WO2010032465A1 - 太陽電池の製造方法 - Google Patents

太陽電池の製造方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2010032465A1
WO2010032465A1 PCT/JP2009/004677 JP2009004677W WO2010032465A1 WO 2010032465 A1 WO2010032465 A1 WO 2010032465A1 JP 2009004677 W JP2009004677 W JP 2009004677W WO 2010032465 A1 WO2010032465 A1 WO 2010032465A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
laser
conductive layer
defect
substrate
photoelectric conversion
Prior art date
Application number
PCT/JP2009/004677
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
山室和弘
湯山純平
宋一兵
青柳秀勝
Original Assignee
株式会社アルバック
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社アルバック filed Critical 株式会社アルバック
Priority to EP09814310A priority Critical patent/EP2337086A1/en
Priority to US13/120,150 priority patent/US20110171757A1/en
Priority to KR1020117005431A priority patent/KR101169455B1/ko
Priority to CN2009801348796A priority patent/CN102144300B/zh
Priority to JP2010529643A priority patent/JP5048843B2/ja
Publication of WO2010032465A1 publication Critical patent/WO2010032465A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/0445—PV modules or arrays of single PV cells including thin film solar cells, e.g. single thin film a-Si, CIS or CdTe solar cells
    • H01L31/046—PV modules composed of a plurality of thin film solar cells deposited on the same substrate
    • H01L31/0463—PV modules composed of a plurality of thin film solar cells deposited on the same substrate characterised by special patterning methods to connect the PV cells in a module, e.g. laser cutting of the conductive or active layers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K26/00—Working by laser beam, e.g. welding, cutting or boring
    • B23K26/36—Removing material
    • B23K26/361—Removing material for deburring or mechanical trimming
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K26/00—Working by laser beam, e.g. welding, cutting or boring
    • B23K26/36—Removing material
    • B23K26/362—Laser etching
    • B23K26/364—Laser etching for making a groove or trench, e.g. for scribing a break initiation groove
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K26/00—Working by laser beam, e.g. welding, cutting or boring
    • B23K26/36—Removing material
    • B23K26/40—Removing material taking account of the properties of the material involved
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/0445—PV modules or arrays of single PV cells including thin film solar cells, e.g. single thin film a-Si, CIS or CdTe solar cells
    • H01L31/046—PV modules composed of a plurality of thin film solar cells deposited on the same substrate
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
    • H01L31/186—Particular post-treatment for the devices, e.g. annealing, impurity gettering, short-circuit elimination, recrystallisation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K2103/00—Materials to be soldered, welded or cut
    • B23K2103/16—Composite materials, e.g. fibre reinforced
    • B23K2103/166—Multilayered materials
    • B23K2103/172—Multilayered materials wherein at least one of the layers is non-metallic
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to a method for manufacturing a solar cell, and more particularly to a technique for repairing a structural defect generated in a thin film solar cell without causing deterioration of characteristics in the thin film solar cell.
  • a solar cell using a silicon single crystal is excellent in energy conversion efficiency per unit area.
  • a silicon wafer obtained by slicing a silicon single crystal ingot is used.
  • the manufacture of this ingot requires a large amount of energy, which increases the manufacturing cost.
  • a silicon single crystal is used for a large-area solar cell installed outdoors, a substantial manufacturing cost is required. Therefore, solar cells using amorphous (amorphous) silicon thin films that can be manufactured at lower cost are widely used as low-cost solar cells.
  • An amorphous silicon solar cell is a semiconductor film having a layer structure called a pin junction in which an amorphous silicon film (i-type) that generates electrons and holes when receiving light is sandwiched between p-type and n-type silicon films; And electrodes respectively formed on both sides of the semiconductor film. Electrons and holes generated by sunlight move actively due to the potential difference between the p-type and n-type semiconductors, and this movement is continuously repeated, thereby generating a potential difference between the electrodes on both sides of the semiconductor film.
  • i-type amorphous silicon film
  • Such an amorphous silicon solar cell is manufactured as follows, for example. First, a transparent electrode such as TCO (Transparent Conducting Oxide) having optical transparency is formed as a first conductive layer on a glass substrate on the light receiving surface side. Then, a semiconductor film made of amorphous silicon is formed as a photoelectric conversion layer on the first conductive layer, and an Ag thin film or the like serving as a back electrode is formed as a second conductive layer on the photoelectric conversion layer.
  • An amorphous silicon solar cell having a structure composed of the first conductive layer, the photoelectric conversion layer, and the second conductive layer has a potential difference between both sides of the semiconductor film only by forming each layer uniformly over a wide area on the substrate. There is also a problem with these resistance values.
  • a structure is electrically partitioned for each predetermined size to be formed as a plurality of partition elements, and the partition elements adjacent to each other are electrically connected.
  • a plurality of strip-shaped partition elements are formed by forming grooves called scribe lines (scribe lines) with a laser beam or the like in a structure that is uniformly formed over a large area on a substrate.
  • the partition elements are electrically connected in series.
  • an amorphous silicon solar cell having such a structure has some structural defects at the manufacturing stage. For example, when an amorphous silicon film is formed, particles may be mixed in the amorphous silicon film or pinholes may be generated. Due to these structural defects, the first conductive layer (transparent electrode) and the second conductive layer (back electrode) may be locally short-circuited. Further, after the structure is formed on the substrate, when dividing into a plurality of partition elements by the scribe line, the metal film forming the second conductive layer is melted along the scribe line to reach the first conductive layer, The first conductive layer and the second conductive layer may be locally short-circuited.
  • repair lines (R1 to R4) were formed by removing two layers of the photoelectric conversion layer and the second conductive layer by irradiating one type of laser L from the substrate side. .
  • the repair lines (R1 to R4) so as to cross (cross) the scribe lines 119 (119a, 119b), the structural defect A is removed or separated.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances.
  • the photoelectric conversion layer and the first conductive layer together with the first conductive layer are irradiated by laser irradiation. It is an object of the present invention to provide a method for manufacturing a solar cell that can reduce deterioration in characteristics of the solar cell when it is necessary to remove the two conductive layers together.
  • a method for manufacturing a solar cell of the present invention includes a substrate and a structure in which a first conductive layer, a photoelectric conversion layer, and a second conductive layer are sequentially stacked on the substrate.
  • a method of manufacturing a solar cell in which a body is electrically partitioned for each predetermined size to form a plurality of partition elements, and the partition elements adjacent to each other are electrically connected to each other.
  • a defect region specifying step of specifying a region where a structural defect exists, and a repairing step of removing the structural defect by irradiating the region or its periphery with a laser beam, and the repairing step is performed on the structure.
  • the second laser has the four A laser in which the first laser is defocused so that the residue position is separated from the substrate is used.
  • the step ⁇ moves the irradiation position of the second laser in the planar direction of the substrate, and the structure on the side where the structural defect does not exist
  • the second laser may be irradiated to the end of the first.
  • the frequency of the laser beam is different from that of the first laser in place of the irradiation of the second laser, and the focus position thereof May be irradiated with a third laser defocused so as to be farther from the substrate than the first laser.
  • the focus position is farther from the substrate than the first laser before the irradiation with the first laser.
  • the method further includes a step of irradiating the structure body with the defocused fourth laser to form a groove portion, and after forming the groove portion, the groove portion of the structure body may be irradiated with the first laser. .
  • the structure is irradiated with the first laser, and the three layers of the first conductive layer, the photoelectric conversion layer, and the second conductive layer are removed, and the structure defect exists. Is removed or separated. Thereafter, the end of the structure formed by the irradiation of the first laser is irradiated with a second laser obtained by defocusing the first laser so that the focus position is away from the substrate. By this defocusing, the second laser is changed to a condition that can remove only the photoelectric conversion layer and the second conductive layer.
  • a new structural defect adheresion of the first conductive layer removed by the first laser irradiation
  • a new structural defect adheresion of the first conductive layer removed by the first laser irradiation
  • the photoelectric conversion layer and the second conductive layer can be removed together with the first conductive layer by laser irradiation. Even if necessary, deterioration of characteristics in the solar cell can be reduced.
  • FIG. 7B is a diagram showing a continuation of the defect repair process shown in FIGS. 7A to 7C.
  • FIG. 7B is a diagram showing a continuation of the defect repair process shown in FIGS. 7A to 7C.
  • FIG. 10A is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS.
  • FIG. 10A is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 9A to 9C.
  • FIG. 10A is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 9A to 9C. It is a figure which shows the 4th example of the defect repair process which concerns on this invention. It is a figure which shows the example of the same defect repair process. It is a figure which shows the example of the same defect repair process.
  • FIG. 12 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 11A to 11C.
  • FIG. 12 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 11A to 11C.
  • FIG. 14 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 13A to 13C.
  • FIG. 14 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 13A to 13C.
  • FIG. 14 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 13A to 13C.
  • FIG. 14 is a diagram showing a continuation of the defect repairing step shown in FIGS. 13A to 13C.
  • FIG. 1 is an enlarged perspective view of an essential part showing an example of an amorphous silicon type solar cell manufactured by the method for manufacturing a solar cell according to the present invention.
  • FIG. 2 is sectional drawing which shows the layer structure of the solar cell shown in FIG.
  • a solar cell 10 shown in FIG. 1 includes an insulating substrate 11 having optical transparency, and a structure 12 formed on one surface 11a of the substrate 11.
  • the substrate 11 is made of, for example, an insulating material having excellent sunlight permeability and durability such as glass or transparent resin.
  • sunlight S is incident from the other surface 11 b side of the substrate 11.
  • the structural body 12 includes a first conductive layer (transparent electrode) 13 having light transmissivity, a photoelectric conversion layer 14, and a second conductive layer (back electrode) 15. That is, the structural body 12 is formed by stacking the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 in this order.
  • the first conductive layer 13 is made of a light-transmitting metal oxide such as AZO [ZnO to which Al (aluminum) is added] or GZO [ZnO to which Ga (gallium) is added], ITO (Indium Tin Oxide). It is a TCO electrode made of TCO such as.
  • the photoelectric conversion layer 14 includes a p-type amorphous silicon film 17; an n-type amorphous silicon film 18; and between the p-type amorphous silicon film 17 and the n-type amorphous silicon film 18. And an i-type amorphous silicon film 16 sandwiched between two layers, forming a pin structure or a nip structure.
  • the thickness of the photoelectric conversion layer 14 can be set to 2 to 300 nm, for example.
  • the photoelectric conversion layer 14 may have a tandem structure in which a microcrystalline silicon pin structure or a nip structure is stacked on an amorphous silicon pin structure or a nip structure.
  • the 2nd conductive layer 15 should just be comprised with electroconductive metal films, such as Ag (silver) and Cu (copper).
  • the thickness of the second conductive layer 15 can be set to 2 to 300 nm, for example.
  • the second conductive layer 15 may have a laminated structure of TCO and a metal or alloy.
  • TCO is, for example, AZO, GZO, or ITO.
  • the metal or alloy is, for example, Ag or an Ag alloy [for example, Ag containing Sn (tin) and Au (gold)].
  • the structure 12 is divided into, for example, a large number of partition elements 21, 21... Having a strip shape by a scribe line 19 formed in the second conductive layer 15 and the photoelectric conversion layer 14 below the second conductive layer 15.
  • These partition elements 21, 21,... Are electrically partitioned from each other and are connected, for example, electrically in series between the partition elements 21 adjacent to each other. Thereby, the potential difference in the structure 12 is increased, and more current can be extracted.
  • the scribe line 19 is formed by removing the second conductive layer 15 and the photoelectric conversion layer 14 with a laser or the like to form grooves at a predetermined interval in the structure 12. What is necessary is just to form by forming. It is preferable that a protective layer (not shown) made of an insulating resin or the like is further formed on the second conductive layer 15 constituting the structure 12.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the solar cell manufacturing method of the present invention step by step. Among these, the process from detection of structural defects to repair will be described in detail.
  • a structure 12 is formed on one surface 11a of a transparent substrate 11 (structure formation process: P1).
  • the structure 12 may be any structure in which, for example, the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 are stacked in this order from the substrate 11 side.
  • defects such as a structural defect A 1 in which contamination is mixed into the photoelectric conversion layer 14 and a structural defect A 2 in which fine pinholes are generated in the photoelectric conversion layer 14 occur. There is a case.
  • These structural defects A (A1, A2) locally short circuit (leak) between the first conductive layer 13 and the second conductive layer 15, and reduce the power generation efficiency of the solar cell 10.
  • the structure 12 is irradiated with, for example, a laser to form a scribe line 19. As shown in FIG. 1, the structure 12 is applied to a large number of strip-shaped partition elements 21, 21. Dividing (partition element forming step: P2).
  • the solar cell 10 formed through the above steps is then completed through a defect region specifying step (P3) and a defect repairing step (P4), and then a protective layer and the like are formed (P5).
  • a defect region specifying step (P3) a region (defect region D) in which the structural defect represented by the above-described A1 to A2 exists in each partition element is specified.
  • the defect repairing step (P4) the partition element (structure) is repaired by removing or separating the region where the defect exists detected in the defect region specifying step.
  • the defect area specifying step is not particularly limited as long as a defect location is specified, and examples thereof include measurement of resistance value, measurement of FF (fill factor), imaging with a CCD camera, and the like.
