JP7471239B2 - 太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法 - Google Patents
太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP7471239B2 JP7471239B2 JP2020567378A JP2020567378A JP7471239B2 JP 7471239 B2 JP7471239 B2 JP 7471239B2 JP 2020567378 A JP2020567378 A JP 2020567378A JP 2020567378 A JP2020567378 A JP 2020567378A JP 7471239 B2 JP7471239 B2 JP 7471239B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- solar cell
- substrate
- semiconductor substrate
- resin member
- tray
- 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 title claims description 152
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 39
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 71
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 71
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 63
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 claims description 58
- 239000010409 thin film Substances 0.000 claims description 50
- 239000010408 film Substances 0.000 claims description 27
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 claims description 18
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 claims description 16
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 16
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 16
- 229920006015 heat resistant resin Polymers 0.000 claims description 15
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000012790 adhesive layer Substances 0.000 claims description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 claims 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 40
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 40
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 39
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 15
- 229910021421 monocrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 11
- 238000005240 physical vapour deposition Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 238000005268 plasma chemical vapour deposition Methods 0.000 description 8
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 5
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 5
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 5
- 238000004544 sputter deposition Methods 0.000 description 5
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021419 crystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 2
- 229910003437 indium oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- PJXISJQVUVHSOJ-UHFFFAOYSA-N indium(iii) oxide Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[In+3].[In+3] PJXISJQVUVHSOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMGQUBHHOARCQH-UHFFFAOYSA-N indium;oxotin Chemical compound [In].[Sn]=O AMGQUBHHOARCQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 229920003223 poly(pyromellitimide-1,4-diphenyl ether) Polymers 0.000 description 2
- 239000009719 polyimide resin Substances 0.000 description 2
- 238000007650 screen-printing Methods 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 2
- 229910021642 ultra pure water Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012498 ultrapure water Substances 0.000 description 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 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
- 229920005672 polyolefin resin Polymers 0.000 description 1
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000007788 roughening Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N tin dioxide Chemical compound O=[Sn]=O XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001887 tin oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001771 vacuum deposition Methods 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L21/00—Processes or apparatus adapted for the manufacture or treatment of semiconductor or solid state devices or of parts thereof
- H01L21/67—Apparatus specially adapted for handling semiconductor or electric solid state devices during manufacture or treatment thereof; Apparatus specially adapted for handling wafers during manufacture or treatment of semiconductor or electric solid state devices or components ; Apparatus not specifically provided for elsewhere
- H01L21/673—Apparatus specially adapted for handling semiconductor or electric solid state devices during manufacture or treatment thereof; Apparatus specially adapted for handling wafers during manufacture or treatment of semiconductor or electric solid state devices or components ; Apparatus not specifically provided for elsewhere using specially adapted carriers or holders; Fixing the workpieces on such carriers or holders
-
- 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 potential barriers
- 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 potential barriers 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 potential barriers 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 potential barriers 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
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
- H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
-
- 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
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Photovoltaic Devices (AREA)
- Container, Conveyance, Adherence, Positioning, Of Wafer (AREA)
Description
本開示は、太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法に関する。
太陽電池では、半導体積層体からなる光電変換部への光照射により発生したキャリア（電子及び正孔）を、半導体積層体の両面に形成された透明電極層を介して外部回路に取り出すことにより発電する。このため、太陽電池の半導体積層体及び透明電極層をいかに特性低下なく形成するかが太陽電池の製造工程において重要となる。
半導体積層体は、例えば結晶シリコンの半導体基板上にシリコン系薄膜が積層されてなる。半導体基板上へのシリコン系薄膜の製膜及び透明電極層の製膜は、一般に、化学気相堆積（ＣＶＤ）法又は物理蒸着（ＰＶＤ）法を用いて行われる。ＣＶＤ又はＰＶＤでは、半導体基板が基板トレイ上に配置された状態で、真空状態の製膜チャンバ内に搬送され、製膜が行われる（例えば、特許文献１）。
ところで、その製膜時に、半導体基板と基板トレイとが擦れることで、半導体基板に傷及び欠けなどの欠陥が生じたり、半導体基板上に形成したシリコン系薄膜及び透明電極層が剥離し、太陽電池の歩留まりが低下する。
本開示の課題は、ＣＶＤ又はＰＶＤにおいて、半導体基板と基板トレイとの擦れを抑えて、欠陥の発生及び薄膜の剥離を抑制し、太陽電池の歩留まりを向上させることである。
本開示に係る太陽電池製造用の基板トレイは、太陽電池を製造するための製膜プロセスにおいて、半導体基板を製膜チャンバに搬送するために該半導体基板が載置される基板トレイであって、前記半導体基板が載置される側の表面において開口する凹部と、前記凹部の底面及び前記凹部の外周部の少なくとも一方に配置された樹脂部材と、を備え、前記半導体基板は、前記樹脂部材上に載置される。
本開示に係る太陽電池の製造方法は、半導体基板上に薄膜を形成する製膜プロセスを備えた太陽電池の製造方法であって、前記製膜プロセスは、前記半導体基板を製膜チャンバに搬送するための基板トレイを準備する準備工程と、前記基板トレイ上に前記半導体基板を載置する載置工程と、を備え、前記基板トレイは、前記半導体基板が載置される側の表面において開口する凹部と、前記凹部の底面及び前記凹部の外周部の少なくとも一方に配置された樹脂部材と、を備え、前記載置工程で、前記半導体基板は、前記樹脂部材上に載置される。
本開示によれば、製膜プロセスにおいて、半導体基板と基板トレイとが直接接触することが抑制されるから、両者間の擦れが抑えられる。これにより、欠陥の発生及び薄膜の剥離が抑制されるから、太陽電池の歩留まりが向上する。
以下、実施形態について図面に基づいて詳細に説明する。
（実施形態１）
図１～図５を参照して、実施形態１に係る太陽電池の製造方法及び太陽電池製造用のトレイ１００（基板トレイ）を説明する。
図１～図５を参照して、実施形態１に係る太陽電池の製造方法及び太陽電池製造用のトレイ１００（基板トレイ）を説明する。
＜太陽電池＞
本実施形態の製造方法で製造する太陽電池としては、光電変換効率が高いヘテロ接合型太陽電池が好ましく、以下、ヘテロ接合型太陽電池を一例として挙げて説明する。ヘテロ接合型太陽電池は、一導電型の単結晶シリコン基板の表面に、単結晶シリコンとはバンドギャップの異なるシリコン系薄膜を有することで、拡散電位が形成された結晶シリコン系太陽電池である。上記シリコン系薄膜としては、例えば、非晶質シリコン系薄膜が好ましい。中でも、拡散電位を形成するための導電型非晶質シリコン系薄膜と単結晶シリコン基板との間に、薄い真性の非晶質シリコン層を介在させたものは、光電変換効率の最も高い結晶シリコン系太陽電池の形態の一つとして知られている。但し、上記太陽電池は、上記ヘテロ接合型太陽電池に限定されず、例えば、ホモ接合型太陽電池であってもよい。
本実施形態の製造方法で製造する太陽電池としては、光電変換効率が高いヘテロ接合型太陽電池が好ましく、以下、ヘテロ接合型太陽電池を一例として挙げて説明する。ヘテロ接合型太陽電池は、一導電型の単結晶シリコン基板の表面に、単結晶シリコンとはバンドギャップの異なるシリコン系薄膜を有することで、拡散電位が形成された結晶シリコン系太陽電池である。上記シリコン系薄膜としては、例えば、非晶質シリコン系薄膜が好ましい。中でも、拡散電位を形成するための導電型非晶質シリコン系薄膜と単結晶シリコン基板との間に、薄い真性の非晶質シリコン層を介在させたものは、光電変換効率の最も高い結晶シリコン系太陽電池の形態の一つとして知られている。但し、上記太陽電池は、上記ヘテロ接合型太陽電池に限定されず、例えば、ホモ接合型太陽電池であってもよい。
図１は、本実施形態に係る太陽電池の製造方法及び当該方法で製造される太陽電池の一例を示している。
図１に示すように、太陽電池３００は、半導体積層体３０１と、半導体積層体３０１の主面に形成された透明電極層３０２と、透明電極層３０２の表面上に形成された集電極３０３とを備える。
－半導体積層体－
半導体積層体３０１は、基板２００（半導体基板）の光入射面側となる主面（以下、表面ともいう。）の上に、順に積層された真性シリコン系薄膜３０１Ａ及び一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂを備える。また、半導体積層体３０１は、基板２００の逆主面（以下、裏面ともいう。）の上に、順に積層された真性シリコン系薄膜３０１Ｃ及び上述の一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂと異なる導電型の逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄとを備える。なお、本明細書において「一導電型」とは、ｎ型又はｐ型のどちらか一方であることをいう。また、「逆導電型」とは、上述の「一導電型」と異なる導電型であることをいう。具体的には例えば、「一導電型」がｎ型である場合には、「逆導電型」はｐ型であり、「一導電型」がｐ型である場合には、「逆導電型」はｎ型である。半導体積層体３０１は、太陽電池３００の光電変換部を構成する。なお、以下、真性シリコン系薄膜３０１Ａ、一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂ、真性シリコン系薄膜３０１Ｃ、及び逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄをまとめて「シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄ」等と称することがある。
半導体積層体３０１は、基板２００（半導体基板）の光入射面側となる主面（以下、表面ともいう。）の上に、順に積層された真性シリコン系薄膜３０１Ａ及び一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂを備える。また、半導体積層体３０１は、基板２００の逆主面（以下、裏面ともいう。）の上に、順に積層された真性シリコン系薄膜３０１Ｃ及び上述の一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂと異なる導電型の逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄとを備える。なお、本明細書において「一導電型」とは、ｎ型又はｐ型のどちらか一方であることをいう。また、「逆導電型」とは、上述の「一導電型」と異なる導電型であることをいう。具体的には例えば、「一導電型」がｎ型である場合には、「逆導電型」はｐ型であり、「一導電型」がｐ型である場合には、「逆導電型」はｎ型である。半導体積層体３０１は、太陽電池３００の光電変換部を構成する。なお、以下、真性シリコン系薄膜３０１Ａ、一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂ、真性シリコン系薄膜３０１Ｃ、及び逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄをまとめて「シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄ」等と称することがある。
－基板－
基板２００は、例えば一導電型単結晶シリコン基板である。なお、ｎ型単結晶シリコン基板とは、シリコン原子に電子を導入するための原子（例えばリン）を含有させた単結晶シリコン基板である。また、ｐ型単結晶シリコン基板とは、シリコン原子に正孔を導入するための原子（例えばホウ素）を含有させた単結晶シリコン基板である。基板２００は、ｎ型又はｐ型のどちらか一方の単結晶シリコン基板であり、特にｎ型単結晶シリコン基板であることが好ましい。
基板２００は、例えば一導電型単結晶シリコン基板である。なお、ｎ型単結晶シリコン基板とは、シリコン原子に電子を導入するための原子（例えばリン）を含有させた単結晶シリコン基板である。また、ｐ型単結晶シリコン基板とは、シリコン原子に正孔を導入するための原子（例えばホウ素）を含有させた単結晶シリコン基板である。基板２００は、ｎ型又はｐ型のどちらか一方の単結晶シリコン基板であり、特にｎ型単結晶シリコン基板であることが好ましい。
基板２００の形状は、特に限定されるものではないが、平面視で、正方形状（以下、「スクエア状」と称することがある。）、スクエア状の四隅を切り落としたセミスクエア状、長方形状、多角形状、円形状等であり、好ましくはスクエア状、セミスクエア状である。
基板２００の大きさは、特に限定されるものではなく、太陽電池３００の仕様により適宜変更される。具体的には例えば、幅が１００ｍｍ以上２００ｍｍ以下である。なお、本明細書において、「幅」とは、例えば円形であれば円の直径、多角形であれば互いに対向する二辺間の距離、長方形であれば長辺の長さ、スクエアであれば一辺の長さ、セミスクエアであればスクエアとみなしたときの一辺の長さをいう。
基板２００の厚みは、特に限定されるものではなく、太陽電池３００の仕様により適宜変更されるが、例えば１００μｍ以上５００μｍ以下である。
－シリコン系薄膜－
シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄは、例えば非晶質シリコン系薄膜である。具体的には例えば、真性シリコン系薄膜３０１Ａ及び真性シリコン系薄膜３０１Ｃは、シリコンと水素で構成されるｉ型水素化非晶質シリコン系薄膜である。一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂ及び逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄは、それぞれｐ型及びｎ型、又は、それぞれｎ型又はｐ型の非晶質シリコン系薄膜であり、好ましくはそれぞれｐ型又はｎ型非晶質シリコン系薄膜である。
シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄは、例えば非晶質シリコン系薄膜である。具体的には例えば、真性シリコン系薄膜３０１Ａ及び真性シリコン系薄膜３０１Ｃは、シリコンと水素で構成されるｉ型水素化非晶質シリコン系薄膜である。一導電型シリコン系薄膜３０１Ｂ及び逆導電型シリコン系薄膜３０１Ｄは、それぞれｐ型及びｎ型、又は、それぞれｎ型又はｐ型の非晶質シリコン系薄膜であり、好ましくはそれぞれｐ型又はｎ型非晶質シリコン系薄膜である。
シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄの製膜方法としては、例えば、プラズマＣＶＤ法が好ましい。
－透明電極層－
透明電極層３０２は、導電性酸化物を主成分として形成される。上記導電性酸化物としては、例えば、酸化亜鉛、酸化インジウム、酸化錫等が挙げられ、これらは単独又は混合して用いられる。特に、導電性、光学特性、及び長期信頼性の観点から、酸化インジウムを主成分として含むインジウム系酸化物が好ましい。本明細書において「主成分」とは、その含有割合が５０質量％より多いことを意味し、７０質量％以上が好ましく、８５質量％以上がより好ましい。また、透明電極層の主成分として用いられる上記導電性酸化物は、利用状況に応じて、Ｓｎ、Ｗ、Ａｓ、Ｚｎ、Ｇｅ、Ｃａ、Ｓｉ、Ｃ等の少なくとも一種の元素をドーパントとして含むことが好ましい。中でもドーパントとしてＳｎを用いた酸化インジウム錫（ＩＴＯ）が特に好ましく用いられる。
透明電極層３０２は、導電性酸化物を主成分として形成される。上記導電性酸化物としては、例えば、酸化亜鉛、酸化インジウム、酸化錫等が挙げられ、これらは単独又は混合して用いられる。特に、導電性、光学特性、及び長期信頼性の観点から、酸化インジウムを主成分として含むインジウム系酸化物が好ましい。本明細書において「主成分」とは、その含有割合が５０質量％より多いことを意味し、７０質量％以上が好ましく、８５質量％以上がより好ましい。また、透明電極層の主成分として用いられる上記導電性酸化物は、利用状況に応じて、Ｓｎ、Ｗ、Ａｓ、Ｚｎ、Ｇｅ、Ｃａ、Ｓｉ、Ｃ等の少なくとも一種の元素をドーパントとして含むことが好ましい。中でもドーパントとしてＳｎを用いた酸化インジウム錫（ＩＴＯ）が特に好ましく用いられる。
図１において、透明電極層３０２は、主面側及び逆主面側にそれぞれ単層構造で形成されているが、それぞれ複数の層からなる積層構造としてもよい。透明電極層３０２の形成方法は特に限定されないが、例えばスパッタリング法等のＰＶＤ法により形成される。
－集電極－
ヘテロ接合型太陽電池では、透明電極層のみでは電流取り出し効率が悪く、曲線因子が低下することがある。これは透明電極層が導電性酸化物を主成分として形成されているとはいえ、導電性酸化物は金属に比べると抵抗率が数桁大きく、透明電極層のみではシリーズ抵抗（Ｒｓ）が大きくなりすぎることが一因である。そこで、Ｒｓの増大を抑制し、高い曲線因子を維持するため、ヘテロ接合型太陽電池では集電極が利用される。
ヘテロ接合型太陽電池では、透明電極層のみでは電流取り出し効率が悪く、曲線因子が低下することがある。これは透明電極層が導電性酸化物を主成分として形成されているとはいえ、導電性酸化物は金属に比べると抵抗率が数桁大きく、透明電極層のみではシリーズ抵抗（Ｒｓ）が大きくなりすぎることが一因である。そこで、Ｒｓの増大を抑制し、高い曲線因子を維持するため、ヘテロ接合型太陽電池では集電極が利用される。
集電極３０３は、太陽電池３００の光入射面側に設けられるため、例えば、櫛形状等の透光部を有するパターンに形成されていることが好ましい。集電極３０３が透光部を有さないと、遮光損が大きくなり、光取りこみ量が低減するため、短絡電流が低下するからである。集電極３０３としては、導電性及び化学的安定性が高い材料を用いることが望ましい。このような特性を満たす材料としては、銀又はアルミニウム等が挙げられる。集電極３０３は、インクジェット法、スクリーン印刷法、導線接着法、スプレー法、真空蒸着法、スパッタリング法、めっき法等の公知技術によって作製される。
＜太陽電池の製造方法＞
図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池３００の製造方法は、シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄを形成する工程Ｓ１（製膜プロセス）と、透明電極層３０２を形成する工程Ｓ２（製膜プロセス）と、集電極３０３を形成する工程Ｓ３とを備える。
図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池３００の製造方法は、シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、３０１Ｃ、３０１Ｄを形成する工程Ｓ１（製膜プロセス）と、透明電極層３０２を形成する工程Ｓ２（製膜プロセス）と、集電極３０３を形成する工程Ｓ３とを備える。
工程Ｓ１及び工程Ｓ２は、上述のごとく、プラズマＣＶＤ法又はＰＶＤ法等を用いて基板２００上に薄膜を形成する工程である。本明細書において、これらの工程Ｓ１及び工程Ｓ２を製膜プロセスと称する。
製膜プロセスは、例えば基板２００をトレイ上に載置して、製膜装置内に搬送し、基板２００の主面及び逆主面に所望の薄膜を製膜することにより行われる。
具体的には、例えば工程Ｓ１は、図２に示すように、準備工程Ｓ１１と、載置工程Ｓ１２と、製膜工程Ｓ１３とを備える。
まず、準備工程Ｓ１１において、図３に示すように、トレイ１００を用意する。トレイ１００は、基板２００をデポダウン方式のプラズマＣＶＤ製膜装置（不図示）の製膜チャンバ内に搬送するためのものである。そして、このトレイ１００の凹部１２０の底面１２４に樹脂部材１３０を配置する。次に、載置工程Ｓ１２において、トレイ１００の凹部１２０内の樹脂部材１３０の表面上に基板２００を載置する。そして、製膜工程Ｓ１３において、トレイ１００を製膜チャンバ内に搬送し、基板２００の主面に、上側から製膜材を蒸着させて（図５中符号Ｐ１の矢印参照。）、シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂを順に製膜する。その後、基板２００をプラズマＣＶＤ製膜装置から取出して裏返し、さらに載置工程Ｓ１２及び製膜工程Ｓ１３を経て、基板２００の逆主面に、シリコン系薄膜３０１Ｃ、３０１Ｄを順に製膜する。そうして、半導体積層体３０１を得る。
