JPH03239375A - 集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法 - Google Patents
集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法Info
- Publication number
- JPH03239375A JPH03239375A JP2035272A JP3527290A JPH03239375A JP H03239375 A JPH03239375 A JP H03239375A JP 2035272 A JP2035272 A JP 2035272A JP 3527290 A JP3527290 A JP 3527290A JP H03239375 A JPH03239375 A JP H03239375A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- stainless steel
- solar cell
- bus bar
- steel substrate
- electrode
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 47
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 40
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 12
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 12
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 7
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 7
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 6
- 239000011889 copper foil Substances 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000007650 screen-printing Methods 0.000 description 4
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 3
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 3
- 238000005566 electron beam evaporation Methods 0.000 description 3
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 3
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 3
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001017 electron-beam sputter deposition Methods 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000005268 plasma chemical vapour deposition Methods 0.000 description 2
- 229910021420 polycrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 238000004544 sputter deposition Methods 0.000 description 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GHEZEZPMRBDFOI-UHFFFAOYSA-L [Se](=O)([O-])[O-].[In+3].[Cu+2] Chemical compound [Se](=O)([O-])[O-].[In+3].[Cu+2] GHEZEZPMRBDFOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000180 alkyd Polymers 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 239000011231 conductive filler Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004070 electrodeposition Methods 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- PJXISJQVUVHSOJ-UHFFFAOYSA-N indium(III) oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[In+3].[In+3] PJXISJQVUVHSOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000059 patterning Methods 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 229920005749 polyurethane resin Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007740 vapor deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- 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
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〔産業上の利用分野〕
本発明は、ステンレス基板上に形成された太陽電池素子
を並列に接続した太陽電池に関する。
を並列に接続した太陽電池に関する。
(従来技術)
最近、CO2の増加による温室効果で地球の温暖化が生
じることが予測され、クリーンなエネルギーの要求がま
すます高まっている。また、CO2を排出しない原子力
発電も、安全性を疑問視する声もあり、より安全性の高
いクリーンなエネルギーが望まれている。
じることが予測され、クリーンなエネルギーの要求がま
すます高まっている。また、CO2を排出しない原子力
発電も、安全性を疑問視する声もあり、より安全性の高
いクリーンなエネルギーが望まれている。
将来期待されているクリーンなエネルギーの中でも、特
に太陽電池はそのクリーンさと安全性と取扱い易さから
期待が大きい。
に太陽電池はそのクリーンさと安全性と取扱い易さから
期待が大きい。
各種太陽電池の中で、非晶質シリコンや銅インジュウム
セレナイト等は大面積に製造でき、製造コストも安価で
あることから、熱心に研究されている。
セレナイト等は大面積に製造でき、製造コストも安価で
あることから、熱心に研究されている。
更に、太陽電池の中でも、安価で、耐候性、耐衝撃性、
可どう性に優れていることから、基板材にステンレス等
の金属基板が用いられている。
可どう性に優れていることから、基板材にステンレス等
の金属基板が用いられている。
従来、ステンレス基板上に形成された太陽電池素子を並
列配線した太陽電池では、電流損失をできるだけ少なく
するためにステンレス基板面の両端部に下部電極のため
の集電用バスバーが設けられていた。上記集電用ハスバ
ーの材料としては、ステンレスの比抵抗の1/20〜1
15oのAj2.Cu、Ag等か使用される。第4図は
従来のステンレス基板面の両端部に集電用バスバーが設
けられた太陽電池素子の概略図で、(a)と(b)はそ
れぞれ光入射側の表面と裏面の平面図である。第4図に
於て、400はステンレス基板、405は下部電極側集
電用バスバー、410は同一ステンレス基板上に分割さ
れた太陽電池素子、404はフィンガー電極である。該
ハスバーは、接触抵抗を下げ確実な導通な取るために、
太陽電池素子の分離された非発電部位のステンレス基板
面両端部にスポットm接などの方法で、多点接続されて
いた。第5図は、第4図に示した同ステンレス基板上に
分割された複数の太陽電池素子を、並列に集積化した太
陽電池の概略図で、(a)は光入射側の平面図、(b)
は裏面の平面図、(c)は(b)図C−0間の断面構成
図である。第5図に於て、400,404.40541
0は第4図に同じ、501は下部電極としての金属層、
502は充電変換部材としての半導体層、503は上部
電極としての透明電極層、505はステンレス基板両端
にある下部電極集電用バスバーを接続するバスバー、5
09は複数の太陽電池素子のフィンガー電極をつなぐバ
スバー 508は複数本の509をまとめて集電するバ
スバー、506は509と400のステンレス基板が導
通するのを防ぐための絶縁性樹脂、507は508と4
05の導通を防ぐための絶縁材である。上記構造の太陽
電池では、405の上に507,508.509を重ね
るためにフィンガー電極からの集電用ハスバーの設置工
程が複雑であること、両端にバスバーを設けるためバス
バーの使用本数か多いこと、裏面側の凹凸が大きいため
充填材の使用量が多いことなど、ステンレス基板使用の
太陽電池のコスト高の要因の一つになっていた。
列配線した太陽電池では、電流損失をできるだけ少なく
するためにステンレス基板面の両端部に下部電極のため
の集電用バスバーが設けられていた。上記集電用ハスバ
