JP6141342B2 - Back junction solar cell - Google Patents
Back junction solar cell Download PDFInfo
- Publication number
- JP6141342B2 JP6141342B2 JP2015021476A JP2015021476A JP6141342B2 JP 6141342 B2 JP6141342 B2 JP 6141342B2 JP 2015021476 A JP2015021476 A JP 2015021476A JP 2015021476 A JP2015021476 A JP 2015021476A JP 6141342 B2 JP6141342 B2 JP 6141342B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- substrate
- single crystal
- crystal silicon
- silicon substrate
- type single
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 143
- 229910021421 monocrystalline silicon Inorganic materials 0.000 claims description 59
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000002161 passivation Methods 0.000 claims description 22
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 38
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 13
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005268 plasma chemical vapour deposition Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 5
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 5
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 4
- 238000004506 ultrasonic cleaning Methods 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 3
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 3
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YIWGJFPJRAEKMK-UHFFFAOYSA-N 1-(2H-benzotriazol-5-yl)-3-methyl-8-[2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carbonyl]-1,3,8-triazaspiro[4.5]decane-2,4-dione Chemical compound CN1C(=O)N(c2ccc3n[nH]nc3c2)C2(CCN(CC2)C(=O)c2cnc(NCc3cccc(OC(F)(F)F)c3)nc2)C1=O YIWGJFPJRAEKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MKYBYDHXWVHEJW-UHFFFAOYSA-N N-[1-oxo-1-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)propan-2-yl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(C(C)NC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 MKYBYDHXWVHEJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 2
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 229910021419 crystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 description 1
- 238000007650 screen-printing Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 150000003378 silver Chemical class 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 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
- H01L31/02—Details
- H01L31/0216—Coatings
-
- 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
- H01L31/068—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier the potential barriers being only of the PN homojunction type, e.g. bulk silicon PN homojunction solar cells or thin film polycrystalline silicon PN homojunction solar cells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells
Description
本発明は、裏面接合型太陽電池に関する。 The present invention relates to a back junction solar cell.
裏面接合型太陽電池は、受光面に電極がない構造であるため(例えば、特許文献1を参照)、入射光の損失が低減でき、変換効率の向上が期待されている。 Since the back junction solar cell has a structure without an electrode on the light receiving surface (see, for example, Patent Document 1), the loss of incident light can be reduced, and improvement in conversion efficiency is expected.
このような裏面接合型太陽電池の光電変換特性は、バルク領域内での電子とホールの再結合の影響を受けやすいために、裏面接合型太陽電池では、一般的に、基板の厚さを薄くして変換効率を向上させている。 Since the photoelectric conversion characteristics of such back junction solar cells are easily affected by recombination of electrons and holes in the bulk region, the thickness of the substrate is generally reduced in back junction solar cells. The conversion efficiency is improved.
しかしながら、変換効率を向上させるために基板の厚さを薄くすると、基板が割れやすくなるために、製造時の歩留まりが低下するという問題があった。 However, if the thickness of the substrate is reduced in order to improve the conversion efficiency, the substrate is likely to be cracked, so that there is a problem in that the yield during manufacturing decreases.
本発明は、上記問題点に鑑みてなされたものであって、製造時の歩留まりを向上させるとともに、受光面から入射した光のエネルギーの変換効率を向上させることができる裏面接合型太陽電池を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of the above problems, and provides a back junction solar cell that can improve the yield during manufacturing and improve the conversion efficiency of the energy of light incident from the light receiving surface. The purpose is to do.
上記目的を達成するために、本発明は、p型単結晶シリコン基板の非受光面の少なくとも一部にn型領域を有する裏面接合型太陽電池であって、前記p型単結晶シリコン基板がガリウムドープされたものであり、前記p型単結晶シリコン基板の厚さが250μm以上1000μm以下であることを特徴とする裏面接合型太陽電池を提供する。 To achieve the above object, the present invention provides a back junction solar cell having an n-type region in at least a part of a non-light-receiving surface of a p-type single crystal silicon substrate, wherein the p-type single crystal silicon substrate is gallium. Provided is a back junction solar cell which is doped and has a thickness of the p-type single crystal silicon substrate of 250 μm or more and 1000 μm or less.
p型単結晶シリコン基板をガリウムドープされたものとすることで、基板のバルクライフタイムを高くすることができ、それによりバルク領域内での再結合の影響を受けにくくすることができる。そのため、基板を割れにくくするために基板を厚くしても変換効率の低下を抑制することができる。また、p型単結晶シリコン基板の厚さを上記の範囲とすることで、基板の割れ等が発生し難くなり、製造時の歩留まりの低下を抑制しつつ、変換効率を向上させることができる。 By making the p-type single crystal silicon substrate gallium-doped, the bulk lifetime of the substrate can be increased, thereby making it less susceptible to recombination in the bulk region. Therefore, even if the substrate is thickened to make it difficult to break the substrate, it is possible to suppress a decrease in conversion efficiency. In addition, by setting the thickness of the p-type single crystal silicon substrate in the above range, cracks of the substrate are less likely to occur, and conversion efficiency can be improved while suppressing a decrease in yield during manufacturing.
このとき、前記p型単結晶シリコン基板の受光面上にCVD酸化珪素膜からなるパッシベーション膜が設けられ、前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上にパッシベーション膜が設けられていないことがコスト面で好ましい。 At this time, a passivation film made of a CVD silicon oxide film is provided on the light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate, and no passivation film is provided on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate. It is preferable in terms of cost.
