JP4266840B2

JP4266840B2 - 太陽電池モジュール

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Publication number: JP4266840B2
Application number: JP2004021387A
Authority: JP
Inventors: 幸弘吉嶺; 国基二宮
Original assignee: Sanyo Electric Co Ltd
Current assignee: Sanyo Electric Co Ltd
Priority date: 2004-01-29
Filing date: 2004-01-29
Publication date: 2009-05-20
Anticipated expiration: 2024-01-29
Also published as: JP2005217148A

Description

この発明は、太陽電池モジュールに関し、特に太陽電池モジュールの歩留を向上させる技術に関する。

太陽電池は、クリーンで無尽蔵のエネルギー源である太陽からの光を直接電気に変換できることから新しいエネルギー源として期待されている。

斯かる太陽電池を家屋或いはビル等の電源として用いるにあたっては、太陽電池１枚当たりの出力が精々数Ｗ程度と小さいことから、通常複数の太陽電池を電気的に直列或いは並列に接続することで出力を数１００Ｗにまで高めた太陽電池モジュールとして使用される。

図８は斯かる従来の太陽電池モジュールの一部分を示す構造断面図であり、複数の太陽電池素子１００が互いに銅箔等の導電材よりなるタブ１０２により電気的に接続され、そしてガラス、透光性プラスチックのような透光性を有する表面部材と、アルミニウム箔サンドイッチ型フッ化ビニルフィルムからなる裏面部材との間に、ＥＶＡ等の透光性を有する封止材により封止されている。

図８は通常の太陽電池モジュールに使用される太陽電池素子の一例を示しており、同図（Ａ）は断面構造図、また（Ｂ）は平面図である。

同図において、１１１はｐ型の導電性を有する単結晶シリコンの基板である。そして、基板１１１の表面には約５μｍ程度の深さにまでｎ層１１２が、ｎ型不純物を熱拡散させることにより形成されており、このｎ層１１２上に櫛型状の集電極１１３が形成されている。また、基板１１１の裏面には前記集電極１１３と対をなす裏面電極１１４が形成されている。

また、同図（Ｂ）を参照して、集電極１１３は、光の入射により基板１１１内で生成された電子・正孔の光生成キャリアを収集するためのフィンガー部１１３Ａと、フィンガー部１１３Ａにより収集されたキャリアを集電するためのバスバー部１１３Ｂとから構成されている。

ここで、集電極１１３は太陽電池素子に入射する光を遮り、太陽電池素子の有効面積を減少させる一因となることから、その面積はできるだけ小さくすることが望ましい。このため通常は、フィンガー部１１３Ａの幅は約１００μｍ程度とされ、そして各フィンガー部１３Ａ間の間隔は約２ｍｍ程度とされている。また、バスバー部１１３Ｂは各フィンガー部１３Ａにより収集されたキャリアを集電することから抵抗成分をある程度減少させることが必要であり、このため幅は約１．５ｍｍ程度とフィンガー部１１３Ａよりも幅広に設定されている。そして、これらフィンガー部１３Ａ及びバスバー部１１３Ｂを有する集電極１１３は、スクリーン印刷法により厚み約４０μｍ程度に形成される。

そして、図に示すように、隣接する太陽電池素子１００，１００は、一方の太陽電池素子１００の集電極１１３におけるバスバー部１１３Ｂと、他方の太陽電池１００の裏面電極１１４とがタブ１０２により接続されることで、互いに電気的に接続されている。

ガラス、透光性プラスチックのような透光性を有する表面部材と、アルミニウム箔サンドイッチ型フッ化ビニルフィルムからなる裏面部材との間に、ＥＶＡ等の透光性を有する封止材を介在させて、タブにより互いに電気的に接続された複数の太陽電池を挟み、減圧下で加熱することにより、一体化して太陽電池モジュールを形成している。

ところで、上記したような太陽電池モジュールにおいては、薄い結晶シリコン基板を用いた太陽電池において、基板の破損を防止する技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

