WO2014013828A1 - 配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法 - Google Patents

配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014013828A1
WO2014013828A1 PCT/JP2013/066740 JP2013066740W WO2014013828A1 WO 2014013828 A1 WO2014013828 A1 WO 2014013828A1 JP 2013066740 W JP2013066740 W JP 2013066740W WO 2014013828 A1 WO2014013828 A1 WO 2014013828A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solar cell
layer
tab wire
conductor
flux
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/066740
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
正弘 西本
大地 森
Original Assignee
デクセリアルズ株式会社
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by デクセリアルズ株式会社 filed Critical デクセリアルズ株式会社
Priority to KR20147036264A priority Critical patent/KR20150035749A/ko
Priority to CN201380021040.8A priority patent/CN104365015A/zh
Priority to EP13819998.9A priority patent/EP2897177A4/en
Publication of WO2014013828A1 publication Critical patent/WO2014013828A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/02002—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations
    • H01L31/02005—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02008—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells or solar cell modules
    • H01L31/0201—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells or solar cell modules comprising specially adapted module bus-bar structures
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
    • H01B1/00—Conductors or conductive bodies characterised by the conductive materials; Selection of materials as conductors
    • H01B1/02—Conductors or conductive bodies characterised by the conductive materials; Selection of materials as conductors mainly consisting of metals or alloys
    • H01B1/026—Alloys based on copper
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/02002—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations
    • H01L31/02005—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02008—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells or solar cell modules
    • H01L31/02013—Arrangements for conducting electric current to or from the device in operations for device characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells or solar cell modules comprising output lead wires elements
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/02016—Circuit arrangements of general character for the devices
    • H01L31/02019—Circuit arrangements of general character for the devices for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02021—Circuit arrangements of general character for the devices for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/05—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells
    • H01L31/0504—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module
    • H01L31/0512—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module made of a particular material or composition of materials
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/18—Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment of these devices or of parts thereof
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
    • H02S40/30—Electrical components
    • H02S40/34—Electrical components comprising specially adapted electrical connection means to be structurally associated with the PV module, e.g. junction boxes
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a wiring material suitable for connecting an electrode formed on a surface of a solar cell and a terminal box for collecting electricity generated by the solar cell, a solar cell module using the wiring material, and a solar cell
  • the present invention relates to a method for manufacturing a battery module.
  • thin-film solar cells in which a semiconductor layer, which is a photoelectric conversion layer, is formed on a substrate such as glass or stainless steel will be thin and light, low in manufacturing cost, and easy to increase in area. It is considered to become the mainstream of solar cells.
  • These thin-film solar cells are obtained by laminating a semiconductor layer or a metal electrode film on an inexpensive substrate with a large area using a forming apparatus such as a plasma CVD apparatus or a sputtering apparatus, and then producing the photoelectric conversion on the same substrate. After the layers are separated by laser patterning or the like to form a plurality of solar cells, these are connected to each other to form a solar cell string.
  • a forming apparatus such as a plasma CVD apparatus or a sputtering apparatus
  • a thin film solar cell is composed of, for example, a plurality of solar cells in which a transparent electrode film made of a transparent conductive film, a photoelectric conversion layer, and a back electrode film are laminated on a light-transmitting insulating substrate.
  • Each solar cell is in the shape of an elongated strip and has a length that covers almost the entire width of the translucent insulating substrate.
  • the thin-film solar battery is configured, for example, by connecting a plurality of solar battery cells in series by connecting one transparent electrode film and the other back electrode film between adjacent solar battery cells. Then, by providing a surface electrode on the transparent electrode film of the solar cell at the end, and connecting the surface electrode and the terminal box with a tab wire, the electricity generated by the plurality of solar cells is terminal Current is collected in a box and taken out from here.
  • a solar cell module using the wiring material to provide a wiring material capable of realizing good connection between the solar cell and the terminal portion of the terminal box, a solar cell module using the wiring material, and a method for manufacturing the solar cell module. Is desirable.
  • a wiring material includes a conductor having a first surface and a second surface opposite to the first surface, and a conductor. Provided with a first layer containing a flux component and a rust preventive component, and a second layer containing an adhesive provided on the second surface of the conductor. Is.
