JPWO2005029657A1 - 太陽電池モジュールおよびその要素 - Google Patents

Abstract

【課題】製造コストが安く、大型化した場合における重量増加による弊害が解消され、かつ変換効率に優れた太陽電池モジュールおよびその構成要素の提供。【解決手段】径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に、光電変換素子をなすＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子が形成された太陽電池要素。

Description

本発明は、太陽電池モジュールおよびその構成要素に関する。

太陽電池は、実質的に無尽蔵の太陽エネルギーを直接電気に変換でき、またクリーンなエネルギーである。そのために環境問題を引き起こすことが無いエネルギーとして化石燃料を使う火力発電の代替として注目を浴びているエネルギーの一つである。
太陽電池に関する最も大きな問題はその製造コストの高さである。２００３年現在において、我が国で太陽電池で発電した場合の電気代はおおよそ７０円／ｋＷｈ程度であり、商用電力料金２５円／ｋＷｈよりも３倍程度高いのが現状である。

現在は変換効率が良い単結晶シリコン基板または多結晶シリコン基板を用いた太陽電池が主に用いられている。両者の場合、一般にＰ型の基板を用い、基板表面にリン（Ｐ）をドープしてＮ型の半導体を作成し基板の厚さ方向にＰＮ接合を形成し、基板の裏面と表面に電極を形成し、更に表面を二酸化珪素（ＳｉＯ_２）や窒化珪素（ＳｉＮ_ｘ）の保護膜で覆い太陽電池としている。これらの太陽電池をパネルに集積化し配線を行い太陽電池モジュールとし、更に前記モジュールを集積化し配線して太陽電池アレーとしている。このアレーに充放電コントローラ、バッテリー、インバータ等を組み合わせて太陽電池システムとしている。

また、シリコン基板を用いない太陽電池も開発されている。これは、多成分系のガラス基板（青板ガラスや代板ガラス等）の基板を用いて、その上に３００℃程度の比較低温でＳｉＯ_２の膜をスパッタや蒸着、ＣＶＤ法を用いて形成し、その上にＩＴＯ（ＩｎＳｎＯ_２）、ＳｎＯ_２やＺｎＯ等の透明導電性膜をスパッタ法で形成する。その上に、アモルファスシリコン（以下、「ａ−Ｓｉ」と略す）プラズマＣＶＤ（以下、「ＰＣＶＤ」と略す）で成膜する。素子の構造は、例えばＰ型、Ｉ型、Ｎ型の３層形成しＰＩＮにダイオード構造とする。更にａ−Ｓｉの上に裏面電極を蒸着やスパッタ等の方法で成膜させる。

この他に、ＧａＡｓ、ＩｎＰ、ＣｄＳやＣｄＴｅ等の二元系化合物半導体や、ＣｕＩｎＳｅ_２のような三元系の化合物半導体も検討されている。また多孔質ＴｉＯ_２に色素を含浸させた色素含浸太陽電池も開発されている。また有機半導体太陽電池も開発されている。
これらの太陽電池において、基板にはガリウム砒素（ＧａＡｓ）や窒化ガリウム（ＧａＮ）等の半導体基板やガラス基板が用いられている。

太陽電池に通常用いられるシリコンやガリウム砒素（ＧａＡｓ）や窒化ガリウム（ＧａＮ）等の半導体基板や、ガラス基板は二次元の平板基板である。
シリコンやＧａＡｓの半導体基板は、溶融した原料より種結晶を用いて引き上げ、単結晶のインゴットを作製し、切断し研削・研磨を施して鏡面の半導体基板としている。
一方、ガラス基板は、フロート法などで作られた板ガラスを研削・研磨して所定のサイズに切断されて作られる。用途によっては、研削・研磨なしで切断だけされて使われる場合もある。

太陽電池の原価低減のためには、シリコン基板を用いる方法では原料費（基板代）が高く非常に困難である。ガラス基板を用いる方法では、基板を大きくし、かつスループットを上げて製造コストを下げることが検討されている。現状では、ａ−Ｓｉが一番可能性が高いが、低温で成膜するために成膜レートが上がらず、膜厚を厚くできない問題がある。また、ａ−Ｓｉは吸収波長帯が０．８μｍ以下で、単結晶シリコンや多結晶シリコンの１．１μｍに比べて低いために変換効率が低い問題がある。また低コスト化の為に、大きなガラス基板を使うと、製造装置も大型とする必要があり、設備コストが大幅に高くなる問題がある。特に、真空蒸着、ＰＣＶＤやスパッタ装置は、すべて真空装置である。これらは一般に常圧の装置と比べて高価であり、大型化によるコスト増加は特に問題となる。更に、ガラス基板は、半導体基板に比べて重く、例えば通常太陽電池に使用される１ｍ^２基板の場合、厚さが４ｍｍで重量はおおよそ９ｋｇと非常に重い。このため、基板を大型化した場合、搬送装置も高くなるしモジュールやアレーにした時の太陽電池装置重量が重くなり部品や据付けのコストが掛かる問題がある。更に家庭用に使う場合は屋根の補強は必要となることも懸念される。ａ−Ｓｉは低温で成膜できるため、透明なフィルム等にも堆積させることができるが、発電用には耐候性が低く寿命が短い。

したがって、本発明は、製造コストが安く、大型化した場合における重量増加による弊害が解消され、かつ変換効率に優れた太陽電池モジュールおよびその構成要素を提供することを目的とする。

前述した目的を達成するために、本発明は、径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に、光電変換素子をなすＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子が形成された太陽電池要素を提供する。

本発明の太陽電池要素において、前記ＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体は、多結晶シリコン半導体であることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、前記多結晶シリコン半導体は、前記長尺体の外表面上に形成され、かつ互いに電気的に接続される、Ｐ型多結晶シリコン層（Ｐ−ｐＳｉ層）、Ｐ^＋型多結晶シリコン層（Ｐ^＋−ｐＳｉ層）およびＮ^＋型多結晶シリコン層（Ｎ^＋−ｐＳｉ層）よりなることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、前記Ｐ型多結晶シリコン層は、長尺体の外表面上に形成されており、前記Ｐ^＋型多結晶シリコン層および前記Ｎ^＋型多結晶シリコン層は、それぞれ該Ｐ型多結晶シリコン層上に形成されていることが好ましい。

また、本発明の太陽電池要素において、前記Ｐ^＋型多結晶シリコン層、前記Ｐ型多結晶シリコン層および前記Ｎ^＋型多結晶シリコン層は、前記長尺体の外表面上に該長尺体の外表面側からこの順、またはこの反対の順、で積層されることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、前記多結晶シリコン半導体は、Ｐ型多結晶シリコン層と、前記Ｐ型多結晶シリコン層の円周方向の一部分をドーピングによりＮ型としたＮ型多結晶シリコン層とからなることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、前記光電変換素子は、前記長尺体の長手方向に沿って複数形成されており、複数ある光電変換素子間は、配線により電気的に接続されていることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、複数ある光電変換素子間には、二酸化ケイ素または窒化ケイ素のうち、少なくとも一方を含む絶縁膜がさらに形成されていることが好ましい。

本発明の太陽電池要素は、太陽電池素子の外表面上に二酸化ケイ素または窒化ケイ素のうち、少なくとも一方を含む保護膜が形成されていることが好ましい。

本発明の太陽電池要素において、前記長尺体は、石英ガラスの長繊維からなることが好ましい。

また、本発明は、本発明の太陽電池要素を少なくとも２本以上並列および／または直列に配列させてなる太陽電池モジュールを提供する。

本発明の太陽電池モジュールは、異なる太陽電池要素間を電気的に接続する共通配線を有することが好ましい。

本発明の太陽電池モジュールは、少なくとも２本以上並列および／または直列に配列された太陽電池要素がなす平面上に、さらに反射板が設けられていることが好ましい。

本発明の一次元太陽電池は、線状の一次元基材の表面に太陽電池となる半導体薄膜を成膜された一次元半導体基板を用いて太陽電池となる素子（以下では太陽電池素子という）を形成することを特徴とする