ーの材料としては、ステンレスの比抵抗の1/20〜1
15oのAj2.Cu、Ag等か使用される。第4図は
従来のステンレス基板面の両端部に集電用バスバーが設
けられた太陽電池素子の概略図で、(a)と(b)はそ
れぞれ光入射側の表面と裏面の平面図である。第4図に
於て、400はステンレス基板、405は下部電極側集
電用バスバー、410は同一ステンレス基板上に分割さ
れた太陽電池素子、404はフィンガー電極である。該
ハスバーは、接触抵抗を下げ確実な導通な取るために、
太陽電池素子の分離された非発電部位のステンレス基板
面両端部にスポットm接などの方法で、多点接続されて
いた。第5図は、第4図に示した同ステンレス基板上に
分割された複数の太陽電池素子を、並列に集積化した太
陽電池の概略図で、(a)は光入射側の平面図、(b)
は裏面の平面図、(c)は(b)図C−0間の断面構成
図である。第5図に於て、400,404.40541
0は第4図に同じ、501は下部電極としての金属層、
502は充電変換部材としての半導体層、503は上部
電極としての透明電極層、505はステンレス基板両端
にある下部電極集電用バスバーを接続するバスバー、5
09は複数の太陽電池素子のフィンガー電極をつなぐバ
スバー 508は複数本の509をまとめて集電するバ
スバー、506は509と400のステンレス基板が導
通するのを防ぐための絶縁性樹脂、507は508と4
05の導通を防ぐための絶縁材である。上記構造の太陽
電池では、405の上に507,508.509を重ね
るためにフィンガー電極からの集電用ハスバーの設置工
程が複雑であること、両端にバスバーを設けるためバス
バーの使用本数か多いこと、裏面側の凹凸が大きいため
充填材の使用量が多いことなど、ステンレス基板使用の
太陽電池のコスト高の要因の一つになっていた。
そのため、より簡単な構成で、製造コストの安価な太陽
電池が望まれていた。
電池が望まれていた。
(発明の目的)
本発明は、上述の従来の欠点を解決し、簡単な構成で、
製造コストの安価な、並列に集積化した太陽電池を提供
することを目的とする。
製造コストの安価な、並列に集積化した太陽電池を提供
することを目的とする。
(発明の構成及び作用)
本発明者は、上記従来の欠点を解決すべく、鋭意研究を
重ねた結果、並列に集積化したステンレス基板太陽電池
に於て、入射光と反対側のステンレス基板中央部に下部
電極からの集電用バスバーを設けることによって、構造
が簡単で一部のバスバー材ですむことを見いだした。本
発明は、ステンレス基板上に金属電極層、半導体層、透
明電極層、フィンガー状電極が順次形成された太陽電池
素子を並列接続した太陽電池に於て、ステンレス基板側
の中央に、集電用にステンレスより比抵抗が低い良導体
のバスバーが設けであることを特徴とする太陽電池であ
る。
重ねた結果、並列に集積化したステンレス基板太陽電池
に於て、入射光と反対側のステンレス基板中央部に下部
電極からの集電用バスバーを設けることによって、構造
が簡単で一部のバスバー材ですむことを見いだした。本
発明は、ステンレス基板上に金属電極層、半導体層、透
明電極層、フィンガー状電極が順次形成された太陽電池
素子を並列接続した太陽電池に於て、ステンレス基板側
の中央に、集電用にステンレスより比抵抗が低い良導体
のバスバーが設けであることを特徴とする太陽電池であ
る。
第1図は、本発明による太陽電池のステンレス基板に設
けた集電用バスバーを示した図である。
けた集電用バスバーを示した図である。
第1図に於て、iooは太陽電池裏面のステンレス基板
、105は下部電極からの集電用バスバーである。
、105は下部電極からの集電用バスバーである。
第2図(a)は、本発明により作製される並列に集積化
した太陽電池の裏面の平面図の一例で、(b)は(a)
図A−B間の断面構成図である。
した太陽電池の裏面の平面図の一例で、(b)は(a)
図A−B間の断面構成図である。
第2図に於て、200はステンレス基板、201は下部
を極としての金属層、202は光電変換部材としての半
導体層、203は上部電極としての透明電極層、204
はフィンガー電極、205は下部電極からの集電用バス
バー、209は複数の太陽電池素子のフィンガー電極を
つなぐバスバー、208は複数本の209をまとめて集
電するバスバー、206は209と200のステンレス
基板が導通するのを防ぐための絶縁性樹脂、207は2
08と200.205の導通を防ぐための絶縁材である
。
を極としての金属層、202は光電変換部材としての半
導体層、203は上部電極としての透明電極層、204
はフィンガー電極、205は下部電極からの集電用バス
バー、209は複数の太陽電池素子のフィンガー電極を
つなぐバスバー、208は複数本の209をまとめて集
電するバスバー、206は209と200のステンレス
基板が導通するのを防ぐための絶縁性樹脂、207は2
08と200.205の導通を防ぐための絶縁材である
。
