JPWO2011093321A1 - 太陽電池モジュール及びその製造方法 - Google Patents

Abstract

【課題】配線材を用いて接続された複数の太陽電池を備える太陽電池モジュールであって、高い出力及び高い耐熱性を有する太陽電池モジュールを提供する。【解決手段】第１の太陽電池１０ｄと第２の太陽電池１０ｂ、１０ｃとは、配線材１１と同種の金属箔からなる導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄの一方側部分とが樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにより接着されると共に、配線材１１ｃ、１１ｄの他方側部分と第２の太陽電池１０ｂ、１０ｃとが樹脂接着剤１２ｃ、１２ｄにより接着されることにより電気的に接続されている。樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、配線材１１と太陽電池１０とを接着している樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量よりも多い。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。特に、本発明は、配線材により電気的に接続されている複数の太陽電池を備える太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。

近年、環境負荷が小さいエネルギー源として、太陽電池モジュールが大いに注目されている。

一般的に、太陽電池モジュールは、複数の太陽電池を備えている。複数の太陽電池は、配線材によって電気的に直列または並列に接続されている。

従来、太陽電池と配線材との接着には、半田が広く用いられていた。しかしながら、半田を用いて太陽電池と配線材とを接着するためには、半田を融解させる必要がある。このため、接着工程において、太陽電池が高温になり、太陽電池が損傷したり、変形したりする虞がある。

これに鑑み、例えば、特開２００９−２９５９４０号公報には、太陽電池と配線材との接着に、導電性の樹脂接着剤を用いることが検討されている。

特開２００９−２９５９４０号公報

ところで、太陽電池モジュールの製造工程において、一部の太陽電池が損傷してしまう場合がある。損傷した太陽電池が発生した場合、損傷した太陽電池を、新しい太陽電池に交換する必要がある。

通常、太陽電池の交換は、まず、損傷した太陽電池に接続されている配線材を切断し、損傷した太陽電池を取り除く。次に、新しい太陽電池を配置し、配線材を用いてその新しい太陽電池と両側の太陽電池上に残存している配線材とを接着する。

通常、太陽電池と配線材とを導電性の樹脂接着剤により接着している場合は、配線材間の接着にも、太陽電池と配線材との接着に用いた導電性の樹脂接着剤と同種の導電性の樹脂接着剤を用いることが好ましいものと考えられる。

しかしながら、本発明者が鋭意研究した結果、太陽電池と配線材との接着に用いた導電性の樹脂接着剤と同種の導電性の樹脂接着剤を用いて配線材間を接着した太陽電池モジュールは、太陽電池を交換していない太陽電池モジュールよりも出力が低くなるか、または耐熱性が低くなることが新たに見出された。

本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的は、配線材を用いて接続された複数の太陽電池を備える太陽電池モジュールであって、高い出力及び高い耐熱性を有する太陽電池モジュールを提供することにある。

この発明の一の局面に係る太陽電池モジュールは、複数の太陽電池と、配線材と、樹脂接着剤とを備えている。配線材は、複数の太陽電池を電気的に接続している。樹脂接着剤は、配線材と太陽電池とを接着している。樹脂接着剤は、樹脂と、樹脂中に分散している導電性粒子とを含む。複数の太陽電池は、第１の太陽電池と、第１の太陽電池に隣接している第２の太陽電池とを含む。第１の太陽電池の表面には、金属箔からなる導電部材が接着されている。第１の太陽電池と第２の太陽電池とは、導電部材と配線材の一方側部分とが樹脂接着剤により接着されると共に、配線材の他方側部分と第２の太陽電池とが樹脂接着剤により接着されることにより電気的に接続されている。導電部材と配線材とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、配線材と太陽電池とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量よりも多い。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールにおいて、導電部材と配線材とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以上であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールにおいて、配線材と太陽電池とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以下であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールにおいて、導電部材と配線材とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、配線材と太陽電池とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径未満であることが好ましい。この場合に、導電部材と配線材とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以下であることが好ましい。配線材と太陽電池とを接着している樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以上であることが好ましい。

なお、本発明において、導電性粒子の平均粒子径は、堀場製作所製レーザー回折／散乱式粒度分布測定装置（ＬＡ−７００）を用いて、レーザー回折／散乱を測定することにより求めた値をいう。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールにおいて、配線材は、複数の太陽電池の配列方向において、太陽電池の全体に接着されており、導電部材は、配列方向において、第１の太陽電池の全体に接着されている一方、配線材は、配列方向において、導電部材の一部に接着されていてもよい。

