JPWO2017057618A1 - SOLAR CELL DEVICE, ITS MANUFACTURING METHOD, AND SOLAR CELL MODULE - Google Patents
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Abstract
太陽電池素子1は、シリコン基板2の上に配置された第1酸化シリコン層9aと、第1酸化シリコン層9aの上に配置され、第1酸化シリコン層9aよりも酸素に対するシリコンの含有量が多い第2酸化シリコン層9bと、を備えている。また、太陽電池素子1は、シリコン基板2の表面を酸化して第1酸化シリコン層9aを形成して、モノシランガスおよび亜酸化窒素ガスを用いたCVD法によって、第1酸化シリコン層9aの上に第2酸化シリコン層9bを形成する。また、太陽電池モジュール30は太陽電池素子1を備えている。The solar cell element 1 is disposed on the first silicon oxide layer 9a disposed on the silicon substrate 2 and on the first silicon oxide layer 9a, and the silicon content relative to oxygen is higher than that of the first silicon oxide layer 9a. Many second silicon oxide layers 9b. In addition, the solar cell element 1 oxidizes the surface of the silicon substrate 2 to form a first silicon oxide layer 9a, and on the first silicon oxide layer 9a by a CVD method using monosilane gas and nitrous oxide gas. A second silicon oxide layer 9b is formed. The solar cell module 30 includes the solar cell element 1.
Description
本国際出願は、日本国特許出願2015−190958号(2015年9月29日出願)の優先権を主張するものである。本国際出願に上記日本国特許出願の開示内容を取り込む。 This international application claims the priority of Japanese Patent Application No. 2015-190958 (filed on September 29, 2015). The disclosure content of the above Japanese patent application is incorporated into this international application.
本開示は、太陽電池素子およびその製造方法並びに太陽電池モジュールに関する。 The present disclosure relates to a solar cell element, a manufacturing method thereof, and a solar cell module.
太陽電池素子の半導体基板中に拡散したナトリウムイオンが光発生キャリアの動きを妨げて、太陽電池素子で構成された太陽電池モジュールの出力が低下するというPID(Potential Induced Degradation)現象が知られている。このPID現象の発生を減少させるために、太陽電池素子を構成するシリコン基板の上にイオン拡散阻止層を設けることが提案されている(例えば下記の特許文献1を参照)。
A PID (Potential Induced Degradation) phenomenon is known in which sodium ions diffused into a semiconductor substrate of a solar cell element hinder the movement of light-generating carriers and the output of a solar cell module composed of the solar cell element decreases. . In order to reduce the occurrence of this PID phenomenon, it has been proposed to provide an ion diffusion blocking layer on a silicon substrate constituting a solar cell element (see, for example,
現在、さらにPID現象の発生を減少し得る太陽電池素子が望まれている。 Currently, a solar cell element that can further reduce the occurrence of the PID phenomenon is desired.
本開示の太陽電池素子の一態様は、シリコン基板の上に配置された第1酸化シリコン層と、該第1酸化シリコン層の上に配置され、該第1酸化シリコン層よりも酸素に対するシリコンの含有量が多い第2酸化シリコン層とを備えている。 According to one aspect of the solar cell element of the present disclosure, a first silicon oxide layer disposed on a silicon substrate and a silicon oxide layer disposed on the first silicon oxide layer, the silicon with respect to oxygen rather than the first silicon oxide layer. A second silicon oxide layer having a high content.
また、太陽電池素子の製造方法の一態様は、シリコン基板の表面を酸化して前記第1酸化シリコン層を形成して、モノシランガスおよび亜酸化窒素ガスを用いたCVD法によって、前記第1酸化シリコン層の上に前記第2酸化シリコン層を形成する。 In one aspect of the method for manufacturing a solar cell element, the surface of a silicon substrate is oxidized to form the first silicon oxide layer, and the first silicon oxide is formed by a CVD method using monosilane gas and nitrous oxide gas. The second silicon oxide layer is formed on the layer.
さらに、本開示の太陽電池モジュールの一態様は、上記太陽電池素子を備えている。 Furthermore, the one aspect | mode of the solar cell module of this indication is equipped with the said solar cell element.
太陽電池素子および太陽電池モジュールの実施形態について、図面を参照しながら説明する。なお、図面は模式的に示したものである。 Embodiments of a solar cell element and a solar cell module will be described with reference to the drawings. The drawings are schematically shown.
<太陽電池素子>
図1および図2に示すように、太陽電池素子1はシリコン基板2を備えている。太陽電池素子1は、主として光を受ける第1面である表面1aと、表面1aと対向する第2面である裏面1bとを有している。<Solar cell element>
As shown in FIGS. 1 and 2, the