本発明による第2図の太陽電池の作製方法を以下に説明
する。ステンレス基板200に、金属層201、半導体
層202、透明電極層203を順次形成した太陽電池の
透明電極層の一部を除去して、複数の太陽電池素子に分
割する。次に、各太陽電池素子の透明電極上にフィンガ
ー電1204を形成した後、裏面のステンレス基板面は
、テープ状良導体から成るバスバー205を設置する。
する。ステンレス基板200に、金属層201、半導体
層202、透明電極層203を順次形成した太陽電池の
透明電極層の一部を除去して、複数の太陽電池素子に分
割する。次に、各太陽電池素子の透明電極上にフィンガ
ー電1204を形成した後、裏面のステンレス基板面は
、テープ状良導体から成るバスバー205を設置する。
ついで、絶縁樹脂206と絶縁材207で基板端面及び
端部を被覆する。フィンガー電極204からの電流を最
終的にまとめて集電するバスバー208を絶縁材207
上に設ける。その後、基板上で同じ列に位置する太陽電
池素子を並列接続するバスパー209をフィンガー電極
204とバスパー208に接続して、本発明の太陽電池
を得る。バスパー205と208は出力端子になる。
端部を被覆する。フィンガー電極204からの電流を最
終的にまとめて集電するバスバー208を絶縁材207
上に設ける。その後、基板上で同じ列に位置する太陽電
池素子を並列接続するバスパー209をフィンガー電極
204とバスパー208に接続して、本発明の太陽電池
を得る。バスパー205と208は出力端子になる。
本発明により、下部電極集電用バスバーをステンレス基
板の両端から等距離の位置に設けることによって、従来
の下部電極集電用バスバーの本数を2本から1木に減ら
ずことができ、かつ上部電極から最終的に集電するバス
パーを、絶縁部を介して下部電極集電用バスバー上に重
ねて設けなくてもよいので、作製される太陽電池の凹凸
も減少する。そのため、充填剤の使用量が少なくてすみ
、モジュール化も容易になる。一般に長さL巾W、厚さ
t、比抵抗ρの基板中での電力損失はで表わされる。こ
こで1は太陽電池の単位面積当りの発生電流である。太
陽電池に於て特徴的なことは、発電部各所で発電か行わ
れるため、セル長さが長くなるに従って電流が増えて来
る。その結果、電力損失は電流路長(L)の3乗で効い
てきてしまう。
板の両端から等距離の位置に設けることによって、従来
の下部電極集電用バスバーの本数を2本から1木に減ら
ずことができ、かつ上部電極から最終的に集電するバス
パーを、絶縁部を介して下部電極集電用バスバー上に重
ねて設けなくてもよいので、作製される太陽電池の凹凸
も減少する。そのため、充填剤の使用量が少なくてすみ
、モジュール化も容易になる。一般に長さL巾W、厚さ
t、比抵抗ρの基板中での電力損失はで表わされる。こ
こで1は太陽電池の単位面積当りの発生電流である。太
陽電池に於て特徴的なことは、発電部各所で発電か行わ
れるため、セル長さが長くなるに従って電流が増えて来
る。その結果、電力損失は電流路長(L)の3乗で効い
てきてしまう。
本来であれは、ステンレス基板も導電体であるので、追
加のバスパーを使わずに済ませたいのだが上記理由によ
り難しい。
加のバスパーを使わずに済ませたいのだが上記理由によ
り難しい。
さて、ステンレス基板での電力損失を減少させるべく、
第6図の如く良導体バスバーをとりつけると、電力損失
はf (x)に比例する。
第6図の如く良導体バスバーをとりつけると、電力損失
はf (x)に比例する。
f (x)=x3+ (L−x) 3
f’ (x)=3x2−3 (L−x)2=Ox”
−x’ +2xL−L’ =0 X=− 従ってx −L / 2の時に、電力損失は最小になる
。従来の技術に見られる様に基板両側に2本配置しても
電力損失は同様になるか、上述の様な欠点をもってしま
う。Lを小さくする為に多数のハスバーを配置すれは電
力損失は小さくなるものの、コストが上ってしまう。
−x’ +2xL−L’ =0 X=− 従ってx −L / 2の時に、電力損失は最小になる
。従来の技術に見られる様に基板両側に2本配置しても
電力損失は同様になるか、上述の様な欠点をもってしま
う。Lを小さくする為に多数のハスバーを配置すれは電
力損失は小さくなるものの、コストが上ってしまう。
本発明に用いられる下部電極集電用バスバー105.2
05は、良導体材料から威り、ステンレスより比抵抗の
低い良導体材料としては銅。
05は、良導体材料から威り、ステンレスより比抵抗の
低い良導体材料としては銅。
銀、ニッケル等の金属箔が用いられる。金属箔は他の金
属やハンダがメツキされていてもよい。他のバスパー2
08.209いずれも、上記本発明に用いられるバスパ
ー105,205と同様の良導体材料から成っている。
属やハンダがメツキされていてもよい。他のバスパー2
08.209いずれも、上記本発明に用いられるバスパ
ー105,205と同様の良導体材料から成っている。