また、太陽電池素子として、単結晶シリコン基板と非晶質シリコン層との間に実質的に真性な非晶質シリコン層を挟み、その界面での欠陥を低減し、ヘテロ接合界面の特性を改善した構造（以下、ＨＩＴ構造という。）が注目されている。ＨＩＴ構造の太陽電池素子においても、フィンガー部とバスバー部とからなる集電極が設けられている。ＨＩＴ構造の太陽電池素子においては、集電極の下方部に位置する非晶質シリコン層の関係から集電極の材料として、樹脂硬化型の銀ペーストが用いられ、単結晶系太陽電池と同様に、フィンガー部（集電を担う細線部）とバスバー部（太線部）とからなる集電極が構成されている。このバスバー部においては、下地の例えばＩＴＯからなる透明電極との密着性が十分強いことに加え、半田コート銅箔で構成されるタブの半田との相性が良いなどの特性が求められている。

上記した樹脂硬化型銀ペーストの樹脂として、エポキシ樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂、ポリイミド樹脂、フェノール樹脂などがある。これらの樹脂の配合は、ペーストの比抵抗や下地との密着力、半田との相性などにより決められている。比抵抗を低減させるために、一般的には、エポキシ樹脂とウレタン樹脂との混合樹脂が多く用いられている。

従来の鉛（Ｐｂ）を含む半田、いわゆる共晶半田であれば、エポキシ樹脂とウレタン樹脂の配合比は、その体積割合が同等であっても問題なく、半田付けが可能であった。

しかしながら、自然環境への影響を考慮すると鉛（Ｐｂ）フリー半田を用いることが好ましい。
特開平１１−３１２８２０号公報

上記したように、自然環境への影響を考慮して、鉛（Ｐｂ）フリー半田を用いる場合、融点の上昇や密着力の低下などの問題が発生する。即ち、鉛（Ｐｂ）フリー半田を用いた場合には、半田の融点の上昇に伴って半田付けする際の温度を上げる必要がある。特に、密着力がある程度強いとされるＳｎ−Ａｇ−Ｃｕ系のＰｂフリー半田を用いた場合、融点は、共晶半田の１８３℃から２１８℃へと上昇する。

このような半田を従来の銀ペーストを用いた集電極上に半田付けしようとすると、ウレタン樹脂の熱分解により銀ペーストが脆化し、タブと太陽電池素子との密着性が低下することになる。

この密着性の低下は、タブを半田付けした後の工程において、タブの剥がれなどの不良の原因となってしまう。また、上記のように銀ペーストが脆化した状態でモジュールを作製した場合には、集電極（銀ペースト）の脆化に伴う耐湿性の低下により、モジュールの耐湿性も低下するなどの問題があった。

また、上記した特許文献１においては、太陽電池素子として、単結晶シリコンを用いており、単結晶シリコンの場合には、銀ペーストとして、熱焼成硬化型のペーストを用いることができ、半田時の温度を上昇させた状態で接続することが可能であり、上記した問題が発生する懸念がない。

この発明は、上記した集電極に樹脂硬化型導電性ペーストを用いた太陽電池に鉛（Ｐｂ）フリー半田のタブで密着性を向上させることを目的とする。

本発明は、表面部材と裏面部材との間に、複数の太陽電池素子が配設され、太陽電池素子の電極同士をタブにより互いに電気的に接続してなる太陽電池モジュールにおいて、前記タブは、前記電極にＳｎ−Ａｇ−Ｃｕ半田によって半田付けされ、前記電極は、熱硬化性樹脂と導電性の粉末を混合した導電性ペーストから形成されると共に、前記熱硬化性樹脂は、エポキシ樹脂とウレタン樹脂が配合されてなり、且つＴＭＡ法で測定されたガラス転位点が８０℃以上２００℃以下のエポキシ樹脂を体積割合で７０％〜９０％含むことを特徴とする。

更に、前記導電性ペーストに混合される導電性粉末は、ほぼ粒状の導電性フィラーとフレーク状の導電性フィラーを含み、導電性フィラー全体に対するほぼ粒状の導電性フィラーの含有量が４０ｗｔ．％以上８０ｗｔ．％以下にするとよい。

熱硬化性樹脂と導電性の粉末を混合した導電性ペーストから形成されると共に、前記熱硬化性樹脂は、エポキシ樹脂とウレタン樹脂が配合されてなり、且つＴＭＡ法で測定されたガラス転位点が８０℃以上２００℃以下のエポキシ樹脂を体積割合で７０％〜９０％含むことで、Ｓｎ−Ａｇ−Ｃｕ半田をコーティングしたタブを半田付けした場合にも、太陽電池素子とタブの密着強度が向上し、後工程での不良発生率を低減させることが可能となる。

以下、この発明の実施形態につき、図面を参照して説明する。図１は、本発明の実施形態による太陽電池素子の構成を示した断面図、図２は、図１に示した実施形態による太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールの構成を示した断面図である。

まず、図１、図２を参照して、本実施形態による太陽電池素子およびそれを用いた太陽電池モジュール（太陽電池装置）の構成について説明する。

本実施形態による太陽電池素子１は、図１に示すように、約１Ω・ｃｍの抵抗率と約３００μｍの厚みとを有するとともに、（１００）面を有するｎ型単結晶シリコン基板２（以下、ｎ型単結晶シリコン基板２という）を備えている。ｎ型単結晶シリコン基板２の表面には、数μｍから数十μｍの高さを有するピラミッド状凹凸が形成されている。このｎ型単結晶シリコン基板２の上面上には、約５ｎｍの厚みを有する実質的に真性のｉ型非晶質シリコン層３が形成されている。また、ｉ型非晶質シリコン層３上には、約５ｎｍの厚みを有するｐ型非晶質シリコン層４が形成されている。

また、ｐ型非晶質シリコン層４上には、約１００ｎｍの厚みを有する透明導電膜としてのＩＴＯ膜５が形成されている。このＩＴＯ膜５は、ＳｎＯ₂を添加したＩｎ₂Ｏ₃によって形成されている。なお、ＩＴＯ膜５の光の透過率を向上させるために、ＩＴＯ膜５中のＳｎの含有率は、好ましくは、約５質量％以下、より好ましくは、約２質量％以下に設定する。

更に、このＩＴＯ膜５の上面上の所定領域には、集電極（ペースト電極）６が形成されている。この集電極６は、銀（Ａｇ）からなる導電性フィラーと熱硬化性樹脂とによって構成されている。集電極６を構成する熱硬化性樹脂は、エポキシ樹脂を含むとともに、熱硬化性樹脂樹脂中のエポキシ樹脂は、体積割合で７０％以上約１００％以下である。なお、樹脂バインダ中のエポキシ樹脂が１００％未満の場合、樹脂バインダ中のエポキシ樹脂以外の樹脂成分は、すべてウレタン樹脂によって構成されている。この集電極６は、図５に示すように、フィンガー部６Ａとバスバー部６Ｂで構成されている。

また、ｎ型単結晶シリコン基板２の下面上には、約５ｎｍの厚みを有する実質的に真性のｉ型非晶質シリコン層７が形成されている。ｉ型非晶質シリコン層７上には、約２０ｎｍの厚みを有するｎ型非晶質シリコン層８が形成されている。このようにｎ型単結晶シリコン基板２の下面上に、ｉ型非晶質シリコン層７およびｎ型非晶質シリコン層８が順番に形成されることにより、いわゆるＢＳＦ（ＢａｃｋＳｕｒｆａｃｅＦｉｅｌｄ）構造が形成されている。また、ｎ型非晶質シリコン層８上には、約１００ｎｍの厚みを有するＩＴＯ膜９が形成されている。ＩＴＯ膜９上の所定領域には、集電極（ペースト電極）１０が形成されている。また、ｎ型単結晶シリコン基板２の下面上に形成されたｉ型非晶質シリコン層７，ｎ型非晶質シリコン層８，ＩＴＯ膜９および集電極１０の上記以外の構成は、それぞれ、ｎ型単結晶シリコン基板２の上面上に形成されたｉ型非晶質シリコン層３，ｐ型非晶質シリコン層４，ＩＴＯ膜５および集電極６の構成と同様である。

尚、上記実施形態としては、透明導電膜としてＩＴＯ膜を用いているが、他の透明導電膜、例えばＺｎＯ膜を用いることも出来る。

また、本実施形態による太陽電池素子１を用いた太陽電池モジュール１１は、図２に示すように、複数の太陽電池素子１を備えている。この複数の太陽電池素子１の各々は、互いに隣接する他の太陽電池素子１と扁平形状の銅箔の表面に鉛（Ｐｂ）フリーの半田がコーティングされたタブ１２を介して直列に接続されている。また、タブ１２の一方端側は、所定の太陽電池素子１の上面側の集電極６（図１参照）に接続されるとともに、他方端側は、その所定の太陽電池素子１に隣接する別の太陽電池素子１の下面側の集電極１０（図１参照）に接続されている。

そして、タブ１２によって接続された複数の太陽電池素子１は、ＥＶＡ（ＥｔｈｙｌｅｎｅＶｉｎｙｌＡｃｅｔａｔｅ）からなる充填剤１３によって覆われている。また、充填剤１３の上面上には、ガラス基板からなる表面保護材１４が設けられている。また、充填材１３の下面上には、ＰＥＴ（ＰｏｌｙＥｔｈｙｌｅｎｅＴｅｒｅｐｈｔａｌａｔｅ）／アルミニウム箔／ＰＥＴの３層構造からなる裏面保護材１５が設けられている。

図３および図４は、本実施形態による太陽電池素子の製造プロセスを説明するための断面図である。次に、図１および図３、図４を参照して、本実施形態による太陽電池素子およびそれを用いた太陽電池モジュールの製造プロセスについて説明する。

まず、図３に示すように、洗浄することにより不純物が除去された約１Ω・ｃｍの抵抗率と約３００μｍの厚みとを有するｎ型単結晶シリコン基板２を準備する。次に、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いて、ｎ型単結晶シリコン基板２の上面上に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層３と、約５ｎｍの厚みを有するｐ型非晶質シリコン層４とをこの順番で形成する。なお、ＲＦプラズマＣＶＤ法によるｉ型非晶質シリコン層３およびｐ型非晶質シリコン層４の具体的な形成条件は、周波数：約１３．５６ＭＨｚ、形成温度：約１００℃〜約２５０℃、反応圧力：約２６．６Ｐａ〜約８０．０Ｐａ、ＲＦパワー：約１０Ｗ〜約１００Ｗである。

次に、ｎ型単結晶シリコン基板２の下面上に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層７と、約２０ｎｍの厚みを有するｎ型非晶質シリコン層８とをこの順番で形成する。なお、このｉ型非晶質シリコン層７およびｎ型非晶質シリコン層８は、それぞれ上記したｉ型非晶質シリコン層３およびｐ型非晶質シリコン層４と同様のプロセスにより形成する。

続いて、図４に示すように、マグネトロンスパッタ法を用いて、ｐ型非晶質シリコン層４およびｎ型非晶質シリコン層８の各々の上に、約１００ｎｍの厚みを有するＩＴＯ膜５および９をそれぞれ形成する。このＩＴＯ膜５および９の具体的な形成条件は、形成温度：約５０℃〜約２５０℃、Ａｒガス流量：約２００ｓｃｃｍ、Ｏ₂ガス流量：約５０ｓｃｃｍ、パワー：約０．５ｋＷ〜約３ｋＷ、磁場強度：約５００Ｇａｕｓｓ〜約３０００Ｇａｕｓｓである。

次に、ＩＴＯ膜５および９の各々の上の所定領域にスクリーン印刷法を用いて、この発明の特徴である導電性粉末、例えば、銀（Ａｇ）と熱硬化型樹脂（エポキシ樹脂とウレタン樹脂が所定の体積割合で配合されている）とからなる導電性ペースト（銀ペースト（低温焼成ペースト））を塗布した後、約１８０℃で約１時間焼成して導電性ペースト（銀ペースト）を硬化させる。これにより、集電極６および１０を形成する。このようにして、図１に示した本実施形態により太陽電池素子１が形成される。

上記のようにして作成した太陽電池素子１を複数準備する。そして、この複数の太陽電池素子１の上面側の集電極６に銅箔からなるタブ１２（図２参照）の一方端側を接続する。このタブ１２は、銅箔の表面にＳｎ−Ａｇ−Ｃｕ系の鉛（Ｐｂ）フリー半田をコーティングされている。

このタブ１２の集電極６への接続は、タブ１２の表面にコーティングされた鉛（Ｐｂ）フリー半田を加熱することにより、集電極６にタブ１２を半田付けすることによって行なう。そして、タブ１２の他方端側を、同様のプロセスにより、隣接する別の太陽電池素子１の下面側の集電極１０（図１参照）に接続する。このようにして、複数の太陽電池素子１を直列に接続する。

次に、ガラス基板からなる表面保護材１４の上にＥＶＡシートからなる充填材１３を載せた後、タブ１２により接続した複数の太陽電池素子１を載せる。そして、その上にさらにＥＶＡシートからなる充填材１３を載せた後、ＰＥＴ／アルミニウム箔／ＰＥＴの３層構造を有する裏面保護材１５を載せる。その後、減圧下において加熱しながら加圧することによって、表面保護材１４、充填材１３、タブ１２により接続した複数の太陽電池素子１および裏面保護材１５を一体化させる。このようにして、図２に示した本実施形態による太陽電池モジュール１１が形成される。

上記したように、鉛（Ｐｂ）フリー半田を用いたタブを使用する際には、導電性ペースト（銀ペースト）の耐熱性を向上させる必要がある。本発明者等は、この耐熱性に着目したところ、熱硬化性樹脂に含まれる樹脂のうち、ガラス転移点が８０℃〜２００℃の範囲内である樹脂の体積割合が、樹脂全体の耐熱性に寄与していることが判った。

更に、Ｓｎ−Ａｇ−Ｃｕ系の鉛（Ｐｂ）フリー半田をタブに用い、集電極に半田付けしようとすると、ガラス転移点が８０℃〜２００℃の範囲内である樹脂の配合比を体積割合で５０％以上にすることが必要であり、更に７０％以上であればタブを半田付けした後のタブとセルの密着強度は高くなり、モジュール化工程でのタブハガレなどによる不良発生率も大きく低下することが分かった。

ガラス転移点が８０℃を下回る場合は、鉛（Ｐｂ）フリー半田をコーティングしたタブを半田付けした際には、銀ペーストの脆化などによるタブ剥がれなどの不良の発生やモジュールの耐湿性の低下などの問題が発生し、ガラス転移点が２００℃を越える樹脂を体積割合で５０％以上にした場合には、鉛（Ｐｂ）フリータブが半田付けできない。

ガラス転移点が８０℃〜２００℃の範囲内の樹脂としては、エポキシ基を有する樹脂、フェノール樹脂、ポリイミド樹脂を用いることができる。以下、エポキシ樹脂とウレタン樹脂を配合した場合を例に採り、本発明の実施形態につき、更に説明する。

次のようにして、サンプルを作成した。この実施形態では、１０４ｍｍ角の単結晶シリコンウェハーを用いたＨＩＴ構造の太陽電池素子を用い、光入射側のバスバー部６Ｂの幅（開口部）を１．５ｍｍ、フィンガー部７Ａの幅（開口幅）を８０μｍとした集電極パターン（スクリーン版の設計）を採用している（図５参照）。

この実施形態におけるテストでは、エポキシ樹脂とウレタン樹脂を配合した熱硬化性樹脂を用い、エポキシ樹脂の体積割合を３０ｖｏｌ．％、５０ｖｏｌ．％、７０ｖｏｌ．％、８０ｖｏｌ．％、９０ｖｏｌ．％、１００ｖｏｌ．％、と変化させた銀ペーストを用いた。

この時に用いたエポキシ樹脂のガラス転移点は、ＴＭＡ法で測定したところ９０℃であり、ウレタン樹脂のガラス転移点は、同様に測定したところ４０℃であった。

また、これらのペーストには、銀粒が８５ｗｔ．％以上配合されており、比抵抗は３×１０^-5Ωｃｍ以下である。そのために、図６に示すように、銀粒は、φ５μｍ以下のほぼ粒状のフィラー６０と、最大長さ（図中ＡまたはＡ’で示す）が２０μｍ以下のフレーク状のフィラー６１が混合されており、ほぼ粒状のフィラー６０の粉体が４０ｗｔ．％混合されている。

上記した銀ペーストを用いて集電極を形成したＨＩＴ構造の太陽電池素子を作成し、共晶半田、鉛（Ｐｂ）フリー半田（今回はＳｎ−Ａｇ−Ｃｕ半田を使用）を半田付けし、太陽電池素子とタブの密着強度とそれらの太陽電池素子を用いたモジュールの耐湿試験を行なった。

今回のサンプルでの、太陽電池素子とタブの密着強度のデータを下表１に、後工程での密着強度不足による不良発生確率を表２に示す。なお、エポキシ樹脂の配合比が３０ｖｏｌ．％のセルに対しては、不良多発のため、後工程での不良発生確率は評価していない。

ここで、タブ強度とは、太陽電池素子の集電極に銅箔からなるタブを半田付けした後、その半田付けしたタブを引き剥がす際の引き剥がし強度を意味する。このタブ強度は集電極のＩＴＯ膜に対する密着性の指標となる。タブ強度の測定には、アイコーエンジニアリング製、ＣＰＵゲージ９５００を用いている。

測定は、図７に示すように、太陽電池素子１を引き剥がし強度測定器２０に固定すると共に、引き剥がし強度測定器２０のクリップ２１により、太陽電池素子１の集電極（図１参照）６上に半田付けしたタブ１２を挟む。その後、引き剥がし強度測定器２０のハンドル２２を回すことにより、タブ１２及び集電極６が太陽電池素子１から剥離するまでクリップ２１を引っ張る。そして、引き剥がし強度測定器２０のゲージ２３に表示される引き剥がし強度の最大値を測定することにより、タブ強度を測定している。

なお、不良発生率はタブを半田付けし直列接続されたセルを、ガラス／ＥＶＡシート上に並べた際に、目視にてハガレの有無を確認してカウントしている。即ち、この後工程では、２４個の太陽電池素子を直列に接続したものを１列にし、４列を並列に接続した後、ガラス／ＥＶＡシート上に並べる。この時に、目視にて１箇所でもハガレがあった場合に不良としてカウントしている。

表１、表２から、鉛（Ｐｂ）フリー半田をコーティングしたタブを用いる際に、エポキシ配合比は５０ｖｏｌ．％を越え、７０ｖｏｌ．％以上であることが望ましいことが判る。また、エポキシ配合比が１００ｖｏｌ．％の銀ペーストを用いた場合に、タブ強度は良好であるにもかかわらず、後工程での不良発生率が増加している。これは、銀ペーストの樹脂がエポキシ樹脂のみから構成されているため、その硬度が上昇し、タブ剥がれが起きたものと考えられる。すなわち、エポキシ配合比は７０ｖｏｌ．％を超えて高い方が好ましいものの、若干のウレタン樹脂を配合した方が、より好ましいと考えられる。このことから、エポキシ樹脂の配合比は７０ｖｏｌ．％〜９０ｖｏｌ．％が最も好ましいと考えられる。

次に、モジュールの耐湿性につき測定した結果につき説明する。上記実施形態にかかる太陽電池素子を用いたモジュールを作製し、その耐湿性を評価した結果（対初期出力比）を下表３に示す。耐湿試験の条件はＪＩＳＣ８９１７に従い、恒温恒湿漕を８５℃、８５％の条件とし、その恒温恒湿漕中に１０００時間、２０００時間保管した後に、それぞれのモジュールの出力を測定した。前記のＪＩＳでは１０００時間と規定され、初期の出力比で９５％以上を合格としている。しかし、今回は、さらに長期の耐湿性をも評価することとし、２０００時間まで時間を延ばすこととした。参考のため、表３中の括弧内に１０００時間後のモジュールの出力（対初期比）も記入している。

なお、エポキシ配合比が３０％の太陽電池素子に対してはタブ付け後に剥離が生じたために評価を行なっていない。

上記のように、エポキシ樹脂の配合比が高い方が半田の種類に依らず耐湿後の出力低下が少ないことが判る。また、鉛（Ｐｂ）フリー半田とエポキシ樹脂が５０％のペーストの組み合わせにおいても、ＪＩＳ基準（Ｐｍａｘの初期比で９５％以上）は満たしているものの、基準の下限に近いため生産上の揺らぎを考慮すると量産には向かないと考えられる。

特に、エポキシ樹脂の体積配合比を７０ｖｏｌ．％以上にした場合には、さらに長期（２０００時間後）の耐湿試験においてもモジュールの出力低下は小さく、鉛（Ｐｂ）フリー半田を半田付けした際の銀ペーストの脆化が抑えられている。

上記したサンプルにおいては、エポキシ樹脂の配合比が７０ｖｏｌ．％の熱硬化性樹脂を用い粒状フィラー６０（図６参照）を４０ｗｔ．％としているが、エポキシ樹脂の配合比が７０ｖｏｌ．％の熱硬化性樹脂を用い、粒状のフィラー６０の配合比を０、２０、４０，６０，８０、１００ｗｔ．％とそれぞれ変えてサンプルを作成して評価した。その結果を表４に示す。

表４において、カスレの×は５０枚連続印刷後にカスレが発生、カスレの三角は５０枚連続印刷後にわずかなカスレが発生、比抵抗×は５×１０^-5Ωｃｍ以上、○は良好の場合を示している。

上記の表４から、粒状のフィラー６０が３０ｗｔ．％以下の場合は、印刷カスレの発生により、太陽電池用のペーストには適さない。また、粒状のフィラー６０が９０ｗｔ．％を越えた場合も比抵抗が上昇してしまい、太陽電池ペーストには適さない。従って、粒状のフィラー６０の配合比は、４０ｗｔ．％以上８０ｗｔ．％が適している。

この粒状のフィラー６０の配合比による印刷性については、エポキシの配合比に依存せず、５０ｖｏｌ．％〜１００ｖｏｌ．％の間で同様であった。

次に、ガラス転移点が７０℃、８０℃、１５０℃、２００℃、２１０℃のエポキシ樹脂をそれぞれ７０ｖｏｌ．％配合した樹脂を用いて銀ペーストを作成し、表３の時と同様のテストをした結果を表５に示す。参考のため、表５中の括弧内に１０００時間後のモジュールの出力（対初期比）も記入している。

表５において、７０℃のサンプルでは不良発生率、耐湿試験は評価していない。また、２１０℃のペーストを用いたセルでは、タブが半田付け出来なかった。

表５に示すように、ガラス転移点が８０℃〜２００℃の間であれば、鉛（Ｐｂ）フリー半田をコーティングしたタブの半田付けが可能であり、更に、９０℃〜２００℃の間であれば、モジュールの耐湿性も良好であるから、実用上はこの範囲が好ましい。

上記のテストにおいて、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂を用いていた。しかし、その他のエポキシ樹脂の種類としては、スチルべン系、ビフェニル系などの２官能化合物を原料とする樹脂、ポリフェノール系、フェノールノボラック系などの多官能フェノール化合物を原料とする樹脂や、ジシクロペンタジエン系／フェノール系重付加物を原料とする樹脂などがあるが、いずれの樹脂を用いても効果は同等である。また、ガラス転移点が９０℃を越える樹脂としては、フェノール樹脂やポリイミド樹脂などがある。

また、上記のテストにおいて導電性フィラーとして銀を用いた。しかし導電性フィラーとしては、銅、ニッケル、アルミニウムなどの金属や、炭素などの導電性を有するもので有れば種類も問わない。

また、上記した実施形態では、ＨＩＴ構造の太陽電池素子を用いてテストを行なったが、太陽電池の種類としても、薄膜シリコン系、化合物半導体系、色素増感系、有機系の太陽電池においても同様であり、透明電極の下に位置する半導体層が、非晶質半導体や微結晶半導体の太陽電池装置にこの発明は適用すると好適である。

本発明の実施形態による太陽電池素子の構成を示した断面図である。図１に示した実施形態による太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールの構成を示した断面図である。本発明の実施形態による太陽電池素子の製造プロセスを説明するための断面図である。本発明の実施形態による太陽電池素子の製造プロセスを説明するための断面図である。本発明の実施形態による太陽電池素子の集電極を示す模式図である。本発明の実施形態による導電性ペーストを示す模式図である。タブ強度の測定を行う装置を説明する模式図である。通常の太陽電池モジュールに使用される太陽電池の一例を示すており、同図（Ａ）は断面構造図、また（Ｂ）は平面図である。

符号の説明

１太陽電池素子
２ｎ型単結晶シリコン基板
３ｉ型非晶質シリコン層
４ｐ型非晶質シリコン層
５ＩＴＯ膜
６集電極
７ｉ型非晶質シリコン層
８ｎ型非晶質シリコン層
９ＩＴＯ膜
１０集電極
１１太陽電池モジュール
１２タブ１２

Claims

表面部材と裏面部材との間に、複数の太陽電池素子が配設され、太陽電池素子の電極同士をタブにより互いに電気的に接続してなる太陽電池モジュールにおいて、
前記タブは、前記電極にＳｎ−Ａｇ−Ｃｕ半田によって半田付けされ、
前記電極は、熱硬化性樹脂と導電性の粉末を混合した導電性ペーストから形成されると共に、
前記熱硬化性樹脂は、エポキシ樹脂とウレタン樹脂が配合されてなり、且つＴＭＡ法で測定されたガラス転位点が８０℃以上２００℃以下のエポキシ樹脂を体積割合で７０％〜９０％含むことを特徴とする太陽電池モジュール。
前記導電性ペーストに混合される導電性粉末は、ほぼ粒状の導電性フィラーとフレーク状の導電性フィラーを含み、導電性フィラー全体に対するほぼ粒状の導電性フィラーの含有率が４０ｗｔ．％以上８０ｗｔ．％以下であることを特徴とする請求項１記載の太陽電池モジュール。