JP5739076B2 - 太陽電池モジュール及びその製造方法 - Google Patents
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Description
太陽電池は、半導体接合等からなる光電変換部を内蔵している。太陽電池は、この光電変換部に光を照射することによって、発生するキャリア(電子及び正孔)を外部回路に取り出して発電することが可能である。
また、太陽電池は、この光電変換部で発生するキャリアを集中的に効率良く外部回路へ取り出すための集電極を備えている。この集電極は、太陽電池の光電変換部上に取り付けられている。
なお、本明細書内での「太陽電池モジュール」は、上記したような複数の太陽電池セルが接続されたものだけでなく、1枚の太陽電池(以下、太陽電池セル、又はセルともいう)も含んで定義する。
一般的に、表面保護材には、ガラス基板などの透光性を有するものが使用される。また、封止材には、EVA(Ethylene Vinyl Acetate)などの透光性を有するものが使用される。
そのため、従来から、太陽電池の透明電極層上に金属製の集電極を設けて、集電極を取出電極として機能させている。こうすることによって、電流の取出効率を高める取り組みが従来からなされている(例えば、特許文献1)。
本発明者は、この試作した太陽電池モジュールの構造を採用することで、めっき法によって集電極を形成するので、製造コストの低減ができるとともに、光電変換部と配線部材間の抵抗損失も低減できると予想した。
すなわち、はんだを介して、めっき電極と配線部材を接着すると、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が弱くなることがわかった。
そのため、試作した太陽電池モジュールは、衝撃等の外部要因等により断線するおそれがあり、太陽電池モジュールとして不安定なものとなっていた。
しかしながら、当該試作した太陽電池モジュールにおいても、はんだを用いた場合と同様、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が弱くなるという結果となっていた。
すなわち、めっき電極と配線部材をはんだ等を介して接着すると、めっき電極と配線部材は実質的に一体となる。そのため、衝撃等の外部要因等により、配線部材に荷重がかかると、配線部材に加わった荷重は、めっき電極とめっき電極の下地となる層の界面に集中的に加わってしまう。すなわち、配線部材とめっき層の界面に荷重が分散せず、集中的にめっき電極とその下地となる層の界面にかかる。そのため、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が特に弱くなると考察した。
(1)第一導電層上に配線部材が直接接する積層構造
(2)第一導電層と配線部材が、第二導電層と異なる接着層を介して接する積層構造。
また、ここでいう「積層」とは、直接的又は間接的に層が重なることをいう。
さらに、ここでいう「異なる層」とは、比較対象に対して完全に同一でない層をいう。「第一導電層と異なる層」の例としては、例えば、材質の異なるものや第一導電層と同じ工程で形成されていないものなどが挙げられる。すなわち、当該定義においては、素材だけではなく、組成や配合量が異なるものも「異なる層」に該当する。
「全体として延びる状態」とは、例えば、図27に示される物質Aの場合、幅W(全体の延伸方向に対して直交方向の長さ)を1としたときに、長さL(全体の延伸方向の長さ)が100以上である状態をいう。
このように、透光性部材から入射した光は、光電変換部を基準として透光性部材の内側(光電変換部側)に封じ込められるので、配線部材上に第二導電層を設けない場合に比べて、光学損失を減少させることができる。
また、例えば、第二導電層をめっき浴に浸して形成する場合において、絶縁層が形成された部位には、原則的には第二導電層が形成されない。そのため、当該絶縁層が形成された部位において、光は第二導電層によって遮られることなく、光電変換部内に導入することができる。
そして、本様相によれば、配線部材は、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層とを電気的に接続している。そのため、太陽電池間を電気的に直列接続することができる。
また、本様相によれば、第二導電層は、電解めっき法や無電解めっき法などのめっき法によって形成されているので、第二導電層を形成する際に光電変換部が損傷する程度の高温に至らない。そのため、光電変換部が劣化しにくい。さらに、本様相によれば、めっき法によって形成されているので、真空蒸着法やスパッタ法等を用いて形成する場合に比べてコストも低減できる。
本発明の太陽電池モジュールの製造方法によれば、製造コストを低減可能である。
本明細書においては、体積抵抗率が10-2Ω・cm以下であれば導電性であると定義する。また、体積抵抗率が、102Ω・cm以上であれば、絶縁性であると定義する。以下の説明においては、太陽電池2全体の表裏を表す際には、原則として表面を第一主面、裏面を第二主面という。さらに、以下の説明において、内外を表すときは、特に断りがない限り、光電変換部30を基準とする。
太陽電池モジュール1は、図3に示すように、一方の太陽電池2の第一主面(受光面)に設けられた集電極8(正極)と、他方の太陽電池2の第二主面に設けられた裏面電極28(裏面電極層,負極)は、配線部材3により接続されている。そのため、隣接する太陽電池2間は互いに電気的に直列に接続されている。