本発明に用いられるバスパー105,205のステンレ
ス基板への接続は、レーザーによる重ね溶接、ハンダ付
け、導電性接着剤による接着等の方法がある。ハンダ付
けの場合には、ステンレス基板の接合部表面を荒すこと
、ステンレス用ハンダフィラーを用いることなどが必要
である。上記導電性接着剤は金属粉末、導電性カーボン
ブラック、炭素繊維等の導電性フィラーを高分子化合物
に添加したものである。208と209の接続も同様の
方法で接合できる。
ス基板への接続は、レーザーによる重ね溶接、ハンダ付
け、導電性接着剤による接着等の方法がある。ハンダ付
けの場合には、ステンレス基板の接合部表面を荒すこと
、ステンレス用ハンダフィラーを用いることなどが必要
である。上記導電性接着剤は金属粉末、導電性カーボン
ブラック、炭素繊維等の導電性フィラーを高分子化合物
に添加したものである。208と209の接続も同様の
方法で接合できる。
206の絶縁樹脂には、ポリエステル、ポリエステルイ
よト ポリイミド、ポリウレタン、シリコーン、エポキ
シ、アクリル樹脂等がある。
よト ポリイミド、ポリウレタン、シリコーン、エポキ
シ、アクリル樹脂等がある。
206の絶縁樹脂の形式方7去は、樹脂溶液のスプレー
やデイツプ法による塗布、粘着材付き樹脂フィルムを貼
付ける等の方法がある。
やデイツプ法による塗布、粘着材付き樹脂フィルムを貼
付ける等の方法がある。
207の絶縁材には、粘着剤付きガラスクロステープや
ポリイミドテープ等が用いられる。
ポリイミドテープ等が用いられる。
本発明で用いられる太陽電池素子の金属電極層201の
材質としては、Ti、Cr、Mo、WAf!、、Ag、
N+等か用いられ、形成力法としては抵抗加熱蒸着、電
子ビーム蒸着、スパッタリング法等がある。
材質としては、Ti、Cr、Mo、WAf!、、Ag、
N+等か用いられ、形成力法としては抵抗加熱蒸着、電
子ビーム蒸着、スパッタリング法等がある。
本発明で用いられる太陽電池素子の光電変換部材として
の半導体層202には、pin接合非晶貿シリコン、p
n接合多結晶シリコン、CuInSe2/Cds等の化
合物半導体が挙げられる。
の半導体層202には、pin接合非晶貿シリコン、p
n接合多結晶シリコン、CuInSe2/Cds等の化
合物半導体が挙げられる。
上記半導体層は、非晶質シリコンの場合、シランガス等
のプラズマCVDにより、多結晶シリコンの場合、溶融
シリコンのシート化により、CuInSe2/Cdsの
場合、電子ビーム蒸着、スバッタリング、電析(を前液
の電気分解による析出)等の方法で、形成される。
のプラズマCVDにより、多結晶シリコンの場合、溶融
シリコンのシート化により、CuInSe2/Cdsの
場合、電子ビーム蒸着、スバッタリング、電析(を前液
の電気分解による析出)等の方法で、形成される。
本発明で用いられる太陽電池素子の透明電極203に用
いる材料としては、l n20゜5n02.In2O3
−5n02.ZnOTiO2、Cd2SnO4,高濃度
不純物ドープした結晶性半導体層等があり、形成方法と
しては抵抗加熱蒸着、電子ビーム蒸着、スパッタリング
法スプレー法、CVD法、不純物拡散等がある。透明電
極203の一部を除去して太陽電池素子に分離する方法
は、FeCf13.HCj2を含むエツチングペースト
のスクリーン印刷等でパターンニングする。
いる材料としては、l n20゜5n02.In2O3
−5n02.ZnOTiO2、Cd2SnO4,高濃度
不純物ドープした結晶性半導体層等があり、形成方法と
しては抵抗加熱蒸着、電子ビーム蒸着、スパッタリング
法スプレー法、CVD法、不純物拡散等がある。透明電
極203の一部を除去して太陽電池素子に分離する方法
は、FeCf13.HCj2を含むエツチングペースト
のスクリーン印刷等でパターンニングする。
フィンガー電極204は導電性樹脂で形成され、導電性
樹脂は、微粉末状の銀、金、銅、ニッケル、カーボン等
をバインダーポリマーと分散させたものが使用される。
樹脂は、微粉末状の銀、金、銅、ニッケル、カーボン等
をバインダーポリマーと分散させたものが使用される。
上記バインダーポリマーとしては、ポリエステル、エポ
キシ、アクリルアルキド、ポリビニルアセテート、ゴム
、ウレタン、フェノール等の樹脂がある。フィンガー電
極1 204は、上記導電性樹脂のスクリーン印刷等の方法で
作製される。フィンガー電極204と上部電極側集電バ
スバー209は、導電性接着剤などで接合される。
キシ、アクリルアルキド、ポリビニルアセテート、ゴム
、ウレタン、フェノール等の樹脂がある。フィンガー電
極1 204は、上記導電性樹脂のスクリーン印刷等の方法で
作製される。フィンガー電極204と上部電極側集電バ
スバー209は、導電性接着剤などで接合される。
バスバー209と208は導電性接着剤、ハンダ、レー
ザー溶接などで、接続される。
ザー溶接などで、接続される。
(実施例)
以下、実施例に基づき本発明の詳細な説明する。なお、