  • a solar cell module electrically connects a solar cell having a surface electrode, a terminal box for taking out electricity generated by the solar cell to the outside, and the surface electrode and the terminal box of the solar cell.
  • a wiring material connected to the conductor, the wiring material is provided on the first surface of the conductor, a conductor having a first surface and a second surface opposite to the first surface, It includes a first layer containing a flux component and a rust preventive component, and a second layer provided on the second surface of the conductor and containing an adhesive.
  • the manufacturing method of the solar cell module which concerns on one embodiment of this invention provides the 1st layer containing a flux component and a rust prevention component in the 1st surface of a conductor, and is the 1st of a conductor.
  • a wiring layer is formed by providing a second layer containing an adhesive on the second surface opposite to the first surface, and one end of the wiring material is connected to the surface of the solar cell via the second layer.
  • the electricity generated by the solar cell is connected to a terminal box through which the electricity is generated through the first layer.
  • the wiring member is solder-connected to, for example, a terminal box that extracts electricity collected from the solar cell via the first layer.
  • the wiring material is formed with the first layer containing the flux component and the component having the rust prevention function, the wettability of the solder is improved, and the solder connection can be performed quickly and reliably.
  • the solar cell is sealed with a light-transmitting sealing material such as EVA, the wiring material is placed in an acetic acid gas atmosphere due to a rise in temperature of the solar cell module, and there is a concern about corrosion. Since the first layer also contains a rust preventive component, it is possible to prevent corrosion.
  • FIG. 12A It is an exploded perspective view showing a substrate type solar cell module to which an embodiment of the present invention is applied. It is a disassembled perspective view which shows the other solar cell module to which one embodiment of this invention was applied. It is sectional drawing which shows the connection part of a current collection tab line and a connection tab line. It is sectional drawing which shows the connection part of a current collection tab line and a connection tab line. It is a disassembled perspective view which shows an example of the thin film solar cell which concerns on a reference example. It is a top view which shows an example of a related thin film solar cell in a reference example. It is sectional drawing in the electrode terminal part of the thin film solar cell shown to FIG. 12A.
  • a thin film solar cell 1 to which an embodiment of the present invention is applied constitutes a solar cell string in which a plurality of solar cells 2 are connected by contact lines.
  • the thin-film solar cell 1 having this string structure is formed on a glass substrate to be a surface cover 5 as shown in FIG. 2, for example, and a sheet 3 and a back sheet 4 of a sealing adhesive are laminated on the back surface side. And laminated.
  • a metal frame 7 such as aluminum is appropriately attached to the periphery, and then a solar cell module 6 is formed by providing a terminal box 8 for taking out electricity collected from the thin film solar cell 1 on the back sheet 4. .
  • the sealing adhesive for example, a light-transmitting sealing material such as ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA: Ethylene Vinyl Acetate Copolymer) is used.
  • EVA Ethylene Vinyl Acetate Copolymer
  • the back sheet 4 a laminate or the like in which glass or aluminum foil is sandwiched between resin films is used.
  • the solar cell module 6 forms the thin film solar cell 1 on the glass substrate used as the surface cover 5, and provides the surface cover 5 and the thin film solar cell 1 separately, and between the surface cover 5 and the back sheet
  • the laminate sealing may be performed with the sheet 3 of the sealing adhesive disposed on the front and back sides of the thin film solar cell 1.
  • the surface cover 5 for example, a translucent material such as glass or translucent plastic is used.
  • the thin-film solar cell 1 is formed by laminating a transparent electrode film made of a transparent conductive film, a photoelectric conversion layer, and a back electrode film in this order. It is a super straight type solar cell in which light is incident from the conductive insulating substrate 10 side.
  • a substrate type solar cell formed in order of the base material, the back surface electrode, the photoelectric converting layer, and the transparent electrode in the thin film solar cell.
  • the super straight type thin film solar cell 1 will be described as an example. However, as will be described later, the present technology can also be used for a substrate type thin film solar cell.
  • the translucent insulating substrate 10 a heat resistant resin such as glass or polyimide can be used. Further, as described above, the thin-film solar cell 1 can also serve as the translucent insulating substrate 10 and the surface cover 5.
  • the transparent electrode film for example, SnO 2 , ZnO and ITO can be used.
  • a silicon-based photoelectric conversion film such as amorphous silicon, microcrystalline silicon, or polycrystalline silicon, or a compound-based photoelectric conversion film such as CdTe, CuInSe 2 or Cu (In, Ga) Se 2 can be used. .
  • the back electrode film has a laminated structure of a transparent conductive film and a metal film, for example.
  • the transparent conductive film, or the like can be used SnO 2, ZnO and ITO. Silver, aluminum, or the like can be used for the metal film.
  • a plurality of rectangular solar cells 2 having a length over almost the entire width of the light-transmitting insulating substrate 10 are formed as shown in FIG. 1A.
  • Each solar battery cell 2 is separated by an electrode dividing line, and one transparent electrode film and the other back electrode film of adjacent solar battery cells 2 and 2 are connected to each other by a contact line. In this way, a solar cell string in which a plurality of solar cells 2 are connected in series is configured.
  • a linear P-type electrode terminal portion 11 having substantially the same length as that of the solar battery cell 2 is provided.
  • a linear N-type electrode terminal portion 12 having substantially the same length as the solar cell 2 is provided.
  • the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 serve as electrode extraction portions, and electricity is supplied to the terminal box 8 via the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 include a conductor 20, a flux provided on one surface 20 a (first surface) of the conductor 20 and a liquid having a rust prevention function. It has the 1st layer 21 formed by mixing, and the 2nd layer 23 which consists of the adhesive agent 22 provided in the other surface 20b (2nd surface) of the conductor 20. As shown in FIG. The second layer 23 connects the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 formed in the thin film solar cell 1 to the same conductor 20 of each of the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16. To do.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to the terminal box 8 through which the electricity collected from the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 is taken out via the first layer 21. Connected by soldering.
  • the conductor 20 is a rectangular wire having a width of 1 to 3 mm, which is substantially the same width as the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12, and for example, a copper foil or aluminum foil rolled to a thickness of 50 to 300 ⁇ m is slit. It is formed by processing or rolling a thin metal wire such as copper or aluminum into a flat plate shape.
  • a first layer 21 made of a liquid in which flux and rust-proof ink are mixed is formed over the entire surface, and on the other surface (M surface) 20b, the entire surface is formed.
  • a second layer 23 made of the adhesive 22 is formed over the entire area.
  • the first layer 21 is formed by mixing a flux and a liquid having a rust prevention function and applying the mixture over the entire surface 20 a of the conductor 20. That is, the first layer has a flux component and a rust preventive component.
  • the flux for example, a lead-free solder flux can be used.
  • the liquid having an antirust function for example, an antirust ink such as a pigment-based carbon black-filled ink or a fluororesin-based ink can be used.
  • Such a first layer 21 has a predetermined thickness by volatilizing a solvent in an oven after a liquid in which a flux and a rust preventive ink are mixed is applied to one surface 20a of the conductor 20 by a wire bar or the like. Formed.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are solder-connected to the connection terminal of the terminal box 8 for taking out the electricity collected from the thin-film solar cell 1 through the first layer 21.
  • the first layer 21 includes the flux component, the wettability of the solder is improved, and the solder connection can be performed quickly and reliably.
  • the thin-film solar cell 1 is sealed with a light-transmitting sealing material such as EVA, it becomes an acetic acid gas atmosphere due to a temperature rise of the solar cell module 6 and the like, and there is a concern about corrosion of the tab wire. Since the first layer 21 also contains a rust preventive component, it is possible to prevent corrosion.
  • the connection resistance increases.
  • each solid content ratio of the flux and the rust-preventing ink is within the above range, it is possible to prevent the deterioration of the corrosion resistance and the appearance performance. Further, in this range, the black color of the anticorrosion ink on the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 arranged on the light receiving surface side absorbs ultraviolet rays and improves the weather resistance (light resistance) of the solar cell module. be able to. Further, the wettability of the solder can be improved, and the solder connection can be performed quickly and reliably.
  • the thickness of the first layer 21 is preferably 1 ⁇ m to 10 ⁇ m, more preferably 1 ⁇ m to 8 ⁇ m, and particularly preferably 3 ⁇ m to 5 ⁇ m. As the thickness of the first layer 21 increases, the connection resistance increases. Conversely, as the thickness decreases, the corrosion resistance and appearance tend to deteriorate.
  • the adhesive 22 constituting the second layer 23 is for connecting the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 to the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12, respectively, and is conductive.
  • An adhesive paste or a conductive adhesive film can be used.
  • the second layer 23 is formed by applying a conductive adhesive paste or attaching a conductive adhesive film to the other surface 20 b of the conductor 20.
  • the adhesive 22 includes a thermosetting binder resin layer 25 containing conductive particles 26 at a high density.
  • the minimum melt viscosity of the binder resin is preferably 100 to 100,000 Pa ⁇ s from the viewpoint of indentability. If the minimum melt viscosity of the adhesive 22 is too low, the resin flows in the process of low pressure bonding to main curing, and connection failure or protrusion to the cell light receiving surface is likely to occur, which causes a decrease in the light receiving rate. Moreover, even if the minimum melt viscosity is too high, defects are likely to occur when the film is adhered, and the connection reliability may be adversely affected.
  • the minimum melt viscosity can be measured while a sample is loaded in a predetermined amount of a rotational viscometer and the temperature is increased at a predetermined temperature increase rate.
  • the conductive particles 26 used in the adhesive 22 are not particularly limited.
  • metal particles such as nickel, gold, silver and copper, resin particles subjected to gold plating, and resin particles are plated with gold. Examples thereof include those in which the outermost layer of the applied particles is provided with an insulating coating.
  • the adhesive 22 preferably has a viscosity of about 10 to 10000 kPa ⁇ s, more preferably 10 to 5000 kPa ⁇ s near normal temperature.
  • the viscosity of the adhesive 22 is in the range of 10 to 10,000 kPa ⁇ s, when the adhesive 22 is provided on the other surface 20b of the conductor 20 and wound around the reel 27, blocking due to so-called protrusion can be prevented. And a predetermined tack force can be maintained.
  • composition of the binder resin layer 25 of the adhesive 22 is not particularly limited as long as it does not hinder the above-described characteristics, but more preferably a film-forming resin, a liquid epoxy resin, a latent curing agent, and a silane coupling. Containing the agent.
  • the film-forming resin corresponds to a high molecular weight resin having an average molecular weight of 10,000 or more, and preferably has an average molecular weight of about 10,000 to 80,000 from the viewpoint of film formation.
  • various resins such as an epoxy resin, a modified epoxy resin, a urethane resin, and a phenoxy resin can be used, and among them, a phenoxy resin is preferably used from the viewpoint of the film formation state, connection reliability, and the like. .
  • the liquid epoxy resin is not particularly limited as long as it has fluidity at room temperature, and all commercially available epoxy resins can be used.
  • Specific examples of such epoxy resins include naphthalene type epoxy resins, biphenyl type epoxy resins, phenol novolac type epoxy resins, bisphenol type epoxy resins, stilbene type epoxy resins, triphenolmethane type epoxy resins, phenol aralkyl type epoxy resins.
  • Resins, naphthol type epoxy resins, dicyclopentadiene type epoxy resins, triphenylmethane type epoxy resins, and the like can be used. These may be used alone or in combination of two or more. Moreover, you may use it combining suitably with other organic resins, such as an acrylic resin.
  • the latent curing agent various curing agents such as a heat curing type and a UV curing type can be used.
  • the latent curing agent does not normally react but is activated by some trigger and starts the reaction.
  • the trigger includes heat, light, pressure, and the like, and can be selected and used depending on the application.
  • a thermosetting latent curing agent is preferably used, and is fully cured by being heated and pressed by the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12.
  • a latent curing agent composed of imidazoles, amines, sulfonium salts, onium salts and the like can be used.
  • silane coupling agent epoxy, amino, mercapto sulfide, ureido, and the like can be used.
  • an epoxy-type silane coupling agent is used preferably. Thereby, the adhesiveness in the interface of an organic material and an inorganic material can be improved.
  • an inorganic filler as another additive composition.
  • an inorganic filler silica, talc, titanium oxide, calcium carbonate, magnesium oxide and the like can be used, and the kind of the inorganic filler is not particularly limited.
  • the adhesive 22 is formed by dissolving conductive particles 26, a film-forming resin, a liquid epoxy resin, a latent curing agent, and a silane coupling agent in a solvent.
  • a solvent toluene, ethyl acetate or the like, or a mixed solvent thereof can be used.
  • the second layer 23 is formed by applying the conductive paste obtained by dissolution onto the other surface 20b of the conductor 20 and volatilizing the solvent. As shown in FIG. 3, the conductor 20 on which the second layer 23 and the first layer 21 are formed is wound around a reel 27 and stored, and is pulled out from the reel 27 by a predetermined length in actual use. These are used as the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16.
  • the adhesive 22 may be attached to the other surface 20b of the conductor 20 by using a conductive adhesive film in addition to using the conductive paste.
  • the conductive adhesive film 28 has a binder resin layer 25 laminated on a base film 29 and is formed in a tape shape like the conductor 20.
  • PET Poly Ethylene Terephthalate
  • OPP Oriented Polypropylene
  • PMP Poly-4-methlpentene-1
  • PTFE Polytetrafluoroethylene
  • the base film 29 described above is pasted on the binder resin layer 25 as a cover film.
  • the conductive adhesive film 28 is laminated on the other surface 20b of the conductor 20 in advance, and these are integrated.
  • the base film 29 is peeled off, and the binder resin layer 25 of the conductive adhesive film 28 is adhered onto the P-type electrode terminal portion 11 or the N-type electrode terminal portion 12 to thereby form a positive electrode tab.
  • Temporary bonding of the wire 15 and the tab wire for negative electrode 16 and each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11, N-type electrode terminal portion 12) is achieved.
  • the binder resin layer 25 is cured by applying the same heat and pressure as in the case of the conductive paste.
  • the 2nd surface of the tab wire 15 for positive electrodes and the tab wire 16 for negative electrodes is a rough surface which has many microprotrusions
  • the P-type electrode terminal part 11 and the tab wire for positive electrodes 15, and the connection between the N-type electrode terminal portion 12 and the negative electrode tab wire 16 instead of the above-described conductive adhesive paste or conductive adhesive film 28, an insulating adhesive film, an insulating adhesive paste, or the like
  • an insulating adhesive In this case, a large number of minute protrusions on the second surface come into contact with the surface electrode of the solar cell to be conductive, and an area where the minute protrusions do not contact is filled with an insulating adhesive.
  • the insulating adhesive film and the insulating adhesive paste have the same configuration as the conductive adhesive film and the conductive adhesive paste except that the binder resin layer does not contain conductive particles.
  • a metal foil such as a copper foil or an aluminum foil having a thickness of 50 to 300 ⁇ m to be the conductor 20 is prepared.
  • a concrete manufacturing method of metal foil the method of rolling a metal, the method of depositing a metal by electrolytic plating, etc. are illustrated.
  • the first layer 21 is formed by applying a liquid in which flux and rust-preventing ink are mixed to one surface (shiny surface) of the metal foil using a wire bar or the like and then drying the liquid.
  • the conductive foil is dried or bonded by laminating and integrating the conductive adhesive film 28 thereon.
  • a second layer 23 made of the agent 22 is formed.
  • the rolled metal foil is slitted to form a positive electrode tab wire in which the first layer 21 is formed on one surface 20a of the tape-shaped conductor 20 and the second layer 23 is formed on the other surface 20b. 15. A negative electrode tab wire 16 is obtained.
  • the tab wire 15 for positive electrodes and the tab wire 16 for negative electrodes obtain the tape-shaped conductor 20 by rolling thin metal wires, such as copper and aluminum, in flat form, or slitting a rolled metal foil. After that, the first layer 21 and the second layer 23 can be formed.
  • the tape-like positive electrode tab wire 15 and negative electrode tab wire 16 are wound around a reel 27 and stored, pulled out from the reel 27 during use, and cut to a required length. It serves for connection to each electrode terminal part (P-type electrode terminal part 11, N-type electrode terminal part 12).
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are formed with the first layer 21 made of the flux and the rust-proof ink over the entire surface 20 a of the conductor 20, and other conductors 20.
  • the second layer 23 made of the adhesive 22 is formed over the entire surface 20b, it is used for connection to each electrode terminal portion on the surface of the thin-film solar cell 1 in any part drawn out from the reel. It can also be used for connection to the connection terminal of the terminal box 8.
  • [Tab line connection mode 1] The positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 through an adhesive 22 as shown in FIG.
  • Current collecting tab portion 30 that collects current from the portion (P-type electrode terminal portion 11, N-type electrode terminal portion 12), and connection tab portion 31 that extends to terminal box 8 and is connected to the connection terminal of terminal box 8.
  • the current collecting tab portion 30 and the connection tab portion 31 are continuous via the bent portion 32.
  • the current collecting tab portion 30 is a portion between one end of the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 and the bent portion 32.
  • the current collecting tab portion 30 is electrically and mechanically connected to the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 via the adhesive 22 of the second layer 23 formed on the other surface 20 b of the conductor 20.
  • Connected. The connection tab portion 31 is a portion between the other end portion of the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 and the bent portion 32.
  • the connection tab portion 31 extends along the surface of the thin-film solar cell 1 and penetrates the sealing adhesive sheet 3 and the back sheet 4 (FIG. 2) and is disposed on the back sheet 4. 8 is led to the connection terminal of the terminal box 8 via the first layer 21 formed on the one surface 20 a of the conductor 20.
  • the bent portion 32 is a boundary that divides the current collecting tab portion 30 and the connection tab portion 31.
  • the current collecting tab portion 30 and the connection tab portion 31 are continuous via the bent portion 32, and the positive electrode tab line 15.
  • the tab wire 16 for negative electrodes has the seamless structure which does not have a junction part. For this reason, an increase in resistance due to the concentration of charges at the junction, a decrease in connection reliability at the junction, and damage to the translucent insulating substrate 10 due to the concentration of heat and stress at the junction are prevented. be able to.
  • connection tab part 31 is extended on the surface of the thin film solar cell 1, since the one surface 20a of the conductor 20 is covered with the insulating film 35, the connection tab part 31 is the electrode of the thin film solar cell 1. Even if it is in contact with the film, the insulating film 35 prevents a short circuit.
  • the first layer 21 is provided with insulating properties, such as using non-conductive black ink containing carbon black having a adjusted pH value as the rust-proof ink constituting the first layer 21. Accordingly, it is possible to prevent a short circuit with the electrode film of the thin-film solar cell 1 without using the insulating film 35.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11, N-type electrode terminal) on the surface of the thin-film solar cell 1 at any part drawn out from the reel 27. It can also be used for connection to the part 12) and can be used for connection to the connection terminal of the terminal box 8.
  • the current collecting tab portion 30 includes a P-type electrode terminal portion 11 and an N-type. After being connected to the electrode terminal portion 12, a connection tab portion 31 ahead of the bent portion 32 is disposed on the back surface side of the thin film solar cell 1, and a sheet 3 and a back sheet 4 of a sealing adhesive such as EVA are further attached. It is inserted and soldered to the connection terminal of the terminal box 8 arranged on the back sheet 4.
  • the current collecting tab portion 30 is disposed on each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11, N-type electrode terminal portion 12), and the connection tab portion 31. Is disposed on the surface of the thin film solar cell 1, and the tip portion is inserted through an insertion hole formed in the sheet 3 and the back sheet 4 of the sealing adhesive. Thereafter, the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to each electrode terminal portion by a vacuum laminator and collectively laminated with a sheet 3 of a sealing adhesive between the surface cover 5 and the back sheet 4. Is stopped.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to the connection terminal of the terminal box 8 provided on the back sheet 4 and the back sheet 4.
  • the tip of the connection tab portion 31 through which is inserted is soldered. Thereby, the solar cell module 6 is completed.
  • the first layer 21 of the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 contains the flux, the wettability of the solder is improved. Thus, the solder connection can be performed quickly and reliably. Further, since the thin-film solar cell 1 is sealed with a light-transmitting sealing material such as EVA and placed in an acetic acid gas atmosphere due to a temperature rise of the solar cell module 6 or the like, the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are disposed. However, since the first layer 21 also contains a liquid having a rust prevention function, each tab wire (the positive electrode tab wire 15, which is disposed on the surface of the thin film solar cell 1). Corrosion of the connection tab portion 31 of the negative electrode tab wire 16) can also be prevented.