本発明の一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法は、第１の接続工程と、検査工程と、交換工程とを備えている。第１の接続工程は、太陽電池と配線材とを、樹脂と樹脂中に分散している導電性粒子とを含む樹脂接着剤を用いて接着することにより、複数の太陽電池を配線材により電気的に接続する工程である。検査工程は、接続された複数の太陽電池のそれぞれについて破損しているか否かを検査する工程である。交換工程は、検査工程において破損していると認定された太陽電池を交換する工程である。交換工程は、切断工程と、第２の接続工程とを含む。切断工程は、破損していると認定された太陽電池と、当該太陽電池に隣接している太陽電池とを接続している配線材を切断する工程である。第２の接続工程は、新しい太陽電池と、新しい配線材の一方側部分とを、樹脂接着剤により接着すると共に、新しい配線材の他方側部分と、破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池に接着している配線材の残部とを、樹脂接着剤により接着することにより、新しい太陽電池と、破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池とを電気的に接続する工程である。配線材の他方側部分と配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量よりも多い。

なお、本発明において、「新しい太陽電池」とは、第１の接続工程において使用されていない太陽電池を意味し、必ずしも新品の太陽電池を意味するものではない。同様に、「新しい配線材」も、第１の接続工程において使用されていない配線材を意味し、必ずしも新品の配線材を意味するものではない。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法において、配線材の他方側部分と配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以上であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法において、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以下であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法において、配線材の他方側部分と配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径未満であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法において、配線材の他方側部分と配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以下であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法において、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以上であることが好ましい。

上記一の局面に係る太陽電池モジュールの製造方法では、第１の接続工程において、配線材を、複数の太陽電池の配列方向における太陽電池の全体に接着し、第２の接続工程において、新しい配線材の一方側部分を、複数の太陽電池の配列方向における新しい太陽電池の全体に接着する一方、新しい配線材の他方側部分を、破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池に接着している配線材の残部の配列方向における一部に接着してもよい。

本発明によれば、配線材を用いて接続された複数の太陽電池を備える太陽電池モジュー
ルであって、高い出力及び高い耐熱性を有する太陽電池モジュールを提供することができ
る。

本発明を実施した一実施形態に係る太陽電池モジュールの略図的断面図である。 図１におけるＩＩ部分の略図的断面図である。 太陽電池の受光面側から視た略図的平面図である。 太陽電池の裏面側から視た略図的平面図である。 第１の接続工程を説明するための略図的側面図である。 第２の接続工程を説明するための略図的側面図である。

以下、本発明を実施した好ましい形態について、図１に示す太陽電池モジュール１を例に挙げて説明する。但し、太陽電池モジュール１は、単なる例示である。本発明は、太陽電池モジュール１に何ら限定されない。

また、実施形態等において参照する各図面において、実質的に同一の機能を有する部材は同一の符号で参照することとする。また、実施形態等において参照する図面は、模式的に記載されたものであり、図面に描画された物体の寸法の比率などは、現実の物体の寸法の比率などとは異なる場合がある。図面相互間においても、物体の寸法比率等が異なる場合がある。具体的な物体の寸法比率等は、以下の説明を参酌して判断されるべきである。

（太陽電池モジュール１の概略構成）
図１は、本発明を実施した一実施形態に係る太陽電池モジュールの略図的断面図である。

図１に示すように、太陽電池モジュール１は、配列方向ｘに沿って配列された複数の太陽電池１０を備えている。複数の太陽電池１０は、配線材１１によって電気的に接続されている。具体的には、隣接する太陽電池１０間が配線材１１によって電気的に接続されることによって、複数の太陽電池１０が直列または並列に電気的に接続されている。

本実施形態において、太陽電池１０と、配線材１１とは、導電性の樹脂接着剤１２により接着されている。この樹脂接着剤１２は、樹脂１２Ａと、樹脂１２Ａ中に分散された導電性粒子１２Ｂ（図２を参照）とを有している。また、樹脂接着剤１２は、異方導電性を有することが好ましい。

樹脂接着剤１２の樹脂１２Ａの材料としては、例えば、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、ポリイミド樹脂、フェノール樹脂、ウレタン樹脂、シリコン樹脂、これらの樹脂の混合体や共重合体などが挙げられる。

樹脂接着剤１２に含まれる導電性粒子１２Ｂとしては、例えば、ニッケル、銅、銀、アルミニウム、スズ、金などの金属や、これらの金属のうちの一種以上を含む合金からなる粒子を用いることができる。また、導電性粒子１２Ｂは、絶縁性粒子に金属コーティングまたは合金コーティングなどの導電性コーティングを施したものであってもよい。上記絶縁性粒子としては、例えば、無機酸化物粒子や樹脂粒子等が挙げられる。無機酸化物粒子としては、例えば、アルミナ、シリカ、酸化チタン、ガラスなどの無機酸化物からなる粒子が挙げられる。樹脂粒子としては、例えば、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、ポリイミド樹脂、フェノール樹脂、ウレタン樹脂、シリコン樹脂、これらの樹脂の混合体や共重合体などからなる粒子が挙げられる。