本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。
本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。
第3図は本実施例の下部電極集電用バスバーをステンレ
ス基板に接続するための一方法として使用するレーザー
溶接機の概略図である6第3図は於て、300は太陽電
池素子の形成されたステンレス基板、301は下部電極
側集電用バスバー、302はレーザー光、303は出射
光学系、304は光ファイバー、305はレーザー発振
器、306はテレビカメラあるいはイメージセンサ−1
307は移動可能なステージであり、テレビカメラ30
6で太陽電池素子の透明電極除去】 2 部を認識して、透明電極除去部上の下部電極集電用バス
バーの位置に、レーザー発振器から光ファイバーで伝送
したレーザー光を照射して集電用バスバーをステンレス
基板と接合する。
ス基板に接続するための一方法として使用するレーザー
溶接機の概略図である6第3図は於て、300は太陽電
池素子の形成されたステンレス基板、301は下部電極
側集電用バスバー、302はレーザー光、303は出射
光学系、304は光ファイバー、305はレーザー発振
器、306はテレビカメラあるいはイメージセンサ−1
307は移動可能なステージであり、テレビカメラ30
6で太陽電池素子の透明電極除去】 2 部を認識して、透明電極除去部上の下部電極集電用バス
バーの位置に、レーザー発振器から光ファイバーで伝送
したレーザー光を照射して集電用バスバーをステンレス
基板と接合する。
第2図の構成の本発明の太陽電池に於て、半導体層が非
晶質シリコンである場合の、作製方法を順次説明する。
晶質シリコンである場合の、作製方法を順次説明する。
まず、洗浄したロール状ステンレス基板上に、ロールツ
ーロール法で、Stを1%含有するAl1201をスパ
ッタ法により膜厚5G00人蒸着し、S i H4,P
H3、B2 H6,H2ガス等のプラズマCVDにより
、膜厚1000〜4oo。
ーロール法で、Stを1%含有するAl1201をスパ
ッタ法により膜厚5G00人蒸着し、S i H4,P
H3、B2 H6,H2ガス等のプラズマCVDにより
、膜厚1000〜4oo。
人のp/i/nの非晶質シリコン層を2層積み重ねてp
/i/n/p/i/nの光電変換部としての半導体層2
02を形成した後、膜厚800のITO203を抵抗加
熱蒸着で形成した。更に、ITOのエツチング剤(Fe
Cf13 、HCu)含有ペーストのスクリーン印刷に
より170層の一部を除去し、各太陽電池素子に分離し
た。(上記構成の太陽電池素子のAn201と非晶質シ
リコン層202との間にシャント防止層としてZnOを
形成してもよい。) 次に、フィンガー幅0.2mmのフィンガー電極204
を銀ペーストのスクリーン印刷で形成した。その後、光
入射と反対側のステンレス基板中央部に幅19mm、厚
み0.2mmの銅箔テープ205を配置し、第3図のレ
ーザー溶接機を用いて、光入射側のITO除去部下部に
位置する銅箔部に、レーザー光を照射し接合した。つい
で、ステンレス基板両端部の端面な覆うようにポリイミ
ドテープ206を接着し、カラスクロステープ207を
基板裏面端部に接着して、幅f2mm。
/i/n/p/i/nの光電変換部としての半導体層2
02を形成した後、膜厚800のITO203を抵抗加
熱蒸着で形成した。更に、ITOのエツチング剤(Fe
Cf13 、HCu)含有ペーストのスクリーン印刷に
より170層の一部を除去し、各太陽電池素子に分離し
た。(上記構成の太陽電池素子のAn201と非晶質シ
リコン層202との間にシャント防止層としてZnOを
形成してもよい。) 次に、フィンガー幅0.2mmのフィンガー電極204
を銀ペーストのスクリーン印刷で形成した。その後、光
入射と反対側のステンレス基板中央部に幅19mm、厚
み0.2mmの銅箔テープ205を配置し、第3図のレ
ーザー溶接機を用いて、光入射側のITO除去部下部に
位置する銅箔部に、レーザー光を照射し接合した。つい
で、ステンレス基板両端部の端面な覆うようにポリイミ
ドテープ206を接着し、カラスクロステープ207を
基板裏面端部に接着して、幅f2mm。
厚み0.2mmの銅箔テープ208をガラスクロステー
プ207上に接着した。更に、表側フィンガー電極20
4に、幅2.5mm、厚み0. 1mmのハンダメツキ
を施した銅箔209を導電性接着剤で接続した後、銅箔
209の両末端部を208にレーザーで接合して、太陽
電池素子を複数個並列接続した太陽電池を得た。また、
上記作製方法で17 c m’のサブセルのフィンガー
電極204を8個銅箔209で並列に接続したものを更
に10個並列接続した場合、AMl、5100 m W
/ c m’の光照射時の開放端電圧Vocと短絡電
流!scは、それぞれVoc=1.6V、1sc=4.
