JP5877133B2 - 太陽電池用導電性接着剤、並びに太陽電池モジュール、及びその製造方法 - Google Patents
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Description
従来のタブ線は、銅線表面にハンダを塗布したタイプが使用されていた。そして、太陽電池セルの電極とタブ線とは、ハンダを介して接続されていた。しかし、ハンダ接続には高温が必要であることから、受光面のパネル割れや反り、タブ線からはみ出した(漏洩した)ハンダによるショートなどが発生し、不具合の原因となっていた。
しかし、この提案の技術では、太陽電池セルとタブ線との高い接着性、及び高い接続信頼性を両立することが困難であるという問題がある。
<1> 太陽電池セルの電極とタブ線とを接続させるために用いられ、
フルオレン型フェノキシ樹脂と、フルオレン型エポキシ樹脂と、硬化剤と、導電性粒子とを少なくとも含有することを特徴とする太陽電池用導電性接着剤である。
<2> フルオレン型フェノキシ樹脂(A)と、フルオレン型エポキシ樹脂(B)との質量比率(A:B)が、1.0:3.0〜3.0:1.0である前記<1>に記載の太陽電池用導電性接着剤である。
<3> 導電性粒子の含有量が、2質量%〜25質量%である前記<1>から<2>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤である。
<4> 硬化後の−40℃での貯蔵弾性率が、3.0×109Pa〜4.1×109Paであり、硬化後の170℃での貯蔵弾性率が、1.9×108Pa〜2.2×108Paである前記<1>から<3>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤である。
<5> 硬化後の主分散tanδピークの温度が、190℃以上であり、硬化後の主分散tanδピーク値が、0.40以上である前記<1>から<4>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤である。
<6> 導電性粒子が、銀コート銅粉である前記<1>から<5>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤である。
<7> 電極を有する太陽電池セルと、タブ線と、導電性接着剤の硬化物とを有し、
前記太陽電池セルの電極と前記タブ線とが、前記導電性接着剤の硬化物を用いて接続され、
前記導電性接着剤が、前記<1>から<6>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤であることを特徴とする太陽電池モジュールである。
<8> 電極を有する太陽電池セルの前記電極上に、加熱により導電性接着剤が硬化して形成される硬化物を介して前記電極とタブ線とが接続されるように、前記導電性接着剤及び前記タブ線を配置する配置工程と、
前記太陽電池セルを封止用樹脂により覆い、更に前記封止用樹脂を防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかにより覆う被覆工程と、
前記防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかを押圧する押圧工程と、
前記太陽電池セルが載置された加熱ステージを加熱する加熱工程と、を少なくとも含み、
前記導電性接着剤が、前記<1>から<6>のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤であることを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法である。
本発明の太陽電池用導電性接着剤は、少なくともフルオレン型フェノキシ樹脂と、フルオレン型エポキシ樹脂と、硬化剤と、導電性粒子とを含有し、更に必要に応じて、その他の成分を含有する。
前記太陽電池用導電性接着剤は、太陽電池セルの電極とタブ線とを接続させるために用いられる。
前記フルオレン型フェノキシ樹脂としては、フルオレン骨格を有するフェノキシ樹脂であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記n1は、1が好ましく、前記n2は、1が好ましい。
前記置換基としては、例えば、炭素数1〜6のアルキル基などが挙げられる。前記炭素数1〜6のアルキル基としては、例えば、メチル基、エチル基などが挙げられる。
前記フルオレン型エポキシ樹脂としては、フルオレン骨格を有するエポキシ樹脂であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
なお、フェノキシ樹脂とエポキシ樹脂は、同じ原料を用いて製造することができ、反応条件(例えば、配合比率)を制御することにより造り分けることができる。