また、樹脂接着剤１２は硬化剤等他の成分を含んでいても良い。

導電性粒子１２Ｂの形状は、特に限定されない。導電性粒子１２Ｂは、例えば、球状、楕球状など種々の形状をとることができる。

複数の太陽電池１０の受光面側及び裏面側には、第１及び第２の保護部材１４，１５が配置されている。第１の保護部材１４と第２の保護部材１５との間には、封止剤１３が充填されている。この封止剤１３により、複数の太陽電池１０の封止が行われている。

封止剤１３並びに第１及び第２の保護部材１４，１５の材料は、特に限定されない。封止剤１３は、例えば、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）やポリビニルブチラール（ＰＶＢ）等の透光性を有する樹脂により構成することができる。

第１及び第２の保護部材１４，１５は、例えば、ガラス、樹脂などにより形成することができる。また、例えば、第１及び第２の保護部材１４，１５のうちの少なくとも一方を、例えば、アルミニウム箔などの金属箔を介在させた樹脂フィルムにより構成してもよい。本実施形態では、第１の保護部材１４は、太陽電池１０の裏面側に配置されており、アルミニウム箔などの金属箔を介在させた樹脂フィルムにより構成されている。第２の保護部材１５は、太陽電池１０の受光面側に配置されており、ガラスまたは樹脂からなる。

（太陽電池１０の構造）
図３は、太陽電池の受光面側から視た略図的平面図である。図４は、太陽電池の裏面側から視た略図的平面図である。

なお、ここで説明する太陽電池１０は、単なる一例である。本発明において、太陽電池の種類や構造は何ら限定されない。太陽電池１０は、例えば、ＨＩＴ（登録商標）構造を有するＨＩＴ太陽電池であってもよいし、他の構造の太陽電池であってもよい。

また、本実施形態においては、太陽電池１０の一方の主面が受光面であり、他方の主面が裏面であるが、本発明において、太陽電池の両主面が受光面であってもよい。その場合は、上記第１及び第２の保護部材１４，１５のそれぞれが透光性を有することが好ましい。

図３及び図４に示すように、太陽電池１０は、光変換部２０を有する。光変換部２０は、受光することによってキャリア（電子及び正孔）を生成するものである。

光変換部２０は、ｐｎ接合や、ｐｉｎ接合等の半導体接合を有する半導体材料から構成されている。半導体材料としては、例えば、単結晶シリコン、多結晶シリコンなどの結晶性シリコン半導体、非晶質シリコン半導体、ＧａＡｓ等の化合物半導体などが挙げられる。

光変換部２０は、図３に示す受光面２０ａと、図４に示す裏面２０ｂとを有する。受光面２０ａと裏面２０ｂとのそれぞれの上には、集電電極２１ａ、２１ｂが形成されている。集電電極２１ａ、２１ｂは、複数のフィンガー電極２２ａ、２２ｂと、バスバー２３ａ、２３ｂとを備えている。複数のフィンガー電極２２ａ、２２ｂのそれぞれは、配列方向ｘに垂直な方向ｙに相互に平行に延びている。複数のフィンガー電極２２ａ、２２ｂは、配列方向ｘに沿って所定の間隔を隔てて配列されている。バスバー２３ａ、２３ｂは、配列方向ｘに延びるように形成されている。バスバー２３ａ、２３ｂは、複数のフィンガー電極２２ａ、２２ｂを接続している。

太陽電池１０では、光変換部２０において生成されたキャリアは、複数のフィンガー電極２２ａ、２２ｂにより収集され、バスバー２３ａ、２３ｂに集電される。

集電電極２１ａ、２１ｂは、例えば、エポキシ樹脂をバインダーとし、導電性粒子をフィラーとする熱硬化型の導電性ペーストにより形成することができる。具体的には、上記導電性ペーストを所望のパターンに塗布し、熱硬化させることにより集電電極２１ａ、２１ｂを形成することができる。スクリーン印刷法により集電電極２１ａ、２１ｂを形成した場合は、一般的に、スクリーン版のメッシュ跡に起因して、集電電極２１ａ、２１ｂの表面に凹凸が形成される。一般的に、集電電極２１ａ、２１ｂの表面粗さは、ＪＩＳ Ｂ０６３３で規定される触針式測定法で１μｍ〜８μｍの範囲内にある。