また、シリコン基板2も、太陽電池素子1の表面1aに相当する第1面である表面2aと、太陽電池素子1の裏面1bに相当する第2面である裏面2bとを有している。シリコン基板2は、例えば単結晶シリコン基板または多結晶シリコン基板が用いられる。シリコン基板2は、ボロンまたはガリウムなどのドーパント元素を含有させて一導電型(例えばp型)領域を有する。シリコン基板2の平面形状は、例えば、一辺が100mmから180mm程度の正方形状または矩形状であるが、特に限定されない。シリコン基板2の厚みは例えば150μmから250μm程度である。また、シリコン基板2の表面2a側には、光の反射率を低減させる微小な凹凸を設けてもよい。なお、以下では、シリコン基板2としてp型多結晶シリコン基板を用いる例について説明する。
The
図2に示すように、シリコン基板2は、その表面2a側に逆導電型層8を有している。逆導電型層8は、シリコン基板2の一導電型領域7に対する逆導電型(n型)領域であり、一導電型領域7とpn接合部を形成する。この逆導電型層8は、シリコン基板2の表面2a側にリン等のドーパント元素を拡散させることによって形成できる。また、逆導電型層8の上には、酸化シリコン層9(第1酸化シリコン層9a,第2酸化シリコン層9b)および反射防止層11がこの順で配置されている。
As shown in FIG. 2, the
図1(a)に示すように、太陽電池素子1の表面1a側には、表面電極としてバスバー電極3およびフィンガー電極4が配置されている。また、図1(b)に示すように、裏面1b側には、裏面電極として集電電極5および接続電極6が配置されている。
As shown to Fig.1 (a), the bus-
太陽電池素子1の表面1a(シリコン基板2の表面2a)側に設けられるバスバー電極3は、フィンガー電極4によって集められた光生成キャリア(以下、キャリアという)をさらに集める役割を有する。バスバー電極3は、図1(a)に図示したY軸方向に沿って、幅が1mmから3mm程度の細長い形状で、一定間隔をあけて平行に2本から5本程度配置される。
The
フィンガー電極4は、シリコン基板2からキャリアを集める役割を有し、例えば図1(a)に図示したX軸方向に延びてバスバー電極3に対してほぼ直交するように接続される。また、フィンガー電極4の幅は50μmから200μm程度であり、1mmから8mm程度の間隔を空けて複数本形成される。なお、バスバー電極3およびフィンガー電極4は、例えば銀を主成分とした導電性ペーストを、所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成される。この焼成後のバスバー電極3およびフィンガー電極4の厚みは、例えば10μmから30μm程度である。
The finger electrode 4 has a role of collecting carriers from the
図1(b)に示すように、太陽電池素子1の裏面1b側には接続電極6が設けられている。接続電極6は幅が1mmから5mm程度であり、図1(b)に図示したY軸方向に、表面1aに設けられたバスバー電極3とほぼ対向する位置に2本から5本程度配置される。また、接続電極6は、例えば銀を主成分とした導電性ペーストを、所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成される。この焼成後の接続電極6の厚みは10μmから30μm程度である。
As shown in FIG. 1B, a
集電電極5は、太陽電池素子1の裏面1bにおいてキャリアを集めて接続電極6に伝えるものである。集電電極5は、シリコン基板2の裏面2bの外周部における0.5mmから3mm幅の部分、および接続電極6の配置部分を除いた裏面2bの略全面に形成される。この集電電極5は、例えばアルミニウムを主成分とする導電性ペーストを所望の形状に塗布した後に焼成して形成できる。集電電極5の厚みは例えば15μmから50μm程度である。
The collecting
図2に示すBSF(Back-Surface-Field)領域10は、シリコン基板2の裏面2b側に内部電界を形成し、裏面2bの近傍での少数キャリアの再結合による光電変換効率の低下をしにくくさせる役割を有している。また、BSF領域10は、シリコン基板2の一導電型領域7と同一の導電型を有していて、一導電型領域7にドープされているドーパント元素の濃度よりも高い濃度でドーパント元素が存在する。また、BSF領域10は、シリコン基板2がp型を有する場合は、例えば、裏面2b側にボロンまたはアルミニウムなどのドーパント元素を拡散させる。BSF領域10は、ドーパント元素の濃度が1×1018atoms/cm3から5×1021atoms/cm3程度となるように形成されるとよい。A BSF (Back-Surface-Field)
図3に図2のA部を拡大して示すように、シリコン基板2の逆導電型層8上には酸化シリコン層9が配置されている。酸化シリコン層9は、SiOxから成る第1酸化シリコン層9aと、第1酸化シリコン層9aの上に配置され、第1酸化シリコン層9aの酸化シリコンよりも酸素に対するシリコンの含有量が多いSiOyから成る第2酸化シリコン層9bとを備えている。ここで、x>yである
SiOxにおけるxの値は1.8から3程度として、SiOyにおけるyの値は1から1.7程度とすると、後述するように、第2酸化シリコン層9bでは、シリコンリッチな状態となり、導電率が上がる。これにより、第1酸化シリコン層9aと第2酸化シリコン層9b及び第2酸化シリコン層9bと反射防止層11の界面では、ナトリウムイオンが移動しやすくなる。その結果、上記界面でのナトリウムイオンの蓄積が低減される。このため、本実施形態では、シリコン表面に達するナトリウムイオンの量をさらに低減できる。これにより、本実施形態では、PID現象の発生を低減できる。また、第1酸化シリコン層9aの膜厚は0.3nmから6nm程度とし、0.5nmから3nm程度とすることもできる。さらに、第2酸化シリコン層9bの膜厚は8nmから50nm程度とし、10nmから20nm程度とすることができる。この場合には、第2酸化シリコン層9b中にトラップされるナトリウムイオンの量を多くすることができる。これにより、第2酸化シリコン層9bがより強い正電荷を帯びるようになるため、ナトリウムイオンをブロックする効果をより高めることができる。さらに、第1酸化シリコン層9aの屈折率は1.4から1.5程度、第2酸化シリコン層9bの屈折率は1.6から1.7程度とすることによって、所望の導電率になることも分かった。As shown in FIG. 3 in which the portion A of FIG. 2 is enlarged, a
PID現象は、太陽電池モジュールのガラス基板から遊離したナトリウムイオンが、シリコン基板2の表面および内部へ移動することに起因して発生するものといわれている。ナトリウムイオンの物質の内部への移動は、それが存在している物質の密度および結晶構造の影響を受ける。例えば、ナトリウムイオンは、窒化シリコンの内部へは移動しやすく、酸化シリコンの内部へは移動しにくい。したがって、窒化シリコンを含む反射防止層11に比べて、第1酸化シリコン層9aおよび第2酸化シリコン層9bを備えている酸化シリコン層9の内部は、ナトリウムイオンが移動しにくい。このため、第1酸化シリコン層9中にはナトリウムイオンが入りにくくなるので、ナトリウムイオンがシリコン基板2に入りにくくなって、PID現象の発生が低減する。
The PID phenomenon is said to occur due to the movement of sodium ions released from the glass substrate of the solar cell module to the surface and inside of the
さらに、酸化シリコン層9が第1酸化シリコン層9aおよび第2酸化シリコン層9bの2層を含むことによって、以下の作用効果が期待できる。ナトリウムイオンは、第2酸化シリコン層9bに発生する微細な欠陥もしくはピンホールまたは膜厚の薄い部分などを通して移動する。しかし、第1酸化シリコン層9aでナトリウムイオンをブロックできる。さらに、第1酸化シリコン層9aの酸化シリコン(SiOx)よりも、第2酸化シリコン層9bでは酸素に対するシリコンの含有率が多い酸化シリコン(SiOy)を含有している。つまり、第2酸化シリコン層9bでは、第1酸化シリコン層9aよりもシリコンリッチな状態にある。このため、第2酸化シリコン層9bでは導電率が上がり、第1酸化シリコン層9aと第2酸化シリコン層9bとの界面、および第2酸化シリコン層9bと反射防止層11との界面で、ナトリウムイオンが移動しやすくなる。そして、これらの界面でのナトリウムイオンの蓄積が無くなり、シリコン基板2の表面に達するナトリウムイオンの量をさらに低減できる。これにより、PID現象が生じにくい太陽電池素子にすることができる。