このように、p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上にパッシベーション膜が設けられていないことで、製造コストを削減することができる。また、受光面上のパッシベーション膜に熱酸化膜を用いていないので、受光面近傍のガリウム濃度が薄くなることを防止することができ、変換効率の低下を防止することができる。 Thus, the manufacturing cost can be reduced because the passivation film is not provided on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate. Further, since a thermal oxide film is not used for the passivation film on the light receiving surface, it is possible to prevent the gallium concentration in the vicinity of the light receiving surface from being reduced, and to prevent a decrease in conversion efficiency.
このとき、前記p型単結晶シリコン基板の酸素濃度が1×1016atoms/cm3以下であり、前記p型単結晶シリコン基板のガリウム濃度が1×1016atoms/cm3以下であることが好ましい。 At this time, the oxygen concentration of the p-type single crystal silicon substrate is 1 × 10 16 atoms / cm 3 or less, and the gallium concentration of the p-type single crystal silicon substrate is 1 × 10 16 atoms / cm 3 or less. preferable.
p型単結晶シリコン基板の酸素濃度が上記の範囲であれば、基板のバルクライフタイムをより高くすることができ、p型単結晶シリコン基板を厚くしても変換効率の低下をより効果的に抑制することができる。また、p型単結晶シリコン基板のガリウム濃度が上記の範囲であれば、基板のバルクライフタイムをより高くすることができ、p型単結晶シリコン基板を厚くしても変換効率の低下をより効果的に抑制することができる。 If the oxygen concentration of the p-type single crystal silicon substrate is in the above range, the bulk lifetime of the substrate can be increased, and the conversion efficiency can be more effectively reduced even if the p-type single crystal silicon substrate is thickened. Can be suppressed. Further, if the gallium concentration of the p-type single crystal silicon substrate is in the above range, the bulk lifetime of the substrate can be further increased, and even if the p-type single crystal silicon substrate is thickened, the conversion efficiency is more effectively reduced. Can be suppressed.
このとき、前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上に、複数の第1フィンガー電極と、複数の第2フィンガー電極とが設けられ、前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上に、前記複数の第1フィンガー電極のそれぞれを電気的に接続する第1バスバー電極と、前記複数の第2フィンガー電極のそれぞれを電気的に接続する第2バスバー電極とがさらに設けられ、前記第1バスバー電極と前記第2バスバー電極の対が、3対以上設けられていることが好ましい。 At this time, a plurality of first finger electrodes and a plurality of second finger electrodes are provided on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate, and on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate Further, a first bus bar electrode that electrically connects each of the plurality of first finger electrodes and a second bus bar electrode that electrically connects each of the plurality of second finger electrodes are further provided, It is preferable that three or more pairs of one bus bar electrode and the second bus bar electrode are provided.
このような電極構成であれば、フィンガー電極の抵抗による電力損失を減少させることができ、変換効率をより効率的に向上させることができる。また、p型単結晶シリコン基板の厚さが上記の範囲にあるので、バスバー電極の対の数が増えても、製造時の歩留まりの低下を抑制することができる。 With such an electrode configuration, power loss due to the resistance of the finger electrode can be reduced, and the conversion efficiency can be improved more efficiently. In addition, since the thickness of the p-type single crystal silicon substrate is in the above range, even if the number of bus bar electrode pairs increases, it is possible to suppress a decrease in yield during manufacturing.
以上のように、本発明の裏面接合型太陽電池であれば、製造時の歩留まりを向上させるとともに、変換効率を向上させることができる。 As described above, the back junction solar cell of the present invention can improve the yield during production and improve the conversion efficiency.
以下、本発明について、実施態様の一例として、図を参照しながら詳細に説明するが、本発明はこれに限定されるものではない。 Hereinafter, the present invention will be described in detail as an example of an embodiment with reference to the drawings, but the present invention is not limited thereto.
前述のように、従来の裏面接合型太陽電池においては、変換効率を向上させるために基板の厚さを薄くすると、割れやすくなるために、製造時の歩留まりが低下するという問題があった。 As described above, in the conventional back junction solar cell, when the thickness of the substrate is reduced in order to improve the conversion efficiency, there is a problem that the yield at the time of manufacture decreases because the substrate is easily broken.
そこで、発明者らは、製造時の歩留まりの低下を抑制しつつ、受光面から入射した光のエネルギーの変換効率を向上させることができる裏面接合型太陽電池について鋭意検討を重ねた。その結果、p型単結晶シリコン基板をガリウムドープされたものとすることにより、基板のバルクライフタイムを高くすることができること、それによりバルク領域内での再結合の影響を受けにくくすることができること、そのため、基板を厚くしても変換効率の低下を抑制することができること、また、p型単結晶シリコン基板の厚さを上記の範囲とすることで、製造時の歩留まりを向上させるとともに、変換効率を向上させることができることを見出し、本発明をなすに至った。 Thus, the inventors have made extensive studies on a back junction solar cell capable of improving the energy conversion efficiency of light incident from the light receiving surface while suppressing a decrease in yield during manufacture. As a result, it is possible to increase the bulk lifetime of the substrate by making the p-type single crystal silicon substrate doped with gallium, thereby making it less susceptible to recombination in the bulk region. Therefore, reduction in conversion efficiency can be suppressed even if the substrate is thickened, and the thickness of the p-type single crystal silicon substrate is within the above range, thereby improving the manufacturing yield and conversion. It has been found that the efficiency can be improved, and the present invention has been made.
以下、図1−3を参照しながら、本発明の裏面接合型太陽電池の一実施形態を説明する。 Hereinafter, an embodiment of the back junction solar cell of the present invention will be described with reference to FIGS.