すなわち、太陽電池2は、表面部材5を通過した入射光を光電変換部30で収集し、発電するものである。
この光電変換部30の表面(受光面側の面)上には、図4に示されるように櫛形状の集電極8が設けられている。
各フィンガー電極部31は、光電変換部30の表面(受光面側の面)上に分布して配されている。すなわち、各フィンガー電極部31は、幅方向sに所定の間隔を空けて配されており、そのそれぞれが平行になるように等間隔に並設されている。
各フィンガー電極部31の幅W1は、光電変換部30へのより多くの光を導入する観点から150μm以下であることが好ましく、90μm以下であることがより好ましい。
各フィンガー電極部31間の間隔W2は、光電変換部30の面内における電流の分布をより均一にする観点から、4mm以下であることが好ましく、2.5mm以下であることがより好ましい。
各バスバー電極部32は、光電変換部30の表面(受光面側の面)上に分布して配されている。各バスバー電極部32は、長さ方向lに所定の間隔を空けて配されており、そのそれぞれが平行になるように並設されている。
バスバー電極部32の個数は、フィンガー電極部31の個数に比べて少ない。具体的には、バスバー電極部32の個数は、1個以上5個以下であることが好ましく、2個以上4個以下であることがより好ましい。
各バスバー電極部32の幅W3は、より光を光電変換部30に入射させる観点から3mm以下であることが好ましく、2.1mm以下であることがより好ましい。
本実施形態では、2つのバスバー電極部32が互いに平行に延びており、多数のフィンガー電極部31が、2つのバスバー電極部32を跨がって延びている。すなわち、一つのバスバー電極部32に対して複数のフィンガー電極部31が直交方向に張り出すように延びている。
第一導電層21と第二導電層22は、絶縁層19の孔23の開口を経由して物理的に接続されている。すなわち、第二導電層22の一部は、絶縁層19の孔23の開口を介して、第一導電層21に導通されている。
ここで「一部が導通されている」とは、一部が電気的に接続された状態であり、静電気による導電も含む。典型的には絶縁層19に開口が形成され、その開口に第二導電層22の材料が充填されていることによって、導通されている状態である。
ここでいう「ほぼ全面」とは、基準面の90パーセント以上の部分を表す。すなわち、絶縁層19は、積層対象(本実施形態では、光電変換部30等)の片面の90パーセント以上の部分に積層されている。絶縁層19は、積層対象(本実施形態では、光電変換部30等)の全面に積層されていることが特に好ましい。
以下、「ほぼ全面」は、基準面の90パーセント以上の部分と定義する。
すなわち、本実施形態の太陽電池2のように、光電変換部30の表面(光入射面側の面)に後述する透明電極層18(図7参照)が形成されている場合は、めっき液に透明電極層18が晒されて透明電極層18が浸食されるおそれがある。
生産性の観点からも、光電変換部30の第一主面側の面上において、全体に絶縁層19が形成されることがより好ましい。
本実施形態では、絶縁層19は、光電変換部30の第一主面側の面のほぼ全面を覆うように形成されている。
本実施形態の配線部材3は、図9の拡大図に示されるように、配線本体60と、配線本体60の表面に被覆されたコーティング層61から形成されている。
コーティング層61は、配線本体60を外傷等から守る部位である。第一導電層21よりも軟らかい層で形成されている。
具体的には、本実施形態の配線部材3は、銅箔の表面にはんだめっき加工を施したものを採用している。すなわち、配線本体60は、銅箔で形成されており、コーティング層61は、はんだなどによって形成されている。
本実施形態では、配線部材3の長さは、図3のように、太陽電池2aの幅を超えて、さらに隣接する太陽電池2bまで至っている。
この絶縁性を有した樹脂接着剤としては、例えば、エチレン・酢酸ビニル共重合樹脂であるEVA(エチレンビニルアセテート)やポリビニルブチラールなどの熱硬化性樹脂が採用できる。
絶縁層19の孔23の内部は、第二導電層22が埋まっており、隣接する孔23,23間は、第二導電層22を介して繋がっている。そのため、第一導電層21よりも電気抵抗が小さな第二導電層22によって、第一導電層21と配線部材3間の電気伝導を補助されているので、第一導電層21と配線部材3での抵抗損失を抑制することができる。
つまり、太陽電池2は、バスバー電極部32は、第一導電層21及び配線部材3に跨がって、絶縁層19が被覆されている。
本実施形態では、第一導電層21と配線部材3は、絶縁層19によって被覆されている。
低融点材料34としては、低融点金属材料の単体もしくは合金、複数の低融点金属材料の混合物を好適に用いることができる。
この低融点金属材料としては、例えば、インジウムやビスマス、ガリウム等が挙げられる。
ここでいう「熱流動開始温度」とは、加熱により材料が熱流動を生じ、低融点材料34を含む層の表面形状が変化する温度である。典型的には融点である。
高分子材料やガラスでは、融点よりも低温で材料が軟化して熱流動を生じる場合がある。このような材料では、熱流動開始温度=軟化点と定義できる。
軟化点とは、粘度が4.5×106Pa・sとなる温度である。すなわち、この場合の熱流動開始温度はガラスの軟化点の定義と同じである。
本実施形態の太陽電池2の場合、図7に示される光電変換部30の骨格を構成する基板15は、500℃以上の高温に加熱された場合でも特性変化を生じ難い。