また、集電電極２１ａ、２１ｂは、例えば、銀やアルミニウムなどからなる導電性粉末とガラスフリットと、有機質ビヒクルなどからなる焼成型ペーストにより形成することも可能である。集電電極２１ａ、２１ｂは、銀やアルミニウムなどの金属膜や、これら金属のうちの一種以上を含む合金膜により構成することもできる。

（太陽電池モジュール１の製造方法）
次に、太陽電池モジュール１の製造方法について、図１及び図５，６を主として参照しながら説明する。

図５は、第１の接続工程を説明するための略図的側面図である。まず、図５に示すように、隣接する太陽電池１０間を配線材１１により電気的に接続することにより、複数の太陽電池１０を配線材１１により電気的に直列または並列に接続する（第１の接続工程）。

第１の接続工程において、太陽電池１０と配線材１１との接続は、上記導電性の樹脂接着剤１２により行う。この樹脂接着剤１２としては、異方導電性を有する樹脂接着剤を用いる。（以下、この第１の接続工程において使用する樹脂接着剤１２を「樹脂接着剤１２ａ」とする。）。具体的には、図３，４に示すバスバー２３ａ、２３ｂ及び配線材１１のうちの少なくとも一方の表面上にペースト状の樹脂接着剤１２ａを塗布する。あるいは、バスバー２３ａ、２３ｂと配線材１１との間にフィルム状の樹脂接着剤１２ａを配置する。その後、バスバー２３ａ、２３ｂに配線材１１を押圧し、その状態で、樹脂接着剤１２ａを硬化させることにより、太陽電池１０と配線材１１との接続を行う。なお、本実施形態では、配線材１１は、配列方向ｘにおいて、バスバー２３ａ、２３ｂの全体に接続される。

次に、検査工程を行う。検査工程は、上記第１の接続工程において接続された複数の太陽電池１０のそれぞれについて破損しているか否かを検査する工程である。この検査方法は、特に限定されず、例えば、目視により検査することができる。

本実施形態では、検査工程において、図５に示す複数の太陽電池１０のうち、太陽電池１０ａのみが破損していると認定されたものとする。すなわち、本実施形態では、太陽電池１０ｂ、１０ｃが第２の太陽電池に相当する。なお、検査工程において、破損していると認定された太陽電池が複数である場合も勿論ある。

次に、検査工程において破損していると認定された太陽電池１０ａの交換を行う（交換工程）。詳細には、交換工程には、切断工程と、第２の接続工程とが含まれる。

切断工程は、破損していると認定された太陽電池１０ａと、太陽電池１０ａに隣接している太陽電池１０ｂ、１０ｃとを接続している配線材１１ａ、１１ｂを切断する工程である。本実施形態では、切断工程において、配線材１１ａ、１１ｂは、図５に示すカッティングラインＣ１，Ｃ２において切断される。このため、図６に示すように、太陽電池１０ｂ、１０ｃの表面には、配線材１１ａ、１１ｂの一部が残存する。よって、太陽電池１０ｂ、１０ｃの表面には、配線材１１と同種の金属箔からなる導電部材１６ａ、１６ｂが接着された状態となる。より具体的には、導電部材１６ａは、太陽電池１０ｂの裏面２０ｂに形成されたバスバー２３ｂ（図４を参照）の表面に接続されている。導電部材１６ｂは、太陽電池１０ｃの受光面２０ａに形成されたバスバー２３ａ（図３を参照）の表面の配列方向ｘにおける全体に接続されている。

なお、配線材１１ａ、１１ｂの切断方法は、特に限定されない。例えば、カッター等の切断工具を用いて配線材１１ａ、１１ｂを切断することができる。

切断工程に続いて、第２の接続工程が行われる。まず、破損していると認定された太陽電池１０ａが取り除かれる。そして、図６に示すように、第１の接続工程において使用されていない新しい太陽電池１０ｄと、太陽電池１０ｂ、１０ｃとが、新しい配線材１１ｃ、１１ｄによって接続される。本実施形態では、ここで使用される太陽電池１０ｄが第１の太陽電池に相当する。

具体的には、配線材１１ｃの一方側部分と、太陽電池１０ｂの裏面２０ｂ側に設けられている導電部材１６ａとを異方導電性を有する樹脂接着剤１２ｂにより接着すると共に、配線材１１ｃの他方側部分と、太陽電池１０ｄの受光面２０ａに形成されているバスバー２３ａとを異方導電性を有する樹脂接着剤１２ｃにより接着することにより、太陽電池１０ｂと太陽電池１０ｄとを接続する。配線材１１ｄの一方側部分と、太陽電池１０ｄの裏面２０ｂに形成されているバスバー２３ｂとを異方導電性を有する樹脂接着剤１２ｄにより接着すると共に、配線材１１ｄの他方側部分と、太陽電池１０ｃの受光面２０ａ側に設けられている導電部材１６ｂとを異方導電性を有する樹脂接着剤１２ｅにより接着することにより、太陽電池１０ｄと太陽電池１０ｃとを接続する。