8Aであった。
プ207上に接着した。更に、表側フィンガー電極20
4に、幅2.5mm、厚み0. 1mmのハンダメツキ
を施した銅箔209を導電性接着剤で接続した後、銅箔
209の両末端部を208にレーザーで接合して、太陽
電池素子を複数個並列接続した太陽電池を得た。また、
上記作製方法で17 c m’のサブセルのフィンガー
電極204を8個銅箔209で並列に接続したものを更
に10個並列接続した場合、AMl、5100 m W
/ c m’の光照射時の開放端電圧Vocと短絡電
流!scは、それぞれVoc=1.6V、1sc=4.
8Aであった。
(発明の効果)
本発明によれは、従来のステンレス基板上に形成した太
陽電池素子を、並列接続して集積化した構成の太陽電池
の欠点を解決し、集電バスバーの接続構造を簡単にする
ことによって、配線部の凹凸が小さくなり、モジュール
化も容易になる。さらに製造工程の簡略化が可能になり
、製造コストを低減できる。
陽電池素子を、並列接続して集積化した構成の太陽電池
の欠点を解決し、集電バスバーの接続構造を簡単にする
ことによって、配線部の凹凸が小さくなり、モジュール
化も容易になる。さらに製造工程の簡略化が可能になり
、製造コストを低減できる。
第1図は本発明の太陽電池のステンレス基板に取り付け
た下部電極側集電用バスバーを説明するための構成図、 第2図(a)(b)は本発明により作製される太陽電池
の一例の概略構成図、 第3図は本発明の実施例に用いたレーザー溶接機の例の
概略図、 第4図(a)(b)は従来の太陽電池素子が形成された
ステンレス基板に設けられた下部電極側集電用バスバー
を示ず図、 第5図(a)(b)(c)は従来の複数の太陽電池素子
を並列接続した太陽電池の概略構成図、第6図は電力損
失を説明するための概念図である。 0.200.400・・・ステンレス基板5.205,
208.209.301 5.508,509・・・バスバー 1.501・・・金属層 2.502・・・半導体層 3.503・・・透明電極層 4.404・・・フィンガー電極 6.506・・・絶縁樹脂 7.507・・・絶縁材 0・・・分離された太陽電池素子 2・・・レーザー光 3・・・出射光学系 5 6 4・・・光ファイバー 5・・・レーザー発振器 6・・・テレビカメラ 7・・・レーザー溶接用作業ステージ
た下部電極側集電用バスバーを説明するための構成図、 第2図(a)(b)は本発明により作製される太陽電池
の一例の概略構成図、 第3図は本発明の実施例に用いたレーザー溶接機の例の
概略図、 第4図(a)(b)は従来の太陽電池素子が形成された
ステンレス基板に設けられた下部電極側集電用バスバー
を示ず図、 第5図(a)(b)(c)は従来の複数の太陽電池素子
を並列接続した太陽電池の概略構成図、第6図は電力損
失を説明するための概念図である。 0.200.400・・・ステンレス基板5.205,
208.209.301 5.508,509・・・バスバー 1.501・・・金属層 2.502・・・半導体層 3.503・・・透明電極層 4.404・・・フィンガー電極 6.506・・・絶縁樹脂 7.507・・・絶縁材 0・・・分離された太陽電池素子 2・・・レーザー光 3・・・出射光学系 5 6 4・・・光ファイバー 5・・・レーザー発振器 6・・・テレビカメラ 7・・・レーザー溶接用作業ステージ
Claims (1)
- ステンレス基板上に金属電極層、半導体層、透明電極
層、フィンガー状電極が順次形成された太陽電池素子を
並列接続した太陽電池に於て、入射光側と反対側のステ
ンレス基板の中央に、集電用としてステンレスより比抵
抗が低い良導体のバスバーが設けてあることを特徴とす
る太陽電池。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2035272A JP2862309B2 (ja) | 1990-02-16 | 1990-02-16 | 集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2035272A JP2862309B2 (ja) | 1990-02-16 | 1990-02-16 | 集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法 |
Related Child Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP9032014A Division JP2942209B2 (ja) | 1997-02-17 | 1997-02-17 | 太陽電池 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH03239375A true JPH03239375A (ja) | 1991-10-24 |
JP2862309B2 JP2862309B2 (ja) | 1999-03-03 |
Family
ID=12437155
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2035272A Expired - Fee Related JP2862309B2 (ja) | 1990-02-16 | 1990-02-16 | 集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2862309B2 (ja) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5660643A (en) * | 1993-06-29 | 1997-08-26 | Hlusuisse Technology & Management Ltd. | Solar cell system |