しかしながら、シリコン系薄膜16,17,25として非晶質シリコン系薄膜を用いた場合や、透明電極層18,27として透明導電酸化物を用いた場合は、250℃程度に加熱されると、熱劣化を生じたり、ドープ不純物の拡散を生じ、太陽電池特性の不可逆的な低下を生じたりする場合がある。
そのため、本実施形態の太陽電池2においては、第一導電層21は、熱流動開始温度T1が250℃以下の低融点材料34を含むことが好ましい。
後述するアニール工程における第一導電層21の表面形状の変化量を大きくして、絶縁層19に孔23を容易に形成する観点から、第一導電層21の形成工程において、低融点材料34は実質的に熱流動を生じないことが好ましい。
例えば、塗布や印刷により第一導電層21が形成される場合は、乾燥のために加熱が行われることがある。この場合は、低融点材料34の熱流動開始温度T1は、第一導電層21の乾燥のための加熱温度よりも高温であることが好ましい。この観点から、低融点材料34の熱流動開始温度T1は、80℃以上が好ましく、100℃以上がより好ましい。
低融点材料34は、電気的には導電性であっても、絶縁性でも良いが、光電変換部30と配線部材3間の導電経路の一部を構成させる観点から導電性を有する金属材料であることが望ましい。
低融点材料34が金属材料であれば、他材料を使用する場合に比べて、第一導電層21の抵抗値を小さくできる。そのため、電解めっきにより第二導電層22が形成される場合に、第二導電層22の膜厚の均一性を高めることができる。また、低融点材料34が金属材料であれば、光電変換部30と集電極8との間の接触抵抗を低下させることも可能となる。
この範囲にすることにより、アニール工程での絶縁層19への開口の形成を容易とすることができる。
低融点材料34の粒径DLは、0.25μm以上が好ましく、0.5μm以上がより好ましい。
高融点材料35としては、例えば、銀、アルミニウム、銅などの金属材料の単体もしくは複数の金属材料やそれらの合金を好ましく用いることができる。
また、第一導電層21のライン抵抗を所望の範囲とする観点から、平均膜厚は0.5μm以上が好ましく、1μm以上がより好ましい。
第一導電層21は、例えば、低融点材料34と高融点材料35を導電性ペーストとしてスクリーン印刷法により形成することができる。第一導電層21は、例えば、パターン形状に対応したマスクを用いて、蒸着法やスパッタ法により形成されてもよい。
なお、本実施形態では、第二導電層22は、第一導電層21の表面を被めっき面として、電解めっき法により形成されている。
電解めっき法では、めっき電源40から被めっき面への給電が必要となるが、図12のようにめっき電源40からの給電点41は配線部材3上に設けることが望ましい。
こうすることにより、給電点41での接点治具と太陽電池基板46との接触による太陽電池基板46の破損をより防ぐことが可能となる。また、太陽電池基板46の被めっき面と給電点41との間の導通の一部を、電気抵抗が小さい配線部材3に担わせることができるので、第一導電層21として電気抵抗が大きいものも適用可能になる。そのため、第一導電層21の材料の選択の幅を広げることも可能となる。
配線部材3の表面を絶縁体で被覆することで、配線部材3の表面付近でのめっき液内の金属イオンの浪費を抑えることができる。
ここでいう「反射率が略等しい」とは、反射率の差が反射率の3パーセント以内であることをいう。
この低反射率材料としては、ニッケルやクロムなどが挙げられる。
また、生産性の観点から、第二導電層22上の低反射率材料と配線部材3上の低反射率材料は同時に形成されることが好ましい。
本発明においては、例えば、第二導電層22とは別に第二のめっき層を形成し、この第二のめっき層(第二導電層22の外側のめっき層)として、配線部材3の表面を形成するコーティング層61と同一の低反射率材料を形成することにより実現できる。
絶縁層19は、第二導電層22を形成する際に使用されるめっき液に対する化学的安定性を有する材料によって形成されている。すなわち、絶縁層19にめっき液に対する化学的安定性が高い材料を用いているので、第二導電層22の形成時のめっき工程中に、絶縁層19がめっき液に溶解しにくい。
透明電極層18と絶縁層19との付着強度が大きい場合、めっき工程中に、絶縁層19が剥離しにくくなり、透明電極層18上への金属の析出を防ぐことができる。
上記したように、絶縁層19は、光電変換部30の光入射面側に形成される。そのため、絶縁層19による光吸収が小さければ、より多くの光を光電変換部30へ取り込むことが可能である。
具体的には、絶縁層19は、透過率90パーセント以上であることが好ましい。このような十分な透明性を有する場合、絶縁層19での光吸収による光学的な損失が小さい。そのため、第二導電層22の形成後に絶縁層19を除去することなく、そのまま太陽電池2として使用することができる。また、太陽電池2の製造工程を単純化でき、生産性をより向上させることができる。
なお、これらの無機材料は、化学量論的(stoichiometric)組成を有するものに限定されず、酸素欠損等を含むものであってもよい。
絶縁層19の膜厚は、本実施形態においては、後述するアニール工程における第一導電層21の表面形状の変化に伴って生じる界面の応力等によって、絶縁層19に孔23(開口部)が形成される程度に薄いことが好ましい。
かかる観点から、本実施形態の絶縁層19の膜厚は、1000nm以下であることが好ましく、500nm以下であることがより好ましい。
このような効果を得るためには、絶縁層19の屈折率が、光電変換部30の表面の屈折率よりも低いことが好ましい。また、絶縁層19に好適な反射防止特性を付与する観点から、膜厚は30nm〜250nmの範囲内で設定されることが好ましく、50nm〜250nmの範囲内で設定されることがより好ましい。
例えば、第一導電層形成領域37では、アニール工程での孔23(開口部)の形成を容易とする観点で絶縁層19の膜厚が設定され、第一導電層非形成領域38では、適宜の反射防止特性を有する光学膜厚となるように絶縁層19の膜厚が設定されていてもよい。
かかる観点から、絶縁層19の屈折率は、1.4〜1.9が好ましく、1.5〜1.8がより好ましく、1.55〜1.75がさらに好ましい。
なお、本明細書における屈折率は、特に断りがない限り、波長550nmの光に対する屈折率であり、分光エリプソメトリーにより測定される値である。また、絶縁層19の屈折率に応じて、反射防止特性が向上するように絶縁層19の光学膜厚(屈折率×膜厚)が設定されることが好ましい。
この方法により、200nm程度の比較的厚いものだけでなく、30〜100nm程度の比較的薄い膜厚の絶縁層19を形成した場合も、緻密性の高い構造の膜を形成することができる。
緻密性が高い絶縁層19を用いることにより、めっき処理時の表面側(光入射側)に位置する透明電極層18へのダメージを低減できる。さらに、緻密性が高い絶縁層19を用いることにより、これに加えて、透明電極層18上への金属の析出を防止することができる。
また、緻密性が高い絶縁層19を用いることにより、光電変換部30の内部の他の層に対しても、水や酸素などのバリア層として機能し得る。そのため、太陽電池2の長期信頼性の向上の効果も期待できる。
ここでいう「島状」とは、基準面の一部に層が形成されていない領域を有する状態を意味する。本実施形態の場合には、第一導電層21の表面の一部に、絶縁層19が形成されていない領域を有する状態を意味する。
例えば、第一導電層21の材料が銀であり、第二導電層22の材料が銅である場合、第一導電層21(下地電極層)上にめっき法により第二導電層22が形成されると、第一導電層21と第二導電層22との付着力は小さくなる。
そこで、酸化シリコン等の絶縁層19上に第二導電層22を形成することにより、第二導電層22の付着力が高められ、太陽電池2の信頼性を向上することが期待される。
導電性フィルムとしては、例えば、導電性フィルム(CF)やタブ等のインターコネクタなどが好適に使用できる。導電性フィルムの中でも、異方性導電接着フィルム(ACF)を用いるのが望ましい。
すなわち、図7に示されるように、基板15上に、シリコン系薄膜16,17,25,26及び透明電極層18,27等を形成し、光電変換部30を形成する。
このとき、第一導電層21は所定の形状にパターニングされている。
なお、このとき、太陽電池2に第一主面側と第二主面側との短絡部があれば、短絡部を除去してから、配線部材3を接着してもよい。
また、バスバー電極部32近傍においても、絶縁層19は、配線部材3上にのみ形成されていてもよいし、第一導電層非形成領域38上にも形成されていてもよい。
このとき、低融点材料34の変形に伴って、絶縁層19が変形し、フィンガー電極部31において孔23が形成される。
なお、上記したように、T1は、第一導電層21の低融点材料34の熱流動開始温度である。
例えば、本実施形態の太陽電池2のように、ヘテロ接合太陽電池やシリコン系薄膜太陽電池といった透明電極層や非結晶質シリコン系薄膜を有する場合の耐熱温度は、一般的に250℃程度である。
そのため、光電変換部30が非晶質シリコン系薄膜を備えるヘテロ接合太陽電池や、シリコン系薄膜太陽電池の場合、非晶質シリコン系薄膜及びその界面での熱ダメージ抑制の観点から、アニール温度Taは250℃以下に設定されることが好ましい。
より高性能の太陽電池2を実現するためにはアニール温度Taは200℃以下にすることがより好ましく、180℃以下にすることがさらに好ましい。
これに伴って、第一導電層21の低融点材料34の熱流動開始温度T1は、250℃未満であることが好ましく、200℃未満がより好ましく、180℃未満がさらに好ましい。
また、アニール後のバスバー電極部32において、配線部材3の表面は、絶縁層19により被覆されており、その一部に第二導電層22が析出される。
このような本実施形態の方法によれば、集電極8の形状に対応する開口部を有するレジスト材料層を設けずとも、集電極8の形状に対応する第二導電層22をめっき法により形成することができる。
なお、めっき電源40との給電点は、図12,図13のように配線部材3上に設けることが好ましい。こうすることによって、配線部材3の電気抵抗は低く、めっき用に電流を印加しても配線部材3上の電位はほぼ一定に保たれることから、太陽電池2の表面の電位分布の発生が抑制できる。その結果、析出量の分布(膜厚や線幅の分布)を抑制することができる。
そのため、この電極接点治具42によれば、めっき工程中に太陽電池2を所定の位置に固定させることが可能となる。
電極接点の個数もまた、適宜選択することができる。電極接点は、図13(a)に示すように、太陽電池2の一辺方向のみに設けてもよい。すなわち、太陽電池2の一辺側のみに設けてもよい。
図12は、上記したように第二導電層22の形成に用いられるめっき装置45の概念図である。
太陽電池基板46と、陽極47とが、めっき槽48中のめっき液49に浸されている。
なお、太陽電池基板46は、光電変換部30上に第一導電層21及び絶縁層19が形成され、上記工程によってアニール処理が施されたものである。
陽極47と太陽電池基板46の配線部材3との間に電圧を印加することにより、フィンガー電極部31において絶縁層19で覆われていない第一導電層21(非接続部)の上に選択的に第二導電層22(銅)を析出させることができる。
すなわち、陽極47と太陽電池基板46の配線部材3との間に電圧を印加することにより、図5に示されるアニール処理により絶縁層19に生じた孔23(開口部)を起点として、選択的に銅を析出させることができる。
以上がめっき工程の説明である。
具体的には、太陽電池2は、図7のように、基板15の一方の面(光入射側の面,表面)上に、真性シリコン系薄膜16、導電型シリコン系薄膜17、及び透明電極層18がこの順に積層されている。また、太陽電池2は、さらに、透明電極層18の上に、絶縁層19及び集電極8が設けられている。
一方、基板15の他方の面(光反射側の面,裏面)上に真性シリコン系薄膜25、導電型シリコン系薄膜26及び透明電極層27がこの順に積層されている。また、太陽電池2は、さらに、透明電極層27上に、裏面電極28が積層されている。
ここで、一般的に単結晶シリコン基板には、シリコン原子に電子を導入するための原子(例えばリン)を含有させたn型と、シリコン原子に正孔を導入する原子(例えばホウ素)を含有させたp型がある。
ここでいう「一導電型」とは、n型又はp型のどちらか一方であることをいう。
つまり、基板15は、n型又はp型のどちらか一方の単結晶シリコン基板である。
本実施形態の基板15は、n型単結晶シリコン基板であることが好ましい。
ここでいう「逆導電型」とは、「一導電型」と異なる導電型であることをいう。
例えば、「一導電型」がn型である場合には、「逆導電型」はp型である。
本実施形態では、導電型シリコン系薄膜17は、逆導電型シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜26は、一導電型シリコン系薄膜である。
本実施形態では、導電型シリコン系薄膜17は、p型非晶質シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜26は、n型非晶質シリコン系薄膜を採用している。
透明電極層18,27は、導電性酸化物を主成分としていることが好ましい。導電性酸化物の中でも酸化インジウム錫(ITO)を主成分とするものがより好ましい。
ここで「主成分とする」とは、含有量が50重量パーセントより多いことを意味し、70重量パーセント以上が好ましく、90重量パーセント以上がより好ましい。
透明電極層18,27には、ドーピング剤を添加することもできる。
透明電極層18の役割は、集電極8へのキャリアの輸送であるから、膜厚を10nm以上にすることによって、必要な導電性を備えることができる。
膜厚を140nm以下にすることにより、透明電極層18での吸収ロスが小さく、透過率の低下に伴う光電変換効率の低下を抑制することができる。
また、透明電極層18の膜厚が上記範囲内であれば、透明電極層18内のキャリア濃度上昇も防ぐことができる。そのため、赤外域の透過率低下に伴う光電変換効率の低下も抑制される。
このような特性を満たす材料としては、銀やアルミニウム等の金属が挙げられる。裏面電極28の成膜方法は、特に限定されない。
これに対して、本実施形態の太陽電池モジュール1によると、第一導電層21と第二導電層22を有する集電極8は、透明電極層18との接触抵抗が低い。そのため、接触抵抗に起因する発電ロスを低減することが可能となる。
本実施形態のバスバー電極部32では、図14(a)に示されるように表面部材5を透過して入射した光(入射光)は、第二導電層22の外側面で反射されて、表面部材5の内側面に向かう。表面部材5の内側面に向かって反射された光は、空気と表面部材5との屈折率の差により、反射されて光電変換部30に向かう。
このように、従来であれば、表面部材5から入射し、配線部材3によって遮られていた光も、本実施形態の太陽電池モジュール1では、表面部材5からの入射光の大部分を光電変換部30で収集できる。
その一例について、第2実施形態の太陽電池モジュール80として説明する。なお、第1実施形態と同様のものは同じ符番を付して説明を省略する。
すなわち、太陽電池81のバスバー電極部82は、図15から読み取れるように、光電変換部30上に第一導電層21が積層し、第一導電層21の表面を覆うように絶縁層19が形成されている。また、光電変換部30を基準として絶縁層19の外側に配線部材3が位置している。そして、第一導電層21と配線部材3の間には導電性を有した接着材33が介在している。
貫通孔83は、絶縁層19の厚み方向に貫通した孔であり、第一導電層21と配線部材3が電気的に接続するための孔である。
貫通孔83には、接着材33が充填されており、第一導電層21は、絶縁層19の貫通孔83を経由して配線部材3と電気的に接続されている。
なお、第1実施形態の太陽電池モジュール1の製造方法と同一の工程については、簡潔に説明する。また、バスバー電極部82の近傍に注目して説明する。図16及び図17はフィンガー電極部31近傍及びバスバー電極部82近傍の製造工程の説明図である。
その後、第一導電層形成工程にて、図16(b)に示されるようにスクリーン印刷法によって光電変換部30の外側に第一導電層21を形成する。
本第2実施形態では、光電変換部30の一主面側(第一主面側)の全面に絶縁層19が形成されている。
このようにして、太陽電池モジュール80が製造される。
製造工程を簡略化する観点から、表面側電極と裏面側電極を同時に形成することが好ましい。
この際には、配線を単純化することができるので、太陽電池基板46の表面と裏面との電位が共通となるように実施することが好ましい。
めっき工程前に隣接する太陽電池2同士を配線部材3で接続した後、めっき装置に導入する。そして、被めっき面(例えば、フィンガー電極部31の第一導電層21)へめっき電源40から給電することにより、複数の太陽電池2の第二導電層22を同時に形成することができる。
この治具を用いることによって、太陽電池2,2間にある配線部材3上の給電点41と、治具に設置された電極接点とが精度よく位置あわせできる。また、この治具を用いることによって、配線部材3と治具との接続点において、確実に電気的接続が実現できる。
また、この治具を用いると、治具に設置させた状態で太陽電池2を搬送することができるため、搬送時の破損を防ぐことも可能となる。
このような現象を防ぐためには、図19に示されるように、治具の隣接した太陽電池2,2間に位置する間隔の幅を、太陽電池2,2間の間隔と同程度か、太陽電池2,2間の間隔よりも小さくすることが好ましい。
この場合は、図20に示すように電極接点の位置あわせ精度や治具の機械的強度に余裕ができる場合がある。
すなわち、太陽電池2a,2b間で表裏が逆転していてもよい。この場合、太陽電池2a,2b間を直列接続するにあたって、配線部材3を太陽電池2の第一主面側から第二主面側に回す必要がないので、容易に接続できる。
すなわち、第一導電層21がバスバー電極部32を有さない構造であってもよいし、第一導電層21が、開口部、切り欠き部、間隙部を含む形状であってもよい。
また、第一導電層21は、光電変換部30の受光面と接するように設けられた透光性導電膜上に形成しても良い。この場合、この透光性導電膜は、酸化インジウム錫(ITO)や酸化亜鉛(ZnO)等の透光性導電酸化物により構成することができる。
例えば、上記したように太陽電池2単独であってもよい。この場合も、本明細書では、上記したように太陽電池モジュールと呼ぶ。
すなわち、孔23の形成方法は、特に限定されるものではなく、マスク、レーザー照射、機械的な孔開け、化学エッチング等の方法により、孔23(開口部)を形成してもよい。その場合、高融点材料35のみでも使用可能である。
例えば、絶縁層形成工程において、図26(a)のようにフォトレジスト等のレジスト層100によってあらかじめ孔101(開口部)を形成し、図26(b)のようにめっき工程で第二導電層22を形成する。そして、図26(c)のように、レジスト層100を剥がすことによって、集電極8を形成してもよい。
例えば、材料の大きさ(例えば、粒径)等を調整することにより、アニール工程での加熱による第一導電層21の断線を抑制し、変換効率を向上させることも可能である。
具体的には、銀、銅、金等の高い融点を有する材料も、粒径が1μm以下の微粒子であれば、融点よりも低温の200℃程度あるいはそれ以下の温度T1’で焼結ネッキング(微粒子の融着)を生じうる。そのため、銀、銅、金等の高い融点を有する材料も、低融点材料34として用いることができる。
このような焼結ネッキングを生じる材料は、焼結ネッキング開始温度T1’以上に加熱されると、微粒子の外周部付近に変形が生じる。そのため、第一導電層21の表面形状を変化させ、絶縁層19に孔23を形成することができる。
また、微粒子が焼結ネッキング開始温度以上に加熱された場合であっても、融点T2’未満の温度であれば微粒子は固相状態を維持する。そのため、材料の粗大化による断線が生じ難い。すなわち、金属微粒子等の焼結ネッキングを生じる材料は、低融点材料34でありながら、高融点材料35としての側面も有しているといえる。
なお、焼結ネッキング開始温度を厳密に測定することが困難な場合は、微粒子を含有する第一導電層21を形成し、その上に絶縁層19を形成して、加熱により絶縁層19に孔23(き裂)が生じる温度を焼結ネッキング開始温度とみなすことができる。
また、絶縁層19を形成する際に加熱が行われる場合は、絶縁層19を形成する際の基板の加熱により孔23(き裂)が生じる温度を、焼成ネッキング開始温度とみなすことができる。
例えば、第二導電層22として、銅(Cu)等の導電率の高い材料からなる第一のめっき層を、絶縁層19を介して第一導電層21上に形成した後、化学的安定性に優れる第二のめっき層を第一のめっき層の表面に形成する。
こうすることにより、第一のめっき層上に第二のめっき層が積層された多層構造となり、低抵抗で化学的安定性に優れた集電極8を形成することができる。
特に、絶縁層19として光吸収の大きい材料が用いられる場合は、絶縁層19の光吸収による太陽電池の光電特性の低下を抑制するために、絶縁層除去工程が行われることが好ましい。
この際、光取り込み効果をより向上させる観点から、第一導電層非形成領域38上の絶縁層19が全て除去されることがより好ましい。
このとき、用いられる結晶系半導体ウェハは、略正方形状であることが好ましい。また、結晶系半導体ウェハは、平均厚みが0.05mm以上0.15mmであることが好ましく、0.1mm以上0.2mm以下であることがより好ましい。
結晶系半導体ウェハをこのような範囲に設定することにより、基板としての機能を十分な強度を保持しつつ、薄い太陽電池が形成できる。
また、結晶系半導体ウェハをこのような範囲に設定することにより、比較的平均厚みが薄くなるので、押圧等により、割れやすくなるものの、上記した実施形態のような製造方法を使用することで、破損なく製膜することができる。
n型半導体領域10とp型半導体領域11は、結晶系半導体から構成しても良いし、非晶質半導体から構成しても良い。
このようなウェハを薄膜化した太陽電池であっても、上記した実施形態のように、めっき工程において、めっき電源40との給電点を配線部材3上に設けることで、めっき電源40の接続端子からの押圧による破損を防止することができる。
例えば、はんだ材料があらかじめ形成された配線部材を使用し、当該配線部材を使用して太陽電池2の表面に接着してもよい。
図23のように配線部材3と第二導電層22の間に絶縁層19を挟まなくてもよい。この場合、配線部材3の表面に絶縁層19を設けずに、めっき工程を行うことが好ましい。
この凹凸の形成方法として、例えば、エッチング等により、表面を加工して形成したり、めっき法等によって直接形成したりすることができる。めっき法によって形成する場合の一例には、めっき液の成分を調整して、めっき表面が針状に粗化するようにめっきを行うことが挙げられる。
実施例1のヘテロ接合太陽電池を、以下のようにして製造した。
基板15たる一導電型単結晶シリコン基板として、入射面の面方位が(100)で、厚みが200μm、6インチ(156mm)角の略正方形のn型単結晶シリコンウェハを用いた。このシリコンウェハを2重量%のフッ化水素酸(HF)水溶液に3分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜を除去した後、超純水によるリンスを2回行った。このシリコン基板を、70℃に保持された5/15重量%の水酸化カリウム(KOH)/イソプロピルアルコール水溶液に15分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャ構造を形成した。その後に超純水によるリンスを2回行った。
原子間力顕微鏡(AFM パシフィックナノテクノロジー社製)により、ウェハの表面観察を行ったところ、ウェハの表面はエッチングが最も進行しており、(111)面が露出したピラミッド型のテクスチャが形成されていた。
この条件で光入射面側に形成された絶縁層19の屈折率(n)及び消衰係数(k)は図22に示す通りであった。
このめっき液を用いて、温度40℃、電流3A/dm2の条件でめっきを行った。第一導電層21上の絶縁層19上に、第二導電層22として銅が10μm程度の厚みで均一に析出した。第一導電層21が形成されていない領域への銅の析出は、原則としてほとんど見られなかった。
錫ビスマス(SnBi)金属粉末と銀粉末との比率を60:40として、バスバー電極部32のライン抵抗率が10Ω/cmとなった点を除き、実施例1と同様にして太陽電池を作製した。
集電極8にバスバー電極部32の第一導電層21を設けない、所謂バスバーレス構造の集電極とした点を除き、実施例1と同様にして太陽電池を作製した。
第一導電層21を形成した太陽電池2の仕掛品を、実施例1に記載した方法により4枚準備し、p型非晶質シリコン面が上側になるように4枚の太陽電池2を一直線上に並べた。その後、4枚の太陽電池2が電気的に直列接続となるように、それぞれ隣接する太陽電池2の表面側と裏面側とを配線部材3により接続した。
めっき後の一連の太陽電池2、両端の太陽電池2に外部回路への引き出し線を接続した。その後、これらの太陽電池をガラス基板(表面部材5)及び裏面シート(裏面部材6)で挟み込み、封止剤(充填材7)を充填させて封止した。その後、引き出し線を配線ボックスに取り付けて太陽電池モジュール1を作製した。
めっき電源との給電点を、各バスバー電極部32の第一導電層21の端部に設けて第二導電層22を形成し、その後、配線部材3を第二導電層22上に接着した点を除いて、実施例1と同様にして太陽電池2を作製した。
第一導電層21の材料として、実施例2で用いた材料を用いた点を除き、比較例1と同様にして太陽電池を作製した。
比較例1と同様にして作製した太陽電池2を4個準備し、これらを実施例4と同様に配線部材3により電気的に直列接続になるように連結させて、太陽電池モジュール1を作製した。
また、バスバー電極部32における第一導電層21のライン抵抗に関して、10Ω/cmとした比較例2において、FFの低下が確認された。一方、本実施例においては、いずれもFFの低下は生じなかった。
2,81 太陽電池
3 配線部材
5 表面部材(透光性部材)
18 透明電極層(表面電極層)
21 第一導電層
22 第二導電層
23,101 孔(開口部)
28 裏面電極(裏面電極層)
30 光電変換部
31 フィンガー電極部
33 接着材(接着層)
Claims (13)
- 光電変換部と集電極を有した太陽電池と、前記太陽電池と外部回路又は他の太陽電池を接続する配線部材と、を備えた太陽電池モジュールにおいて、
前記太陽電池は、光電変換部を平面視したときに、前記集電極が設けられた部位であって、所定の方向に延伸したフィンガー電極部を有しており、
前記フィンガー電極部は、前記光電変換部を基準として前記光電変換部の外側に、第一導電層と、第二導電層が順に積層した積層構造を有し、
当該第二導電層は、第一導電層とは異なる層であって、めっき層であり、
前記第二導電層の電気抵抗は、第一導電層の電気抵抗以下であり、
前記配線部材は、前記光電変換部を基準として第一導電層の外側にあって、かつ、前記フィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と交差するように配されており、
太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位は、以下の(1)又は(2)の積層構造を備えていることを特徴とする太陽電池モジュール。
(1)第一導電層上に配線部材が直接接する積層構造
(2)第二導電層とは異なる接着層を介して、第一導電層と配線部材が接する積層構造。 - 前記光電変換部を基準として、配線部材の外側に透光性を有した透光性部材を備え、
前記太陽電池は、当該透光性部材を介して光電変換部に入射光を収集可能であり、
前記配線部材の交差部位において、前記光電変換部を基準として、配線部材の外側面の一部又は全部に第二導電層が積層しており、
前記第二導電層の表面粗さは、前記配線部材の表面粗さよりも大きいことを特徴とする請求項1に記載の太陽電池モジュール。 - 前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、
前記絶縁層は、透光性を有していることを特徴とする請求項1又は2に記載の太陽電池モジュール。 - 前記フィンガー電極部は、前記第一導電層と前記第二導電層の間に絶縁層が介在しており、
前記絶縁層は、開口部を有し、
第一導電層と第二導電層は、開口部を経由して導通されていることを特徴とする請求項1〜3のいずれかに記載の太陽電池モジュール。 - 前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、
前記交差部位の側面は、第一導電層及び配線部材に跨がって、前記絶縁層が被覆されていることを特徴とする請求項1〜4のいずれかに記載の太陽電池モジュール。 - 複数の前記太陽電池を有し、
当該複数の太陽電池のうち、少なくとも2つの太陽電池は、前記配線部材を介して接続されており、
前記2つの太陽電池は、前記集電極側に正極又は負極を担う表面電極層と、前記集電極に対して反対側に前記表面電極層と異なる極を担う裏面電極層とを有するものであり、
前記配線部材は、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層とを電気的に接続していることを特徴とする請求項1〜5のいずれかに記載の太陽電池モジュール。 - 太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位は、第一導電層と配線材の間に第二導電層を有さないことを特徴とする請求項1〜6のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
- 請求項1〜7のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記光電変換部を基準として、
前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、
前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、
めっき法によって第一導電層の外側に第二導電層を形成するめっき工程をこの順に含むことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。 - 請求項4〜7のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記光電変換部を基準として、
前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、
前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、
前記第一導電層の外側に絶縁層を形成する絶縁層形成工程と、
前記絶縁層に設けられた開口部を介して、めっき法により第一導電層と導通する第二導電層を形成するめっき工程と、を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。 - 前記第一導電層形成工程、前記配線部材接着工程、前記絶縁層形成工程、前記めっき工程の順に行うことを特徴とする請求項9に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
- 前記めっき工程において、太陽電池をめっき液に浸し、前記配線部材に給電することによって第二導電層を形成することを特徴とする請求項8〜10のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法。
- 配線部材の太陽電池との接着部位と異なる部位に給電することによって、第二導電層を形成することを特徴とする請求項11に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
- 複数の前記太陽電池を備えた太陽電池モジュールの製造方法であって、
各太陽電池を配線部材によって接続し、
当該配線部材に給電することによって、複数の前記太陽電池に同時に第二導電層を形成することを特徴とする請求項8〜12のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法。
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