図1の裏面接合型太陽電池10は、ガリウムがドーピングされたp型単結晶シリコン基板11と、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11bに設けられたn型領域(エミッタ)13とを有している。p型単結晶シリコン基板11の厚さは、250μm以上1000μm以下であり、より好ましくは500μm以上800μm以下である。
1 has a p-type single
裏面接合型太陽電池10はまた、p型単結晶シリコン基板11の受光面11aに設けられた第1p型領域(FSF)12と、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11bに設けられた第2p型領域(BSF)14と、p型単結晶シリコン基板11の受光面11a上に設けられたパッシベーション膜15と、パッシベーション膜15上に設けられた反射防止膜16とを有することができる。ここで、パッシベーション膜15は、例えば、酸化珪素膜とすることができ、反射防止膜16は、例えば、窒化珪素膜とすることができる。第1p型領域12及び第2p型領域14は、p型単結晶シリコン基板11よりもドーパント濃度が高く、すなわち、低抵抗である。そのため、図1中に示したように、p型単結晶シリコン基板11はp−と表され、第1p型領域12はp+と表され、第2p型領域14はp++と表されることがある。同様に、n型領域13はn+と表されることがある。
The back junction
p型単結晶シリコン基板11をガリウムドープされたものとすることで、基板のバルクライフタイムを高くすることができる。それにより基板のバルク領域内での再結合の影響を受けにくくすることができるので、基板を厚くしても変換効率の低下を抑制することができる。また、p型単結晶シリコン基板11の厚さを上記の範囲とすることで、製造時の歩留まりを向上させるとともに、変換効率を向上させることができる。すなわち、250μm以上とすることで、基板強度が向上し、製造時に割れの発生が抑制される。一方、1000μm以下とすることで必要以上に厚くすることによるコスト高を回避することができるとともに、バルク再結合が増加して変換効率が下がることを抑制できる。本発明において、p型単結晶シリコン基板11をガリウムドープ基板とするが、第1p型領域12及び第2p型領域14はボロンを拡散させたものでもよい。この場合、第1p型領域12及び第2p型領域14はガリウムとボロンの両ドーパントを含むことになる。
By making the p-type single
この場合、p型単結晶シリコン基板11の受光面11a上にCVD酸化珪素膜からなるパッシベーション膜15が設けられ、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11b上にパッシベーション膜が設けられていないことが好ましい。
In this case, a
このように、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11b上にパッシベーション膜が設けられていないことで、太陽電池の製造工程を簡略化できる。特に、電極とn型領域(エミッタ)13又は第2p型領域(BSF)14との電気的接続のための開孔を行う必要がなくなるので、非受光面11b上の電極形成工程を簡略化できる場合がある。また、受光面11a上のパッシベーション膜にCVD酸化膜を用いれば熱酸化膜を用いていないので、受光面11a近傍のガリウム濃度が薄くなることを防止することができ、変換効率の低下を防止することができる。なお、パッシベーション膜に熱酸化膜を用いた場合には、図8に示すように、熱酸化工程において、ガリウムの偏析係数が小さいために熱酸化膜104、104’側にガリウムが移動してしまい、p型単結晶シリコン基板101表面近傍のガリウム濃度が低下すること(ガリウムのデプレッション)が知られている。ここで、図8において、裏面接合型太陽電池100は、p型単結晶シリコン基板101と、p型単結晶シリコン基板101の受光面101a上に設けられた熱酸化膜(パッシベーション膜)104と、p型単結晶シリコン基板101の非受光面101b上に設けられた熱酸化膜(パッシベーション膜)104’と、p型単結晶シリコン基板101の非受光面101bに設けられたn型領域(エミッタ)102及びp型領域(BSF)103とを有している。
Thus, since the passivation film is not provided on the non-light-receiving
本発明において、p型単結晶シリコン基板11の酸素濃度は1×1016atoms/cm3以下であり、p型単結晶シリコン基板11のガリウム濃度は1×1016atoms/cm3以下であることが好ましい。
In the present invention, the oxygen concentration of the p-type single
p型単結晶シリコン基板11の酸素濃度が上記の範囲であれば、基板のバルクライフタイムをより高くすることができ、p型単結晶シリコン基板11を厚くしても変換効率の低下をより効果的に抑制することができる。また、p型単結晶シリコン基板11のガリウム濃度が上記の範囲であれば、基板のバルクライフタイムをより高くすることができ、p型単結晶シリコン基板を厚くしても変換効率の低下をより効果的に抑制することができる。図7に基板中のガリウム濃度と変換効率の関係について、基板の厚さを250μm、500μm、1000μmに変化させたときのグラフを示した。ここで、測定に用いたサンプルは、ガリウム濃度、基板の厚さ以外は、後述する実施例1と同じ条件で作製されたものである。
If the oxygen concentration of the p-type single
裏面接合型太陽電池10はまた、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11b上に設けられたn型領域13と電気的に接続された第1フィンガー電極17、及び、第2p型領域14と電気的に接続された第2フィンガー電極18を有することができる。図2は、第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18の配置例を示したものである。図2は、裏面接合型太陽電池10を非受光面11b側から見た平面図であり、後述するバスバー電極を省略したものである。図2において、第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18はそれぞれ、一方向に延在するように設けられ、第1フィンガー電極17と第2フィンガー電極18とが交互に配列されるように配置されている。第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18上にはそれぞれ、後述するバスバー電極とバスバー電極と反対の極性のフィンガー電極とが電気的に接続されないように、部分的に絶縁膜19が設けられている。絶縁膜19は、例えば、ポリイミド膜とすることができる。
The back junction
図3に示すように、裏面接合型太陽電池10はまた、p型単結晶シリコン基板11の非受光面11b上に設けられた複数の第1フィンガー電極17のそれぞれを電気的に接続する第1バスバー電極20、及び、複数の第2フィンガー電極18のそれぞれを電気的に接続する第2バスバー電極21を有することができる。図3は、第1バスバー電極20及び第2バスバー電極21の配置例を示したものである。図3は、裏面接合型太陽電池10を非受光面11b側から見た平面図である。図3において、第1バスバー電極20及び第2バスバー電極21はそれぞれ、第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18が延在する方向と垂直な方向に延在するように設けられ、第1バスバー電極20と第2バスバー電極21とが交互に配列されるように配置されている。第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18上には、第1フィンガー電極17と第2バスバー電極21、及び、第2フィンガー電極18と第1バスバー電極20が電気的に絶縁されるように部分的に絶縁膜19が設けられている。第1バスバー電極20と第2バスバー電極21の対が3対以上設けられていることが好ましい。
As shown in FIG. 3, the back junction
第1バスバー電極20と前記第2バスバー電極21の対が3対以上であれば、フィンガー電極の抵抗による電力損失を減少することができ、変換効率を向上させることができる。また、バスバー電極の対の数を増やすと、基板と電極の接触面が増加し、基板と電極の熱収縮の違いによる応力が増加するために、製造時の歩留まりが低下するが、p型単結晶シリコン基板11の厚さが上記の範囲にあれば、バスバー電極の対の数が増えても、製造時の歩留まりの低下を抑制することができる。
If there are three or more pairs of the first
以下、実施例、比較例を示して本発明をより具体的に説明するが、本発明はこれらに限定されるものではない。 EXAMPLES Hereinafter, although an Example and a comparative example are shown and this invention is demonstrated more concretely, this invention is not limited to these.