JP2001007360A (ja) * | 1999-05-10 | 2001-01-12 | Ist Inst Fuer Solartechnologien Gmbh | Ib−iiia−via族化合物半導体ベースの薄膜太陽電池素子およびその製造方法 |
WO2005038934A1 (en) * | 2003-10-17 | 2005-04-28 | Canon Kabushiki Kaisha | Photovoltaic element and method of producing photovoltaic element |
-
1990
- 1990-02-16 JP JP2035272A patent/JP2862309B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5660643A (en) * | 1993-06-29 | 1997-08-26 | Hlusuisse Technology & Management Ltd. | Solar cell system |
JP2001007360A (ja) * | 1999-05-10 | 2001-01-12 | Ist Inst Fuer Solartechnologien Gmbh | Ib−iiia−via族化合物半導体ベースの薄膜太陽電池素子およびその製造方法 |
WO2005038934A1 (en) * | 2003-10-17 | 2005-04-28 | Canon Kabushiki Kaisha | Photovoltaic element and method of producing photovoltaic element |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2862309B2 (ja) | 1999-03-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10056504B2 (en) | Photovoltaic module | |
US8697980B2 (en) | Photovoltaic module utilizing an integrated flex circuit and incorporating a bypass diode | |
JP4429306B2 (ja) | 太陽電池セル及び太陽電池モジュール | |
JP3323573B2 (ja) | 太陽電池モジュール及びその製造方法 | |
US5259891A (en) | Integrated type solar battery | |
US6803513B2 (en) | Series connected photovoltaic module and method for its manufacture | |
US20060260673A1 (en) | Photovoltaic element and method of producing photovoltaic element | |
JPS61231774A (ja) | 光起電力モジュール | |
US20100319751A1 (en) | Series interconnected thin-film photovoltaic module and method for preparation thereof | |
JPH03239377A (ja) | 太陽電池モジュール | |
JP6656225B2 (ja) | 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール | |
JP3006711B2 (ja) | 太陽電池モジュール | |
JP2855299B2 (ja) | 太陽電池モジュール | |
JPH03239375A (ja) | 集積化太陽電池及び太陽電池の集積化法 | |
JP2942209B2 (ja) | 太陽電池 | |
JP2006041349A (ja) | 光起電力素子およびその製造方法 | |
CN103975447A (zh) | 形成光伏电池的方法 | |
JPH0888388A (ja) | 太陽電池モジュール | |
JP2000223728A (ja) | 薄膜太陽電池モジュール | |
JPH03239376A (ja) | 太陽電池モジュール | |
US20210313479A1 (en) | High Power Density Solar Module and Methods of Fabrication | |
JP2011003936A (ja) | 光起電力モジュール及び光起電力素子 | |
JPH06196737A (ja) | 太陽電池 | |
JP2004193449A (ja) | 光起電力素子 | |
JP2013219251A (ja) | 光電変換装置およびその製造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20081211 Year of fee payment: 10 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20081211 Year of fee payment: 10 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20091211 Year of fee payment: 11 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |