MX2014008820A - Revestimientos protectores para celdas fotovoltaicas. - Google Patents

Revestimientos protectores para celdas fotovoltaicas.

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Abstract

Una celda fotovoltaica que comprende una capa protectora, un substrato adyacente a la capa protectora, y una capa de barrera adyacente al substrato. La capa protectora puede comprender niobio, o un carburo metálico, boruro metálico, nitruro metálico, o siliciuro metálico. La capa de barrera puede comprender un material eléctricamente conductivo. La celda fotovoltaica además comprende una capa absorbente adyacente a la capa de barrera. La capa absorbente en algunos casos comprende cobre indio galio di-seleniuro (CIGS). La celda fotovoltaica además comprende una capa de ventana ópticamente transparente adyacente a la capa absorbente, y una capa eléctricamente no conductiva de óxido de aluminio y zinc (AZO) adyacente a la capa de la ventana. Una capa de óxido transparente está dispuesta adyacente a la capa AZO.

Description

REVESTIMIENTOS PROTECTORES PARA CELDAS FOTOVOLTAICAS REFERENCIA CRUZADA Esta solicitud reivindica prioridad para la Aplicación de Patente provisional Estadounidense No. 61/588,611 , presentada el 19 de Enero de 2012, la aplicación es incorporada completamente aquí para su referencia.
ANTECEDENTES Celdas solares de película delgada (o fotovoltaica) utilizando cobre indio galio di-seleniuro (CIGS), cobre indio seleniuro (CIS), cadmio telurio y todos sus compuestos los cuales usan selenio, azufre y telurio típicamente pasan por el crecimiento a alta temperatura (aproximadamente 400° a 600°) o fase de recocido para formar el material. Cuando estos materiales son depositados en láminas metálicas flexibles - por ejemplo, acero inoxidable - cualquier área expuesta del substrato puede ser atacada por el selenio, azufre o telurio en un ambiente caliente. Si se deja sin protección, productos de reacción tales como el seleniuro de hierro, azufres o telururos pueden formarse en el acero inoxidable. Estos compuestos son a la vez aislante electrico y mal adherido. En general ellos van a desprenderse como el óxido, el cual es un compuesto químicamente similar, causando un potencial para defectos en la celda solar. Los metales refractarios (columnas IVB, VB y VIB en la tabla periódica) se utilizan a menudo como revestimiento protector. Sin embargo, molibdeno, el cual es usado como el electrodo de respaldo en la mayoría de las celdas solares CIGS), forma algunos productos reactivos durante la fase de alta temperatura del proceso si se utiliza como revestimiento protector del interior. Un aspecto no deseado de este efecto es que el interior de la celda se cubre con un producto que no es suficientemente conductivo electricamente a pesar de que la formación de residuos esta generalmente mejorado desde los productos de la reacción de hierro pueden reducirse.
Un método común de hacer un módulo solar usando celdas solares de película delgada depositada en láminas de metal flexible implica la creación de un contacto eléctrico en la parte posterior de un substrato metálico. Esto es más difícil si la parte posterior de la lámina se vuelve mal conductor por las capas aislantes formadas durante el proceso de alta temperatura. Mientras la abrasión física (por ejemplo, pulido mecánico) puede usarse para limpiar los productos de reacción, especial cuidado debe ser utilizado con el fin de no dañar la celda solar recién formada en la etapa de fabricación extra e indeseable. Por ejemplo, la abrasión física puede inducir estrés a la celda solar, lo cual puede introducir defectos mecánicos. Adicionalmente, una superficie de acero inoxidable limpia, la cual es inicialmente conductiva, puede adquirir con el tiempo una capa de óxido en la superficie, la cual incrementara la resistencia de la interconexión y eventualmente reducir la potencia de salida del módulo.
BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCIÓN Reconocido aquí es la necesidad para el revestimiento(s) con propiedades las cuales permitan un lado posterior de una celda solar (o fotovoltaica) a permanecer intactos y eléctricamente conductivo después del proceso a alta temperatura, tales como en ambientes de setenio y/o azufre.
Esta revelación proporciona metodos y sistemas para formar celdas fotovoltaicas de película delgada en substratos. Tales como substratos de lámina metálica flexible. Los métodos de la revelación pueden usarse para formar revestimientos protectores a altas temperaturas para proteger un substrato metálico de reaccionar con selenio y/o azufre durante la formación de una capa absorbente de una celda fotovoltaica (o solar) Esta divulgación proporciona un revestimiento para la parte posterior de la celda solar depositada en láminas metálicas que permanece adherida después de una exposición a altas temperaturas al selenio, azufre, o telurio. Esta revelación también proporciona un revestimiento para la parte posterior de celdas solares depositadas en láminas metálicas lo que queda eléctricamente conductivo después de la exposición a altas temperaturas al selenio, azufre o telurio. En algunos casos, un material de revestimiento puede aplicarse por magnetrón de pulverizado.
Un aspecto de la presente divulgación es proporcionar una celda fotovoltaica (PV), que comprende una primera capa que comprende niobio o tántalo, y una segunda capa adyacente a la primera capa, donde la segunda capa comprende un material eléctricamente conductivo. La celda PV además comprende un substrato adyacente a la segunda capa y un absorbedor adyacente al substrato. El absorbedor puede ser formado de un material fotoactivo que está configurado para generar pares electrón / hueco después de la exposición del absorbedor a la radiación electromagnética. El absorbedor puede incluir una o más capas absorbentes. La celda PV además comprende una capa de ventana transparente adyacente a la capa absorbente. En algunos ejemplos, la primera capa puede comprender niobio o tántalo. La primera capa puede incluir selenio y/o azufre. En un ejemplo, la primera capa es libre sustancialmente de molibdeno.
Otro aspecto de la presente revelación proporciona un método para formar una celda fotovoltaica, que comprende (a) proporcionar, en un espacio de reacción, un substrato que comprende una primer capa, donde el substrato comprende un lado frontal y un lado posterior que está dispuesto lejos de la parte frontal, y donde la primera capa comprende cobre e indio, y (b) estar en contacto la primera capa con una fuente de selenio o azufre, convirtiendo de este modo la primera capa a una capa absorbente que puede configurarse para generar pares electrón / hueco después de la exposición a la radiación electromagnética. Una segunda capa que comprende niobio o tántalo es formada adyacente a la parte posterior di substrato antes de contactar la primera capa con la fuente de selenio o azufre. Una tercera capa que comprende molibdeno o tungsteno es formado entre la segunda capa y el substrato.
Otro aspecto de la presente divulgación proporciona una celda fotovoltaica que comprende una capa protectora que comprende un material conductivo eléctricamente, y un substrato adyacente a la capa protectora. La celda PV además comprende una capa de barrera adyacente al substrato. La capa de barrera puede formarse de un material eléctricamente conductivo. La celda PV además comprende un absorbente (por ejemplo, uno o mas capas absorbentes) adyacentes a la una o más capas conductivas electricamente. El absorbedor puede comprender cobre e indio. El absorbedor puede configurarse para generar pares electrón / hueco después de la exposición del absorbedor a la radiación electromagnética. Una capa de ventana ópticamente transparente puede disponerse adyacente a la capa absorbente. La celda PV puede además comprender una capa eléctricamente no conductiva de óxido de metal adyacente a la capa de ventana, y una capa transparente de óxido de metal adyacente a la capa eléctricamente no conductiva de óxido de metal.
Aspectos adicionales y ventajas de la presente divulgación serán fácilmente evidentes a los expertos en este tema a partir de la siguiente descripción detallada, donde solamente la modalidad ilustrativa de la presente revelación son mostradas y descritas. Como se comprenderá, la presente revelación es capaz de otra y diferentes modalidades, y sus varios detalles son capaces de modificaciones en diversos aspectos obvios, todo ello sin apartarse de la divulgación. En conformidad, los dibujos y la descripción deben ser considerados como ilustrativos en naturaleza, y no como restrictivos.
INCORPORACIÓN POR REFERENCIA Todas las publicaciones, patentes y aplicaciones de patentes mencionados en esta especificación están aquí incorporadas por referencia a la misma medida como si cada publicación individual, patente o aplicación de patente se indique específicamente e individualmente para ser incorporada por referencia.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las características novedosas de la invención fueron puestas con particularidad en las reivindicaciones anexas. Un mejor entendimiento de las características y ventajas de la presente invención serán obtenidas por referencia a la siguiente descripción detallada que expone ilustrativas modalidades, en las cuales las principales de la invención(es) son utilizadas, y los dibujos que se acompañan (tambien “FIG.” y “FIGs”. aquí) de los cuales: La FIG. 1 es una vista esquemática lateral transversal de una celda fotovoltaica que comprende un absorbente formado en un substrato de lámina metálica y un revestimiento del lado posterior adyacente al substrato, de acuerdo con varias modalidades de la presente revelación; La FIG. 2 es una vista esquemática lateral transversal de una celda fotovoltaica que comprende una capa absorbente depositada en un substrato de lámina metálica, una capa promueve la adhesión adyacente al substrato, y un revestimiento del lado posterior adyacente a la capa promotora de adhesión, de acuerdo con varias modalidades de la presente revelación; La FIG. 3 ilustra esquemáticamente una celda fotovoltaica, de acuerdo con varias modalidades de la presente revelación; La FIG. 4 ilustra un módulo fotovoltaico que comprende al menos dos celdas fotovoltaicas, de acuerdo con varias modalidades de la presente revelación; y La FIG. 5 ilustra esquemáticamente un sistema de formado de celdas fotovoltaicas.
DESCRIPCIÓN DETALLADA Mientras que varias modalidades de la invención(es) de la presente divulgación se han mostrado y descrito aquí, será obvio para los expertos en la teenica que tales modalidades son proporcionadas a modo de ejemplo solamente. Numerosas variaciones, cambios y sustituciones pueden encontrar los expertos en la técnica sin apartarse de la invención(es). Debe entenderse que varias alternativas para la modalidad de la invención(es) descritas aquí pueden emplearse en cualquier práctica de la invención(es) expuesta aquí.
El término “absorbedor" como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a un material fotoactivo que, tras la exposición a la radiación electromagnética, convierte la energía de radiación electromagnética en electricidad por efecto fotovoltaico (PV). Un absorbedor puede configurarse para generar electricidad a longitudes de onda de luz seleccionadas. Un absorbedor de capa puede configurarse para generar pares electrón y hueco. Después de la exposición a la luz, un absorbedor puede generar pares electrón / hueco. Ejemplos de absorbedores incluyen, sin limitación, cobre indio galio di-seleniuro (CIGS) y cobre indio seleniuro (CIS).
El término “modulo fotovoltaico” o “modulo solar” como se usa en el presente documento, se refiere a una serie empaquetada de una o más celdas PV. El módulo PV (también “modulo” en este) puede usarse como un componente de un sistema fotovoltaico más grande, para generar y suministrar electricidad, tal como en las aplicaciones comerciales y residenciales. Un módulo PV puede incluir una estructura de soporte que tenga una o más celdas PV. En algunas modalidades un módulo PV incluye una pluralidad de celdas PV, las cuales pueden ser interconectadas tal como, por ejemplo, en series con la ayuda de interconexiones. Un arreglo PV puede Incluir una pluralidad de módulos PV.
El termino “tipo-n" como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a un material que es químicamente ¡mpurificado(“impuro") con una impureza tipo-n. Por ejemplo, el silicio puede ser tipo-n impurificado usando fosforo o arsénico.
El término “tipo-p” como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a un material que es impurificado con una impureza tipo-p. Por ejemplo, el silicio puede ser tipo-n impurificado usando boro o aluminio.
El término “capa”, como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a una capa de átomos o moléculas en un substrato. En algunos casos, una capa incluye una capa epitaxial o una pluralidad de capas epitaxiales. Una capa puede incluir una película o una película delgada. En algunas situaciones, una capa es un componente estructural de un aparato (por ejemplo, diodos emisores de luz) sirviendo a una predeterminada función en el aparato, tal como, por ejemplo, una capa activa que está configurada para generar (o emitir) luz. Una capa generalmente tiene un espesor desde alrededor de una monocapa (ML) a decenas de monocapas, cientos de monocapas, miles de monocapas, millones de monocapas, billones de monocapas, trillones de monocapas, o más. En un ejemplo, una capa es una estructura de multicapas que tiene un espesor mayor que una monocapa. Adicionalmente, una capa puede incluir múltiples capas de materiales (o sub-capas). En un ejemplo, una capa múltiple cuántica de depósito activo que incluye depósito de múltiples capas y barrera. Una capa puede incluir una pluralidad de subcapas. Por ejemplo, una capa activa puede incluir una sub-capa de barrera y un depósito de sub-capas.
El termino “substrato”, como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a una pieza de trabajo en la cual la formación de una capa, película o película delgada es deseada. Un substrato incluye, sin limitación, silicio, germanio, silicio, zafiro, óxido de zinc, carbón (por ejemplo, grafeno), SiC, AIN, GaN, espinela, silicio recubierto, silicio en óxido, carburo de silicio en óxido, vidrio, nitruro de galio, nitruro de indio, dióxido de titanio y nitruro de aluminio, un material cerámico (por ejemplo, alúmina, AIN), un material metálico (por ejemplo, acero inoxidable, tungsteno, titanio, cobre, aluminio), un material polimérico y combinaciones (aleaciones) del mismo.
El término “adyacente” o “adyacente a”, como se usa en el presente documento, incluye 'próximo a', 'contiguo', 'en contacto con', 'en la proximidad de'. En algunos casos, adyacente a componentes está separadas una de otra por una o más capas intermedias. Por ejemplo, la única o más capas intermedias pueden tener un espesor de menos de aproximadamente de 10 micrómetros (“micrones”), 1 micrón, 500 nanómetros (“nm”), 100 nm, 50 nm, 10 nm, 1 nm, o menos. En un ejemplo, una primera capa es adyacente a una segunda capa cuando la primera capa está en contacto directo con la segunda capa. En otro ejemplo, la primera capa esta adyacente a la segunda capa cuando la primera capa está separada de la segunda capa por una tercera capa.
El término “espacio de reacción”, como se usa en el presente documento, generalmente se refiere a cualquier ambiente adecuado para la deposición de una capa de material, película o película delgada adyacente a un substrato, o la medición de las características físicas de la capa de material, película o película delgada. Un espacio de reacción puede incluir o estar fluidicamente acoplado a una fuente de material. En un ejemplo, un espacio de reacción incluye una cámara de reacción (también “cámara” aquí). En otro ejemplo, un espacio de reacción puede incluir una cámara en un sistema que tenga una pluralidad de cámaras. Un espacio de reacción puede incluir una cámara en un sistema que tenga una pluralidad de cámaras fluidicamente separadas. Un sistema para la formación de una celda fotovoltaica puede incluir múltiples espacios de reacción. Los espacios de reacción pueden ser fluidicamente separados uno de otro. Algunos espacios de reacción pueden ser adecuados para realizar la medición en un substrato formado o una capa, película o película fina adyacente al substrato.
La presente divulgación proporciona sistemas y métodos para formar celdas fotovoltaicas (también “celdas solares” aquí). Las celdas fotovoltaicas pueden estar conectadas eléctricamente entre sí para formar módulos fotovoltaicos, el cual puede estar montado en sistemas solares. Las celdas fotovoltaicas y módulos pueden ser adaptados para generar electricidad después de la exposición a radiación electromagnética (o luz).
Una celda fotovoltaica cobre indio galio di-seleniuro (CIGS) puede ser formada por la deposición de una capa que comprende cobre, indio y galio (CIG) adyacente a un lado frontal del substrato, y poner en contacto la capa con una fuente de selenio para generar CIGS. El substrato puede incluir una capa de molibdeno en la parte posterior del substrato. La capa de molibdeno puede usarse para acoplar eléctricamente una celda fotovoltaica a otra para formar un módulo fotovoltaico.
En algunos casos, se ha reconocido que en contacto el substrato y la capa CIG con la fuente de selenio causa que el selenio reaccione con la capa de molibdeno para producir un material que puede tener reducida conductividad eléctrica y puede no ser preferible. La presente divulgación proporciona sistemas y métodos para formar un contacto posterior que permanece conductiva después de la exposición al selenio CELDAS FOTOVOLT AlCAS CON CAPAS PROTECTORAS Un aspecto de la presente divulgación proporciona una celda fotovoltaica que comprende un substrato, al menos una capa de barrera adyacente al substrato y una capa absorbente adyacente a la capa de barrera. La capa de barrera puede formarse de un material eléctricamente conductivo. La capa absorbente puede comprender cobre indio galio di-seleniuro (CIS). La capa absorbente está configurada para generar pares electrón / hueco después de la exposición a radiación electromagnética.
La capa absorbente puede incluir además un material del Grupo I, tal como una impureza química. En algunos ejemplos, la capa absorbente incluye además sodio.
La capa de barrera puede ayudar a minimizar la migración de material desde el substrato en la capa absorbente durante el proceso de la celda fotovoltaica. Tal migración no puede ser preferida ya que puede afectar negativamente la banda de espacio de la capa absorbente. Por ejemplo, en algunos casos el substrato es un substrato de acero inoxidable que comprende cromo y hierro, y la capa de barrera está configurada para proporcionar conductividad electrica entre el substrato y la capa absorbente y minimiza la migración de hierro y cromo del substrato en la capa absorbente. La capa de barrera se puede formar adyacente a un lado frontal del substrato, el cual es el lado frente a la radiación electromagnética entrante durante el uso de la celda fotovoltaica.
La capa de barrera puede estar formada de cromo o titanio, en algunas situaciones, la celda fotovoltaica comprende múltiples capas de barrera (es decir, barrera apilada) entre el substrato y la capa absorbente. La barrera apilada puede incluir capas de material alterno, tales como capas alternas de cromo y molibdeno, capas alternas de niobio y molibdeno, capas alternas de titanio y molibdeno, o combinación del mismo. Por ejemplo, la celda fotovoltaica puede incluir, entre el substrato y la capa absorbente, una capa de cromo o titanio, una capa de molibdeno adyacente a la capa de cromo o titanio, una capa de cromo o niobio adyacente a la capa de molibdeno, y una capa de molibdeno adyacente a la capa de cromo o niobio. En algunas situaciones, durante la formación de la capa absorbente adyacente a la barrera apilada, el selenio de la capa absorbente puede alear con la barrera apilada, tal como, por ejemplo, para formar una capa conteniendo molibdeno y selenio (por ejemplo, (MoSe2) En adición a, o como una alternativa, la capa de barrera puede reflejar radiación electromagnética directa a través de la capa absorbente de nuevo en la capa absorbente. La capa de barrera puede ser una capa reflectora o reflector apilado si múltiples capas son usadas para reflejar radiación electromagnética en la capa absorbente. En algunos casos, una capa de barrera y capa reflectora se proporcionan entre el substrato y la capa absorbente. En un ejemplo, la capa de barrera está dispuesta adyacente al substrato, y la capa reflectora está dispuesta entre la capa de barrera y la capa absorbente. En otro ejemplo, la capa reflectora está dispuesta adyacente al substrato, y la capa de barrera está dispuesta entre la capa reflectora y la capa absorbente.
Una capa protectora puede ser proporcionada adyacente a un lado posterior de la celda fotovoltaica. La capa protectora puede comprender un material eléctricamente conductivo. La capa protectora puede ser sustancialmente no reactiva al selenio y/o azufre. Así, en algunas situaciones, después de la exposición de la capa protectora a una fuente de selenio o azufre, el selenio o azufre no absorbe apreciablemente sobre y/o difusa en la capa protectora. En algunos casos, la capa protectora puede comprender uno o más de un carburo metálico, boruro metálico, siliciuro metálico o nitruro metálico. En algunos ejemplos, la capa protectora comprende uno o más de titanio, tungsteno, molibdeno y zirconio. En algunos casos, la capar protectora comprende uno o más de diboruro de titanio, carburo de tungsteno, nitruro de titanio y disiliciuro de molibdeno.
Como una alternativa, la capa protectora puede comprender un material que tras la reacción con selenio o azufre, forma un material con conductividad electrica que es adecuada para proporcionar una trayectoria de flujo eléctrico al substrato. En algunos casos, el material se selecciona de manera que después de la reacción del material con el selenio o azufre, el material no llega ser eléctricamente aislante o semiconductor. En algunos ejemplos, la capa protectora comprende niobio. La reacción del niobio con el selenio o azufre proporciona un material que puede tener una conductividad electica que puede ser adecuada para usar como un electrodo posterior de la celda fotovoltaica. En un ejemplo, la capa protectora reacciona con el selenio para formar selenluro de niobio, tal como, por ejemplo NbSey, donde y es un número mayor que cero. En otro ejemplo, la capa protectora comprende tantalio. La capa protectora en tal caso puede reaccionar con el tantalio para formar, por ejemplo, TaSey, donde y' es un número mayor que cero. En algunos casos, como tal a baja temperatura, el niobio puede no reaccionar apreciablemente con el selenio o azufre. En tal caso, la capa protectora comprende niobio que puede ser sustancialmente libre de selenio o azufre.
La capa protectora, en algunos casos, está libre de molibdeno. En algunos ejemplos, la capa protectora tiene un contenido de molibdeno que es menos de aproximadamente 20%, 15%, 10%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1 %, 0.1%, 0.01 %, 0.001 %, 0.0001 %, 0.00001 %, o menos. En algunos casos, la capa protectora está libre de tungsteno. En algunos ejemplos, la capa protectora tiene un contenido de tungsteno que es menos de aproximadamente 20%, 15%, 10%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1 %, 0.1 %, 0.01 %, 0.001 %, 0.0001%, 0.00001 %, o menos. El contenido de molibdeno o tungsteno puede ser estimado midiendo el número de átomos de molibdeno o tungsteno en un área dada o volumen del protector, y dividiendo el número de átomos de molibdeno o tungsteno por el número total de átomos en un área dada o volumen de la capa protectora. Esto puede llevarse a cabo con la ayuda de varias teenicas espectroscópicas, tal como, por ejemplo, espectroscopia de fotoelectrones emitidos por rayos X (XPS).
En algunas situaciones, la capa protectora comprende niobio y selenio y/o azufre. La capa puede comprometer selenio y/o azufre a una porción exterior de la capa protectora. En algunos ejemplos, la capa protectora tiene un contenido de selenio y/o azufre de al menos aproximadamente 0.01 monocapas (ML), 0.1 ML, 0.2 ML, 0.3 ML, 0.4 ML, 0.5 ML, 0.6 ML, 0.7 ML, 0.8 ML, 0.9 ML, 1.0 ML, 2 ML, 3 ML, 4 ML, 5 ML, 10 ML, 100 ML, O 1000 ML. El contenido de selenio y/o azufre puede medirse con XPS. En algunas situaciones, la capa protectora tiene un espesor de aproximadamente 10 nanómetros (nm) a 500 nm.
En algunas situaciones, la capa protectora comprende niobio y está libre de molibdeno, tungsteno o tanto molibdeno y tungsteno. La capa protectora que comprende niobio puede tener un contenido de molibdeno y/o tungsteno que es menos de 20%, 15%, 10%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1 %, 0.1 %, 0.01 %, 0.001 %, 0.0001 %, 0.00001 %, o menos. En algunos ejemplos, la capa protectora comprende niobio y esta sustancialmente libre de molibdeno, tungsteno, o ambos molibdeno y tungsteno.
La capa protectora puede usarse para acoplar eléctricamente una celda fotovoltaica a otra celda fotovoltaica (ver, por ejemplo, FIG. 4). La capa protectora puede permitir la formación de un contacto eléctrico entre el lado posterior de una celda fotovoltaica y el lado frontal de una celda fotovoltaica adyacente, así proporciona un módulo fotovoltaico.
La capa protectora puede tener una conductividad eléctrica que es adecuado para usar como un electrodo posterior de una celda fotovoltaica. La capa protectora puede tener una conductividad eléctricamente alta (o baja resistividad eléctrica. En algunos ejemplos, la capa protectora tiene una resistividad eléctrica desde alrededor de 0.1 mQ cm a 0.6 mQ cm a 25°C. Una capa de niobio y selenio (por ejemplo, NbSe2), por ejemplo, puede tener una resistividad eléctrica de aproximadamente 0.35 mQcm a 25°C. Como otro ejemplo, una capa de tantalio y selenio (por ejemplo, TaSe2) tiene una resistividad eléctrica de aproximadamente 0.40 mQcm a 25°C.
La celda fotovoltaica puede además comprender una capa promotora de adhesión (también “adhesión” aquí) entre la capa protectora y el substrato. La capa promotora de adhesión puede estar configurada para promover la adhesión entre la capa protectora y el substrato. En algunos ejemplos, la capa promotora de adhesión comprende uno o más del cromo, titanio y molibdeno.
La celda fotovoltaica puede además incluir una capa de ventana ópticamente transparente adyacente a la capa absorbente. La capa de ventana puede estar impura con una impureza química tipo-n. La capa absorbente y la capa de ventana pueden estar opuestamente impuras con el tipo-n y el tipo-p. En un ejemplo, la capa absorbente es tipo-p y la capa de ventana es tipo-n, y la capa absorbente y la capa de ventana forman una unión p-n. La capa de ventana puede incluir cadmio o zinc. En un ejemplo, la capa de ventana está formada de cadmio y azufre. En otro ejemplo, la capa de ventana puede ser ópticamente transparente a la radiación electromagnética.
La celda fotovoltaica puede además incluir una capa de óxido eléctricamente no conductiva adyacente a la capa de ventana, y una capa de óxido transparente adyacente a la capa de óxido eléctricamente no conductiva. La capa de óxido eléctricamente no conductiva puede incluir un óxido de metal eléctricamente no conductivo. La capa de óxido eléctricamente no conductiva puede ser transparente. La capa de óxido transparente puede ser una capa de óxido de metal. En un ejemplo, la capa de óxido eléctricamente no conductiva está formada de óxido de zinc y aluminio (AZO). En algunos ejemplos, la capa de óxido eléctricamente no conductivo puede tener una resistividad de aproximadamente 1 W cm a 4 W cm. En un ejemplo, la capa de óxido transparente puede incluir óxido de indio y estaño (ITO). La capa de óxido transparente puede ayudar en proporcionar conectividad eléctrica al absorbente. La capa de óxido transparente puede ser eléctricamente conductiva. En algunos ejemplos, la capa de óxido transparente puede tener una resistividad de menos de aproximadamente 1 W cm, 0.1 W cm, 0.01 W cm, o 0.001 W cm.
Como una alternativa a la capa de óxido electricamente no conductiva, cualquier material que sea eléctricamente no conductivo y transparente puede usarse. Como una alternativa a la capa de óxido transparente, cualquier material que sea eléctricamente conductivo y transparente puede usarse.
La celda fotovoltaica puede incluir un primer electrodo en contacto eléctrico con la parte posterior del substrato y un segundo electrodo en contacto eléctrico con la capa absorbente a través de una capa dispuesta adyacente a la capa absorbente, tal como, por ejemplo, la capa de óxido transparente. En un ejemplo, el primer electrodo está en contacto con la capa protectora y el segundo electrodo está en contacto con la capa de óxido transparente.
El substrato puede incluir acero inoxidable, aluminio o titanio. En algunos ejemplos, el substrato comprende acero inoxidable, el cual puede incluir cormo y hierro. El substrato puede tener un substrato eléctricamente conductivo, tal como, por ejemplo, un substrato de lámina metálica.
Ahora se hará referencia a las figuras. Se apreciara que las figuras (y características en ella) no están dibujadas necesariamente a escala.
La FIG.1 ilustra esquemáticamente una celda solar de película delgada 100 que comprende un substrato de lámina metálico 101 , una capa absorbente 102, y una capa de revestimiento de protección de la parte posterior 103. La dirección de la luz entrante durante la operación de la celda solar 100 está indicada por las flechas. El substrato 101 puede ser de acero inoxidable de la serie 400 con un espesor de aproximadamente 0.0001 a 0.01 pulgadas, o 0.001 a 0.006 pulgadas. Láminas metálicas de aluminio, titanio u otras pueden usarse en vez del acero inoxidable.
La capa absorbente 102 puede incluir una pluralidad de capas de material fotovoltaico, tal como, por ejemplo, capas alternas de cobre, indio, galio y selenio. En algunos ejemplos, una capa absorbente CIGS o CIS puede incluir de 5 a 6 capas individuales (o sub capas) con un espesor total de aproximadamente 0.5 micrómetros (micrones) a 5 micrones. La capa de revestimiento de protección de la parte posterior 103, puede ser seleccionado para ser un material que resista la reacción con vapores de selenio y azufre a altas temperaturas y siga siendo electricamente conductiva. La capa de protección 103 puede tener un espesor de aproximadamente 10 nanómetros (nm) a 100 micrones, 50 nm a 10 micrones, o 100 nm a 1 micrón.
La capa protectora 103 puede estar formada de un metal refractarlo. La capa protectora 103 puede estar formada de un material eléctricamente conductivo. En algunos ejemplos, la capa protectora 103 está formada de boruro, carburo, nitruro, o siliciuro. La capa protectora 103 puede estar formada de un material que tenga un punto de fusión mayor que la del material de la capa absorbente 102.
La capa absorbente 102 y la capa protectora 103 pueden estar formadas por téenicas de deposición por fase de vapor. En algunos ejemplos, la capa absorbente 102 y la capa protectora 103 están formadas por una deposición física de vapor, tal como un magnetrón de pulverización. En algunos ejemplos, diboruro de titanio o carburo de tungsteno se proporcionan en forma de placa como un objetivo de magnetrón de pulverización y usado para depositar la capa protectora 103.
La FIG. 2 muestra una celda fotovoltaica 200 que comprende un substrato 201 , capa absorbente 202, capa protectora 203 y una capa promotora de adhesión 204. La capa promotora de adhesión puede ayudar a mejorar la adhesión de la capa protectora 203 al substrato 201. La capa promotora de adhesión puede estar formada de un metal refractario, tal como, por ejemplo, uno o más metales seleccionados de cromo, titanio y níquel. La capa promotora de adhesión 204 puede ser más delgada que la capa protectora.
La FIG. 3 muestra una celda fotovoltaica 300 que comprende un electrodo posterior 301 , un substrato 302, una barrera apilada 303, un absorbente 304, una capa de ventana 305, una capa no conductiva 306, y una capa de óxido electricamente conductiva 307. El electrodo posterior 301 puede incluir una capa de un material eléctricamente conductivo 308, tal como el molibdeno, titanio o tungsteno y una capa protectora 309 adyacente a la capa 308. La capa protectora 309 puede ser como se describe más arriba y en otras partes del documento.
La capa absorbente puede incluir al menos 1 , 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 20, 30, 40, 50, 100 0 1000 capas. El absorbedor puede ser un absorbedor CIS o CIGS. En algunos ejemplos, el absorbedor 304 incluye un absorbedor con 1 , 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, o 10 capas individuales CIGS. El absorbedor 304 (por ejemplo, absorbedor de silicio) puede incluir una impureza, tal como impureza tipo-n o tipo-p. En un ejemplo, el absorbente (por ejemplo, silicio absorbente) es impurificado tipo-p. En adición, el absorbedor 304 puede incluir un metal alcalino, tal como el litio, sodio, potasio, rubidio o combinaciones de los mismos.
La capa de ventana 305 puede comprender cadmio o zinc. La capa de ventana 305 puede ser ópticamente transparente (o al menos parcialmente trasparente) para permitir la entrada de radiación electromagnética para estar en contacto con el absorbente 304. En un ejemplo, la capa de ventana 305 comprende azufre de cadmio. En otro ejemplo, la capa de ventana 305 comprende azufre de zinc.
La barrera apilada 303 puede incluir una primera capa de barrera 310, una segunda capa de barrera 311 , una tercera capa de barrera 312 una cuarta capa de barrera 313 y una qumta capa de barrera 314. En algunos casos, la barrera apilada 303, puede incluir más o menos capas. La capa apilada 303 incluye al menos 1 , 2, 3, 4, 5, 6. 7. 8. 9. 10, 20, 30, 40, 50, 100, o 1000 capas. La barrera apilada 303 puede estar configurada para reflejar la radiación electromagnética en el absorbedor 304.
En algunos ejemplos, la primera capa de barrera 310 comprende cromo, la segunda capa de barrera 311 comprende molibdeno, la tercera capa de barrera 312 comprende cromo y/o niobio, la cuarta capa de barrera 313 comprende molibdeno y la quinta capa de barrera 314 comprende molibdeno. La quinta capa de barrera 314 puede permitir alearse con selenio o azufre de la capa absorbente 304 para formar un seleniuro de molibdeno (MoSe2) o un azufre de molibdeno (por ejemplo, MOS2). Tales aleaciones pueden ocurrir durante el proceso, incluyendo el tratamiento a altas temperaturas de la celda fotovoltaica 300.
El substrato 302 puede ser un substrato de acero inoxidable, tal como un substrato de lámina delgada de acero inoxidable. Como una alternativa, el substrato 302 puede ser un substrato de aluminio.
La capa 306 puede comprender un material eléctricamente no conductivo, tal como el óxido de aluminio y zinc (AZO), óxido de zinc intrínseco (por ejemplo, rico en oxigeno u óxido de zinc estequiométrico), u óxido de estaño. La capa 307 puede incluir un óxido eléctricamente conductivo, tal como el óxido de indio y estaño o AZO deficiente de oxígeno.
Un módulo fotovoltaico puede incluir al menos 1 , 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 20, 30, 40, 50, 100 o 1000 celdas fotovoltaicas. En algunos casos, las celdas fotovoltaicas pueden estar eléctricamente acopladas una a otra en series para formas un módulo fotovoltaico. Como una alternativa o una adición a, al menos algunas celdas fotovoltaicas pueden estar eléctricamente acopladas una a otra en paralelo.
La FIG. 4 muestra un módulo fotovoltaico 400 que comprende una primer celda fotovoltaica 401 y una segunda celda fotovoltaica 402. La primera celda fotovoltaica 401 y la segunda celda fotovoltaica 402 pueden ser como se describió más arriba y en otras partes en el presente documento, tal como la celda fotovoltaica 300 de la FIG. 3. Un lado frontal de la primera celda fotovoltaica 401 esta eléctricamente conectada al lado posterior de la segunda celda fotovoltaica 402 con la ayuda de un miembro de acople eléctrico 403. Aunque dos celdas fotovoltaicas están ilustradas, el modulo fotovoltaico 400 puede incluir cualquier número de celdas fotovoltaicas. Los métodos y sistemas para conectar celdas fotovoltaicas están descritos en el Tratado de Cooperación en materia de Patentes (PCT) Aplicación de Patente No. PCT/US2011/38887 y PCT/US2012/068302, cada una de las cuales está completamente incorporada aquí para referencia. Los módulos fotovoltaicos de la presente divulgación pueden incluir características de módulos descritos en la PCT/US2012/020829, la cual está completamente incorporada aquí para referencia.
Metodos para el formado de celdas fotovoltaicas Otro aspecto de la presente divulgación proporciona métodos para formar celdas fotovoltaicas. Tales métodos pueden ser usados para formar cualquier celda fotovoltaica de la revelación.
Un método para formar una celda fotovoltaica comprende proporcionar un substrato en un espacio de reacción. El substrato puede ser un substrato de acero inoxidable o aluminio que está dirigido hacia el espacio de reacción con la ayuda de un sistema rollo a rollo (ver abajo). El substrato comprende un lado frontal y un lado posterior, y el lado posterior está dispuesto lejos del lado frontal. Inmediato una primera capa es formada adyacente al lado frontal del substrato. La primera capa puede comprender cobre e indio. En algunos casos la primera capa además comprende galio. La primera capa puede estar formada por exposición al substrato o a una o más capas adyacentes al substrato (por ejemplo, barrera apilada) o a una fuente de vapor de cobre, indio y en algunos casos, galio. En algunos ejemplos, las fuentes de vapor son proporcionadas con la ayuda de una o más sistemas de magnetrón de pulverizado. Por ejemplo, un sistema de magnetrón de pulverización comprende un objetivo de cobre que puede ser usado para proporcionar la fuente de cobre, un sistema de magnetrón de pulverización comprende un objetivo de indio puede usarse para proporcionar la fuente de indio y en algunos casos, un sistema de magnetrón de pulverización que comprende una objetivo de galio que puede usarse para proporcionar la fuente de galio. Los sistemas de magnetrón de pulverización que pueden ser usados con métodos de la revelación esta descritos en la PCT/US2011/30793 y la PCT/US2012/050418, cada una de las cuales se incorpora en su totalidad en el presente documento por referencia.
Después, la primera capa es contactada con una fuente de selenio o azufre para convertir la primera capa a una capa absorbente (por ejemplo, CIGS, CIS). La primera capa puede contactarse con la fuente de selenio o azufre ya sea en el mismo espacio de reacción o en diferente espacio de reacción. En algunas situaciones, el substrato es también contactado con la fuente de selenio o azufre. Una fuente de selenio puede ser proporcionado a partir de una fuente gaseosa (por ejemplo, H2Se o dietilo seleniuro), por ejemplo. Como otro ejemplo, la fuente de selenio puede ser proporcionada desde una fuente evaporativa (por ejemplo, gránulos de selenio). El azufre puede ser proporcionado con la ayuda de una fuente de azufre en fase gaseosa, tal como H2S. al ponerse en contacto la primera capa con el azufre o selenio, el substrato y la primera capa puede ser calentada a una temperatura de aproximadamente 400° a 600°C.
La capa absorbente puede ser impura de tipo-n o tipo-p. Algunos absorbentes son tipo-n o tipo-p sin ninguna impureza adicional. Por ejemplo, CIGS, como formado, puede ser tipo-p y puede no requerir cualquier impureza adicional tipo-p. En algunos casos, tras la formación de la capa absorbente (por ejemplo, capa absorbente de silicio), un precursor de una impureza tipo-n o tipo-p se introduce para la incorporación de la impureza tipo-n o tipo-p en la capa absorbente. Como una alternativa, después de la formación de la capa absorbente, impurezas tipo-n o tipo-p puede introducirse en la capa absorbente por implantación de iones seguida de recocido. En algunas situaciones (por ejemplo, CIGS), un precursor de sodio es proporcionado a la capa absorbente para incluir sodio en la capa absorbente.
Durante la formación de la celda fotovoltaica, una segunda capa puede formarse adyacente a la parte posterior del substrato. La segunda capa puede ser una capa protectora, como se describió anteriormente y en otras partes en el presente documento. La segunda capa puede formarse antes de contactar el substrato y la primera capa con la fuente de selenio o azufre. En algunos casos, la segunda capa es formada antes de formar la primera capa adyacente al substrato. En algunos casos, la segunda capa esta sustancialmente libre de molibdeno y tungsteno.
En algunos ejemplos, la segunda capa tiene un contenido de molibdeno que es menor de aproximadamente 20%, 15%, 10%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1 %, 0.1 %, 0.01 %, 0.001 %, 0.0001 %, 0.00001 % o menos. El contenido de molibdeno puede ser estimado por la medición del número de átomos de molibdeno en un área dada o volumen, y dividiendo el número de átomos de molibdeno por el número total de átomos en un área dada o volumen de la segunda capa. Esto puede llevarse a cabo con la ayuda de varias teenicas espectroscópicas, tal como, por ejemplo, espectroscopia de fotoelectrones emitidos por rayos X (XPS).
En algunos ejemplos, la segunda capa tiene un contenido de tungsteno que es menor de aproximadamente 20%, 15%, 10%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1 %, 0.1 %, 0.01 %, 0.001 %, 0.0001 %, 0.00001 % o menos. El contenido de tungsteno puede ser estimado por la medición del número de átomos de tungsteno en un área dada o volumen, y dividiendo el número de átomos de tungsteno por el número total de átomos en un área dada o volumen de la segunda capa.
En algunos casos, la segunda capa comprende un carburo metálico, nitruro metálico, boruro metálico, siliciuro metálico. Como una alternativa, la segunda capa comprende niobio (Nb). La segunda capa puede ser formada por una técnica de deposición en fase de vapor, tal como la deposición física de vapor. Por ejemplo, un aparato de magnetrón de pulverización puede proporcionar un material en fase de vapor (por ejemplo, Nb) de la segunda capa. En casos en los cuales el niobio es deseado o usado de otra manera, el aparato de magnetrón de pulverizado puede incluir un objetivo de niobio. Si un carburo, boruro, nitruro, o siliciuro metálico es deseado, el aparato de magnetrón de pulverización puede incluir un objetivo de un metal (por ejemplo, tungsteno o titanio), y precursores en fase gaseosa pueden usarse para proporcionar carbono (por ejemplo, CH4), boro (por ejemplo, Br¡>) nitrógeno (por ejemplo, N2, NH3) O silicio (por ejemplo, Si2H6).
En algunos casos, la capa absorbente comprende CIGS, y durante el proceso la primera capa es contactada con la fuente de selenio. Como una alternativa, la capa absorbente comprende CIS, y durante el proceso la primera capa es contactada con la fuente de selenio.
Tras la formación de la capa absorbente, una capa de ventana puede formarse adyacente a la absorbente. La capa de ventana en algunos casos comprende cadmio y azufre. Como una alternativa, la capa de ventana comprende zinc o azufre. La capa de ventana puede ser tipo-n. La capa de ventana puede ser formada exponiendo la capa absorbente a la fuente de cadmio o zinc, por ejemplo. Por ejemplo, un sistema de magnetrón de pulverización comprende un objetivo de cadmio (o zinc) que puede usarse para proporcionar cadmio. Un precursor de azufre (por ejemplo, H2S) puede ser proporcionado como una fuente de azufre para la capa de cadmio azufre (o zinc azufre) como una alternativa, un objetivo de azufre de cadmio o azufre de zinc pueden ser usados en un aparato de magnetrón de pulverización para generar la capa de ventana. En algunas situaciones, la capa de ventana comprende azufre de cadmio, y la capa de ventana se forma poniendo en contacto la capa absorbente con la fuente de cadmio y una fuente de azufre (por ejemplo, H2S).
En algunos ejemplos, tras la formación de la capa de ventana, una capa de un material electricamente no conductivo es formado adyacente a la capa de ventana. En algunos ejemplos, el material eléctricamente no conductivo es óxido de zinc. En un ejemplo, el material eléctricamente no conductivo es óxido de aluminio y zinc (AZO). El material eléctricamente no conductivo puede ser depositado con la ayuda de una téenica de deposición física de vapor, tal como pulverización en un ejemplo, para formar un óxido de zinc, un objetivo de zinc puede usarse para proporcionar una fuente de zinc para depositar zinc en la capa de ventana, y una fuente de oxigeno (por ejemplo, 02) se puede poner en contacto con el zinc depositado para formar óxido de zinc. En algunas situaciones, una fuente de aluminio (por ejemplo AIH 3) puede ser proporcionado para formar AZO.
La capa del material electricamente no conductivo puede ser al menos parcialmente transparente a la radiación electromagnética. En algunos casos, la capa del material eléctricamente no conductivo puede ser transparente para seleccionar la longitud de onda de la radiación electromagnética.
Una capa de óxido transparente puede ser formada adyacente a la capa del material eléctricamente no conductivo. En algunas situaciones, la capa de óxido transparente es óxido de indio y estaño, la cual puede formarse usando, por ejemplo, un aparato de magnetrón de pulverización con un objetivo de indio y un objetivo de estaño puede usarse para depositar la capa de indio y estaño en la capa del material eléctricamente no conductivo. Una fuente de oxigeno (por ejemplo 02) puede ser proporcionado para depositar oxígeno en la capa de indio y estaño.
En algunos casos, una capa de barrera o barrera apilada comprende una pluralidad de capas formada entre el substrato y la capa absorbente. Una capa de barrera puede formarse exponiendo la celda fotovoltaica naciente a una fuente de material de capa de barrera, tal como, por ejemplo, una fuente de molibdeno. Por ejemplo, una capa de barrera puede ser formada de un material que comprende molibdeno, cromo, niobio, tungsteno o titanio, y el material puede introducirse usando una fuente del material, tal como un aparato de magnetrón de pulverización con un objetivo que comprende la fuente. En algunos casos, un sistema de pulverización comprende múltiples aparatos de magnetrón de pulverización, cada uno con un objetivo dado para un particular material de capa de barrera. El sistema de pulverización puede usarse para formar una capa de barrera individual, o formar secuencialmente una barrera apilada que comprende múltiples capas de barrera.
En un ejemplo, una barrera apilada es formada poniéndose en contacto el substrato con la fuente de cromo o titanio para formar la capa que comprende cromo o titanio. Luego, una capa de molibdeno es formada adyacente a la capa de cromo o titanio, una capa de cromo o niobio es formada adyacente a la capa de molibdeno, y una capa de molibdeno es formada adyacente a la capa de cromo o niobio.
Capas de dispositivos pueden ser formadas con la ayuda de varias téenicas de deposición. En algunas modalidades, las capas de dispositivos son formadas con la ayuda de deposición química de vapor (CVD), deposición de capas atómica (ALD), plasma mejorado CVD (PECVD), plasma mejorado ALD (PEALD), metal orgánico CVD (MOCVD), alambre caliente CVC (HWCVD), CVD iniciado (iCVD), CVD modificado (MCVD), deposición axial de vapor (VAD), deposición de vapor exterior (OVD) y deposición de vapor física (por ejemplo, deposición por pulverizado, deposición evaporativa).
Sistemas para formar celdas fotovoltaicas Otro aspecto de la divulgación proporciona un sistema para formar celdas fotovoltaicas. El sistema puede incluir un sistema de deposición, un sistema de bombeo en comunicación fluida con el sistema de deposición, y un sistema informático (o controlador) teniendo un procesador de computadora (tambien “procesador” aquí) para ejecutar el código legible de la maquma implementando un método para formar la celda fotovoltaica. El código puede implementar cualquiera de los métodos proporcionados aquí. El sistema de bombeo puede ser configurado para purgar o evacuar el sistema de deposición.
El sistema de deposición puede incluir uno o más espacios de reacción para formar las capas de material de la celda fotovoltaica. En algunas situaciones, el sistema de deposición es un sistema de deposición rollo a rollo con una o más cámaras de reacción interconectadas, las cuales pueden ser fluidicamente aisladas una de otra (por ejemplo, con la ayuda del purgado o bombeo a localizaciones entre las cámaras).
El sistema de bombeo puede incluir uno o más bombas de vacío, así como una o más bombas turbomoleculares (“turbo”), una bomba de difusión y una bomba mecánica. Una bomba puede incluir una o más bombas de respaldo. Por ejemplo, una bomba turbo puede ser respaldada por una bomba mecánica.
En algunas modalidades, el controlador está configurado para regular uno o más parámetros de proceso, tales como la temperatura del substrato, velocidad del flujo del precursor, velocidad de crecimiento, velocidad de flujo del gas acarreador y presión de la cámara de deposición. El controlador, en algunos casos, está en comunicación las válvulas entre los recipientes de almacenamiento y la cámara de deposición, que ayuda en la terminación (o regulación) el flujo de un precursor de la cámara de deposición. El controlador incluye un procesador configurado para ayudar en la ejecución del código ejecutable de la máquma que está configurado para implementar los metodos proporcionados aquí. El código ejecutable de la maquina está almacenado en un medio físico de almacenamiento, tal como memoria flash, un disco duro, u otro medio de almacenamiento físico configurado para almacenar el código ejecutable de la computadora.
En algunas modalidades, el controlador está configurado para regular una o más parámetros de proceso. En algunas situaciones, el controlador regula la temperatura de crecimiento, velocidad de flujo del gas acarreador, velocidad de flujo del precursor, velocidad de crecimiento y/o presión de crecimiento.
La FIG. 5 muestra un sistema para formar una celda fotovoltaica. El sistema comprende una serie de rollos en serie conectados (por ejemplo, red) en máquinas de recubrimiento por pulverización empleando tambores 25 con arreglos de aparatos de magnetrón de pulverización 27. La FIG. 5 representa varias operaciones que se pueden lograr en la red en regiones de libre duración entre rodillos tensores y en movimiento. Por ejemplo, la superficie grabada o tratamiento con plasma 29, deposición de magnetrón plano 30, y deposición de magnetrón rotativo dual 34. Cualquiera de las operaciones puede realizarse en cualquiera de los dos lados del substrato. En la práctica, esto puede ser conveniente usar un magnetrón de pulverización para recubrir la capa protectora y cualquier capa de adhesión en la parte posterior del substrato según lo sugerido por 34. Mediante la utilización de regiones de libre duración entre los rodillos tensores, la red puede ser revestida todo el camino a su borde. Esto puede ser más difícil en el tambor porque puede haber al menos una pequeña cantidad de revestimiento que pueda depositarse en el tambor y la acumulación con el tiempo puede comprometer el contacto térmico de la red al tambor. El sistema de la FIG. 5 puede tener características y funcionalidades como se describe en la Patente Estadounidense No. 6,974,976, que se incorpora en su totalidad en el presente documento por referencia.
Con referencia a la FIG. 5, en algunos ejemplos, en la dirección perpendicular a la vista en plano del sistema (o maquma) es del tamaño para soportar substratos entre aproximadamente de 2 a 4 pies de ancho. Este ancho puede no ser una limitante fundamental del equipo, más bien, puede reconocer la dificultad práctica de obtener material de calidad del substrato en rollos más amplios. La máquina está equipada con una entrada, o carga, modulo 21a y una salida simétrica, o descarga, módulo 21 b. Entre los módulos de entrada y salida están los módulos de proceso 22a, 22b y 22c. El número de módulos de proceso puede variar para que comcida con los requerimientos del revestimiento que se está produciendo. Cada módulo tiene un medio de bombeo para proporcionar el vacío requerido y manejar el flujo de gases de proceso durante la operación de revestimiento. La bomba de vacío está indicada esquemáticamente por elementos 23 en la parte inferior de cada módulo.
Un módulo real puede tener un número de bombas colocadas en otras ubicaciones seleccionadas para proporcionar bombeo óptimo para esta aplicación. Los módulos están conectados junto a la hendidura de las válvulas 24, que contienen espacios muy estrechos aislados de baja conductancia para prevenir gases de proceso mezclados entre los módulos. Estos espacios pueden ser bombeados separadamente si se requiere para incrementar el aislamiento aún más. Alternativamente, una cámara grande sencilla puede estar internamente segregada para proporcionar efectivamente las regiones modulares, pero luego se convierten en algo mucho más difícil de añadir al módulo tiempo más tarde si la evolución del proceso lo requiere.
Cada módulo del proceso puede estar equipado con un tambor rotativo de revestimiento 25 en el cual la red del substrato 26 esta soportada. Formado alrededor de cada tambor de revestimiento es un conjunto de carcazas de magnetrón giratorio cilindrico dual 27. Los magnetrones planos convencionales pueden ser substituidos por magnetrones giratorios cilindricos duales, sin embargo, la eficiencia puede ser reducida y el proceso puede no ser tan estable en tiempos de ejecución largos. El tambor de revestimiento puede ser de tamaño grande o pequeño para acomodar un número diferente de magnetrones que los cinco ilustrados en el dibujo. La red de substrato 26 esta manejado a lo largo de la maquma por rodillos 28. Mas rodillos guía pueden ser usados en una maquina real. Los que se muestran aquí son el mínimo necesario para presentar una explicación coherente del proceso. En la maquina actual algunos rodillos están inclinados para difundir la red, algunos se mueven para proporcionar la dirección a la red, algunos proporcionan la retroalimentación de tensión a la red a los servo controladores, y otros que son solo tensores para correr la red en posiciones las deseadas. Las bobinas de entrada/salida y los tambores de revestimiento son impulsados activamente y controlados por señales de retroalimentación para mantener la red en constante tensión a lo largo de la máquma. En adición, los módulos de entrada y salida cada uno contiene una región de empalmado de red 29 donde la red se puede cortar y empalmar a una sección guía o remolque para facilitar la carga y descarga del rollo. Una serie de calentadores 30 son colocados en ubicaciones donde es necesario proporcionar calentamiento a la red dependiendo de los requerimientos del proceso. Estos calentadores son una matriz de lámparas de cuarzo de alta temperatura distribuidos a lo ancho del tambor de revestimiento (y red). Sensores infrarrojos proporcionan una señal al servo de potencia de la lámpara y proporciona un calentamiento uniforme a lo largo del tambor. Adicionalmente los tambores de revestimiento 25 están equipados con un flujo de agua interno controlable u otro fluido para proporcionar regulación de temperatura de la red.
El módulo de entrada acomoda la red del substrato en un bobina grande 31 , el cual es apropiado para laminas metálicas (por ejemplo, acero inoxidable, cobre, etc.) para evitar que el material tome un marcado durante el almacenamiento. El módulo de salida contiene una bobina similar para tomar la red. La red de substrato previamente limpiado primero pasa por la serie de calentadores 30 en el módulo 21a, el cual proporciona al menos el suficiente calor para el agua absorbida en la superficie. Subsecuentemente, la red puede pasar sobre el rodillo 32, el cual puede ser rodillo especial configurado como un magnetrón cilindrico rotativo. Esto permite que la superficie del conductor electrico (metálico) de la red sea limpiada continuamente por corriente directa (CD), corriente alterna (CA) o radiofrecuencia (RF) a medida que pasa alrededor del rodillo/magnetrón. El material pulverizado de la red es capturado en el escudo 33, el cual es periódicamente cambiado. Otro rodillo/magnetrón puede ser agregado (no mostrado) para limpiar la superficie posterior de la red si es requerido. La limpieza directa de la pulverización de una red conductiva causara la misma polarización eléctrica presente en la red a lo largo de la máquma, lo cual, dependiendo del proceso particular implicado podría ser indeseable en otras secciones de la máquina. La polarización se puede evitar por la limpieza por pulverización por cañones de iones lineales en lugar de magnetrones, o la limpieza puede llevarse a cabo en una maquina más pequeña separada antes de cargar en el rodillo grande de revestimiento. También, una corona de tratamiento de descarga luminiscente se puede realizar en esta posición sin introducir un sesgo eléctrico. Si la red es material de poliimida la polarización eléctrica no pasa aguas abajo a través del sistema. Sin embargo la poliimida contiene cantidades excesivas de agua. Para los propósitos de adhesión y para limitar la desorción de agua, una capa delgada de metal (típicamente cromo o titanio) se añade rutinariamente. Esto hace que la superficie conductiva con cuestiones similares encontradas con los substratos de lámina metálica.
Despues, la red pasa en el primer módulo de proceso 22 a través de la válvula 24 y las ranuras de aislamiento de baja conductancia. El tambor de revestimiento a una temperatura apropiada de proceso por la serie de calentadores 30. Siguiendo la dirección de rotación del tambor (flecha) el apilado completo de las capas de barrera (o capas de reflexión) comienza con los primeros dos magnetrones que depositan capas de cromo y molibdeno una después de la otra. El siguiente magnetrón proporciona una capa delgada de cromo o niobio, seguido por una capa delgada de molibdeno.
Luego, la red pasa al siguiente módulo de proceso, 22b, para deposición de la capa tipo-p clasificado CIGS. la serie de calentadores 30 mantienen el tambor y la red a la temperatura de proceso requerida. El primer magnetrón deposita una capa de cobre indio di-seleniuro mientras que los siguientes tres magnetrones ponen capas con cantidades crecientes de galio(o aluminio) así aumentan y clasifican el espacio de la banda. La clasificación puede ser invertida por una nueva disposición del mismo juego de magnetrones. El último magnetrón en el módulo deposita una capa delgada de una capa de ventana, tal como, por ejemplo, ZnS tipo-n (o ZnSe) por pulverización RF de un magnetrón plano, o una capa metálica de protección, la cual se convierte en parte de la capa superior tipo-n y define la unión p-n.
En algunos casos, antes de que la red pase al módulo de proceso 22b, una capa protectora es depositada en un lado posterior del substrato. La capa protectora, en algunos ejemplos, comprende niobio, y en algunos casos puede estar substancialmente libre de molibdeno, tungsteno o ambos. La capa protectora puede depositarse antes de depositar la capa de barrera adyacente al substrato. La capa protectora puede ser formada, por ejemplo proporcionando un magnetrón rotatorio cilindrico dual 34 en el módulo 21a y revistiendo la parte posterior del substrato con niobio antes de la formación de la capa(s) de barrera en el módulo 22a.
Siguiendo el módulo 22b la red es transferida al módulo de proceso final, 22c, donde de nuevo la serie de calentadores 30 mantienen la temperatura apropiada de proceso. El primer magnetrón deposita una capa delgada de aluminio impurificado ZnO (AZO) el cual tiene una alta resistencia para formar y mantener la unión p-n en coordinación con la capa previa. Los cuatro magnetrones restantes depositan una capa relativamente gruesa, altamente conductiva y transparente impurificada con ZnO, que completa el electrodo superior. Estaciones extras con magnetrones (no mostrada) puede ser agregadas para la pulverización de líneas de la cuadricula usando una máscara de cinta sin fin que gira alrededor de los magnetrones. Si una capa AR se va a colocar en la parte superior de la celda, la maquma puede tener un módulo(s) de proceso adicional en el cual la capa apropiada o capa apilada puede ser depositada. Los módulos extra pueden estar tambien equipados con movimiento, rodillo compatible, plantillas ocultas para proporcionar una cuadricula metálica y una barra colectora para hacer el contacto eléctrico en el electrodo superior. Los módulos extra y el equipo oculto agrega significativamente al costo de producción de la celda, y puede solamente ser justificado para aplicaciones de alto valor añadido, como los sistemas de energía espacial.
Luego, la red pasa el módulo de salida 21b, donde se enrolla sobre el bobina de alargamiento. Sin embargo, una operación adicional puede realizarse aquí, lo cual es beneficioso en el posterior procesamiento de las celdas en los módulos. Un magnetrón rotativo cilindrico dual 34 puede usarse para pre humedecer el reverso de la lámina del substrato con soldadura. Estaño metálico puede tener propiedades preferibles de los materiales de soldadura disponibles para usar con una lámina de acero inoxidable pero hay muchas formulaciones de soldadura que trabajaran. La pre humectación puede ser innecesaria para una lámina de cobre si esta se mantiene limpia. La pulverización de un cañón de iones pre limpiada de la superficie posterior de la lámina antes de la pulverización de soldadura puede tambien ser hecha en el módulo de salida similar a la del módulo de entrada. En adición la temperatura de la red puede estar abajo del punto de fusión de la soldadura pre humectada (aproximadamente 232°C para el estaño).
El sistema de la FIG. 5 además comprende un controlador 501 (o sistema de control que está programado o de otra manera configurada para regular uno o más parámetros de proceso del sistema, tales como temperatura del proceso, velocidad de flujo del precursor, operación del magnetrón de pulverización (por ejemplo, potencia del magnetrón), potencia RF, potencia de los calentadores, velocidad de crecimiento, velocidad de flujo del gas acarreador y presión del módulo. El controlador 501 puede estar en comunicación (líneas discontinuas) con varios componentes del sistema, incluyendo, sin limitación, los módulos, válvulas entre los módulos, válvulas del precursor, el sistema de bombeo del sistema (no mostrado), y un motor o actuador que regula la rotación de las bobinas 31. El controlador incluye un procesador configurado para ayudar en la ejecución del código ejecutable de la máquma que está configurado para implementar los metodos proporcionados anteriormente y en otras partes en el presente documento. El código ejecutable de la maquina es almacenado en un medio de almacenamiento físico (no mostrado), tal como una memoria flash, un disco duro u otro medio de almacenaje físico configurado para almacenar el código ejecutable de la computadora.
Aspectos del sistema y métodos previstos aquí pueden ser modalidad en programación. Varios aspectos de la teenología pueden ser considerados como “productos” o “artículos de fabricación” típicamente en la forma de código ejecutable de la maquina (o procesador) y/o datos asociados que se llevan sobre o modalidad en un tipo de medio legible por máquina. El código ejecutable de la maquina puede estar almacenado en una unidad de almacenamiento electrónico, tal memoria (por ejemplo, memoria de solo lectura, memoria de acceso aleatorio, memoria flash) o un disco duro. El tipo de medio de “almacenamiento” puede incluir cualquier o toda la memoria tangible de las computadoras, procesadores o similares, o módulos asociados del mismo, tales como diversas memorias de los semiconductores, unidades de cinta, unidades de disco y similares, los cuales pueden proporcionar almacenamiento no transitorio en cualquier momento para la programación del software. Todo o porciones del software puede estar a veces comunicado a través del Internet o varias otras redes de telecomunicación.
Tales comunicaciones, por ejemplo, pueden habilitar la carga del software de una computadora o procesador en otro, por ejemplo, de un servidor de administración o servidor de computadora en la plataforma informática de una aplicación del servidor. Así, cualquier tipo de medio que pueda soportar los elementos del software incluyendo señales ópticas, eléctricas o electromagnéticas, tal como se usa en todas las interfaces físicas entre dispositivos locales, a través de la red fija y cable óptico y sobre varios enlaces aéreos. Los elementos físicos que llevan tales señales, tales como enlaces por cable o inalámbricos, enlaces ópticos o similares, también pueden ser considerados software de soporte de medios. Como se usa en el presente documento, a no ser restringido a no transitorio, medio de “almacenamiento” tangible, tales términos como computadora o “medio legible" de la maquma se refieren a cualquier medio que participa en proporcionar instrucciones a un procesador para la ejecución.
Por lo tanto, un medio legible por máquina, tal como un código ejecutable de computadora, puede tomar muchas formas, incluyendo pero no limitado a, un medio de almacenamiento tangible, un medio portador de señal o medio de transmisión física. Los medios de almacenamiento no volátil, por ejemplo, discos magnéticos u ópticos tal como cualquiera de los dispositivos de almacenamiento en cualquier computadora(s) o similares, tal como puede ser utilizado para implementar la base de datos, etc. mostrada en los dibujos. Medios de almacenamiento volátil incluyen memoria dinámica, tales como la memoria principal de una plataforma de este tipo de ordenador. Los medios de transmisión tangible incluyen cables coaxiales, cable de cobre y fibras ópticas, incluyendo los cables que comprenden un bus dentro de un sistema de computadora. La señal portadora del medio de transmisión puede tomar la forma de señales electricas o electromagnéticas, o señales acústicas o señales luminosas tales como las generadas durante la comunicación de datos por radiofrecuencia (RF) e infrarrojo (IR). Formas comunes de medios legibles de computadora por tanto incluye por ejemplo, un disco flexible: un disquete, un disco flexible, disco duro, cinta magnética, cualquier otro medio, como CD-ROM, DVD o DVD-ROM, cualquier otro medio óptico, tarjeta perforada de cinta de papel, cualquier otro medio de almacenamiento físico con patrones de perforación, una RAM, una ROM, una PROM y EPROM, una FLASH EPROM, o cualquier otro medio óptico, tarjeta perforada de cinta de papel, cualquier otro medio de almacenamiento físico con patrones de perforación, una RAM, una ROM, una PROM y EPROM, una FLASH-EPROM, y cualquier otro chip de memoria o cartucho, una señal portadora para el transporte de datos o instrucciones, cables o enlaces de transporte tales como una señal portadora, o cualquier otro medio a partir del cual una computadora pueda leer códigos de programación y/o datos. Muchas de estas formas de medios legibles por computadora pueden estar involucradas en la realización de una o más secuencias de una o más instrucciones a un procesador para la ejecución.
Dispositivos, sistemas y métodos dispuestos aquí pueden ser combinados con o modificados por otros dispositivos, sistemas y métodos tales como dispositivos, sistemas y/o métodos descritos en la Patente Estadounidense 8,207,012 por Pinarbasi et al., Publicación de Patente Estadounidense No. 2010/0140078 por Pinarbasi et al. y Publicación de Patente Estadounidense No. 2012/0006398 por Nguyen et al., cada uno de los cuales se incorpora en su totalidad en el presente documento por referencia.
A menos que el contexto indique claramente lo contrario, a lo largo de la descripción y las reivindicaciones, palabras utilizando el número singular o plural tambien incluyen el número plural o singular respectivamente. Adicionalmente, las palabras aquí , a continuación', 'arriba', 'abajo' y palabras de significado similar refieren a esta aplicación como un todo y no a cualquier porción particular de esta aplicación. Cuando la palabra 'o' es usada en la referencia a una lista de dos o más artículos, esa palabra cubre todas las siguientes interpretaciones de la palabra: cualquiera de los artículos en la lista, todos los artículos en la lista y cualquier combinación de los artículos en la lista.
Se ha de entender de lo anterior que, mientras las implementaciones particulares han sido ilustradas y descritas, varias modificaciones pueden hacerse del mismo y están contempladas aquí. Una modalidad de un aspecto de la revelación puede ser combinada con o modificadas por una modalidad de otro aspecto de la revelación. No es la intención que la invención(es) este limitada por los ejemplos específicos previstos dentro de la especificación. Mientras que la invención(s) ha (o han) sido descrita con referencia a la citada especificación, las descripciones e ilustraciones de las modalidades de la invención(es) aquí no están destinados a ser interpretados en un sentido limitante. Además, será entendido que todos los aspectos de la ¡nvención(es) no están limitados a las representaciones específicas, configuraciones o proporciones relativas enunciadas en el presente las cuales dependen sobre una variedad de condiciones y variables. Varias modificaciones en forma y detalle de las modalidades de la ¡nvención(es) serán evidentes para una persona experta en la materia. Por lo tanto, se contempla que la invención(es) tambien se refiera a cualquiera de dichas modificaciones, variaciones y equivalentes.

Claims (58)

REIVINDICACIONES
1. Una celda fotovoltaica, que comprende: una primera capa que comprende niobio o tantalio; una segunda capa adyacente a dicha primera capa, en donde dicha segunda capa comprende un material electricamente conductivo; un substrato adyacente a dicha segunda capa; un absorbente adyacente a dicho substrato, en donde dicho absorbente comprende un material fotoactivo que genera pares de electrón/hueco tras la exposición a radiación electromagnética; y una capa de ventana transparente adyacente para dicho absorbente.
2. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , además comprende una capa de óxido de metal eléctricamente no conductivo adyacente a dicha capa de ventana.
3. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 2, además comprende una capa de óxido de metal transparente adyacente a dicha capa de óxido de metal eléctricamente no conductivo.
4. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicha capa de ventana comprende cadmio y azufre.
5. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicha capa de ventana es tipo-n.
6. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicho absorbente comprende cobre indio galio di-seleniuro.
7. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 6, en donde dicho CIGS es tipo-p.
8. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicho absorbente además comprende sodio.
9. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicho substrato comprende acero inoxidable o aluminio.
10. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , además comprende una capa de barrera entre dicho substrato y dicho absorbente, en donde dicha capa de barrera es formada de un material electricamente conductivo.
11. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 10, en donde dicha capa de barrera comprende cromo o titanio.
12. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 11 , además comprende, entre dicha capa de barrera y dicho absorbente, una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de barrera, una capa de cromo o niobio adyacente a dicha capa de molibdeno, y una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de cromo o niobio.
13. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicha primera capa es substancialmente libre de molibdeno.
14. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicha segunda capa comprende al menos una de molibdeno y cromo.
15. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 1 , en donde dicha primera capa además comprende selenio o azufre.
16. Un método para formar una celda fotovoltaica, que comprende: (a) proporcionar, en un espacio de reacción, un substrato que comprende una primera capa, en donde dicho substrato comprende un lado frontal y un lado posterior que está dispuesto alejado de dicho lado frontal y en donde dicha primera capa comprende cobre e indio; (b) poner en contacto dicha primera capa con una fuente de selenio o azufre, así convirtiendo dicha primera capa a una capa absorbente que está configurada para generar pares electrón/hueco tras la exposición a radiación electromagnética, en donde una segunda capa comprende niobio o tantalio es formada adyacente a dicho lado posterior de dicho substrato antes de contactar dicha primera capa con dicha fuente de selenio o azufre, y en donde una tercera capa comprende molibdeno o tungsteno es formado entre dicha segunda capa y dicho substrato.
17. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde, en (a), dicha primera capa además comprende galio, y en donde, en (b), (i) dicho substrato y dicha primera capa son contactadas con dicha fuente de selenio, y (ii) dicha capa absorbente comprende cobre indio galio d¡-seleniuro.
18. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde (b), (i) dicho substrato y dicha primera capa se ponen en contacto con dicha fuente de azufre, y (ii) dicha capa absorbente comprende sulfuro de cobre e indio.
19. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicha segunda capa está formada adyacente a dicho lado posterior antes de (b).
20. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicha segunda capa es substancialmente libre de molibdeno.
21. El metodo de conformidad con la reivindicación 16, además comprende la formación de una capa de ventana adyacente a dicha capa absorbente.
22. El método de conformidad con la reivindicación 21 , además comprende la formación de una capa de óxido de metal eléctricamente no conductiva adyacente a dicha capa de ventana.
23. El método de conformidad con la reivindicación 22, además comprende la formación de una capa de óxido de metal transparente adyacente a dicha capa de óxido de metal eléctricamente no conductiva
24. El método de conformidad con la reivindicación 21 , en donde dicha capa de ventana comprende cadmio y azufre.
25. El método de conformidad con la reivindicación 21 , en donde dicha capa de ventana es tipo-n.
26. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicho CIGS es tipo-p.
27. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicha capa absorbente además comprende sodio.
28. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicho substrato comprende acero inoxidable o aluminio.
29. El método de conformidad con la reivindicación 16, además comprende la formación de una capa de barrera adyacente a dicho substrato antes de formar dicha primera capa.
30. El método de conformidad con la reivindicación 29, en donde dicha capa de barrera comprende cromo o titanio.
31. El método de conformidad con la reivindicación 29, además comprende formar una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de barrera, una capa de cromo o niobio adyacente a dicha capa de molibdeno, y una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de cromo o niobio.
32. El método de conformidad con la reivindicación 29, además comprende la formación de otra capa de barrera adyacente a dicha capa de barrera, en donde dicha otra capa de barrera comprende molibdeno o niobio.
33. El método de conformidad con la reivindicación 29, además comprende la formación de una tercera capa que comprende al menos una de molibdeno y cromo adyacente a dicho lado posterior de dicho substrato, y forman dicha segunda capa adyacente a dicha tercera capa.
34. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde la formación de dicha primera capa además comprende exponer dicho substrato a una fuente de cobre, una fuente de indio y una fuente de galio.
35. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicha tercera capa es formada antes de dicha segunda capa.
36. El método de conformidad con la reivindicación 35, además comprende, entre (a) y (b), poner en contacto dicha tercera capa con una fuente de niobio para formar dicha segunda capa que comprende niobio adyacente a dicha tercera capa.
37. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde (a) además comprende la formación de dicha primera capa adyacente a dicho lado frontal de dicho substrato.
38. El metodo de conformidad con la reivindicación 16, en el que poner en contacto dicha primera capa con dicha fuente de selenio o azufre depósitos selenio o azufre en dicha segunda capa.
39. Una celda fotovoltaica, que comprende: una capa protectora, en donde dicha capa protectora comprende un material eléctricamente conductivo; un substrato adyacente a dicha capa protectora; una capa de barrera adyacente a dicho substrato, en donde dicha capa de barrera está formada de un material eléctricamente conductivo; una capa absorbente adyacente a dichas una o más capas eléctricamente conductivas, en donde dicha capa absorbente comprende cobre e indio, y en donde dicha capa absorbente está configurada para generar pares electrón/hueco tras la exposición de dicha capa absorbente a radiación electromagnética; una capa de ventana ópticamente transparente a dicha capa absorbente; una capa de óxido de metal eléctricamente no conductivo adyacente a dicha capa de ventana; y una capa de óxido de metal transparente adyacente a dicha capa de óxido de metal eléctricamente no conductiva.
40. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa protectora comprende una o más de un carburo metálico, boruro metálico, siliciuro metálico o de nitruro metálico.
41. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa protectora comprende uno o más de titanio, tungsteno y molibdeno.
42. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 41 , en donde dicha capa protectora comprende uno o más de diboruro de titanio, carburo de tungsteno, nitruro de titanio y disílici uro de molibdeno.
43. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa de ventana comprende cadmio y azufre.
44. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa de ventana comprende zinc y azufre.
45. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa de ventana es tipo-n.
46. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicho absorbente es tipo-p.
47. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicho absorbente comprende cobre indio galio di-seleniuro.
48. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa absorbente además comprende sodio.
49. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa protectora es substancialmente no reactiva con selenio.
50. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicho substrato comprende acero inoxidable o aluminio
51. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, además comprende una capa promotora de adhesión entre dicha capa protectora y dicho substrato, en donde dicha capa promotora de adhesión esta configurada para promover la adhesión entre dicha capa protectora y dicho substrato.
52. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 51 , en donde dicha capa promotora de adhesión comprende uno o más de cromo, titanio y molibdeno.
53. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa de barrera comprende cromo o titanio.
54. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 53, además comprende, entre dicha capa de barrera y dicha capa absorbente, una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de barrera, una capa de cromo o niobio adyacente a dicha capa de molibdeno, y una capa de molibdeno adyacente a dicha capa de cromo o niobio.
55. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, además comprende otra capa de barrera adyacente a dicha capa de barrera, en donde dicha otra capa de barrera comprende molibdeno o niobio.
56. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa absorbente comprende multicapas de un material fotoactivo.
57. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa electricamente no conductiva comprende óxido de aluminio y zinc.
58. La celda fotovoltaica de conformidad con la reivindicación 39, en donde dicha capa de óxido de metal transparente comprende óxido de zinc.
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