本発明の一次元太陽電池は、前記一次元基材の長手方向に前記太陽電池素子が複数形成されていることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、複数の前記太陽電池素子が直列または並列に接続されていることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記一次元基材として石英ガラス、多成分ガラス、サファイヤ、アルミナ、カーボン、炭化珪素等のセラミックス等高融点材料を用いることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記一次元基板に成膜してある一つの前記薄膜が、ドープしていない前記半導体薄膜、またはＰ型又はＮ型にドーピングされた前記半導体薄膜のどちらかであることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記半導体薄膜の膜厚が０．５μｍ以上５０μｍ以下であることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記太陽電池素子の構造が、前記薄膜の厚さ方向に、ＰＮ接合またはＰＩＮ接合またはＮＰ接合またはＮＩＰ接合を一つ以上形成することを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記一次元基材の長手方向にＰＮ接合又はＰＩＮ接合を一つ以上形成することを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記太陽電池素子を形成し前記各太陽電池素子を配線し接続した後に、二酸化珪素（ＳｉＯ２）又は窒化珪素（Ｓｉ３Ｎ４）あるいはその両方の前記薄膜を形成することを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記太陽電池素子の接続する配線が、周方向の一部に形成してありしかも長手方向にほぼ一直線状に並んで形成していることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記一次元基材の断面形状が円形、多角形、矩形、円弧と矩形の合成した形状のいずれかを持つ前記一次元基材を用いることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記１次元基板が導電性のファイバ（ワイヤー）であることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記ファイバ（ワイヤー）の材質がアルミ、銅、鋼、タングステン、モリブデンのいずれか、またはそれらの合金であることを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、前記ワイヤーの表面に形成した酸化膜を除去してから太陽電池となる半導体層を形成することを特徴とする。

本発明の一次元太陽電池は、半導体が、シリコン、ＧａＡｓ等の２元系、又はＣｕＩｎＳ２等の３元系半導体、又はＺｎＯやＴｉＯ２等の色素増感された半導体であることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、一次元太陽電池を複数並べて配列しそれぞれを配線接続した一次元太陽電池アレーが架台にパッケージされ、前記配線を接続する端子が架台に設けられていることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、前記一次元太陽電池を平面状又は曲面状に集積してあることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、前記各一次元太陽電池に接続された前記配線が前記一次元太陽電池アレーの受光面側と反対側に設けられていることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、前記一次元太陽電池を複数並べて接続し、可とう性の透明なシートに直接固定するかまたはシートではさんで固定することを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、前記一次元太陽電池を繊維や線材で連結してすだれ状にすることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールは、厚さが０．０４ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることを特徴とする。

本発明の太陽電池発電システムは、前記一次元太陽電池で構成された前記太陽電池モジュールを一個または複数個連結して太陽電池アレーとし、前記太陽電池モジュールまたは太陽電池アレーと充放電コントローラが接続されていることを特徴とする。

本発明の太陽電池発電システムは、更にインバータが接続されていることを特徴とする。

本発明の太陽電池発電システムは、更にバッテリーが接続されていることを特徴とする。

本発明の太陽電池要素は、径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に光電変換素子をなす半導体素子が形成されているため、従来の平板状の半導体基板やガラス基板を用いた場合に比べて太陽電池の製造コストが大幅に低減される。
すなわち、本発明の太陽電池要素は、技術的に既に実証された生産性が高い光ファイバ技術を応用することができる。このため、生産性が高く、製造コストが低減される。

また、径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面に半導体層または該半導体層の基となる多結晶シリコン膜を成膜するため、成膜レートが１００ｎｍ／ｓから１０００ｎｍ／ｓ以上である。これは、従来の真空法で平板状の基板に成膜する際の成膜レートの１０倍から１００倍であり、成膜工程におけるスループットを大幅に向上させることができる。
さらに、成膜レートが高いため、短時間で多結晶シリコン層の膜厚を厚くすることができ、シリコン結晶粒を成長させることで変換効率を高めることができる。

また、径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に半導体素子を形成するため、真空装置を用いる必要がなく、大気圧プロセスが可能である。したがって、全工程を高価な真空プロセスを使用せずに実施することができるため、設備コストが安い。さらにまた、大気圧プロセスを用いることができるため、真空プロセスでは高価なＳｉＯ_２膜やＳｉ３Ｎ_４膜を低コストで成膜できる。このため、これらの膜を保護膜として使用することで、太陽電池要素の耐候性を著しく向上することができる。

また、長尺体に光透過性に優れた石英ガラスの長繊維を用いれば、長尺体内部での多重反射効果により、変換効率をさらに向上させることができる。これにより変換効率を最大２０％以上にまで高めることができる。

本発明の太陽電池モジュールは、径が１０００μｍ以下の長尺体である太陽電池要素を少なくとも２本以上並列および／または直列に配列して形成するため、従来の二次元ガラス基板を用いた太陽電池モジュールに比べて軽量にすることができる。具体的には、モジュール自体の重量で比較した場合、従来の二次元ガラス基板を用いた場合に比べて１／１０以下にすることができる。モジュールが軽量化されることにより、該モジュールの部品に要するコストや据付けコストを低減することができる。

さらに、本発明の太陽電池モジュールは、長尺体である太陽電池要素を少なくとも２本以上並列に配列して形成された場合、長尺体同士を柔軟性をもたせて結合することで長尺体の幅方向に可とう性を持たせることができる。また、長尺体自体に石英ガラス長繊維のような可とう性を有する材料を用いることで、長尺体の長手方向にも可とう性を有する太陽電池モジュールにすることができる。これにより、変形自在な簾状の太陽電池モジュールや折り畳み可能な太陽電池モジュールとすることができる。

本発明の太陽電池要素の１構成例の横断面図である。 図１に示す太陽電池要素をＡ−Ａ線に沿って切断した縦断面図である。 本発明の太陽電池要素の別の１構成例の横断面図である。 図３に示す太陽電池要素をＢ−Ｂ線に沿って切断した縦断面図である。 本発明の太陽電池要素の別の１構成例の縦断面図である。 図５に示す太陽電池要素の部分破断側面図である。 本発明の太陽電池要素の別の１構成例の縦断面図である。 図７に示す太陽電池要素の側面図である。 本発明の太陽電池要素のの１構成例の縦断面図である。 本発明の太陽電池要素の接続方法を説明する図である。 本発明の太陽電池要素の別の接続方法を説明する図である。 本発明の太陽電池モジュールの１構成例の概念図である。 本発明の太陽電池モジュールにおける多重反射効果を説明するための図である。 本発明の太陽電池モジュールの１構成例である、簾状の太陽電池モジュールの概念図である。 本発明の太陽電池モジュールの別の１構成例の平面図であり、一部拡大して示されている。 本発明の太陽電池モジュールを用いた太陽電池システムの１構成例を示す概念図である。 本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の製造方法の一例を説明するための図である。 （ａ）、（ｂ）は、本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の縦断面図である。 本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の製造方法の一例を説明するための図である。 本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の製造方法の一例を説明するための図である。 （ａ）、（ｂ）は、本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の縦断面図である。 本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の製造方法の一例を説明するための図である。 一次元半導体基板を用いて本発明の太陽電池要素を製造する工程を示した図である。 一次元半導体基板を用いて本発明の太陽電池要素を製造する工程を示した図である。 一次元半導体基板のセグメント化の一例を示す概念図である。 一次元基板の製造方法を示す概念図である。 （ａ）は一次元ＳＯＩ基板の断面を示す図、（ｂ）は被覆付一次元ＳＯＩ基板の断面を示す図である。 一太陽電池モジュール断面図と一次元基板内の多重反射を説明する図である。 一次元太陽電池素子の断面構造を示す図であり、（ａ）はＩ型太陽電池、、（ｂ）はＩＩ型太陽電池の断面を示す図である。 Ｉ型ファイバ太陽電池素子のプロセスフローを説明する図である。 ＩＩ型ファイバ太陽電池素子のプロセスフローを説明する図である。

符号の説明

１、１０、１１、１３：太陽電池要素
２：長尺体
３：Ｐ型多結晶シリコン層
４：Ｐ^＋型多結晶シリコン層
５：Ｎ^＋型多結晶シリコン層
６：光電変換素子
７：電極
８：配線
１２：保護膜
１５：太陽電池要素
１６：Ｐ型シリコン層
１７：Ｎ型シリコン層
１８：接続部
１９：線材
２０：太陽電池モジュール
２１：要素
２２：充放電コントローラ
２４：インバータ
２６：負荷
２８：バッテリー
３０：反射板
４０：電力取り出し用の配線
５０：光線
６０：発電
７１：金属電極膜
７２：ＩＴＯ膜
１００：駆動軸
１１０：プリフォーム
１２０、１３０、１４０、１５０：ヒータ
１６０：線引き炉
１６１：成膜炉
１６２：連結筒
１７０：出口
１８０：冷却装置
１９０：レジスト塗布装置
２００：加熱炉
２１０：キャプスタン
２２０：巻取機
２３０：被覆装置
２４０：加熱装置
３００：治具

以下、図面を参照して、本発明の太陽電池要素およびこれを用いた太陽電池モジュールについて説明する。但し、図面は、理解を容易にするために具体的な態様の一例を示したものであり、本発明はこれに限定されない。
図１は、本発明の太陽電池要素の一実施形態の側部断面図であり、図２は、図１のＡ−Ａ線に沿って切断した縦断面図である。
図１および図２に示すように、本発明の太陽電池要素１は、断面が円形をした長尺体２の外表面上に、その長手方向に沿って複数の光電変換素子６が形成されている。より具体的には、長尺体２の外表面上にＰ型多結晶シリコン層（Ｐ−ｐＳｉ層）３が形成されており、該Ｐ−ｐＳｉ層３上には、長尺体２の長手方向の異なる位置にＰ^＋型多結晶シリコン層（Ｐ^＋−ｐＳｉ層）４およびＮ^＋型多結晶シリコン層（Ｎ^＋−ｐＳｉ層）５が互いに間隔を開けて形成されている。ここで、Ｐ−ｐＳｉ層３、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５は、長尺体２の全周にわたって形成されている。すなわち、本発明の太陽電池要素１では、ＰＩＮ型半導体素子をなすＰ−ｐＳｉ層３、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５からなる光電変換素子６が、長尺体２の全周にわたって形成されている。

本発明の太陽電池要素１では、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５上にそれぞれ電極７が形成されており、異なる光電変換素子６同士は、電極７間に配線８を設けることで電気的に接続されている。図から明らかなように、電極７は、長尺体２の全周にわたって形成されているＰ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５上において、長尺体２の周方向の一部に形成されている。ここで電極７は、太陽電池要素１を後述する太陽電池モジュールとして使用する際に、該太陽電池モジュールの入射光側に対して裏面側に形成すれば、入射光に対する光電変換素子６の有効面積を高めることができるため好ましい。

図３は、本発明の太陽電池要素の別の１実施形態の側部断面図であり、図４は、図３のＢ−Ｂ線に沿って切断した縦断面図である。
図３および図４に示す太陽電池要素１０は、断面が円形をした長尺体２の外表面上に、その長手方向に沿って複数の光電変換素子６が形成されている点は、図１および図２に示す太陽電池要素１と同一であるが、光電変換素子６の構成が図１および図２に示す太陽電池要素１とは異なっている。すなわち、図３および図４に示す太陽電池要素１０では、長尺体２の外表面上に、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４が形成されており、該Ｐ^＋−ｐＳｉ層４上にＰ−ｐＳｉ層３およびＮ^＋−ｐＳｉ層５がこの順に積層して形成されている。すなわち、図３および図４に示す太陽電池要素１０では、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４、Ｐ−ｐＳｉ層３およびＮ^＋−ｐＳｉ層５がこの順に積層してなるＰＩＮ型半導体素子として光電変換素子６が形成されている。ここで、Ｐ^＋ｐＳｉ層４、Ｐ−ｐＳｉ層３およびＮ^＋−ｐＳｉ層５は、長尺体２の全周にわたって形成されている。図３および図４に示す太陽電池要素１０においても、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５上に電極７が形成されており、互いに異なる光電変換素子６同士は、電極７間に配線８を設けることで電気的に接続されている。また、光電変換素子６の側面には、異なる光電変換素子６間での短絡を防止するため絶縁膜９が形成されている。該絶縁膜は一般的には二酸化ケイ素（ＳｉＯ_２）膜、窒化ケイ素（ＳｉＮ_ｘ）膜またはこの両者である。なお、図１および図２に示す太陽電池要素１においても、異なる光電変換素子６間での短絡を防止するため、Ｐ−ｐＳｉ層３の側面に絶縁膜が形成されていてもよい。

図１ないし図４に示した本発明の太陽電池要素１、１０の各構成要素について、以下に具体的に説明する。
本発明の太陽電池要素１、１０において、長尺体２は、径が１０００μｍ以下の細径の長尺体であればよく、その断面形状は図示した円形に限定されない。したがって、長尺体２は、断面形状が楕円形や、矩形を含む多角形、さらに円弧と矩形を合成した形状であってもよい。これら断面形状が円形以外の場合、断面形状の長径が１０００μｍ以下である。但し、断面形状が円形または楕円形であれば、後述するようにロールに巻き取りながら、ロール・ツウ・ロールで製造できるので好ましい。また、長尺体２が断面形状が円形または楕円形であって、かつ光透過性に優れた石英ガラス製であれば、後で詳述するように、長尺体２内部における光の多重反射効果を利用することで太陽電池要素１、１０の光電変換効率を高めることができる。また、断面が楕円形であれば、太陽電池要素１、１０の電極７が形成された面と、電極７を有しない面とを、形状から容易に認識することができる。また工程上も、成膜やリフトオフにより、電極７や配線８を形成するのが容易になるので好ましい。

本発明の太陽電池要素１、１０において、長尺体２は、その外表面上に半導体素子を形成可能な高融点材料である限り特に限定されない。したがって、長尺体２は、金、銀、白金、銅、アルミニウム、鉄、ステンレス鋼、マグネシウム、チタン、またはこれらの合金等の導電性の金属材料であってもよく、または、シリコンファイバ、石英ガラスまたは炭素繊維等の長繊維、多成分ガラス、サファイア、アルミナ、炭化ケイ素のような導電性または非導電性のセラミックス材料であってもよい。これらのうち石英ガラス長繊維または炭素維維は、光ファイバやガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）等に幅広く使用されている。前述した材料の中でも、石英ガラス長繊維が、耐熱性に優れており、かつ光電変換素子６をなす半導体素子を外表面上に形成する際にＳＯＩ（ｓｉｌｉｃｏｎ ｏｎ ｉｎｓｕｌａｔｏｒ）技術を用いることができるため好ましい。すなわち、長尺体２が金属線や炭素繊維のような導電性の材料であっても、その外表面に絶縁層を形成し、その上に単結晶または多結晶のシリコン膜を形成することで、ＳＯＩ技術を用いて半導体素子を形成することができる。また、長尺体２が絶縁体であり、かつ耐熱性に優れる石英ガラス長繊維であれば、その外表面にそのまま単結晶または多結晶のシリコン膜をすることで、ＳＯＩ技術を適用することができる。さらにまた、長尺体２の石英ガラス長繊維が好ましい別の理由として、光透過性に優れるため、長尺体２内部での多重反射効果を利用して光電変換効率を高めることができる点が挙げられる。

長尺体２の径は、８００μｍ以下であることが好ましく、１５０μｍ以下であることがより好ましい。本発明の太陽電池要素１、１０の１つの利点は、後述するように複数の光電変換素子６がその外表面上に形成された連続した長尺体２として、ロール・ツウ・ロールでボビンに巻き取りながら製造できることである。長尺体２の径が１５０μｍ以下であれば、石英ガラス長繊維を用いてロール・ツウ・ロールで製造するのにより好ましい。径の下限については、その外表面上に光電変換素子６やその上に形成される電極７および配線８等の構成要素を形成することが容易であり、かつ光の入射側から見た、光電変換素子６の有効面積が好ましいサイズになることから３０μｍ以上であることが好ましい。
また３０μｍ以下となると、製作中での破損の確率が高くなる事、アレー化するときの配列の本数が増えるため時間が掛かりスループットが上がらないという問題が顕著になる。

本発明の太陽電池要素１、１０において、長尺体２の外表面上に形成される光電変換素子６は、ＰＩＮ接合の半導体ではなく、ＰＮ接合の半導体であってもよい。ＰＮ接合の半導体の場合、図１および図２に示す太陽電池要素１と同様の構造の太陽電池要素では、Ｐ−ｐＳｉ層がなく、長尺体の外表面上にＰ^＋−ｐＳｉ層およびＮ^＋−ｐＳｉ層が、該長尺体の長手方向にこの順番に、またはこれとは反対の順番に形成される。一方、図３および図４に示す太陽電池要素１０と同様の構造の太陽電池要素では、Ｐ^＋−ｐＳｉ層およびＮ^＋−ｐＳｉ層がＰ−ｐＳｉ層をはさまずに積層して形成される。
また、図３および図４に示す太陽電池要素１０において、光電変換素子６における各層の順番は図示した態様に限定されず、長尺体２の外表面側からＮ^＋−ｐＳｉ層、Ｐ−ｐＳｉ層およびＰ^＋−ｐＳｉ層がこの順に形成されたＮＩＰ接合の半導体素子であってもよい。

なお、図３および図４に示す太陽電池要素１０において、光電変換素子６は、複数に分かれて形成されているが、複数に分けて形成せずに、長尺体２の長手方向に沿って１つの光電変換素子を延在させてもよい。
また、図１ないし図４に示す太陽電池要素１、１０では、光電変換素子６をなす各層が長尺体２の全周にわたって形成されているが、長尺体の周方向の一部にのみ光電変換素子をなす各層が形成されていてもよい。この場合、長尺体の外表面上の、光電変換素子をなす各層が形成されていない部分に、長尺体上に複数形成された光電変換素子に対する共通電極が該長尺体の長手方向に延びていてもよい。

光電変換素子６を構成する各層の厚さは、必要に応じて適宜選択することができるが、光電変換素子６全体としての厚さが０．５μｍ以上５０μｍ以下であることが好ましく、より好ましくは２μｍ以上３０μｍ以下である。光電変換素子６の厚さが上記の範囲であれば、成膜レートが速い本発明の太陽電池要素１、１０の製造時における利点を活かす上で好ましく、かつ太陽電池要素１、１０の光電変換効率に優れている。

本発明の太陽電池要素は、径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に、光電変換素子をなすＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子が形成されているのであればよく、上記した構成以外の構成であってもよい。図５は、本発明の太陽電池要素の別の１構成例の縦断面図であり、図６は、図５に示す太陽電池要素の部分破断側面図であり、図５の第１象限または第４象限側から見た図である。図５および図６の太陽電池要素１１では、長尺体２の外表面上に全周にわたって金属電極膜７１が形成されている。ここで金属電極膜を構成する金属材料としては、Ａｌ、Ａｇ、Ｃｕ、Ｍｇ、Ｒｈ、Ｉｒ、Ｗ、Ｍｏ、Ｐｔ、Ｔｉおよびこれらの合金、タングステンシリサイド（ＷＳｉ）が例示される。これらの中でも、耐熱性に優れることから、Ｗ、ＷＳｉが好ましい。金属電極膜７１の外表面上には、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４、Ｐ−ｐＳｉ層３およびＮ^＋−ｐＳｉ層５がこの順に積層されてＰＩＮ型半導体素子である光電変換素子６が形成されている。Ｎ^＋−ｐＳｉ層５上には、透明電極膜として錫ドープ酸化インジウム（ＩＴＯ）膜７２が形成されている。図５における第２象限および第３象限のＩＴＯ膜７２上にはＡｌ膜１３が形成されている。Ａｌ膜１３は、反射防止膜と、ＩＴＯ膜の低抵抗化の役割を担う。したがって、図５において、第１象限および第４象限側が光入射側である。

図５および図６に示す太陽電池要素１１は、例えば以下の手順で製造することができる。長尺体２の外表面上に金属電極膜７１を成膜した後、金属電極膜７１からの金属原子の拡散を防止するため、アモルファスシリコン（ａ−Ｓｉ）膜を成膜し、比較的低温の高周波（ＲＦ）加熱により膜を結晶化させて、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４を形成する。なお、ａ−Ｓｉ膜を結晶化するためにＲＦ加熱の代わりにレーザを用いてもよい。また、後述する熱ＣＶＤ法を用いてＰ^＋−ｐＳｉ層を直接形成してもよい。ここでＰ^＋−ｐＳｉ層４の厚さは、例えば約１００ｎｍとすることができる。
次に、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４上にＰ−Ｓｉ層３を形成する。Ｐ−Ｓｉ層３の形成には、後述する熱ＣＶＤ法を用いて実施してもよく、またはスラリー状のシリコン粒子を塗布し、加熱焼成させて形成してもよい。
次に、Ｐ−Ｓｉ層３上にＮ^＋−ｐＳｉ層５を形成し、ＩＴＯ膜７２を形成し、Ａｌ膜１３を形成することで図５および図６に示す太陽電池要素１１が得られる。

図７は本発明の太陽電池要素の別の１構成例の縦断面図であり、図８はその側面図である。図７および図８に示す太陽電池要素１３では、長尺体２の外表面上全周にわたってｐ−Ｓｉ層３が形成されている。図７における第１象限および第４象限のｐ−Ｓｉ層３上にはＰ^＋−ｐＳｉ層４が形成されており、第２象限および第３象限のｐ−Ｓｉ層３上には、Ｎ^＋−ｐＳｉ層５が形成されている。ここで、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４とＮ^＋−ｐＳｉ層５とが直接接触しないように、両者は間隔を開けて形成されている。このような構成により、ｐ−Ｓｉ層３、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５がＰＩＮ型半導体素子、すなわち光電変換素子６を形成する。図７において、ｐ−Ｓｉ層３の厚さは、例えば３μｍであり、Ｐ^＋−ｐＳｉ層４およびＮ^＋−ｐＳｉ層５の厚さは、例えば１００ｎｍ〜数１００ｎｍである。

図９は本発明の太陽電池要素の別の１構成例の縦断面図である。図９に示す太陽電池要素１５は、Ｐ型シリコン層１６とＮ型シリコン層１７とから構成され、両者は円周方向で区分されている。太陽電池要素１５の製法は、まず長尺体２の外表面上全周にわたってＰ型多結晶シリコン層１６を成膜し、次にＰ型多結晶シリコン膜１６の円周方向の一部分にＰＳＧ（ｐｈｏｓｐｈｏ−ｓｉｌｉｃａｔｅ−ｇｌａｓｓ）を長手方向に塗布する。その後に熱処理（１０００℃、２０〜４０ｍｉｎ）を行いＰＳＧによって生じたガラスをフッ酸により除去することによりＮ型シリコン層が形成される。本発明の太陽電池要素１５の接続方法を図１０に示す。図１０では、本発明の太陽電池要素１５を横に配列し、銀ペースト等を用いて接続部１８で接続している。太陽電池要素１５を図１０のように接続することで、起電力を昇圧することが出来る。また別の接続方法として、図１１のように銅線材等の線材１９を使って接続することも可能である。
本方法とラミネート法などによりフレキシブル性のある太陽電池を作成することが出来る。
不純物のドーピングは、気相ドーピング法を用いて行っても良い。

