JP6366914B2 - 多接合型太陽電池 - Google Patents
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Description
実施形態の下部電極101は、光電変換素子100A〜Cの電極であって、絶縁層C上に形成された導電性膜である。絶縁層C上に一体に形成された導電性膜は、例えば、スクライブによって、光電変換素子の素子数に応じた下部電極101に分割される。下部電極101としては、導電性と透光性を有する膜を用いることができる。その中でも、下部電極101には、透明導電膜であるITO(酸化インジウムスズ((In,Sn)Oα、1≦α≦3):Indium Tin Oxide)膜を用いることが望ましい。下部電極101の膜厚は、例えば、100nm以上1000nm以下である。下部電極101は、隣の上部電極103と接続する。光電変換素子100Aの上部電極103は、光電変換素子100Bの下部電極101と接続し、光電変換素子Bの上部電極103は、光電変換素子100Cの下部電極101と接続する。これら下部電極101と上部電極103との接続によって、3つの光電変換素子100は直列に接続される。直列に接続しない場合は、これらを接続しない。並列に接続する場合は、所望の下部電極101同士を接続し、所望の上部電極103同士を接続すればよい。
実施形態の光電変換層102は、p型化合物半導体層とn型化合物半導体層がホモ接合した化合物半導体層やp型化合物半導体層とn型バッファー層がヘテロ接合した化合物半導体層である。下部電極101上に一体に形成された光電変換層は、スクライブによって、光電変換素子の素子数に応じた光電変換層102に分割される。この光電変換層102は、化合物半導体によって光を電気に変換する。p型化合物半導体層は、光電変換層102の内、下部電極101側の領域にある層である。n型化合物半導体層やn型バッファー層は、光電変換層102の内、上部電極103側の領域にある層である。I族元素、III族元素とVI族元素を含む、例えばからなるCu(In,Al,Ga)(Se,S)2(以下必要により「CIGS」という。)やCuInTe2(以下必要により「CIT」という)といったカルコパイライト化合物を化合物半導体として、光電変換層102に用いることができる。カルコパイライト化合物の他に、ステナイト化合物やケステナイト化合物も光電変換層102の化合物半導体として使用することができる。また、これらの他に、第2の太陽電池Bの光電変換層よりもワイドギャップな化合物半導体層を第1の光電変換素子100の光電変換層102に用いることができる。n型バッファー層としては、CdS等を使用することができる。光電変換層102の化合物を化学式で表すと、Cu(AlwInxGa1−w−x)(SySezTe1−y−z)2、Cu2ZnSn(SySe1−y)4等が挙げられる。w、x、yとzは、それぞれ、0≦w<1、0≦x<1、0≦y<1、0≦z<1、w+x<1とy+z<1を満たす。光電変換層102の組成は、誘導結合プラズマ(ICP:Inductively Coupled Plasma)質量分析で測定することができる。
実施形態の上部電極103は、太陽光のような光を透過し尚且つ導電性を有する膜である。光電変換層102上に一体に形成された上部電極は、スクライブによって、光電変換素子100の素子数に応じた上部電極103に分割される。上部電極103は、下部電極101と接続して、光電変換素子100A〜Cを直列に接続する。上部電極103は、例えば、Al、B、GaなどをドープしたZnOを用いることができる。上部電極103は、スパッタリング、化学気相成長法(Chemical Vapor Deposition:CVD)等によって、成膜することができる。なお、上部電極103と光電変換層102との間には、半絶縁層としてi−ZnOを例えば10nm以上100nm以下程度の厚さで形成してもよい。半絶縁層は、たとえばZn、Ti、InやMg等のうち少なくともいずれか1種以上の元素を含む酸化物の粒子を含む層である。例えば、ZnとMgの元素を含む酸化物の粒子は、Zn1−xMgxO(0<x<1)で表される。酸化物粒子の平均一次粒径は、1nm以上40nm以下の粒子が好ましい。また光電変換層102より上部に位置することから、透明で太陽光吸収ロスが少ないものが望ましい。なお、上記半絶縁層と光電変換層102との間には、CdSを例えば1nm以上10nm以下程度の厚さで形成してもよい。これは光電変換層102のVI族元素の欠損を埋める働きがあり、開放電圧が向上する。また極薄の膜厚のため光吸収損失はほとんど無い。なお、上部電極103と光電変換層102との間には、窓層を設けてもよい。
