WO2010114314A2 - 태양광 발전장치 및 이의 제조방법 - Google Patents

태양광 발전장치 및 이의 제조방법 Download PDF

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    • H—ELECTRICITY
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    • H10F77/306—Coatings for devices having potential barriers
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    • H10F77/315—Coatings for devices having potential barriers for photovoltaic cells the coatings being antireflective or having enhancing optical properties
    • H—ELECTRICITY
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    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
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    • 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

Definitions

  • the embodiment relates to a photovoltaic device and a method of manufacturing the same.
  • CIGS-based solar cells which are pn heterojunction devices having a substrate structure including a glass substrate, a metal back electrode layer, a p-type CIGS-based light absorbing layer, a high resistance buffer layer, an n-type window layer, and the like, are widely used.
  • the embodiment provides a photovoltaic device capable of increasing light efficiency and a method of manufacturing the same.
  • Photovoltaic device includes a solar cell; And an anti-reflection film disposed on the solar cell and having a plurality of pores.
  • Photovoltaic device is a solar cell; And an anti-reflection film disposed on the solar cell, wherein the anti-reflection film includes a plurality of crystal pillars extending in a direction inclined with respect to an upper surface of the solar cell.
  • Photovoltaic device includes a solar cell; A first anti-reflection film disposed on the solar cell; And a second anti-reflection film disposed on the first anti-reflection film, wherein the first anti-reflection film includes a plurality of first crystal pillars extending in a first direction inclined with respect to an upper surface of the solar cell.
  • the second anti-reflection film includes a plurality of second crystal pillars extending in a second direction inclined with respect to the top surface of the solar cell.
  • a method of manufacturing a solar cell apparatus includes: forming a solar cell on a support substrate; And forming an anti-reflection film by spraying an anti-reflection material in a direction inclined with respect to the top surface of the solar cell.
  • the antireflection film since the antireflection film has a porous structure by pores, it has a lower refractive index than the dense structure. Accordingly, the antireflection film can buffer a sudden change in refractive index between the air and the protective substrate or between the air and the front electrode layer.
  • the rate at which incident sunlight is reflected to the outside of the solar cell is reduced, and the rate at which sunlight is absorbed into the solar cell is increased, thereby improving efficiency of the solar cell.
  • 1 to 6 are cross-sectional views illustrating a process of manufacturing the solar cell apparatus according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a cross-sectional view showing a solar cell apparatus according to a second embodiment.
  • FIG 8 is an enlarged cross-sectional view of an anti-reflection film of the solar cell apparatus according to the third embodiment.
  • FIGS. 9 and 10 are cross-sectional views illustrating a photovoltaic device according to a fourth embodiment.
  • FIG. 11 is a cross-sectional view of a solar cell apparatus according to a fifth embodiment.
  • FIG. 17 and 18 show cross-sectional shapes of MgF 2 films in Experimental Example # 8 and Comparative Example 2.
  • FIG. 17 and 18 show cross-sectional shapes of MgF 2 films in Experimental Example # 8 and Comparative Example 2.
  • each substrate, layer, film, or electrode is described as being formed “on” or “under” of each substrate, layer, film, or electrode, etc.
  • "On” and “under” include both “directly” or “indirectly” formed through other components.
  • the criteria for the top or bottom of each component will be described with reference to the drawings. The size of each component in the drawings may be exaggerated for description, and does not mean a size that is actually applied.
  • 1 to 6 are cross-sectional views illustrating a method of manufacturing the solar cell apparatus according to the first embodiment.
  • the back electrode 200 is formed on the substrate 100.
  • the substrate 100 may be glass, and a ceramic substrate such as alumina, stainless steel, a titanium substrate, or a polymer substrate may also be used. In more detail, as the example of the material used as the substrate 100, soda lime glass may be used. In addition, the substrate 100 may be rigid or flexible.
  • the back electrode 200 may be formed of a conductor such as metal.
  • the back electrode 200 may be formed by a sputtering process using a molybdenum (Mo) target.
  • the molybdenum (Mo) thin film which is the back electrode 200, should have a low specific resistance as an electrode and have excellent adhesion to a substrate so that peeling does not occur due to a difference in thermal expansion coefficient.
  • the back electrode 200 may be formed of at least one layer.
  • the layers 610, 620..., Constituting the back electrode 200 may be formed of different materials.
  • the light absorbing layer 300 and the buffer layer 400 are formed on the back electrode 200.
  • the light absorbing layer 300 includes an Ib-IIIb-VIb-based compound.
  • the light absorbing layer 300 includes a copper-indium-gallium-selenide-based (Cu (In, Ga) Se 2 , CIGS-based) compound.
  • the light absorbing layer 300 may include a copper-indium selenide-based (CuInSe 2 , CIS-based) compound or a copper-gallium-selenide-based (CuGaSe 2 , CIS-based) compound.
  • a CIG-based metal precursor film is formed on the back electrode 200 by using a copper target, an indium target, and a gallium target.
  • the metal precursor film is reacted with selenium (Se) by a selenization process to form a CIGS-based light absorbing layer 300.
  • Se selenium
  • the light absorbing layer 300 receives external light and converts the light into electrical energy.
  • the light absorbing layer 300 generates photo electromotive force by the photoelectric effect.
  • the buffer layer 400 may be formed of at least one layer, and cadmium sulfide (CdS) may be stacked.
  • CdS cadmium sulfide
  • the buffer layer 400 is an n-type semiconductor layer
  • the light absorbing layer 300 is a p-type semiconductor layer.
  • the light absorbing layer 300 and the buffer layer 400 form a pn junction.
  • a zinc oxide layer may be further formed on the cadmium sulfide (CdS) layer by performing a sputtering process targeting zinc oxide (ZnO).
  • the buffer layer 400 is disposed between the light absorbing layer 300 and the front electrode layer 500 to be formed later.
  • the buffer layer 400 having the band gap in between the two materials may be inserted to form a good junction. Can be.
  • the front electrode layer 500 and the anti-reflection film 600 are formed on the buffer layer 400.
  • the front electrode layer 500 may be formed of indium oxide (In 2 O 3 ), zinc oxide (ZnO), or tin oxide (SnO 2 ).
  • the front electrode layer 500 is a window layer forming a pn junction with the light absorbing layer 300. Since the front electrode layer 500 functions as a transparent electrode on the front surface of the solar cell 1, the front electrode layer 500 has a high light transmittance and a good electrical conductivity. Is formed.
  • an electrode having a low resistance value may be formed by doping the zinc oxide with aluminum or alumina.
  • an indium thin oxide (ITO) layer may be further formed on the front electrode layer 500.
  • the solar cell 1 is formed on the substrate 100. That is, the solar cell 1 includes the back electrode 200, the light absorbing layer 300, the buffer layer 400, and the front electrode layer 500.
  • the anti-reflection film 600 may be formed on the solar cell 1 by an evaporation process or a sputtering process. In more detail, the anti-reflection film 600 may be formed on the top surface of the solar cell 1. In more detail, the reflective radiation shield 600 may be coated on the top surface of the solar cell 1.
  • the process for forming the anti-reflection film 600 may be performed in a vacuum (vacuum) state.
  • a source material 20 for forming the anti-reflection film 600 is sprayed by a target or a source, and the source material 20 is deposited on the front electrode layer 500.
  • the anti-reflection film 600 is formed.
  • the direction in which the source material 20 is sprayed is inclined relative to the substrate 100.
  • the source material 20 may be sprayed in a direction inclined with respect to the substrate 100.
  • the source material 20 may be sprayed onto the substrate 100 while the substrate 100 is inclined.
  • the source material ( 20 may be sprayed onto the substrate 100. That is, the source 10 is inclined by an angle of about 40 ° to about 80 ° based on a direction perpendicular to the top surface of the front electrode layer 500 to spray the source material 20 onto the substrate 100. can do.
  • the source 10 is a source material for forming the first anti-reflection films 610 and 600 in an inclined direction with respect to the top surface of the solar cell 1, that is, the top surface of the front electrode layer 500. 20 sprays. That is, if the state in which the source material 20 is vertically sprayed onto the substrate 100 is defined as being inclined at 0 °, the source 10 has an angle ⁇ of about 40 ° to about 80 °. The source material 20 is deposited in an inclined direction by.
  • a plurality of crystal pillars 601 are grown in an inclined direction with respect to the top surface of the front electrode layer 500. That is, the crystal pillars 601 extend in a direction inclined with respect to the upper surface of the solar cell 1, that is, the upper surface of the front electrode layer 500. In more detail, the crystal pillars 601 extend upward from the top surface of the front electrode layer 500, that is, in a direction inclined with respect to the front electrode layer 500.
  • an angle ⁇ 1 between the crystal pillars 601 and the top surface of the front electrode layer 500 may be about 10 ° to about 50 °.
  • the anti-reflection film 600 is formed on the front electrode layer 500.
  • a plurality of pores 602 are formed between the crystal pillars 601, respectively. That is, the pores 602 are formed as the crystal pillars 601 grow in a compact manner in a direction inclined with respect to the top surface of the front electrode layer 500.
  • the diameter or width of the pores 602 may be about 1/20 to 1/5 of the diameter or width of the crystal pillars 601.
  • the pores 602 may have a shape extending in a direction in which the crystal pillars 601 extend. In addition, an upper portion of the pores 602 may be opened on the upper surface of the anti-reflection film 600.
  • the anti-reflection film 600 has a porous structure. That is, the anti-reflection film 600 has a less dense structure. In more detail, the anti-reflection film 600 may have a more porous and less dense structure as the crystal pillars 601 are inclined.
  • the process of forming the anti-reflection film 600 may be described in more detail.
  • a nucleus 30 is formed on the front electrode layer 500, and a source material 20 is deposited around the nucleus 30 to form the crystal. Pillars 601 will grow.
  • the source material 20 is incident with an angle with respect to the front electrode layer 500, the pores 602 by the shadow effect (shadow effect) to generate a shadow area (40, shawdow area) ) Is formed, and the anti-reflection film has a porous structure.
  • the anti-reflection film 600 is porous, the refractive index may be reduced than that of the thin film having a dense structure. For this reason, by the anti-reflection film 600, the reflectance in the solar cell 1 may be reduced, and the transmittance may be improved. That is, the antireflection film 600 may increase the antireflection efficiency.
  • the refractive index of the anti-reflection film 600 may be about 1.18 to about 1.32. In more detail, the refractive index of the anti-reflection film 600 may be about 1.18 to about 1.29. In more detail, the refractive index of the anti-reflection film 600 may be about 1.18 to about 1.26.
  • the anti-reflection film 600 is transparent.
  • materials using the anti-reflection film 600 include fluoride such as magnesium fluoride (eg, MgF 2 ), indium tin oxide (ITO), silicon oxide (SiO 2 ), and zinc.
  • Oxides such as oxides (ZnO) or titanium oxides (eg, TiO 2 );
  • the refractive index of the antireflection film 600 depends on the angle at which the source material 20 is sprayed. That is, according to the method of manufacturing the solar cell apparatus according to the first embodiment, the anti-reflection film 600 may have a desired refractive index. That is, the source material 20 is deposited on the upper surface of the front electrode layer 500 at an appropriate angle, so that the anti-reflection film 600 may increase the amount of light incident on the solar cell 1 to the maximum. It may have a refractive index of.
  • the anti-reflection film 600 may buffer a sudden change in refractive index between the air layer and the front electrode layer 500. Therefore, the amount of sunlight reflected by the top surface of the front electrode layer 500 can be reduced.
  • FIG. 7 is a cross-sectional view showing a solar cell apparatus according to a second embodiment.
  • the above-described embodiment will be referred to, and the anti-reflection film will be further described.
  • the foregoing description of the photovoltaic device may be essentially combined with the description of the present embodiment, except for the changed part.
  • the anti-reflection film 600 may be composed of a plurality of layers 610, 620.
  • the crystal pillars included in each of the layers 610 and 620 may extend in different directions for each of the layers 610 and 620.
  • the angles ⁇ 2, ⁇ 3... Between the crystal pillars 601 and the top surface of the solar cell 1 may vary depending on the respective layers 610, 620. Accordingly, each of the layers 610, 620... May have different refractive indices.
  • the process of forming each of the layers 610, 620... May be performed such that the source material is sprayed on the front electrode layer 500 at different angles.
  • the source material is sprayed at a first angle to form a first layer
  • the source material is sprayed at a second angle to form a second layer
  • the source material is sprayed at a third angle to form a third layer.
  • the anti-reflection film 600 may include a first anti-reflection film 610 and a second anti-reflection film 620.
  • the first anti-reflection film 610 is formed on the solar cell 1.
  • the first anti-reflection film 610 is formed on the top surface of the solar cell 1.
  • the first anti-reflection film 610 is coated on the top surface of the solar cell 1.
  • the first anti-reflection film 610 includes a plurality of first crystal pillars 611.
  • the first crystal pillars 611 extend in a first direction.
  • an angle ⁇ 2 between the first crystal pillars 611 and the top surface of the front electrode layer 500 may be about 10 ° to about 50 °.
  • the second antireflection film 620 is formed on the first antireflection film 610.
  • the second anti-reflection film 620 is formed on the top surface of the first anti-reflection film 610.
  • the second anti-reflection film 620 is coated on the top surface of the first anti-reflection film 610.
  • the second anti-reflection film 620 includes a plurality of second crystal pillars 621.
  • the second crystal pillars 621 extend in a second direction different from the first direction.
  • an angle ⁇ 3 between the second crystal pillars 621 and the top surface of the front electrode layer 500 may be about 10 ° to about 50 °.
  • the angle ⁇ 2 between the first crystal pillars 611 and the top surface of the front electrode layer 500 is the angle ⁇ 3 between the second crystal pillars 621 and the top surface of the front electrode layer 500.
  • the angle ⁇ 2 between the first crystal pillars 611 and the top surface of the front electrode layer 500 is an angle between the second crystal pillars 621 and the top surface of the front electrode layer 500. may be greater than ( ⁇ 3).
  • a third anti-reflection film including a plurality of third crystal pillars extending in a third direction may be formed on the second anti-reflection film 620.
  • a fourth anti-reflection film may be formed on the third anti-reflection film.
  • each of the layers 610, 620... May have different refractive indices.
  • the photovoltaic device according to the present embodiment includes an antireflection film 600 in which each layer 610, 620..., Has a desired refractive index.
  • the first anti-reflection film 610 may have a relatively high refractive index
  • the second anti-reflection film 620 may have a relatively low refractive index
  • the third anti-reflection film may have a lower refractive index than the second anti-reflection film 620.
  • each layer 610, 620 ... may have a lower refractive index as it goes up. In contrast, each layer 610, 620 ... may have a higher index of refraction as it goes up. In addition, each of the layers 610, 620... May have alternating relatively high and low refractive indices.
  • the anti-reflection film 600 may efficiently perform a buffer function of refractive index between air and the front electrode layer 500.
  • Each layer 610, 620... Included in the anti-reflection film 600 may be formed of the same material. That is, the first antireflection film 610, the second antireflection film 620, and the third antireflection film may include the same material.
  • the anti-reflection film may set the refractive index of each of the layers 610, 620, etc. as desired, thereby realizing an optimal anti-reflection effect. Therefore, the solar cell apparatus according to the present embodiment may have improved power generation efficiency.
  • FIG 8 is an enlarged cross-sectional view of an anti-reflection film of the solar cell apparatus according to the third embodiment.
  • the anti-reflection film is further described.
  • the foregoing descriptions of the photovoltaic device may be essentially combined with the description of the present embodiment, except for the changed part.
  • the crystal pillars 611, 621, 631... Of each layer may be formed in a zigzag shape.
  • the crystal pillars 611 of the first layer extend upwards on one side
  • the crystal pillars 601 of the second layer upwards on the other side. It can be extended to.
  • the crystal pillars 601 of the third layer may extend upward one side.
  • the first crystal pillars 611 may extend to the upper right side RD based on the vertical plane VS, and the second crystal pillars 621 may be left to the vertical plane VS. It may extend upwards LD.
  • the third crystal pillars 631 of the third anti-reflection film may extend back to the upper right side RD based on the vertical plane VS.
  • the crystal pillars 611, 621, 631... Of each layer may be inclined at the same angle with respect to the top surface of the solar cell, or may be inclined at different angles.
  • an angle between the first crystal pillars 611 and the top surface of the solar cell may be equal to or different from an angle between the second crystal pillars 621 and the top surface of the solar cell.
  • FIGS. 9 and 10 are cross-sectional views illustrating a photovoltaic device according to a fourth embodiment.
  • the above-described embodiments will be referred to, and the external anti-reflection film will be further described.
  • the foregoing descriptions of the photovoltaic device may be essentially combined with the description of the present embodiment, except for the changed part.
  • a transparent resin 700 and a protective substrate 800 are formed on the anti-reflection film 600.
  • the transparent resin 700 may be formed by performing a thermal process using an ethylene vinyle acetate copolymer (EVA), and the protective substrate 800 may be formed of semi-toughened glass.
  • EVA ethylene vinyle acetate copolymer
  • an external anti-reflection film 900 is formed on the protective substrate 800.
  • the external anti-reflection film 900 is formed on the upper surface of the protective substrate 900.
  • the external anti-reflection film 900 is coated on the upper surface of the protective substrate 900 is formed.
  • the external anti-reflection film 900 may be formed by performing an evaporation process or a sputtering process similarly to the method of forming the anti-reflection film 600 of the above-described embodiments.
  • the external antireflection film 900 may have the same structure as the antireflection film 600 of the above-described embodiments. That is, the external anti-reflection film 900 includes a plurality of crystal pillars 901 extending in a direction inclined with respect to the upper surface of the protective substrate 800. The crystal pillars 901 extend upward from an upper surface of the protective substrate 800.
  • an angle ⁇ 4 between the crystal pillars 901 and the upper surface of the protective substrate 800 may be about 10 ° to about 50 °.
  • the external anti-reflection film 900 may reduce sunlight reflected from the upper surface of the protective substrate 800 and improve transmittance. That is, the anti-reflection efficiency may be increased by the external anti-reflection film 900.
  • the external anti-reflection film 900 may be formed on the lower surface of the protective substrate 800 as well as the upper surface of the protective substrate 800.
  • FIG. 11 is a cross-sectional view of a solar cell apparatus according to a fifth embodiment.
  • the above-described embodiments will be referred to, and the external anti-reflection film will be further described.
  • the foregoing descriptions of the photovoltaic device may be essentially combined with the description of the present embodiment, except for the changed part.
  • the external anti-reflection film 900 may be composed of a plurality of layers 910, 920.
  • the external anti-reflection film 900 may be formed by a process similar to the anti-reflection film of a multilayer structure in the above-described embodiments, and may have a similar structure.
  • the anti-reflection efficiency may be increased by the external anti-reflection film 900.
  • each of the layers 910, 920... Of the outer antireflection film 900 may have a desired refractive index. Accordingly, the external anti-reflection film 900 can effectively buffer the difference in refractive index between the air layer and the protective substrate 800.
  • the solar cell apparatus according to the present embodiment may have improved power generation efficiency.
  • TiO 2 was deposited on the glass substrate in the inclined and vertical directions by the sputtering process.
  • the angle ⁇ at which the glass substrate was inclined with respect to the vertical plane perpendicular to the direction in which TiO 2 was injected was 45 °, 60 °, 80 ° And 0 °.
  • the transmittances of Experimental Example # 3 and Comparative Example # 1 are shown in FIG.
  • the cross-sectional shape and planar shape of the TiO 2 film in Experimental Examples # 1, # 2, # 3 and Comparative Example # 1 are shown in FIGS. 13 to 16.
  • MgF 2 was deposited on the glass substrate with a thickness of about two in the inclined and vertical directions by the sputtering process.
  • Experimental Examples # 4, # 5, # 6, # 7, # 8 and Comparative Example # 2 the angle ⁇ at which the glass substrate was inclined with respect to the vertical plane perpendicular to the direction in which MgF 2 was sprayed,
  • the refractive index of the formed MgF 2 is shown in Table 1.
  • the cross-sectional shapes of the MgF 2 films in Experimental Example # 8 and Comparative Example 2 are shown in FIGS. 17 and 18.
  • the refractive index of the MgF 2 film could be set variously according to the inclination angle.
  • Embodiments can be used in the field of photovoltaic devices.

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Surface Treatment Of Optical Elements (AREA)

Abstract

태양광 발전장치가 개시된다. 태양광 발전장치는 태양전지; 및 상기 태양전지 상에 배치되고 다수 개의 기공들을 가지는 반사방지막을 포함한다. 기공에 의해서, 반사방지막의 굴절률이 용이하게 조절되어, 태양광 발전장치는 최적의 반사방지 효율을 구현할 수 있다.

Description

태양광 발전장치 및 이의 제조방법
실시예는 태양광 발전장치 및 이의 제조방법에 관한 것이다.
최근 에너지의 수요가 증가함에 따라서, 태양광 에너지를 전기에너지로 변환시키는 태양전지들에 대한 개발이 진행되고 있다.
특히, 유리 기판, 금속 후면 전극층, p형 CIGS계 광 흡수층, 고 저항 버퍼층, n형 창층 등을 포함하는 기판 구조의 pn 헤테로 접합 장치인 CIGS계 태양전지가 널리 사용되고 있다.
이러한 태양전지의 성능을 향상시키기 위해서, 입광 효율을 향상시키기 위한 연구들이 진행 중이다.
실시예는 광효율을 증가시킬 수 있는 태양광 발전장치 및 이의 제조방법을 제공한다.
일 실시예에 따른 태양광 발전장치는 태양전지; 및 상기 태양전지 상에 배치되고 다수 개의 기공들을 가지는 반사방지막을 포함한다.
일 실시에에 따른 태양광 발전장치는 태양전지; 및 상기 태양전지 상에 배치되는 반사방지막을 포함하고, 상기 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 연장되는 다수 개의 결정 기둥들을 포함한다.
일 실시예에 따른 태양광 발전장치는 태양전지; 상기 태양전지 상에 배치되는 제 1 반사방지막; 및 상기 제 1 반사방지막 상에 배치되는 제 2 반사방지막을 포함하며, 상기 제 1 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 제 1 방향으로 연장되는 다수 개의 제 1 결정 기둥들을 포함하고, 상기 제 2 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 제 2 방향으로 연장되는 다수 개의 제 2 결정 기둥들을 포함한다.
일 실시에에 따른 태양광 발전장치의 제조방법은 지지기판 상에 태양전지를 형성하는 단계; 및 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 반사방지물질을 분사하여, 반사방지막을 형성하는 단계를 포함한다.
실시예에 따른 태양광 발전장치는 기공들을 포함하는 반사방지막을 포함한다. 이에 따라서, 반사방지막의 굴절률은 용이하게 조절될 수 있고, 공기(예를 들어, 굴절률 n=1)로부터 보호기판 또는 전면전극층에 입사되는 빛의 반사를 최소화하여 태양광 발전장치의 광효율을 향상시킬 수 있다.
특히, 반사방지막은 기공들에 의해서 포러스한 구조를 가지기 때문에, 치밀한 구조보다 더 낮은 굴절률을 가진다. 이에 따라서, 반사방지막은 공기 및 보호기판 사이 또는 공기 및 전면전극층 사이의 굴절률의 급격한 변화를 완충시킬 수 있다.
즉, 입사되는 태양광이 태양전지 외부로 반사되는 비율이 감소하게 되며, 태양전지 내부로 태양광이 흡수되는 비율이 증가하게 되어 태양전지의 효율이 향상될 수 있다.
또한, 반사방지막을 동일한 물질로 복수개의 층으로 형성하되, 박막의 성장 각도를 다르게 함으로써, 동일 물질을 이용한 점차적인 굴절률 변화에 의한 반사방지 효과가 뛰어난 반사방지막을 형성할 수 있다.
도 1 내지 도 6은 제 1 실시예에 따른 태양광 발전장치를 제조하는 과정을 도시한 단면도들이다.
도 7은 제 2 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다.
도 8은 제 3 실시예에 따른 태양광 발전장치의 반사방지막을 확대하여 도시한 단면도이다.
도 9 및 도 10은 제 4 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다.
도 11은 제 5 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다.
도 12는 실험예#3 및 비교예#1의 투과도를 도시한 도면이다.
도 13 내지 도 16은 실험예#1, #2, #3 및 비교예#1에서의 TiO2 막의 단면 형상 및 평면 형상을 도시한 도면이다.
도 17 및 도 18은 실험예#8 및 비교예2에서의 MgF2막의 단면 형상을 도시한 도면이다.
실시 예의 설명에 있어서, 각 기판, 층, 막 또는 전극 등이 각 기판, 층, 막, 또는 전극 등의 "상(on)"에 또는 "아래(under)"에 형성되는 것으로 기재되는 경우에 있어, "상(on)"과 "아래(under)"는 "직접(directly)" 또는 "다른 구성요소를 개재하여 (indirectly)" 형성되는 것을 모두 포함한다. 또한 각 구성요소의 상 또는 아래에 대한 기준은 도면을 기준으로 설명한다. 도면에서의 각 구성요소들의 크기는 설명을 위하여 과장될 수 있으며, 실제로 적용되는 크기를 의미하는 것은 아니다.
도 1 내지 도 6은 제 1 실시예에 따른 태양광 발전장치의 제조방법을 도시한 단면도이다.
우선, 도 1에 도시된 바와 같이, 기판(100) 상에 이면전극(200)을 형성한다.
상기 기판(100)은 유리(glass)가 사용되고 있으며, 알루미나와 같은 세라믹 기판, 스테인레스 스틸, 티타늄기판 또는 폴리머 기판 등도 사용될 수 있다. 더 자세하게, 상기 기판(100)으로 사용되는 물질의 예로는 소다라임 유리(sodalime glass)를 사용할 수 있다. 또한, 상기 기판(100)은 리지드(rigid)하거나 플렉서블(flexible)할 수 있다.
상기 이면전극(200)은 금속 등의 도전체로 형성될 수 있다. 예를 들어, 상기 이면전극(200)은 몰리브덴(Mo) 타겟을 사용하여, 스퍼터링(sputtering) 공정에 의해 형성될 수 있다.
이는, 몰리브덴(Mo)이 가진 높은 전기전도도, 광 흡수층과의 오믹(ohmic) 접합, Se 분위기 하에서의 고온 안정성 때문이다.
상기 이면전극(200)인 몰리브덴(Mo) 박막은 전극으로서 비저항이 낮아야 하고, 또한 열팽창 계수의 차이로 인하여 박리 현상이 일어나지 않도록 기판에의 점착성이 뛰어나야 한다.
또한, 상기 이면전극(200)은 적어도 하나 이상의 층으로 형성될 수 있다. 상기 이면전극(200)이 복수개의 층으로 형성될 때, 상기 이면전극(200)을 이루는 층들(610, 620...)은 서로 다른 물질로 형성될 수 있다.
이어서, 도 2에 도시된 바와 같이, 상기 이면전극(200) 상에 광 흡수층(300) 및 버퍼층(400)을 형성한다. 상기 광 흡수층(300)은 Ⅰb-Ⅲb-Ⅵb계 화합물을 포함한다. 더 자세하게, 상기 광 흡수층(300)은 구리-인듐-갈륨-셀레나이드계(Cu(In, Ga)Se2, CIGS계) 화합물을 포함한다.
이와는 다르게, 상기 광 흡수층(300)은 구리-인듐-셀레나이드계(CuInSe2, CIS계) 화합물 또는 구리-갈륨-셀레나이드계(CuGaSe2, CIS계) 화합물을 포함할 수 있다.
예를 들어, 상기 광 흡수층(300)을 형성하기 위해서, 구리 타겟, 인듐 타겟 및 갈륨 타겟을 사용하여, 상기 이면전극(200) 상에 CIG계 금속 프리커서(precursor)막이 형성된다.
이후, 상기 금속 프리커서막은 셀레니제이션(selenization) 공정에 의해서, 셀레늄(Se)과 반응하여 CIGS계 광 흡수층(300)이 형성된다.
상기 광 흡수층(300)은 외부의 광을 입사받아, 전기 에너지로 변환시킨다. 상기 광 흡수층(300)은 광전효과에 의해서 광 기전력을 생성한다.
상기 버퍼층(400)은 적어도 하나 이상의 층으로 형성될 수 있으며, 황화 카드뮴(CdS)이 적층되어 형성될 수 있다.
이때, 상기 버퍼층(400)은 n형 반도체 층이고, 상기 광 흡수층(300)은 p형 반도체 층이다. 따라서, 상기 광 흡수층(300) 및 버퍼층(400)은 pn 접합을 형성한다.
그리고, 상기 버퍼층(400)은 산화 아연(ZnO)을 타겟으로한 스퍼터링 공정을 진행하여, 상기 황화 카드뮴(CdS)층 상에 산화아연층이 더 형성될 수 있다. 상기 버퍼층(400)은 상기 광 흡수층(300)과 이후 형성될 전면전극층(500)의 사이에 배치된다.
즉, 상기 광 흡수층(300)과 전면전극층(500)은 격자상수와 에너지 밴드 갭의 차이가 크기 때문에, 밴드갭이 두 물질의 중간에 위치하는 상기 버퍼층(400)을 삽입하여 양호한 접합을 형성할 수 있다.
그리고, 도 3에 도시된 바와 같이, 상기 버퍼층(400) 상에 전면전극층(500) 및 반사방지막(600)이 형성된다.
상기 전면전극층(500)은 산화 인듐(In2O3), 산화 아연(ZnO) 또는 산화 주석(SnO2)으로 형성될 수 있다. 상기 전면전극층(500)은 상기 광 흡수층(300)과 pn접합을 형성하는 윈도우(window)층으로서, 태양전지(1) 전면의 투명전극의 기능을 하기 때문에 광투과율이 높고 전기 전도성이 좋은 물질로 형성된다.
이때, 상기 산화 아연에 알루미늄 또는 알루미나를 도핑함으로써 낮은 저항값을 갖는 전극을 형성할 수 있다. 또한, 상기 전면전극층(500) 상에 ITO(Indium thin oxide) 층을 추가로 더 형성할 수도 있다.
이에 따라서, 상기 기판(100) 상에 태양전지(1)가 형성된다. 즉, 상기 태양전지(1)는 상기 이면전극(200), 상기 광 흡수층(300), 상기 버퍼층(400) 및 상기 전면전극층(500)을 포함한다.
상기 반사방지막(600)은 증발(evaporation) 공정 또는 스퍼터링(sputtering) 공정에 의해서, 상기 태양전지(1) 상에 형성될 수 있다. 더 자세하게, 상기 반사 방지막(600)은 상기 태양전지(1)의 상면에 형성될 수 있다. 더 자세하게, 상기 반사방자막(600)은 상기 태양전지(1)의 상면에 코팅될 수 있다.
이때, 상기 반사방지막(600) 형성을 위한 공정은 진공(vacuum) 상태에서 진행될 수 있다. 또한, 타겟(target) 또는 소스(source)에 의해서, 상기 반사방지막(600)을 형성하기 위한 소스 물질(20)이 분사되고, 상기 전면전극층(500) 상에 상기 소스 물질(20)이 층착되어 상기 반사방지막(600)이 형성된다.
도 4에 도시된 바와 같이, 상기 소스 물질(20)이 분사되는 방향은 상기 기판(100)에 대하여 상대적으로 기울어진다. 예를 들어, 상기 소스 물질(20)은 상기 기판(100)에 대하여 경사지는 방향으로 분사될 수 있다. 또한, 상기 기판(100)이 기울어진 상태에서 상기 소스 물질(20)이 상기 기판(100) 상에 분사될 수 있다.
예를 들어, 상기 기판(100)이 상기 소스 물질(20)이 분사되는 방향 분사되는 방향에 대하여 수직한 평면을 기준으로 약 40° 내지 약 80°의 각도 만큼 기울어진 상태에서, 상기 소스 물질(20)이 상기 기판(100)에 분사될 수 있다. 즉, 상기 소스(10)는 상기 전면전극층(500)의 상면에 대하여 수직한 방향을 기준으로 약 40° 내지 약 80°의 각도 만큼 기울어져 상기 소스 물질(20)을 상기 기판(100)에 분사할 수 있다.
즉, 상기 소스(10)는 상기 태양전지(1)의 상면, 즉, 상기 전면전극층(500)의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 상기 제 1 반사방지막(610)(600)을 형성하기 위한 소스 물질(20)을 분사한다. 즉, 상기 기판(100)에 상기 소스 물질(20)이 수직으로 분사되는 상태는 0°로 기울어져 증착되는 것으로 정의한다면, 상기 소스(10)는 약 40° 내지 약 80°의 각도(α) 만큼 기울어진 방향으로 상기 소스 물질(20)을 증착한다.
따라서, 도 3, 도 5 및 도 6에 도시된 바와 같이, 상기 전면전극층(500) 상면에 대하여, 경사지는 방향으로 다수 개의 결정 기둥들(601)이 성장된다. 즉, 상기 결정 기둥들(601)은 상기 태양전지(1)의 상면, 즉, 상기 전면전극층(500)의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 연장된다. 더 자세하게, 상기 결정 기둥들(601)은 상기 전면전극층(500)의 상면으로부터 상측방으로 즉, 상기 전면전극층(500)에 대하여 경사지는 방향으로 연장된다.
이때, 상기 결정 기둥들(601) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β1)는 약 10° 내지 약 50°일 수 있다. 이와 같이, 상기 결정 기둥들(601)이 형성됨에 따라서, 상기 전면전극층(500) 상에 상기 반사방지막(600)이 형성된다.
또한, 상기 결정 기둥들(601) 사이에는 다수 개의 기공들(602)이 각각 형성된다. 즉, 상기 결정 기둥들(601)이 상기 전면전극층(500)의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 치밀하지 않게 성장함에 따라서, 상기 기공들(602)이 형성된다. 여기서, 상기 기공들(602)의 직경 또는 폭은 상기 결정 기둥들(601)의 직경 또는 폭의 약 1/20 내지 1/5일 수 있다.
상기 기공들(602)은 상기 결정 기둥들(601) 연장되는 방향으로 연장되는 형상을 가질 수 있다. 또한, 상기 기공들(602)의 상부가 상기 반사방지막(600)의 상면에 오픈될 수 있다.
이에 따라서, 상기 반사방지막(600)은 포러스(porous)한 구조를 가진다. 즉, 상기 반사방지막(600)은 덜 치밀한 구조를 가진다. 더 자세하게, 상기 반사방지막(600)은 상기 결정 기둥들(601)이 기울어짐에 따라서, 더 포러스하고 덜 치밀한 구조를 가질 수 있다.
도 5 및 도 6를 참조하면, 상기 반사방지막(600)이 형성되는 과정이 더 자세하게 설명될 수 있다. 상기 반사방지막(600)을 형성하기 위해서, 증착 공정이 진행될 때, 상기 전면전극층(500) 상에는 핵(30)이 형성되고, 상기 핵(30) 주위로 소스 물질(20)이 증착되어, 상기 결정 기둥들(601)이 성장하게 된다.
이때, 상기 소스 물질(20)이 상기 전면전극층(500)에 대해 각(angle)을 가지고 입사되어, 섀도우 지역(40, shawdow area)이 발생하는 섀도우 효과(shadow effect)에 의해 상기 기공들(602)이 형성되고, 상기 반사방지막은 포러스(porous)한 구조를 가진다.
상기 반사방지막(600)이 포러스하게 형성되어, 치밀한 구조의 박막보다 굴절률이 감소할 수 있다. 이로 인하여, 상기 반사방지막(600)에 의해서, 상기 태양전지(1)에서의 반사율이 감소되고, 투과율(transmissivity)이 향상될 수 있다. 즉, 상기 반사방지막(600)은 반사방지 효율을 증대시킬 수 있다.
예를 들어, 상기 반사방지막(600)의 굴절률은 약 1.18 내지 약 1.32일 수 있다. 더 자세하게, 상기 반사방지막(600)의 굴절률은 약 1.18 내지 약 1.29일 수 있다. 더 자세하게, 상기 반사방지막(600)의 굴절률은 약 1.18 내지 약 1.26일 수 있다.
상기 반사방지막(600)은 투명하다. 상기 반사방지막(600)을 사용되는 물질의 예로서는 마그네슘 플로라이드(예를 들어, MgF2)와 같은 플로라이드(fluoride) 및 인듐 틴 옥사이드(indium tin oxide;ITO), 실리콘 옥사이드(SiO2), 징크 옥사이드(ZnO) 또는 티타늄 옥사이드(예를 들어, TiO2) 등과 같은 옥사이드 등을 들 수 있다.
즉, 상기 반사방지막(600)의 굴절률은 상기 소스 물질(20)이 분사되는 각도에 따라 달라진다. 즉, 제 1 실시예에 따른 태양광 발전장치의 제조방법에 의해서, 상기 반사방지막(600)이 원하는 굴절률을 가질 수 있다. 즉, 상기 전면전극층(500)의 상면에 적절한 각도로 상기 소스 물질(20)이 증착되어, 상기 반사방지막(600)은 상기 태양전지(1)에 입사되는 광의 양을 최대로 증가시킬 수 있는 최적의 굴절률을 가질 수 있다.
이에 따라서, 상기 반사방지막(600)은 공기층 및 상기 전면전극층(500) 사이의 굴절률의 급격한 변화를 완충시킬 수 있다. 따라서, 상기 전면전극층(500)의 상면에 의해서 반사되는 태양광의 양을 줄일 수 있다.
도 7은 제 2 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다. 본 실시예에 대한 설명에서는 앞서 설명한 실시예를 참조하고, 반사방지막에 대해서 추가적으로 설명한다. 앞선 태양광 발전장치에 대한 설명은 변경된 부분을 제외하고, 본 실시예에 대한 설명에 본질적으로 결합될 수 있다.
도 7을 참조하면, 반사방지막(600)은 다수 개의 층들(610, 620...)로 구성될 수 있다. 이때, 각각의 층(610, 620...)에 포함된 결정 기둥들은 각각의 층(610, 620...)별로 서로 다른 방향으로 연장될 수 있다. 예를 들어, 결정 기둥들(601) 및 태양전지(1)의 상면 사이의 각도(β2, β3...)는 각각의 층(610, 620...)에 따라서 달라질 수 있다. 이에 따라서, 각각의 층(610, 620...)은 서로 다른 굴절률을 가질 수 있다.
이때, 각각의 층(610, 620...)을 형성하는 공정은 서로 다른 각도로 소스 물질이 전면전극층(500)의 상에 분사되도록 진행될 수 있다. 예를 들어, 제 1 각도로 소스 물질이 분사되어 첫 번째 층이 형성되고, 제 2 각도로 소스 물질이 분사되어 두 번째 층이 형성되고, 제 3 각도로 소스 물질이 분사되어 세 번째 층이 형성될 수 있다.
예를 들어, 상기 반사방지막(600)은 제 1 반사방지막(610) 및 제 2 반사방지막(620)을 포함할 수 있다.
상기 제 1 반사방지막(610)은 태양전지(1)의 상에 형성된다. 더 자세하게, 상기 제 1 반사방지막(610)은 상기 태양전지(1)의 상면에 형성된다. 상기 제 1 반사방지막(610)은 상기 태양전지(1)의 상면에 코팅된다.
상기 제 1 반사방지막(610)은 다수 개의 제 1 결정 기둥들(611)을 포함한다. 상기 제 1 결정 기둥들(611)은 제 1 방향으로 연장된다. 이때, 상기 제 1 결정 기둥들(611) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β2)는 약 10° 내지 약 50°일 수 있다.
상기 제 2 반사방지막(620)은 상기 제 1 반사방지막(610) 상에 형성된다. 더 자세하게, 상기 제 2 반사방지막(620)은 상기 제 1 반사방지막(610)의 상면에 형성된다. 상기 제 2 반사방지막(620)은 상기 제 1 반사방지막(610)의 상면에 코팅된다.
상기 제 2 반사방지막(620)은 다수 개의 제 2 결정 기둥들(621)을 포함한다. 상기 제 2 결정 기둥들(621)은 상기 제 1 방향과 다른 제 2 방향으로 연장된다. 이때, 상기 제 2 결정 기둥들(621)은 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β3)는 약 10° 내지 약 50°일 수 있다.
이때, 상기 제 1 결정 기둥들(611) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β2)는 상기 제 2 결정 기둥들(621) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β3)와 다를 수 있다. 예를 들어, 상기 제 1 결정 기둥들(611) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β2)는 상기 제 2 결정 기둥들(621) 및 상기 전면전극층(500)의 상면 사이의 각도(β3)보다 더 클 수 있다.
또한, 상기 제 2 반사방지막(620) 상에는 제 3 방향으로 연장되는 다수 개의 제 3 결정 기둥들을 포함하는 제 3 반사방지막이 형성될 수 있다. 또한, 상기 제 3 반사방지막 상에는 제 4 반사방지막이 형성될 수 있다.
이에 따라서, 각각의 층(610, 620...)은 서로 다른 굴절률을 가질 수 있다. 또한, 본 실시예에 따른 태양광 발전장치는 각각의 층(610, 620...)이 원하는 굴절률을 가지는 반사방지막(600)을 포함한다.
예를 들어, 상기 제 1 반사방지막(610)은 상대적으로 높은 굴절률을 가지고, 상기 제 2 반사방지막(620)은 상대적으로 낮은 굴절률을 가질 수 있다. 또한, 상기 제 3 반사방지막은 상기 제 2 반사방지막(620)보다 더 낮은 굴절률을 가질 수 있다.
또한, 각각의 층(610, 620...)은 위로 올라갈수록 더 낮은 굴절률을 가질 수 있다. 이와는 반대로, 각각의 층(610, 620...)은 위로 올라갈수록 더 높은 굴절률을 가질 수 있다. 또한, 각각의 층(610, 620...)은 상대적으로 높은 굴절률 및 상대적으로 낮은 굴절률을 번갈아 가면서 가질 수 있다.
특히, 상기 태양전지(1)의 상면으로 부터 공기층으로 진행될수록, 즉, 위로 올라갈수록 각각의 층(610, 620...)이 더 낮은 굴절률을 가지는 경우, 상기 반사방지막은 위로 올라갈수록 점차적으로 더 낮은 굴절률을 가진다. 이에 따라서, 상기 반사방지막(600)은 공기 및 상기 전면전극층(500) 사이에서 굴절률의 완충 기능을 효율적으로 수행할 수 있다.
상기 반사방지막(600)에 포함된 각각의 층(610, 620...)은 동일한 물질로 형성될 수 있다. 즉, 상기 제 1 반사방지막(610), 상기 제 2 반사방지막(620) 및 상기 제 3 반사방지막으로 동일한 물질을 포함할 수 있다.
이와 같이, 상기 반사방지막은 각각의 층(610, 620...)의 굴절률을 원하는대로 설정하여, 최적의 반사방지 효과를 구현할 수 있다. 따라서, 본 실시예에 따른 태양광 발전장치는 향상된 발전효율을 가질 수 있다.
도 8은 제 3 실시예에 따른 태양광 발전장치의 반사방지막을 확대하여 도시한 단면도이다. 본 실시예에 대한 설명에서는 앞서 설명한 실시예들을 참조하고, 반사방지막에 대해서 추가적으로 설명한다. 앞선 태양광 발전장치에 대한 설명들은 변경된 부분을 제외하고, 본 실시예에 대한 설명에 본질적으로 결합될 수 있다.
도 8을 참조하면, 각각의 층의 결정 기둥들(611, 621, 631...)은 지그재그 형상으로 형성될 수 있다. 예를 들어, 태양전지(1)의 상면에 대하여 수직인 수직면을 기준으로, 첫 번째층의 결정 기둥들(611)은 일측 상방으로 연장되고, 두 번째 층의 결정 기둥들(601)은 타측 상방으로 연장될 수 있다. 또한, 세 번째층의 결정 기둥들(601)은 다시 일측 상방으로 연장될 수 있다.
예를 들어, 제 1 결정 기둥들(611)은 상기 수직면(VS)을 기준으로 우측 상방(RD)으로 연장될 수 있고, 제 2 결정 기둥들(621)은 상기 수직면(VS)을 기준으로 좌측 상방(LD)으로 연장될 수 있다. 마찬가지로, 제 3 반사방지막의 제 3 결정 기둥들(631)은 상기 수직면(VS)을 기준으로 다시 우측 상방(RD)으로 연장될 수 있다.
이때, 각각의 층의 결정 기둥들(611, 621, 631...)은 상기 태양전지의 상면에 대하여 서로 같은 각도로 기울어지거나, 서로 다른 각도로 기울어질 수 있다. 예를 들어, 상기 제 1 결정 기둥들(611) 및 상기 태양전지의 상면사이의 각도는 상기 제 2 결정 기둥들(621) 및 상기 태양전지의 상면사이의 각도와 같거나 다를 수 있다.
도 9 및 도 10은 제 4 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다. 본 실시예에 대한 설명에서는 앞서 설명한 실시예들을 참조하고, 외부 반사방지막에 대해서 추가적으로 설명한다. 앞선 태양광 발전장치에 대한 설명들은 변경된 부분을 제외하고, 본 실시예에 대한 설명에 본질적으로 결합될 수 있다.
도 9에 도시된 바와 같이, 상기 반사방지막(600) 상에 투명수지(700) 및 보호기판(800)을 형성한다.
상기 투명수지(700)는 EVA(Ethylene Vinyle Acetate copolymer)를 이용한 열공정을 진행하여 형성할 수 있으며, 상기 보호기판(800)은 반강화유리로 형성될 수 있다.
이후, 도 10에 도시된 바와 같이, 상기 보호기판(800) 상에 외부 반사방지막(900)이 형성된다. 더 자세하게, 상기 외부 반사방지막(900)은 상기 보호기판(900)의 상면에 형성된다. 더 자세하게, 상기 외부 반사방지막(900)은 상기 보호기판(900)의 상면에 코팅되어 형성된다.
상기 외부 반사방지막(900)은 앞서 설명한 실시예들의 반사방지막(600)을 형성하는 방법과 마찬가지로, 증발 공정 또는 스퍼터링 공정을 진행하여 형성될 수 있다.
마찬가지로, 상기 외부 반사방지막(900)은 앞서 설명한 실시예들의 반사방지막(600)과 동일한 구조를 가질 수 있다. 즉, 상기 외부 반사방지막(900)은 상기 보호기판(800)의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 연장되는 다수 개의 결정 기둥들(901)을 포함한다. 상기 결정 기둥들(901)을 상기 보호기판(800)의 상면으로부터 상측방으로 연장된다.
예를 들어, 상기 결정 기둥들(901) 및 상기 보호기판(800)의 상면 사이의 각도(β4)는 약 10° 내지 약 50°일 수 있다.
상기 외부 반사방지막(900)에 의해서 상기 보호기판(800)의 상면에서 반사되는 태양광을 줄이고, 투과율을 향상시킬 수 있다. 즉, 상기 외부 반사방지막(900)에 의해서, 반사방지 효율이 증대될 수 있다.
또한, 상기 외부 반사방지막(900)은 상기 보호기판(800)의 상면 뿐만 아니라, 상기 보호기판(800)의 하면에도 형성될 수 있다.
도 11은 제 5 실시예에 따른 태양광 발전장치를 도시한 단면도이다. 본 실시예에 대한 설명에서는 앞서 설명한 실시예들을 참조하고, 외부 반사방지막에 대해서 추가적으로 설명한다. 앞선 태양광 발전장치에 대한 설명들은 변경된 부분을 제외하고, 본 실시예에 대한 설명에 본질적으로 결합될 수 있다.
도 11을 참조하면, 외부 반사방지막(900)은 다수 개의 층들(910, 920...)로 구성될 수 있다. 또한, 상기 외부 반사방지막(900)은 앞서 설명한 실시예들에서의 다층 구조의 반사방지막과 유사한 공정으로 형성되고, 유사한 구조를 가질 수 있다.
이에 따라서, 상기 외부 반사방지막(900)에 의해서 상기 보호기판(800)의 상면에서 반사되는 태양광을 줄이고, 투과율을 향상시킬 수 있다. 즉, 상기 외부 반사방지막(900)에 의해서, 반사방지 효율이 증대될 수 있다.
특히, 상기 외부 반사방지막(900)의 각각의 층(910, 920...)은 원하는 굴절률을 가질 수 있다. 이에 따라서, 상기 외부 반사방지막(900)은 효과적으로 공기층 및 상기 보호기판(800) 사이의 굴절률의 차이를 완충시킬 수 있다.
따라서, 본 실시예에 따른 태양광 발전장치는 향상된 발전효율을 가질수 있다.
이상에서 실시예를 중심으로 설명하였으나 이는 단지 예시일 뿐 본 발명을 한정하는 것이 아니며, 본 발명이 속하는 분야의 통상의 지식을 가진 자라면 본 실시예의 본질적인 특성을 벗어나지 않는 범위에서 이상에 예시되지 않은 여러 가지의 변형과 응용이 가능함을 알 수 있을 것이다. 예를 들어, 실시예에 구체적으로 나타난 각 구성 요소는 변형하여 실시할 수 있는 것이다. 그리고 이러한 변형과 응용에 관계된 차이점들은 첨부된 청구 범위에서 규정하는 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.
실험예#1, #2, #3 및 비교예#1
유리 기판 상에 TiO2를 스퍼터링 공정에 의해서 경사지는 방향 및 수직한 방향으로 증착시켰다. 실험예#1, #2, #3 및 비교예#1에서, TiO2가 분사되는 방향에 대하여 수직한 수직면에 대해서, 상기 유리 기판이 기울어지는 각도(α)는 45°, 60°, 80° 및 0°이었다. 또한, 실험예#3 및 비교예#1의 투과도는 도 12에 도시되었다. 또한, 실험예#1, #2, #3 및 비교예#1에서의 TiO2 막의 단면 형상 및 평면 형상은 도 13 내지 도 16에서 도시되었다.
실험예#4, #5, #6, #7, #8 및 비교예#2
유리기판 상에 MgF2를 스퍼터링 공정에 의해서 경사지는 방향 및 수직한 방향으로 약 의 두께로 증착시켰다. 실험예#4, #5, #6, #7, #8 및 비교예#2에서, MgF2가 분사되는 방향에 대하여 수직한 수직면에 대해서, 상기 유리 기판이 기울어지는 각도(α) 및 이에 따라 형성된 MgF2의 굴절률은 표 1에 도시된다. 또한, 실험예#8 및 비교예2에서의 MgF2막의 단면 형상은 도 17 및 도 18에 도시되었다. 표 1에 도시된 바와 같이, 기울어지는 각도에 따라서 MgF2막의 굴절률은 다양하게 설정될 수 있었다.
표 1
유리기판이 기울어진 각도 형성된 MgF2막의 굴절률
실험예#4 20 1.373
실험예#5 40 1.363
실험예#6 60 1.327
실험예#7 70 1.266
실험예#8 80 1.191
비교예#2 0 1.376
실시예는 태양광 발전장치 분야에서 이용될 수 있다.

Claims (19)

  1. 태양전지; 및
    상기 태양전지 상에 배치되고 다수 개의 기공들을 가지는 반사방지막을 포함하는 태양광 발전장치.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 반사방지막의 굴절률은 1.18 내지 1.29인 태양광 발전장치.
  3. 제 1 항에 있어서, 상기 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 연장되는 다수 개의 결정 기둥들을 포함하고,
    상기 기공들은 상기 결정 기둥들 사이에 배치되는 태양광 발전장치.
  4. 제 1 항에 있어서, 상기 반사방지막 및 상기 태양전지 사이에 개재되는 투명한 보호기판을 포함하며,
    상기 반사방지막은 상기 보호기판의 상면에 코팅되는 태양광 발전장치.
  5. 제 1 항에 있어서, 상기 태양전지는
    이면전극;
    상기 이면전극 상에 배치되는 광 흡수층; 및
    상기 광 흡수층 상에 배치되는 전면전극층을 포함하며,
    상기 반사방지막은 상기 전면전극층에 코팅되는 태양광 발전장치.
  6. 제 3 항에 있어서, 상기 기공들의 폭은 상기 결정 기둥들의 폭의 1/20 내지 1/5인 태양광 발전장치.
  7. 태양전지; 및
    상기 태양전지 상에 배치되는 반사방지막을 포함하고,
    상기 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 연장되는 다수 개의 결정 기둥들을 포함하는 태양광 발전장치.
  8. 제 7 항에 있어서, 상기 결정 기둥들 및 상기 태양전지의 상면 사이의 각도는 10° 내지 50°인 태양광 발전장치.
  9. 제 7 항에 있어서, 상기 반사방지막은 티타늄 옥사이드 또는 마그네슘 플루오라이드를 포함하는 태양광 발전장치.
  10. 제 7 항에 있어서, 상기 태양전지는
    이면전극층;
    상기 이면전극층 상에 배치되는 광 흡수층; 및
    상기 광 흡수층 상에 배치되는 전면전극층을 포함하며,
    상기 결정 기둥들은 상기 전면전극층의 상면으로부터 연장되는 태양광 발전장치.
  11. 제 7 항에 있어서, 상기 태양전지 및 상기 반사방지막 사이에 개재되는 투명한 보호기판을 포함하며,
    상기 결정 기둥들은 상기 보호기판의 상면으로부터 연장되는 태양광 발전장치.
  12. 태양전지;
    상기 태양전지 상에 배치되는 제 1 반사방지막; 및
    상기 제 1 반사방지막 상에 배치되는 제 2 반사방지막을 포함하며,
    상기 제 1 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 제 1 방향으로 연장되는 다수 개의 제 1 결정 기둥들을 포함하고,
    상기 제 2 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 제 2 방향으로 연장되는 다수 개의 제 2 결정 기둥들을 포함하는 태양광 발전장치.
  13. 제 12 항에 있어서, 상기 제 1 반사방지막 및 상기 제 2 반사방지막은 동일한 물질을 포함하고,
    상기 제 1 반사방지막 및 상기 제 2 반사방지막은 서로 다른 굴절률을 가지는 태양광 발전장치.
  14. 제 12 항에 있어서, 상기 제 2 결정 기둥들 및 상기 태양전지의 상면 사이의 제 2 각도는 상기 제 1 결정 기둥들 및 상기 태양전지의 상면 사이의 제 1 각도보다 더 작은 태양광 발전장치.
  15. 제 14 항에 있어서, 상기 제 2 반사방지막 상에 배치되는 제 3 반사방지막을 포함하고,
    상기 제 3 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 제 3 방향으로 연장되는 다수 개의 제 3 결정 기둥들을 포함하고,
    상기 제 3 결정 기둥들 및 상기 태양전지의 상면 사이의 각도는 상기 제 2 결정 기둥들 및 상기 태양전지의 상면 사이의 각도보다 더 작은 태양광 발전장치.
  16. 제 12 항에 있어서, 상기 제 1 방향은 상기 태양전지의 상면에 수직한 수직면에 대하여 일 측으로 경사지고,
    상기 제 2 방향은 상기 수직면에 대하여 타 측으로 경사지는 태양광 발전장치.
  17. 제 16 항에 있어서, 상기 제 2 반사방지막 상에 배치되는 제 3 반사방지막을 포함하고,
    상기 제 3 반사방지막은 상기 태양전지의 상면에 대하여 제 3 방향으로 경사지는 다수 개의 제 3 결정 기둥들을 포함하고,
    상기 제 3 방향은 상기 제 2 방향과 다른 방향으로 상기 수직면에 대하여 일 측으로 경사지는 태양광 발전장치.
  18. 지지기판 상에 태양전지를 형성하는 단계; 및
    상기 태양전지의 상면에 대하여 경사지는 방향으로 반사방지물질을 분사하여, 반사방지막을 형성하는 단계를 포함하는 태양광 발전장치의 제조방법.
  19. 제 18 항에 있어서, 상기 반사방지물질은 상기 태양전지의 상면의 수직선에 대하여 70°내지 80°의 각도로 기울어져서 분사되는 태양광 발전장치의 제조방법.
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