Furthermore, since the
また、第2酸化シリコン層9bは、第1酸化シリコン層9aよりも厚いとよい。第2酸化シリコン層9bの膜厚を第1酸化シリコン層9aの膜厚よりも厚くすることによって、第2酸化シリコン層9b中にトラップされるナトリウムイオンの量を多くすることができる。さらに、第2酸化シリコン層9bがより強い正電荷を帯びるようになるため、ナトリウムイオンの正電荷と反発することになり、ナトリウムイオンのシリコン基板2への移動をブロックする作用をより高めることができる。
The second
なお、第1酸化シリコン層9aおよび第2酸化シリコン層9bの酸素に対するシリコンの含有率は、例えば二次イオン質量分析法(SIMS;Secondary Ion Mass Spectrometry)やX線光電子分光法(XPS;X-ray Photoelectron Spectroscopy)などで測定できる。
Note that the silicon content relative to oxygen in the first
また、太陽電池素子1は、図3に示すように、第2酸化シリコン層9bの上に配置され、第2酸化シリコン層9bよりも屈折率が高い反射防止層11を備えるとよい。反射防止層11は、太陽電池素子1の表面1aにおける光の反射率を低減し、光吸収によって生成する電子正孔対を増大させる役割を果たすことで、キャリアを増加させ太陽電池素子1の光電変換効率の向上に寄与する。反射防止層11は、窒化シリコン、酸化チタン、酸化アルミニウムなどの単層膜、またはこれらの積層膜を用いることができる。
Moreover, as shown in FIG. 3, the
第2酸化シリコン層9bよりも反射防止層11の屈折率を大きくしたことで、第1酸化シリコン層9a、第2酸化シリコン層9bおよび反射防止層11を合わせた全体の屈折率および膜厚をより最適にすることができる。これにより、太陽電池素子1に入射する光の反射防止の効果を向上させ得る。PID現象の発生を低減するために、反射防止層11の屈折率および厚みを一定の範囲に収まるようにした場合、充分な反射防止効果が得られない場合がある。本実施形態の反射防止層11では、第1酸化シリコン層9aと第2酸化シリコン層9bによってPID現象の発生の低減が期待できるため、反射防止層11の屈折率を第2酸化シリコン層9bよりも大きく設定でき、厚みも自由に設定できる。このため、反射防止層の効果的に機能させ得る。なお、第1酸化シリコン層9a、第2酸化シリコン層9bおよび反射防止層11の、それぞれの屈折率と厚みとは、いずれもエリプソメーターで測定可能である。
By making the refractive index of the
太陽電池素子1では、n型の逆導電型層8の表面に正の固定電荷を有する酸化シリコン層および窒化シリコンを有する反射防止層11を配置している。これにより、以下に述べる効果を期待できる。酸化シリコン層および窒化シリコンを有する反射防止層11の電界効果によって、逆導電型層8との界面(シリコン基板2の表面)から少数キャリアが遠ざけられる。これにより、シリコン基板2の表面での少数キャリアの再結合が低減され、光電変換効率の向上を図るパッシベーション効果を得ることができる。特に、反射防止層11が窒化シリコンを含有していることで、窒化シリコンの正の固定電荷が酸化シリコンよりも強いため、太陽電池素子1の光電変換効率をさらに向上させ得る。反射防止層11には、窒化シリコン膜(SiNz膜(Si3N4のストイキオメトリを中心にして、Nの組成比zには幅がある))を用いることができる。この窒化シリコン膜は、CVD法でモノシランガスやアンモニアガスなどを使用して作製することができる。In the
反射防止層11は、第2酸化シリコン層9bよりも膜厚が厚いとよい。これにより、より強い正の電荷となるので、上述のパッシベーション効果をより大きくすることができる。例えば、第2酸化シリコン層9bの膜厚を10nmから30nm程度とした場合、窒化シリコンから成る反射防止層11の膜厚は、40nmから100nm程度(屈折率は、1.7から2.3程度)とすることができる。
The
<太陽電池素子の製造方法>
次に、太陽電池素子1の製造方法について説明する。<Method for producing solar cell element>
Next, the manufacturing method of the
まず、図4(a)に示すようにシリコン基板2を準備する。シリコン基板2としては、例えば比抵抗は0.2Ω・cmから2Ω・cm程度の一導電型領域7を有する単結晶または多結晶のシリコン基板である。シリコン基板2が単結晶シリコン基板の場合は、例えばFZ(フローティングゾーン)法またはCZ(チョクラルスキー)法などによって作製する。シリコン基板2が多結晶シリコン基板の場合は、例えば鋳造法などによって作製する。以下では、p型の多結晶シリコン基板をシリコン基板2として用いる例について説明する。
First, a
シリコン基板2の製法について説明する。まず、鋳造法によって多結晶シリコンのインゴットを作製する。次いで、そのインゴットをマルチワイヤーソー等を用いて、例えば150μmから250μm程度の厚みにスライスして、p型のシリコン基板2を作製する。その後、シリコン基板2の切断面の機械的ダメージ層および汚染層を除去するために、表面を水酸化ナトリウム(NaOH)または水酸化カリウム(KOH)などを含むアルカリ溶液、またはフッ酸(HF)と硝酸(HNO3)との混合溶液で数μm程度エッチングして、洗浄し乾燥する。A method for manufacturing the
その後、反応性イオンエッチング(RIE)装置を用いて、シリコン基板2の表面2aの略全面に、微細な凹凸を持つテクスチャ構造を形成してもよい。本実施形態では、例えば、三フッ化メタン(CHF3)を20sccm、塩素(Cl2)を50sccm、酸素(O2)を10sccm、および六フッ化イオウ(SF6)を80sccmの流量で流しながら、反応圧力7Pa、プラズマを発生させるRFパワーを500Wの条件で、3分間程度ドライエッチングする。その後、シリコン基板2の表面2a上のシリコン残渣を洗浄し除去する。Thereafter, a texture structure having fine irregularities may be formed on substantially the
次に、図4(b)に示すように、シリコン基板2の表面2a側の表層内にn型の逆導電型層8を形成する。この逆導電型層8は、ペースト状態にした五酸化二リン(P2O5)をシリコン基板2の表面2aに塗布して熱拡散させる塗布熱拡散法、または、ガス状態にしたオキシ塩化リン(POCl3)を拡散源とした気相熱拡散法などによって形成する。この逆導電型層8は、0.1μmから1μm程度の厚みがあり、40Ω/□から150Ω/□程度のシート抵抗を有するように形成される。Next, as shown in FIG. 4B, an n-type reverse
その後、シリコン基板2の表面に形成されたリンガラス層および不要な酸化膜を除去するために、シリコン基板2をフッ酸水溶液に浸漬し、その後純水にて洗浄する。この純水による洗浄の最後に、オゾンを用いてシリコン基板2の表面を酸化して、図4(c)に示すように、シリコン基板2の表面に第1酸化シリコン層9aを形成する。
Thereafter, in order to remove the phosphorus glass layer and unnecessary oxide film formed on the surface of the
詳細には、まず、フッ素系樹脂またはポリプロピレンなどで作製された槽20の内側に、オゾン含有ガスを導入するための配管21を配置する。配管21の第1端部は、酸素ガス中にオゾンを含有するオゾン含有ガスを生成するオゾン発生機に繋がれて、配管21の第2端部である排出口22は槽20の底部に配置される。この槽20に純水を入れた後、排出口22からオゾン含有ガスを吐出させ、純水中でバブリングする。これにより、オゾンを含有させたオゾン含有水23を作製する。
Specifically, first, a
次に、図5に示すように、上記洗浄の際に、オゾン含有水23にシリコン基板2を浸漬する。そして、配管21の排出口22からオゾン含有ガス24がシリコン基板2表面に当たるようにして、オゾン含有水23中でオゾン含有ガスの泡を発生させる。これにより形成される第1酸化シリコン層9aの膜厚は、0.3nmから6nm程度である。このとき、第1酸化シリコン層9aは、シリコン基板2のテクスチャ構造にほとんど影響されることなくほぼ均一に形成される。このため、第1酸化シリコン層9a上に形成される第2酸化シリコン層9bに、微細な欠陥、ピンホールまたは薄い箇所などが生じていても、ナトリウムイオンをより確実にブロックし得る。さらに、形成された第1酸化シリコン層9aでは、不純物のコンタミネーションが少ない酸化シリコンの層である。このため、第1酸化シリコン層9aの酸素原子による逆導電型層8のシリコン原子の未結合手の終端を行うことができて、太陽電池素子1のさらなる光電変換効率の向上を図ることができる。
Next, as shown in FIG. 5, the
なお、第1酸化シリコン層9aの形成は、上述のオゾン含有水23にシリコン基板2を浸漬する方法に限定されない。例えば、紫外線ランプの直下にシリコン基板2を配置して、シリコン基板2に紫外線を照射して第1酸化シリコン層9aを形成してもよい。この場合、紫外線の働きで空気中の酸素がオゾンに変化する。このオゾンによって、シリコン基板2の表面を酸化させて、第1酸化シリコン層9aが形成される。ただし、この紫外線照射による形成方法では、形成された第1酸化シリコン層9aに空気中の不純物が含まれる場合が考えられる。
The formation of the first
また、気相熱拡散法などで逆導電型層8を形成時に、裏面2b側にも逆導電型層8が形成された場合、さらには裏面2b側にも第1酸化シリコン層9aが形成された場合には、フッ酸と硝酸との混合液に、シリコン基板2の裏面2b側のみを浸す。これにより、裏面2b側の逆導電型層8や第1酸化シリコン層9aをエッチング除去して、裏面2b側にp型の一導電型領域7を露出させる。以上によって、シリコン基板2の内部に、p型の一導電型領域7とn型の逆導電型層8とによるpn接合を形成されると共に逆導電型層8上には第1酸化シリコン層9aを形成することができる。
Further, when the reverse
次に、図4(d)に示すように、シリコン基板2の表面2a側の第1酸化シリコン層9a上に、第2酸化シリコン層9bを形成する。第2酸化シリコン層9bの形成には、ALD(Atomic Layer Deposition)法を用いることができる。この場合には、原料ガスとして、例えば、N,N,N’,N’,テトラエチルシランジアミン(H2Si[N(C2H5)2]2)ガスと、酸化剤としてオゾンガスとを用いることができる。これにより形成された第2酸化シリコン層9bは、実質的にシリコンおよび酸素から形成されたものとなる。これにより、ナトリウムイオンのシリコン基板2への移動を第2酸化シリコン層9bでブロックすることができる。Next, as shown in FIG. 4D, a second
また、第2酸化シリコン層9bは、例えば、モノシランガス(SiH4)および亜酸化窒素(N2O)ガスを用いたCVD(Chemical Vapor Deposition)法など用いて形成することもできる。モノシランガスおよび亜酸化窒素ガスの流量、成膜時間を各々制御することによって、所望の屈折率および厚さの第2酸化シリコン層9bを得ることができる。The second
この場合、形成された第2酸化シリコン層9bは、窒素を含有することになるが、この含有された窒素の含有量は酸素の含有量より少ない。例えば、第2酸化シリコン層9b中の窒素と酸素との原子数の比は、窒素は酸素の0.3倍から0.5倍程度である。ここで、窒素と酸素との原子数の比は、SIMSまたはXPSによって測定可能である。
In this case, the formed second
第1酸化シリコン層9aの屈折率は1.4から1.6程度になり、反射防止層11の屈折率が1.9から2.1程度になる。この場合、第2酸化シリコン層9bの屈折率をそのほぼ中間の値である1.7から1.8程度にすることができる。これにより、太陽電池素子1最外面にある反射防止層11からシリコン基板2に当接する第1酸化シリコン層9aまでの屈折率をほぼ等間隔で徐々に下げることができるため、光反射をより低減することができる。
The refractive index of the first
次に、図4(e)に示すように、第2酸化シリコン層9b上に反射防止層11を形成する。例えば、窒化シリコンからなる反射防止層11をPECVD(Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition)装置で形成する場合であれば、反応室内を400℃から500℃程度として、シラン(SiH4)とアンモニア(NH3)との混合ガスを窒素(N2)で希釈しながら、反応室内の電極間に高周波電圧を印加する。そして、これらのガスをグロー放電分解でプラズマ化させて堆積させることで、第2酸化シリコン層9b上に反射防止層11が形成される。このときに、モノシランガス、アンモニアガス、窒素ガスの各ガスの流量、成膜時間などを調整して、反射防止層11が所定の屈折率および厚さになるようにすればよい。Next, as shown in FIG. 4E, an
また、本実施形態では、第2酸化シリコン層9bおよび反射防止層11は、両者とも上述のようにCVD法で形成できる。このため、インライン型PECVD装置で2つの成膜室(第1成膜室および第2成膜室)を準備して、第1成膜室で第2酸化シリコン層9bを成膜し、第2成膜室で反射防止層11を成膜するようにしてもよい。これにより、第2酸化シリコン層9bと反射防止層11との界面において酸化膜が形成しにくくなると共に、量産時には装置間の移動、装置特有の搬送トレイへの移し替えの時間等の工数が削減できる。
In the present embodiment, the second
次に、図4(f)に示すように、シリコン基板2の表面2aに、バスバー電極3およびフィンガー電極4となる表面側導電性ペースト13を塗布し配置する。表面側導電性ペースト13としては、銀を主成分として導電性ペースト中に70質量%から85質量%程度含有し、さらにガラスフリットおよび有機ビヒクル等を混練したものを用いる。有機ビヒクルは、例えばバインダーとして使用される樹脂成分を有機溶媒に添加して得られる。バインダーとしては、エチルセルロース等のセルロース系樹脂の他、アクリル樹脂またはアルキッド樹脂等が使用可能である。また、有機溶媒としては、例えば、ジエチレングリコールモノブチルエーテルアセテート、ターピネオールまたはジエチレングリコールモノブチルエーテル等が使用される。有機ビヒクルの含有質量は、導電性ペースト中に5質量%から20質量%程度含有していればよい。また、ガラスフリットの成分は、ガラス材料として例えばSiO2−Bi2O3−PbO系またはAl2O3−SiO2−PbO系などの鉛系ガラスを用いることができる。また、他のガラス材料としては、B2O3−SiO2−Bi2O3系またはB2O3−SiO2−ZnO系などの非鉛系ガラスも用いることができる。ガラスフリットは、導電性ペースト中に2質量%から15質量%程度であればよい。表面側導電性ペースト13を配置する方法としては、スクリーン製版を用いたプリント印刷法を用いて、第1テクスチャ構造領域11上にフィンガー電極4となる表面側導電性ペースト13が配置されるように塗布する。この塗布後、所定の温度で乾燥し、溶剤を蒸発させる。Next, as shown in FIG. 4 (f), the surface-side
同様に、シリコン基板2の裏面2bに、接続電極6用の裏面側第1導電性ペースト14を配置する。裏面側第1導電性ペースト14は、上述の表面側導電性ペースト13と同様の導電性ペーストが使用可能である。裏面側第1導電性ペースト14を配置後、所定の温度で乾燥させて溶剤を蒸散させる。
Similarly, the back surface side first
次いで、図4(g)に示すように、裏面集電電極5用の裏面側第2導電性ペースト15を配置する。第2導電性ペースト15としては、例えばアルミニウムを主成分とする金属粉末と、ガラスフリットと、有機ビヒクルとを含有するアルミニウムペーストを用いる。塗布法としては、プリント印刷法などを用いることができる。このように導電性ペーストを塗布した後、所定の温度で乾燥させて溶剤を蒸散させる。
Next, as shown in FIG. 4G, the back side second
次に、表面側導電性ペースト13、裏面側第1導電性ペースト14および裏面側第2導電性ペースト15を配置したシリコン基板2を焼成炉に投入し、これらを同時に焼成炉内にて最高温度が約750℃から900℃、最高温度で0.1秒間から数十秒間程度維持して焼成を行う。これによって、焼成中に溶融したガラスフリットがシリコン基板2の最表面と反応した後に固着して、各電極とシリコン基板2との電気的コンタクトを形成するとともに、機械的な接着強度を高めることができる。このとき、表面側導電性ペースト13は、反射防止層11をファイアースルーして、シリコン基板2と直に接するバスバー電極3およびフィンガー電極4が形成される。また、この焼成によって、裏面側第1導電性ペースト14は接続電極6となり、裏面側第2導電性ペースト15は集電電極5となる。このとき、集電電極5の形成と同時に、アルミニウムがシリコン基板2に拡散することによって、BSF領域10が形成される。以上の工程によって、図1および図2に示した太陽電池素子1が完成する。
Next, the
なお、本実施形態に係る太陽電池素子1の製造方法は、上記のものに限定されるものではない。例えば、焼成工程は、表面側導電性ペースト13、裏面側第1導電性ペースト14および裏面側第2導電性ペースト15をそれぞれ配置した後に順次行なってもよい。また、表面側導電性ペースト13および裏面側第1導電性ペースト14を同時に行ない、裏面側第2導電性ペースト15配置後にさらに焼成してもよい。また、他の方法としては、表面側導電性ペースト13を焼成した後、裏面側第1導電性ペースト14および裏面側第2導電性ペースト15を同時に焼成してもよい。また、バスバー電極3および接続電極6は、上述の銀を主成分とした導電性ペーストの他に、銀および銅を主成分とした導電性ペーストで形成してもよい
In addition, the manufacturing method of the
<太陽電池素子の他の実施形態>
本実施形態に係る太陽電池素子1では、図6に示すように第1酸化シリコン層9aと第2酸化シリコン層9bとの間に配置された酸化アルミニウム層12をさらに備えている。酸化アルミニウム層12をさらに備えることによって、第2酸化シリコン層9bに微細な欠陥、ピンホールまたは薄い部分などが発生した場合でも、ナトリウムイオンをさらに確実にブロックできる。この酸化アルミニウム層12の形成方法としては、例えば、シリコン基板2表面の微細な凹凸のカバーレッジに優れたALD法を用いるとよい。<Other Embodiment of Solar Cell Element>
The
ALD法による酸化アルミニウム層12の形成では、まず、成膜装置のチャンバー内に図4(c)で示された第1酸化シリコン層9aを形成したシリコン基板2を載置する。そして、シリコン基板1を100℃から250℃の温度域で加熱した状態で、以下に示す工程Aから工程Dまでを複数回繰り返す。これにより、所望の厚さの酸化アルミニウム層12を形成する。工程Aから工程Dまでの各工程の内容は次の通りである。
In forming the
[工程A]酸化アルミニウムを形成するためのトリメチルアルミニウム(TMA)等のアルミニウム原料が、Arガスまたは窒素ガス等のキャリアガスとともに、成膜装置のチャンバー内のシリコン基板1上に供給される。これにより、シリコン基板1の全周囲にアルミニウム原料が吸着される。TMAが供給される時間は、例えば15m秒から3000m秒程度であればよい。
[Step A] An aluminum material such as trimethylaluminum (TMA) for forming aluminum oxide is supplied onto the
なお、工程Aの開始時には、シリコン基板1の表面はOH基で終端されているとよい。シリコン基板1の表面をSi−O−Hの構造にすることによって、シリコン基板1の表面と、形成された酸化アルミニウム膜との界面に共有結合が形成されやすくなる。これにより、シリコン基板1の表面と、酸化アルミニウム膜との接合強度を向上させて、太陽電池素子10の信頼性をより向上させ得る。Si−O−Hの構造は、例えば、シリコン基板1を希フッ酸で処理した後に、純水で洗浄することによって形成できる。
At the start of step A, the surface of the
[工程B]窒素ガスによって成膜装置のチャンバー内の浄化が行われ、チャンバー内のアルミニウム原料が除去される。さらに、シリコン基板1に物理吸着および化学吸着したアルミニウム原料のうち、原子層レベルで化学吸着した成分以外のアルミニウム原料が除去される。窒素ガスによってチャンバー内が浄化される時間は、例えば1秒から数十秒程度であればよい。
[Step B] Purification of the inside of the chamber of the film forming apparatus is performed by nitrogen gas, and the aluminum raw material in the chamber is removed. Furthermore, aluminum materials other than components chemically adsorbed at the atomic layer level are removed from the aluminum materials physically and chemically adsorbed on the
[工程C]水またはオゾンガス等の酸化剤が、成膜装置のチャンバー内に供給されることで、TMAに含まれるアルキル基が除去されてOH基で置換される。これにより、シリコン基板1の上に酸化アルミニウムの原子層が形成される。なお、酸化剤がチャンバー内に供給される時間は、500m秒から1500m秒程度であればよい。また、チャンバー内に酸化剤ととともに水素が供給されることで、形成された酸化アルミニウム膜中に水素原子がより含有され易くなる。
[Step C] By supplying an oxidizing agent such as water or ozone gas into the chamber of the film forming apparatus, the alkyl group contained in TMA is removed and replaced with an OH group. Thereby, an atomic layer of aluminum oxide is formed on the
[工程D]窒素ガスによって成膜装置のチャンバー内の浄化が行われ、チャンバー内の酸化剤が除去される。このとき、例えば、シリコン基板1上における原子層レベルの酸化アルミニウムの形成時において反応に寄与しなかった酸化剤等が除去される。なお、窒素ガスによってチャンバー内が浄化される時間は、例えば1秒から数十秒程度であればよい。
[Step D] The inside of the chamber of the film forming apparatus is cleaned with nitrogen gas, and the oxidizing agent in the chamber is removed. At this time, for example, the oxidizing agent that did not contribute to the reaction during the formation of atomic layer level aluminum oxide on the
以後、工程Aから工程Dまでの一連の工程を複数回繰り返すことで、所望の膜厚(例えば10nmから200nm程度)の酸化アルミニウム膜が形成される。 Thereafter, a series of steps from step A to step D are repeated a plurality of times, whereby an aluminum oxide film having a desired film thickness (for example, about 10 nm to 200 nm) is formed.
ここでは、アルミニウム原料としてTMAを用いて酸化アルミニウムを形成する場合を示したが、アルミニウム原料として他の原料を用いても構わないことはいうまでもない。例えば、原料供給温度(−20℃から120℃までの範囲内)において、ガス供給減として適当な蒸気圧(例えば100Pa以上)を有し、チャンバー内に気体状態で供給できる材料であればよい。アルミニウム原料としては、例えばトリエチルアルミニウム(TEA)等を用いることができる。また、気体状態で供給できる材料は、窒素ガス、炭酸ガス等をキャリアガスとして希釈して供給してもよい。原料ガスおよびキャリアガスのガス種並びにそれらの混合比を調整することによって、形成される膜中の構成元素の含有量を最適に調整することもできる。 Here, the case where aluminum oxide is formed using TMA as the aluminum material is shown, but it goes without saying that other materials may be used as the aluminum material. For example, any material that has an appropriate vapor pressure (for example, 100 Pa or more) as a gas supply reduction at the raw material supply temperature (in the range from −20 ° C. to 120 ° C.) and can be supplied in a gaseous state in the chamber may be used. As the aluminum raw material, for example, triethylaluminum (TEA) can be used. The material that can be supplied in a gaseous state may be supplied after being diluted with nitrogen gas, carbon dioxide gas or the like as a carrier gas. By adjusting the gas species of the source gas and the carrier gas and the mixing ratio thereof, the content of the constituent elements in the formed film can be adjusted optimally.
なお、酸化アルミニウム層は、シリコン基板2の裏面2b上にも形成されてもよい。酸化アルミニウム層は負の固定電荷を持つため、これにより、酸化アルミニウム層は裏面2bに対し負の固定電荷を有するパッシベーション膜となる。そして、電界効果によって、少数キャリアである電子が裏面2bとパッシベーション膜4との界面から遠ざかる。その結果、太陽電池素子1では、少数キャリアの再結合が低減することになり、光電変換効率を向上させることができる。
The aluminum oxide layer may also be formed on the
<太陽電池モジュール>
図7(a)、(b)に示すように、本実施形態に係る太陽電池モジュール30は、複数の太陽電池素子1を有する太陽電池パネル33と、太陽電池パネル33の外周部に配置されたフレーム34を有する。太陽電池モジュール30は、主として光を受ける面である第1面30a(図7(a)を参照)、および、第1面30aの裏面に相当する第2面30bを有する(図7(b)を参照)。そして、太陽電池モジュール30は、図7(b)に示すように、第2面30bに端子箱35を有している。また、端子箱35には、太陽電池モジュール30の発生した電力を外部回路に供給するための出力ケーブル36が配線されている。<Solar cell module>
As shown in FIGS. 7A and 7B, the
太陽電池モジュール30を構成する太陽電池素子1は、上述の実施形態のものであればよい。また、隣り合う太陽電池素子1同士は、図8(a),(b)に示すように、接続導体32で電気的に接続される。この接続導体32は、例えば、厚さが0.1mmから0.3mm程度の銅またはアルミニウムの金属箔であればよい。この金属箔には、表面にハンダがコーティングされている。このハンダは、メッキまたはディピング等によって、例えば、5μmから30μm程度の平均厚さになるように設けられる。この接続導体32の幅は、太陽電池素子のバスバー電極3の幅と同等もしくはバスバー電極3の幅よりも小さくすればよい。これにより、接続導体32によって太陽電池素子1の受光を妨げにくくできる。また接続導体32は、バスバー電極3および接続電極6の略全表面に接続してもよい。これによって、太陽電池素子1の抵抗成分を小さくできる。ここで、接続導体32を156mm角程度のシリコン基板2を使用する場合、接続導体32の幅は1mmから3mm程度、その長さは260mmから310mm程度であればよい。
The
図8(a)に示すように、1つの太陽電池素子1に接続される接続導体32において、一方の接続導体32aは、太陽電池素子1の表面1aのバスバー電極3にハンダ付けされている。また、他方の接続導体32bは、太陽電池素子1の裏面の接続電極6にハンダ付けされている。
As shown in FIG. 8A, in the
また、図8(b)に示すように、隣り合う太陽電池素子1(太陽電池素子1S、1T)は、太陽電池素子1Sの表面1aのバスバー電極3に接続した接続導体32の他端部を太陽電池素子1Tの裏面1bの接続電極6にハンダ付けされることによって接続される。このような接続を複数(例えば5個から10個程度)の太陽電池素子1に繰り返すことによって、複数の太陽電池素子1が直線状に直列接続されてなる太陽電池ストリングが形成される。
Moreover, as shown in FIG.8 (b), the adjacent solar cell element 1 (
次に、この太陽電池ストリングを複数(例えば2本から10本程度)用意して、1mmから10mm程度の所定間隔をあけて略平行に整列させる。そして、太陽電池ストリングの各端部の太陽電池素子1同士を横方向配線37にてハンダ付けなどで接続する。また、両端側の太陽電池ストリングの横方向配線37を接続していない太陽電池素子1には、外部導出配線42を接続する。
Next, a plurality of solar cell strings (for example, about 2 to 10) are prepared and aligned approximately in parallel at a predetermined interval of about 1 mm to 10 mm. Then, the
次に、透光性基板38、表面側充填材39、裏面側充填材40および裏面材41を準備する。透光性基板38としては、ガラスが用いられる。ここでガラスは、例えば、厚さ3mmから5mm程度の白板ガラス、強化ガラス、倍強化ガラスまたは熱線反射ガラスなどが用いられる。
Next, the
表面側充填材39および裏面側充填材40は、それぞれエチレン−酢酸ビニル共重合体(以下EVAと略す)またはポリビニルブチラール(PVB)から成り、押し出し機などによって、厚さ0.4mmから1mm程度のシート状に成形されたものが用いられる。これらはラミネート装置によって減圧下にて加熱加圧を行うことで、軟化、融着して他の部材と一体化させる。
The front side filler 39 and the
裏面材41は、外部からの水分の浸入を低減する役割を有する。裏面材41は、例えば、アルミ箔を挟持した耐候性を有するフッ素系樹脂シート、アルミナまたはシリカを蒸着したポリエチレンテレフタレ−ト(PET)シート等が用いられる。裏面材41は、太陽電池モジュール30の第2面30b側からの光に入射を光発電に用いる場合は、ガラスまたはポリカーボネート樹脂を用いてもよい。
The
次いで、図9に示すように、透光性基板38上に表面側充填材39を配置した後、上記のように接続した太陽電池素子1、裏面側充填材40および裏面材41を順次積層して積層体を作製する。
Next, as shown in FIG. 9, after the surface-side filler 39 is disposed on the
次いで、この積層体をラミネート装置にセットする。そして、減圧下にて加圧しながら100℃から200℃で例えば15分から1時間程度加熱することによって、太陽電池パネル33を作製できる。
Next, this laminate is set in a laminating apparatus. And the
最後に、図7(a)(b)に示すように、太陽電池パネル33の外周部にフレーム34や第2面30b側に端子箱35を必要に応じて取り付けることで、太陽電池モジュール30が完成する。このように、上述の太陽電池素子1を備えることによって、PID現象の発生が低減された太陽電池モジュール30を提供できる。
Finally, as shown in FIGS. 7 (a) and 7 (b), the
以下に、実施例および比較例について説明する。 Examples and comparative examples will be described below.
<実施例の太陽電池素子の作製>
図4(a)に示すように、半導体基板2として、鋳造法により作製された、比抵抗値が約1Ω・cm、一辺約156mmの正方形状の平面形状を有し、厚みが200μm程度のボロンがドープされたp型の多結晶のシリコン基板2を用意した。<Production of Solar Cell Element of Example>
As shown in FIG. 4A, boron having a specific resistance value of about 1 Ω · cm, a side of about 156 mm, and a thickness of about 200 μm, produced by a casting method, as the
シリコン基板2は、水酸化ナトリウム(NaOH)水溶液を用いて表面から8μmから13μm程度の深さをエッチングした後に、RIE装置を用いて表面2a側に微細なテクスチャを形成した。
The
その後、オキシ塩化リン(POCl3)を拡散源とした気相熱拡散法によって、シリコン基板2の表面全面にn型領域を形成した。このn型領域は、50Ω/□から100Ω/□程度のシート抵抗になるように形成した。その後、フッ酸溶液にシリコン基板2全体を浸漬することによって、リンガラスおよび表面の酸化層を除去し、純水にて洗浄した。Thereafter, an n-type region was formed on the entire surface of the
次に、シリコン基板2の表面に第1酸化シリコン層9aを以下のようにして形成した。まず、ポリプロピレン製で幅30cm、高さ35cm、奥行き40cm程度の槽20の内側に、オゾン含有ガスを導入するためのポリプロピレン製の配管21を配置した。配管21の第1端部は、オゾン発生機に繋ぎ、第2端部である排出口22は槽20の底部に配置した。オゾン発生機は、酸素ガス中に170g/m3から230g/m3程度のオゾンを含むオゾン含有ガスを発生させるものを用いた。この槽20に約25リットルの純水を入れた後、排出口22からオゾン含有ガスを毎分1リットルから3リットル程度吐出させ、純水中で7分から10分程度バブリングすることで、オゾン含有水23を作製した。その後、上述のリンガラスおよび表面の酸化層を除去した後の純水での洗浄作業に連続して、オゾン含有水23にシリコン基板2全体を浸漬した。この浸漬中、配管21の排出口22からオゾン含有ガス24がシリコン基板2の表面に当たるように、オゾン含有ガスを毎分1リットルから3リットル程度吐出させた。オゾン含有水23中でオゾン含有ガスをバブリングさせた状態で、シリコン基板2を1分程度保持した後、オゾン含有水23中から引き上げ、乾燥させた。これにより、シリコン基板2の表面に第1酸化シリコン層9aが形成された。Next, the first
その後、シリコン基板2の裏面2b側のみをフッ酸と硝酸との混合液に浸して、裏面2b側の第1酸化シリコン層9aとn型領域とを除去した後、シリコン基板2を洗浄して、乾燥した。これにより、図4(c)に示すように、シリコン基板2の表面2a側の逆導電型層8上に第1酸化シリコン層9aを形成した。形成された第1酸化シリコン層9aの組成は、SiOx(xの値は2.2から2.5程度)であり、その膜厚は、1nmから2nm程度、屈折率は1.4から1.6程度であった。膜厚および屈折率の測定は、エリプソメーターによって行なった。以下に述べる、膜厚および屈折率も同様に測定した。
Thereafter, only the
次に、図4(d)に示すように、シリコン基板2の表面2a側の第1酸化シリコン層9a上に第2酸化シリコン層9bを形成した。第2酸化シリコン層9bは、モノシランガス(SiH4)および亜酸化窒素(N2O)ガスを用いたPECVD装置を用いて形成した。形成された第2酸化シリコン層9bの組成は、SiOy(yの値は1.0から1.2程度)であり、その膜厚は、10nmから18nm程度、屈折率は1.7から1.8程度であった。また、形成された第2酸化シリコン層9bは、窒素を含有しており、第2酸化シリコン層9b中の窒素と酸素との原子数の比は、窒素は酸素の0.4倍から0.45倍程度であった。ここで、窒素と酸素との原子数の比はSIMSで測定した。Next, as shown in FIG. 4D, a second
次に図4(e)に示すように、シリコン基板2の表面2a側の第2酸化シリコン層9b上に、窒化シリコンから成る反射防止層11を、モノシランガス(SiH4)とアンモニアガス(NH3)を用いたPECVD装置を用いて形成した。形成された反射防止層11は、屈折率が2.1から2.2程度であり、厚みを50nmから80nm程度であった。Next, as shown in FIG. 4E, on the second
次に、図4(f)に示すように、表面2a側の電極であるバスバー電極3およびフィンガー電極4を形成するための表面側導電性ペースト13を塗布し配置した。表面側導電性ペースト13としては、銀を主成分として、ガラスフリットおよび有機ビヒクル等を含有するものを用いた。そして、図1(a)に示すような形状にスクリーン印刷法を用いて表面側導電性ペースト13を、約20μmから30μmの厚さに塗布し、その後乾燥を行った。
Next, as shown in FIG. 4F, a surface-side
さらに、シリコン基板2の裏面2bに、接続電極6形成のための裏面側第1導電性ペースト14を以下のようにして配置した。裏面側第1導電性ペースト14は、上述の表面側導電性ペースト13と同様の導電性ペーストを使用した。そして、図1(b)に示すような形状に、スクリーン印刷法を用いて、シリコン基板2の裏面2bに、約20μmから30μmの厚さに裏面側第1導電性ペースト14を塗布し、その後乾燥を行った。
Further, the back side first
次いで、図4(g)に示すように、裏面集電電極5形成のための裏面側第2導電性ペースト15を以下のようにして配置した。第2導電性ペースト15としては、例えばアルミニウムを主成分とする金属粉末と、ガラスフリットと、有機ビヒクルとを含有するアルミニウムペーストを用いた。そして、スクリーン印刷法を用いて、第2導電性ペースト15を、約40μmから50μmの厚さに塗布し、その後乾燥を行った。
Next, as shown in FIG. 4G, the back side second
次に、表面側導電性ペースト13、裏面側第1導電性ペースト14および裏面側第2導電性ペースト15を配置したシリコン基板2を焼成炉に投入した。これらの導電性ペーストに対して、焼成炉内にて最高温度が約730℃から760℃、最高温度で数秒間程度維持して同時に焼成を行なった。以上の工程によって、実施例の太陽電池素子1が完成した。
Next, the
<比較用太陽電池素子の作製>
比較用太陽電池素子の作製においては、上記実施例の太陽電池素子の作製において、図4(c)に示す第1酸化シリコン層9aの形成、および図4(d)に示す第2酸化シリコン層9bの形成を無くして(とばして)、シリコン基板2の表面2a側の逆導電型層8上に直接窒化シリコンから成る反射防止層11を形成した。なお、反射防止層11の形成方法は実施例と同じである。形成された反射防止層11の屈折率も2.1から2.2程度で実施例と同等であった。ただし、比較例では第1酸化シリコン層9aおよび第2酸化シリコン層9bが無いので、成膜時間を延ばして、反射防止層11の厚みを70nmから90nm程度とした。その他の工程は、上記実施例の太陽電池素子の作製と同じ材料および工程条件にて作製した。<Production of comparative solar cell element>
In the production of the comparative solar cell element, in the production of the solar cell element of the above example, the formation of the first
<太陽電池モジュールの作製>
次に、実施例および比較例の太陽電池素子を用いた2種類の太陽電池モジュールを作製した。まず、太陽電池モジュールを構成する太陽電池ストリングを次のように作製した。実施例および比較例の太陽電池素子を各7枚用意した。そして、図8(b)に示すように、接続導体32を用いて太陽電池素子同士をハンダ付けにより直列に接続して、実施例および比較例の太陽電池素子を用いた2種類の太陽電池ストリングを作製した。<Production of solar cell module>
Next, two types of solar cell modules using the solar cell elements of Examples and Comparative Examples were produced. First, the solar cell string which comprises a solar cell module was produced as follows. Seven solar cell elements of Examples and Comparative Examples were prepared. And as shown in FIG.8 (b), two types of solar cell strings using the solar cell element of an Example and a comparative example which connected the solar cell elements in series by soldering using the
さらに、このようにして作製した太陽電池ストリングを、実施例用および比較例用の太陽電池モジュールを作製するために各6本用意した。6本の太陽電池ストリングは、互いに略平行に整列させて、各々の太陽電池ストリングの端部にある太陽電池素子に対して、図8に示すような横方向配線37および外部導出配線42をハンダ付けにより接続した。
Furthermore, six solar cell strings prepared in this way were prepared for each of the solar cell modules for Examples and Comparative Examples. The six solar cell strings are aligned substantially parallel to each other, and the
その後、図9に示すように、透光性基板38上に表面側充填材39を配置した後、互いに接続された6本の太陽電池ストリング、裏面側充填材40および裏面材41を順次積層して積層体を作製した。そして、この積層体をラミネート装置にセットし、減圧下にて加圧しながら100℃から160℃程度で約20分加熱、押圧することによって、太陽電池パネル33を作製した。
Thereafter, as shown in FIG. 9, after the surface-side filler 39 is disposed on the
次に、太陽電池パネル33の外周部にアルミニウムから成るフレーム34を取り付け、第2面30b側に端子箱35を配置して、実施例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュール21と比較例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールとを完成させた。
Next, a
<PID耐性の試験>
次に、これらの太陽電池モジュールに対して、PID耐性の試験を行った。各太陽電池モジュールにおいて、端子箱24内のプラス側の電極端子とマイナス側の電極端子とを短絡させた状態で、電極端子と太陽電池パネル22の外周部に取り付けたフレーム23との間に約1000Vの電圧を印加した。そして、各太陽電池モジュールの出力特性を測定して、時間経過による出力(Pmax)での劣化率の変化(初期の特性を100%とした場合に、時間の経過とともに何%劣化したか(何%維持しているか)について)測定した。この出力特性の測定は、日本工業規格JIS C 8914に準拠して行なった。<PID resistance test>
Next, a PID resistance test was performed on these solar cell modules. In each solar cell module, in a state where the positive electrode terminal and the negative electrode terminal in the
その結果、実施例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールの出力値は300時間経過後も、初期の出力値に対し0.2%程度の低下(初期の出力値からの維持率が99.8%)にすぎなかった。一方、比較例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールでは、300時間の経過後では約2%の出力低下(初期の出力値からの維持率が約98%)が認められた。 As a result, the output value of the solar cell module using the solar cell element of the example is about 0.2% lower than the initial output value even after 300 hours have passed (the maintenance ratio from the initial output value is 99. Only 8%). On the other hand, in the solar cell module using the solar cell element of the comparative example, an output decrease of about 2% (maintenance rate from the initial output value was about 98%) was observed after 300 hours.
以上により、実施例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールでは、比較例の太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールに対して、対PID耐性が向上したことを確認できた。 From the above, in the solar cell module using the solar cell element of the example, it was confirmed that the resistance to PID was improved compared to the solar cell module using the solar cell element of the comparative example.
1 :太陽電池素子
1a:表面
1b:裏面
2 :シリコン基板
2a:表面
2b:裏面
3 :バスバー電極
4 :フィンガー電極
5 :集電電極
6 :接続電極
7 :一導電型領域
8 :逆導電型領域(逆導電型層)
9 :酸化シリコン層
9a :第1酸化シリコン層
9b :第2酸化シリコン層
10 :BSF領域
11 :反射防止層
12 :酸化アルミニウム層
13:表面側導電性ペースト
14:裏面側第1導電性ペースト
15:裏面側第2導電性ペースト
20:槽
21:配管
22:排出口
23:オゾン含有水
24:オゾン含有ガス
30 :太陽電池モジュール
30a:第1面
30b:第2面
32 :接続導体
33 :太陽電池パネル
34 :フレーム
35 :端子箱
36 :出力ケーブル
37 :横方向配線
38 :透光性基板
39 :表面側充填材
40 :裏面側充填材
41 :裏面材
42 :外部導出配線1:
9:
Claims (11)
該第1酸化シリコン層の上に配置され、該第1酸化シリコン層よりも酸素に対するシリコンの含有量が多い第2酸化シリコン層と、を備えている太陽電池素子。A first silicon oxide layer disposed on a silicon substrate;
A solar cell element comprising: a second silicon oxide layer disposed on the first silicon oxide layer and having a higher silicon content relative to oxygen than the first silicon oxide layer.
前記シリコン基板の表面を酸化して前記第1酸化シリコン層を形成して、
モノシランガスおよび亜酸化窒素ガスを用いたCVD法によって前記第1酸化シリコン層の上に前記第2酸化シリコン層を形成する、太陽電池素子の製造方法。A method for manufacturing a solar cell element according to any one of claims 1 to 8,
Oxidizing the surface of the silicon substrate to form the first silicon oxide layer;
A method for manufacturing a solar cell element, wherein the second silicon oxide layer is formed on the first silicon oxide layer by a CVD method using monosilane gas and nitrous oxide gas.
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