また、本発明の太陽電池要素において、長尺体の外表面上に形成される光電変換素子は、ＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子であればよく、上記した多結晶シリコン半導体素子に限定されない。したがって、アモルファスシリコン型の半導体素子であってもよく、またＧａＡｓ、ＩｎＰ、ＣｄＳやＣｄＴｅ等の二元系化合物半導体素子や、ＣｕＩｎＳｅ_２のような三元系の化合物半導体素子であってもよい。さらにまた、多孔質ＴｉＯ_２に色素を含浸させた色素含浸型の半導体素子であってもよい。

図１ないし図４に示す本発明の太陽電池要素１、１０では、複数ある光電変換素子６が電極７および配線８によって直列接続されているがこれに限定されず、光電変換素子６同士が互いに並列接続されるように電極７および配線８を配置してもよい。

本発明の太陽電池要素は、図示した以外の構成要素を含んでもよい。例えば、太陽電池要素の外表面を被覆する保護膜を有していてもよく、むしろ好ましい。保護膜は、絶縁膜と反射防止膜の役割を果たすものであり、通常は二酸化ケイ素膜、窒化ケイ素膜またはこの両者である。

次に、上記の太陽電池要素を用いた太陽電池モジュールについて説明する。図１２は、本発明の太陽電池モジュールの一実施形態を示す斜視図である。図１２に示す太陽電池モジュール２０は、径が１０００μｍ以下の長尺体２の外表面上に光電変換素子６が形成された本発明の太陽電池要素１、１０を複数本並列に配列して形成される。太陽電池要素について、図１ないし図４に示した太陽電池要素１、１０を挙げて説明しているが、本発明の太陽電池要素である限り特に限定されず、例えば、図５および図６に示した太陽電池要素１１であってもよく、図７および図８に示した太陽電池要素１３であってもよい。
図１２に示す太陽電池モジュール２０では、太陽電池要素１、１０の外表面上に絶縁膜および反射防止膜の機能を兼ねる保護膜１２が形成されている。また、図１２に示す太陽電池モジュール２０では、複数本並列に配列された太陽電池要素１、１０がなす平面上に、アルミニウム製の反射板３０が設けられている。ここで、反射板３０は、太陽電池モジュールの入射光に対して裏面側に形成されるため、該反射板３０は、図１ないし図４に示す太陽電池要素１、１０の電極７が形成されている側の面に形成されることが好ましい。

図１２に示す太陽電池モジュール２０は、長尺体である太陽電池要素１、１０を複数本並列に配列することで二次元平面形状をした太陽電池モジュールをなしている。このため、従来の二次元ガラス基板を用いた太陽電池モジュールのような製造工程上の制約を受けることなしにモジュールの大きさを選択することができる。つまり、使用する太陽電池要素１、１０の長さと、並列に配列させる太陽電池要素１、１０の本数によって太陽電池モジュールの大きさを自由に選択することができる。
また、径が１０００μｍ以下と細径の長尺体である太陽電池要素１、１０を複数本並列に配列させて太陽電池モジュール２０を形成しているので、従来の二次元ガラス基板を用いた太陽電池モジュールに比べて軽量化することができる。径が０．１ｍｍの石英ガラス長繊維の外表面上に、厚さ６μｍで光電変換素子を形成した長さ１ｍの太陽電池要素１００本を並列に配列させて形成した平面投影面積１ｍ^２の太陽電池モジュールの重量は約７００ｇであり、従来の二次元ガラス基板を用いた場合（ガラス厚さ４ｍｍとすると約９ｋｇ）の１／１０以下であった。これにより、太陽電池モジュールの輸送費や据付費や工事費を２０％から３０％低減することができる。また、同様の条件で径が０．２ｍｍの石英ガラス長繊維を用いた場合には、得られる太陽電池モジュールの重量は約３ｋｇである。

本発明の太陽電池モジュール２０では、太陽電池要素１、１０を構成する長尺体２に断面形状が円形または楕円形である石英ガラス長繊維を使用し、図１２に示すように太陽電池モジュール２０の裏面側に反射板３０を形成した場合、多重反射により変換効率を高めることができる。図１３に、本発明の太陽電池モジュール２０における多重反射効果を説明するための図である。長尺体２に光透過性に優れた石英ガラス長繊維を用いた太陽電池モジュール２０では、太陽電池要素１表面に形成した保護膜１２を透過した光は、光電変換素子６（半導体層）を抜けると、石英ガラス長繊維（長尺体）２の中を吸収することなく透過し、一部は反対の光電変換素子６で吸収される。また、光線の一部は石英ガラス長繊維２と光電変換素子６との界面で反射し、多重反射をしながら光電変換素子６に吸収される。また再度光電変換素子６に入射した光は吸収されつつ透過し、光電変換素子６と大気の界面で、一部は反射し一部は透過してゆく。このように石英ガラス長繊維の内部で光が多重反射することで、太陽電池要素１の周方向の複数の部位で発電６０が行われ、光電変換効率を高めることができる。これにより変換効率を１２〜１５％から１７〜２０％に向上させることができる。

本発明の太陽電池モジュールは、径が１０００μｍ以下の細径の長尺体を、複数本並列に配列して形成した場合、長尺体同士を柔軟性をもたせて結合させることで、長尺体の幅方向に可とう性を有するものにすることができる。さらに、長尺体を石英ガラス長繊維のように可とう性に優れた材料で形成すれば、長尺体の長手方向にも可とう性に優れたものにすることができる。本発明の太陽電池モジュールは、可とう性に優れている特徴を活かして、図１４に示すような簾状の太陽電池モジュール２０や、折りたたみ可能な太陽電池モジュール（図示していない）とすることができる。図１４に示す太陽電池モジュール２０は、太陽電池要素を複数本並列に配列し、複数ある太陽電池要素間を共通電極により電気的に接続し、該共通電極から外部に電力取り出し用の配線４０をしたものを可とう性を有する透明なシート（ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）やアクリル系樹脂、塩化ビニル系樹脂、ポリカーボネート系の樹脂等）ではさみラミネートし接着剤や熱融着することで製造することができる。この場合は、携帯性や可搬性を考慮して直流で使用する例を示した。このような簾状の太陽電池モジュール２０は、自動車内の日よけシートとして使用すれば、太陽電池の発電により小さなファンを空車中に回転させ、車内を冷却することができる。また、ペルチェ素子を接続することによっても車内を空車中に冷却することができる。さらに建物内のブラインドや簾として使用すると扇風機を駆動したり、パソコンの駆動や充電、携帯電話の充電が行える。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、複数本の太陽電池要素を並列に配列する代わりに、直列に配列してもよく、また並列および直列に配列してもよい。図１５は、太陽電池モジュールの別の１構成例の平面図であり、太陽電池モジュールは太陽電池要素を並列および直列に配列して形成されている。図１５では、太陽電池モジュールの一部が拡大して示されている。図１５に示す太陽電池モジュール２０では、太陽電池要素１を２５本並列に配列したものを２組直列に配列して構成されている。ここで、太陽電池要素１の端部には、電力取り出し用の電極と、太陽電池要素１同士を結合するジョイントを兼ねる要素２１が取り付けられている。
図１２または図１５に示すように、複数本の太陽電池要素１を並列および／または直列に配列することで所望の太陽電池モジュール２０を形成することができる。例えば、径０．１ｍｍ、長さ５０ｃｍの太陽電池要素を４００本並列に配列して形成した太陽電池モジュール（長さ５０ｃｍ、幅４ｃｍ）は、下記性能を有する。
２Ｗ（出力）＝０．５Ｖ（電圧）×４Ａ（電流）
ここで、電圧０．５Ｖとは、シリコン系の太陽電池での理想電圧である。出力は、光入射面の面積が１ｍ^２の太陽電池の出力を１００Ｗと想定した場合の出力である。電流は、起電力と取り出し電圧とから、上記式を用いて導かれる。
同様に、径０．１ｍｍ、長さ１ｍの太陽電池要素を２００本並列に配列して形成した太陽電池モジュール（長さ１ｍ、幅２ｃｍ）は、下記性能を有する。
２Ｗ（出力）＝０．５Ｖ（電圧）×４Ａ（電流）
これらの太陽電池要素を、５０組直列に配列すれば電圧２．５Ｖ、電流４Ａの太陽電池モジュールを得ることができる。