  • the partition element 21 s and the defect region D in which a structural defect exists can be specified by observing the distribution of the measured values (decrease in the resistance value).
  • the portion indicated by a black circle indicates a decrease in the resistance value.
  • the resistance value between the partition elements 21 is measured by moving the probe up and down once. You may complete with.
  • a method may be used in which the probe is scanned along the longitudinal direction L of the partition element 21 and measurement is performed by repeatedly moving the probe up and down at a predetermined measurement point.
  • a two-probe type that is performed with a set of two probes that serves both as application of a bias voltage of a predetermined value and measurement of a current value, Any of a four-probe type consisting of two sets of four probes in which bias current application and voltage value measurement are performed with different probes may be used. Each resistance value is calculated from these voltage value and current value.
  • threshold values for a plurality of resistance values may be determined, and the terminal measurement interval may be changed for each threshold value. For example, using a measurement device in which threshold values X, Y, Z (where X> Y> Z) of resistance values and a large number of probes are arranged at predetermined intervals along the longitudinal direction L of the partition element 21, The resistance value is measured between the partition elements 21 and 21 adjacent to each other. When the resistance value obtained by the measurement is equal to or greater than the threshold value X, the next resistance value is measured with a probe at a location spaced 10 times from the measurement location.
  • the next resistance value is measured with a probe at a distance of five probes from this measurement position.
  • the resistance value obtained by the measurement is greater than or equal to the threshold value Z and less than or equal to the threshold value Y
  • the next resistance value is measured with a probe at a distance of two probes from the measurement position.
  • the resistance value obtained by the measurement is equal to or less than the threshold value Z
  • the resistance value is measured with each probe. Conversely, when the measured value increases, the measurement interval is increased every time the threshold value is exceeded.
  • the resistance value obtained by measurement gradually changes (decreases), and thus the defect position can be detected quickly and accurately by changing the measurement interval for each threshold.
  • the defect region specifying step by measuring FF the FF values of the adjacent partition elements are compared, and particularly, the region where the FF value falls low is specified as the region where the structural defect exists.
  • the defect area is identified by imaging with a CCD camera, for example, using a CCD camera combined with a high-power lens.
  • a human visual determination or a computer compares the image data of the partition element to be inspected with the image data of the partition element having no defect captured in advance. May be.
  • the solar cell in which the region where the structural defect exists is found through the defect region specifying process as described above is sent to the defect repairing process described below.
  • a solar cell in which a partition element having a structural defect cannot be found becomes a product through a protective layer formation step P6 as a non-defective product.
  • part in which a structural defect exists can be pinpointed in detail by performing the defect area
  • a defect area by combining measurement of resistance value, measurement of FF, and imaging by a CCD camera.
  • a resistance value distribution and FF are measured to identify a region where a structural defect exists. After that, by picking up the narrowed area with an image pickup means such as a CCD camera, it is possible to pinpoint the exact position where the structural defect exists in the partition element 21.
  • the defect area identification process by imaging requires a lot of time when the inspection object has a large area. Therefore, in this case, after a region having a structural defect is previously narrowed down by a distribution of resistance values that can be measured in a short time, a defect region specifying step by imaging is performed only on this region having a small area. As a result, even if the inspection object has a large area, it is possible to specify the exact position of the structural defect in a very short time.
  • ⁇ Defect repair process> If the exact position of the structural defect is specified in the partition element 21, then the structural defect A (A1, A2) of the solar cell is repaired (defect repairing step: P4).
  • this defect repairing step the region D where the structural defect A specified in the defect region specifying step is present is irradiated with laser, and the first conductive layer 13 and the photoelectric conversion layer in the region D where the structural defect A exists. 14 and the second conductive layer 15 are removed. Further, a new structural defect (first conductive layer attached to the wall surface (end) of the photoelectric conversion layer 14) generated by removing the first conductive layer by the laser irradiation is removed.
  • the repair of the structural defect A (A1, A2) is performed by repeatedly irradiating the structure 12 with the first laser and removing or separating the region D where the structural defect specified in the defect region specifying step exists, and The end of the structure 12 is repeatedly irradiated with the second laser with the first laser defocused so that the focus position of the first laser is away from the substrate 11 to the end of the structure 12 generated by this step ⁇ .
  • Cleaning step ⁇ is performed by repeatedly irradiating the structure 12 with the first laser and removing or separating the region D where the structural defect specified in the defect region specifying step exists
  • this defect repairing step since the exact position of the structural defect A in the partition element 21 is specified in the defect region specifying step, only the minimum range of structures 12 including the structural defect A can be removed. Further, it is possible to perform cleaning to remove a new structural defect generated by removing the structural defect A.
  • This defect repairing step is performed by the following first to fifth defect repairing methods.
  • the first defect repair method subsequent to the step ⁇ of irradiating the structure 12 with the first laser, the step ⁇ of irradiating the second laser without changing the laser irradiation position to the structure 12 is performed. .
  • the second laser a laser in which the first laser is defocused so that the focus position of the first laser is separated from the substrate 11 is used.
  • the step ⁇ of irradiating the structure 12 with the second laser by changing the laser irradiation position is performed.
  • a laser similar to the first defect repair method is used as the second laser.
  • the third defect repairing method following the step ⁇ in which the structure 12 is irradiated with the first laser, the second laser is irradiated without changing the laser irradiation position, and the laser irradiation position is changed. Step ⁇ for irradiating the second laser is performed. At this time, a laser similar to the first defect repair method is used as the second laser.
  • the fourth defect repairing method following the step ⁇ of irradiating the structure 12 with the first laser, the step ⁇ of irradiating a third laser having a different frequency from the first laser by changing the laser irradiation position is performed. .
  • the focus position of the third laser is defocused so as to be further away from the substrate 11 than the focus position of the first laser.
  • the fifth defect repairing method irradiates a fourth laser defocused away from the substrate 11 with a focus position different from that of the first laser before irradiation of the structure 12 with the first laser, Then, after performing the process ⁇ of irradiating the structure 12 with the first laser, the process ⁇ of irradiating the structure 12 with the second laser is subsequently performed. At this time, a laser similar to the first defect repair method is used as the second laser.
  • each method will be described.
  • FIG. 6A to 6D schematically illustrate an example of a process of cleaning a new structural defect generated in the repair line R11 after forming a repair line R11 for removing or separating a region where the structural defect exists by laser irradiation.
  • FIG. The structure 12 shown in FIGS. 6A to 6D is divided by a scribe line (not shown) into a large number of partition elements whose outer shapes are, for example, strips.
  • the structure 12 is irradiated with the first laser GL1 in a pulse form from the substrate 11 side.
  • the first laser GL1 irradiates along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the first laser GL1 is not particularly limited as long as the three layers of the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 can be removed.
  • the focus position F1 of the first laser GL1 is on the one surface side 11a of the substrate 11 and at a position away from the structure 12. That is, the first laser GL1 is defocused with respect to the structure 12.
  • the repair line R11 from which the three layers (the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15) constituting the structure 12 are removed can be formed at a time.
  • the SHG laser is a laser oscillator that oscillates laser light of a laser second harmonic [frequency twice that of a laser fundamental wave (1/2 wavelength)].
  • the SHG green laser is a laser oscillator that oscillates green light as the second harmonic of the laser.
  • Examples of the SHG green laser include a CO 2 laser and a second harmonic of a YAG laser.
  • the wavelength of the green laser harmonic is 532 nm.
  • a green laser that is not an SHG laser can be used as the first laser GL1.
  • a part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is part of the wall surface of the repair line R11, that is, the ends of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15. It adheres to the part 12a as a residue and becomes a new structural defect. Therefore, as shown in FIG. 6C, the end portions 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 are irradiated with the second laser GL2 in a pulsed manner, along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21. Move. During the laser irradiation, the irradiation position of the second laser GL2 is performed without changing from the irradiation position of the first laser GL1.
  • a defocus distance difference D1 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F2 of the second laser GL2 is, for example, 1.0 mm.
  • the irradiation condition of the second laser GL2 is changed to a condition in which only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 can be removed. That is, in the second laser GL2 defocused as described above, the energy of the laser irradiated on the first conductive layer 13 is smaller than the energy of the first laser GL1. For this reason, even if the second laser GL2 is irradiated, the first conductive layer 13 is not removed. Therefore, as shown in FIG.
  • a repair line R12 from which the end portion 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached can be newly formed.
  • the second laser removes only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 as described above, a part of the first conductive layer 13 is newly evaporated, and the evaporated first conductive layer. A part of 13 does not adhere to the repair line R12 again.
  • the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which the part 13s of the first conductive layer 13 has evaporated and adhered can be effectively cleaned. Therefore, the first conductive layer 13 and the second conductive layer 15 are short-circuited due to a part 13s of the first conductive layer 13 attached to the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15. There is no danger of it. As a result, deterioration of the characteristics of the solar cell can be prevented.
  • the photoelectric conversion layer 14 contains a gas generating substance that generates a gas such as hydrogen by laser irradiation. Therefore, when the laser is irradiated to remove the photoelectric conversion layer 14 and a part 13 s of the first conductive layer 13 attached to the end portion 12 a of the second conductive layer 15, the energy of the laser is absorbed by the photoelectric conversion layer 14. Then, a high-pressure gas is generated from the gas generating material. By utilizing this high gas pressure, the second conductive layer 15 is also removed along with the removal of the photoelectric conversion layer 14.
  • the second laser GL2 is defocused more than the first laser GL1 (the focus position F2 of the second laser GL2 is farther from the structure 12 than the focus position F1 of the first laser). Therefore, the energy density of the laser beam is reduced in the laser beam periphery. As a result, there is a possibility that a so-called burr 15s may be generated in which a part of the second conductive layer 15 remains without being evaporated at the end of the second conductive layer 15 of the repair line R12. Therefore, a defect repair method that does not cause the occurrence of burrs will be described as a second defect repair method.
  • FIGS. 7A to 7C and FIGS. 8A to 8B show that, after a repair line R11 for removing or separating a region where a structural defect exists is formed by laser irradiation, a new structural defect generated in the repair line R11 is replaced with a new laser. It is the figure which showed typically an example of the process cleaned by irradiation.
  • the structure 12 shown in FIGS. 7A to 7C and FIGS. 8A to 8B is also divided into a large number of partition elements whose outer shapes are, for example, strips by scribe lines (not shown).
  • the structure 12 is irradiated with the first laser GL1 in a pulse form from the substrate 11 side.
  • the first laser GL1 irradiates along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the first laser GL1 is not particularly limited as long as the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 can be removed.
  • an SHG green laser green laser
  • the first laser GL1 is defocused on the one surface 11a side of the substrate 11 so that the focus position F1 is away from the structure 12 in the same manner as the first defect repair method described above. .
  • the repair line R11 from which the three layers (the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15) constituting the structure 12 are removed can be formed at a time.
  • the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is part of the wall surface of the repair line R11, that is, the ends of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15. It adheres to the part 12a as a residue and becomes a new structural defect. Therefore, as shown in FIG. 7C, the second laser GL2 is irradiated along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 while irradiating one end 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 in a pulse shape. And move. At this time, as indicated by the solid line arrow in FIG.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 to perform laser irradiation.
  • a laser in which the first laser GL1 is defocused so that the focus position F1 of the first laser GL1 is separated from the substrate 11 is used. That is, the focus position F2 of the second laser GL2 is further away from the substrate 11 (structure 12) than the focus position F1 of the first laser GL1.
  • a defocus distance difference D2 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F2 of the second laser GL2 is, for example, 1.0 mm.
  • the repair line r13 from which only one of the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached is removed. Can be formed.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 (in the plane direction opposite to that in FIG. 7C) as indicated by the solid line arrow in FIG. While irradiating the other end 12a of the conversion layer 14 and the second conductive layer 15 with a laser beam in a pulsed manner, the irradiation position of the second laser GL2 is moved along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21. .
  • the irradiation with the second laser GL2 may be performed at least on the end portions 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 of the partition element on the side where no structural defect exists.
  • a repair line R13 in which the other of the photoelectric conversion layer 14 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached and the other end 12a of the second conductive layer 15 is also removed is formed. It can.
  • the second laser GL2 similarly to the above-described first defect repairing method, the second laser GL2 has a condition for removing only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15, so that the first conductive layer 13 is newly formed. A part of the evaporated first conductive layer 13 does not adhere to the repair line R13 again.
  • the first conductive layer 13 and the first conductive layer 13 and the second conductive layer 13 are partly caused by a part 13s of the first conductive layer 13 attached to the wall surface of the repair line, that is, the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15.
  • the possibility that the two conductive layers 15 are short-circuited can be eliminated. As a result, deterioration of solar cell characteristics can be prevented.
  • FIGS. 9A to 9C and FIGS. 10A to 10C show that, after a repair line R11 for removing or separating a region where a structural defect exists is formed by laser irradiation, a new structural defect generated in the repair line R11 is replaced with a new laser. It is the figure which showed typically another example of the process cleaned by irradiation.
  • the structure 12 shown in FIGS. 9A to 9C and FIGS. 10A to 10C is also divided into a large number of partition elements whose outer shapes are, for example, strips by scribe lines (not shown).
  • the structure 12 is irradiated with the first laser GL1 in a pulse form from the substrate 11 side.
  • the first laser GL1 irradiates along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the first laser GL1 is not particularly limited as long as the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 can be removed.
  • an SHG green laser green laser
  • the first laser GL1 is defocused on the one surface 11a side of the substrate 11 so that the focus position F1 is away from the structure 12. .
  • a green laser that is not an SHG laser can be used as the first laser GL1.
  • the repair line R11 from which the three layers (the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15) constituting the structure 12 are removed can be formed at a time.
  • the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is part of the wall surface of the repair line R11, that is, the ends of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15. It adheres to the part 12a as a residue and becomes a new structural defect.
  • the second laser GL2 is moved along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 while irradiating the end portions 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 in a pulse shape. I will do it. In this laser irradiation, the irradiation position of the second laser GL2 is performed without changing from the irradiation position of the first laser GL1.
  • a defocus distance difference D3 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F2 of the second laser GL2 is, for example, 1.0 mm.
  • the photoelectric conversion layer 14 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 are removed by the irradiation of the second laser GL2 are removed. Can be newly formed. However, there may be a so-called burr 15 s in which a part of the second conductive layer 15 remains without being evaporated at the end of the second conductive layer 15. Therefore, as shown in FIG. 10A, the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 is continuously emitted while irradiating the second laser GL2 to one end portion 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 in a pulse shape. Move along. During this laser irradiation, the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 as shown by the solid arrow in FIG.
  • the photoelectric conversion layer 14 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached and the repair line r15 from which only one side of the end portion 12a of the second conductive layer 15 is removed are formed. it can.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 (in the plane direction opposite to FIG. 10A) as indicated by the solid line arrow in FIG.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 while irradiating the other end portion 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 in a pulse shape.
  • the irradiation with the second laser GL2 may be performed at the edge 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 of the partition element on the side where at least the structural defect does not exist.
  • a repair line R15 from which the other end portion 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached is also newly formed. It can.
  • the second laser is in a condition for removing only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15, so that the first conductive layer is newly added. A part of 13 evaporates, and a part of the evaporated first conductive layer 13 does not adhere to the repair line R15 again.
  • the first conductive layer 13 and the first conductive layer 13 and the second conductive layer 13 are partly caused by a part 13s of the first conductive layer 13 attached to the wall surface of the repair line, that is, the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15.
  • the possibility that the two conductive layers 15 are short-circuited can be eliminated. As a result, deterioration of solar cell characteristics can be prevented.
  • FIGS. 11A to 11C and FIGS. 12A to 12B show that, after a repair line R11 for removing or separating a region where a structural defect exists is formed by laser irradiation, a new structural defect generated in the repair line R11 is replaced with a new laser. It is the figure which showed typically another example of the process cleaned by irradiation.
  • the structures 12 shown in FIGS. 11A to 11C and FIGS. 12A to 12B are also divided into a large number of partition elements whose outer shapes are, for example, strips by scribe lines (not shown).
  • the structure 12 is irradiated with the first laser GL1 in a pulse form from the substrate 11 side.
  • the first laser GL1 irradiates along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the first laser GL1 is not particularly limited as long as three layers of the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15 can be removed.
  • an SHG green laser green laser
  • the first laser GL1 is defocused on the one surface 11a side of the substrate 11 so that the focus position F1 is away from the structure 12.
  • the repair line R11 from which the three layers (the first conductive layer 13, the photoelectric conversion layer 14, and the second conductive layer 15) constituting the structure 12 are removed can be formed at a time.
  • a part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is part of the wall surface of the repair line R11, that is, the ends of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15. It adheres to the part 12a as a residue and becomes a new structural defect. Therefore, as shown in FIG. 11C, the third laser GL3 is irradiated in a pulsed manner on one end 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15, and along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21. And move. At this time, as indicated by a solid arrow in FIG.
  • the irradiation position of the third laser GL3 is moved in the plane direction of the substrate 11 to perform laser irradiation.
  • the third laser GL3 a laser in which the first laser GL1 is defocused so that the frequency is different from that of the first laser GL1 and the focus position F1 of the first laser GL1 is separated from the substrate 11 is used. That is, the focus position F2 of the third laser GL3 is further away from the substrate 11 (structure 12) than the focus position F1 of the first laser GL1.
  • a defocus distance difference D4 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F2 of the third laser GL3 is, for example, 1.0 mm.
  • the repair line r16 from which only one of the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached is removed. Can be formed.
  • an IR (InfraRed laser) laser infrared laser
  • An IR laser is a laser oscillator that oscillates infrared light. Infrared light is light having a wavelength longer than 780 nm, and is light having a large thermal effect as called heat rays. Examples of the IR laser include a CO 2 laser and a YAG laser. In the case of a YAG laser, the IR laser beam is a fundamental wave (wavelength 1064 nm).
  • the irradiation position of the third laser GL3 is moved in the plane direction of the substrate 11 (in the opposite direction to FIG. 11C) as indicated by the solid line arrow in FIG.
  • the third laser GL3 is moved along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 while irradiating the other end portion 12a of the second conductive layer 15 with a laser beam in a pulse shape.
  • the irradiation with the third laser GL3 may be performed at the end 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 of the partition element on the side where at least no structural defect exists.
  • a repair line R16 in which the other of the photoelectric conversion layer 14 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached and the other end 12a of the second conductive layer 15 is also removed is formed.
  • the third laser GL3 is defocused according to the wavelength in the same manner as the first to third defect repair methods described above, thereby removing only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15. It has become. Therefore, a part of the first conductive layer 13 is newly evaporated and a part of the evaporated first conductive layer 13 does not adhere to the repair line R16 again.
  • the first conductive layer 13 does not evaporate and remains at the end of the repair line (the end of the second conductive layer 15) without causing a so-called burr.
  • the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which 13s has evaporated and adhered can be cleaned more cleanly. Therefore, the first conductive layer 13 and the first conductive layer 13 and the second conductive layer 13 are partly caused by a part 13s of the first conductive layer 13 attached to the wall surface of the repair line, that is, the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15.
  • the possibility that the two conductive layers 15 are short-circuited can be eliminated, and the deterioration of the solar cell characteristics can be prevented.
  • FIGS. 13A to 13C and FIGS. 14A to 14C after forming a repair line R11 for removing or separating a region where a structural defect exists by two-stage laser irradiation, a new structural defect generated in the repair line R11 is newly added. It is the figure which showed typically an example of the process cleaned by laser irradiation.
  • the structures 12 shown in FIGS. 13A to 13C and FIGS. 14A to 14C are also divided into a large number of partition elements whose outer shapes are, for example, strips by scribe lines (not shown).
  • the fourth laser GL4 is irradiated in a pulsed manner on the structure 12 from the substrate 11 side.
  • the fourth laser GL4 irradiates along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the fourth laser GL4 is not particularly limited as long as the two layers of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 can be removed.
  • an SHG green laser green laser
  • the fourth laser GL4 is defocused on the one surface 11a side of the substrate 11 so that the focus position F3 is away from the structure 12.
  • the focus position F3 of the fourth laser GL4 is further away from the substrate 11 (structure 12) than the focus position F1 of the first laser GL1 used in the subsequent process.
  • a green laser that is not an SHG laser can be used as the fourth laser GL4.
  • the groove part r11 from which the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 are removed can be formed.
  • the first laser GL ⁇ b> 1 is irradiated in pulses on the groove r ⁇ b> 11 and moves along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21.
  • the irradiation position of the first laser GL1 is performed without changing from the irradiation position of the fourth laser GL4.
  • a laser in which the fourth laser GL4 is defocused so that the focus position F3 of the fourth laser GL4 approaches the substrate 11 is used. That is, the focus position F1 of the first laser GL1 is closer to the substrate 11 (structure 12) than the focus position F3 of the fourth laser GL4.
  • a defocus distance difference D5 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F3 of the fourth laser GL4 is, for example, 1.0 mm.
  • the first conductive layer 13 is removed after the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 by the above-described method, a part 13s of the evaporated first conductive layer 13 becomes a part of the wall surface of the repair line R11. That is, it adheres to the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 as a residue, resulting in a new structural defect. Therefore, as shown in FIG. 14A, the one end portion 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 is irradiated with the second laser GL2 in a pulse shape, and in the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21. Move along.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 as shown by the solid arrow in FIG.
  • a laser in which the first laser GL1 is defocused so that the focus position F1 of the first laser GL1 is separated from the substrate 11 is used. That is, the focus position F2 of the second laser GL2 is further away from the substrate 11 (structure 12) than the focus position F1 of the first laser GL1.
  • a defocus distance difference D6 indicating a difference between the focus position F1 of the first laser GL1 and the focus position F2 of the second laser GL2 is, for example, 1.0 mm.
  • FIG. 14B only one end portion 12a is removed from the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached.
  • the repair line r17 can be formed.
  • the irradiation position of the second laser GL2 is moved in the plane direction of the substrate 11 (in the plane direction opposite to FIG. 14A) as indicated by the solid line arrow in FIG.
  • the conversion layer 14 and the second end portion 12a of the second conductive layer 15 move along the longitudinal direction of the strip-shaped partition element 21 while irradiating the other end portion 12a with a laser beam in a pulse shape.
  • the irradiation with the second laser GL2 may be performed at the edge 12a of the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15 of the partition element on the side where at least the structural defect does not exist.
  • a repair line R17 in which the other of the photoelectric conversion layer 14 to which the part 13s of the evaporated first conductive layer 13 is attached and the other end 12a of the second conductive layer 15 is also removed is formed. It can.
  • the second laser GL2 is in a condition for removing only the photoelectric conversion layer 14 and the second conductive layer 15, and thus the first conductive A part of the layer 13 evaporates and a part of the evaporated first conductive layer 13 does not adhere to the repair line R17 again.
  • the second conductive layer 15 does not evaporate and remains at the end of the repair line (the end of the second conductive layer 15), so that a so-called burr is not generated, and one of the first conductive layers 13 is generated.
  • the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15 to which the portion 13s has evaporated and adhered can be cleaned more neatly. Therefore, the first conductive layer 13 and the first conductive layer 13 and the second conductive layer 13 are partly caused by a part 13s of the first conductive layer 13 attached to the wall surface of the repair line, that is, the photoelectric conversion layer 14 and the end portion 12a of the second conductive layer 15.
  • the possibility that the two conductive layers 15 are short-circuited can be eliminated, and the deterioration of the solar cell characteristics can be prevented.
  • the first conductive layer can be formed without generating a new structural defect or leaving this new structural defect when removing or separating the location where the structural defect has occurred.
  • the three layers of the photoelectric conversion layer and the second conductive layer can be removed to reliably insulate the region where the structural defect has occurred. Therefore, it is possible to repair a location where a structural defect has occurred without deteriorating the characteristics of the solar cell.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Optics & Photonics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Laser Beam Processing (AREA)

Abstract

　本発明の太陽電池の製造方法は、基板と、この基板上に、第１導電層、光電変換層、及び第２導電層が順に重ねられた構造体と、を有し、この構造体が所定のサイズごとに電気的に区画されて複数の区画素子を成し、互いに隣接する前記区画素子どうしが電気的に接続された太陽電池の製造方法であって、前記複数の区画素子から構造欠陥が存在する領域を特定する欠陥領域特定工程と、前記領域又はその周囲にレーザ光線を照射し、前記構造欠陥を除去する修復工程と、を備え、前記修復工程は、前記構造体に第１レーザを照射し、前記領域を除去又は分離する工程αと、前記除去又は分離によって生じた前記構造体の端部に、第２レーザを照射して、前記端部をクリーニングする工程βと、を含み、前記第２レーザは、そのフォーカス位置が前記基板から離れるように前記第１レーザをデフォーカスしたレーザを用いる。

Description

太陽電池の製造方法
　本発明は、太陽電池の製造方法に係り、詳しくは薄膜太陽電池における特性の劣化を引き起こすことなく、この薄膜太陽電池に生じた構造欠陥を修復する技術に関する。
　本願は、２００８年０９月２２日に、日本国に出願された特願２００８－２４２５４１号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　エネルギーの効率的な利用の観点から、近年、太陽電池はますます広く一般に利用されつつある。特に、シリコン単結晶を利用した太陽電池は、単位面積当たりのエネルギー変換効率に優れている。このシリコン単結晶を利用した太陽電池では、シリコン単結晶インゴットをスライスしたシリコンウエハが用いられている。このインゴットの製造には、大量のエネルギーを費やす必要があるため、その製造コストが高くなる。特に、屋外などに設置される大面積の太陽電池にシリコン単結晶を利用して実現しようとすると、相当な製造コストが掛かるのが現状である。そこで、より安価に製造可能なアモルファス（非晶質）シリコン薄膜を利用した太陽電池が、ローコストな太陽電池として普及している。
　アモルファスシリコン太陽電池は、光を受けると電子とホールとを発生するアモルファスシリコン膜（ｉ型）が、ｐ型およびｎ型のシリコン膜で挟まれたｐｉｎ接合と呼ばれる層構造の半導体膜と；この半導体膜の両面にそれぞれ形成された電極と；から構成されている。
　太陽光によって発生した電子とホールとが、ｐ型・ｎ型半導体の電位差によって活発に移動し、この移動が連続的に繰り返されることで半導体膜両面の電極に電位差が生じる。
　このようなアモルファスシリコン太陽電池は、たとえば以下のように作製される。まず、受光面側となるガラス基板上に、光透過性を有するＴＣＯ（Transparent Conducting Oxide）などの透明電極を第１導電層として形成する。そして、この第１導電層上にアモルファスシリコンからなる半導体膜を光電変換層として形成し、さらにこの光電変換層上に、裏面電極となるＡｇ薄膜などを第２導電層として形成する。これら第１導電層と光電変換層と第２導電層とからなる構造体を備えたアモルファスシリコン太陽電池は、基板上に広い面積で均一に各層を成膜しただけでは、半導体膜両面の電位差が小さく、また、これらの抵抗値の問題もある。そのため、アモルファスシリコン太陽電池では、たとえば、構造体が所定のサイズごとに電気的に区画されて複数の区画素子として形成され、互いに隣接する区画素子どうしが電気的に接続されている。具体的には、基板上に広い面積で均一に形成された構造体に、レーザ光などでスクライブ線（スクライブライン）と称される溝を形成して多数の短冊状の区画素子とし、これらの区画素子どうしを電気的に直列に接続した構造とする。
　このような構造のアモルファスシリコン太陽電池は、その製造段階で幾つかの構造欠陥が生じることが知られている。たとえば、アモルファスシリコン膜の成膜時に、このアモルファスシリコン膜内にパーティクルが混入したり、ピンホールが生じることがある。これらの構造欠陥により、第１導電層（透明電極）と第２導電層（裏面電極）とが局所的に短絡することがある。また、基板上に構造体を形成した後に、スクライブ線によって多数の区画素子に分割する際に、このスクライブ線に沿って第２導電層を成す金属膜が溶融して第１導電層に達し、第１導電層と第２導電層とが局所的に短絡することもある。
　このように、光電変換層（半導体膜）の両面にそれぞれ配された第１導電層と第２導電層との間で局所的に短絡するような構造欠陥が構造体に生じると、アモルファスシリコン太陽電池の発電電圧の低下や、発電効率が低下するといった不具合が生じる。このため、従来のアモルファスシリコン太陽電池の製造工程では、このような短絡等の原因となる構造欠陥を検出し、この構造欠陥が生じている箇所を除去することにより、不具合を修復している。
　このような構造欠陥が生じている箇所を構造体から絶縁させて修復するためには、たとえば特許文献１に記載されているように、レーザをこの箇所に照射して、構造欠陥が生じている箇所を絶縁させていた。この際、図１５に示すように、基板側からｌ種類のレーザＬを照射して光電変換層と第２導電層との２層が除去されたリペア線（Ｒ１～Ｒ４）を形成していた。このリペア線（Ｒ１～Ｒ４）がスクライブ線１１９（１１９ａ，１１９ｂ）を越える（横断する）ように形成することで、構造欠陥Ａの除去あるいは分離をしていた。
　しかしながら、第１導電層と第２導電層とを電気的に導通させるスクライブ線１１９（１１９ａ，１１９ｂ）を越えて（横断して）構造欠陥Ａの除去を行なうと、構造欠陥Ａが生じている領域Ｄの絶縁の効果が薄れてしまい、この領域Ｄを確実に絶縁させることが困難であった。
　そこで、この領域Ｄを確実に絶縁させるためには、例えば特許文献２に開示されているような技術を用いて、第１導電層１１３と光電変換層１１４と第２導電層１１５との３層を除去する必要があった（図１６Ａ，１６Ｂ参照）。
　また、構造欠陥の原因が第１導電層１１３にある場合、この構造欠陥を修復するためには、第１導電層１１３と共に、光電変換層１１４および第２導電層１１５も一緒に除去せざるを得なかった。
　ところが、図１６Ａに示すように、構造体１１２を構成する第１導電層１１３と光電変換層１１４と第２導電層１１５との３層の除去作業をレーザＬの照射で一度に行なうと、図１６Ｂに示すように、レーザＬの照射により蒸発した第１導電層１１３の一部が、リペア線Ｒが形成された構造体１１２の光電変換層１１４及び第２導電層１１５の端部１１２ａに残渣として付着する場合がある。そして、この蒸発した第１導電層１１３の一部が光電変換層１１４及び第２導電層１１５の端部１１２ａに付着することで、新たな構造欠陥となって太陽電池特性の劣化をまねく虞があった。
特開昭５９－９９４６７号公報 特開２００８－６６４５３号公報
　本発明は上記事情に鑑みてなされたもので、第１導電層と第２導電層とが局所的に短絡する構造欠陥を修復するため、レーザの照射により第１導電層と共に光電変換層および第２導電層も一緒に除去することが必要な場合に、太陽電池における特性の劣化を軽減することができる太陽電池の製造方法の提供を目的とする。
　（１）本発明の太陽電池の製造方法は、基板と、この基板上に、第１導電層、光電変換層、及び第２導電層が順に重ねられた構造体と、を有し、この構造体が所定のサイズごとに電気的に区画されて複数の区画素子を成し、互いに隣接する前記区画素子どうしが電気的に接続された太陽電池の製造方法であって、前記複数の区画素子から構造欠陥が存在する領域を特定する欠陥領域特定工程と、前記領域又はその周囲にレーザ光線を照射し、前記構造欠陥を除去する修復工程と、を備え、前記修復工程は、前記構造体に第１レーザを照射し、前記領域を除去又は分離する工程αと、前記除去又は分離によって生じた前記構造体の端部に、第２レーザを照射して、前記端部をクリーニングする工程βと、を含み、前記第２レーザは、そのフォーカス位置が前記基板から離れるように前記第１レーザをデフォーカスしたレーザを用いる。
　（２）上記（１）に記載の太陽電池の製造方法は、前記工程βは、前記基板の平面方向に前記第２レーザの照射位置を移動し、前記構造欠陥が存在しない側の前記構造体の端部に、前記第２レーザを照射してもよい。
　（３）上記（２）に記載の太陽電池の製造方法は、前記工程βは、前記第２レーザの照射に代えて、レーザ光線の周波数が前記第１レーザとは異なり、かつ、そのフォーカス位置が前記第１レーザに比して前記基板から離れるようにデフォーカスされた第３レーザを照射してもよい。
　（４）上記（１）または（２）に記載の太陽電池の製造方法は、前記工程αは、前記第１レーザの照射前に、フォーカス位置が前記第１レーザに比して前記基板から離れるようにデフォーカスした第４レーザを前記構造体に照射して溝部を形成する工程を更に有し、前記溝部の形成後、前記構造体の前記溝部に、前記第１レーザを照射してもよい。
　上記（１）に記載の太陽電池の製造方法では、構造体に第１レーザを照射し、第１導電層と光電変換層と第２導電層の３層を除去して構造欠陥が存在する領域を除去又は分離する。その後、この第１レーザの照射によって形成された構造体の端部に、そのフォーカス位置が基板から離れるように第１レーザをデフォーカスした第２レーザを照射する。このデフォーカスにより、第２レーザは、光電変換層及び第２導電層のみを除去できる条件に変更される。ゆえに、第１レーザの照射により光電変換層の壁面（端部）に生じた新たな構造欠陥（第１レーザの照射により除去された第１導電層の付着）がこの第２レーザの照射によって除去されるため、構造体の端部をクリーニングできる。
　したがって、第１導電層と第２導電層とが局所的に短絡する構造欠陥を修復するために、レーザの照射により第１導電層と共に光電変換層および第２導電層も一緒に除去することが必要な場合であっても、太陽電池における特性の劣化を軽減できる。
本発明の太陽電池の製造方法で作製される太陽電池の一例を示す要部拡大斜視図である。 図１に示す太陽電池の層構成の一例を示す断面図である。 本発明に係る太陽電池の製造方法の概要を示すフローチャートである。 構造欠陥の存在例を示す太陽電池の断面図である。 欠陥領域特定工程の様子を示す説明図である。 本発明に係る欠陥修復工程の第一の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 本発明に係る欠陥修復工程の第二の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 図７Ａ～７Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図７Ａ～７Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 本発明に係る欠陥修復工程の第三の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 図９Ａ～９Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図９Ａ～９Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図９Ａ～９Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 本発明に係る欠陥修復工程の第四の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 図１１Ａ～１１Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図１１Ａ～１１Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 本発明に係る欠陥修復工程の第五の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。 図１３Ａ～１３Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図１３Ａ～１３Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 図１３Ａ～１３Ｃに示す欠陥修復工程の続きを示す図である。 従来の欠陥修復工程の一例を示す図である。 従来の欠陥修復工程の他の一例を示す図である。 同欠陥修復工程の例を示す図である。
　以下では、本発明に係る太陽電池の製造方法の一実施形態を、アモルファスシリコン型の太陽電池の場合を例に、図面に基づいて説明する。
　図１は、本発明に係る太陽電池の製造方法により製造される、アモルファスシリコン型の太陽電池の一例を示す要部拡大斜視図である。また、図２は、図１に示す太陽電池の層構成を示す断面図である。
　図１に示す太陽電池１０は、光透過性を有する絶縁性の基板１１と、この基板１１の一面１１ａに形成された構造体１２と、を有する。
　基板１１は、たとえば、ガラスや透明樹脂等、太陽光の透過性に優れ、かつ、耐久性のある絶縁材料からなる。この太陽電池１０では、この基板１１の他面１１ｂ側から太陽光Ｓが入射される。
　構造体１２は、光透過性を有する第１導電層（透明電極）１３と、光電変換層１４と、第２導電層（裏面電極）１５と、を備えている。すなわち、第１導電層１３、光電変換層１４、及び第２導電層１５、をこの順に重ねることにより、構造体１２が形成されている。
　第１導電層１３は、光透過性を有する金属酸化物、たとえば、ＡＺＯ［Ａｌ（アルミニウム）が添加されたＺｎＯ］やＧＺＯ［Ｇａ（ガリウム）が添加されたＺｎＯ］、ＩＴＯ（Indium Tin Oxide）等のＴＣＯからなるＴＣＯ電極である。
　光電変換層１４は、たとえば、図２の上部に示すように、ｐ型アモルファスシリコン膜１７と；ｎ型アモルファスシリコン膜１８と；これらｐ型アモルファスシリコン膜１７とｎ型アモルファスシリコン膜１８との間に挟まれたｉ型アモルファスシリコン膜１６と；からなり、ｐｉｎ構造またはｎｉｐ構造を成す。この光電変換層１４の厚さは、たとえば２～３００ｎｍとすることができる。
　また、光電変換層１４は、アモルファスシリコンのｐｉｎ構造もしくはｎｉｐ構造に、マイクロクリスタルシリコンのｐｉｎ構造もしくはｎｉｐ構造を積層したタンデム構造とすることも可能である。
　この光電変換層１４に、基板１１及び第１導電層１３を通過した太陽光が入射し、太陽光に含まれるエネルギー粒子がｉ型アモルファスシリコン膜１６に当たると、光起電力効果により電子とホールとが生じる。すると、ｐ型アモルファスシリコン膜１７とｎ型アモルファスシリコン膜１８との電位差によって、電子はｎ型アモルファスシリコン膜１８に向かって移動し、ホールはｐ型アモルファスシリコン膜１７に向かってそれぞれ移動する。この移動が活発に連続的に繰り返されることで、第１導電層１３と第２導電層１５との間に電位差が生じる。これら電子とホールとを、第１導電層１３と第２導電層１５とからそれぞれ取り出すことで、光エネルギーを電気エネルギーに変換できる（光電変換）。
　第２導電層１５は、Ａｇ（銀）やＣｕ（銅）など導電性の金属膜によって構成されていれば良い。この第２導電層１５の厚さは、たとえば２～３００ｎｍとすることができる。
　また、第２導電層１５は、ＴＣＯと、金属または合金との積層構造とすることも可能である。ＴＣＯは、たとえばＡＺＯ、ＧＺＯ、またはＩＴＯ等である。金属または合金は、たとえばＡｇまたはＡｇ合金［たとえばＳｎ（錫）とＡｕ（金）とを含有したＡｇ］である。
　構造体１２は、第２導電層１５及びその下層の光電変換層１４に形成されたスクライブ線１９によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子２１，２１・・・に分割されている。これらの区画素子２１，２１・・・は、互いに電気的に区画されると共に、互いに隣接する区画素子２１どうしの間で、たとえば電気的に直列に接続されている。これにより、この構造体１２における電位差が大きくなり、より多くの電流を取り出すことができる。
　スクライブ線１９は、たとえば基板１１の一面に均一に構造体１２を形成した後、レーザなどによって第２導電層１５と光電変換層１４とを除去して、構造体１２に所定の間隔で溝を形成することにより形成すれば良い。
　構造体１２をなす第２導電層１５の上に、さらに絶縁性の樹脂などからなる保護層（図示せず）を形成するのが好ましい。
　以上のような構成の太陽電池の製造方法を説明する。
　図３は、本発明の太陽電池の製造方法を段階的に示したフローチャートである。このうち、特に構造欠陥の検出から修復に至る工程について詳述する。
　まず、図１に示すように、透明な基板１１の一面１１ａ上に構造体１２を形成する（構造体の形成工程：Ｐ１）。構造体１２は、たとえば基板１１側から順に、第１導電層１３、光電変換層１４、及び第２導電層１５を積層したものであれば良い。
　この構造体１２の形成途中で、図４に示すように、光電変換層１４にコンタミネーションが混入する構造欠陥Ａ１や、光電変換層１４に微細なピンホールが生じる構造欠陥Ａ２などの不具合が発生する場合がある。これらの構造欠陥Ａ（Ａ１，Ａ２）は、第１導電層１３と第２導電層１５との間を局所的に短絡（リーク）させ、太陽電池１０の発電効率を低下させる。
　次に、構造体１２に向けて、たとえばレーザなどを照射して、スクライブ線１９を形成し、図１に示すように、構造体１２を短冊状の多数の区画素子２１，２１・・・に分割する（区画素子の形成工程：Ｐ２）。
　以上のような工程を経て形成された太陽電池１０は、次に、欠陥領域特定工程（Ｐ３）と欠陥修復工程（Ｐ４）とを経てから、保護層などが形成（Ｐ５）されて完成する。
　欠陥領域特定工程（Ｐ３）では、それぞれの区画素子内で上述したＡ１～Ａ２に代表される構造欠陥が存在する領域（欠陥領域Ｄ）を特定する。
　欠陥修復工程（Ｐ４）では、この欠陥領域特定工程で検出された、欠陥が存在する領域を除去あるいは分離して、区画素子（構造体）の修復を行なう。
　以下、このような欠陥領域特定工程と欠陥修復工程との具体例を述べる。
＜欠陥領域特定工程＞
　欠陥領域特定工程としては、欠陥箇所が特定されれば特に限定されるものではないが、たとえば抵抗値の測定、ＦＦ（fill factor ：曲線因子）の測定、ＣＣＤカメラ等による撮像などが挙げられる。
　図５に示すように、たとえば抵抗値の測定によって構造欠陥が存在する区画素子２１ｓ及び欠陥領域Ｄを特定する場合、短冊状の区画素子２１の長手方向Ｌに沿っていくつかの測定点を設定し、互いに隣接する区画素子２１，２１どうしの間で抵抗値を測定する。欠陥領域Ｄとその近傍では、抵抗値が低下することから、この測定値の分布（抵抗値の低下）を観測することで、構造欠陥が存在する区画素子２１ｓ及び欠陥領域Ｄを特定できる。なお、図５中、黒塗りの丸で示す部分が抵抗値の低下を示しており、区画素子２１ｓに構造欠陥が存在する場合、欠陥領域Ｄとその近傍を測定した際に、この区画素子２１ｓの左側のゲージが、抵抗値の低下を示す。
　この際、区画素子２１の長手方向Ｌに沿って多数の探針が所定の間隔で配列された測定装置を用いて、区画素子２１どうしの抵抗値の測定を、一回の探針の上下動で完了させてもよい。あるいは探針を区画素子２１の長手方向Ｌに沿って走査させ、所定の測定点で探針の上下動を繰り返して測定する方法などでもよい。
　このような欠陥領域特定工程における抵抗値の測定には、所定値のバイアス電圧の印加と、電流値の測定とを兼ねた１組２本の探針で行なう２探針式、または、所定のバイアス電流の印加と、電圧値の測定とを別な探針で行なう２組４本の探針からなる４探針式のいずれを用いても良い。これらの電圧値と電流値とから各抵抗値を算出する。
　また、別な検出方法として、複数の抵抗値の閾値を決め、閾値ごとに端子の測定間隔を変更しても良い。たとえば、抵抗値の閾値Ｘ、Ｙ、Ｚ（ただし、Ｘ＞Ｙ＞Ｚ）とし、区画素子２１の長手方向Ｌに沿って多数の探針が所定の間隔で配列された測定装置を用いて、互いに隣接する区画素子２１，２１どうしの間で抵抗値を測定する。測定で得られた抵抗値が閾値Ｘ以上の場合は、この測定箇所から探針１０個分の間隔を空けた箇所の探針にて、次の抵抗値を測定する。測定で得られた抵抗値が閾値Ｙ以上かつ閾値Ｘ以下となったら、この測定箇所から探針５個分の間隔を空けた箇所の探針にて、次の抵抗値を測定する。測定で得られた抵抗値が閾値Ｚ以上かつ閾値Ｙ以下となったら、この測定箇所から探針２個分の間隔を空けた箇所の探針にて、次の抵抗値を測定する。測定で得られた抵抗値が閾値Ｚ以下となったら、各探針にて抵抗値を測定する。測定値が大きくなる場合は、逆に閾値を超える毎に測定間隔を広げて測定する。欠陥がある場合、測定で得られる抵抗値は徐々に変化していく（低下していく）ので、このように閾値毎に測定間隔を変更することで、迅速かつ正確に欠陥位置を検出できる。
　ＦＦの測定による欠陥領域の特定工程も同様に、互いに隣接する区画素子どうしのＦＦの値を比較し、特にＦＦの値が低く落ち込んでいる領域を構造欠陥の存在する領域として特定する。
　ＣＣＤカメラの撮像による欠陥領域の特定は、たとえばＣＣＤカメラに高倍率のレンズを組み合わせたものを用いて行なう。撮像した画像から構造欠陥の位置を判定するには、人間による目視判定や、コンピュータにより、被検査対象の区画素子の画像データと、予め撮像した欠陥の無い区画素子の画像データとの比較により行なっても良い。
　以上のような欠陥領域特定工程を経て、構造欠陥が存在する領域が発見された太陽電池は、次に説明する欠陥修復工程に送られる。一方、構造欠陥が存在する区画素子が見つからない太陽電池は、そのまま良品として保護層の形成工程Ｐ６などを経て製品となる。
　なお、上述した欠陥領域特定工程を複数回行なうことで、より詳細に構造欠陥が存在する部位を特定できる。この際、抵抗値の測定間隔は、前工程における抵抗値の測定間隔よりも細かく行なうことが好ましい。
　また、抵抗値の測定やＦＦの測定、ＣＣＤカメラによる撮像を組合せ、欠陥領域を特定することも可能である。まず、抵抗値の分布やＦＦの測定を行なって、構造欠陥の存在する領域を特定する。その後、この絞り込まれた領域をＣＣＤカメラ等の画像撮像手段で撮像することによって、区画素子２１内で構造欠陥の存在する正確な位置をピンポイントで特定可能となる。
　撮像による欠陥領域特定工程は、被検査物が大面積の場合には、多大な時間を要する。従って、この場合には、短時間で測定可能な抵抗値の分布によって構造欠陥の存在する領域を予め絞り込んだ後、小面積のこの領域のみに、撮像による欠陥領域特定工程を行なう。これにより、被検査物が大面積の場合であっても、極めて短時間で迅速に構造欠陥の正確な位置を特定可能になる。
＜欠陥修復工程＞
　区画素子２１において構造欠陥の正確な位置が特定されたら、次に太陽電池の構造欠陥Ａ（Ａ１，Ａ２）を修復する（欠陥修復工程：Ｐ４）。この欠陥修復工程では、上述した欠陥領域特定工程にて特定された構造欠陥Ａが存在する領域Ｄにレーザを照射し、この構造欠陥Ａの存在する領域Ｄの第１導電層１３と光電変換層１４と第２導電層１５とを取り除く。さらに、このレーザの照射による第１導電層の除去によって生じた新たな構造欠陥（光電変換層１４の壁面（端部）に付着した第１導電層）を除去する。
　すなわち、構造欠陥Ａ（Ａ１，Ａ２）の修復は、構造体１２に第１レーザを繰り返し照射し、欠陥領域特定工程において特定された構造欠陥の存在する領域Ｄを除去又は分離する工程αと、第１レーザのフォーカス位置が基板１１から離れるように第１レーザがデフォーカスされた第２レーザを、この工程αによって生じた構造体１２の端部に繰り返し照射して、構造体１２の端部をクリーニングする工程βと、を含む。
　この欠陥修復工程では、欠陥領域特定工程にて構造欠陥Ａの区画素子２１内での正確な位置が特定されているため、構造欠陥Ａを含む最小限の範囲の構造体１２だけを除去できる。さらに、構造欠陥Ａの除去によって生じた新たな構造欠陥を除去するクリーニングをすることができる。
　この欠陥修復工程は、下記の第１～第５の欠陥修復方法によって行なう。
　第１の欠陥修復方法は、構造体１２に対して第１レーザを照射する工程αに引き続き、構造体１２に対してレーザの照射位置を変えずに、第２レーザを照射する工程βを行なう。この際、第２レーザとしては、第１レーザのフォーカス位置が基板１１から離れるように、第１レーザがデフォーカスされたレーザが用いられる。
　第２の欠陥修復方法は、構造体１２に対して第１レーザを照射する工程αに引き続き、レーザの照射位置を変えて第２レーザを構造体１２に照射する工程βを行なう。この際、第２レーザとしては、第１の欠陥修復方法と同様のレーザが用いられる。
　第３の欠陥修復方法は、構造体１２に対して第１レーザを照射する工程αに引き続き、レーザの照射位置を変えずに第２レーザを照射し、さらに、レーザの照射位置を変えてこの第２レーザを照射する工程βを行なう。この際、第２レーザとしては、第１の欠陥修復方法と同様のレーザが用いられる。
　第４の欠陥修復方法は、構造体１２に対して第１レーザを照射する工程αに引き続き、レーザの照射位置を変えて第１レーザとは周波数の異なる第３レーザを照射する工程βを行なう。この際、第３レーザのフォーカス位置は、第１レーザのフォーカス位置よりも更に基板１１から離れるように、デフォーカスされている。
　第５の欠陥修復方法は、構造体１２に対して第１レーザをする照射前に、第１レーザとはフォーカス位置が異なり、基板１１から離れるようにデフォーカスされた第４レーザを照射し、そして、構造体１２に対して第１レーザを照射する工程αを行なった後、引き続き、構造体１２に対して第２レーザを照射する工程βを行なう。この際、第２レーザとしては、第１の欠陥修復方法と同様のレーザが用いられる。
　以下、それぞれの方法について説明する。
　〔第１の欠陥修復方法〕
　図６Ａ～６Ｄは、レーザ照射により、構造欠陥が存在する領域を除去又は分離するリペア線Ｒ１１を形成した後、このリペア線Ｒ１１に生じた新たな構造欠陥をクリーニングする工程の一例を模式的に示した図である。図６Ａ～６Ｄに示す構造体１２は、スクライブ線（図示せず）によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子に分割されている。
　まず、図６Ａに示すように、構造体１２に対して基板１１側から第１レーザＧＬ１をパルス状に照射する。この第１レーザＧＬ１は、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って照射していく。
　第１レーザＧＬ１としては、第１導電層１３と光電変換層１４と第２導電層１５との３層を除去できれば特に限定されるものではなく、たとえば、ＳＨＧ（Second Harmonic Generation）グリーンレーザ（緑色レーザ）を用いることができる。図６Ａに示すように、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１は、基板１１の一面側１１ａにあり、かつ構造体１２から離れた位置にある。すなわち、第１レーザＧＬ１は、構造体１２に対してデフォーカスされている。
　これにより、図６Ｂに示すように、構造体１２を構成する３層（第１導電層１３、光電変換層１４及び第２導電層１５）が除去されたリペア線Ｒ１１を一度に形成できる。
　ＳＨＧレーザは、レーザ第２高調波［レーザ基本波の２倍の周波数（波長の２分の１）］のレーザ光を発振するレーザ発振器である。ＳＨＧグリーンレーザは、このレーザ第２高調波として緑色光を発振するレーザ発振器である。このＳＨＧグリーンレーザとしては、ＣＯ２　レーザや、ＹＡＧレーザの第２高調波等がある。ＹＡＧレーザを用いる場合には、グリーンレーザ高調波の波長は５３２ｎｍである。なお、第１レーザＧＬ１として、ＳＨＧレーザではない緑色レーザを使用することも勿論可能である。
　しかしながら、上述した方法で一度に３層を除去した場合、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが、リペア線Ｒ１１の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに残渣として付着し、新たな構造欠陥となってしまう。
　そこで、図６Ｃに示すように、これら光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに、第２レーザＧＬ２をパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。レーザ照射の際、第２レーザＧＬ２の照射位置は、第１レーザＧＬ１の照射位置から変えずに行なう。この第２レーザＧＬ２としては、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１が基板１１から離れるように、第１レーザＧＬ１がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２は、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２との差を示すデフォーカス距離差Ｄ１は、たとえば１．０ｍｍである。
　このように、第１レーザＧＬ１をデフォーカスした第２レーザＧＬ２を用いることで、第２レーザＧＬ２の照射条件が、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去できる条件に変更される。すなわち、上述のようにデフォーカスされた第２レーザＧＬ２では、第１導電層１３に照射されるレーザのエネルギーが、第１レーザＧＬ１のエネルギーよりも小さくなっている。このため、第２レーザＧＬ２を照射しても、第１導電層１３が除去されなくなっている。したがって、図６Ｄに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａが除去されたリペア線Ｒ１２を新たに形成できる。この際、上述したように第２レーザは、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去するので、新たに第１導電層１３の一部が蒸発して、この蒸発した第１導電層１３の一部が再度リペア線Ｒ１２に付着するようなことがなくなる。
　これにより、第１導電層１３の一部１３ｓが蒸発して付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａを、効果的にクリーニングできる。したがって、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓが原因となって、第１導電層１３と第２導電層１５とが短絡してしまう虞がなくなる。その結果、太陽電池の特性の劣化を防止できる。
　光電変換層１４には、レーザ照射により水素などのガスを発生するガス発生物質が含まれている。そのため、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓを除去するためにレーザを照射すると、このレーザのエネルギーは光電変換層１４にて吸収され、上記のガス発生物質から高圧のガスが発生する。この高いガス圧力を利用することで、光電変換層１４の除去に伴って第２導電層１５も除去される。
　ところが本実施形態の場合、第２レーザＧＬ２は、第１レーザＧＬ１よりもデフォーカスされている（第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２が第１レーザのフォーカス位置Ｆ１よりも構造体１２から離れている）ため、レーザ光線周辺部では、レーザ光のエネルギー密度が低下している。その結果、リペア線Ｒ１２の第２導電層１５の端部に、第２導電層１５の一部が蒸発せずに残った、いわゆるバリ１５ｓが生じる虞がある。
　そこで、次にバリの生じる虞がない欠陥修復方法を、第２の欠陥修復方法として説明する。
　〔第２の欠陥修復方法〕
　図７Ａ～７Ｃ及び図８Ａ～８Ｂは、レーザ照射により、構造欠陥が存在する領域を除去又は分離するリペア線Ｒ１１を形成した後、このリペア線Ｒ１１に生じた新たな構造欠陥を、新たなレーザ照射によりクリーニングする工程の一例を模式的に示した図である。図７Ａ～７Ｃ及び図８Ａ～８Ｂに示す構造体１２もまた、スクライブ線（図示せず）によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子に分割されている。
　まず、図７Ａに示すように、構造体１２に対して基板１１側から第１レーザＧＬ１をパルス状に照射する。この第１レーザＧＬ１は、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って照射していく。
　第１レーザＧＬ１としては、第１導電層１３と光電変換層１４と第２導電層１５との３層を除去できれば特に限定されるものではなく、たとえば、ＳＨＧグリーンレーザ（緑色レーザ）を用いることができる。図７Ａに示すように、上述した第１の欠陥修復方法と同様に第１レーザＧＬ１は、そのフォーカス位置Ｆ１が構造体１２から離れるように、基板１１の一面１１ａ側にてデフォーカスされている。なお、第１レーザＧＬ１として、ＳＨＧレーザではない緑色レーザを使用することも勿論可能である。
　これにより、図７Ｂに示すように、構造体１２を構成する３層（第１導電層１３、光電変換層１４及び第２導電層１５）が除去されたリペア線Ｒ１１を一度に形成できる。
　しかしながら、上述した方法で一度に３層を除去した場合、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが、リペア線Ｒ１１の一部の壁面、即ち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに残渣として付着し、新たな構造欠陥となってしまう。
　そこで、図７Ｃに示すように、第２レーザＧＬ２を、光電変換層１４及び第２導電層１５の一方の端部１２ａにパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。この際、図７Ｃの実線矢印で示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を基板１１の平面方向に移動して、レーザ照射を行なう。この第２レーザＧＬ２としては、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１が基板１１から離れるように、第１レーザＧＬ１がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２は、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２との差を示すデフォーカス距離差Ｄ２は、たとえば１．０ｍｍである。
　そうすると、図８Ａに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａのうち、一方だけが除去されたリペア線ｒ１３を形成できる。
　さらに、図８Ａに示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を同図中において実線矢印で示すように基板１１の平面方向に（図７Ｃとは逆方向の平面方向に）移動して、光電変換層１４及び第２導電層１５の他方の端部１２ａにパルス状にレーザ光を照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って第２レーザＧＬ２の照射位置を移動していく。
　なお、この第２レーザＧＬ２の照射は、少なくとも構造欠陥が存在しない側の区画素子の、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに行なえば良い。
　そうすると、図８Ｂに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａの他方も除去されたリペア線Ｒ１３を新たに形成できる。この際、上述した第１の欠陥修復方法と同様に、第２レーザＧＬ２は、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去する条件となっているので、新たに第１導電層１３の一部が蒸発して、この蒸発した第１導電層１３の一部が再度リペア線Ｒ１３に付着するようなことがなくなる。
　これにより、第２導電層１５の一部が蒸発せずに、リペア線の端部（第２導電層１５の端部）に残る、いわゆるバリを発生させることなく、第１導電層１３の一部１３ｓが蒸発して付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａを、より綺麗にクリーニングできる。したがって、リペア線の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓが原因となって、第１導電層１３と第２導電層１５とが短絡してしまう虞をなくすことができる。その結果、太陽電池特性の劣化を防止できる。
　〔第３の欠陥修復方法〕
　図９Ａ～９Ｃ及び図１０Ａ～１０Ｃは、レーザ照射により、構造欠陥が存在する領域を除去又は分離するリペア線Ｒ１１を形成した後、このリペア線Ｒ１１に生じた新たな構造欠陥を、新たなレーザ照射によりクリーニングする工程の他の一例を模式的に示した図である。図９Ａ～９Ｃ及び図１０Ａ～１０Ｃに示す構造体１２もまた、スクライブ線（図示せず）によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子に分割されている。
　まず、図９Ａに示すように、構造体１２に対して基板１１側から第１レーザＧＬ１をパルス状に照射する。この第１レーザＧＬ１は、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って照射していく。
　第１レーザＧＬ１としては、第１導電層１３と光電変換層１４と第２導電層１５の３層を除去できれば特に限定されるものではなく、たとえばＳＨＧグリーンレーザ（緑色レーザ）を用いることができる。図９Ａに示すように、上述した第１の欠陥修復方法と同様に第１レーザＧＬ１は、そのフォーカス位置Ｆ１が構造体１２から離れるように、基板１１の一面１１ａ側にてデフォーカスされている。なお、第１レーザＧＬ１として、ＳＨＧレーザではない緑色レーザを使用することも勿論可能である。
　これにより、図９Ｂに示すように、構造体１２を構成する３層（第１導電層１３、光電変換層１４、第２導電層１５）が除去されたリペア線Ｒ１１を一度に形成できる。
　しかしながら、上述した方法で一度に３層を除去した場合、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが、リペア線Ｒ１１の一部の壁面、即ち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに残渣として付着し、新たな構造欠陥となってしまう。
　そこで、図９Ｃに示すように、第２レーザＧＬ２を、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａにパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。このレーザ照射の際、第２レーザＧＬ２の照射位置は、第１レーザＧＬ１の照射位置から変えずに行なう。この第２レーザＧＬ２としては、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１が基板１１から離れるように、第１レーザＧＬ１がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２は、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２との差を示すデフォーカス距離差Ｄ３は、たとえば１．０ｍｍである。
　第２レーザＧＬ２の照射により、図１０Ａに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａが除去されたリペア線Ｒ１４を新たに形成できる。
　ところが、第２導電層１５の端部に、第２導電層１５の一部が蒸発せずに残った、いわゆるバリ１５ｓが生じる場合がある。
　そこで、引き続き、図１０Ａに示すように、第２レーザＧＬ２を、光電変換層１４及び第２導電層１５の一方の端部１２ａにパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。このレーザ照射の際、図１０Ａの実線矢印で示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を基板１１の平面方向に移動して、レーザ照射を行なう。
　そうすると、図１０Ｂに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａの一方側だけが除去されたリペア線ｒ１５を形成できる。
　さらに、引き続き、図１０Ｂに示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を、同図中において実線矢印で示すように基板１１の平面方向に（図１０Ａとは逆方向の平面方向に）移動して、光電変換層１４及び第２導電層１５の他方の端部１２ａにパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って第２レーザＧＬ２の照射位置を移動していく。
　なお、この第２レーザＧＬ２の照射は、少なくとも構造欠陥が存在しない側の区画素子の、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａにて行なえば良い。
　そうすると、図１０Ｃに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の他方の端部１２ａも除去されたリペア線Ｒ１５を新たに形成できる。
　この際、上述した第１及び第２の欠陥修復方法と同様に、第２レーザは、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去する条件となっているので、新たに第１導電層１３の一部が蒸発して、この蒸発した第１導電層１３の一部が再度リペア線Ｒ１５に付着するようなことがなくなる。
　これにより、第２導電層１５の一部が蒸発せずに、リペア線の短部（第２導電層１５の端部）に残った、いわゆるバリを除去しつつ、第１導電層１３の一部１３ｓが蒸発して付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａを、より綺麗にクリーニングできる。したがって、リペア線の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓが原因となって、第１導電層１３と第２導電層１５とが短絡してしまう虞をなくすことができる。その結果、太陽電池特性の劣化を防止できる。
　〔第４の欠陥修復方法〕
　図１１Ａ～１１Ｃ及び図１２Ａ～１２Ｂは、レーザ照射により、構造欠陥が存在する領域を除去又は分離するリペア線Ｒ１１を形成した後、このリペア線Ｒ１１に生じた新たな構造欠陥を、新たなレーザ照射によりクリーニングする工程のさらに他の一例を模式的に示した図である。
　図１１Ａ～１１Ｃ及び図１２Ａ～１２Ｂに示す構造体１２もまた、スクライブ線（図示せず）によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子に分割されている。
　まず、図１１Ａに示すように、構造体１２に対して基板１１側から第１レーザＧＬ１をパルス状に照射する。この第１レーザＧＬ１は、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って照射していく。
　第１レーザＧＬ１としては、第１導電層１３と光電変換層１４と第２導電層１５との３層を除去できれば特に限定されるものではなく、たとえばＳＨＧグリーンレーザ（緑色レーザ）を用いることができる。図１１Ａに示すように、上述した第１の欠陥修復方法と同様に第１レーザＧＬ１は、そのフォーカス位置Ｆ１が構造体１２から離れるように、基板１１の一面１１ａ側においてデフォーカスされている。なお、第１レーザＧＬ１として、ＳＨＧレーザではない緑色レーザを使用することも勿論可能である。
　これにより、図１１Ｂに示すように、構造体１２を構成する３層（第１導電層１３、光電変換層１４及び第２導電層１５）が除去されたリペア線Ｒ１１を一度に形成できる。
　しかしながら、上述した方法で一度に３層を除去した場合、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが、リペア線Ｒ１１の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに残渣として付着し、新たな構造欠陥となってしまう。
　そこで、図１１Ｃに示すように、第３レーザＧＬ３を、光電変換層１４及び第２導電層１５の一方の端部１２ａにパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。この際、図１１Ｃの実線矢印で示すように、第３レーザＧＬ３の照射位置を基板１１の平面方向に移動して、レーザ照射を行なう。この第３レーザＧＬ３としては、周波数が第１レーザＧＬ１とは異なり、かつ第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１が基板１１から離れるように、第１レーザＧＬ１がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第３レーザＧＬ３のフォーカス位置Ｆ２は、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第３レーザＧＬ３のフォーカス位置Ｆ２との差を示すデフォーカス距離差Ｄ４は、たとえば１．０ｍｍである。
　そうすると、図１２Ａに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａのうち、一方だけが除去されたリペア線ｒ１６を形成できる。
　第３レーザＧＬ３としては、たとえばＩＲ（InfraRed laser）レーザ（赤外光レーザ)とすることができる。ＩＲレーザは、赤外光を発振するレーザ発振器である。赤外光は、波長７８０ｎｍより長い光であり、熱線とも呼ばれているように熱作用の大きい光である。このＩＲレーザとしては、たとえば、ＣＯ２　レーザや、ＹＡＧレーザが挙げられる。
　ＹＡＧレーザの場合には、ＩＲレーザ光は基本波（波長１０６４ｎｍ）である。
　さらに、図１２Ａに示すように、第３レーザＧＬ３の照射位置を、同図中において実線矢印で示すように基板１１の平面方向（図１１Ｃとは逆方向）に移動して、光電変換層１４及び第２導電層１５の他方の端部１２ａにパルス状にレーザ光を照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って第３レーザＧＬ３を移動していく。
　なお、この第３レーザＧＬ３の照射は、少なくとも構造欠陥が存在しない側の区画素子の、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａにて行なえば良い。
　そうすると、図１２Ｂに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａの他方も除去されたリペア線Ｒ１６を新たに形成できる。
　この際、第３レーザＧＬ３は、その波長に応じて上述した第１～第３の欠陥修復方法と同様にデフォーカスすることで、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去する条件となっている。そのため、新たに第１導電層１３の一部が蒸発して、この蒸発した第１導電層１３の一部が再度リペア線Ｒ１６に付着するようなことがなくなる。
　これにより、２導電層１５の一部が蒸発せずに、リペア線の端部（第２導電層１５の端部）に残る、いわゆるバリを発生させることなく、第１導電層１３の一部１３ｓが蒸発して付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａを、より綺麗にクリーニングできる。したがって、リペア線の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓが原因となって、第１導電層１３と第２導電層１５とが短絡してしまう虞をなくし、太陽電池特性の劣化を防止できる。
　〔第５の欠陥修復方法〕
　図１３Ａ～１３Ｃ及び図１４Ａ～１４Ｃは、２段階のレーザ照射により構造欠陥が存在する領域を除去又は分離するリペア線Ｒ１１を形成した後、このリペア線Ｒ１１に生じた新たな構造欠陥を、新たなレーザ照射によりクリーニングする工程の一例を模式的に示した図である。図１３Ａ～１３Ｃ及び図１４Ａ～１４Ｃに示す構造体１２もまた、スクライブ線（図示せず）によって、たとえば外形が短冊状の多数の区画素子に分割されている。
　まず、図１３Ａに示すように、第４レーザＧＬ４を、構造体１２に対して基板１１側からパルス状に照射する。この第４レーザＧＬ４は、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って照射していく。第４レーザＧＬ４としては、光電変換層１４と第２導電層１５の２層を除去できれば特に限定されるものではなく、たとえばＳＨＧグリーンレーザ（緑色レーザ）とすることができる。図１３Ａに示すように、第４レーザＧＬ４は、そのフォーカス位置Ｆ３が構造体１２から離れるように、基板１１の一面１１ａ側にてデフォーカスされている。さらに、第４レーザＧＬ４のフォーカス位置Ｆ３は、後の工程で使用する第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。なお、第４レーザＧＬ４として、ＳＨＧレーザではない緑色レーザを使用することも勿論可能である。
　これにより、図１３Ｂに示すように、光電変換層１４と第２導電層１５とが除去された溝部ｒ１１を形成できる。
　次いで、図１３Ｂに示すように、溝部ｒ１１に対して、第１レーザＧＬ１をパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。この際、第１レーザＧＬ１の照射位置は、第４レーザＧＬ４の照射位置から変えずに行う。この第１レーザＧＬ１としては、第４レーザＧＬ４のフォーカス位置Ｆ３が基板１１に近づくように、第４レーザＧＬ４がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１は、第４レーザＧＬ４のフォーカス位置Ｆ３よりも基板１１（構造体１２）に近づいている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第４レーザＧＬ４のフォーカス位置Ｆ３との差を示すデフォーカス距離差Ｄ５は、たとえば１．０ｍｍである。
　これにより、図１３Ｃに示すように、構造体１２を構成する３層（第１導電層１３、光電変換層１４及び第２導電層１５）が除去されたリペア線Ｒ１１を形成できる。
　しかしながら、上述した方法で光電変換層１４及び第２導電層１５の後から第１導電層１３を除去した場合、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが、リペア線Ｒ１１の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに残渣として付着し、新たな構造欠陥となってしまう。
　そこで、図１４Ａに示すように、これら光電変換層１４及び第２導電層１５の一方の端部１２ａに、第２レーザＧＬ２をパルス状に照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。このレーザ照射の際、図１１Ａの実線矢印で示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を基板１１の平面方向に移動して、レーザ照射を行なう。この第２レーザＧＬ２としては、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１が基板１１から離れるように、第１レーザＧＬ１がデフォーカスされたレーザが用いられる。すなわち、第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２は、第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１よりも更に基板１１（構造体１２）から離れている。第１レーザＧＬ１のフォーカス位置Ｆ１と第２レーザＧＬ２のフォーカス位置Ｆ２との差を示すデフォーカス距離差Ｄ６は、たとえば１．０ｍｍである。
　そうすると、図１４Ｂに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａのうち、一方側の端部１２ａだけが除去されたリペア線ｒ１７を形成できる。
　さらに、図１４Ｂに示すように、第２レーザＧＬ２の照射位置を同図中において実線矢印で示すように基板１１の平面方向に（図１４Ａとは逆方向の平面方向に）移動して、光電変換層１４及び第２導電層１５の他方の端部１２ａにパルス状にレーザ光を照射しながら、短冊状の区画素子２１の長手方向に沿って移動していく。
　なお、この第２レーザＧＬ２の照射は、少なくとも構造欠陥が存在しない側の区画素子の、光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａにて行なえば良い。
　そうすると、図１４Ｃに示すように、蒸発した第１導電層１３の一部１３ｓが付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａの他方も除去されたリペア線Ｒ１７を新たに形成できる。
　この際、上述した第１～第３の欠陥修復方法と同様に、第２レーザＧＬ２は、光電変換層１４及び第２導電層１５のみを除去する条件となっているので、新たに第１導電層１３の一部が蒸発して、この蒸発した第１導電層１３の一部が再度リペア線Ｒ１７に付着するようなことがなくなる。
　これによって、第２導電層１５の一部が蒸発せずに、リペア線の端部（第２導電層１５の端部）に残る、いわゆるバリを発生させることなく、第１導電層１３の一部１３ｓが蒸発して付着した光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａを、より綺麗にクリーニングできる。したがって、リペア線の一部の壁面、すなわち光電変換層１４及び第２導電層１５の端部１２ａに付着した第１導電層１３の一部１３ｓが原因となって、第１導電層１３と第２導電層１５とが短絡してしまう虞をなくし、太陽電池特性の劣化を防止できる。
　以上のような太陽電池の製造方法によれば、構造欠陥が生じている箇所を除去あるいは分離する際に、新たな構造欠陥の発生や、この新たな構造欠陥が残ることなく、第１導電層と光電変換層と第２導電層との３層を除去して、構造欠陥が生じている領域を確実に絶縁させることができる。そのため、太陽電池における特性を劣化させることなく、構造欠陥が生じている箇所を修復できる。
　ＧＬ１　第１レーザ
　ＧＬ２　第二レーザ
　ＧＬ３　第三レーザ
　ＧＬ４　第四レーザ
　１０　太陽電池
　１１　基板
　１１ａ　一面
　１１ｂ　他面
　１２　構造体
　１２ａ　端部
　１３　第１導電層
　１４　光電変換層
　１５　第２導電層
　１５ｓ　バリ

Claims (4)

  1. 　基板と、この基板上に、第１導電層、光電変換層、及び第２導電層が順に重ねられた構造体と、を有し、
    　この構造体が所定のサイズごとに電気的に区画されて複数の区画素子を成し、互いに隣接する前記区画素子どうしが電気的に接続された太陽電池の製造方法であって、
    　前記複数の区画素子から構造欠陥が存在する領域を特定する欠陥領域特定工程と、
    　前記領域又はその周囲にレーザ光線を照射し、前記構造欠陥を除去する修復工程と、を備え、
    　前記修復工程は、
    　前記構造体に第１レーザを照射し、前記領域を除去又は分離する工程αと、
    　前記除去又は分離によって生じた前記構造体の端部に、第２レーザを照射して、前記端部をクリーニングする工程βと、
    を含み、
    　前記第２レーザは、そのフォーカス位置が前記基板から離れるように前記第１レーザをデフォーカスしたレーザを用いる
    ことを特徴とする太陽電池の製造方法。
  2. 　前記工程βは、前記基板の平面方向に前記第２レーザの照射位置を移動し、前記構造欠陥が存在しない側の前記構造体の端部に、前記第２レーザを照射することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池の製造方法。
  3. 　前記工程βは、前記第２レーザの照射に代えて、レーザ光線の周波数が前記第１レーザとは異なり、かつ、そのフォーカス位置が前記第１レーザに比して前記基板から離れるようにデフォーカスされた第３レーザを照射することを特徴とする請求項２に記載の太陽電池の製造方法。
  4. 　前記工程αは、前記第１レーザの照射前に、フォーカス位置が前記第１レーザに比して前記基板から離れるようにデフォーカスした第４レーザを前記構造体に照射して溝部を形成する工程を更に有し、
    　前記溝部の形成後、前記構造体の前記溝部に、前記第１レーザを照射することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽電池の製造方法。
PCT/JP2009/004677 2008-09-22 2009-09-17 太陽電池の製造方法 WO2010032465A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09814310A EP2337086A1 (en) 2008-09-22 2009-09-17 Fabrication method for a solar cell
US13/120,150 US20110171757A1 (en) 2008-09-22 2009-09-17 Method of manufacturing photovoltaic cell
KR1020117005431A KR101169455B1 (ko) 2008-09-22 2009-09-17 태양전지의 제조방법
CN2009801348796A CN102144300B (zh) 2008-09-22 2009-09-17 太阳能电池的制造方法
JP2010529643A JP5048843B2 (ja) 2008-09-22 2009-09-17 太陽電池の製造方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008-242541 2008-09-22
JP2008242541 2008-09-22

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010032465A1 true WO2010032465A1 (ja) 2010-03-25

Family

ID=42039313

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2009/004677 WO2010032465A1 (ja) 2008-09-22 2009-09-17 太陽電池の製造方法

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20110171757A1 (ja)
EP (1) EP2337086A1 (ja)
JP (1) JP5048843B2 (ja)
CN (1) CN102144300B (ja)
TW (1) TW201015741A (ja)
WO (1) WO2010032465A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011148346A1 (en) * 2010-05-28 2011-12-01 Flisom Ag Method and apparatus for thin film module with dotted interconnects and vias
US8927051B2 (en) 2007-09-12 2015-01-06 Flisom Ag Method for manufacturing a compound film
US10096731B2 (en) 2014-01-31 2018-10-09 Flisom Ag Method for thin-film via segments in photovoltaic device
JP7282961B1 (ja) 2022-07-28 2023-05-29 株式会社東芝 光電変換素子の検査装置、光電変換素子の製造装置、光電変換素子の製造方法

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101243877B1 (ko) * 2011-06-03 2013-03-20 주성엔지니어링(주) 태양전지 및 태양전지의 제조 방법
DE102012205702B3 (de) * 2012-04-05 2013-05-23 Schaeffler Technologies AG & Co. KG Verfahren zum Markieren von Bauteilen
US9555502B2 (en) * 2012-07-27 2017-01-31 First Solar, Inc. Dual lasers for removing glass-side debris during the manufacture of thin film photovoltaic devices
CN104269449B (zh) * 2014-10-20 2017-02-01 上海空间电源研究所 一种硅基薄膜太阳电池及其子电池的隔离线刻蚀方法
US10578937B2 (en) * 2016-12-21 2020-03-03 HKC Corporation Limited Method and apparatus of repairing transistor
US20190224784A1 (en) * 2018-01-19 2019-07-25 Panasonic Corporation Laser slicing apparatus and laser slicing method
DE102019006095A1 (de) * 2019-08-29 2021-03-04 Azur Space Solar Power Gmbh Vereinzelungsverfahren zur Vereinzelung einer mehrere Solarzellenstapel umfasssenden Halbleiterscheibe
CN111508820B (zh) * 2020-03-25 2021-07-16 长江存储科技有限责任公司 清洗方法
US11764315B2 (en) * 2020-09-16 2023-09-19 Maxeon Solar Pte. Ltd. Solar cell separation with edge coating
CN113206009A (zh) * 2021-04-16 2021-08-03 安徽华晟新能源科技有限公司 切片硅异质结电池及制备方法、太阳能电池组件

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5994467A (ja) 1982-11-19 1984-05-31 Sumitomo Electric Ind Ltd 薄膜電子装置の短絡部の除去方法
JP2002203978A (ja) * 2000-12-28 2002-07-19 Canon Inc 光起電力素子モジュールの短絡欠陥検出方法及び短絡欠陥修復方法
JP2008066453A (ja) 2006-09-06 2008-03-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽電池モジュールの製造方法及び太陽電池モジュール
JP2008242541A (ja) 2007-03-26 2008-10-09 Dainippon Printing Co Ltd 電子フォーム入力システム

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001135835A (ja) * 1999-11-08 2001-05-18 Kanegafuchi Chem Ind Co Ltd 薄膜光電変換セルの欠陥修復方法、薄膜光電変換モジュールの製造方法、及び薄膜光電変換モジュールの欠陥修復装置
CN1287945C (zh) * 2001-03-22 2006-12-06 埃克赛尔技术有限公司 激光加工系统和方法
JP4340246B2 (ja) * 2005-03-07 2009-10-07 シャープ株式会社 薄膜太陽電池およびその製造方法
TWI431380B (zh) * 2006-05-12 2014-03-21 Photon Dynamics Inc 沉積修復設備及方法
US7989729B1 (en) * 2008-03-11 2011-08-02 Kla-Tencor Corporation Detecting and repairing defects of photovoltaic devices

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5994467A (ja) 1982-11-19 1984-05-31 Sumitomo Electric Ind Ltd 薄膜電子装置の短絡部の除去方法
JP2002203978A (ja) * 2000-12-28 2002-07-19 Canon Inc 光起電力素子モジュールの短絡欠陥検出方法及び短絡欠陥修復方法
JP2008066453A (ja) 2006-09-06 2008-03-21 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽電池モジュールの製造方法及び太陽電池モジュール
JP2008242541A (ja) 2007-03-26 2008-10-09 Dainippon Printing Co Ltd 電子フォーム入力システム

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8927051B2 (en) 2007-09-12 2015-01-06 Flisom Ag Method for manufacturing a compound film
US9666745B2 (en) 2007-09-12 2017-05-30 Flisom Ag Method for manufacturing a compound film
WO2011148346A1 (en) * 2010-05-28 2011-12-01 Flisom Ag Method and apparatus for thin film module with dotted interconnects and vias
US8928105B2 (en) 2010-05-28 2015-01-06 Flisom Ag Method and apparatus for thin film module with dotted interconnects and vias
EP3553823A1 (en) * 2010-05-28 2019-10-16 Flisom AG Method and apparatus for integrated optoelectronic modules with via holes interconnects
US10096731B2 (en) 2014-01-31 2018-10-09 Flisom Ag Method for thin-film via segments in photovoltaic device
US10566479B2 (en) 2014-01-31 2020-02-18 Flisom Ag Method for thin-film via segments in photovoltaic device
JP7282961B1 (ja) 2022-07-28 2023-05-29 株式会社東芝 光電変換素子の検査装置、光電変換素子の製造装置、光電変換素子の製造方法
WO2024024936A1 (ja) * 2022-07-28 2024-02-01 株式会社東芝 光電変換素子の検査装置、光電変換素子の製造装置、光電変換素子の製造方法、光電変換素子
JP2024017792A (ja) * 2022-07-28 2024-02-08 株式会社東芝 光電変換素子の検査装置、光電変換素子の製造装置、光電変換素子の製造方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN102144300A (zh) 2011-08-03
EP2337086A1 (en) 2011-06-22
US20110171757A1 (en) 2011-07-14
JPWO2010032465A1 (ja) 2012-02-09
JP5048843B2 (ja) 2012-10-17
CN102144300B (zh) 2013-05-22
TW201015741A (en) 2010-04-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5048843B2 (ja) 太陽電池の製造方法
US20110000521A1 (en) Thin film solar cell and method for manufacturing the same
TWI404223B (zh) 太陽電池之製造方法
TWI393265B (zh) 薄膜太陽能電池之缺陷隔離方法
JP5144747B2 (ja) 太陽電池の製造方法，太陽電池の製造装置，及び太陽電池
TW201104888A (en) Solar battery module and method for manufacturing the same
JP2006229052A (ja) 太陽電池とその製造方法及びこれに用いる短絡部除去装置
KR101169455B1 (ko) 태양전지의 제조방법
JP5186552B2 (ja) 太陽電池の製造方法および太陽電池の製造装置
JP2009246122A (ja) 太陽電池の製造方法および製造装置
JP2011181826A (ja) 光電変換装置の製造方法
JP2013229427A (ja) 薄膜太陽電池の製造方法
WO2009123070A1 (ja) 太陽電池の製造方法および太陽電池の製造装置
JP5134075B2 (ja) 薄膜太陽電池の製造方法
WO2010146698A1 (ja) 太陽電池の製造方法および太陽電池の製造装置
JP2010021517A (ja) 薄膜太陽電池の製造方法および製造装置
JP2014075470A (ja) 薄膜太陽電池の製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200980134879.6

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09814310

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2010529643

Country of ref document: JP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20117005431

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13120150

Country of ref document: US

Ref document number: 12011500591

Country of ref document: PH

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2192/DELNP/2011

Country of ref document: IN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2009814310

Country of ref document: EP