Progettazione di dispositivi di Minoranza Vettore Collezione
Quando la fabbricazione di giunzione p-n o eterogiunzione celle solari di qualsiasi configurazione, la maggior parte o del substrato regione del dispositivo a semiconduttore è leggermente o moderatamente drogato con impurità mentre la seconda regione (la parte superiore o “strato anteriore” o illuminato regione in una configurazione standard della cella, il fondo o non luminosi regione invertita cella solare e una sottile, dotato di regione in verticale cella solare) è fortemente drogato. Questa forte concentrazione di impurità è necessaria per ridurre la resistenza in serie della cella solare e per consentire il contatto ohmico in questa regione. Si noti che la grande concentrazione di impurità riduce la durata del vettore e crea uno “strato morto”. Questo “strato morto” non è un problema nelle celle solari a configurazione invertita o verticale, ma è di grande preoccupazione per le celle solari a configurazione standard. Pertanto, per ragioni di costo (più spessa è una regione di una cella solare, maggiore è la spesa di fabbricazione) e, nelle celle solari standard, per ridurre al minimo la larghezza dello “strato morto”, è auspicabile mantenere questa seconda regione allo spessore minimo.
Dal Capitolo III abbiamo le seguenti espressioni per l’estensione del campo elettrico di giunzione nelle regioni p e n di una cella solare di giunzione a passo pn.
dove xn è la regione di carica spaziale di espansione distanza in n-regione dall’incrocio (come x = 0), xp, è l’espansione nel p-regione ∈ è la costante dielettrica del semiconduttore, ND è il impurità concentrazione di n-regione, e NA è la concentrazione di impurità, il p-regione. La quantità, VD, è la tensione netta attraverso la giunzione ed è data da:
dove Vp è la fotovoltage e VB è la tensione incorporata attraverso la giunzione passo ed è determinata da:
dove k è la costante di Boltzmann, T è la temperatura assoluta della giunzione e ni è la concentrazione intrinseca del vettore*.
Si consideri una giunzione passo pn con NL N Ns#. In questa situazione, il valore di XL’, la larghezza della carica spaziale (o del campo elettrico) nello” strato frontale ” sarà zero (vedi Equazione VI.1). In una cella solare eterogiunzione questo è anche effettivamente il caso poiché la differenza di larghezza del gap energetico per i due materiali costringe il campo elettrico ad espandersi solo nel semiconduttore con il divario energetico inferiore. Nelle giunzioni metallo / semiconduttore o metallo-ossido / semiconduttore il campo elettrico si espande anche principalmente nello strato di substrato semiconduttore. Il valore di Xs, la larghezza di carica dello spazio nel substrato, è, al massimo, Xs’, dove:
Qui, Xs’ è stato calcolato assumendo una tensione incorporata pari alla larghezza del band gap del semiconduttore e una concentrazione portante pari al valore intrinseco, ni.
La tabella VI.2 presenta un valore di Xs’ per i sei semiconduttori campione.
Tabella VI.2. Nella misura massima dello svincolo di campo elettrico (l’esaurimento o strato di carica spaziale), Xs’
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
| Xs’ (cm) | 0.031 | 0.891 | 2.08 | 3.45 | 19.66 | 53.1 |
si noti che, sotto le ipotesi fatte, questo campo elettrico (l’esaurimento regione) si estende nella semiconduttori in mos e giunzioni Schottky, in la minore energia semiconduttore a gap in eterogiunzioni, e nel leggermente drogato substrato regione pn passo giunzioni. Ricordiamo, inoltre, che stiamo considerando celle solari aventi uno spessore totale pratico di 150 µm*. La larghezza del campo elettrico come indicato nella tabella VI.2 è sufficiente per riempire completamente la regione del substrato per tutte le celle solari di configurazione standard, verticale e invertita. Tuttavia, la tabella VI. 2 si basa su tre ipotesi; nessuna delle quali può essere pienamente realizzata in una cella solare realistica. La prima ipotesi è che il substrato sia intrinseco. In pratica, la tecnologia dei primi anni 1990 non può soddisfare questo requisito. Un valore minimo limitato dalla tecnologia ragionevole per Ns è dell’ordine di 1014 / cm3. Inoltre, per abbassare la corrente di dispersione di saturazione del diodo a celle solari, Ns deve generalmente essere dell’ordine di 1015 / cm3. La seconda ipotesi è che la tensione di giunzione è solo la tensione incorporata della giunzione passo ed è uguale al divario di energia della giunzione pn (o il divario di energia del semiconduttore substrato in una cella solare eterogiunzione, mos o Schottky barriera. In pratica, la tensione di giunzione è sempre inferiore alla larghezza del gap energetico (vedi Equazione VI.3). Un terzo fattore che deve essere incluso in qualsiasi discussione sulla larghezza dello strato di esaurimento del substrato è che la cella solare diventa prevenuta in avanti, a causa della separazione/raccolta delle coppie foro-elettrone. Di conseguenza, la tensione, VD, nell’equazione VI. 2 viene ridotta, rapidamente, verso una frazione di volt#.
Per stimare la tensione di giunzione che esiste effettivamente in una cella solare a barriera Schottky, considerare il potenziale massimo incorporato, UCHBO, per una cella solare a barriera Schottky. Dato questo valore, possiamo sostituire VB nell’equazione VI. 2, e quindi determinare lo spessore dello strato di esaurimento, per la sola tensione incorporata (cioè per condizioni di cortocircuito), Xss:
Tabella VI.3 presenta i valori delle tensioni di barriera Schottky per i sei semiconduttori di esempio in esame e i metalli selezionati.
Tabella VI.3. Metallo-semiconduttore barriera energie, ϕBo, in eV per il semestre esempio semiconduttori (10-15)
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Metallo | il semiconduttore di tipo n | |||||
| Pt | 0.90 | 0.60 | 0.84 | 0.76 | 0.60 | 0.37 |
| Au | 0.80 | 0.52 | 0.90 | 0.71 | 0.51 | 0.49 |
| Ag | 0.78 | 0.54 | 0.88 | 0.81 | 0.52 | 0.43 |
| Al | 0.72 | 0.51 | 0.80 | 0.76 | —– | 0.36 |
| Pd | 0.81 | 0.55 | 0.85 | 0.74 | 0.55 | 0.42 |
| p-type semiconductor | ||||||
| Pt | —– | 0.74 | 0.48 | 0.75 | 0.58 | —– |
| Au | 0.34 | 0.76 | 0.42 | 0.73 | 0.55 | —– |
| Al | 0.58 | —– | 0.67 | 0.54 | —– | —– |
| Ti | 0.61 | 0.74 | 0.53 | —– | 0.53 | —– |
| Cu | 0.46 | — | — | — | 0.44 | — |
Osservare che la barriera valori riportati in Tabella VI.3 dipendere in metallo, semiconduttori, e su di un semiconduttore di tipo. I valori forniti sono tutti inferiori a un volt e sono inferiori al divario energetico.
La giunzione mos è meno ben compresa della giunzione Schottky. A partire dal 1993, questo tipo di cella solare è stato costruito principalmente su silicio a causa della facilità nella fabbricazione dello strato sottile di ossido richiesto (vedi Capitolo V) con questo semiconduttore. Per questo tipo di barriera, sono stati riportati valori di energia di barriera di 0,85 (biossido di alluminio-silicio-su silicio di tipo p) e 0,67 (cromo-silice-su silicio di tipo p). Dati provenienti da altre fonti per barriere mos su substrati di arseniuro di silicio e gallio indicano valori simili. Si noti che le correnti di dispersione ridotte, derivanti dallo strato di ossido, rendono questi dispositivi promettenti; anche se, ancora, non sufficientemente compreso.
Lo scopo di questo capitolo è quello di stimare l’efficienza delle celle solari di costruzione “pratica”. A tal fine, consideriamo le giunzioni Schottky e mos sotto un’unica voce (Schottky) e selezioniamo le “migliori” energie di barriera dalla Tabella VI.3 e dalla letteratura. Quindi, le energie di barriera massime da incontrare, in pratica, per le giunzioni Schottky possono essere prese come quelle nella Tabella VI. 4.
Tabella VI.4. Practical maximum Schottky junction barrier energies (eV) and the specific metal employed for the six example semiconductors
| Semiconductors | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| n-type semiconductor | ||||||
| Energy | 0.90 | 0.60 | 0.90 | 0.81 | 0.60 | 0.49 |
| Metal | Pt | Pt | Au | Ag | Pt | Au |
| p-type semiconductor | ||||||
| Energy | 0.95 | 0.76 | 0.67 | 0.75 | 0.58 | * |
| Metal | Hf | Au | Al | Pt | Pt | * |
* In Chapter III we discussed the fact that p-type CdSe has not been practically fabricated to date. Pertanto, né le giunzioni a semiconduttore metallico (Schottky) su CdSe di tipo p né le giunzioni CdSe pn sono fattibili. È possibile costruire dispositivi di eterogiunzione utilizzando CdSe di tipo n come un lato della giunzione. I valori indicati nella Tabella VI.6 sono stime per questo caso.
Per calcolare i potenziali incorporati della giunzione pn utilizziamo l’equazione VI.3. Come affermato in precedenza, il valore potenziale minimo per la concentrazione di impurità del substrato, NS, è una concentrazione di impurità di 1014 / cm3. Il valore per la concentrazione dello “strato frontale”, NL, dipende, in parte, dal fatto che questa regione sia introdotta per diffusione o per impianto ionico. Si incontra comunemente un valore effettivo per NL di 5 × 1019 / cm3. Combinando questi valori, con quelli per ni2 a 300 ° K dal Capitolo III, abbiamo per la tensione incorporata, i valori della Tabella VI.5.
Tabella VI.5. Estimated practical maximum built-in voltages for pn junctions constructed from the example semiconductors (in volts)
| Semiconductor | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
| VB | 0.76 | 1.08 | 1.18 | 1.23 | 1.41 | * |
* Il CdSe di tipo P non è disponibile quindi non c’è alcuna barriera Schottky sul CdSe di tipo p, ma può esserci un’eterogiunzione in un semiconduttore di tipo N.
È difficile prevedere l’effettivo potenziale di barriera di un’eterogiunzione. Una stima approssimativa può essere effettuata osservando la tensione a circuito aperto di una cella solare eterogiunzione. Da Sreedhar e Sahi e Milnes alcuni valori delle tensioni delle celle solari a eterogiunzione a circuito aperto sono: (1) GaP di tipo n su p-type Si, 0.67 V; (2) GaP di tipo n su p-type GaAs, 0.82 V; (3) GaP di tipo p su GaAs di tipo n, 1,05 V; e (4) ZnSe di tipo n su GaAs di tipo p, 0,925 V. Si noti che questi valori sono nell’ordine di quelli della Tabella VI.5 per le giunzioni pn. I calcoli della larghezza dello strato di esaurimento del substrato utilizzando queste tensioni di barriera portano a risultati simili in grandezza a quelli che utilizzano i risultati della Tabella VI. 4 nell’equazione VI.5 per Schottky e della Tabella VI.5 nell’equazione VI.3 per le giunzioni pn.
Per una concentrazione di impurità del substrato di 1014 / cm3 possiamo ottenere una stima della larghezza dello strato di esaurimento del substrato in una cella solare in condizioni di cortocircuito (fotovoltaggio pari a zero). Queste larghezze di esaurimento, ad esempio i semiconduttori, sono riportate nella tabella VI.6.
Tabella VI.6. La “pratica” massima deplezione strato larghezza (in µm) nel semiconduttore substrati per sei esempio di semiconduttori, in funzione dei vari tipi di nodo e ad una temperatura di 300°K
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Metallo-semiconduttore barriera di semiconduttore di tipo n substrato | ||||||
| 3.457 | 3.049 | 3.547 | 3.126 | 2.703 | 2.398 | |
| Metal-semiconductor barrier on p-typ semiconductor substrate | ||||||
| 3.552 | 3.432 | 2.983 | 2.999 | 2.657 | * | |
| Step pn junction or heterojunction | ||||||
| 3.192 | 4.093 | 4.036 | 3.860 | 4.129 | 4.21 | |
* Il CdSe di tipo P non è disponibile quindi non c’è alcuna barriera Schottky sul CdSe di tipo p, ma può esserci un’eterogiunzione in un semiconduttore di tipo N.
Osservare che le larghezze dello strato di esaurimento della Tabella VI.6 non sono solo molto più piccole delle larghezze del campo elettrico della Tabella VI.2, ma sono anche molto inferiori allo spessore di assorbimento ottico del semiconduttore (150 µm). Se la separazione/raccolta della coppia elettrone-foro dipendesse esclusivamente dalla larghezza dello strato di esaurimento, le prestazioni delle celle solari a configurazione standard e invertita sarebbero in gran parte negate. Fortunatamente, ci sono altri fenomeni che possono aiutare nella produzione di fotocorrente. Questi fenomeni sono usati per portare i vettori otticamente generati all’interno del raggio del campo elettrico nello strato di esaurimento di una giunzione di celle solari. Innanzitutto, considerare la lunghezza di diffusione in un semiconduttore e in che misura estende efficacemente la gamma di raccolta dello strato di esaurimento.
Una volta generata dall’assorbimento di fotoni nelle regioni di massa (aree senza campo elettrico) della cella solare, le coppie di elettroni-foro si muovono casualmente attraverso il semiconduttore. Se ci fosse una giunzione nel cristallo semiconduttore, ci sarà, ovviamente, un campo elettrico nelle vicinanze della giunzione. Questo campo serve a raccogliere coppie elettrone-foro e separarle, producendo così un gradiente di concentrazione in coppie elettrone-foro. Consideriamo ora la regione di tipo p di una cella solare. Gli elettroni in questa regione, vicino alla regione di esaurimento spesso, casualmente, si muovono nel campo elettrico. Quando ciò si verifica, gli elettroni vengono accelerati attraverso la giunzione verso il lato di tipo N. Un processo simile si verifica, naturalmente, ai fori che si muovono casualmente sul lato di tipo n mentre vengono accelerati verso il lato di tipo P. L’effetto di questa rimozione del vettore di minoranza è quello di creare un gradiente di concentrazione di elettroni tra la regione di massa sul lato di tipo p e il bordo della regione di esaurimento. Quindi, un elettrone all’interno di una lunghezza di diffusione della giunzione sul lato di tipo p verrà raccolto (lo stesso vale per i fori all’interno di una lunghezza di diffusione della giunzione sul lato di tipo n). La lunghezza di diffusione, L, è data da:
dove, dal Capitolo III:
Le vite, τ e mobilità, μ, per i semiconduttori utilizzati come esempi in questo lavoro sono stati discussi nel capitolo III. Ricordiamo che queste proprietà del materiale sono funzioni di temperatura e concentrazione di impurità. In questo capitolo stiamo considerando il funzionamento delle celle solari a temperatura ambiente (27°C). La precedente discussione sulla larghezza dello strato di deplezione utilizzava una concentrazione di impurità del substrato di 1014 / cm3 e uno “strato frontale” ad alta concentrazione di impurità di 5 × 1019 / cm3. Alcune parole aggiuntive riguardanti la “praticità” di queste concentrazioni sono in ordine. La concentrazione” strato frontale ” varia con la distanza nel semiconduttore. Se lo “strato frontale” è il risultato di un processo di diffusione, la concentrazione di impurità in superficie è molto più alta di quella alla giunzione. Tipicamente, NL (x) seguirà una curva di funzione di errore con una concentrazione superficiale ben superiore alla banda di conduzione o alla densità della banda di valenza degli stati (vedi Appendice B e ). Se lo “strato anteriore” è il risultato dell’impianto ionico, la densità di impurità raggiunge un picco a una certa distanza nel semiconduttore; la distanza determinata dal semiconduttore, il suo orientamento cristallino, le specie di impurità e l’energia dell’impianto . Utilizzando tecnologie moderne , come l’epitassia del fascio molecolare, è possibile mantenere la concentrazione dello “strato frontale” approssimativamente alla densità del livello degli stati, che è approssimativamente 5 × 1019/cm3. Questa concentrazione di impurità è abbastanza alta da influire negativamente sulla durata dello “strato anteriore”, ma è anche abbastanza alta da supportare uno” strato anteriore ” sottile senza eccessiva resistenza.
La concentrazione di impurità del substrato deve essere piccola per migliorare la lunghezza di diffusione e la larghezza dello strato di esaurimento,ma deve essere sufficientemente elevata per ridurre la resistenza in serie della cella solare. Questa massa resistenza in serie, rD, è dato da:
dove 1 è la lunghezza del substrato (generalmente considerata 150 µm in questo lavoro); l’ANNUNCIO è della zona di giunzione della cella solare, che assumiamo è uguale all’area della sezione trasversale del substrato; µSm è il substrato maggioranza mobilità del vettore; e Ns è la concentrazione di impurità nel substrato. Nel capitolo V, in relazione alla corrente di saturazione, abbiamo utilizzato una concentrazione di impurità del substrato di 1016 / cm3. Ciò ha prodotto un basso valore di densità di corrente di saturazione. In precedenza in questo capitolo abbiamo utilizzato una concentrazione di impurità del substrato di 1014 / cm3 perché questo valore produce una larghezza dello strato di esaurimento più ampia, a costo di una maggiore densità di corrente di saturazione. In pratica, una concentrazione portante di circa 1015 / cm3 fornisce un equilibrio soddisfacente tra resistenza in serie, lunghezza di diffusione, corrente di saturazione e tecnologia di elaborazione.
Utilizzando un valore di NS pari a 1015/cm3 e un valore di NL pari a 5 × 1019 / cm3, in combinazione con i valori di mobilità e durata dell’appendice B, della letteratura e del capitolo III, abbiamo i dati forniti nella Tabella VI.7. Questo verrà utilizzato come input per il calcolo delle lunghezze di diffusione del vettore di minoranza nei substrati delle celle solari realizzate con i nostri semiconduttori di esempio.
Tabella VI.7. Stima dei valori di concentrazione di impurità, di minoranza vettore di mobilità e di vita, come funzioni di semiconduttori, ad una temperatura di 300°K e sei esempio semiconduttori
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| “Livello Anteriore” | ||||||
| Concentrazione (cm−3) —–5 × 1019—– | ||||||
| “front layer” mobility (cm2/volt-second) | ||||||
| p-type layer | 135 | 450 | 1000 | 700 | 140 | —– |
| n-type layer | 80 | 150 | 100 | 50 | 180 | 450 |
| “front” layer lifetime (seconds) | ||||||
| p-type layer | 10−7 | 10−10 | 10−10 | 10−9 | 10−10 | —– |
| n-type layer | 10−7 | 10−10 | 10−10 | 10−9 | 10−10 | 10−10 |
| Substrate | ||||||
| Concentration (cm−3) ————-1 × 1015————– | ||||||
| substrate mobility (cm2/volt-second) | ||||||
| p-type layer | 1500 | 3500 | 6500 | 950 | 200 | —– |
| n-type layer | 500 | 600 | 350 | 90 | 400 | 600 |
| substrate lifetime (seconds) | ||||||
| p-type layer | 8×10−5 | 6×10−8 | 6×10−8 | 2×10−6 | 1×10−7 | —– |
| n-type layer | 8×10−5 | 3×10−8 | 3×10−8 | 1×10−7 | 9×10−8 | 1.5×10-9 |
In un “realistico” cella solare, sia con la minoranza vettore mobilità e la durata può essere inferiore ai valori riportati nella Tabella VI.7, in particolare se il trattamento coinvolti nella fabbricazione della cella solare è scadente. Tuttavia, le mobilità e le durate indicate nella tabella VI.7 sono realizzabili e portano alle lunghezze di diffusione della Tabella VI.8.
Tabella VI.8. Stimato minoranza vettore di diffusione di lunghezza n – e p-aree di tipo di celle solari, impiegando l’esempio semiconduttori, a 300°K
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| “livello anteriore” della lunghezza di diffusione (µm) | ||||||
| p-layer di tipo | 5.91 | 0.341 | 0.509 | 1.35 | 0.191 | —– |
| n-type layer | 4.55 | 0.197 | 0.161 | 0.36 | 0.216 | 0.341 |
| substrate diffusion length (μm) | ||||||
| p-type layer | 577 | 145 | 198 | 436 | 44.7 | —– |
| n-type layer | 322 | 42.4 | 32.4 | 30 | 60 | 9.49 |
Dalla discussione relativa allo spessore dello “strato morto” nel capitolo V, la regione “strato frontale” fortemente drogata nelle celle solari a giunzione e eterogiunzione standard o verticale dovrebbe essere piccola, con uno spessore massimo sotto un micron. Poiché questa regione ha una vita utile bassa (vedi Tabella VI.7) e la velocità di ricombinazione superficiale di tali regioni fortemente drogate è elevata, è improbabile che una grande percentuale di portatori venga raccolta e separata in questa regione. Le lunghezze di diffusione per lo “strato frontale” di cui alla tabella VI.8 sono pertanto adeguate. Il substrato, tuttavia, è un’altra questione. Per qualsiasi configurazione della cella solare, le coppie elettrone-foro saranno generate dall’assorbimento del fotone entro una certa distanza dalla superficie illuminata. Dalle figure IV.7 e IV.8, questa distanza è indicata nella tabella VI.9.
Tabella VI.9. The approximate depth beneath the illuminated surface at which electron-hole pair optical generation ceases (μm)
| Semiconductor | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
| Depth | 1000 | 0.3 | 2 | 20 | 8 | 1 |
From practical considerations we have set the maximum solar cell thickness to a value of 150 μm. Ciò si traduce in una perdita di energia solare potenzialmente convertibile di circa il 5% per le celle solari a base di silicio. Si noti che, per l’altro esempio semiconduttori, l’assorbimento avviene così rapidamente che questo spessore limitato della cella solare non ha alcun effetto. Confrontando i valori della profondità di assorbimento ottico nella Tabella VI.9 con le lunghezze di diffusione presentate nella Tabella VI.8, vediamo che, per celle solari spesse 150 µm, le lunghezze di diffusione per tutti e sei i materiali semiconduttori di esempio sono adeguate per raccogliere tutti i portatori di carica generati otticamente per celle solari di configurazione standard*.
Considerare le celle solari a configurazione invertita e verticale. Dalle nostre discussioni in relazione alle figure VI. 1 e VI.2 e alle tabelle VI.9 è possibile, in queste configurazioni, che la generazione della coppia ottica foro-elettrone avvenga ad una distanza approssimativa di 150 µm dalla giunzione. Considerando le lunghezze di diffusione del vettore di minoranza della Tabella VI. 8 notiamo che, se il substrato è di tipo p, allora silicio, fosfuro di indio, arseniuro di gallio e tellururo di cadmio hanno il potenziale di raccogliere quasi tutte le coppie di elettroni del foro. Non tutti, perché, anche nel caso del silicio con la sua lunghezza di diffusione del vettore di minoranza 557 µm, la lunghezza di diffusione in uno di questi semiconduttori di esempio non è mai più di quattro volte il limite di 150 µm. Per il fosfuro di indio e l’arseniuro di gallio, la lunghezza di diffusione è approssimativamente uguale alla distanza massima di generazione di 150 µm. Nel caso di substrati di tipo n, solo il silicio ha una lunghezza di diffusione del vettore di minoranza sufficientemente ampia, abbastanza lunga da assicurare la raccolta della maggior parte delle coppie di elettroni-foro.
Esiste un’ulteriore fonte di perdita del vettore di carica. La superficie illuminata delle celle solari di configurazione a giunzione verticale è formata sezionando il wafer originale (vedere la discussione in associazione alla Figura VI.2). Questa procedura migliora la velocità di ricombinazione superficiale e riduce la fotocorrente per questi dispositivi. Si noti che questo problema non è così grave con le celle solari a configurazione invertita. Per questa configurazione del dispositivo, il processo di fabbricazione è adattato per minimizzare la velocità di ricombinazione di superficie. Nelle celle solari in configurazione standard la ricombinazione superficiale contribuisce allo “strato morto” e, quindi, è già stata presa in considerazione. Infine, si noti che, al contatto del substrato, si presume che la ricombinazione superficiale sia essenzialmente infinita (vedere la discussione nel capitolo III). Ciò produce un gradiente di concentrazione di minoranza in prossimità del contatto del substrato che imbuta i portatori di carica nella direzione sbagliata. Studio della figura VI.1 dimostrerà al lettore che questo problema non è importante per le celle solari di configurazione standard e quelle celle solari di configurazione invertita con i loro contatti del substrato sulla superficie non illuminata. È, tuttavia, di importanza per le celle solari a giunzione verticale, con conseguente “strato morto” vicino al contatto del substrato e riducendo le prestazioni complessive per la cella solare.
C’è una soluzione a tutti questi problemi; una soluzione che ha l’ulteriore vantaggio di ridurre la resistenza della serie di substrati. Si consideri il diagramma energia-contro-distanza per la cella solare visualizzato nella Figura VI. 3.
Figura VI.3. Una cella solare con una concentrazione di impurità variabile nel substrato. Ec è il bordo inferiore della banda di conduzione, EF è il livello di Fermi ed Ev è il bordo superiore della banda di valenza.
Nella figura VI.3 si presume che lo “strato anteriore” fortemente drogato abbia una concentrazione costante di impurità di circa 5×1019 / cm3 A x = 0 (la giunzione) il substrato è relativamente leggermente drogato (una concentrazione di impurità di circa 1019/cm3), ma la concentrazione di impurità (accettore nell’esempio della figura VI.3) del substrato aumenta all’aumentare della distanza dalla giunzione. Il risultato è un campo elettrico incorporato che spinge i portatori di minoranza verso la giunzione. Questo campo elettrico è dato da:
dove Ns(x) è la concentrazione di impurità del substrato. Questo varia da circa 1014 / cm3 a un valore dell’ordine di 1017 a 1018 / cm3 (un valore inferiore a un decimo del valore effettivo di densità degli stati per il substrato*). Si noti che se desideriamo un valore costante di campo elettrico, E allora la concentrazione di impurità del substrato sarà:
dove Ns(o) è la concentrazione di impurità del substrato alla giunzione e x è positiva nel substrato#.
Assumere un substrato di 150 µm di larghezza. Quindi, per un campo elettrico nel substrato di 16 volt / cm, il rapporto Ns(150)/Ns (o) è diecimila. Dato un tale campo, estendendo la larghezza del substrato, possiamo raccogliere essenzialmente tutte le coppie foro-elettrone generate nel substrato e trasportarle sul bordo dello strato di esaurimento. A sua volta, lo strato di esaurimento separa le coppie di elettroni del foro. Come ulteriore vantaggio, il substrato classificato discusso qui serve anche a disaccoppiare la velocità di ricombinazione superficiale al contatto del substrato .
Considera la fotocorrente che può essere prevista in una cella solare di configurazione standard, invertita o verticale. Supponiamo di avere una cella solare a configurazione invertita, con un substrato graduato, un rivestimento antiriflesso efficiente al 95% e un’efficienza di raccolta del 100% per tutte le coppie di elettroni foro generate. La densità di fotocorrente prevista è quella della Tabella VI. 10.
Tabella VI.10. Estimated photocurrent density (mA/cm2) in an inverted configuration solar cell at 300° K
| Semiconductor | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AM0-conditions | 44.65 | 41.7 | 37.2 | 35.8 | 28.6 | 26.0 |
| AM1-conditions | 36.1 | 31.8 | 28.7 | 27.2 | 21.9 | 20.5 |
Nel caso di una configurazione verticale di celle solari dobbiamo includere ulteriori perdite di ricombinazione superficiale a causa del fatto che la superficie illuminata è stata tagliata da un wafer (si veda la discussione di accompagnamento Figura VI.2). Supponendo una velocità di ricombinazione superficiale ragionevole di 10.000 cm / secondo, e utilizzando i dati della Tabella VI. 7 e Figura III.8, possiamo stimare che la massima densità di fotocorrente realizzabile sarà circa il 5% o giù di lì al di sotto delle fotocorrenti della cella solare invertita, producendo i numeri della Tabella VI.11.
Figura VI.8. Fotovoltaggio quando la potenza della cella solare erogata è massima, VD’, per celle solari di configurazione standard, in funzione della barriera e del substrato, sotto luce AM1, a 300°K e per sei semiconduttori di esempio.
Simboli di giunzione: H per eterogiunzione, P per giunzione pn, S per barriera Schottky e B sia per pn che per eterogiunzioni.
Simboli del substrato: n per il tipo n, p per il tipo p ed e per entrambi i tipi.
Tabella VI.11. La stima di densità di corrente fotoelettrica (mA/cm2) in una configurazione verticale di celle solari a 300°K
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AM0-condizioni | 42.7 | 39.5 | 35.3 | 33.9 | 27.1 | 24.7 |
| AM1-conditions | 34.2 | 30.1 | 27.2 | 25.7 | 20.8 | 19.5 |
The expected photocurrent from a standard configuration solar cell is still less. Ci sono ulteriori perdite di ricombinazione dovute allo “strato morto” (che è il risultato dello “strato frontale” fortemente drogato) nelle giunzioni a passo pn, dagli effetti di interfaccia in una cella solare eterogiunzione e dagli effetti di riflessione nel caso di celle solari mos e Schottky junction. Nella tabella seguente viene fornita la densità di fotocorrente stimata per una cella solare di configurazione standard. Nel caso di una giunzione a passo pn, lo” strato anteriore “è sottile per ridurre al minimo lo spessore dello” strato morto” (mantenendo questo strato da 0,3 a 0,6 µm di spessore). Il livello ” morto “non riempie completamente il” livello anteriore”, ma comprende il terzo superiore o giù di lì. Supponendo che questo “strato morto” sia, effettivamente, totalmente morto, e utilizzando le figure IV.10 e IV.11 la densità massima stimata di fotocorrente per le celle solari di giunzione a passo pn di configurazione standard è fornita nella Tabella VI.12. Le possibili fotocorrenti stimate per le eterogiunzioni di configurazione standard sono più alte perché lo ” strato morto “non è presente–il semiconduttore che forma lo” strato frontale” è trasparente ai fotoni di interesse. La fotocorrente è anche stimato per Schottky barriera configurazione standard celle solari. L’esistenza di uno strato metallico sul lato illuminato della cella solare riduce drasticamente la potenziale fotocorrente e i valori indicati nella Tabella VI.12 sono, nella migliore delle ipotesi, stime.
Tabella VI.12. La stima di densità di corrente fotoelettrica (mA/cm2) in una configurazione standard di celle solari, per pn passaggio di giunzione, eterogiunzione e giunzione Schottky dispositivi a 300°K
| Semiconduttori | Si | InP | GaAs | CdTe | AlSb | CdSe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| eterogiunzione celle solari | ||||||
| AM0-condizioni | 37.95 | 35.44 | 31.62 | 30.43 | 24.31 | 22.10 |
| AM1-conditions | 30.68 | 27.03 | 24.40 | 23.12 | 18.62 | 17.42 |
| pn step junction solar cells | ||||||
| AM0-conditions | 31.77 | 07.02 | 20.88 | 22.54 | 18.45 | 11.25 |
| AM1-conditions | 25.02 | 05.67 | 15.75 | 17.10 | 14.04 | 09.18 |
| Schottky junction solar cells | ||||||
| AM1-conditions | 10.59 | 02.34 | 06.96 | 07.53 | 06.15 | 03.75 |
| AM1-conditions | 8.34 | 01.89 | 05.25 | 05.70 | 04.68 | 03.06 |
In studying Table VI.12 è chiaro che l’elevato coefficiente di assorbimento di InP si traduce in perdite di ricombinazione insolitamente elevate nelle celle solari di configurazione standard di giunzione pn. Si noti inoltre che, per ognuno dei semiconduttori di esempio, vi è un calo della densità di fotocorrente prevista dalla configurazione invertita alla configurazione verticale e alla configurazione standard. Questo declino è minore quando vengono confrontate le celle solari a configurazione verticale e invertita, ma di proporzioni maggiori quando vengono considerate le celle solari a configurazione standard. Non può essere sottovalutato che i valori della densità di fotocorrente prevista nelle Tabelle da VI.10 a VI.12 sono stime e dipendono fortemente dalle tecniche di fabbricazione impiegate nella costruzione delle celle solari, dall’orientamento dei cristalli superficiali e dal semiconduttore stesso. I valori sopra elencati dovrebbero essere realizzabili, se viene esercitata sufficiente attenzione, ma “errori” nella tecnologia di fabbricazione e nella preparazione della superficie possono comportare riduzioni sostanziali.
Lo scopo generale di questo capitolo è quello di fornire una stima delle prestazioni per diverse situazioni “realistiche”. Le stime di densità della fotocorrente della giunzione a passo eterogiunzione e pn della Tabella VI. 12 sono ragionevoli. Le stime di densità di fotocorrente Schottky sono più problematiche. Per consentire la penetrazione di fotoni dello strato metallico sopra un diodo Schottky, lo strato deve essere molto sottile (<500 Å) . Anche così c’è una notevole perdita a causa della riflessione del fotone e la densità della fotocorrente in tali dispositivi è piccola.