本発明の太陽電池モジュールは、太陽電池モジュールに通常接続される他の構成要素と接続して太陽電池システムとしても使用することができる。図１６は、本発明の太陽電池モジュールを用いた太陽電池システムの１構成例を示す図である。図１６に示す太陽電池システムは、交流仕様のシステムであり、本発明の太陽電池モジュール２０に、充放電コントローラ２２、インバータ２４が接続されて、外部の機器（負荷）２６と接続する構成である。図１６に示すシステムは、昼間の電力を蓄えるためにバッテリー２８も接続されている。

以下、本発明の太陽電池要素および該太陽電池要素を用いた太陽電池モジュールの製造方法の一例について述べる。但し、本発明の太陽電池要素および太陽電池モジュールは、前述した構成を実現できる限りどのような方法で製造してもよく、以下の方法で製造されるものに限定されない。
図１７は、本発明の太陽電池要素の製造に使用する一次元半導体基板を製造する方法を説明するための図であり、該方法に用いる製造装置の一例を示している。
図１７に示す製造装置は、光ファイバの線引装置と基本的な構造は同じであるが、炉の上部を密閉型としている点、加熱炉内にＡｒやＨｅガス等でバブリングするか、直接原料を加熱させてその蒸気圧を用いて原料ガス（シリコンの原料ガスＳｉＣｌ_４、ＳｉＨＣｌ_３等とドーピングガスＰＣｌ_３やＢＣｌ_３等）を供給し常圧または加圧状態で該石英ガラス長繊維の外表面上にシリコン多結晶膜を成膜する点と、複数のヒータにより線引の長手方向に温度分布をつけている点である。上部のヒータ１２０は、駆動軸１００から導入されるプリフォーム（母材）１１０を加熱溶融するためのもので、他のヒータ１３０、１４０、１５０は原料ガスの加熱や、雰囲気の温度を調整するためのものである。ヒータ部１３０、１４０、１５０とプリフォーム１１０のある雰囲気は炉心管１６０で区切られている。炉心管１６０としてはカーボンが用いられる。低温部では石英やＳｉＣ、またはカーボンやＳｉＣにＳｉＣコーティング（熱ＣＶＤで成膜されたもの）を施した炉心管や部品を使うことができる。また炉内の圧力を大気圧以上、必要によっては加圧雰囲気とするために不活性ガス（ＡｒやＨｅ）ガスが供給される。このようなガスは主として上部より排気される。原料ガスや反応したガスは、炉の出口側より排気する。好ましくは炉内に雰囲気ガスと原料ガスを分離する遮蔽手段を設ける。これにより両ガスの混合を防止できる。炉の出口１７０にはシャッターがあり出口をしぼっている。好ましくは、大気が入らないように図には示さないが不活性ガスを供給して、炉内に大気が入らないようにする。

線引炉の第２のヒータ１３０（上より２番目）が反応用のヒータで、石英ガラス長繊維の温度がシリコンの融点（１４１２℃）よりも高い温度（１４３０℃から１６００℃）となる位置で原料ガスを供給するように調節されている。石英ガラス長繊維の表面に堆積したシリコンは、該石英ガラス長繊維の温度がシリコンの融点以上であるため液状となっているものと思われる。このように、図示した方法の場合、常圧又は加圧状態で熱ＣＶＤで多結晶シリコン膜を成膜する点が通常の太陽電池の製造方法と異なっている。従来技術では、ＰＣＶＤまたはスパッタ法を用いて真空中で二次元ガラス基板上に多結晶シリコン膜を成膜している。
なお、成膜の厚さは、炉心管内の原料濃度、温度、線引炉の第１ヒータからの距離と圧力で制御することができる。下段に二つのヒータがある炉１４０、１５０が、粒子成長用の炉で、適正な温度勾配で冷却することで溶融しているシリコンを冷却させ固める。この時の温度勾配を線速や多結晶シリコンの成膜厚さに対して制御することで、線速の変動（設定線速の１０％から２０％の変動は通常起こりえる）や成膜厚さの変動に対処することができる。ここで線引速度を上げるに従い温度分布を長くする。
粒子のサイズは、成膜時の核発生条件と結晶成長条件を調整する事で変えられる。成膜初期のヒータ温度を、核成長時３００℃から７００℃とする事で、核の発生を抑制し、結晶成長時８００℃から１，６００℃とする事で成長速度を向上できる。このように線引方向の長手方向に温度分布を形成することで、連続的に核発生と結晶成長の制御が行える。

線引炉１６０より出た一次元半導体基板を冷却装置１８０で冷却し（Ｈｅガスを用いて冷却する）、レジスト塗布装置１９０で一次元半導体基板の表面を樹脂やデバイス化の工程で使用するレジスト等を被覆し、加熱炉２００でレジストを加熱硬化させる。これは成膜した多結晶シリコン膜を保護するためである。レジスト等で被覆した後、一次元半導体基板をキャプスタン２１０で引き出して、ダブルスプーラ（連続的に満巻きボビンより空ボビンに速度を落とすことなしに巻き取れる巻取機）２２０で巻き取る。一つのボビンの巻き量は５０ｋｍから２００ｋｍとした、１０００ｋｍ母材では、５本から２０本のボビンができることになる。

使用する基材の形状により、一次元半導体基板の断面形状はほぼ決まる。これはプリフォームをあらかじめ所望の形状に加工しておくことで形状をほぼ規定できる。図１８（ａ）、（ｂ）は、一次元半導体基板の断面形状の一例を示した図である。（ａ）は断面形状が矩形であり、（ｂ）は、断面形状が円形である。どちらも、石英ガラス長繊維２の外表面が多結晶シリコン膜３が形成されている。（ａ）に示す断面形状が矩形をした一次元半導体基板では、角部が多少丸まってＲ部が大きくなるがほぼ加工した形状を保つように線引きすることができる。ここで、線引き炉１６０内の温度を２０００℃以下で線引きすると形状の変化を少なくすることができる。温度を下げるには線引用のヒータを長くすることや、ヒータを複数用いること、あるいは反応用のヒータの温度を高めに制御することで線引き炉１６０内の温度１８００℃程度まで低温化することができる。

形状制御には、通常の光ファイバの線引技術を活用できる。即ち、所望の形状に加工された母材を線引き炉１６０で溶融し紡糸して、線引き炉の出口部分で一次元半導体基板の形状を外径測定器でまたは形状測定器で測定し、形状が一定となる様に引き取り速度あるいは母材の送り速度又はその両方を制御しつつ線引き炉１６０から引き出し、巻取機２２０で巻取ることで、（ｂ）に示す断面形状が円形をした一次元半導体基板の場合、外径の変動を±１μｍ以下とすることが可能となっている。

光ファイバの線引技術を使うことで、石英ガラス長繊維を高速で走行させながら高温プロセスを実施することができる。そのため、真空法を用いて二次元ガラス基板に成膜する場合に比べて、１０倍から１００倍以上の成膜レートで多結晶シリコン膜を成膜できると共に、ハイスループット（２０ｍ／ｓ以上の高速）で、かつ低コストで一次元半導体基板を製造することができる。具体的には、平面投影面積１ｍ^２の太陽電池に使用する基板の重量は、２次元ガラス基板の場合約９ｋｇであるが、本発明に使用する一次元半導体基板の場合、約７００ｇ（径が０．１ｍｍの石英ガラス長繊維を使用した場合）であり基材の使用量を１／１０以下にすることができる。

また、建屋は高い必要があるが、製造装置は半導体装置や液晶用などのガラス基板の研削・研磨製造装置と比較して非常に安く設備投資が抑制できる。また線引きされた石英ガラス長繊維は、表面が清浄でかつ粗さが数ｎｍから数十ｎｍと小さいので、成膜前の洗浄や研磨が不要である。このことも、製造原価を低減できる要因である。この方法では、形成する多結晶シリコン膜が成膜されるまでに固体物に触れることなく成膜が行え、またレジストで被覆した後にキャプスタンで引き取られるので、成膜された多結晶シリコン膜を傷つけることがなく高速で製造することができる。

図１７では、石英ガラス長繊維の線引きと多結晶シリコン膜の成膜を線引き炉１６０内で実施しているが、図１９に示すように線引き炉１６０と成膜炉１６１とが別々の炉であっても良い。この場合線引き炉１６０でプリフォーム１１０から線引きされた石英ガラス長繊維に対して、成膜炉１６１で多結晶シリコン膜の成膜が行われる。但し、大気が成膜炉１６１内に入ると不純物となる、また反応して粒子ができ、それが膜に堆積し欠陥となるので、線引き炉１６０と成膜炉１６１の間は気密とすることが必要である。このため、図１９では線引炉１６０と成膜炉１６１とが連結筒１６２で気密に連結されている。あるいは成膜炉１６１内を不活性ガス等の雰囲気とし、大気の進入してこない構造とする必要がある。このためにも成膜炉１６１内の圧力を大気圧よりも高めにすることが好ましい。

次に本発明の太陽電池要素の製造に用いる一次元半導体基板の別の態様の製造方法を説明する。この一次元半導体基板では、石英ガラス長繊維の外表面上に、Ｐ型多結晶シリコン層（Ｐ−ｐＳｉ層）と、Ｎ^＋型多結晶シリコン層（Ｎ^＋−ｐＳｉ層）とが積層して成膜されている。
図２０は、この製造方法を説明するための図であり、この製造方法に使用する製造装置の一例を示している。図２０に示す製造方法は、図１７に示す製造方法とほぼ同様であるが、まずＰ型多結晶シリコンを線引きされた石英ガラス長繊維の外表面上に成膜した後、さらにＮ^＋型多結晶シリコンを成膜する点が異なっている。Ｐ型多結晶シリコンの場合は、シリコン原料（ＳｉＣｌ_４やＳｉＣｌ_３Ｈ等）とＰ型のドーパントとなるボロン（Ｂ）やアルミ（Ａｌ）原料を供給し成膜を行う。Ｎ型の多結晶シリコンの場合は、シリコン原料（ＳｉＣｌ_４やＳｉＣｌ_３Ｈ等）とＮ型のドーパントとなるリン（Ｐ）やビスマス（Ｂｉ）原料を供給し成膜を行う。成膜する半導体のキャリア濃度は、供給するドーパントの濃度により制御が可能であり、Ｐ型、Ｐ^＋型、Ｎ型、Ｎ^＋型の多結晶シリコン層を形成することができる。

図２１（ａ）、（ｂ）は、図２０に示す方法で製造される一次元半導体基板の断面形状を示す図である。（ａ）の基板は、断面形状が矩形であり、（ｂ）の基板は断面形状が円形である。どちらも、石英ガラス長繊維２の外表面上にＰ型多結晶シリコン膜３が形成されており、その上にＮ^＋型多結晶シリコン膜５が形成されている。

図２２は、本発明の太陽電池要素の製造に使用する一次元半導体基板の別の製造方法を説明するための図であり、該製造方法に使用する製造装置の一例を示している。図２２に示す方法では、線引炉１６０では、原料ガスを流さないで石英ガラス長繊維を線引きし冷却装置１８０で冷却した後、被覆装置２３０で水やアルコール等とけん濁させてスラリー状にしたシリコン粒子で石英ガラス長繊維の外表面を被覆し、加熱装置２４０で加熱焼成し、または再溶融させて多結晶シリコン膜を成膜して、その後レジスト等を被覆して巻き取る。この方法はシリコン以外の半導体膜を形成する場合にも適用することができる。
さらに、半導体を溶融して直接石英ガラス長繊維の外表面を被覆し半導体膜を成膜することも可能である。

また、Ｇｅをドープした多孔質母材を、カーボン、Ｓｉ、ＣＯやＳｉＣ等の還元雰囲気で処理しプリフォームの表面に非晶質シリコン又は多結晶シリコンを形成した母材、あるいは石英母材の上にシリコンを堆積させた母材を用いて、図２２に示す方法で外表面上にシリコン層が形成された母材にシリコンや半導体膜を成膜すると石英ガラスとの密着性を向上させることができ、また膜厚５μｍの多結晶シリコン膜を容易に成膜することができる。これにより３０ｍ／ｓ以上の線引き速度での製造が可能となる。この場合も、成膜した半導体粒子の粒子成長を行うと、変換効率の高い太陽電池要素の一次元半導体基板とすることができる。

次に、上記手順で製造された一次元半導体基板を用いて本発明の太陽電池要素および該太陽電池要素を用いた太陽電池モジュールを製造する手順について説明する。
上記手順で製造された一次元半導体基板を用いて、本発明の太陽電池要素を製造する工程は、保護膜除去工程、半導体膜成膜、ドーピング工程、素子分離工程、電極形成工程、切断工程よりなる。図２３にこれらの工程の流れを示す。工程設計によっては各工程ごとにボビンでサプライし、巻き取りする工程を複数回繰り返して実施してもよい。図２４に、半導体成膜工程から素子分離工程までを一度に行った後、一度ボビンに巻き取り電極形成は後で行う場合の工程の流れを示す。この場合好ましくは、処理を行った膜をいためないためにレジスト等を被覆してから巻き取る。

なお、生産性を考慮すると、上記の工程は、細径の長尺体である本発明の太陽電池要素を数本から数１０本の同時に処理することが好ましい。このため、一次元半導体基板を集積化し、セグメント化またはアレー化してから処理することが好ましい。図２５は、セグメント化した一次半導体基板の一例を示す図である。図２５では、円柱状の治具３００の周囲に複数本の太陽電池要素１を固定してローラー状の基板としている。一次元半導体基板を集積化して、セグメント化またはアレー化して、ローラー状の基板や平面状の基板にすることでコンパクト化をはかり、太陽電池要素の製造工程に使用する装置のコストを下げると共に、スループットを数十倍から数百倍あるいは数千倍に向上することができる。また、一次元半導体基板に過度のテンションをかけなくてすみ、また非接触でプロセスを進めることが可能である。
また、ローラー基板や平面基板の配列と、最終的な太陽電池モジュールにおける太陽電池要素の配置をあわせておくことで、太陽電池モジュールの組立時間を低減できる。

なお、上記した太陽電池要素の製造工程は、差動排気を行い真空プロセスで処理してもかまわないが、生産性とメンテナンス性を考慮して大気圧プロセスを用いることが好ましい。例えば、大気圧プラズマによる被覆除去、半導体膜の成膜、エッチングや電極形成、ウエットエッチングによる保護膜除去、インクジェットやディスペンサあるいは印刷技術による配線、レーザによるエッチング等のプロセスが考えられる。また、セグメント化せずに一次元半導体基板のままで太陽電池要素を製造する場合、生産性を考慮して大気圧プラズマや高温の熱ＣＶＤを用いて成膜速度をあげて製造することが好ましい。
また、一次元半導体基板製造工程で、素子分離や電極形成を行うと更に生産性を向上できる。

長尺体の外表面上に光電変換素子をなすＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子を形成したことで、太陽電池要素及び太陽電池モジュールに容易に適用できる。

Claims (37)

1. 径が１０００μｍ以下の長尺体の外表面上に、光電変換素子をなすＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体素子が形成された太陽電池要素。
2. 前記ＰＮ型またはＰＩＮ型の半導体は、多結晶シリコン半導体であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池要素。
3. 前記多結晶シリコン半導体は、前記長尺体の外表面上に形成され、かつ互いに電気的に接続される、Ｐ型多結晶シリコン層（Ｐ−ｐＳｉ層）、Ｐ^＋型多結晶シリコン層（Ｐ^＋−ｐＳｉ層）およびＮ^＋型多結晶シリコン層（Ｎ^＋−ｐＳｉ層）よりなる請求項２に記載の太陽電池要素。
4. 前記Ｐ型多結晶シリコン層は、前記長尺体の外表面上に形成されており、前記Ｐ型多結晶シリコン層および前記Ｎ^＋型多結晶シリコン層は、それぞれ該Ｐ型多結晶シリコン層上に形成されている請求項３に記載の太陽電池要素。
5. 前記Ｐ^＋多結晶シリコン層、前記Ｐ型多結晶シリコン層および前記Ｎ^＋型多結晶シリコン層は、前記長尺体の外表面上に該長尺体の外表面側からこの順に、またはこの反対の順に、積層される請求項３に記載の太陽電池要素。
6. 前記多結晶シリコン半導体は、Ｐ型多結晶シリコン層と、前記Ｐ型多結晶シリコン層の円周方向の一部分をドーピングによりＮ型としたＮ型多結晶シリコン層とからなることを特徴とする請求項２に記載の太陽電池要素。
7. 前記光電変換素子は、前記長尺体の長手方向に沿って複数形成されており、複数ある光電変換素子間は、配線により電気的に接続されている請求項１ないし６のいずれかに記載の太陽電池要素。
8. 複数ある光電変換素子間には、二酸化ケイ素または窒化ケイ素のうち、少なくとも一方を含む絶縁膜が形成されている請求項７に記載の太陽電池要素。
9. さらに、太陽電池要素の外表面上には、二酸化ケイ素または窒化ケイ素のうち、少なくとも一方を含む保護膜が形成されている請求項１ないし８のいずれかに記載の太陽電池要素。
10. 前記長尺体は、石英ガラスの長繊維からなる請求項１ないし９のいずれかに記載の太陽電池要素。
11. 請求項１ないし１０のいずれかに記載の太陽電池要素を少なくとも２本以上並列および／または直列に配列させてなる太陽電池モジュール。
12. さらに、異なる太陽電池要素間を電気的に接続する共通配線を有する請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
13. さらに、少なくとも２本以上並列および／または直列に配列された太陽電池要素がなす平面上に、反射板が設けられている請求項１１または１２に記載の太陽電池モジュール。
14. 線状の一次元基材の表面に半導体薄膜を成膜した一次元半導体基板を用いて太陽電池となる素子（以下では太陽電池素子という）を形成することを特徴とする一次元太陽電池。
15. 前記一次元基材の長手方向に前記太陽電池素子が複数形成されていることを特徴とする請求項１４に記載の一次元太陽電池。
16. 複数の前記太陽電池素子が直列または並列に接続されていることを特徴とする請求項１４または請求項１５に記載の一次元太陽電池。
17. 前記一次元基材として石英ガラス、多成分ガラス、サファイヤ、アルミナ、カーボン、炭化珪素等のセラミックス等高融点材料を用いることを特徴とする請求項１４から請求項１６のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
18. 前記一次元基板に成膜してある一つの前記薄膜が、ドープしていない前記半導体薄膜、またはＰ型又はＮ型にドーピングされた前記半導体薄膜のどちらかであることを特徴とする請求項１４から請求項１７のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
19. 前記半導体薄膜の膜厚が０．５μｍ以上２０μｍ以下であることを特徴とする請求項１４から請求項１８のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
20. 前記太陽電池素子の構造が、前記薄膜の厚さ方向に、ＰＮ接合またはＰＩＮ接合またはＮＰ接合またはＮＩＰ接合を一つ以上形成することを特徴とする請求項１４から請求項１９のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
21. 前記一次元基材の長手方向にＰＮ接合又はＰＩＮ接合を一つ以上形成することを特徴とする請求項１４から請求項２０のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
22. 前記太陽電池素子を形成し前記各太陽電池素子を配線し接続した後に、ニ酸化珪素（ＳｉＯ２）又は窒化珪素（ＳｉＮ）あるいはその両方の前記薄膜を形成することを特徴とする請求項１４から請求項２１のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
23. 前記太陽電池素子の接続する配線が、周方向の一部に形成してありしかも長手方向にほぼ一直線状に並んで形成していることを特徴とする請求項１４から請求項２２のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
24. 前記一次元基材の断面形状が円形、多角形、矩形、円弧と矩形の合成した形状のいずれかを持つ前記一次元基材を用いることを特徴とする請求項１４から請求項２３のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
25. 前記１次元基板が導電性のファイバ（ワイヤー）であることを特徴とする請求項１４から請求項２４のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
26. 前記ファイバ（ワイヤー）の材質がアルミ、銅、鋼、タングステン、モリブデンのいずれか、またはそれらの合金であることを特徴とする請求項２５に記載の一次元太陽電池。
27. 前記ワイヤーの表面に形成した酸化膜を除去してから太陽電池となる半導体層を形成することを特徴とする請求項２５または請求項２６に記載の一次元太陽電池。
28. 半導体が、シリコン、ＧａＡｓ等の２元系、又はＣｕＩｎＳ２等の３元系半導体、又はＺｎＯやＴｉＯ２等の色素増感された半導体であることを特徴とする請求項１４から請求項２７のいずれか１項に記載の一次元太陽電池。
29. 一次元太陽電池を複数並べて配列しそれぞれを配線接続した一次元太陽電池アレーが架台にパッケージされ、前記配線を接続する端子が架台に設けられていることを特徴とする太陽電池モジュール。
30. 前記一次元太陽電池を平面状又は曲面状に集積してあることを特徴とする請求項２９に記載の太陽電池モジュール。
31. 前記各一次元太陽電池に接続された前記配線が前記一次元太陽電池アレーの受光面側と反対側に設けられていることを特徴とする請求項２９または請求項３０に記載の太陽電池モジュール。
32. 前記一次元太陽電池を複数並べて接続し、可とう性の透明なシートに直接固定するかまたはシートではさんで固定することを特徴とする太陽電池モジュール。
33. 前記一次元太陽電池を繊維や線材で連結してすだれ状にすることを特徴とする太陽電池モジュール。
34. 厚さが０．０４ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることを特徴とする請求項２９から請求項３０のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
35. 前記一次元太陽電池で構成された前記太陽電池モジュールを一個または複数個連結して太陽電池アレーとし、前記太陽電池モジュールまたは太陽電池アレーと充放電コントローラが接続されていることを特徴とする太陽電池発電システム。
36. 更にインバータが接続されていることを特徴とする請求項３５に記載の太陽電池システム。
37. 更にバッテリーが接続されていることを特徴とする請求項３５または請求項３６に記載の太陽電池システム。

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