実施形態の窓層(図示せず)は、上部電極103と光電変換層102との間に設けられた、i型の高抵抗(半絶縁)層である。窓層は、ZnO、MgO、(ZnaMg1−a)O、InGabZnaOc、SnO、InSndOc、TiO2とZrO2のうちのいずれかの化合物を含む又は前記1種乃至複数種の化合物からなる層である。a、b、cとdは、それぞれ、0<a<1、0<b<1、0<c<1と0<d<1を満たすことが好ましい。高抵抗な層を、上部電極103と光電変換層102との間に設けることで、n型化合物半導体層から上部電極103へのリーク電流を減らし、変換効率を向上させる利点がある。窓層を構成する化合物は、高抵抗な化合物が含まれるため、窓層は、厚すぎるのは好ましくない。また、窓層の膜厚が薄すぎると、リーク電流を減らす効果が実質的になくなってしまう。そこで、窓層の好適な膜厚は、平均で5nm以上100nm以下である。
実施形態の中間層(図示せず)は、光電変換層102と上部電極103との間に又は光電変換層102と窓層との間に備えられた化合物薄膜層である。実施形態において、中間層を有する光電変換素子が好ましいが、中間層を省略してもよい。中間層は、ZnS、Zn(OαS1−α)、(ZnβMg1−β)(OαS1−α)、(ZnβCdγMg1−β−γ)(OαS1−α)、CdS、Cd(OαS1−α)、(CdβMg1−β)S、(CdβMg1−β)(OαS1−α)、In2S3、In2(OαS1−α)、CaS、Ca(OαS1−α)、SrS、Sr(OαS1−α)、ZnSe、ZnIn2−δSe4−ε、ZnTe、CdTeとSi(α、β、γ、δとεは、それぞれ、0<α<1、0<β<1、0<γ<1、0<δ<2、0<ε<4とβ+γ<1を満たすことが好ましい。)のいずれかの化合物を含む又は前記1種乃至複数種の化合物からなる薄膜である。中間層は、上部電極103側のn型化合物半導体層の面のすべてを覆っていない形態でもよい。例えば、上部電極103側のn型化合物半導体層の面の50%を覆っていればよい。環境問題の観点から、中間層はCdを含まない化合物を用いると好ましい。中間層の体積抵抗率は、1Ωcm以上であるとp型化合物半導体層内に存在する可能性のある低抵抗成分由来のリーク電流を押さえることが可能になるという利点がある。なお、Sを含む中間層を形成することによって、中間層に含まれるSをn型化合物半導体層にドープすることができる。
実施形態の反射防止膜104は、光電変換層102へ光を導入しやすくするための膜であって、上部電極103上に形成されている。反射防止膜104としては、例えば、MgF2やマイクロレンズ(例えば、オプトメイト社製)を用いることが望ましい。反射防止膜104の膜厚は、例えば、90nm以上120nm以下である。反射防止膜104は、例えば、電子ビーム蒸着法により成膜することができる。
第2の太陽電池Bは、複数の第2の光電変換素子からなる。第2の太陽電池Bは、多接合型太陽電池のボトムセルとなる。図1では、複数の第2の光電変換素子は、200A、200B、200C、200D、200Eと200Fで表される。直列に接続された光電変換素子A〜Fのそれぞれの間には、素子分離領域207を有する。図1では、6つの光電変換素子A〜Fが直列に接続された形態であるが、素子の数は設計に応じる。第2の光電変換素子は、バックコンタクトを有する形態の太陽電池である。第2の光電変換素子は、絶縁層Cの第1の太陽電池とは反対側の面にn型又はp型のシリコン層201、シリコン層201の絶縁層Cとは反対側の面に露出したp+領域202、シリコン層201の絶縁層Cとは反対側の面に露出したn+領域203、p+領域202と接続したp電極204と、n+領域203と接続したn電極205とを有する。例えば、第2の光電変換素子200Aのn電極205と第2の光電変換素子200Bのp電極204とが配線部206によって接続して、第2の光電変換素子200A〜Fのそれぞれは、直列に接続される。p+領域202やn+領域203は、第2の光電変換素子200の裏面であるバックコンタクト面に存在する。実施形態では、シリコン層201をn型として説明するがp型でもよい。
第2の太陽電池Bの2つの光電変換素子の素子分離を行わない形態の多接合型太陽電池の概念図を図2示す。図2の多接合型太陽電池は、第1の太陽電池Aと、絶縁層Cと、第2の太陽電池Bとを有する。第2の太陽電池Bは、2つの光電変換素子が直列に接続されている。2つの光電変換素子は、素子分離されていないため、2つの光電変換素子間に光電変換素子とは、逆の起電力が生じる。逆起電力によって、光電変換素子の発電が一部相殺されるため第2の太陽電池Bの変換効率が低く、また、第1の太陽電池Aと第2の太陽電池Bとの電圧整合がうまくできないため、多接合型太陽電池としても、変換効率が低くなる。
上記実施形態では、第2の太陽電池Bをボトムセルとして説明したが、第2の太陽電池Bをトップセルとする多接合型太陽電池の場合は、フロントコンタクトに実施形態の直列配線と素子分離を適用することができる。第2の太陽電池をトップセルとする場合は、第2の太陽電池Bの電極及び配線に透光性を有する部材を用いることが好ましい。
絶縁層Cは、第1の太陽電池Aと第2の太陽電池Bを接合する絶縁性の層である。絶縁層Cとしては、例えば、青板ガラス、石英、白板ガラス、樹脂層(接着剤層を含む)、又は、これらを用いた積層体である。図1の多接合型太陽電池の絶縁層Cは、青板ガラス301とアクリル樹脂接着層302からなる。絶縁層Cは、第1の太陽電池Aと第2の太陽電池Bを接続し、第1の太陽電池Aを通過した光を透過して第2の太陽電池Bへ導く。接着剤としては、例えば、アクリル系バインダーを用いることができる。絶縁層Cに第2の太陽電池Bの素子分離領域207が形成される場合もある。
以下、実施例に基づき実施形態の多接合型太陽電池をより具体的に説明する。
実施例1では、図3の概念図に示す形態の多接合型太陽電池を作製する。まず、絶縁層の一部となるソーダライムガラス上に第1の太陽電池を作製する。厚さ200nmのITO膜が形成された1cm×1cmのソーダライムガラスを用い、光電変換層となるCu0.85(In0.12Ga0.59Al0.29)(S0.1Se0.9)2薄膜を蒸着法(3段階法)により堆積する。まず、基板温度を300℃に加熱し、Al及びInとGaとSとSeを堆積する(第1段階目)。その後、基板温度を500℃まで加熱し、Cu及びSとSeを堆積する。吸熱反応の開始を確認し、一旦、Cuが過剰の組成でCuの堆積を停止する(第2段階目)。堆積停止直後、再びAl及びInとGaとSとSeを堆積する(第3段階目)ことで、若干、Al又はIn又はGa等のIIIb族元素過剰組成にする。光電変換層の膜厚は約2000nm程度とする。
素子分離において、p+領域やn+領域が形成された面から第1の太陽電池の方向に180μmの深さまで切断すること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例2の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表1に示す。
素子分離において、p+領域やn+領域が形成された面から第1の太陽電池の方向に80μmの深さまで切断すること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例3の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表1に示す。
素子分離において、p+領域やn+領域が形成された面から第1の太陽電池の方向に210μmの深さまで切断し、アクリル樹脂にまで素子分離領域が形成されること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例4の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表1に示す。
素子分離において、図8の概念図に示すように、シリコン層の両端部を0.5mmずつ切断しないようにダイサーで切断すること以外は実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。切断せずにシリコン層を残す領域の長さは、実施例1の切断長さの5%ずつの2領域で合計10%である。実施例5の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表1に示す。
素子分離行わないこと以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例1の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表1に示す。
比較例1は、第2の太陽電池の電圧向上がほとんど得られていない。これは、素子分離がなされていないため、直列構造になっていないことを起因とする。裏面電極の形が直列化していないものとパターンが異なるため、吸収したフォトンの一部が再結合してしまうことで、電流値も稼ぐことができずに低い効率となってしまっている。各実施例と比較例1の結果を比較すると、素子分離をしないと電圧整合することができず、中途半端な素子分離ではリーク成分により高効率化の効果が得にくいことが理解できる。
12cm×12cmの基板上に、スクライブによりITO電極を20素子分に分割し、光電変換層をITO電極上に堆積する。光電変換素子が20等分になるように光電変換層をスクライブし、20の光電変換素子が直列に接続されるように上部電極を形成し、スクライブしてから、さらに反射防止膜を形成して光電変換素子が20直列に接続した第1の太陽電池を作製する。次いで、12cm×12cmのシリコン層に38ずつのp+領域とn+領域をイオン注入で形成し、38の等面積の第2の光電変換素子を作製する。これを第1の太陽電池が形成された基板と張り合わせた後に38の第2の光電変換素子をダイサーで切断し素子分離する。素子分離した第2の光電変換素子をすべて直列に接続した第2の太陽電池を作製すること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図9に示す。図9中の数値は、光電変換素子の番号である。第1の太陽電池は20の光電変換素子で、第2の太陽電池は38の光電変換素子であることを数値は示している。実施例6の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
12cm×12cmの基板上に、スクライブにより20等分した光電変換層を形成する。その後、1から10までの光電変換素子と、11から20までの光電変換素子がそれぞれ10直列に接続するように上部電極を形成する。この時、10と11の光電変換素子は直列にも並列にも接続しない。さらに反射防止膜を形成する。10直列に接続した2つの光電変換素子を並列に接続して第1の太陽電池を作製する。次いで、12cm×12cmのシリコン層に19ずつのp+領域とn+領域をイオン注入で形成し、19の等面積の第2の光電変換素子を作製し、第1の太陽電池が形成された基板と張り合わせた後に19の第2の光電変換素子をダイサーで切断し素子分離する。素子分離した第2の光電変換素子をすべて直列に接続した第2の太陽電池を作製すること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図10に示す。実施例7の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
12cm×12cmの基板上に、スクライブによりITO電極を20素子分に分割し、光電変換層をITO電極上に堆積する。光電変換素子が20等分になるように光電変換層をスクライブし、20の光電変換素子が直列に接続されるように上部電極を形成し、さらに反射防止膜を形成して光電変換素子が20直列に接続した第1の太陽電池を作製する。次いで、12cm×5.5cmのシリコン層にイオン注入を行って19ずつのp+領域とn+領域を形成する。イオン注入を行ったシリコン層を第1の太陽電池が形成された基板に貼り合わせる。次いで、シリコン層をダイサーで切断し素子分離して、19の等面積の光電変換素子を2部作製する。そして、2部の第2の光電変換素子を直列に接続して第2の太陽電池を作製すること以外は、実施例1と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図11に示す。実施例8の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
実施例9は実施例6の第2の光電変換素子にバイパスダイオードを設けた多接合型太陽電池である。第2の光電変換素子のp電極にダイオードのカソードを接続し、第2の光電変換素子のn電極にアノードを接続する。バイパスダイオードは、第2の光電変換素子のシリコン層中に形成したものではなく、外付けのダイオードである。作製した実施例9の多接合型太陽電池の概念図を図12に示す。作製した多接合型太陽電池について実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
ダイサーで素子分離する際に1つの第2の光電変換素子をすべて除去する。光電変換素子を除去した場所にも電極を形成して実施例9と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図13に示す。黒色塗りつぶしの白抜き文字の領域は、光電変換素子が存在しない領域である。作製した比較例2の多接合型太陽電池について実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
実施例10は実施例6の第1の太陽電池と第2の太陽電池とそれぞれ直列にダイオードを接続した多接合型太陽電池である。作製した実施例10の多接合型太陽電池の概念図と回路を図14に示す。作製した多接合型太陽電池について実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
(実施例11)
実施例11は実施例6において、38の等面積の第2の光電変換素子を作製する際にダイサーで切断し素子分離して形成された溝にアクリル樹脂を流し込んだ以外は、実施例6と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した実施例11の多接合型太陽電池の概念図と回路を図15に示す。実施例11の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表2に示す。
実施例12は実施例6において、第1の太陽電池の光電変換層のp層にCu0.89In0.49Al0.51Se2を用いた以外は、実施例6と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例13の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表3に示す。
実施例13は実施例6において、第1の太陽電池の光電変換層のp層にCuAl0.59Ga0.41Se2を用い、スクライブにより分断する数を38から46に変更した以外は、実施例6と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例13の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表3に示す。
素子分離行わないこと以外は、実施例12と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例3の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表3に示す。
素子分離行わないこと以外は、実施例13と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例4の多接合型太陽電池も実施例1と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表3に示す。
これら実施例12,13より、第1の太陽電池のp層がCu(In,Al)Se2、Cu(Ga,Al)Se2を用いた場合でも本発明の効果を期待できる。このことから、前記実施例以外に、Cu(In,Al)(S,Se)2、Cu(Ga,Al)(S,Se)2でも同様の効果が得られることが理解できる。さらい、CuをAgに変えたAg(In,Ga,Al)(S,Se)2でも同様の効果が期待できる。
以上、実施形態の光電変換素子および太陽電池を説明したが、実施形態は例示した形態そのままに限定解釈されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより種々の発明を形成することができる。例えば、変形例の様に異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせても良い
Claims (8)
- 第1の光電変換素子を有する第1の太陽電池と、
複数の第2の光電変換素子を直列に接続し、バックコンタクトを有する第2の太陽電池と、
前記第1の太陽電池と前記第2の太陽電池との間に絶縁層を有し、
前記直列に接続した第2の光電変換素子間に素子分離領域を有し、
前記絶縁層は、ガラスと樹脂の積層体又は石英と樹脂の積層体である多接合型太陽電池。 - 前記絶縁層の一部に前記素子分離領域を有する請求項1に記載の多接合型太陽電池。
- 前記素子分離領域は、前記複数の第2の光電変換素子を直列に接続する第2の光電変換素子間の断面積の40%以上が絶縁した領域である請求項1又は2に記載の多接合型太陽電池。
- 前記第1の光電変換素子は、カルコパイライト型化合物半導体、ステナイト型化合物半導体とケステナイト型化合物半導体のうちのいずれかの化合物半導体を含む光電変換層を有し、
前記第2の光電変換素子は、単結晶シリコンを含む光電変換層を有する請求項1乃至3のいずれか1項に記載の多接合型太陽電池。 - 前記素子分離領域は、前記複数の第2の光電変換素子を直列に接続する第2の光電変換素子間の断面積の40%以上がアモルファスである請求項4に記載の多接合型太陽電池。
- 前記第1の光電変換素子と第2の光電変換素子のうちの少なくともいずれか一方と並列に接続した整流素子を有する請求項1乃至5のいずれか1項に記載の多接合型太陽電池。
- 前記第1の太陽電池と第2の太陽電池のうちの少なくともいずれか一方と直列に接続した整流素子を有する請求項1乃至6のいずれか1項に記載の多接合型太陽電池。
- 前記第1の太陽電池と前記第2の太陽電池を並列に接続した請求項1乃至7のいずれか1項に記載の多接合型太陽電池。
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