前記硬化剤としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、イミダゾール系硬化剤、アニオン系硬化剤、カチオン系硬化剤などが挙げられる。前記イミダゾール系硬化剤としては、例えば、2−エチル4−メチルイミダゾールなどが挙げられる。前記アニオン系硬化剤としては、例えば、有機アミン類などが挙げられる。前記カチオン系硬化剤としては、例えば、スルホニウム塩、オニウム塩、アルミニウムキレート剤などが挙げられる。
これらの中でも、イミダゾール系硬化剤が好ましい。
前記導電性粒子としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、金粉、銀粉、銅粉、ニッケル粉、金コート銅粉、銀コート銅粉などが挙げられる。
これらの中でも、銀コート銅粉が好ましい。
前記銀コート銅粉とは、表面の少なくとも一部を銀で覆った銅粉である。前記銀コート銅粉を用いることにより、接続信頼性がより優れる。また、発電効率が低下しない太陽電池用導電性接着剤を得ることもできる。
[1]硝酸銀、炭酸アンモニウム塩、及びEDTA(エチレンジアミン四酢酸)三ナトリウムの銀錯塩溶液を用いて金属銅粉の表面に金属銀を析出させる方法(例えば、特公昭57−59283号公報参照)。
[2]硝酸銀、アンモニア水、及びEDTAの銀錯塩溶液を用いて金属銅粉の表面に金属銀を析出させる方法(例えば、特開昭61−3802号公報参照)。
[3]キレート化剤溶液に銅粉を分散させた後、分散液に銀イオン溶液を加えて還元反応を促し、更に還元剤を添加して完全に還元析出させて、銅粉の表面に銀被膜を析出させる方法(例えば、特開平1−119602号公報参照)。
[4]銀イオンが存在する有機溶媒含有溶液中で、銀イオンと金属銅との置換反応により、銀を銅粒子の表面に被覆する方法(例えば、特開2006−161081号公報参照)。
[5]フレーク状に加工した銅粉を熱処理して銅粉表面を酸化し、次に、銅粉をアルカリ性溶液中で銅粉表面の有機物を除去及び水洗した後、酸性溶液中で銅粉表面の酸化物を酸洗及び水洗し、その後、この銅粉を分散させた酸性溶液中に還元剤を添加しpHを調整して銅粉スラリーを作製し、この銅粉スラリーに銀イオン溶液を連続的に添加することにより、無電解置換メッキと還元型無電解メッキにより銅粉表面に銀層を形成する方法(例えば、特開2010−174311号公報参照)。
これらの中でも、[5]の方法が好ましい。
前記平均粒径は、例えば、粒度分布測定装置(マイクロトラックMT3100、日機装株式会社製)などにより測定することができる。
前記その他の成分としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、シランカップリング剤、ゴム、充填剤、軟化剤、促進剤、老化防止剤、有機溶剤、イオンキャッチャー剤などが挙げられる。前記その他の成分の含有量は、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記ゴムとしては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、アクリルゴムなどが挙げられる。
前記ゴムの含有量としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができるが、5質量%〜25質量%が好ましく、10質量%〜20質量%がより好ましい。
前記太陽電池用導電性接着剤の硬化後の主分散tanδピーク値としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができるが、0.40以上が好ましく、0.40〜0.50がより好ましく、0.45〜0.50が特に好ましい。前記ピーク値が、0.40未満であると、接着性が低下することがある。
前記太陽電池用導電性接着剤の硬化後の−40℃での貯蔵弾性率としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができるが、接着性の点から、3.0×109Pa〜4.1×109Paが好ましい。硬化後の−40℃での貯蔵弾性率は、接着性に関連する物理量と考えられる。
前記太陽電池用導電性接着剤の硬化後の170℃での貯蔵弾性率としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができるが、接続信頼性の点から、1.9×108Pa〜2.2×108Paが好ましい。硬化後の170℃での貯蔵弾性率は、接続信頼性に関連する物理量と考えられる。
前記太陽電池用導電性接着剤を用い、剥離処理したPET上に平均厚みが20μmの導電性接着フィルムを形成する。続いて、その導電性接着フィルムを200℃の加熱炉に入れ、30分間加熱することで前記導電性接着フィルムを硬化させ、硬化物を得る。その硬化物を前記剥離処理したPETから剥離し、3.5mm×0.4mmの短冊状に切り出し、測定試料とする。
動的粘弾性測定器(周波数11Hz)を用い、測定試料を−60℃から200℃まで昇温速度3℃/分間で昇温させる。そしてその際の、主分散tanδピーク値、主分散tanδピークが現れる温度、−40℃での貯蔵弾性率、及び170℃での貯蔵弾性率を求める。
前記動的粘弾性測定器としては、例えば、DDV−01FP(ORIENTEC社製)などが挙げられる。
本発明の太陽電池モジュールとしては、少なくとも太陽電池セルと、タブ線と、導電性接着剤の硬化物とを有し、更に必要に応じて、封止用樹脂、防湿性バックシート、ガラスプレートなどのその他の部材を有する。
前記タブ線と前記太陽電池セルの電極とは、前記導電性接着剤の硬化物を用いて接続されている。
前記導電性接着剤は、本発明の前記太陽電池用導電性接着剤である。
前記太陽電池セルとしては、電極を有する限り、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、光電変換部としての光電変換素子と、フィンガー電極と、バスバー電極とを少なくとも有し、更に必要に応じて、その他の部材を有する。
前記太陽電池セルは、バスバー電極を有さないバスバーレス構造であってもよい。
前記太陽電池セルの平均厚みとしては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記フィンガー電極は、前記光電変換部において生成した電気を収集する電極である。前記フィンガー電極は、前記太陽電池セル上において、前記タブ線とほぼ直交する方向に形成されている。
前記フィンガー電極の材質、形状、大きさ、構造としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記バスバー電極は、前記フィンガー電極で収集した電気を更に収集し前記タブ線へ伝える電極である。
前記バスバー電極の材質、形状、大きさ、構造としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
なお、バスバーレス構造の太陽電池セルでは、前記フィンガー電極から直接前記タブ線へ電気が伝えられる。
前記タブ線としては、隣接する前記太陽電池セルの各間を電気的に接続する線であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記タブ線の材質、形状、大きさ、構造としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記封止用樹脂としては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、エチレン/酢酸ビニル共重合体(EVA)、エチレン/酢酸ビニル/トリアリルイソシアヌレート(EVAT)、ポリビニルブチラート(PVB)、ポリイソブチレン(PIB)、シリコーン樹脂、ポリウレタン樹脂などが挙げられる。
前記防湿性バックシートとしては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、ポリエチレンテレフタレート(PET)、アルミニウム(Al)、PETとAlとポリエチレン(PE)の積層体などが挙げられる。
前記ガラスプレートとしては、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができ、例えば、ソーダ石灰フロートガラスプレートなどが挙げられる。
図1は、薄膜系太陽電池モジュール200の一例を示す概略上面図である。図1の薄膜系太陽電池モジュール200は、基材38上に、薄膜系光電変換素子からなる薄膜系太陽電池セル32が、直列に平面方向に配列されている。そして、一方の末端の薄膜系太陽電池セル32cの表面電極(不図示)及び他方の末端の薄膜系太陽電池セル32dの表面電極(不図示)には、導電性接着層(不図示)を介して、電力取り出し用のタブ線3が接続されている。
そして、タブ線3によって、太陽電池セル2の表面のバスバー電極11と、隣接する太陽電池セル2のAl裏面電極13とが電気的に接続され、これにより直列に接続されたストリングス4を構成する。タブ線3とバスバー電極11との接続、及びタブ線3とAl裏面電極13との接続は、例えば、導電性接着フィルム17によって行う。
本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、配置工程と、被覆工程と、押圧工程と、加熱工程とを少なくとも含み、更に必要に応じて、その他の工程を含む。
本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、本発明の前記太陽電池モジュールの製造に好適に用いることができる。
前記配置工程としては、太陽電池セルの電極上に、加熱により導電性接着剤が硬化して形成される硬化物を介して前記電極とタブ線とが接続されるように、前記導電性接着剤及び前記タブ線を配置する工程であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記タブ線としては、例えば、本発明の前記太陽電池モジュールの説明において例示した前記タブ線などが挙げられる。
前記導電性接着剤は、本発明の前記太陽電池用導電性接着剤である。前記導電性接着剤は、液状であってもよいし、フィルム状であってもよい。
前記太陽電池セルのバスバー電極上に、前記バスバー電極と同じ幅にスリットしたフィルム状の導電性接着剤(導電性接着フィルム)を置く。続いて、前記導電性接着フィルム上に、前記バスバー電極と同じ幅の銅箔(タブ線)を置く。以上により配置工程を行うことができる。
まず、前記太陽電池セルのバスバー電極と同じ幅の接着層付きタブ線を用意する。前記接着層付きタブ線は、例えば、銅箔上にフィルム状の導電性接着剤(導電性接着フィルム)を載せ、導電性接着フィルムが載った前記銅箔を、前記太陽電池セルのバスバー電極と同じ幅になるようにスリットすることにより得られる。
前記太陽電池セルのバスバー電極上に、前記バスバー電極と前記接着層付きタブ線の接着層とが接するように、前記接着層付きタブ線を置く。以上により配置工程を行うことができる。
前記被覆工程としては、前記太陽電池セルを封止用樹脂により覆い、更に前記封止用樹脂を防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかにより覆う工程であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。
前記押圧工程としては、前記防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかを押圧する工程であれば、特に制限はなく、目的に応じて適宜選択することができる。押圧する圧力、及び押圧する時間は、任意である。
また、例えば、太陽電池セルを直接に複数接続したストリングスを更に複数配列したマトリクスを形成し、それを封止することにより、本発明の太陽電池モジュールを作製することもできる。
なお、以下の実施例において、平均厚みは、測定対象の任意の10点について厚みを測定し、それを平均した値である。平均幅は、測定対象の任意の10点について幅を測定し、それを平均した値である。
<銀コート銅粉の製造>
アトマイズ法と呼ばれる製法により得られたアトマイズ銅粉に機械的粉砕を行って得られた銅粉を使用した。なお、機械的粉砕時には、銅粉同士の凝集による粗大化を防止する目的で脂肪酸が添加されていると推測される。具体的には、日本アトマイズ加工社製のフレーク銅粉(AFS−Cu 7μm)を使用した。この銅粉は、レーザー回折散乱式粒度分布測定法による重量累積粒径D50が7.9μmであった。
なお、銀コート銅粉を製造する上記方法は、特開2010−174311号公報を参照して行うことができる。
<太陽電池モジュールモデルの作製>
−導電性接着フィルムの作製−
フルオレン型フェノキシ樹脂(FX293、新日鉄化学株式会社製)25質量部、フルオレン型エポキシ樹脂(オクゾールCG50、大阪ガスケミカル株式会社製)25質量部、アクリルゴム(テイサンレジンSGP3、ナガセケムテックス株式会社製)15質量部、硬化剤(イミダゾール系硬化剤、ノバキュアHX3941HP、旭化成イーマテリアルズ株式会社製)30質量部、及び導電性粒子(製造例1で得た銀コート銅粉、平均粒径10μm)5質量部を混合して、導電性接着組成物を調製した。
次に、得られた導電性接着組成物を、表面が剥離処理された厚みが50μmのポリエチレンテレフタレートフィルム(剥離フィルム)上に塗布した。80℃のオーブンで5分間加熱処理して成膜することで、平均厚みが25μmの導電性接着フィルムを得た。
銅箔(平均厚み150μm)に、前記導電性接着フィルムをラミネートし、前記導電性接着フィルムを積層させた銅箔を作製した。続いて、前記導電性接着フィルムを積層させた銅箔を平均幅1.5mmにスリットし、接着層付きタブ線を作製した。
太陽電池セルモデル2’として、図4に示すようなフィンガー電極12及びフィンガー電極12にほぼ直交するバスバー電極11によるパターンが形成されたガラス基板を作製した。ガラス基板(縦64mm×横64mm×厚み2.8mm)上に銀ペーストをスクリーン印刷及び焼成することにより、図4に示すようなフィンガー電極12及びバスバー電極11のパターンを形成した。フィンガー電極の平均幅は、100μmとした。バスバー電極の平均幅は、2mmとした。
太陽電池セルモデル2’のバスバー電極11上に接着層付きタブ線を仮貼りした。前記仮貼りする条件は、加熱温度70℃、圧力0.5MPa、1秒間とし、加熱ツールを用いて行った。
続いて、シリコンラバー緩衝材(200μm)を介して、加熱ツールを用いて前記タブ線を、押圧力2MPa、加熱温度180℃、時間15秒間で加熱押圧することで、前記バスバー電極と前記タブ線とを導電性接着フィルムを介して電気的に接続した。以上により、タブ線付き太陽電池セルモデルを得た。
そして、減圧ラミネーターを用いて前記封止用樹脂による封止を行った。具体的は、100℃にて真空引きを5分間行った後、プレス時間5分間、0.1MPaにてラミネートし、その後、オーブンにて155℃、45分間で硬化を行った。
以上により、太陽電池モジュールモデルを得た。
以下の評価を行った。結果を表1に示す。
〔試料調製〕
剥離処理したPET上に平均厚みが20μmの導電性接着フィルムを形成した。続いて、その導電性接着フィルムを200℃の加熱炉に入れ、30分間加熱することで前記導電性接着フィルムを硬化させ、硬化物を得た。その硬化物を前記剥離処理したPETから剥離し、3.5mm×0.4mmの短冊状に切り出し、測定試料を得た。
動的粘弾性測定器(DDV−01FP、ORIENTEC社製、周波数11Hz)を用い、測定試料を−60℃から200℃まで昇温速度3℃/分間で昇温させた際の、主分散tanδピーク値、主分散tanδピークが現れる温度、−40℃での貯蔵弾性率、及び170℃での貯蔵弾性率を求めた。
タブ線付き太陽電池セルモデルからタブ線を引張強度50cm/minで90°方向に剥離したときの剥離強度(N/mm)を、剥離強度試験機(テンシロン、オリエンテック社製)を用いて測定し、下記評価基準で評価した。
〔評価基準〕
◎:2.0N/mm以上
○:1.5N/mm以上2.0N/mm未満
△:1.0N/mm以上1.5N/mm未満
×:1.0N/mm未満
2本のタブ線(Cu箔、1.5mm幅、厚み200μm)の先端2mmの部分を、Ag電極(ベタ電極)が形成されたガラス基板上に導電性接着フィルムを用いて熱圧着(180℃、2MPa、10秒間)し測定試料を作製した。なお、2本のタブ線の先端部分の距離は3mmであった。
得られた測定試料の初期、及びサイクル試験後の抵抗をデジタルマルチメータ(横河電気株式会社製、デジタルマルチメータ7555)を用いて測定し、下記評価基準で評価した。なお、−40℃から100℃への昇温(昇温速度2℃/分間)、100℃での35分間ホールド、100℃から−40℃への降温(降温速度2℃/分間)、及び−40℃での35分間ホールドを1サイクルとし、それを1,000サイクル行う試験と3,000サイクル行う試験とを行った。
〔評価基準〕
◎:4mΩ未満
○:4mΩ以上5mΩ未満
△:5mΩ以上6mΩ未満
×:6mΩ以上
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型フェノキシ樹脂及びフルオレン型エポキシ樹脂の合計量(50質量部)を保持したままで、フルオレン型フェノキシ樹脂及びフルオレン型エポキシ樹脂の質量比率を表1に記載の質量比率に変更した以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表1に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型フェノキシ樹脂25質量部、フルオレン型エポキシ樹脂25質量部、アクリルゴム15質量部、及び硬化剤30質量部の配合量を保持したままで、導電性接着組成物における導電性粒子の含有量が表1に記載の含有量になるように導電性粒子の配合量を変えた以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表1に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型フェノキシ樹脂及びフルオレン型エポキシ樹脂の合計量(50質量部)を保持したままで、フルオレン型フェノキシ樹脂及びフルオレン型エポキシ樹脂の質量比率を表2に記載の質量比率に変更した以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表2に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型フェノキシ樹脂25質量部、フルオレン型エポキシ樹脂25質量部、アクリルゴム15質量部、及び硬化剤30質量部の配合量を保持したままで、導電性粒子の導電性接着組成物における含有量が表2に記載の含有量になるように導電性粒子の配合量を変えた以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表2に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型フェノキシ樹脂をフルオレン型フェノキシ樹脂(FX280S、新日鉄化学株式会社製)に変更した以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表2に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、フルオレン型エポキシ樹脂をフルオレン型エポキシ樹脂(オクゾールCG500、大阪ガスケミカル株式会社製)に変更した以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表2に示す。
実施例1の導電性接着フィルムの作製において、導電性粒子をニッケル粒子(HCA−1、インコ社製)に変更した以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表2に示す。
実施例1において、フェノキシ樹脂及びエポキシ樹脂を表3に記載のフェノキシ樹脂及びエポキシ樹脂にした以外は、実施例1と同様にして、導電性接着フィルム、タブ線付き太陽電池セルモデル、及び太陽電池モジュールモデルを作製し、評価を行った。結果を表3に示す。
比較例2〜4で用いたフルオレン型フェノキシ樹脂は、FX293(新日鉄化学株式会社製)である。
比較例1で用いたフルオレン型エポキシ樹脂は、オクゾールCG50(大阪ガスケミカル株式会社製)である。
比較例2及び6で用いたナフタレン型エポキシ樹脂は、HP4710(DIC株式会社製)である。
比較例3で用いたフェノールノボラック型エポキシ樹脂は、N540(DIC株式会社製)である。
比較例4及び5で用いたビスフェノールA型エポキシ樹脂は、YL980(三菱化学株式会社製)である。
フルオレン型フェノキシ樹脂(A)とフルオレン型エポキシ樹脂(B)との質量比率(A:B)としては、接着性及び接続信頼性の両方が非常に優れることから、1.0:1.5〜1.5:1.0が特に好ましいことが確認できた(例えば、実施例1、8及び9参照)。
導電性粒子の含有量としては、接着性及び接続信頼性の両方が非常に優れることから、2質量部〜10質量部が特に好ましいことが確認できた(例えば、実施例1、10及び11参照)。
導電性粒子の種類としては、接着性及び接続信頼性の両方が非常に優れることから、銀コート銅粉が特に好ましいことが確認できた(例えば、実施例1参照)。
一方、フェノキシ樹脂及びエポキシ樹脂のいずれかにフルオレン型ではない樹脂を用いた比較例1〜6では、接着性及び接続信頼性の少なくともいずれかが不十分(評価基準の「×」)であった。
2 結晶系太陽電池セル
3 タブ線
4 ストリングス
5 マトリクス
6 シート
7 表面カバー
8 バックシート
9 金属フレーム
10 結晶系光電変換素子
11 バスバー電極
12 フィンガー電極
13 Al裏面電極
17 導電性接着フィルム
32 薄膜系太陽電池セル
38 基材
200 薄膜系太陽電池モジュール
Claims (8)
- 太陽電池セルの電極とタブ線とを接続させるために用いられ、
フルオレン型フェノキシ樹脂と、フルオレン型エポキシ樹脂と、硬化剤と、導電性粒子とを少なくとも含有することを特徴とする太陽電池用導電性接着剤。 - フルオレン型フェノキシ樹脂(A)と、フルオレン型エポキシ樹脂(B)との質量比率(A:B)が、1.0:3.0〜3.0:1.0である請求項1に記載の太陽電池用導電性接着剤。
- 導電性粒子の含有量が、2質量%〜25質量%である請求項1から2のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤。
- 硬化後の−40℃での貯蔵弾性率が、3.0×109Pa〜4.1×109Paであり、硬化後の170℃での貯蔵弾性率が、1.9×108Pa〜2.2×108Paである請求項1から3のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤。
- 硬化後の主分散tanδピークの温度が、190℃以上であり、硬化後の主分散tanδピーク値が、0.40以上である請求項1から4のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤。
- 導電性粒子が、銀コート銅粉である請求項1から5のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤。
- 電極を有する太陽電池セルと、タブ線と、導電性接着剤の硬化物とを有し、
前記太陽電池セルの電極と前記タブ線とが、前記導電性接着剤の硬化物を用いて接続され、
前記導電性接着剤が、請求項1から6のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤であることを特徴とする太陽電池モジュール。 - 電極を有する太陽電池セルの前記電極上に、加熱により導電性接着剤が硬化して形成される硬化物を介して前記電極とタブ線とが接続されるように、前記導電性接着剤及び前記タブ線を配置する配置工程と、
前記太陽電池セルを封止用樹脂により覆い、更に前記封止用樹脂を防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかにより覆う被覆工程と、
前記防湿性バックシート及びガラスプレートのいずれかを押圧する押圧工程と、
前記太陽電池セルが載置された加熱ステージを加熱する加熱工程と、を少なくとも含み、
前記導電性接着剤が、請求項1から6のいずれかに記載の太陽電池用導電性接着剤であることを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
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