なお、第１の接続工程において、配線材１１は、バスバー２３ａ、２３ｂの配列方向ｘにおける略全体に接着する。このため、導電部材１６ａ、１６ｂは、太陽電池１０ｂ、１０ｃの配列方向ｘにおける略全体に接着されている。第２の接続工程においても、太陽電池１０ｄのバスバー２３ａ、２３ｂの配列方向ｘにおける略全体に配線材１１ｃ、１１ｄを接着する。但し、本実施形態においては、導電部材１６ａ、１６ｂには、配列方向ｘにおける一部にのみ配線材１１ｃ、１１ｄが接続される。

第２の接続工程終了後に、モジュール化工程を行う。この工程では、例えば、第２の保護部材１５の上に、ＥＶＡシートなどの樹脂シートを載置する。樹脂シートの上に、配線材１１により電気的に接続された複数の太陽電池１０を配置する。その上に、ＥＶＡシートなどの樹脂シートを載置し、さらにその上に、第１の保護部材１４を載置する。これらを、減圧雰囲気中において、加熱圧着することにより仮圧着した後に、再度加熱することにより、樹脂シートを硬化させる。以上の工程により、太陽電池モジュール１を製造することができる。

なお、必要に応じて、太陽電池モジュール１の周囲に金属製の枠体を取り付けても良い。また、第１の保護部材１４の表面に、太陽電池出力を外部に取出すための端子ボックスを取り付けても良い。

本実施形態では、上記第２の接続工程において、太陽電池１０ｄと配線材１１ｃ、１１ｄとの接着に用いた樹脂接着剤１２ｃ、１２ｄは、第１の接着工程において用いた樹脂接着剤１２ａと同じ組成を有する。一方、第２の接続工程において、配線材１１ｃ、１１ｄと、配線材１１ａ、１１ｂの残部である導電部材１６ａ、１６ｂとを接着する樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅは、第１の接着工程において用いた樹脂接着剤１２ａ及び樹脂接着剤１２ｃ、１２ｄと組成が異なる。

具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂ（図２を参照）の体積含有量（樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅ単位体積当たりにおける導電性粒子１２Ｂが占める体積）は、樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量よりも多い。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、２５体積％以上である。樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、２５体積％以下である。なお、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％である場合は、樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、２５体積％未満である。

樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量の上限値は、特に限定されないが、５８体積％であることが好ましく、５５体積％であることがより好ましい。樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量の下限値は、特に限定されないが、１×１０^−４体積％であることが好ましく、５×１０^−３体積％であることがより好ましい。

さらに、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂ（図２を参照）の平均粒子径は、樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径未満である。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、５μｍ以下である。樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、５μｍ以上である。なお、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が５μｍである場合は、樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、５μｍ未満である。

樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径の下限値は、特に限定されないが、０．１μｍであることが好ましく、１μｍであることがより好ましい。樹脂接着剤１２ａ、１２ｃ、１２ｄにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径の上限値は、特に限定されないが、１５μｍであることが好ましく、１０μｍであることがより好ましい。

以上説明したように、本実施形態においては、配線材１１ｃ、１１ｄと、導電部材１６ａ、１６ｂとを接着している樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、バスバー２３ａ、２３ｂと配線材１１ａとを接着している樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量よりも多い。このため、本実施形態に係る太陽電池モジュール１は、高い出力及び高い耐熱性を有するものとし得る。

また、配線材１１ｃ、１１ｄと、導電部材１６ａ、１６ｂとの接着時に、配線材１１ｃ、１１ｄと、導電部材１６ａ、１６ｂとの間に付与する圧力を小さくした場合であっても、配線材１１ｃ、１１ｄと、導電部材１６ａ、１６ｂとを好適に接着することができる。従って、第２の接着工程において、太陽電池１０に破損が生じることを抑制することができる。従って、高い良品率で太陽電池１０を製造することができる。

具体的には、本実施形態では、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、２５体積％以上である。樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、２５体積％以下である。従って、高い出力と、高い耐熱性との両立が図られている。

さらに、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径未満である。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、５μｍ以下である。樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、５μｍ以上である。従って、さらに高い出力と、さらに高い耐熱性との両立が図られている。

なお、本実施形態では、一部の太陽電池１０の表面に導電部材１６が接着されている例について説明した。但し、本発明は、この構成に限定されない。例えば、すべての太陽電池１０の表面に導電部材１６が接着されていてもよい。

《実験例１》
以下、上記効果について、実際に行った実験例に基づいて詳細に説明する。

本実験例では、ＨＩＴ型の太陽電池１０を用いて、上記実施形態に係る太陽電池モジュール１を、上記実施形態に記載の方法で作製した。但し、本実験例では、第１の接続工程において、太陽電池１０に破損が生じないように作製し、交換工程では、複数の太陽電池１０のうちの特定の位置のひとつの太陽電池１０ａを新しい太陽電池１０ｄ交換した。

配線材１１としては、両面にＳｎ−Ａｇ−Ｃｕからなる、最大厚さが４０μｍの半田層が形成されている銅箔（厚さ：１５０μｍ、幅：１ｍｍ）を用いた。

導電性の樹脂接着剤１２としては、エポキシ系樹脂１２Ａ中に、Ｎｉ粒子からなる導電性粒子１２Ｂが分散したペースト状の接着剤を用いた。この樹脂接着剤１２を、バスバー２３ａ、２３ｂ上に、厚さ：２０μｍ、幅１ｍｍ、長さ：９８ｍｍとなるようにディスペンサを用いて塗布し、その上に、配線材１１を配置した。その後、２００℃に加熱した金属ツールを２００Ｎの力で３０秒間押しつけることにより、太陽電池１０と配線材１１とを接着した。配線材１１ｃ、１１ｄと太陽電池１０ｄとの接続も同様にして行った。

なお、金属ツールを２００Ｎの力で押しつけた際には、配線材１１に対しては、大凡２ＭＰａの圧力がかかった。

一方、導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄとの接続は、ペースト状の樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅを、導電部材１６ａ、１６ｂ上に、厚さ：３０μｍ、幅：１ｍｍ、長さ：１０ｍｍとなるようにディスペンサを用いて塗布し、その上に、配線材１１ｃ、１１ｄを配置した。その後、２００℃に加熱した金属ツールを１Ｎの力で３０秒間押しつけることにより、導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄとを接着した。尚、このときの樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅの樹脂成分は、バスバー２３ａ、２３ｂ上に塗布した樹脂接着剤１２と同じである。

なお、金属ツールを１Ｎの力で押しつけた際には、配線材１１ｃ、１１ｄに対しては、大凡０．１ＭＰａの圧力がかかった。

また、作製した太陽電池モジュール１を、以下の方法で評価した。

（出力変化量評価）
切断工程を行う前の複数の太陽電池１０からなるユニットの出力（交換前出力）を測定した後に、交換工程を行った。その後、作製した太陽電池モジュール１の出力（交換後出力）を測定し、出力比（（交換後出力）／（交換前出力））を算出した。なお、出力の測定は、ソーラーシュレータの擬似太陽光の下で行った。

（耐熱性評価）
耐熱性評価は、ＪＩＳ Ｃ８９９２に規定の評価方法に準じて行った。具体的には、作製した太陽電池モジュール１を、−４０℃から９０℃まで９０分かけて加熱し、９０℃で２０分保持し、その後、９０℃から−４０℃まで９０分かけて冷却し、−４０℃で３０分保持するサイクルを４００サイクル行った。４００サイクル実施後、太陽電池モジュール１の出力を測定し、耐熱性試験実施前の出力（上記交換後出力に相当）に対する耐熱性試験実施後の出力比（（耐熱性試験実施後出力）／（耐熱性試験実施前出力））を算出した。

下記の表１に示すデータは、第２の接続工程において導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄとの接続に用いた樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を種々変化させて太陽電池モジュール１の作製及び評価を行ったときのデータである。なお、ここでは、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａとしては、導電性粒子１２Ｂの平均粒子径：７μｍ、導電性粒子１２Ｂの体積含有量：１×１０^−２％である接着剤を用いた。また、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、２μｍとした。

下記の表２に示すデータは、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を種々変化させて太陽電池モジュール１の作製及び評価を行ったときのデータである。なお、ここでは、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅとしては、導電性粒子１２Ｂの平均粒子径：２μｍ、導電性粒子１２Ｂの体積含有量：５０％である接着剤を用いた。また、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径は、７μｍとした。

下記の表３に示すデータは、第２の接続工程において導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄとの接続に用いた樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を種々変化させて太陽電池モジュール１の作製及び評価を行ったときのデータである。なお、ここでは、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２としては、導電性粒子１２Ｂの平均粒子径：７μｍ、導電性粒子１２Ｂの体積含有量：１×１０^−２％である接着剤を用いた。また、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、３０体積％とした。

下記の表４に示すデータは、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を種々変化させて太陽電池モジュール１の作製及び評価を行ったときのデータである。なお、ここでは、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅとしては、導電性粒子１２Ｂの平均粒子径：２μｍ、導電性粒子１２Ｂの体積含有量：５０％である接着剤を用いた。また、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量は、１×１０^−２体積％とした。

上記表１に示す結果から分かるように、（交換後出力）／（交換前出力）は、第２の接続工程において導電部材１６ａ、１６ｂと配線材１１ｃ、１１ｄとの接続に用いた樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が少なくなるに従って低下する傾向にあった。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％以上である場合は、導電性粒子１２Ｂの体積含有量が変化しても（交換後出力）／（交換前出力）はそれほど変化しなかった。それに対して、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％未満である場合は、導電性粒子１２Ｂの体積含有量が少なくなるに従って（交換後出力）／（交換前出力）が低下する傾向にあった。

耐熱性に関しては、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が変化しても大きくは変化しなかった。

上記表２に示す結果から分かるように、第１の接続工程において用いた樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が変化しても、（交換後出力）／（交換前出力）は、変化しなかった。一方、耐熱性は、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が多くなると低下する傾向にあった。具体的には、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％以下の場合は、導電性粒子１２Ｂの体積含有量が変化しても耐熱性は変化しなかった。しかしながら、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％よりも多い場合は、導電性粒子１２Ｂの体積含有量が多くなると共に、耐熱性が低下することが分かる。

以上の結果から、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅと、樹脂接着剤１２ａとで、導電性粒子１２Ｂの体積含有量が互いに等しい場合は、高い出力と高い耐熱性の両立が困難であることが分かる。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％未満では、高い出力を得ることが困難になる一方、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量が２５体積％よりも多いと、高い耐熱性を実現することが困難になることが分かる。

また、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量よりも多くすることにより、高出力と高い耐熱性を両立し得ることが分かる。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を２５体積％以上、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を２５体積％以下、かつ、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量を、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの体積含有量よりも多くすることにより、高出力と高い耐熱性を両立できることが分かる。

また、表３に示す結果から分かるように、耐熱性は、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が変化してもそれほど変化しないことが分かる。一方、（交換後出力）／（交換前出力）は、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が大きくなるに従って低下することが分かる。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が５μｍ以下である場合は、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が変化しても、（交換後出力）／（交換前出力）は、大きくは変化しないことが分かる。しかしながら、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が５μｍより大きい場合は、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が大きくなるに従って、（交換後出力）／（交換前出力）が低くなることが分かる。

表４に示す結果から分かるように、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が小さくなると、（交換後出力）／（交換前出力）及び耐熱性の両方が低下することが分かる。具体的には、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が５μｍ以上である場合は、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が変化しても（交換後出力）／（交換前出力）及び耐熱性のそれぞれは、大きくは変化しない。一方、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が５μｍ未満である場合は、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径が小さくなるに従って、（交換後出力）／（交換前出力）及び耐熱性の両方が低下することが分かる。

以上の結果から、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径未満とすることで、より高い出力かつより高い耐熱性を有する太陽電池モジュール１を得うることが分かる。具体的には、樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を５μｍ以下とし、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を５μｍ以上とし、かつ樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径を、樹脂接着剤１２ａにおける導電性粒子１２Ｂの平均粒子径未満とすることにより、より高い出力とより高い耐熱性を両立できることが分かる。

《実験例２》
上記樹脂接着剤１２に替えて、ＳｎＡｇＣｕ合金からなる半田を用い、配線材１１を１Ｎで押圧しながら、半田を２５０℃まで加熱することにより太陽電池１０と配線材１１との接着を行った以外は、上記実験例と同様にして太陽電池モジュール１を作製し、同様の評価をした。その結果、（交換後出力）／（交換前出力）は、９９．５％であり、出力比（（耐熱性試験実施後出力）／（耐熱性試験実施前出力））は、９８．３％であった。この結果から、本実施形態のように、太陽電池１０と配線材１１との接着に樹脂接着剤１２を用いることにより、高い出力及び高い耐熱性を実現できることが分かる。

尚、第２の接続工程において、第２の接続工程において、配線材１１ｃ、１１ｄと、配線材１１ａ、１１ｂの残部である導電部材１６ａ、１６ｂとを接着する樹脂接着剤１２ｂ、１２ｅの硬化温度は、第１の接着工程において用いた樹脂接着剤１２ａ及び樹脂接着剤１２ｃ、１２ｄの硬化温度より低いことが好ましい。このようにすることで、第２の接続工程において、配線材１１ｃ、１１ｄと導電部材１６ａ、１６ｂとを接着する際に、導電部材１６ａ、１６ｂとバスバー２３ｂ、バスバー２３ａとの接着強度が低下することを抑制することができる。

樹脂接着剤の硬化温度は、一般的に硬化剤をどのように配合するかによって任意に決定できる。例えば、ダイマット社製の導電性接着剤を用いる場合には、表５に示すようなものがある。これに例示されるように、樹脂接着剤に配合する硬化剤の種類、量を適宜調整することにより、硬化温度の違う導電性ペーストを選んで使用すれば良い。

１…太陽電池モジュール
１０…太陽電池
１０ａ…検査工程において破損していると認定された太陽電池
１０ｂ、１０ｃ…第２の太陽電池
１０ｄ…第１の太陽電池
１１…配線材
１１ｃ、１１ｄ…新しい配線材
１２…樹脂接着剤
１２ａ…配線材と太陽電池とを接着している樹脂接着剤
１２ｂ、１２ｃ…導電部材と配線材とを接着している樹脂接着剤
１２Ａ…樹脂
１２Ｂ…導電性粒子
１６ａ、１６ｂ…導電部材

Claims (16)

1. 複数の太陽電池と、前記複数の太陽電池を電気的に接続している配線材と、前記配線材と前記太陽電池とを接着しており、樹脂と前記樹脂中に分散している導電性粒子とを含む樹脂接着剤とを備え、
   前記複数の太陽電池は、第１の太陽電池と、前記第１の太陽電池に隣接している第２の太陽電池とを含み、
   前記第１の太陽電池の表面には、金属箔からなる導電部材が接着されており、
   前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池とは、前記導電部材と前記配線材の一方側部分とが前記樹脂接着剤により接着されると共に、前記配線材の他方側部分と前記第２の太陽電池とが前記樹脂接着剤により接着されることにより電気的に接続されており、
   前記導電部材と前記配線材とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、前記配線材と前記太陽電池とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量よりも多い太陽電池モジュール。
2. 前記導電部材と前記配線材とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以上である請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記配線材と前記太陽電池とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以下である請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記導電部材と前記配線材とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、前記配線材と前記太陽電池とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径未満である請求項１に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記導電部材と前記配線材とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以下である請求項４に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記配線材と前記太陽電池とを接着している樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以上である請求項４または５に記載の太陽電池モジュール。
7. 前記配線材は、前記複数の太陽電池の配列方向において、前記太陽電池の全体に接着されており、
   前記導電部材は、前記配列方向において、前記第１の太陽電池の全体に接着されている一方、前記配線材は、前記配列方向において、前記導電部材の一部に接着されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
8. 前記樹脂接着材は、異方導電性を有する請求項１に記載の太陽電池モジュール。
9. 太陽電池と配線材とを、樹脂と前記樹脂中に分散している導電性粒子とを含む樹脂接着剤を用いて接着することにより、複数の前記太陽電池を前記配線材により電気的に接続する第１の接続工程と、
   前記接続された複数の太陽電池のそれぞれについて破損しているか否かを検査する検査工程と、
   前記検査工程において破損していると認定された太陽電池を交換する交換工程とを備え、
   前記交換工程は、
   前記破損していると認定された太陽電池と、当該太陽電池に隣接している太陽電池とを接続している配線材を切断する切断工程と、
   新しい太陽電池と、新しい配線材の一方側部分とを、前記樹脂接着剤により接着すると共に、前記新しい配線材の他方側部分と、前記破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池に接着している配線材の残部とを、前記樹脂接着剤により接着することにより、前記新しい太陽電池と、前記破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池とを電気的に接続する第２の接続工程とを含み、
   前記配線材の他方側部分と前記配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、前記第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量よりも多い太陽電池モジュールの製造方法。
10. 前記配線材の他方側部分と前記配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以上である請求項９に記載の太陽電池モジュー
    ルの製造方法。
11. 前記第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における前記導電性粒子の体積含有量は、２５体積％以下である請求項９または１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
12. 前記配線材の他方側部分と前記配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、前記第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径未満である請求項９に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
13. 前記配線材の他方側部分と前記配線材の残部とを接着する樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以下である請求項１２に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
14. 前記第１の接続工程において用いた樹脂接着剤における前記導電性粒子の平均粒子径は、５μｍ以上である請求項１２または１３に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
15. 前記第１の接続工程において、前記配線材を、前記複数の太陽電池の配列方向における前記太陽電池の全体に接着し、
    前記第２の接続工程において、前記新しい配線材の一方側部分を、前記複数の太陽電池の配列方向における前記新しい太陽電池の全体に接着する一方、前記新しい配線材の他方側部分を、前記破損していると認定された太陽電池に隣接していた太陽電池に接着している配線材の残部の前記配列方向における一部に接着する請求項９に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
16. 前記樹脂接着材は、異方導電性を有する請求項９に記載の太陽電池モジュールの製造方法。

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