(実施例1)
以下に示す製造方法を用いて、図1に示す裏面接合型太陽電池10を作製した。
Example 1
The back junction
まず、半導体基板として、縦横の長さ156mm×156mm、厚さ250μm、酸素濃度5×1015atoms/cm3、比抵抗3Ω・cm(ガリウム濃度5×1015atoms/cm3)のガリウムドープ{100}p型アズカット単結晶シリコン基板100枚を準備し、加熱した水酸化カリウム水溶液によりこの基板のダメージ層を除去した。次に、水酸化カリウム・2−プロパノール水溶液中に浸漬し、テクスチャと呼ばれる微細な凹凸の形成を行った。その後、80℃に保った1%の塩酸と1%の過酸化水素の水溶液中に5分浸漬し、純水で5分リンス後、クリーンオーブンにて乾燥させた。
First, as a semiconductor substrate, gallium-doped {156 mm × 156 mm in length and width, thickness 250 μm,
次に、乾燥させた基板の非受光面11bに、n型領域(エミッタ)13と、基板よりもドーパント濃度が高濃度の第2p型領域(BSF)14を形成した。n型領域13及び第2p型領域14は交互に帯状に形成し、n型領域13の幅は3mm、第2p型領域14の幅は0.6mmとした。
Next, an n-type region (emitter) 13 and a second p-type region (BSF) 14 having a higher dopant concentration than the substrate were formed on the non-light-receiving
n型領域(エミッタ)13の形成は以下のようにして行った。
まず、プラズマCVDにより、基板の両面に拡散マスクとして酸化珪素膜を150nm形成し、基板の非受光面11bにリン酸を含有するエッチングペーストを用いて長さ150mm、幅3mmの線を3.6μmおきに平行に41本印刷し、加熱処理を行ないエッチングした。その後、加熱処理を施した基板を、洗剤を含んだ超音波水洗で5分間、純水のみの超音波洗浄で5分間、流水洗浄で5分間の順に洗浄し、エッチングペーストの増粘剤などの残渣を除去し、拡散マスクの窓開けを行なった。次に、基板の非受光面11bにリン酸、シリカゲルおよび有機溶媒等を含む拡散ペーストを印刷によって塗布し、基板2枚を受光面11a同士で重ねあわせ状態で、窒素中に酸素を1体積%混合させたガス雰囲気の中に配置し、900℃で30分熱処理を行った。続いて、基板の表面に形成されたリンガラスおよび酸化珪素膜をふっ酸で除去した。
The n-type region (emitter) 13 was formed as follows.
First, a silicon oxide film having a thickness of 150 nm is formed as a diffusion mask on both surfaces of the substrate by plasma CVD, and a non-light-receiving
第2p型領域(BSF)14の形成は以下のようにして行った。
まず、プラズマCVDにより、n型領域(エミッタ)13の形成を行った基板の両面に拡散マスクとして酸化珪素膜を150nm形成し、基板の非受光面11bにリン酸を含有するエッチングペーストを用いて長さ150mm、幅0.6mmの線を3.6μmおきに平行に42本印刷し、加熱処理を行ないエッチングした。その後、加熱処理を施した基板を、洗剤を含んだ超音波水洗で5分間、純水のみの超音波洗浄で5分間、流水洗浄で5分間の順に洗浄し、エッチングペーストの増粘剤などの残渣を除去し、拡散マスクの窓開けを行なった。次に、基板の非受光面11bにホウ酸、シリカゲルおよび有機溶媒等を含む拡散ペーストを印刷によって塗布し、基板2枚を受光面11a同士で重ねあわせ状態で、窒素中に酸素を1体積%混合させたガス雰囲気の中に配置し、950℃で30分熱処理を行った。続いて、基板の表面に形成されたボロンガラスおよび酸化珪素膜をふっ酸で除去した。
The formation of the second p-type region (BSF) 14 was performed as follows.
First, a silicon oxide film having a thickness of 150 nm is formed as a diffusion mask on both surfaces of the substrate on which the n-type region (emitter) 13 is formed by plasma CVD, and an etching paste containing phosphoric acid is used on the non-light-receiving
次に、基板の受光面11aに、基板よりも高濃度の第1p型領域(FSF)12を形成した。第1p型領域(FSF)12は基板の受光面11aの全面に形成した。
Next, a first p-type region (FSF) 12 having a higher concentration than the substrate was formed on the
第1p型領域(FSF)12の形成は以下のようにして行った。
まず、プラズマCVDにより、n型領域(エミッタ)13と、第2p型領域(BSF)14とを形成した基板の非受光面11bに全面拡散マスクとして酸化珪素膜を150nm形成した。次に、ホウ酸、シリカゲルおよび有機溶媒等を含む拡散ペーストを基板の受光面11aに印刷によって塗布し、基板2枚を非受光面同士で重ねあわせた状態で窒素中に酸素を1体積%混合させたガス雰囲気の中に配置し、900℃で5分熱処理を行った。続いて、基板の表面に形成されたボロンガラスおよび酸化珪素膜をふっ酸で除去した。その後、80℃に保った1%の塩酸と1%の過酸化水素の水溶液中に5分浸漬し、純水で5分リンス後、クリーンオーブンにて乾燥させた。
The first p-type region (FSF) 12 was formed as follows.
First, a silicon oxide film having a thickness of 150 nm was formed on the non-light-receiving
次に、プラズマCVDにより、乾燥させた基板の受光面11a上にパッシベーション膜15として酸化珪素膜を20nm形成した。引き続き、酸化珪素膜上に、反射防止膜16として膜厚80nm、屈折率2.0の窒化珪素膜を成膜した。窒化珪素膜の成膜にもプラズマCVDを用い、反応ガスとしてはモノシランとアンモニアとの混合ガスを用いた。
Next, a 20 nm thick silicon oxide film was formed as a
次に、基板の非受光面11bにライン状の平行なパターンで銀ペーストをスクリーン印刷し、乾燥した。この銀ペーストは、粒径が数nm〜数十nmの銀微粒子を有機溶媒中に分散させたものである。引き続き、800℃の空気雰囲気下で10秒程度熱処理し、銀を焼結させ、n型領域(エミッタ)13に電気的に接続される第1フィンガー電極17、及び、第2p型領域(BSF)14に電気的に接続される第2フィンガー電極18を形成した。
Next, a silver paste was screen-printed in a line-like parallel pattern on the non-light-receiving
第1バスバー電極20及び第2バスバー電極21の対(バスバー電極対)を形成するために、図2に示すようにバスバー電極と反対極性のフィンガー電極とが交差する箇所に、絶縁膜19としてポリイミドをスクリーン印刷により形成し、300℃の空気雰囲気下で5分程度熱処理し、乾燥させた。その後、図3に示すように絶縁膜19が形成された第1フィンガー電極17及び第2フィンガー電極18上に3対のバスバー電極を銀ペーストを用いてライン状にスクリーン印刷し、300℃の空気雰囲気下で10分程度熱処理し、乾燥させ、100枚の太陽電池セルを完成させた。
In order to form a pair of first
(実施例2)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは500μmとした。
(Example 2)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 500 μm.
(実施例3)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは800μmとした。
(Example 3)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 800 μm.
(実施例4)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは1000μmとした。
Example 4
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 1000 μm.
(実施例5)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、バスバー電極は4対とした。
(Example 5)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, four pairs of bus bar electrodes were used.
(比較例1)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは200μmとした。
(Comparative Example 1)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 200 μm.
(比較例2)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは1200μmとした。
(Comparative Example 2)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 1200 μm.
(比較例3)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは200μmとし、半導体基板としてボロンドープ基板を用いた。
(Comparative Example 3)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 200 μm, and a boron-doped substrate was used as the semiconductor substrate.
(比較例4)
比較例3と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは250μmとした。
(Comparative Example 4)
In the same manner as in Comparative Example 3, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 250 μm.
(比較例5)
比較例3と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは500μmとした。
(Comparative Example 5)
In the same manner as in Comparative Example 3, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 500 μm.
(比較例6)
比較例3と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは800μmとした。
(Comparative Example 6)
In the same manner as in Comparative Example 3, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 800 μm.
(比較例7)
比較例3と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは1000μmとした。
(Comparative Example 7)
In the same manner as in Comparative Example 3, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 1000 μm.
(実施例6)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、バスバー電極は2対とした。
(Example 6)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, two pairs of bus bar electrodes were used.
(比較例8)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは200μmとし、バスバー電極は2対とした。
(Comparative Example 8)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 200 μm, and the bus bar electrodes were two pairs.
(比較例9)
実施例1と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の厚さは200μmとし、バスバー電極は4対とした。
(Comparative Example 9)
In the same manner as in Example 1, 100 solar cells were produced. However, the thickness of the substrate was 200 μm, and the bus bar electrodes were 4 pairs.
(実施例7)
実施例3と同様にして、100枚の太陽電池セルを作製した。ただし、基板の両面にパッシベーション膜として熱酸化により酸化珪素膜を20nm形成した。
(Example 7)
In the same manner as in Example 3, 100 solar cells were produced. However, a silicon oxide film having a thickness of 20 nm was formed on both surfaces of the substrate by thermal oxidation as a passivation film.
(太陽電池特性の評価)
以上のようにして作製した実施例1−7、比較例1−9の太陽電池セルについて、山下電装社製ソーラーシミュレータを用いてAM1.5スペクトル、照射強度100mW/cm2、25℃の条件下で、太陽電池特性(短絡電流、開放電圧、形状因子変換効率)を測定した。ここで、短絡電流は、太陽電池に接続される抵抗器の抵抗が0Ωの時の電流値であり、開放電圧は、太陽電池に接続される抵抗器の抵抗が非常に大きい時の電圧値であり、形状因子(フィルファクター)は、最大発電電力/(短絡電流×開放電圧)×100であり、変換効率は、(太陽電池からの出力/太陽電池に入った太陽エネルギー)×100である。
(Evaluation of solar cell characteristics)
About the solar cell of Example 1-7 produced as mentioned above and Comparative Example 1-9, conditions using AM1.5 spectrum, irradiation intensity of 100 mW / cm 2 and 25 ° C. using a solar simulator manufactured by Yamashita Denso Co., Ltd. The solar cell characteristics (short circuit current, open circuit voltage, form factor conversion efficiency) were measured. Here, the short circuit current is the current value when the resistance of the resistor connected to the solar cell is 0Ω, and the open circuit voltage is the voltage value when the resistance of the resistor connected to the solar cell is very large. Yes, the form factor (fill factor) is maximum generated power / (short circuit current × open circuit voltage) × 100, and the conversion efficiency is (output from the solar cell / solar energy entering the solar cell) × 100.
(歩留まりの評価)
また、実施例1−7、比較例1−9の太陽電池セルについて、割れずにセル化された基板枚数をセル作製工程に投入したアズスライス基板枚数(100枚)で除した数を歩留まり(%)とした。
(Evaluation of yield)
Moreover, about the photovoltaic cell of Example 1-7 and Comparative Example 1-9, the yield (the number obtained by dividing the number of substrates formed into cells without cracking by the number of as-sliced substrates (100) input into the cell manufacturing process) %).
上記のようにして得られた太陽電池特性の平均値と歩留まりを表1に示す。また、図4に変換効率及び歩留まりと基板の厚さとの関係を示し、図5に変換効率及び歩留まりとバスバー電極対の数との関係を示す。なお、図5において、基板はガリウムドープ基板である。 Table 1 shows the average value and yield of the solar cell characteristics obtained as described above. FIG. 4 shows the relationship between the conversion efficiency and yield and the substrate thickness, and FIG. 5 shows the relationship between the conversion efficiency and yield and the number of bus bar electrode pairs. In FIG. 5, the substrate is a gallium doped substrate.
図4は、実施例1−4、比較例1−7における基板の厚さと変換効率の関係、及び、基板の厚さと歩留まりの関係をプロットしたものである。比較例1のようにガリウムドープ基板の厚さが200μmであると、歩留まりが大きく低下してしまうが(図4を参照)、ガリウムドープ基板の厚さを250μm以上とすることで大幅に改善することができた(実施例1−4、比較例2、図4を参照)。このとき、比較例3−7のようにボロンドープ基板を用いると、基板の厚さの増加による変換効率の低下が顕著であるが(図4を参照)、実施例1−4のようにガリウムドープ基板を用いると高い変換効率を維持できる(図4を参照)。しかしながら、比較例2のように基板の厚さが1200μmとなると、変換効率の低下を抑制することができない(図4を参照)。 FIG. 4 is a plot of the relationship between substrate thickness and conversion efficiency and the relationship between substrate thickness and yield in Examples 1-4 and Comparative Examples 1-7. When the thickness of the gallium-doped substrate is 200 μm as in Comparative Example 1, the yield is greatly reduced (see FIG. 4), but the thickness is significantly improved by setting the thickness of the gallium-doped substrate to 250 μm or more. (See Example 1-4, Comparative Example 2, and FIG. 4). At this time, when a boron-doped substrate is used as in Comparative Example 3-7, a decrease in conversion efficiency due to an increase in the thickness of the substrate is significant (see FIG. 4), but gallium-doped as in Example 1-4. When the substrate is used, high conversion efficiency can be maintained (see FIG. 4). However, when the thickness of the substrate is 1200 μm as in Comparative Example 2, a decrease in conversion efficiency cannot be suppressed (see FIG. 4).
図5は、実施例1、5−6、比較例1、8−9におけるバスバー電極対の数と変換効率の関係、及び、バスバー電極対の数と歩留まりの関係をプロットしたものである。図5からわかるように、バスバー電極の対の数が3対以上であれば、ガリウムドープ基板の厚さが250μmである場合に、製造時の歩留まり低下を抑制しつつ、変換効率を向上させることができる。 FIG. 5 is a plot of the relationship between the number of bus bar electrode pairs and conversion efficiency and the relationship between the number of bus bar electrode pairs and yield in Examples 1 and 5-6 and Comparative Examples 1 and 8-9. As can be seen from FIG. 5, if the number of bus bar electrode pairs is 3 or more, the conversion efficiency can be improved while suppressing the yield reduction during manufacturing when the thickness of the gallium doped substrate is 250 μm. Can do.
実施例7のように基板の両面に熱酸化によりパッシベーションを形成した場合(図8を参照)と比べ、実施例3では基板の受光面のみにプラズマCVDによりパッシベーションを形成しているため、ガリウムのデプレッションを抑制することができ、図6に示すように長波長光(波長が900nm〜1100nm程度の光)の電流ロスを少なくすることができ、変換効率を改善することができる。図6は、実施例3、7において、太陽電池の受光面に入射する光の波長と、外部量子効率との関係を測定することにより得られたものである。ここで、図6において、外部量子効率は、「毎秒発生した電子数/毎秒吸収された光子数」で定義されるものである。 Compared to the case where passivation is formed on both surfaces of the substrate as in Example 7 (see FIG. 8), in Example 3, the passivation is formed only on the light-receiving surface of the substrate by plasma CVD. Depletion can be suppressed, current loss of long wavelength light (light having a wavelength of about 900 nm to 1100 nm) can be reduced as shown in FIG. 6, and conversion efficiency can be improved. FIG. 6 is obtained by measuring the relationship between the wavelength of light incident on the light receiving surface of the solar cell and the external quantum efficiency in Examples 3 and 7. Here, in FIG. 6, the external quantum efficiency is defined as “number of electrons generated per second / number of photons absorbed per second”.
なお、本発明は、上記実施形態に限定されるものではない。上記実施形態は、例示であり、本発明の特許請求の範囲に記載された技術的思想と実質的に同一な構成を有し、同様な作用効果を奏するものは、いかなるものであっても本発明の技術的範囲に包含される。 The present invention is not limited to the above embodiment. The above-described embodiment is an exemplification, and the present invention has substantially the same configuration as the technical idea described in the claims of the present invention, and any device that exhibits the same function and effect is the present invention. It is included in the technical scope of the invention.
10…裏面接合型太陽電池、 11…p型単結晶シリコン基板、 11a…受光面、
11b…非受光面、 12…第1p型領域(FSF)、
13…n型領域(エミッタ)、 14…第2p型領域(BSF)、
15…パッシベーション膜、 16…反射防止膜、 17…第1フィンガー電極、
18…第2フィンガー電極、 19…絶縁膜、 20…第1バスバー電極、
21…第2バスバー電極、
100…裏面接合型太陽電池、 101…p型単結晶シリコン基板、
101a…受光面、 101b…非受光面、 102…n型領域(エミッタ)、
103…p型領域(BSF)、
104、104’…熱酸化膜(パッシベーション膜)。
10 ... back junction solar cell, 11 ... p-type single crystal silicon substrate, 11a ... light receiving surface,
11b ... non-light-receiving surface, 12 ... first p-type region (FSF),
13 ... n-type region (emitter), 14 ... second p-type region (BSF),
15 ... Passivation film, 16 ... Antireflection film, 17 ... First finger electrode,
18 ... second finger electrode, 19 ... insulating film, 20 ... first bus bar electrode,
21 ... second bus bar electrode,
100 ... back junction solar cell, 101 ... p-type single crystal silicon substrate,
101a ... light-receiving surface, 101b ... non-light-receiving surface, 102 ... n-type region (emitter),
103 ... p-type region (BSF),
104, 104 ′... Thermal oxide film (passivation film).
Claims (1)
前記p型単結晶シリコン基板がガリウムドープされたものであり、
前記p型単結晶シリコン基板の厚さが500μm以上1000μm以下であり、
前記p型単結晶シリコン基板の平坦な非受光面上に前記n型領域に電気的に接続された電極が設けられており、
前記p型単結晶シリコン基板の受光面上にCVD酸化珪素膜からなるパッシベーション膜が設けられ、
前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上にパッシベーション膜が設けられておらず、
前記p型単結晶シリコン基板の酸素濃度が1×10 16 atoms/cm 3 以下であり、
前記p型単結晶シリコン基板のガリウム濃度が1×10 16 atoms/cm 3 以下であり、
前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上に、複数の第1フィンガー電極と、複数の第2フィンガー電極とが設けられ、
前記p型単結晶シリコン基板の前記非受光面上に、前記複数の第1フィンガー電極のそれぞれを電気的に接続する第1バスバー電極と、前記複数の第2フィンガー電極のそれぞれを電気的に接続する第2バスバー電極とがさらに設けられ、
前記第1バスバー電極と前記第2バスバー電極の対が、3対以上設けられていることを特徴とする裏面接合型太陽電池。 A back junction solar cell having an n-type region in at least a part of a non-light-receiving surface of a p-type single crystal silicon substrate,
The p-type single crystal silicon substrate is doped with gallium;
The p-type single crystal silicon substrate has a thickness of 500 μm or more and 1000 μm or less,
An electrode electrically connected to the n-type region is provided on a flat non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate ;
A passivation film made of a CVD silicon oxide film is provided on the light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate;
No passivation film is provided on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate,
The oxygen concentration of the p-type single crystal silicon substrate is 1 × 10 16 atoms / cm 3 or less,
The p-type single crystal silicon substrate has a gallium concentration of 1 × 10 16 atoms / cm 3 or less,
A plurality of first finger electrodes and a plurality of second finger electrodes are provided on the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate,
A first bus bar electrode that electrically connects each of the plurality of first finger electrodes and each of the plurality of second finger electrodes are electrically connected to the non-light-receiving surface of the p-type single crystal silicon substrate. A second bus bar electrode is provided,
3 or more pairs of said 1st bus-bar electrode and said 2nd bus-bar electrode are provided, The back junction type solar cell characterized by the above-mentioned .