得られた半導体積層体３０１をプラズマＣＶＤ製膜装置から取出し、トレイ１００に載置したまま、又は、別のトレイに入れ替えて、ＰＶＤ製膜装置に搬入する。そして、半導体積層体３０１の表裏両面に透明電極層３０２を製膜する（工程Ｓ２）。別のトレイを使用する場合は、工程Ｓ１で使用したトレイ１００と同一の構成のトレイを用いてもよいし、他の構成のトレイを用いてもよい。
そして、透明電極層３０２を製膜した半導体積層体３０１をＰＶＤ製膜装置から取出し、上述の各種方法を用いて、透明電極層３０２の表裏両面に、集電極３０３のパターンを形成し、太陽電池３００を得る（工程Ｓ３）。
＜トレイ＞
以下、本実施形態に係るトレイ１００の構成を詳述する。なお、以下の説明では、工程Ｓ１において使用するトレイ１００を例に挙げて説明する。
以下、本実施形態に係るトレイ１００の構成を詳述する。なお、以下の説明では、工程Ｓ１において使用するトレイ１００を例に挙げて説明する。
図３～図５に示すように、トレイ１００は、平板状の本体１０１と、本体１０１における基板２００が載置される側の表面１１０において開口する複数の平面視正方形状の凹部１２０を備える非絶縁性の部材である。非絶縁性のトレイ１００の材質としては、チタン、アルミニウム、又はステンレス等の金属が挙げられる。ただし、トレイ１００の材質は金属に限定されるものではなく例えば、炭素材等でトレイが形成されていても構わない。なお、以下の説明において、方向は、例えば図３に示すように、便宜上、基板２００が載置される側を上側、反対側を下側とする。また、図３では、トレイ１００は４個の凹部１２０を備えるが、凹部１２０の数は４個に限定されるものではなく、２個、３個又は５個以上でもよい。
凹部１２０は、トレイ１００の表面１１０に形成された平面視正方形状の開口部１２１と、開口部１２１から下方へ延びる４つの側壁１２２と、４つの側壁１２２の下端に接続された正方形状の底面１２４とを備えている。なお、４つの側壁１２２の下端は、底面１２４の外周端１２４Ａを形成している。
なお、凹部１２０の形状は、平面視正方形状に限られるものではなく、基板２００の形状に応じて、又は、基板２００の形状に拘わらず、平面視長方形状、多角形状、円形状等に適宜変更される。
凹部１２０の大きさ、すなわち底面１２４の幅Ｗ１１は、基板２００より僅かに大きい程度である。すなわち、詳細は後述するが、基板２００と凹部１２０の側壁１２２との間の距離が十分小さいから、トレイ１００の搬送中及び製膜中等に、基板２００が凹部１２０内で大きく移動することがなく、基板２００の損傷等が抑えられる。
なお、凹部１２０の大きさは当該構成に限られるものではなく、基板２００の形状、太陽電池３００の仕様等に応じて適宜変更される。
－樹脂部材－
ここに、凹部１２０の底面１２４には、テープ状の樹脂部材１３０が配置されている。
ここに、凹部１２０の底面１２４には、テープ状の樹脂部材１３０が配置されている。
樹脂部材１３０は、基板２００を凹部１２０内に載置したときに、トレイ１００と基板２００とが直接触れることを抑制する。樹脂部材１３０は、凹部１２０の底面１２４における外周端１２４Ａに沿うように、外周部１２４Ｂの２箇所（複数箇所）に設けられている。なお、樹脂部材１３０は、凹部１２０の底面１２４の外周部１２４Ｂの少なくとも２箇所に配置されることが好ましく、３箇所以上であってもよい。また、樹脂部材１３０の形状は、テープ状に限られるものではなく、ドット状、又はブロック状等他の形状であってもよい。
図５に示すように、樹脂部材１３０は、トレイ１００の底面１２４の表面に接触する粘着層１３２と、粘着層１３２の上側に積層された耐熱性樹脂層１３４とよりなる２層の積層構造である。なお、樹脂部材１３０は、２層の積層構造に限られるものではなく、単層であってもよいし、３層以上の積層構造であってもよい。樹脂部材１３０が３層以上の積層構造である場合は、トレイ１００に接触する層を粘着層１３２、基板２００に接触する層を耐熱性樹脂層１３４とすることが望ましい。
粘着層１３２は、樹脂部材１３０をトレイ１００に固定するためのものである。粘着層１３２の主成分は、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、又はシリコーン樹脂等であり、製膜プロセスにおけるプラズマ耐性などの観点から、好ましくはシリコーン樹脂である。
耐熱性樹脂層１３４は、載置工程Ｓ１２で基板２００が載置されたときに、基板２００と接触する層であり、基板２００とトレイ１００との接触・擦れを抑制するためのものである。耐熱性樹脂層１３４の主成分は、ポリイミド樹脂、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）樹脂、又はポリオレフィン樹脂等であり、製膜プロセスにおけるプラズマ耐性などの観点から、好ましくはポリイミド樹脂である。
耐熱性樹脂層１３４の厚みは、例えば３０μｍ以下、好ましくは１０μｍ以上２５μｍ以下である。また、樹脂部材１３０全体の厚みは、例えば１００μｍ以下、好ましくは８０μｍ以下、より好ましくは１５μｍ以上５０μｍ以下である。これにより、基板２００とトレイ１００との擦れを抑えるための樹脂部材１３０の十分な弾性を確保しつつ製膜プロセス中の水分及び低分子量成分等の拡散が抑制される。
なお、耐熱性樹脂層１３４は、基板２００の載置及び取出作業の容易性の観点から、適度な滑り性及びアンチブロッキング性を備えていることが望ましい。具体的には、耐熱性樹脂層１３４は、滑り性及びアンチブロッキング性を向上させる観点から、表面に微細な凹凸形状を有していることが好ましい。このような凹凸形状は、耐熱性樹脂層１３４を形成する樹脂材料にシリカなどのフィラーを添加すること、又は粗面化処理等により形成される。耐熱性樹脂層１３４の表面粗さは、平均表面粗さ（Ｒａ）が例えば１０ｎｍ以上１００ｎｍ以下、特に好ましくは２０ｎｍ以上７０ｎｍ以下である。また、滑り性及びアンチブロッキング性については、基板２００と耐熱性樹脂層１３４との間の摩擦係数で表現され、例えば静摩擦係数は０．４以上０．５以下であることが好ましく、動摩擦係数は０．３以上０．４以下であることが好ましい。
載置工程Ｓ１２において、基板２００は、凹部１２０の内部の樹脂部材１３０上に、例えばベルヌイハンド等により載置される。このとき、図４に示すように、基板２００は、樹脂部材１３０の全体を覆うように、樹脂部材１３０上に載置されることが望ましい。
製膜プロセスのプラズマＣＶＤ法又はＰＶＤ法は、真空雰囲気下におけるプラズマプロセスである。真空雰囲気下でプラズマの輻射熱を受けることで、粘着層１３２及び耐熱性樹脂層１３４から水分及び低分子量成分が製膜チャンバ内に拡散する可能性がある。これらの水分及び低分子量成分は、シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ及び透明電極層３０２の品質低下及びコンタミネーションの原因となり、太陽電池性能の低下をもたらす。
本実施形態に係るトレイ１００では、載置工程Ｓ１２で基板２００が載置されたときに、平面視で、樹脂部材１３０の外周端１３６が基板２００の最外端２０１よりも内側に位置するように、樹脂部材１３０は配置されていることが好ましい。換言すると、好ましくは、載置工程Ｓ１２で基板２００が載置されたときに、樹脂部材１３０は、平面視で、基板２００により完全に覆われる。
具体的に、図４及び図５を参照すると、樹脂部材１３０は、下記式（１）を満たすように配置されることが好ましい。
Ｗ１≧Ｗ２ ・・・（１）
但し、図４及び図５に示すように、Ｗ１は、樹脂部材１３０における最も側壁１２２に近い外周端１３６と凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａとの最短距離である。また、Ｗ２は、基板２００の最も側壁１２２に近い最外端２０１と側壁１２２との最短距離である。なお、最短距離Ｗ２は、下記式（２）で定義される。
但し、図４及び図５に示すように、Ｗ１は、樹脂部材１３０における最も側壁１２２に近い外周端１３６と凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａとの最短距離である。また、Ｗ２は、基板２００の最も側壁１２２に近い最外端２０１と側壁１２２との最短距離である。なお、最短距離Ｗ２は、下記式（２）で定義される。
Ｗ２＝（Ｗ１１－Ｗ１２）／２ ・・・（２）
但し、Ｗ１１は凹部１２０の底面１２４の幅、Ｗ１２は基板２００の幅である。
但し、Ｗ１１は凹部１２０の底面１２４の幅、Ｗ１２は基板２００の幅である。
Ｗ１は、０．１ｍｍ以上４５ｍｍ以下であることが好ましく、０．１２５ｍｍ以上４０ｍｍ以下であることがより好ましい。また、Ｗ２は、０．１ｍｍ以上２ｍｍ以下であることが好ましく、０．３ｍｍ以上０．９ｍｍ以下であることがより好ましい。そして、下記式（３）で表される、基板２００の最外端２０１と樹脂部材１３０の外周端１３６との平面視における最短距離Ｗ３は、０ｍｍ以上４４．９ｍｍ以下であることが好ましく、０．０５ｍｍ以上３９．９ｍｍ以下であることが好ましい。
Ｗ３＝Ｗ１－Ｗ２ ・・・（３）
上記構成により、製膜工程Ｓ１３において、基板２００の裏面側へのプラズマの回り込みに起因する、樹脂部材１３０への輻射熱の影響が抑えられる。
上記構成により、製膜工程Ｓ１３において、基板２００の裏面側へのプラズマの回り込みに起因する、樹脂部材１３０への輻射熱の影響が抑えられる。
なお、準備工程Ｓ１１及び載置工程Ｓ１２は、大気中に含まれるオゾン成分等のオキシダント及び水分に起因する基板２００の表面のコンタミネーション等を抑える観点から、所定範囲のオキシダント濃度及び所定範囲の湿度で行われることが望ましい。具体的に、オキシダント濃度は、０ｐｐｂ以上１０ｐｐｂ以下であることが好ましく、０ｐｐｂ以上５ｐｐｂ以下であることがより好ましい。また、湿度は、相対湿度（ＲＨ）で、４０％ＲＨ以上７０％ＲＨ以下であることが好ましく、５０％ＲＨ以上６０％ＲＨ以下であることがより好ましい。
＜作用効果＞
製膜プロセスにおいて、本実施形態に係るトレイ１００を用いると、基板２００とトレイ１００との接触及び両者間の擦れが抑えられるから、欠陥の発生及び薄膜の剥離が抑制され、延いては太陽電池の歩留まりが向上する。具体的には、後述する外観観察試験において算出された収率は、好ましくは７０％以上、より好ましくは８０％以上、特に好ましくは９０％以上である。
製膜プロセスにおいて、本実施形態に係るトレイ１００を用いると、基板２００とトレイ１００との接触及び両者間の擦れが抑えられるから、欠陥の発生及び薄膜の剥離が抑制され、延いては太陽電池の歩留まりが向上する。具体的には、後述する外観観察試験において算出された収率は、好ましくは７０％以上、より好ましくは８０％以上、特に好ましくは９０％以上である。
また、特に、樹脂部材１３０の配置及び厚みを上述の範囲とすること、及び／又は、トレイ１００の準備工程及び載置工程におけるオキシダント濃度及び湿度を上述の範囲とすることにより、太陽電池３００における光電変換特性の低下が抑制されるとともに、太陽電池３００の長期信頼性が向上する。具体的には、後述する光電変換特性試験において算出されたＶｏｃは、好ましくは０．６Ｖ以上、より好ましくは０．７Ｖ以上、特に好ましくは０．７Ｖ以上０．８Ｖ以下である。そして、曲線因子（ＦＦ）は、好ましくは０．５５以上、より好ましくは０．６以上、特に好ましくは０．７以上０．８５以下である。
（実施形態２）
以下、他の実施形態について詳述する。なお、これらの実施形態の説明において、実施形態１と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明を省略する。
以下、他の実施形態について詳述する。なお、これらの実施形態の説明において、実施形態１と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明を省略する。
図６及び図７に示すように、凹部１２０の底面１２４の中央部１２４Ｃに貫通孔１２６を設けてもよい。この場合、基板２００は、その主面を下側として底面１２４に配置された樹脂部材１３０上に載置される。そして、貫通孔１２６を通じて下側から製膜材を蒸着し（図７中符号Ｐ２の矢印参照。）、基板２００の主面にシリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ及び透明電極層３０２を製膜する。本実施形態に係るトレイ１００は、デポアップ方式の製膜装置に好適に用いられる。なお、貫通孔１２６の大きさは、特に限定されるものではなく、太陽電池３００及び製膜装置の仕様により適宜決定されるが、例えば幅Ｗ２１が９８ｍｍ以上１９８ｍｍ以下である。
（実施形態３）
図８に示すように、実施形態１に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、底面１２４の外周部１２４Ｂに加え、底面１２４の中央部１２４Ｃにも配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
図８に示すように、実施形態１に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、底面１２４の外周部１２４Ｂに加え、底面１２４の中央部１２４Ｃにも配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
（実施形態４）
図９に示すように、実施形態１に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、底面１２４の外周部１２４Ｂの全周に亘って配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
図９に示すように、実施形態１に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、底面１２４の外周部１２４Ｂの全周に亘って配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
（実施形態５）
図１０及び図１１に示すように、凹部１２０の幅Ｗ１１は、基板２００の幅Ｗ１２よりも小さくてもよい。この場合、樹脂部材１３０は、凹部１２０の開口部１２１の２箇所（複数箇所）に配置される。図１０及び図１１では、樹脂部材１３０は、開口部１２１の外周部１２１Ａから側壁１２２及び底面１２４の外周部１２４Ｂに亘って配置されている。なお、樹脂部材１３０は、凹部１２０の開口部１２１の少なくとも２箇所に配置されることが好ましく、３箇所以上であってもよい。また、樹脂部材１３０は、少なくとも開口部１２１の外周部１２１Ａに配置されていればよく、側壁１２２及び底面１２４の外周部１２４Ｂには配置されていなくてもよい。
図１０及び図１１に示すように、凹部１２０の幅Ｗ１１は、基板２００の幅Ｗ１２よりも小さくてもよい。この場合、樹脂部材１３０は、凹部１２０の開口部１２１の２箇所（複数箇所）に配置される。図１０及び図１１では、樹脂部材１３０は、開口部１２１の外周部１２１Ａから側壁１２２及び底面１２４の外周部１２４Ｂに亘って配置されている。なお、樹脂部材１３０は、凹部１２０の開口部１２１の少なくとも２箇所に配置されることが好ましく、３箇所以上であってもよい。また、樹脂部材１３０は、少なくとも開口部１２１の外周部１２１Ａに配置されていればよく、側壁１２２及び底面１２４の外周部１２４Ｂには配置されていなくてもよい。
基板２００は、図１０に示すように、平面視で、凹部１２０全体を覆うように載置される。そして、特に樹脂部材１３０の全体を覆うように載置されることが好ましい。言い換えると、基板２００を載置したときに、平面視で、樹脂部材１３０の外周端１３６が基板２００の最外端２０１よりも内側に位置するように、樹脂部材１３０が配置されることが好ましい。
具体的に、樹脂部材１３０は、下記式（４）を満たすように配置されることが好ましい。
Ｗ５２≧Ｗ５１ ・・・（４）
但し、図１０及び図１１に示すように、Ｗ５１は、トレイ１００の開口部１２１の外周部１２１Ａに配置された樹脂部材１３０の外周端１３６と開口部１２１との最短距離である。また、Ｗ５２は、平面視で、基板２００の最外端２０１と開口部１２１との最短距離である。なお、最短距離Ｗ５２は、下記式（５）で定義される。
但し、図１０及び図１１に示すように、Ｗ５１は、トレイ１００の開口部１２１の外周部１２１Ａに配置された樹脂部材１３０の外周端１３６と開口部１２１との最短距離である。また、Ｗ５２は、平面視で、基板２００の最外端２０１と開口部１２１との最短距離である。なお、最短距離Ｗ５２は、下記式（５）で定義される。
Ｗ５２＝（Ｗ１２－Ｗ１１）／２ ・・・（５）
但し、Ｗ１１は凹部１２０の底面１２４の幅、Ｗ１２は基板２００の幅である。
但し、Ｗ１１は凹部１２０の底面１２４の幅、Ｗ１２は基板２００の幅である。
Ｗ５１は、１ｍｍ以上５ｍｍ以下であることが好ましく、２ｍｍ以上４ｍｍ以下であることがより好ましい。また、Ｗ５２は、１ｍｍ以上８ｍｍ以下であることが好ましく、１．５ｍｍ以上６ｍｍ以下であることがより好ましい。そして、下記式（６）で表される、基板２００の最外端２０１と樹脂部材１３０の外周端１３６との平面視における最短距離Ｗ５３は、０ｍｍ以上３ｍｍ以下であることが好ましく、０．０５ｍｍ以上２．５ｍｍ以下であることがより好ましい。
Ｗ５３＝Ｗ５２－Ｗ５１ ・・・（６）
上記構成により、製膜プロセスにおいて、基板２００の裏面側へのプラズマの回り込みに起因する、樹脂部材１３０への輻射熱の影響が抑えられる。
上記構成により、製膜プロセスにおいて、基板２００の裏面側へのプラズマの回り込みに起因する、樹脂部材１３０への輻射熱の影響が抑えられる。
本実施形態に係るトレイ１００によれば、基板２００は凹部１２０よりも大きいから、製膜プロセスにおいて、プラズマの輻射熱により基板２００が変形したときに、基板２００の中央部がトレイ１００と接触することが抑制され、欠陥の発生及び薄膜の品質低下が抑制される。
（実施形態６）
図１２に示すように、上記実施形態５に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、凹部１２０の開口部１２１の全周に亘って配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
図１２に示すように、上記実施形態５に係るトレイ１００において、樹脂部材１３０を、凹部１２０の開口部１２１の全周に亘って配置してもよい。これにより、トレイ１００と基板２００との接触及び擦れが効果的に抑制される。
（実施形態７）
図１３に示すように、上記実施形態５に係るトレイ１００において、凹部１２０は、円形でとしてもよい。この場合、樹脂部材１３０の外周端１３６と基板２００の最外端２０１との最短距離Ｗ７３が０ｍｍ以上３ｍｍ以下であることが好ましく、０．０５ｍｍ以上２．５ｍｍ以下であることがより好ましい。
図１３に示すように、上記実施形態５に係るトレイ１００において、凹部１２０は、円形でとしてもよい。この場合、樹脂部材１３０の外周端１３６と基板２００の最外端２０１との最短距離Ｗ７３が０ｍｍ以上３ｍｍ以下であることが好ましく、０．０５ｍｍ以上２．５ｍｍ以下であることがより好ましい。
（その他の実施形態）
基板２００は、表面及び／又は裏面にテクスチャ構造を有していてもよい。これにより、基板２００を基体として形成される半導体積層体３０１もテクスチャ構造を備えるから、入射した光が光電変換部としての半導体積層体３０１内に閉じ込められ、太陽電池３００の発電効率が向上される。テクスチャ構造は、例えば基板２００の表面及び／又は裏面に対してエッチング処理等を行うことにより形成される。
基板２００は、表面及び／又は裏面にテクスチャ構造を有していてもよい。これにより、基板２００を基体として形成される半導体積層体３０１もテクスチャ構造を備えるから、入射した光が光電変換部としての半導体積層体３０１内に閉じ込められ、太陽電池３００の発電効率が向上される。テクスチャ構造は、例えば基板２００の表面及び／又は裏面に対してエッチング処理等を行うことにより形成される。
例えば実施形態１等では、製膜プロセスにおいて、基板２００の上方に、マスク（不図示）が設置されてもよい。マスクは、基板２００のシリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、透明電極層３０２が形成される面と反対の面への製膜材の回り込みを抑えるためのものである。マスクは、例えば基板２００の周辺部を覆うように設置される。この場合、樹脂部材１３０は、平面視で、マスクの外周部よりも内側に位置するように配置される。言い換えると、樹脂部材１３０は、平面視で基板２００及びマスクにより完全に覆われる。
基板２００の両面に、シリコン系薄膜３０１Ａ、３０１Ｂ、透明電極層３０２、及び集電極３０３を形成するようにしてもよい。この場合は、例えば、工程Ｓ１～工程Ｓ３の各工程を、基板２００の表面に対して行うとともに基板２００を裏返して裏面に対しても行うようにすればよい。
次に、具体的に実施した実施例について説明する。
＜太陽電池サンプル作製＞
表１に示す実施例１～７及び比較例１の太陽電池サンプルを以下の手順で作製した。
表１に示す実施例１～７及び比較例１の太陽電池サンプルを以下の手順で作製した。
（実施例１）
基板２００として、入射面の面方位が（１００）で、厚みが２００μｍのｎ型単結晶シリコンウェハを、幅Ｗ１２が１５６．７５ｍｍのセミスクエア状に切り出したものを用いた。このウェハを２質量％のＨＦ水溶液に３分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜を除去した後、超純水によるリンスを２回行った。このシリコンウェハを、７０℃に保持された５質量％ＫＯＨ／１５質量％イソプロピルアルコールの混合水溶液に１５分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャ構造を形成した。その後、超純水によるリンスを２回行った。
基板２００として、入射面の面方位が（１００）で、厚みが２００μｍのｎ型単結晶シリコンウェハを、幅Ｗ１２が１５６．７５ｍｍのセミスクエア状に切り出したものを用いた。このウェハを２質量％のＨＦ水溶液に３分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜を除去した後、超純水によるリンスを２回行った。このシリコンウェハを、７０℃に保持された５質量％ＫＯＨ／１５質量％イソプロピルアルコールの混合水溶液に１５分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャ構造を形成した。その後、超純水によるリンスを２回行った。
一方、図３～図５に示す態様で、正方形状の凹部１２０（幅Ｗ１１＝１５７ｍｍ）を有するトレイ１００の凹部１２０の底面１２４に、樹脂部材１３０としてのポリイミドテープ（寺岡製作所製、カプトン粘着テープ６５０Ｓ＃２５、厚み５０μｍ、ポリイミド層厚み２５μｍ）を貼付した。なお、底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１は２０ｍｍであった。また、トレイ１００へのポリイミドテープの貼付作業及びウェハの載置作業は、オキシダント濃度８ｐｐｂ、相対湿度５５％ＲＨ環境下のクリーンルーム内で行った。
そして、上述のウェハを、トレイ１００の凹部１２０のポリイミドテープ上に載置した。トレイをプラズマＣＶＤ製膜装置の製膜チャンバへ導入し、ウェハの表面に、真性シリコン系薄膜として第１のｉ型非晶質シリコン層を５ｎｍの膜厚で製膜した。第１のｉ型非晶質シリコン層の製膜条件は、基板温度：１５０℃、圧力：１２０Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｈ２流量比：３／１０、投入パワー密度：０．０１１Ｗ／ｃｍ２とした。
そして、第１のｉ型非晶質シリコン層の上に、逆導電型シリコン系薄膜としてｐ型非晶質シリコン層を７ｎｍの膜厚で製膜した。上記ｐ型非晶質シリコン層の製膜条件は、基板温度：１５０℃、圧力：６０Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｂ２Ｈ６流量比：１／３、投入パワー密度：０．０１Ｗ／ｃｍ２とした。上記でいうＢ２Ｈ６ガス流量は、Ｈ２によりＢ２Ｈ６濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。
同様にして前記ｐ型非晶質シリコン層を製膜した主面と逆主面側に真性シリコン系薄膜として第２のｉ型非晶質シリコン層、そして第２のｉ型非晶質シリコン層の上に、ｎ型非晶質シリコン層を製膜した。上記ｎ型シリコン層の製膜条件は基板温度：１５０℃、圧力：６０Ｐａ、ＳｉＨ４／ＰＨ３流量比：１／２、投入パワー密度：０．０１Ｗ／ｃｍ２とした。上記でいうＰＨ３ガス流量は、Ｈ２によりＰＨ３濃度が５％まで希釈された希釈ガスの流量である。
以上のようにして作製した半導体積層体３０１を、プラズマＣＶＤ製膜装置から取出し、別に用意した同構造のトレイ１００の凹部１２０に載置し、ＰＶＤ製膜装置としてのスパッタ装置に搬入した。そして、スパッタリング法により、半導体積層体３０１のｐ型非晶質シリコン層及びｎ型非晶質シリコン層の上に、透明電極層としてＩＴＯを１００ｎｍの膜厚で製膜した。上記ＩＴＯは、ターゲットとして酸化インジウム錫を用い、基板温度：室温、圧力：０．２Ｐａのアルゴン及び酸素雰囲気中で、０．５Ｗ／ｃｍ２のパワー密度を印加して製膜した。
次に、スパッタ装置から基板を取出し、作製した光電変換部の透明電極層の上に、スクリーン印刷法を用いて銀ペーストにて櫛形状の集電極を形成した。
そして、上記のように作製した電極付き半導体積層体を１８０℃で１時間アニール処理を行い、太陽電池サンプルを得た。
（実施例２）
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を４０ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を４０ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（実施例３）
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を０．１２５ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を０．１２５ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（実施例４）
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を０ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４の外周端１２４Ａからポリイミドテープの外周端１３６までの最短距離Ｗ１を０ｍｍとした以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（実施例５）
樹脂部材１３０として、ポリイミドテープ（株式会社寺岡製作所製、カプトン粘着テープ６５０Ｓ＃２５、厚み１００μｍ、ポリイミド層厚み２５μｍ）を貼付した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
樹脂部材１３０として、ポリイミドテープ（株式会社寺岡製作所製、カプトン粘着テープ６５０Ｓ＃２５、厚み１００μｍ、ポリイミド層厚み２５μｍ）を貼付した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（実施例６）
樹脂部材１３０として、ＰＴＦＥテープ（中興化成工業株式会社製、ＡＳＦ－１１０ＦＲ、厚み８０μｍ、ＰＴＦＥ層厚み２３μｍ）を貼付した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
樹脂部材１３０として、ＰＴＦＥテープ（中興化成工業株式会社製、ＡＳＦ－１１０ＦＲ、厚み８０μｍ、ＰＴＦＥ層厚み２３μｍ）を貼付した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（実施例７）
トレイ１００の保管及びポリイミドテープの貼付作業を、オキシダント濃度１５ｐｐｂ、相対湿度９０％ＲＨの環境下で行った以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
トレイ１００の保管及びポリイミドテープの貼付作業を、オキシダント濃度１５ｐｐｂ、相対湿度９０％ＲＨの環境下で行った以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
（比較例１）
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４にポリイミドテープを貼付することなく、ウェハを凹部１２０内に載置した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
トレイ１００の凹部１２０の底面１２４にポリイミドテープを貼付することなく、ウェハを凹部１２０内に載置した以外は、実施例１と同様にして太陽電池サンプルを作製した。
＜外観観察試験＞
上述の手順により実施例１～７及び比較例１に係る太陽電池サンプルを各１００個作製し、表面の外観を試験者１人が目視観察した。目視観察の結果、太陽電池サンプルに欠け、割れが発生しているものを外観不良品、発生していないものを外観優良品とした。太陽電池サンプル１００個中外観優良品の個数の割合を百分率で表したものを、表１に示す太陽電池サンプルの収率として算出した。
上述の手順により実施例１～７及び比較例１に係る太陽電池サンプルを各１００個作製し、表面の外観を試験者１人が目視観察した。目視観察の結果、太陽電池サンプルに欠け、割れが発生しているものを外観不良品、発生していないものを外観優良品とした。太陽電池サンプル１００個中外観優良品の個数の割合を百分率で表したものを、表１に示す太陽電池サンプルの収率として算出した。
＜光電変換特性評価試験＞
上記外観観察試験において外観優良品と判定された太陽電池サンプルについて、ＡＭ１．５、１ｓｕｎの疑似太陽光照射下にて電圧－電流特性を測定することにより、その光電変換特性としての開放電圧及び短絡電流を測定した。
上記外観観察試験において外観優良品と判定された太陽電池サンプルについて、ＡＭ１．５、１ｓｕｎの疑似太陽光照射下にて電圧－電流特性を測定することにより、その光電変換特性としての開放電圧及び短絡電流を測定した。
外観優良品の開放電圧の平均値を、表１に示すＶｏｃとして算出した。
また、各サンプルの外観優良品の開放電圧の平均値及び短絡電流の平均値から、表１に示す曲線因子ＦＦを算出した。
＜考察＞
比較例１の樹脂部材を配置することなく作製した太陽電池サンプルでは、収率が６７％であったのに対し、実施例１～７の樹脂部材を配置して作製した太陽電池サンプルでは、収率は９０％以上となり、樹脂部材を配置することにより、太陽電池サンプルの歩留まりが向上することが判った。
比較例１の樹脂部材を配置することなく作製した太陽電池サンプルでは、収率が６７％であったのに対し、実施例１～７の樹脂部材を配置して作製した太陽電池サンプルでは、収率は９０％以上となり、樹脂部材を配置することにより、太陽電池サンプルの歩留まりが向上することが判った。
なお、実施例１～７では、光電変換特性を比較すると、ＰＴＦＥテープを用いた実施例６の太陽電池サンプルに比べて、ポリイミドテープを用いた実施例１～５及び実施例７の太陽電池サンプルの方が光電変換特性に優れる。
また、実施例１～５及び実施例７では、オキシダント濃度及び湿度の高い実施例７の太陽電池サンプルに比べ、オキシダント濃度及び湿度の低い実施例１～５の太陽電池サンプルの方が光電変換特性に優れる。
さらに、実施例１～５では、ポリイミドテープの厚みが１００μｍである実施例５の太陽電池サンプルに比べ、５０μｍである実施例１～４の太陽電池サンプルの方が光電変換特性に優れる。
また、実施例１～４では、Ｗ１＜Ｗ２である実施例４の太陽電池サンプルに比べ、Ｗ１≧Ｗ２を満たす実施例１～３の太陽電池サンプルの方が光電変換特性に優れる。
１００ トレイ（基板トレイ）
１０１ （トレイの）本体
１１０ （トレイの）表面
１２０ 凹部
１２１ 開口部
１２１Ａ （開口部の）外周部
１２２ 側壁
１２４ 底面
１２４Ａ （底面の）外周端
１２４Ｂ （底面の）外周部
１２４Ｃ （底面の）中央部
１３０ 樹脂部材
１３２ 粘着層
１３４ 耐熱性樹脂層
２００ 基板（半導体基板）
２０１ （基板の）最外端
３００ 太陽電池
３０１ 半導体積層体
３０１Ａ 真性シリコン系薄膜
３０１Ｂ 一導電型シリコン系薄膜
３０１Ｃ 真性シリコン系薄膜
３０１Ｄ 逆導電型シリコン系薄膜
３０２ 透明電極層
３０３ 集電極
Ｓ１１ 準備工程
Ｓ１２ 載置工程
Ｓ１３ 製膜工程
Ｗ１１ （凹部の）幅
Ｗ１２ （基板の）幅
１０１ （トレイの）本体
１１０ （トレイの）表面
１２０ 凹部
１２１ 開口部
１２１Ａ （開口部の）外周部
１２２ 側壁
１２４ 底面
１２４Ａ （底面の）外周端
１２４Ｂ （底面の）外周部
１２４Ｃ （底面の）中央部
１３０ 樹脂部材
１３２ 粘着層
１３４ 耐熱性樹脂層
２００ 基板（半導体基板）
２０１ （基板の）最外端
３００ 太陽電池
３０１ 半導体積層体
３０１Ａ 真性シリコン系薄膜
３０１Ｂ 一導電型シリコン系薄膜
３０１Ｃ 真性シリコン系薄膜
３０１Ｄ 逆導電型シリコン系薄膜
３０２ 透明電極層
３０３ 集電極
Ｓ１１ 準備工程
Ｓ１２ 載置工程
Ｓ１３ 製膜工程
Ｗ１１ （凹部の）幅
Ｗ１２ （基板の）幅
Claims (11)
- 太陽電池を製造するための製膜プロセスにおいて、半導体基板を製膜チャンバに搬送するために該半導体基板が載置される基板トレイであって、
前記半導体基板が載置される側の表面において開口する凹部と、
前記凹部の外周部の複数箇所又は全周に配置された樹脂部材と、を備え、
前記凹部の幅は、平面視で、前記半導体基板の幅よりも小さく、
前記半導体基板は、前記樹脂部材の全体を覆うように該樹脂部材上に載置されるものであり、
前記半導体基板を前記樹脂部材上に載置したときに、前記樹脂部材の外周端は、前記半導体基板の最外端よりも内側に位置する、太陽電池製造用の基板トレイ。 - 請求項１に記載された太陽電池製造用の基板トレイにおいて、
前記半導体基板の形状は、スクエア状又はセミスクエア状であり、
前記凹部の形状は、平面視で、正方形状である、太陽電池製造用の基板トレイ。 - 請求項１又は２に記載された太陽電池製造用の基板トレイにおいて、
前記半導体基板の最外端と前記樹脂部材の外周端との平面視における最短距離は、０ｍｍ以上３ｍｍ以下である、太陽電池製造用の基板トレイ。 - 半導体基板上に薄膜を形成する製膜プロセスを備えた太陽電池の製造方法であって、
前記製膜プロセスは、
前記半導体基板を製膜チャンバに搬送するための基板トレイを準備する準備工程と、
前記基板トレイ上に前記半導体基板を載置する載置工程と、を備え、
前記基板トレイは、
前記半導体基板が載置される側の表面において開口する凹部と、
前記凹部の外周部の複数箇所又は全周に配置された樹脂部材と、を備え、
前記載置工程で、前記半導体基板は、前記樹脂部材の全体を覆うように該樹脂部材上に載置され、
前記凹部の幅は、平面視で、前記半導体基板の幅よりも小さく、
前記半導体基板を前記樹脂部材上に載置したときに、該樹脂部材の外周端は、前記半導体基板の最外端よりも内側に位置する、太陽電池の製造方法。 - 請求項４に記載された太陽電池の製造方法において、
前記半導体基板の形状は、スクエア状又はセミスクエア状であり、
前記凹部の形状は、平面視で、正方形状である、太陽電池の製造方法。 - 請求項４に記載された太陽電池の製造方法において、
前記樹脂部材は、２層以上の積層構造である、太陽電池の製造方法。 - 請求項６に記載された太陽電池の製造方法において、
前記樹脂部材は、
前記基板トレイの表面に接触する粘着層と、
前記半導体基板と接触する耐熱性樹脂層とを備える、太陽電池の製造方法。 - 請求項７に記載された太陽電池の製造方法において、
前記粘着層の主成分は、シリコーン樹脂である、太陽電池の製造方法。 - 請求項７に記載された太陽電池の製造方法において、
前記耐熱性樹脂層の主成分は、ポリイミドである、太陽電池の製造方法。 - 請求項９に記載された太陽電池の製造方法において、
前記耐熱性樹脂層の厚みは、１０μｍ以上２５μｍ以下であり、
前記樹脂部材の厚みは、１５μｍ以上５０μｍ以下である、太陽電池の製造方法。 - 請求項４～１０のいずれか１項に記載された太陽電池の製造方法において、
前記準備工程及び前記載置工程は、０ｐｐｂ以上１０ｐｐｂ以下のオキシダント濃度及び４０％ＲＨ以上７０％ＲＨ以下の湿度で行われる、太陽電池の製造方法。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019010471 | 2019-01-24 | ||
| JP2019010471 | 2019-01-24 | ||
| PCT/JP2019/044002 WO2020152951A1 (ja) | 2019-01-24 | 2019-11-08 | 太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPWO2020152951A1 JPWO2020152951A1 (ja) | 2021-12-02 |
| JP7471239B2 true JP7471239B2 (ja) | 2024-04-19 |
Family
ID=71735494
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2020567378A Active JP7471239B2 (ja) | 2019-01-24 | 2019-11-08 | 太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7471239B2 (ja) |
| CN (1) | CN113330584B (ja) |
| TW (1) | TWI721759B (ja) |
| WO (1) | WO2020152951A1 (ja) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008255433A (ja) | 2007-04-06 | 2008-10-23 | Sumco Corp | 蒸着用マスク、ならびにそれを用いる蒸着パターン作製方法、半導体ウェーハ評価用試料の作製方法、半導体ウェーハの評価方法および半導体ウェーハの製造方法 |
| US20100151680A1 (en) | 2008-12-17 | 2010-06-17 | Optisolar Inc. | Substrate carrier with enhanced temperature uniformity |
| JP2011257019A (ja) | 2010-06-05 | 2011-12-22 | Takenaka Komuten Co Ltd | クリーンルーム区画ユニット及びクリーンルーム区画方法 |
| JP2012243507A (ja) | 2011-05-18 | 2012-12-10 | Sharp Corp | プラズマ処理装置および薄膜太陽電池の製造方法 |
| JP2016149508A (ja) | 2015-02-13 | 2016-08-18 | 株式会社カネカ | 太陽電池の製造方法 |
| JP2016192453A (ja) | 2015-03-30 | 2016-11-10 | 株式会社カネカ | 基板ホルダおよびそれを用いた太陽電池の製造方法 |
| JP2017518626A (ja) | 2015-02-17 | 2017-07-06 | ソーラーシティ コーポレーション | 太陽電池の製造歩留まりを向上させる方法及びシステム |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| TWI425899B (zh) * | 2007-02-23 | 2014-02-01 | Infermata Systems Ltd | 功能性印刷電路板快速製造方法及裝置 |
| TWI476139B (zh) * | 2011-06-30 | 2015-03-11 | Sfa Engineering Corp | 用於傳送基板的裝置 |
| KR20130061384A (ko) * | 2011-12-01 | 2013-06-11 | 주성엔지니어링(주) | 기판 지지용 트레이, 이를 이용한 태양 전지의 제조 장치 및 제조 방법 |
| JP2014078601A (ja) * | 2012-10-10 | 2014-05-01 | Sumitomo Heavy Ind Ltd | 成膜装置用基板搬送トレイ、及び外部開閉駆動装置 |
| KR101662368B1 (ko) * | 2013-07-26 | 2016-10-04 | 롯데첨단소재(주) | 전도성 시트 조성물 |
| KR101778128B1 (ko) * | 2016-01-20 | 2017-09-13 | 엘지전자 주식회사 | 태양전지 |
-
2019
- 2019-11-08 CN CN201980089460.7A patent/CN113330584B/zh active Active
- 2019-11-08 JP JP2020567378A patent/JP7471239B2/ja active Active
- 2019-11-08 WO PCT/JP2019/044002 patent/WO2020152951A1/ja active Application Filing
-
2020
- 2020-01-17 TW TW109101645A patent/TWI721759B/zh active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008255433A (ja) | 2007-04-06 | 2008-10-23 | Sumco Corp | 蒸着用マスク、ならびにそれを用いる蒸着パターン作製方法、半導体ウェーハ評価用試料の作製方法、半導体ウェーハの評価方法および半導体ウェーハの製造方法 |
| US20100151680A1 (en) | 2008-12-17 | 2010-06-17 | Optisolar Inc. | Substrate carrier with enhanced temperature uniformity |
| JP2011257019A (ja) | 2010-06-05 | 2011-12-22 | Takenaka Komuten Co Ltd | クリーンルーム区画ユニット及びクリーンルーム区画方法 |
| JP2012243507A (ja) | 2011-05-18 | 2012-12-10 | Sharp Corp | プラズマ処理装置および薄膜太陽電池の製造方法 |
| JP2016149508A (ja) | 2015-02-13 | 2016-08-18 | 株式会社カネカ | 太陽電池の製造方法 |
| JP2017518626A (ja) | 2015-02-17 | 2017-07-06 | ソーラーシティ コーポレーション | 太陽電池の製造歩留まりを向上させる方法及びシステム |
| JP2016192453A (ja) | 2015-03-30 | 2016-11-10 | 株式会社カネカ | 基板ホルダおよびそれを用いた太陽電池の製造方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| TW202029297A (zh) | 2020-08-01 |
| TWI721759B (zh) | 2021-03-11 |
| CN113330584A (zh) | 2021-08-31 |
| JPWO2020152951A1 (ja) | 2021-12-02 |
| WO2020152951A1 (ja) | 2020-07-30 |
| CN113330584B (zh) | 2024-04-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8258596B2 (en) | Stacked photoelectric conversion device and method for producing the same | |
| JP5608828B1 (ja) | 結晶シリコン太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、結晶シリコン太陽電池並びに太陽電池モジュール | |
| JP6909267B2 (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
| US20120273036A1 (en) | Photoelectric conversion device and manufacturing method thereof | |
| JP7368653B2 (ja) | 太陽電池及び光起電力モジュール | |
| JPWO2013146973A1 (ja) | 太陽電池素子 | |
| JP4904311B2 (ja) | 薄膜光電変換装置用透明導電膜付き基板の製造方法 | |
| JP7471239B2 (ja) | 太陽電池製造用の基板トレイ及び太陽電池の製造方法 | |
| KR20130035876A (ko) | 광전 변환 장치 | |
| JP6842541B2 (ja) | 光電変換装置の製造方法 | |
| JP6285713B2 (ja) | 結晶シリコン系太陽電池および太陽電池モジュール | |
| US20210288196A1 (en) | Solar cell and method for manufacturing same, and solar cell module | |
| JP2019050329A (ja) | 太陽電池セルの製造方法 | |
| JP2014007302A (ja) | 界面パッシベーション構造の製造方法および太陽電池 | |
| JP2018046143A (ja) | 太陽電池及びその製造方法、並びに製膜装置 | |
| JP2020096126A (ja) | 裏面電極型太陽電池の製造方法 | |
| JP2016192426A (ja) | 光電変換装置、透明電極層付き基板、並びに、光電変換装置の製造方法 | |
| JP2013258198A (ja) | 集積型光電変換装置 | |
| JP2013098390A (ja) | 光電変換装置およびその製造方法、光電変換モジュール | |
| KR20110054798A (ko) | 태양전지의 제조방법 및 제조 시스템 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20210625 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20220927 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20231107 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20240105 |
|
| 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: 20240319 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20240409 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7471239 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |