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[국내논문] N-type 고효율 태양전지용 Boron Diffused Layer의 형성 방법 및 특성 분석
Boron Diffused Layer Formation Process and Characteristics for High Efficiency N-type Crystalline Silicon Solar Cell Applications 원문보기

전기전자재료학회논문지 = Journal of the Korean institute of electronic material engineers, v.30 no.3, 2017년, pp.139 - 143  

심경배 (성균관대학교 정보통신대학) ,  박철민 (성균관대학교 에너지과학과) ,  이준신 (성균관대학교 정보통신대학)

Abstract AI-Helper 아이콘AI-Helper

N-type crystalline silicon solar cells have high metal impurity tolerance and higher minority carrier lifetime that increases conversion efficiency. However, junction quality between the boron diffused layer and the n-type substrate is more important for increased efficiency. In this paper, the curr...

주제어

AI 본문요약
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제안 방법

  • BRL (boron rich layer)을 제거하기 위해 in-situ oxidation을 진행하였다. 기본 도핑 공정은 BBrsource를 이용하여 furnace에서 진행되며 950℃에서 pre-deposition이 15분, 1,050℃에서 drive-in이 20분 진행되어 면저항(RS) 45 Ω/sq를 가진다.
  • N-type 실리콘 태양전지의 최적화된 boron emitter 형성을 위한 in-situ oxidation를 통한 boron rich layer를 Borosilicate glass로 변환 후 제거와 aSiOX:B layer을 이용한 p+ layer형성에 관하여 정리하였다. in-situ oxidation을 pre-deposition 후 950℃ O2treatment 5분과 drive-in 후 950℃ O2treatment 5분을 나눠서 실험한 결과 drive-in 후 O2treatment에서 FTIR 측정결과 B-O bonding peak의 감소로 인해 BSG/BRL을 제거된 것을 확인하였으며 a-SiOX:B layer를 plasma enhanced chemical vapor deposition (PECVD) 장비를 이용하여 증착하였다.
  • (implied Voc) 측정을 위해 QSSPC (WCT-120)를 이용하였다. Oxygen annealing에 따른 bonding 구조의 확인을 위해 FTIR 측정을 수행하였다.
  • in-situ oxidation을 pre-deposition 후 950℃ O2treatment 5분과 drive-in 후 950℃ O2treatment 5분을 나눠서 실험한 결과 drive-in 후 O2treatment에서 FTIR 측정결과 B-O bonding peak의 감소로 인해 BSG/BRL을 제거된 것을 확인하였으며 a-SiOX:B layer를 plasma enhanced chemical vapor deposition (PECVD) 장비를 이용하여 증착하였다.
  • 그림 2에서 나타나는 것과 같이 B-O peak (1,300 ~1,500 cm-1)을 관찰함으로써 BSG/BRL의 유무를 판단하였다. 기본 조건의 FTIR 결과에서는 B-O bonding 이 남아 있으나, oxygen annealing에서는 B-O peak가 줄어들어 B-O bonding에 의한 defect가 감소하여 BSG/BRL의 제거가 되었다고 판단할 수 있다.
  • 온도, 압력, plasma 파워를 조절하여 증착을 시킨다. 증착 후 SiNX 또는 SiOX layer를 통해 capping을 하여 boron과 phosphorus cross doping을 방지하였다. tube furnace를 이용하여 N2와 O2 가스 분위기에서 p+ layer를 형성시켰다.
  • 표 1과 같이 SiH4를 두 개의 조건을 두고 세부 조건 으로 B2H6를 3가지의 조건으로 가변을 하였다. SiH4의 양이 증가할수록 전반적으로 면저항(RS)의 면저항(RS) 이 같은 annealing 조건에서 더 낮은 면저항(RS) 값이 나왔으며 더 높은 lifetime 값을 가졌다.

대상 데이터

  • a-SiOX:B layer를 N-type 웨이퍼에 증착을 위해 SiH4 , B2H6 , H2 , CO2 와 같은 가스를 사용하여 PECVD (plasma enhanced chemical vapor deposition)장 비로 증착하였다. 온도, 압력, plasma 파워를 조절하여 증착을 시킨다.

이론/모형

  • P+ layer의 면저항을 측정하기 위해 4-point prove 를 이용하였으며 lifetime과 iVOC (implied Voc) 측정을 위해 QSSPC (WCT-120)를 이용하였다. Oxygen annealing에 따른 bonding 구조의 확인을 위해 FTIR 측정을 수행하였다.
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질의응답

핵심어 질문 논문에서 추출한 답변
N-type 태양전지의 장점은 무엇인가? 그러나 N-type 태양전지의 경우 기판에 phosphorus 가 존재하기 때문에 B-O complex에 의한 LID 현상이 생기지 않을 뿐만 아니라 Fe에 의한 불안정성이 없어 높은 lifetime을 가지고 있다 [3]. 이처럼 우수한 웨이퍼 품질과 inactive doping의 차이에 의한 boron diffusion layer의 낮은 saturation current density (J0e )는 N-type 태양전지의 장점이다 [4]. 하지만 이러한 장점에도 불구하고 boron diffusion layer의 형성, passivation에 연관된 기술적 도전과 비용 때문에 P-type 실리콘 태양전지가 주류를 이루고 있으며 다양한 boron diffusion 기술들이 현재까지 조사 및 사용 되고 있지만 뚜렷하게 우위에 있는 기술은 나오고 있지 않은 상황이다 [5].
N-type이 아닌 P-type 실리콘 태양전지가 주류를 이루고 있는 이유는 무엇인가? 이처럼 우수한 웨이퍼 품질과 inactive doping의 차이에 의한 boron diffusion layer의 낮은 saturation current density (J0e )는 N-type 태양전지의 장점이다 [4]. 하지만 이러한 장점에도 불구하고 boron diffusion layer의 형성, passivation에 연관된 기술적 도전과 비용 때문에 P-type 실리콘 태양전지가 주류를 이루고 있으며 다양한 boron diffusion 기술들이 현재까지 조사 및 사용 되고 있지만 뚜렷하게 우위에 있는 기술은 나오고 있지 않은 상황이다 [5].
P-type 결정질 실리콘 웨이퍼의 효율 저하는 무엇 때문에 일어나는가? P-type 결정질 실리콘 웨이퍼를 이용하여 제작하는 태양전지는 현재까지도 태양광 발전 분야에서 높은 점유율을 차지하고 있다. 하지만 P-type 웨이퍼에 존재 하는 최대 1×1018개의 oxygen이 boron dopant와 결합하여 boron-oxygen complex를 형성하게 되고, 이는 light-induced degradation (LID)을 야기하게 되어 minority carrier life time (MCLT)의 감소와 더불어 모듈에서는 1~3%의 효율 감소를 보이며 태양전지 에서는 0.2~0.5% 효율을 저하시키는 원인이 된다 [1,2]. 그러나 N-type 태양전지의 경우 기판에 phosphorus 가 존재하기 때문에 B-O complex에 의한 LID 현상이 생기지 않을 뿐만 아니라 Fe에 의한 불안정성이 없어 높은 lifetime을 가지고 있다 [3].
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참고문헌 (15)

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  3. D. L. Meier, V. Chandrasekaran, H. Preston Davis, A. M. Payne, X. Wang, V. Yelundur, J. E. O'Neill, Y. W Ok, F. Zimbardi, and A. Rohatgi, IEEE JOURNAL OF PHOTOVOLTAICS, 1, 123 (2011). 

  4. J. Sheng, W. Wang, S. Yuan, W. Cai, Y. Sheng, Y. Chen, J. Ding, N. Yuan, Z. Feng, and P. J. Verlinden, Sol. Energ. Mat. Sol. Cells, 152, 59 (2016). [DOI: https://doi.org/10.1016/j.solmat.2016.03.032] 

  5. K. Ryu, E. Cho, A. Rohatgi, and Y. Ok, PROGRESS IN PHOTOVOLTAICS, 24, 1109 (2016). [DOI: https://doi.org/10.1002/pip.2775] 

  6. M. A. Kessler, T. Ohrdes, B. Wolpensinger, R. Bock, and N. P. Harder, Proc. 34th IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC) (Philadelphia, USA, 2009) p. 001556. 

  7. B. Singha and C. S. Solanki, Semicond. Sci. Technol, 31, 10 (2016). [DOI: https://doi.org/10.1088/0268-1242/31/3/035009] 

  8. S. P. Phang, W. Liang, B. Wolpensinger, M. A. Kessler, and D. Macdonald, IEEE JOURNAL OF PHOTOVOLTAICS, 3, 261 (2013). [DOI: https://doi.org/10.1109/JPHOTOV.2012.2226332] 

  9. K. Ryu, C. J. Choi, H. M. Park, D. H. Kim, A. Rohatgi, and Y. W. Ok, Sol. Energ. Mat. Sol. Cells, 146, 58 (2016). [DOI: https://doi.org/10.1016/j.solmat.2015. 11.031] 

  10. J. Y. Cho, H.N.R. Shin, J. E. Lee, Y. S. Choi, J. C. Lee, H. Ph, T. J. Kim, M. I. Hwang, and E. C. Cho, Energy Procedia, 77, 279 (2015). [DOI: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2015.07.039] 

  11. P. Rothhardt, C. Demberger, A. Wolf, and D. Biro, Energy Procedia, 38, 305 (2013). [DOI: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.07.282] 

  12. N. Wehmeier, B. Lim, A. Merkle, A. Tempez, S. Legendre, H. Wagner, A. Nowack, T. Dullweber, and P. P. Altermatt, IEEE JOURNAL OF PHOTOVOLTAICS, 6, 119 (2016). [DOI: https://doi.org/10.1109/JPHOTOV.2015.2493364] 

  13. P. Negrini, A. Ravaglia, and S. Solmi, J. Electrochem, 125, 609 (1978). [DOI: https://doi.org/10.1149/1.2131510] 

  14. J. Engelhardt, A. Frey, L. Mahlstaedt, S. Gloger, G. Hahn, and B. Terheiden, Energy Procedia, 55, 235 (2014). [DOI: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.08.050] 

  15. J. Schon, M. C. Schubert, W. Warta, H. Savin, and A. Haarahiltunen, Phys. Status Solidi A, 207, 2589 (2010). [DOI: https://doi.org/10.1002/pssa.201026333] 

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