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015021476A JP6141342B2 (en) | 2015-02-05 | 2015-02-05 | Back junction solar cell |
PCT/JP2016/000138 WO2016125430A1 (en) | 2015-02-05 | 2016-01-13 | Back-junction solar cell |
TW105103578A TW201644062A (en) | 2015-02-05 | 2016-02-03 | Back-junction solar cell |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015021476A JP6141342B2 (en) | 2015-02-05 | 2015-02-05 | Back junction solar cell |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2016143868A JP2016143868A (en) | 2016-08-08 |
JP6141342B2 true JP6141342B2 (en) | 2017-06-07 |
Family
ID=56563787
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2015021476A Active JP6141342B2 (en) | 2015-02-05 | 2015-02-05 | Back junction solar cell |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6141342B2 (en) |
TW (1) | TW201644062A (en) |
WO (1) | WO2016125430A1 (en) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR102626554B1 (en) * | 2016-10-25 | 2024-01-18 | 신에쓰 가가꾸 고교 가부시끼가이샤 | High photoelectric conversion efficiency solar cell and manufacturing method of high photoelectric conversion efficiency solar cell |
US10236397B2 (en) * | 2016-11-07 | 2019-03-19 | Shin-Etsu Chemical Co., Ltd. | Method for producing high-efficiency solar cell |
WO2018092172A1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-05-24 | 信越化学工業株式会社 | High efficiency solar cell and method for manufacturing high efficiency solar cell |
CN106816486B (en) * | 2017-04-01 | 2018-12-25 | 泰州中来光电科技有限公司 | Battery strings of a kind of N-type IBC solar battery patch connection and preparation method thereof, component and system |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5658279A (en) * | 1979-10-17 | 1981-05-21 | Seiko Epson Corp | Panel for solar cell |
US4478879A (en) * | 1983-02-10 | 1984-10-23 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Screen printed interdigitated back contact solar cell |
JPH11330517A (en) * | 1998-05-12 | 1999-11-30 | Hitachi Cable Ltd | Solar battery and solar battery module |
JP2001267610A (en) * | 2000-03-17 | 2001-09-28 | Hitachi Ltd | Solar battery |
JP2002076400A (en) * | 2000-08-30 | 2002-03-15 | Shin Etsu Handotai Co Ltd | Solar cell and manufacturing method thereof |
JP4723071B2 (en) * | 2000-10-24 | 2011-07-13 | 信越半導体株式会社 | Silicon crystal, silicon crystal wafer, and manufacturing method thereof |
JP4334455B2 (en) * | 2004-10-22 | 2009-09-30 | シャープ株式会社 | Solar cell module |
JP2007281168A (en) * | 2006-04-06 | 2007-10-25 | Kyocera Corp | Process for producing crystal silicon particle |
US20080000522A1 (en) * | 2006-06-30 | 2008-01-03 | General Electric Company | Photovoltaic device which includes all-back-contact configuration; and related processes |
JP5152858B2 (en) * | 2008-08-22 | 2013-02-27 | シャープ株式会社 | Solar cell module and manufacturing method thereof |
JP2012041211A (en) * | 2010-08-16 | 2012-03-01 | Sumco Corp | Polycrystalline silicon wafer and method for casting the same |
KR20120090449A (en) * | 2011-02-08 | 2012-08-17 | 삼성전자주식회사 | Solar cell and method of manufacturing the same |
JP2013172126A (en) * | 2012-02-23 | 2013-09-02 | Sharp Corp | Photoelectric conversion element and method for manufacturing the same |
JP5349664B2 (en) * | 2012-09-14 | 2013-11-20 | シャープ株式会社 | Solar cell module and method for manufacturing solar cell module |
JP2014110256A (en) * | 2012-11-30 | 2014-06-12 | Sharp Corp | Method of manufacturing solar cell, and solar cell |
-
2015
- 2015-02-05 JP JP2015021476A patent/JP6141342B2/en active Active
-
2016
- 2016-01-13 WO PCT/JP2016/000138 patent/WO2016125430A1/en active Application Filing
- 2016-02-03 TW TW105103578A patent/TW201644062A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2016143868A (en) | 2016-08-08 |
TW201644062A (en) | 2016-12-16 |
WO2016125430A1 (en) | 2016-08-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4980494B2 (en) | Solar cell and manufacturing method thereof | |
US9171975B2 (en) | Solar cell element and process for production thereof | |
KR20130092494A (en) | Solar cell and method of manufacturing the same | |
JP6141342B2 (en) | Back junction solar cell | |
JPWO2011024264A1 (en) | Solar cell and manufacturing method thereof | |
JP2013048126A (en) | Photovoltaic device and manufacturing method thereof | |
TWI649884B (en) | Solar cell with high photoelectric conversion efficiency and manufacturing method of solar cell with high photoelectric conversion efficiency | |
KR102646477B1 (en) | High photoelectric conversion efficiency solar cell and manufacturing method of high photoelectric conversion efficiency solar cell | |
JP6114171B2 (en) | Manufacturing method of solar cell | |
KR102581702B1 (en) | High photoelectric conversion efficiency solar cell and manufacturing method of high photoelectric conversion efficiency solar cell | |
TWI415272B (en) | Method of fabricating rear surface point contact of solar cells | |
JP6405292B2 (en) | Solar cell manufacturing method and solar cell | |
JPWO2018083722A1 (en) | High photoelectric conversion efficiency solar cell and method for producing high photoelectric conversion efficiency solar cell | |
JP2010263012A (en) | Method of manufacturing solar cell | |
JP6792465B2 (en) | Manufacturing method of high photoelectric conversion efficiency solar cell | |
JP6153885B2 (en) | Back junction solar cell | |
JP2011018748A (en) | Method of manufacturing solar battery cell | |
KR101223055B1 (en) | Method of preparing solar cell and solar cell prepared by the same | |
JP6564081B2 (en) | High photoelectric conversion efficiency solar cell and method for producing high photoelectric conversion efficiency solar cell | |
JP6371883B2 (en) | Manufacturing method of back junction solar cell | |
JP5848417B1 (en) | Solar cell and method for manufacturing solar cell | |
JP6121891B2 (en) | Solar cell and method for manufacturing solar cell | |
JP2012023227A (en) | Method of manufacturing solar cell | |
JP2015062251A (en) | Solar cell and method for manufacturing the same | |
JP2013149815A (en) | Solar battery and method of manufacturing the same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20160607 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20160729 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20161213 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20170310 |
|
A911 | Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20170328 |
|
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: 20170418 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20170502 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6141342 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |