方向において大きく比抵抗が異なる。つまり、切り出した多結晶シリコン基板は比抵抗のバラツキが大きくなる。そのため、多結晶シリコン基板の比抵抗の範囲が最小ρb≧最大ρb/2となるように、多結晶シリコンインゴット14の高さを多結晶シリコン基板の1辺の長さよりも大きく調整し、多結晶シリコンインゴット14の上部を除去して、多結晶シリコンインゴット14の下部を結晶成長方向に対して平行にスライスする。なお、多結晶シリコンインゴット14の上部は、ウェットエッチングやブラスト処理などにより、最表面に偏析している不純物を除去して、次のシリコンインゴットを作製する原料として再利用される。
However, since the dopant element in the silicon melt is taken into the silicon solid crystal at a constant ratio due to segregation during solidification growth, the resistivity (ρb) varies in the crystal growth direction. In particular, the segregation coefficient of P is 0.35, which is considerably smaller than the segregation coefficient of B, and the specific resistance is greatly different in the height direction of the
なお、切り出し(スライス)に伴うシリコン基板1の表層部の機械的ダメージ層や汚染層を除去するために、切り出したシリコン基板1の表面側及び裏面側の表層部をNaOHやKOH、あるいはフッ酸と硝酸の混合液などでそれぞれ10〜20μm程度エッチングし、その後、純水などで洗浄することで、有機成分や金属成分を除去しておくようにする。加えて、希フッ酸処理+純水リンス処理によって、次述する工程でシリコン薄膜層が形成される側の面を水素で終端させておくことが好ましい。係る場合、シリコン基板1とシリコン薄膜層との間に、品質の優れたヘテロ接合界面をより容易に形成することができる。
In addition, in order to remove the mechanical damage layer and the contamination layer of the surface layer portion of the
<第一薄膜層の形成工程>
次に、シリコン基板の非受光面側に、真性の第一薄膜層であるi型シリコン薄膜層2を形成する。具体的には、i型シリコン薄膜層2として、a−Si:H(i)膜あるいはμc−Si:H(i)膜)を形成する。なお、必要に応じて、i型シリコン薄膜層2が形成される基板面をクリーニングガスで処理する態様であってもよい。例えば、CF4、SF6等のガスプラズマで基板上の該形成面を微量エッチング処理すると、表面を好適に清浄化することができる。
<Formation process of the first thin film layer>
Next, an i-type silicon
i型シリコン薄膜層2の形成方法としては、CVD法、特に、プラズマCVD(PECVD)法やCat−CVD法などを好適に用いることができる。特に、Cat−PECVD法を用いれば、極めて品質の高いシリコン薄膜層を形成することが可能であるので、シリコン基板1とシリコン薄膜層との間に形成されるヘテロ接合の品質が向上する。これにより、太陽電池素子の高特性・高歩留まりをより実現し易くなる。
As a method for forming the i-type silicon
これらCVD法を用いる場合、シランと水素とを原料ガスとして用いればよい。 When these CVD methods are used, silane and hydrogen may be used as source gases.
また、その際の成膜条件としては、プラズマCVD法を用いる場合、電力密度を調整し、Cat−CVD法を用いる場合、熱触媒体の種類、温度を調整し、Cat−PECVD法を用いる場合、電力密度および熱触媒体の種類、温度を調整する。具体的には、基板温度を100℃〜300℃(例えば200℃程度)、ガス圧力を10Pa〜500Pa、熱触媒体としてタングステン等を使用する場合、熱触媒体の温度を1500℃〜2000℃、電力密度を0.01W/cm2〜1W/cm2とする。これにより、極めて品質の高いシリコン薄膜層を200℃程度という比較的低温でかつ短時間で形成することができる。 In addition, as film formation conditions at that time, when using the plasma CVD method, adjusting the power density, using the Cat-CVD method, adjusting the type and temperature of the thermal catalyst, and using the Cat-PECVD method Adjust the power density, the type of thermal catalyst, and the temperature. Specifically, when the substrate temperature is 100 ° C. to 300 ° C. (for example, about 200 ° C.), the gas pressure is 10 Pa to 500 Pa, and tungsten is used as the thermal catalyst, the temperature of the thermal catalyst is 1500 ° C. to 2000 ° C. the power density to 0.01W / cm 2 ~1W / cm 2 . Thereby, an extremely high quality silicon thin film layer can be formed at a relatively low temperature of about 200 ° C. in a short time.
<第二薄膜層の形成工程>
次に、i型シリコン薄膜層2の上に、逆導電型を有する第二薄膜層であるp型シリコン薄膜層3を形成する。具体的には、p型シリコン薄膜層3として、a−Si:H(p)膜あるいはμc−Si:H(p)膜を形成する。これによって基板/薄膜層間にヘテロ接合が形成される。
<Second thin film layer forming step>
Next, a p-type silicon
p型シリコン薄膜層の形成方法としては、第一薄膜層2と同様に、CVD法、特に、プラズマCVD(PECVD)法やCat−CVD法などを第一薄膜層の形成工程と同様の条件で好適に用いることができる。
As a method for forming the p-type silicon thin film layer, the CVD method, in particular, the plasma CVD (PECVD) method, the Cat-CVD method, and the like are performed under the same conditions as the first thin film layer forming step, as in the first
なお、第一領域7のみに第二薄膜層3を形成する場合には形成領域以外を覆うようにメタルマスクを形成し、第二薄膜層形成後、不必要な薄膜層をメタルマスクとともに除去すればよい。
When the second
<第三薄膜層の形成工程>
次に、i型シリコン薄膜層2の上に、一導電型を有する第三薄膜層であるn型シリコン薄膜層4を形成する。具体的には、n型シリコン薄膜層4として、a−Si:H(p)膜あるいはμc−Si:H(p)膜を形成する。
<Step of forming the third thin film layer>
Next, an n-type silicon
n型シリコン薄膜層4の形成方法としては、第一薄膜層2と同様に、CVD法、特に、プラズマCVD(PECVD)法やCat−CVD法などを第一薄膜層の形成工程と同様の条件で好適に用いることができる。
As a method for forming the n-type silicon
なお、第二領域8のみに第三薄膜層4を形成する場合には形成領域以外を覆うようにメタルマスクを形成し、第三薄膜層形成後、不必要な薄膜層をメタルマスクとともに除去すればよい。
When the third
<第一電極、第二電極の形成工程>
次に、p型シリコン薄膜層3、n型シリコン薄膜層4上に導電層を形成する。特に、上述した透光性導電層を形成した上で、導電層を形成すると、光学的反射率が向上するため好ましい。
<First electrode and second electrode forming step>
Next, a conductive layer is formed on the p-type silicon
透光性導電層は、スパッタ法、蒸着法、イオンプレーティング法、熱CVD法、MOCVD法、ゾルゲル法、あるいは液状にした原料を噴霧加熱する方法やインクジェット法などを用いて形成することができる。例えば、透光性導電層としてのITO膜、またはZnO膜をスパッタ法により形成する場合であれば、SnO2を0.5wt%〜4wt%ドープしたITOターゲット、またはAlを0.5wt%〜4wt%ドープしたZnOターゲットを用いて、ArガスまたはArガスとO2ガスの混合ガスを流し、基板温度が25℃〜250℃、ガス圧力が0.1〜1.5Pa、電力が0.01kW〜2kWという条件でスパッタ処理を行うのが好適な一例である。なお、第一電極と第二電極を隔離するために、形成領域以外を覆うようにメタルマスクを形成し、透光性導電膜形成後、不必要な透光性導電膜をメタルマスクとともに除去すればよく、または形成後エッチングにより除去しても良い。 The light-transmitting conductive layer can be formed by a sputtering method, a vapor deposition method, an ion plating method, a thermal CVD method, an MOCVD method, a sol-gel method, a method of spraying and heating a liquid material, an inkjet method, or the like. . For example, in the case of forming an ITO film or a ZnO film as a translucent conductive layer by sputtering, an ITO target doped with SnO 2 by 0.5 wt% to 4 wt%, or Al from 0.5 wt% to 4 wt%. Ar gas or a mixed gas of Ar gas and O 2 gas is flowed using a% doped ZnO target, the substrate temperature is 25 ° C. to 250 ° C., the gas pressure is 0.1 to 1.5 Pa, and the power is 0.01 kW to A preferred example is to perform the sputtering process under the condition of 2 kW. In order to separate the first electrode and the second electrode, a metal mask is formed so as to cover the region other than the formation region, and after forming the light-transmitting conductive film, the unnecessary light-transmitting conductive film is removed together with the metal mask. Or may be removed by etching after formation.
導電層は、スパッタ法、蒸着法、イオンプレーティング法、インクジェット法等を用いて形成することができる。特に、加熱温度を低く抑えることができ、また、加熱時間を短くでき、接着力が高いという観点から、スパッタ法を用いることが好ましい。例えば、導電層としてのAg膜、またはAl膜をスパッタ法により形成する場合、それぞれ銀またはアルミニウムのターゲットを用いて、ArガスまたはArガスとO2ガスの混合ガスを流し、基板温度が25℃〜250℃、ガス圧力が0.1〜1.5Pa、電力が0.01kW〜2kWという条件でスパッタ処理を行うのが好適な一例である。なお、第一電極と第二電極を隔離するために、上記と同様にメタルマスクを形成するか、形成後エッチングにて除去すればよい。また、印刷法などの塗布法によってAgやAl等の金属粉末と有機成分とを混成した金属ペーストからなる電極パターンを形成し、その後焼成することによって形成してもよい。このときシリコン薄膜層にダメージを与えないために、200℃近傍で硬化する樹脂系のバインダを使用する。このような樹脂系のバインダとしては、エポキシ樹脂,フェノール樹脂,ウレタン樹脂,ポリエステル樹脂の中の一つまたは複数のものを使用できる。焼成は約1時間程度行えばよい。また、メッキ法によってCu膜を形成してもよく、上記製法を組み合わせて形成しても構わない。 The conductive layer can be formed by a sputtering method, an evaporation method, an ion plating method, an inkjet method, or the like. In particular, it is preferable to use a sputtering method from the viewpoint that the heating temperature can be kept low, the heating time can be shortened, and the adhesive strength is high. For example, when an Ag film or an Al film as a conductive layer is formed by sputtering, Ar gas or a mixed gas of Ar gas and O 2 gas is flowed using a silver or aluminum target, respectively, and the substrate temperature is 25 ° C. A preferred example is that the sputtering process is performed under conditions of ˜250 ° C., gas pressure of 0.1 to 1.5 Pa, and power of 0.01 kW to 2 kW. In order to separate the first electrode and the second electrode, a metal mask may be formed in the same manner as described above or removed by etching after formation. Alternatively, an electrode pattern made of a metal paste in which a metal powder such as Ag or Al and an organic component are mixed by a coating method such as a printing method may be formed and then fired. At this time, in order not to damage the silicon thin film layer, a resin binder that cures at around 200 ° C. is used. As such a resin binder, one or more of epoxy resin, phenol resin, urethane resin, and polyester resin can be used. Firing may be performed for about 1 hour. Further, the Cu film may be formed by a plating method, or may be formed by combining the above manufacturing methods.
<テクスチャ構造の形成工程>
次に、シリコン基板1の表面(受光面)側に、エッチング法によりテクスチャ構造1aを形成することが好ましい。
<Texture structure forming process>
Next, it is preferable to form the
テクスチャ構造1aの形成方法としては、アルカリ水溶液によるウェットエッチング法や、エッチングガスを用いるドライエッチング法を用いることができる。なお、ウェットエッチング法の場合は、上記薄膜層を形成する前に行う方が好ましい。
As a method for forming the
ドライエッチング法を用いる場合は、処理面側(受光面側)にだけ微細なテクスチャ構造1aを形成することができる。本実施の形態に係る太陽電池素子20AのようなBC型太陽電池素子の場合、ドライエッチング法を用いることによって半導体基板1の受光面側にのみテクスチャ構造が形成されるようにすれば、n/pあるいはp/p+接合の形成箇所にテクスチャ構造が形成されることはないので、これらの接合部に起因するダイオード電流の電流密度(≒暗電流密度)や、導電層界面起源のダイオード電流の電流密度が小さい、より特性の優れた太陽電池素子を得ることができる。また、ウェットエッチング法を用いる場合、裏面側にマスクを形成した後、エッチングを行っても良い。
When the dry etching method is used, the
ここで、ドライエッチング法には様々な手法があるが、特に、RIE法(ReactiveIon Etching法)を用いると、広い波長域に渡って極めて低い光反射率に抑えられる微細なテクスチャ構造1aを広い面積に渡って短時間で形成することができる。
Here, there are various methods for the dry etching method, and in particular, when the RIE method (Reactive Ion Etching method) is used, a
RIE法を用いる場合、例えば、塩素ガス(Cl2)、酸素ガス(O2)、及び六フッ化硫黄ガス(SF6)を、1:5:5程度の混合比となるようにエッチング装置のエッチング室(チャンバー)に処理対象の基板を導入し、反応ガス圧力を7Pa程度、プラズマ生成のためRFパワー密度を5kW/m2程度として、5分間程度エッチング処理を行うことで、テクスチャ構造1aを良好に形成することができる。なお、ガス流量等の示量変数はチャンバーのサイズに依存する。なお、必要に応じて、上記の混合ガスにさらに三フッ化メタンガス(CHF3)やH2Oガスを適量混合させてもよい。 In the case of using the RIE method, for example, chlorine gas (Cl 2 ), oxygen gas (O 2 ), and sulfur hexafluoride gas (SF 6 ) are mixed in the etching apparatus so as to have a mixing ratio of about 1: 5: 5. The substrate to be processed is introduced into the etching chamber (chamber), the reactive gas pressure is set to about 7 Pa, the RF power density is set to about 5 kW / m 2 for plasma generation, and the etching process is performed for about 5 minutes. It can be formed satisfactorily. Note that the reading variables such as the gas flow rate depend on the size of the chamber. If necessary, an appropriate amount of trifluoromethane gas (CHF 3 ) or H 2 O gas may be mixed with the above mixed gas.
なお、テクスチャ構造1aの形成をこの段階で行うことは必須の態様ではなく、例えば、シリコン薄膜層の形成前に行ってもよいし、電極を形成した後に行う態様であっても構わない。なお、ウェットエッチング法を用いる場合は、先に述べた基板表層部のダメージ層を除去するプロセスに連続してテクスチャ構造1aを形成することができる。
The formation of the
<反射防止層の形成工程>
次にシリコン基板1の受光面側に反射防止層9を形成する。
反射防止層11は、PECVD法、蒸着法、スパッタ法などを用いて形成することができる。反射防止層11を形成する場合、成膜温度は、400℃以下、より好ましくは300℃以下とする。なお、反射防止層11がパッシベーション層を兼用するようにしてもよい。
<Formation process of antireflection layer>
Next, an
The
<半田の形成工程>
必要であれば、さらに、半田ディップ処理によって、第一電極5及び第二電極6上に半田領域を形成する態様であってもよい。
以上のような手順によって、太陽電池素子が作製される。
<Solder formation process>
If necessary, a mode in which solder regions are formed on the
A solar cell element is produced by the procedure as described above.
<第二の実施の形態>
図3は、第二の実施形態の太陽電池素子の構造を部分的に示す断面模式図である。なお、太陽電池素子の構成要素のうち、第一の実施の形態に係る太陽電池素子の構成要素と同様の作用効果を奏するものについては、同一の符号を付してその説明を省略する。
<Second Embodiment>
FIG. 3 is a schematic cross-sectional view partially showing the structure of the solar cell element of the second embodiment. In addition, about the component which has the same effect as the component of the solar cell element which concerns on 1st embodiment among the components of a solar cell element, the same code | symbol is attached | subjected and the description is abbreviate | omitted.
本実施形態の太陽電池素子のシリコン基板1は、裏面側(図3においては下面側)の第二の領域8において、内部に拡散層12を有する。また、シリコン基板1の裏面側には、第一薄膜層2(i型シリコン薄膜層)が設けられており、第一領域7における第一薄膜層2上には、逆導電型を有する第二薄膜層3と第一電極5とが順次積層されている。また、第一薄膜層2は、第二領域8において、第一薄膜層2は貫通孔を有しており、貫通孔内に露出した拡散層12上と第一薄膜層2上とに第二電極6が形成されている。このように本実施形態の太陽電池素子はBC型太陽電池素子である。
以下、本実施の形態においては、半導体基板1としてn型シリコン基板が用いられる場合を対象に説明を行う。
The
Hereinafter, in the present embodiment, the case where an n-type silicon substrate is used as the
n型拡散層12は、第二領域8となるシリコン基板表面に、例えばドーパントとしてP(リン)が基板内部にドープされ、深さが0.2μm〜0.5μm程度、ドーパント濃度が1E18〜1E21atoms/cm3程度で形成されるのが好適である。
In the n-
これによって、n型である多結晶シリコン基板1とi型シリコン薄膜層2及びp型シリコン薄膜層3によって、いわゆるヘテロ接合が形成される。
Thus, a so-called heterojunction is formed by the n-type
第二の実施形態の太陽電池素子は、第一の実施形態の太陽電池素子と同様に、シリコン基板1の結晶粒9の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となるように形成されている。また、第一電極の第二の線部5bおよび第二電極の第二の線部6bの延びる方向が、結晶粒9の長手方向に対してほぼ垂直となるように形成されている。上記構成により形成された光生成キャリアのうち、結晶粒界に衝突せずに接合の部分に到達する光生成キャリアを多くすることができる。
Similar to the solar cell element of the first embodiment, the solar cell element of the second embodiment is formed such that the longitudinal direction of the
そして、第一電極5はシリコン基板1との間に第一薄膜層2が介在していることから、第二電極6が結晶粒界10と接触しているものの第一電極5が結晶粒界10と隔離されるためにリークが生じる問題を低減することができる。さらに、接合領域がヘテロ接合により形成されるため、逆導電型のドーパント(p型)は接合領域内に拡散しないため、高濃度n型領域は形成されるものの結晶粒界10を通してp型領域と接触することがなく、トンネル電流の増大を低減することができる。さらには、基板裏面表面に水素化アモルファスシリコン膜(第一薄膜層2)を形成することによって、水素を拡散し、結晶粒界10を水素パッシベーションすることができるため、さらに出力特性を向上させることができる。
And since the 1st
また、第二電極6は第一薄膜層2を介して第一拡散層12と接続してもよい。
The
また、図3においては第一拡散層12上に第一薄膜層2が形成されているが、図4(a)に示すように、第一拡散層12上に第一薄膜層2を設けなくてもよい。さらに、図4(b)に示すように、シリコン基板1の受光面側に第二拡散層13を形成してもよく、受光面側に移動してきた光生成キャリアを反射し、接合領域に到達するキャリア量を増加させることができる。さらに、図4(c)に示すように、第一拡散層の上に第二薄膜層4を形成し、その上に第二電極6を形成してもよく、BSF効果が高まり少数キャリアの再結合を低減することができる。
In FIG. 3, the first
以上の理由から、第二の実施形態の太陽電池素子は出力特性が高い高効率な太陽電池素子を得ることができる。 For the above reasons, the solar cell element of the second embodiment can provide a highly efficient solar cell element with high output characteristics.
第二の実施形態に係る太陽電池素子の製造方法は、結晶粒の長手方向が基板の厚み方向に対してほぼ垂直となる一導電型を有する多結晶シリコン基板1を準備し、シリコン基板1の裏面側の第二領域8に、一導電型を示す第一拡散層12を形成する工程と、シリコン基板1の裏面側に真性の第一薄膜層2を形成する工程と、多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域7に、第一薄膜層2の上に逆導電型を示す第二薄膜層3を形成する工程と、第二薄膜層の上に第一電極5を形成する工程と、第一拡散層12の上に第二電極6を形成する工程と、を有する。なお、以下第一の実施形態と同様の内容については省略し、変更部分のみ説明を行う。
In the method for manufacturing a solar cell element according to the second embodiment, a
<第一拡散層の形成工程>
第一の実施形態と同様にシリコン基板を準備した後、シリコン基板1の非受光面側に、第一拡散層であるn型拡散層11を形成する。具体的にはシリコン基板中にPを拡散させる。
<First diffusion layer forming step>
After preparing a silicon substrate as in the first embodiment, an n-
n型拡散層11の形成方法として、ペースト状態にしたP2O5をシリコン基板1表面に塗布して熱拡散させる塗布熱拡散法、ガス状態にしたPOCl3(オキシ塩化リン)を拡散源とした気相熱拡散法、及び直接拡散させるイオン打ち込み法などによって形成される。なお、第二領域8のみに拡散層を形成する場合には、形成領域以外に予め拡散防止膜を形成したり、その部分を後からエッチングして除去すればよい。
As a method for forming the n-
また、シリコン基板1の受光面側に第二拡散層13を形成する場合においても、上記と同様の方法を用いればよく、気相熱拡散法であれば受光面と非受光面の両方同時に拡散層を形成することができる。
In addition, when the
次に、第一の実施形態と同様にシリコン基板1の非受光面側に、第二領域8の少なくとも一部を除いてi型シリコン薄膜層2を形成し、第一領域7においてi型シリコン薄膜層2の上にp型シリコン薄膜層3を形成する。そして、p型シリコン薄膜層3、n型拡散層11上に導電層を設けて第一電極5、第二電極6とが形成されることによって、太陽電池素子が作製される。
Next, as in the first embodiment, the i-type silicon
≪太陽電池モジュール≫
太陽電池モジュールは、複数の太陽電池素子を直列および並列に接続することで構成される。
≪Solar cell module≫
The solar cell module is configured by connecting a plurality of solar cell elements in series and in parallel.
図6は、図1の太陽電池素子20を複数用いて構成された太陽電池モジュール30の構成を概略的に示す図である。図6(a)は太陽電池モジュール30の断面図であり、図6(b)は太陽電池モジュール30を表面(受光面)側から見た平面図である。
FIG. 6 is a diagram schematically showing a configuration of a solar cell module 30 configured using a plurality of the
図6(a)に示すように、太陽電池モジュール30は、例えば、ガラスなどの透明部材22と、透明のエチレンビニルアセテート共重合体(EVA)などからなる表側充填材24と、配線部材21によって隣接する太陽電池素子の第一電極11と第二電極12とを交互に接続して成る複数の太陽電池素子20と、EVAなどからなる裏側充填材25と、ポリエチレンテレフタレート(PET)や金属箔をポリフッ化ビニル樹脂(PVF)で挟みこんだ裏面保護材23と、を主として備える。隣接する太陽電池素子20同士は、例えば、厚さ0.1〜0.2mm程度、幅2mm程度の銅箔の全面を半田材料によって被覆された配線部材21が用いられる。
As shown in FIG. 6A, the solar cell module 30 includes, for example, a
また、直列接続された複数の太陽電池素子20のうち、最初の太陽電池素子20と最後の太陽電池素子20の電極の一端は、出力取出部である端子ボックス27に、出力取出配線26によって接続される。また、図6(a)では図示を省略しているが、図6(b)に示すように、本実施形態の太陽電池モジュール30は、アルミニウムなどの枠28を備える。
In addition, among the plurality of
本実施形態の太陽電池モジュール30は、従来よりも低コストかつ高効率な光電変換素子及び光電変換モジュールとなる。 The solar cell module 30 of the present embodiment is a photoelectric conversion element and a photoelectric conversion module that are lower in cost and higher than conventional ones.
<変形例>
尚、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更、改良等が可能である。
<Modification>
In addition, this invention is not limited to the above-mentioned embodiment, A various change, improvement, etc. are possible in the range which does not deviate from the summary of this invention.
たとえば、上述の実施形態においては、n型の導電型を有するシリコン基板を用いた場合について説明しているが、これに代えてp型の導電型を有するシリコン基板を用いることもできる。この場合、各層の極性を逆にすれば、上述の実施形態と同様の工程で、同様の作用効果を奏する太陽電池素子を得ることができる。 For example, in the above-described embodiment, the case where a silicon substrate having n-type conductivity is used has been described, but a silicon substrate having p-type conductivity may be used instead. In this case, if the polarity of each layer is reversed, a solar cell element having the same effect can be obtained in the same process as in the above-described embodiment.
また、上述の実施形態においては、シリコン基板1および薄膜層としてシリコンを例に挙げて説明しているが、本発明においてシリコン基板1および薄膜層の材料はこれに限定されるわけではなく、SiC、SiGe、Geなどの他の半導体材料を用いる場合についても適用することができる。
In the above-described embodiment, the
また、太陽電池素子の形成順序は上記順序に限定されるものではなく、まず受光面側のテクスチャ構造の形成工程、反射防止膜の形成工程を行った後、非受光面側の薄膜形成工程および導電層形成工程を行っても構わない。 In addition, the order of forming the solar cell elements is not limited to the above order. First, after performing the texture structure forming step on the light receiving surface side and the antireflection film forming step, the thin film forming step on the non-light receiving surface side and You may perform a conductive layer formation process.
1 :シリコン基板
2 :第一薄膜層(i型シリコン薄膜層)
3 :第二薄膜層(p型シリコン薄膜層)
4 :第三薄膜層(n型シリコン薄膜層)
5 :第一電極(正電極)
6 :第二電極(負電極)
12 :第一拡散層(n型拡散層)
20 :太陽電池素子
1: Silicon substrate 2: First thin film layer (i-type silicon thin film layer)
3: Second thin film layer (p-type silicon thin film layer)
4: Third thin film layer (n-type silicon thin film layer)
5: First electrode (positive electrode)
6: Second electrode (negative electrode)
12: First diffusion layer (n-type diffusion layer)
20: Solar cell element
Claims (7)
前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を備え、
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域では、前記第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層と、第一電極とを有し
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域では、前記第一薄膜層の上に一導電型を示す第三薄膜層と、第二電極とを有することを特徴とする太陽電池素子。 A polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of the crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate;
An intrinsic first thin film layer is provided on the back side of the polycrystalline silicon substrate,
The first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate has a second thin film layer having a reverse conductivity type on the first thin film layer, and a first electrode. In the two regions, a solar cell element having a third thin film layer having one conductivity type and a second electrode on the first thin film layer.
前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を備え、
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域では、前記第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層と、第一電極とを有し
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域では、一導電型を示す第一拡散層と、第二電極とを有することを特徴とする太陽電池素子。 A polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of the crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate;
An intrinsic first thin film layer is provided on the back side of the polycrystalline silicon substrate,
The first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate has a second thin film layer having a reverse conductivity type on the first thin film layer, and a first electrode. In the two regions, a solar cell element having a first diffusion layer exhibiting one conductivity type and a second electrode.
前記第一電極および前記第二電極の前記電極指の延びる方向が、結晶粒の長手方向に対してほぼ垂直となることを特徴とする請求項1乃至4のいずれかに記載の太陽電池素子。 Each of the first electrode and the second electrode is formed as a comb-like electrode having a plurality of electrode fingers on the back side of the semiconductor substrate,
5. The solar cell element according to claim 1, wherein the extending direction of the electrode fingers of the first electrode and the second electrode is substantially perpendicular to the longitudinal direction of the crystal grains.
前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を形成する工程と、
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域に、前記第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層を形成する工程と、
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域に、前記第一薄膜層の上に一導電型を示す第三薄膜層を形成する工程と、
前記第二薄膜層の上に第一電極を形成する工程と、
前記第三薄膜層の上に第二電極を形成する工程と、
を有することを特徴とする太陽電池素子の製造方法。 Preparing a polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of the crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate;
Forming an intrinsic first thin film layer on the back side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming a second thin film layer having a reverse conductivity type on the first thin film layer in the first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming a third thin film layer having one conductivity type on the first thin film layer in a second region on the back side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming a first electrode on the second thin film layer;
Forming a second electrode on the third thin film layer;
The manufacturing method of the solar cell element characterized by having.
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第二領域に、一導電型を示す第一拡散層を形成する工程と、
前記多結晶シリコン基板の裏面側に真性の第一薄膜層を形成する工程と、
前記多結晶シリコン基板の裏面側の第一領域に、前記第一薄膜層の上に逆導電型を示す第二薄膜層を形成する工程と、
前記第二薄膜層の上に第一電極を形成する工程と、
前記第一拡散層の上に第二電極を形成する工程と、
を有することを特徴とする太陽電池素子の製造方法。 Providing a polycrystalline silicon substrate having one conductivity type including a light receiving surface and a back surface of the light receiving surface, wherein the longitudinal direction of the crystal grains is substantially perpendicular to the thickness direction of the substrate;
Forming a first diffusion layer having one conductivity type in the second region on the back surface side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming an intrinsic first thin film layer on the back side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming a second thin film layer having a reverse conductivity type on the first thin film layer in the first region on the back side of the polycrystalline silicon substrate;
Forming a first electrode on the second thin film layer;
Forming a second electrode on the first diffusion layer;
The manufacturing method of the solar cell element characterized by having.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009015508A JP5274277B2 (en) | 2009-01-27 | 2009-01-27 | Method for manufacturing solar cell element |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009015508A JP5274277B2 (en) | 2009-01-27 | 2009-01-27 | Method for manufacturing solar cell element |
Related Child Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2013100227A Division JP5566502B2 (en) | 2013-05-10 | 2013-05-10 | Solar cell element |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2010177264A true JP2010177264A (en) | 2010-08-12 |
JP2010177264A5 JP2010177264A5 (en) | 2011-08-25 |
JP5274277B2 JP5274277B2 (en) | 2013-08-28 |
Family
ID=42707944
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009015508A Expired - Fee Related JP5274277B2 (en) | 2009-01-27 | 2009-01-27 | Method for manufacturing solar cell element |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5274277B2 (en) |
Cited By (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102214720A (en) * | 2011-06-10 | 2011-10-12 | 山东力诺太阳能电力股份有限公司 | Back contact heterojunction solar battery based on P-type silicon slice |
JP2012060080A (en) * | 2010-09-13 | 2012-03-22 | Ulvac Japan Ltd | Crystal solar battery and method for producing the same |
JP2012098072A (en) * | 2010-10-29 | 2012-05-24 | Mitsubishi Electric Corp | Flow detector |
JP2013008876A (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Ulvac Japan Ltd | Dry etching method |
JP2013105905A (en) * | 2011-11-14 | 2013-05-30 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element |
JP2013105883A (en) * | 2011-11-14 | 2013-05-30 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element |
WO2013168515A1 (en) * | 2012-05-10 | 2013-11-14 | シャープ株式会社 | Photovoltaic device and method for producing same |
GB2503513A (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-01 | Rec Cells Pte Ltd | A rear contact heterojunction intrinsic thin layer silicon solar cell |
JP2014067888A (en) * | 2012-09-26 | 2014-04-17 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element and method of manufacturing photoelectric conversion element |
JP2014183073A (en) * | 2013-03-18 | 2014-09-29 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element and method of manufacturing photoelectric conversion element |
JP2014527297A (en) * | 2011-08-05 | 2014-10-09 | アイメック | Method for forming a pattern of differently doped regions |
WO2016063608A1 (en) * | 2014-10-21 | 2016-04-28 | シャープ株式会社 | Heterojunction back contact solar cell and method for manufacturing same |
WO2016072415A1 (en) * | 2014-11-07 | 2016-05-12 | シャープ株式会社 | Photoelectric conversion element |
CN105870215A (en) * | 2016-04-28 | 2016-08-17 | 乐叶光伏科技有限公司 | Rear surface passivation contact battery electrode structure and preparation method thereof |
WO2017018379A1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-02-02 | 京セラ株式会社 | Solar cell element and solar cell module |
JP2017037899A (en) * | 2015-08-07 | 2017-02-16 | シャープ株式会社 | Solar battery cell |
CN106449800A (en) * | 2016-12-07 | 2017-02-22 | 常州天合光能有限公司 | Passivation contact structure of selective polycrystalline silicon thin film and preparation method thereof |
CN108461554A (en) * | 2018-01-29 | 2018-08-28 | 君泰创新(北京)科技有限公司 | Full back-contact heterojunction solar battery and preparation method thereof |
CN109728105A (en) * | 2018-12-28 | 2019-05-07 | 苏州腾晖光伏技术有限公司 | P type single crystal silicon cell backside and the method contacted at it using the passivation of tunnelling oxygen |
CN110383496A (en) * | 2017-01-18 | 2019-10-25 | 易爱恩绿色能源有限责任公司 | Solar battery apparatus and the method for being used to form single series connection and Heterojunction System solar battery apparatus |
CN110838528A (en) * | 2019-10-29 | 2020-02-25 | 协鑫集成科技股份有限公司 | Post-doped N-type contact passivation battery |
JP2020129666A (en) * | 2014-05-30 | 2020-08-27 | サンパワー コーポレイション | Relative dopant concentration level in solar cell |
CN112289873A (en) * | 2020-10-30 | 2021-01-29 | 浙江晶科能源有限公司 | Solar cell |
JP2021013044A (en) * | 2020-11-06 | 2021-02-04 | シャープ株式会社 | Photoelectric converter |
CN114784148A (en) * | 2022-06-15 | 2022-07-22 | 浙江晶科能源有限公司 | Preparation method of solar cell, solar cell and photovoltaic module |
CN115207163A (en) * | 2022-07-25 | 2022-10-18 | 正泰新能科技有限公司 | Silicon wafer texturing method, solar cell and manufacturing method of solar cell |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5617080A (en) * | 1979-07-20 | 1981-02-18 | Japan Solar Energ Kk | Ribbon crystalline solar cell |
JP2005101240A (en) * | 2003-09-24 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photosensor and its manufacturing method |
JP2005101151A (en) * | 2003-09-24 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photovoltaic element and its manufacturing method |
JP2005101427A (en) * | 2003-09-26 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photoelectromotive force element and its manufacturing method |
JP2005333016A (en) * | 2004-05-20 | 2005-12-02 | Sharp Corp | Back surface electrode solar cell, and method for manufacturing the same |
JP2006273668A (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-12 | Kyocera Corp | Method for production of semiconductor ingot |
WO2008050889A1 (en) * | 2006-10-27 | 2008-05-02 | Kyocera Corporation | Solar cell element manufacturing method and solar cell element |
-
2009
- 2009-01-27 JP JP2009015508A patent/JP5274277B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5617080A (en) * | 1979-07-20 | 1981-02-18 | Japan Solar Energ Kk | Ribbon crystalline solar cell |
JP2005101240A (en) * | 2003-09-24 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photosensor and its manufacturing method |
JP2005101151A (en) * | 2003-09-24 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photovoltaic element and its manufacturing method |
JP2005101427A (en) * | 2003-09-26 | 2005-04-14 | Sanyo Electric Co Ltd | Photoelectromotive force element and its manufacturing method |
JP2005333016A (en) * | 2004-05-20 | 2005-12-02 | Sharp Corp | Back surface electrode solar cell, and method for manufacturing the same |
JP2006273668A (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-12 | Kyocera Corp | Method for production of semiconductor ingot |
WO2008050889A1 (en) * | 2006-10-27 | 2008-05-02 | Kyocera Corporation | Solar cell element manufacturing method and solar cell element |
Cited By (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2012060080A (en) * | 2010-09-13 | 2012-03-22 | Ulvac Japan Ltd | Crystal solar battery and method for producing the same |
WO2012036146A1 (en) * | 2010-09-13 | 2012-03-22 | 株式会社アルバック | Crystalline solar cell and manufacturing method therefor |
US8720268B2 (en) | 2010-10-29 | 2014-05-13 | Mitsubishi Electric Corporation | Flow rate detection device having anti-undercurrent material |
JP2012098072A (en) * | 2010-10-29 | 2012-05-24 | Mitsubishi Electric Corp | Flow detector |
CN102214720A (en) * | 2011-06-10 | 2011-10-12 | 山东力诺太阳能电力股份有限公司 | Back contact heterojunction solar battery based on P-type silicon slice |
JP2013008876A (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Ulvac Japan Ltd | Dry etching method |
JP2014527297A (en) * | 2011-08-05 | 2014-10-09 | アイメック | Method for forming a pattern of differently doped regions |
JP2013105883A (en) * | 2011-11-14 | 2013-05-30 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element |
JP2013105905A (en) * | 2011-11-14 | 2013-05-30 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element |
WO2013168515A1 (en) * | 2012-05-10 | 2013-11-14 | シャープ株式会社 | Photovoltaic device and method for producing same |
CN104285304A (en) * | 2012-05-10 | 2015-01-14 | 夏普株式会社 | Photovoltaic device and method for producing same |
JPWO2013168515A1 (en) * | 2012-05-10 | 2016-01-07 | シャープ株式会社 | Photoelectric conversion device and manufacturing method thereof |
GB2503513A (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-01 | Rec Cells Pte Ltd | A rear contact heterojunction intrinsic thin layer silicon solar cell |
JP2014067888A (en) * | 2012-09-26 | 2014-04-17 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element and method of manufacturing photoelectric conversion element |
JP2014183073A (en) * | 2013-03-18 | 2014-09-29 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element and method of manufacturing photoelectric conversion element |
JP2020129666A (en) * | 2014-05-30 | 2020-08-27 | サンパワー コーポレイション | Relative dopant concentration level in solar cell |
JP2016082160A (en) * | 2014-10-21 | 2016-05-16 | シャープ株式会社 | Hetero back-contact type solar cell and manufacturing method of the same |
WO2016063608A1 (en) * | 2014-10-21 | 2016-04-28 | シャープ株式会社 | Heterojunction back contact solar cell and method for manufacturing same |
WO2016072415A1 (en) * | 2014-11-07 | 2016-05-12 | シャープ株式会社 | Photoelectric conversion element |
WO2017018379A1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-02-02 | 京セラ株式会社 | Solar cell element and solar cell module |
JP2017037899A (en) * | 2015-08-07 | 2017-02-16 | シャープ株式会社 | Solar battery cell |
CN105870215A (en) * | 2016-04-28 | 2016-08-17 | 乐叶光伏科技有限公司 | Rear surface passivation contact battery electrode structure and preparation method thereof |
CN106449800A (en) * | 2016-12-07 | 2017-02-22 | 常州天合光能有限公司 | Passivation contact structure of selective polycrystalline silicon thin film and preparation method thereof |
CN110383496B (en) * | 2017-01-18 | 2023-12-15 | 三阳责任有限公司 | Solar cell apparatus and method for forming single, tandem and heterojunction system solar cell apparatus |
CN110383496A (en) * | 2017-01-18 | 2019-10-25 | 易爱恩绿色能源有限责任公司 | Solar battery apparatus and the method for being used to form single series connection and Heterojunction System solar battery apparatus |
JP2020505786A (en) * | 2017-01-18 | 2020-02-20 | エネル グリーン パワー エス.ピー.エー.Enel Green Power S.P.A. | Single-type, tandem-type, and heterojunction-type solar cell devices and methods for forming the same |
CN108461554A (en) * | 2018-01-29 | 2018-08-28 | 君泰创新(北京)科技有限公司 | Full back-contact heterojunction solar battery and preparation method thereof |
CN109728105A (en) * | 2018-12-28 | 2019-05-07 | 苏州腾晖光伏技术有限公司 | P type single crystal silicon cell backside and the method contacted at it using the passivation of tunnelling oxygen |
CN110838528A (en) * | 2019-10-29 | 2020-02-25 | 协鑫集成科技股份有限公司 | Post-doped N-type contact passivation battery |
CN110838528B (en) * | 2019-10-29 | 2021-07-06 | 协鑫集成科技股份有限公司 | Post-doped N-type contact passivation battery |
CN112289873B (en) * | 2020-10-30 | 2022-05-20 | 浙江晶科能源有限公司 | Solar cell |
CN112289873A (en) * | 2020-10-30 | 2021-01-29 | 浙江晶科能源有限公司 | Solar cell |
US11901467B2 (en) | 2020-10-30 | 2024-02-13 | Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. | Solar cell |
JP2021013044A (en) * | 2020-11-06 | 2021-02-04 | シャープ株式会社 | Photoelectric converter |
CN114784148A (en) * | 2022-06-15 | 2022-07-22 | 浙江晶科能源有限公司 | Preparation method of solar cell, solar cell and photovoltaic module |
CN114784148B (en) * | 2022-06-15 | 2022-09-23 | 浙江晶科能源有限公司 | Preparation method of solar cell, solar cell and photovoltaic module |
US11848397B1 (en) | 2022-06-15 | 2023-12-19 | Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. | Method for preparing solar cell and solar cell, photovoltaic module |
CN115207163A (en) * | 2022-07-25 | 2022-10-18 | 正泰新能科技有限公司 | Silicon wafer texturing method, solar cell and manufacturing method of solar cell |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5274277B2 (en) | 2013-08-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5274277B2 (en) | Method for manufacturing solar cell element | |
JP4999937B2 (en) | Solar cell element and method for manufacturing solar cell element | |
EP2434548B1 (en) | Solar cell and method for manufacturing the same | |
JP5328363B2 (en) | Method for manufacturing solar cell element and solar cell element | |
JP5025184B2 (en) | Solar cell element, solar cell module using the same, and manufacturing method thereof | |
EP2219222B1 (en) | Solar cell and method for manufacturing the same | |
JP5844797B2 (en) | Manufacturing method of solar cell | |
US8101852B2 (en) | Single-sided contact solar cell with plated- through holes and method for its production | |
EP3474333B1 (en) | Solar cell and production method therefor, and solar cell module | |
JP2011009733A (en) | Solar cell element, solar cell module, and photovoltaic power generation device | |
JP2013239476A (en) | Photovoltaic device and method of manufacturing the same, and photovoltaic module | |
KR101878397B1 (en) | Solar cell and method for fabricating the same | |
US9997647B2 (en) | Solar cells and manufacturing method thereof | |
JP5566502B2 (en) | Solar cell element | |
KR101166361B1 (en) | Solar cell | |
KR101047170B1 (en) | Solar cell and manufacturing method | |
CN103066133A (en) | Photoelectric device | |
KR101098325B1 (en) | Solar cell and method for fabricating the same | |
JP5501549B2 (en) | Photoelectric conversion element and photoelectric conversion module composed thereof | |
JP2005260157A (en) | Solar cell and solar cell module | |
JP5029921B2 (en) | Method for manufacturing solar battery cell | |
JP4623952B2 (en) | Method for manufacturing solar cell element | |
JP2005079143A (en) | Crystal silicon and photoelectric converter employing it | |
KR101505188B1 (en) | Solar cell and method for fabricating the same | |
KR101072531B1 (en) | Solar cell and method for fabricating the same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20110708 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20110915 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20120725 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20121023 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20121225 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130129 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130401 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130416 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130514 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Ref document number: 5274277 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |