Kristallines Silizium (c-Si) ist die kristalline Form von Silizium, entweder multikristallines Silizium (Multi-Si), das aus kleinen Kristallen besteht, oder monokristallines Silizium (Mono-Si), ein kontinuierlicher Kristall. Kristallines Silizium ist das dominierende Halbleitermaterial, das in der Photovoltaik zur Herstellung von Solarzellen verwendet wird. Diese Zellen werden als Teil einer Photovoltaikanlage zu Sonnenkollektoren zusammengebaut, um Sonnenenergie aus Sonnenlicht zu erzeugen.
In der Elektronik ist kristallines Silizium typischerweise die einkristalline Form von Silizium und wird zur Herstellung von Mikrochips verwendet. Dieses Silizium enthält viel geringere Verunreinigungsgrade als diejenigen, die für Solarzellen erforderlich sind. Die Herstellung von Silizium in Halbleiterqualität beinhaltet eine chemische Reinigung, um hochreines Polysilizium zu erzeugen, gefolgt von einem Rekristallisationsprozess, um monokristallines Silizium zu wachsen. Die zylindrischen Kugeln werden dann zur weiteren Verarbeitung in Wafer geschnitten.
Solarzellen aus kristallinem Silizium werden oft als herkömmliche, traditionelle Solarzellen der ersten Generation bezeichnet, wie sie in den 1950er Jahren entwickelt wurden und bis heute die verbreitetste Art geblieben sind. Da sie aus 160 bis 190 μm dicken Solarwafern – Scheiben aus solarem Silizium – hergestellt werden, werden sie manchmal Wafer-basierte Solarzellen genannt.
Solarzellen aus c-Si sind Einzelzellen und sind im Allgemeinen effizienter als ihre konkurrierenden Technologien, die die Dünnschichtsolarzellen der zweiten Generation sind. Die wichtigsten sind CdTe, CIGS und amorphes Silizium (a-Si). Amorphes Silizium ist eine allotrope Variante von Silizium, und amorph bedeutet „ohne Form“, um seine nichtkristalline Form zu beschreiben.
Überblick
Einstufung
Die allotropen Formen des Siliciums reichen von einer einkristallinen Struktur bis zu einer völlig ungeordneten amorphen Struktur mit mehreren Zwischenvarietäten. Darüber hinaus kann jede dieser verschiedenen Formen mehrere Namen und sogar noch mehr Abkürzungen tragen und oft Nichtfachleute verwirren, zumal einige Materialien und ihre Anwendung als PV-Technologie von untergeordneter Bedeutung sind, während andere Materialien von herausragender Bedeutung sind.
PV-Industrie
Die Photovoltaik-Industrie gruppiert sie jedoch in zwei verschiedene Kategorien:
Kristallines Silizium (c-Si), das in herkömmlichen, herkömmlichen, waferbasierten Solarzellen verwendet wird:
Monokristallines Silizium (Mono-Si)
Multikristallines Silizium (Multi-Si)
Ribbon-Silizium (Ribbon-Si), hat derzeit keinen Markt
Nicht als kristallines Silizium klassifiziert, das in Dünnschicht- und anderen Solarzellen-Technologien verwendet wird:
Amorphes Silizium (a-Si)
Nanokristallines Silizium (nc-Si)
Protokristallines Silizium (pc-Si)
Andere Nicht-Silizium-Materialien wie CdTe, CIGS
Emerging Photovoltaik
Mehrfachsolarzellen (MJ) werden häufig für Solarmodule auf Raumfahrzeugen für Weltraum-Solarenergie verwendet. Sie werden auch in der Konzentrator-Photovoltaik (CPV, HCPV) verwendet, einer aufstrebenden Technologie, die sich am besten für Standorte eignet, die viel Sonnenlicht aufnehmen.
Generationen
Alternativ können verschiedene Arten von Solarzellen und / oder ihre halbleitenden Materialien nach Generationen klassifiziert werden:
Solarzellen der ersten Generation bestehen aus kristallinem Silizium, auch herkömmliche, herkömmliche Solarzellen auf Waferbasis genannt, und umfassen monokristallines (mono-Si) und polykristallines (multi-Si) halbleitendes Material.
Solarzellen oder -platten der zweiten Generation basieren auf Dünnschichttechnologie und sind von großer wirtschaftlicher Bedeutung. Dazu gehören CdTe, CIGS und amorphes Silizium.
Solarzellen der dritten Generation werden oft als aufstrebende Technologien mit geringer oder keiner Marktbedeutung bezeichnet und umfassen eine große Auswahl an Substanzen, meist organischer Natur, die oft organometallische Verbindungen verwenden.
Wohlgemerkt können Mehrfachübergangs-Photovoltaikzellen für keine dieser Generationen klassifiziert werden. Ein typischer Dreifachverbindungshalbleiter besteht aus InGaP / (In) GaAs / Ge.
Vergleich der technischen Spezifikationen
| Kategorien | Technologie | η (%) | V OC (V) | I SC (A) | W / m² | t (μm) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dünnschicht-Solarzellen | da ich | 11.1 | 6.3 | 0,0089 | 33 | 1 |
| CdTe | 16.5 | 0.86 | 0,029 | – | 5 | |
| CIGS | 20.5 | – | – | – |
Marktanteil
Im Jahr 2013 dominierte die herkömmliche kristalline Siliziumtechnologie die weltweite PV-Produktion, wobei Multi-Si mit 54 Prozent bzw. 36 Prozent vor Mono-Si lag. In den letzten zehn Jahren stagnierte der weltweite Marktanteil von Dünnschichttechnologien unter 18 Prozent und liegt aktuell bei 9 Prozent. Im Dünnschichtmarkt führt CdTe mit einer Jahresproduktion von 2 GWp oder 5 Prozent, gefolgt von a-Si und CIGS, jeweils rund 2 Prozent. 4,18 Alltime installierte PV-Leistung von 139 Gigawatt (kumuliert ab 2013) gliedert sich in 121 GW kristallines Silizium (87%) und 18 GW Dünnfilm (13%) Technologie.
Effizienz
Die Umwandlungseffizienz von PV-Geräten beschreibt das Energieverhältnis der ausgehenden elektrischen Leistung im Vergleich zum einfallenden Strahlungslicht. Eine einzelne Solarzelle hat im Allgemeinen eine bessere oder höhere Effizienz als ein ganzes Solarmodul. Auch ist die Laboreffizienz den kommerziell erhältlichen Produkten auf dem Markt immer deutlich voraus.
Labors
Im Jahr 2013 war die Effizienz der Rekordlabore für kristallines Silizium am höchsten. Jedoch wird Multi-Silizium dicht gefolgt von Cadmium-Tellurid- und Kupfer-Indium-Gallium-Selenid-Solarzellen
25,6% – Mono-Si-Zelle
20,4% – Multi-Si-Zelle
21,7% – CIGS-Zelle
21,5% – CdTe-Zelle
Dies sind alle Single-Junction-Solarzellen. Für hoch konzentrierte Multi-Junction-Zellen lag der Rekordwert 2014 bei 44,7 Prozent
Module
Das durchschnittliche kommerzielle kristalline Silizium-Modul erhöhte seine Effizienz in den letzten zehn Jahren von etwa 12 auf 16 Prozent. Im gleichen Zeitraum verbesserten CdTe-Module ihre Effizienz von 9 auf 16 Prozent. Die 2014 unter Laborbedingungen leistungsfähigsten Module wurden aus monokristallinem Silizium hergestellt. Sie lagen 7 Prozentpunkte über der Effizienz von kommerziell produzierten Modulen (23% gegenüber 16%), was darauf hindeutet, dass die konventionelle Siliziumtechnologie noch Verbesserungspotenziale aufweist und damit ihre führende Position behauptet.
Die besten Labormodulwirkungsgrade für Multi-Junction-Module mit Konzentratortechnologie erreichten 2014 eine Effizienz von 36,7 Prozent.
Energierücklaufzeit
Die Energierücklaufzeit (EPBT) beschreibt die Zeitspanne, die ein PV-System benötigt, um dieselbe Energiemenge zu erzeugen, die für seine Herstellung und Installation verwendet wurde. Diese energetische Amortisation in Jahren wird auch als Break-even-Energierücklaufzeit bezeichnet. Die EPBT hängt in hohem Maße von dem Standort ab, an dem die PV-Anlage installiert ist (z. B. die Menge an verfügbarem Sonnenlicht) und von der Effizienz des Systems, nämlich der Art der PV-Technologie und der Systemkomponenten.
In der Lebenszyklusanalyse (LCA) aus den 1990er Jahren wurde die Energierückgewinnungszeit oft mit 10 Jahren angegeben. Obwohl die Zeitspanne in den frühen 2000er Jahren bereits auf weniger als 3 Jahre zurückging, scheint der Mythos, dass „Solar-PV die Energie, die zu seiner Herstellung verwendet wurde, nicht zurückzahlen“, bis heute anhält.
Die EPBT steht in engem Zusammenhang mit den Konzepten des Nettoenergiegewinns (NEG) und der Energieeinspeisung (EROI). Sie werden beide in der Energieökonomie verwendet und beziehen sich auf den Unterschied zwischen der Energie, die zur Gewinnung einer Energiequelle aufgewendet wird, und der Menge an Energie, die aus dieser Ernte gewonnen wird. Die NEG und EROI berücksichtigen auch die Betriebslebensdauer einer PV-Anlage und es wird typischerweise eine effektive Produktionslebensdauer von 25 bis 30 Jahren angenommen, da viele Hersteller jetzt eine 25-jährige Garantie auf ihre Produkte gewähren. Aus diesen Metriken kann die Energierückgewinnungszeit durch Berechnung abgeleitet werden.
Energierücklaufzeit in Jahren für verschiedene Standorte und Technologien
| Ort Beispiele |
Kristallines Silizium | Dünner Film | CPV | Strahlung | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Mono | Multi | da ich | CIGS | CdTe | ||||
| Nord- und Mitteleuropa, Kanada | 3.3 | 2.1 | 2.4 | 1.7 | 1.1 | – | 1200 kWh | |
| Südeuropa, USA, Südamerika, Indien | 1.8 | 1.2 | 1.3 | 0.9 | 0.7 | 0.8 | 1700 kWh | |
| Amerikanischer Südwesten, Australien, Afrika, Naher Osten | 1.5 | <1.2 | 0.9 | <0,9 | <0,7 | <0,8 | 1900 kWh | |
| Quelle: Fraunhofer FHI, Energy Payback Time, Präsentationsfolien und Fotovoltaik-Bericht, p. 30-32 Tabelle: kWh / m² / a – Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr, als Global Horizontal Irradiation |
||||||||
EPBT-Verbesserungen
Die EPBT war immer länger für PV-Systeme mit kristallinem Silizium als Dünnschicht-Technologie.Dies liegt daran, dass Silizium durch die Reduktion von hochwertigem Quarzsand in Elektroofen erzeugt wird. Dieser carbothermische Schmelzprozess findet bei hohen Temperaturen von mehr als 1000 ° C statt und ist mit ca. 11 Kilowattstunden (kWh) pro produziertem Kilogramm Silizium sehr energieintensiv. Allerdings hat sich die Energierücklaufzeit in den letzten Jahren deutlich verkürzt, da kristalline Siliziumzellen immer effizienter Sonnenlicht umwandeln konnten, während die Dicke des Wafermaterials ständig reduziert wurde und somit weniger Silizium für die Herstellung benötigt wurde. In den letzten zehn Jahren sank die Menge an Silizium für Solarzellen von 16 auf 6 Gramm pro Wattspitze. In demselben Zeitraum wurde die Dicke eines c-Si-Wafers von 300 um oder Mikrometer auf etwa 160-190 um verringert. Kristalline Siliziumwafer sind heute nur noch 40 Prozent so dick wie früher im Jahr 1990, als sie etwa 400 μm betrugen: 29 Die Sägetechniken, mit denen kristalline Siliziumblöcke zu Wafern geschnitten werden, haben sich ebenfalls verbessert, indem der Kerfverlust reduziert und erleichtert wurde das Silizium-Sägemehl recyceln.
Schlüsselparameter für die Material- und Energieeffizienz
<Tabelle>
<tbody>
<tr>
<th> Parameter </ th>
<th> Mono-Si </ th>
<th> CdTe </ th>
</ tr>
<tr>
<td> Zelleneffizienz </ td>
<td> 16,5% </ td>
<td> 15,6% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Verringert die Effizienz von Zelle zu Modul </ td>
<td> 8,5% </ td>
<td> 13,9% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Moduleffizienz </ td>
<td> 15,1% </ td>
<td> 13,4% </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Waferdicke / Schichtdicke </ td>
<td> 190 μm </ td>
<td> 4,0 μm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Kerfverlust </ td>
<td> 190 μm </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Silber pro Zelle </ td>
<td> 9,6 g / m <sup> 2 </ sup> </ td>
<td> – </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Glasdicke </ td>
<td> 4,0 mm </ td>
<td> 3,5 mm </ td>
</ tr>
<tr>
<td> Betriebslebensdauer </ td>
<td> 30 Jahre </ td>
<td> 30 Jahre </ td>
</ tr>
<tr>
<th colspan = „3“> Quelle: <i> IEA-PVPS, Ökobilanz, März 2015 </ i> </ th>
</ tr>
</ tbody>
</ table>
Toxizität
Mit Ausnahme von amorphem Silizium verwenden die meisten kommerziell etablierten PV-Technologien toxische Schwermetalle. CIGS verwendet häufig eine CdS-Pufferschicht und das Halbleitermaterial der CdTe-Technologie selbst enthält das toxische Cadmium (Cd). Bei kristallinen Siliziummodulen enthält das Lotmaterial, das die Kupfersaiten der Zellen miteinander verbindet, etwa 36 Prozent Blei (Pb). Außerdem enthält die Paste, die für den Siebdruck der vorderen und hinteren Kontakte verwendet wird, Spuren von Pb und manchmal auch von Cd. Es wird geschätzt, dass etwa 1000 Tonnen Pb für 100 Gigawatt c-Si Solarmodule verwendet wurden. Es besteht jedoch kein grundsätzlicher Bedarf an Blei in der Lötlegierung.
Zelltechnologien
PERC-Solarzelle
Passivierte Emitter-Rückkontakt-Solarzellen (PERC) bestehen aus einer zusätzlichen Schicht auf der Rückseite einer Solarzelle. Diese dielektrische passive Schicht dient dazu, nicht absorbiertes Licht für einen zweiten Absorptionsversuch zurück zu der Solarzelle zu reflektieren, wodurch der Solarzellenwirkungsgrad erhöht wird.
Ein PERC wird durch einen zusätzlichen Filmabscheidungs- und Ätzprozess erzeugt. Das Ätzen kann entweder durch chemische oder Laserbearbeitung erfolgen.
HIT-Solarzelle
Eine HIT-Solarzelle besteht aus einem monodünnen kristallinen Siliziumwafer, der von ultradünnen amorphen Siliziumschichten umgeben ist. Das Akronym HIT steht für Heterojunction mit Intrinsic Thin Layer. HIT-Zellen werden vom japanischen multinationalen Elektronikkonzern Panasonic hergestellt (siehe auch Sanyo § Solarzellen und -anlagen). Panasonic und einige andere Gruppen berichteten über mehrere Vorteile des HIT-Designs gegenüber seinem traditionellen c-Si-Gegenstück:
1. Eine intrinsische a-Si-Schicht kann als effektive Oberflächenpassivierungsschicht für c-Si-Wafer dienen.
2. Das p + / n + -dotierte a-Si fungiert als effektiver Emitter / BSF für die Zelle.
3. Die a-Si-Schichten werden bei viel niedrigeren Temperaturen abgeschieden, verglichen mit den Verarbeitungstemperaturen für die herkömmliche diffundierte c-Si-Technologie.
4. Die HIT-Zelle hat im Vergleich zur c-Si-Zellentechnologie einen niedrigeren Temperaturkoeffizienten.
Aufgrund all dieser Vorteile gilt diese neue Hetero-Junction-Solarzelle als vielversprechende kostengünstige Alternative zu herkömmlichen c-Si-basierten Solarzellen.
Herstellung von HIT-Zellen
Die Details der Herstellungssequenz variieren von Gruppe zu Gruppe. Typischerweise wird ein CZ / FZ-gezüchteter c-Si-Wafer mit guter Qualität (mit ~ 1 ms Lebensdauern) als Absorberschicht von HIT-Zellen verwendet. Unter Verwendung alkalischer Ätzmittel, wie NaOH oder (CH & sub3;) & sub4; NOH, wird die (100) -Oberfläche des Wafers strukturiert, um die Pyramiden mit einer Höhe von 5-10 um zu bilden. Als nächstes wird der Wafer unter Verwendung von Peroxid- und HF-Lösungen gereinigt. Diesem folgt die Abscheidung einer intrinsischen a-Si-Passivierungsschicht, typischerweise durch PECVD oder Hitzdraht-CVD. Das mit H2 verdünnte Silan (SiH4) -Gas wird als Vorläufer verwendet. Die Abscheidungstemperatur und der Druck werden bei 200ºC und 0,1 bis 1 Torr gehalten. Eine genaue Kontrolle über diesen Schritt ist wesentlich, um die Bildung von defektem epitaxialem Si zu vermeiden. Es wurde gezeigt, dass Zyklen der Abscheidung und des Temperns und der H2-Plasmabehandlung eine hervorragende Oberflächenpassivierung ergeben. Mit SiH & sub4; gemischtes Diboran- oder Trimethylborongas wird zur Abscheidung von a-Si-Schicht vom p-Typ verwendet, während mit SiH & sub4; gemischtes Phosphingas zur Abscheidung von a-Si-Schicht vom n-Typ verwendet wird. Es ist anzumerken, dass die direkte Abscheidung von dotierten a-Si-Schichten auf c-Si-Wafern sehr schlechte Passivierungseigenschaften zeigt. Dies ist höchstwahrscheinlich auf die Dotiermittel-induzierte Defektbildung in a-Si-Schichten zurückzuführen.Gesputtertes Indiumzinnoxid (ITO) wird üblicherweise als transparente leitfähige Oxidschicht (TCO-Schicht) oben auf der vorderen und hinteren a-Si-Schicht in bi-facialer Bauweise verwendet, da a-Si einen hohen lateralen Widerstand aufweist. Es wird im Allgemeinen sowohl auf der Rückseite als auch auf der vollständig metallisierten Zelle abgeschieden, um eine Diffusion von Rückseitenmetall und auch eine Impedanzanpassung für das reflektierte Licht zu vermeiden. Das Silber / Aluminium-Raster von 50-100μm wird im Schablonendruck für den Frontkontakt und den Rückkontakt für das Bi-Facial Design aufgebracht. Die detaillierte Beschreibung des Herstellungsprozesses finden Sie in.
Optoelektrische Modellierung und Charakterisierung von HIT-Zellen
Die Literatur diskutiert mehrere Studien, um Carrier-Transport-Engpässe in diesen Zellen zu interpretieren. Herkömmliche Licht- und Dunkel-IV-Spektren werden eingehend untersucht, und es wird beobachtet, dass sie mehrere nicht-triviale Merkmale aufweisen, die mit der traditionellen Theorie von Solarzellendioden nicht erklärt werden können. Dies liegt an dem Vorhandensein eines Heteroübergangs zwischen der intrinsischen a-Si-Schicht und dem c-Si-Wafer, was zusätzliche Komplexität in den Stromfluss einbringt. Darüber hinaus wurden erhebliche Anstrengungen unternommen, um diese Solarzelle unter Verwendung von CV, Impedanzspektroskopie, Oberflächenphotospannung und Sonnen-Voc zu charakterisieren, um komplementäre Informationen zu erzeugen.
Ferner werden eine Anzahl von Konstruktionsverbesserungen, wie etwa die Verwendung von neuen Emittern, bifaziale Konfiguration, interdigitated back contact (IBC) -Konfiguration bifacial-tandem-Konfiguration aktiv verfolgt.
Mono-Silizium
Monokristallines Silizium (Mono-c-Si) ist eine Form, in der die Kristallstruktur im gesamten Material homogen ist; Die Orientierung, der Gitterparameter und die elektronischen Eigenschaften sind im gesamten Material konstant. Dotieratome, wie Phosphor und Bor, werden oft in den Film eingebaut, um das Silizium vom n-Typ bzw. p-Typ herzustellen. Monokristallines Silizium wird in der Form von Siliziumwafern hergestellt, üblicherweise durch das Czochralski-Wachstumsverfahren, und kann ziemlich teuer sein, abhängig von der radialen Größe des gewünschten Einkristallwafers (etwa 200 US-Dollar für einen 300 mm Si-Wafer). Dieses monokristalline Material ist, obwohl es nützlich ist, einer der Hauptkosten, die mit der Herstellung von Photovoltaik verbunden sind, wo etwa 40% des Endpreises des Produkts den Kosten des bei der Zellherstellung verwendeten Ausgangs-Siliziumwafers zuzuschreiben sind.
Multi-Silizium
Multikristallines Silizium (Multi-c-Si) besteht aus vielen kleineren Siliziumkörnern mit unterschiedlicher kristallographischer Orientierung, typischerweise & gt; 1 mm groß. Dieses Material kann leicht synthetisiert werden, indem flüssiges Silicium unter Verwendung eines Impfkristalls der gewünschten Kristallstruktur abkühlen gelassen wird. Zusätzlich existieren andere Verfahren zum Bilden von kleinerkörnigem polykristallinem Silizium (Poly-Si), wie zum Beispiel Hochtemperatur-CVD (chemical vapor deposition).
Nicht als kristallines Silizium klassifiziert
Diese allotropen Formen von Silicium werden nicht als kristallines Silicium klassifiziert. Sie gehören zur Gruppe der Dünnschichtsolarzellen.
Amorphes Silizium
Amorphes Silizium (a-Si) hat keine periodische Fernordnung. Die Verwendung von amorphem Silizium in der Photovoltaik als eigenständiges Material ist durch seine unterlegenen elektronischen Eigenschaften etwas eingeschränkt. In Kombination mit mikrokristallinem Silizium in Tandem- und Triple-Junction-Solarzellen kann jedoch eine höhere Effizienz erreicht werden als mit Single-Junction-Solarzellen. Diese Tandemanordnung von Solarzellen ermöglicht es, ein Dünnschichtmaterial mit einer Bandlücke von etwa 1,12 eV (das gleiche wie einkristallines Silizium) im Vergleich zu der Bandlücke von amorphem Silizium von 1,7-1,8 eV Bandlücke zu erhalten.Tandemsolarzellen sind dann attraktiv, da sie mit einer Bandlücke hergestellt werden können, die ähnlich zu Einkristallsilizium ist, jedoch mit der Leichtigkeit von amorphem Silizium.
Nanokristallines Silizium
Nanokristallines Silizium (nc-Si), manchmal auch als mikrokristallines Silizium (μc-Si) bekannt, ist eine Form von porösem Silizium. Es ist eine allotrope Form von Silizium mit parakristalliner Struktur – ähnlich wie amorphes Silizium (a-Si), da es eine amorphe Phase hat. Sie unterscheiden sich jedoch darin, dass nc-Si kleine Körner aus kristallinem Silizium innerhalb der amorphen Phase aufweist.Dies steht im Gegensatz zu polykristallinem Silizium (Poly-Si), das nur aus kristallinen Siliziumkörnern besteht, die durch Korngrenzen getrennt sind. Der Unterschied kommt allein von der Korngröße der kristallinen Körner. Die meisten Materialien mit Körnern im Mikrometerbereich sind eigentlich feinkörniges Polysilizium, daher ist nanokristallines Silizium ein besserer Begriff. Der Begriff nanokristallines Silizium bezieht sich auf einen Bereich von Materialien um den Übergangsbereich von der amorphen zu der mikrokristallinen Phase in dem Siliziumdünnfilm.
Proto-kristallines Silizium
Proto-kristallines Silizium hat eine höhere Effizienz als amorphes Silizium (a-Si) und es wurde auch gezeigt, dass es die Stabilität verbessert, aber nicht eliminiert. Eine protokristalline Phase ist eine ausgeprägte Phase, die während des Kristallwachstums auftritt und sich in eine mikrokristalline Form entwickelt.
Proto-kristallines Si hat auch eine relativ geringe Absorption nahe der Bandlücke aufgrund seiner geordneteren kristallinen Struktur. Somit kann protokristallines und amorphes Silizium in einer Tandem-Solarzelle kombiniert werden, wobei die obere Schicht aus dünnem protokristallinem Silizium kurzwelliges Licht absorbiert, während die längeren Wellenlängen durch das darunter liegende a-Si-Substrat absorbiert werden.
Umwandlung von amorphem in kristallines Silizium
Amorphes Silizium kann unter Verwendung von wohlverstandenen und weit verbreiteten Hochtemperaturglühprozessen in kristallines Silizium umgewandelt werden. Die typische in der Industrie verwendete Methode erfordert hochtemperaturkompatible Materialien, wie beispielsweise spezielles Hochtemperaturglas, das teuer in der Herstellung ist. Es gibt jedoch viele Anwendungen, bei denen dies eine inhärent unattraktive Herstellungsmethode ist.
Niedrigtemperaturinduzierte Kristallisation
Flexible Solarzellen sind ein Thema für weniger auffällig integrierte Energieerzeugung als Solarparks. Diese Module können in Bereichen platziert werden, in denen herkömmliche Zellen nicht möglich wären, wie zum Beispiel um einen Telefonmast oder einen Mobiltelefon-Turm gewickelt. In dieser Anwendung kann ein photovoltaisches Material auf ein flexibles Substrat, oft ein Polymer, aufgebracht werden. Solche Substrate können die hohen Temperaturen, die während des herkömmlichen Temperns auftreten, nicht überstehen. Stattdessen wurden neue Verfahren zur Kristallisation des Siliciums ohne Störung des darunter liegenden Substrats ausführlich untersucht.Aluminiuminduzierte Kristallisation (AIC) und lokale Laserkristallisation sind in der Literatur üblich, werden jedoch in der Industrie nicht häufig verwendet.
Bei diesen beiden Verfahren wird amorphes Silizium unter Verwendung herkömmlicher Techniken, wie plasmaunterstützte chemische Gasphasenabscheidung (PECVD), gezüchtet. Die Kristallisationsverfahren divergieren während der Verarbeitung nach der Abscheidung.
Bei der aluminiuminduzierten Kristallisation wird eine dünne Aluminiumschicht (50 nm oder weniger) durch physikalische Gasphasenabscheidung auf die Oberfläche des amorphen Siliziums abgeschieden. Dieser Materialstapel wird dann bei einer relativ niedrigen Temperatur zwischen 140 ° C und 200 ° C im Vakuum geglüht. Es wird angenommen, dass das Aluminium, das in das amorphe Silizium diffundiert, die vorhandenen Wasserstoffbrückenbindungen schwächt, wodurch Kristallkeimbildung und Kristallwachstum ermöglicht wird. Experimente haben gezeigt, dass polykristallines Silizium mit Körnern in der Größenordnung von 0,2 bis 0,3 & mgr; m bei Temperaturen so niedrig wie 150 ° C hergestellt werden kann. Der Volumenanteil des Films, der kristallisiert wird, hängt von der Länge des Glühprozesses ab.
Aluminiuminduzierte Kristallisation erzeugt polykristallines Silizium mit geeigneten kristallographischen und elektronischen Eigenschaften, die es zu einem Kandidaten für die Herstellung von polykristallinen Dünnschichten für die Photovoltaik machen. AIC kann verwendet werden, um kristalline Silizium-Nanodrähte und andere nanoskalige Strukturen zu erzeugen.
Ein anderes Verfahren, um das gleiche Ergebnis zu erzielen, ist die Verwendung eines Lasers, um das Silizium lokal zu erhitzen, ohne das darunter liegende Substrat über eine obere Temperaturgrenze hinaus zu erhitzen. Ein Excimer-Laser oder alternativ grüne Laser, wie ein frequenzverdoppelter Nd: YAG-Laser, wird verwendet, um das amorphe Silizium zu erwärmen, wobei Energie zugeführt wird, die notwendig ist, um das Kornwachstum zu erzeugen. Die Laserfluenz muss sorgfältig kontrolliert werden, um Kristallisation zu induzieren, ohne ein weitverbreitetes Schmelzen zu verursachen. Die Kristallisation des Films tritt auf, wenn ein sehr kleiner Teil des Siliziumfilms geschmolzen und abkühlen gelassen wird. Idealerweise sollte der Laser den Siliziumfilm über seine gesamte Dicke schmelzen, aber das Substrat nicht beschädigen. Zu diesem Zweck wird manchmal eine Schicht aus Siliziumdioxid hinzugefügt, um als Wärmesperre zu wirken. Dies ermöglicht die Verwendung von Substraten, die nicht den hohen Temperaturen des Standardglühens, beispielsweise von Polymeren, ausgesetzt werden können. Polymergepufferte Solarzellen sind von Interesse für nahtlos integrierte Stromerzeugungssysteme, bei denen Photovoltaik auf alltäglichen Oberflächen platziert wird.
Ein drittes Verfahren zum Kristallisieren von amorphem Silicium ist die Verwendung eines thermischen Plasmastrahls. Diese Strategie ist ein Versuch, einige der mit der Laserbearbeitung verbundenen Probleme zu mildern – nämlich den kleinen Kristallisationsbereich und die hohen Kosten des Verfahrens im Produktionsmaßstab. Der Plasmabrenner ist ein einfaches Gerät, das zum thermischen Ausheilen des amorphen Siliziums verwendet wird. Im Vergleich zur Lasermethode ist diese Technik einfacher und kostengünstiger.
Das Plasmabrennerglühen ist attraktiv, da die Prozessparameter und die Ausstattungsdimension leicht verändert werden können, um unterschiedliche Leistungsniveaus zu erzielen. Ein hoher Kristallisationsgrad (~ 90%) kann mit dieser Methode erhalten werden. Zu den Nachteilen gehört die Schwierigkeit, eine Gleichförmigkeit der Kristallisation des Films zu erreichen. Während dieses Verfahren häufig auf Silizium auf einem Glassubstrat angewendet wird, können die Verarbeitungstemperaturen für Polymere zu hoch sein.