  • FIG. 11 shows a configuration example of a thin-film solar cell that constitutes a solar cell string according to a reference example.
  • the thin-film solar cell 100 includes a plurality of solar cells 102 in which a transparent electrode film made of a transparent conductive film (not shown), a photoelectric conversion layer, and a back electrode film are stacked on a light-transmitting insulating substrate 101.
  • Each solar battery cell 102 has a long and narrow strip shape, and has a length extending over almost the entire width of the translucent insulating substrate 101.
  • the thin-film solar battery 100 is configured such that a plurality of solar battery cells 102 are connected in series by connecting one transparent electrode film and the other back electrode film between adjacent solar battery cells 102 and 102. Has been.
  • a linear P-type electrode terminal portion 103 having substantially the same length as the solar cell 102 is formed, and the solar cell at the other end.
  • a linear N-type electrode terminal portion 104 having substantially the same length as that of the solar battery cell 102 is formed on the back electrode film 102.
  • the P-type electrode terminal portion 103 and the N-type electrode terminal portion 104 are electrode extraction portions.
  • the positive electrode current collecting tab wire 105 made of copper foil is electrically and mechanically bonded to the entire surface of the P-type electrode terminal portion 103 called a bus bar.
  • a negative electrode current collecting tab wire 106 made of copper foil is electrically and mechanically bonded to the entire surface of the N-type electrode terminal portion 104 to the N-type electrode terminal portion 104.
  • a terminal box 110 connected to the P-type electrode terminal portion 103 and the N-type electrode terminal portion 104 and outputting electricity to the outside, and the terminal box 110 A terminal box tab wire 111 that connects the P-type electrode terminal portion 103 and the N-type electrode terminal portion 104 is connected.
  • the terminal box 110 is fixed to the center of the back surface of the thin-film solar cell 100 with an adhesive, and a sealing resin such as EVA (not shown) and a back sheet are provided between the thin-film solar cell 100 and the terminal box 110.
  • the terminal box tab wire 111 is made of a long copper foil or Al foil, like the positive electrode current collecting tab wire 105 or the negative electrode current collecting tab wire 106, and the back surface of the thin film solar cell 100 and the insulating tape 112 are connected to each other. It is arranged via.
  • This terminal box tab wire 111 has one end soldered to a terminal box 110 inserted through the sealing resin and the back sheet and disposed on the back sheet, and the other end connected to the P-type electrode via the insulating tape 112. It is disposed on the terminal portion 103 or the N-type electrode terminal portion 104.
  • the connecting portion between the terminal box tab wire 111 and the positive current collecting tab wire 105 is connected to both sides of the insulating tape 112 and the terminal box tab wire 111.
  • the third positive electrode current collecting tab wire 105c is connected across the insulating tape 112 and the terminal box tab wire 111 between the positive electrode current collecting tab wires 105a and 105b.
  • the third positive electrode current collecting tab wire 105 c is connected to the terminal box tab wire 111.
  • the connection (one place) with the tab wire 111 is performed by ultrasonic soldering.
  • the connection between the negative electrode current collecting tab wire 106 and the terminal box tab wire 111 is the same.
  • connection between the first and second positive current collecting tab wires 105a and 105b and the third positive current collecting tab wire 105c, and the third positive current collecting tab wire 105c and the terminal box tab wire 111 are provided.
  • the heat history in the high temperature region accompanying the solder connection is locally applied, so that the translucent insulating substrate 101 made of glass or the like may be warped or damaged.
  • a method of connecting the tab wire via a resin adhesive instead of the solder connection has been proposed.
  • a resin adhesive for example, spherical conductive particles having an average particle size of the order of several ⁇ m are dispersed in a thermosetting binder resin composition to form a film.
  • a resin adhesive that is thermoset at a temperature lower than the melting temperature of the solder is disposed between the tab wire and the P-type electrode terminal portion or the N-type electrode terminal portion, and heat-pressed from above the tab wire. To establish a connection.
  • the use of a tab line with an adhesive in which a resin adhesive layer is laminated on the surface in advance makes it possible to omit the resin adhesive placement step, which is effective in simplifying the manufacturing process.
  • the current collecting tab portion 30 and the connection tab portion 31 are continuous via the bent portion 32, and the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are respectively connected. It has a seamless structure with no joints. Moreover, the 2nd layer 23 containing the adhesive agent 22 is connected to the P-type electrode terminal part 11 and the N-type electrode terminal part 12 of the thin film solar cell 1, and the 1st layer 21 comes to be connected to a terminal box. ing. For this reason, it is not necessary to join the tab lines as in the above reference example, and it is possible to simplify the manufacturing process, and at the joint portion between the tab lines as in the above reference example.
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 and the terminal box 8 can be electrically connected by a simple method. Furthermore, in the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 in the solar cell module 6 of the present embodiment, when the first layer 21 of the connection tab portion 31 is provided with insulation, an insulating film Without using 35, a short circuit between the connection tab portion 31 and the electrode film of the thin-film solar cell 1 can be prevented.
  • each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11, N-type electrode terminal portion on the surface of the thin film solar cell 1). 12) can be used for connection.
  • the tab wire for positive electrode 15 and the tab wire for negative electrode 16 may be configured by connecting a plurality of tab wires as shown in FIG. That is, the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 are connected to the current collector tab wire 36 connected to the P-type electrode terminal portion 11 or the N-type electrode terminal portion 12 and one end is connected to the current collector tab wire 36. The other end may be constituted by a connection tab line 37 connected to the connection terminal of the terminal box 8.
  • the current collecting tab wire 36 is electrically and mechanically connected to the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 via the adhesive 22 of the second layer 23 formed on the other surface 20 b of the conductor 20.
  • the connection tab line 37 extends to the surface of the thin-film solar cell 1 through the insulating film 35 and is inserted through the sealing adhesive or the back sheet 4 to be disposed on the back sheet 4. 8 connection terminals.
  • the tip of the connection tab line 37 is soldered to the connection terminal of the terminal box 8 via the first layer 21 formed on the one surface 20a of the conductor 20.
  • the second layer 23 of the connection tab wire 37 is an insulating film 35. Is disposed on the surface of the thin-film solar cell 1 with one end thereof disposed in the middle of each of the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 in the longitudinal direction.
  • the current collecting tab wire 36 is disposed so as to overlap the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12 and to straddle one end portion of the connection tab wire 37.
  • the current collecting tab wire 36 and the connecting tab wire 37 are connected to each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11 and N-type electrode terminal portion 12) by the vacuum laminator, and the front cover 5 and the back sheet 4 A batch laminate sealing with a sheet 3 of the sealing adhesive is performed. Thereafter, the other end of the connection tab wire 37 is inserted into the sheet 3 of the sealing adhesive such as EVA and the back sheet 4 and soldered to the connection terminal of the terminal box 8 arranged on the back sheet 4. .
  • the positive electrode tab wire 15 and the negative electrode tab wire 16 may be provided with a connection tab wire 37 on the current collecting tab wire 36. That is, the second layer 23 of the current collecting tab wire 36 is disposed on the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12. The second layer 23 of the connection tab wire 37 is disposed on the surface of the thin film solar cell 1 through the insulating film 35 and one end thereof is disposed on the P-type electrode terminal portion 11 and the N-type electrode terminal portion 12. The current collecting tab wire 36 is disposed in the middle portion in each longitudinal direction.
  • the current collecting tab wire 36 and the connecting tab wire 37 are connected to each electrode terminal portion (P-type electrode terminal portion 11 and N-type electrode terminal portion 12) by the vacuum laminator, and the front cover 5 and the back sheet 4 A batch laminate sealing with a sheet 3 of the sealing adhesive is performed. Thereafter, the other end of the connection tab wire 37 is inserted into the sheet 3 of the sealing adhesive such as EVA and the back sheet 4 and soldered to the connection terminal of the terminal box 8 arranged on the back sheet 4. .
  • a plurality of tab wires having different solid content ratios of the flux and the rust preventive ink constituting the first layer 21 formed on the one surface 20a of the conductor 20 are prepared, and whether soldering is possible or not.
  • the connection resistance, appearance, and corrosion resistance were examined.
  • the ratio of the solid content of the rust preventive ink to the flux solid content was changed by changing the solid content of the rust preventive ink of the first layer 21. Further, the solid content of the first layer 21 including the solid content of the flux and the solid content of the rust-preventing ink was fixed at about 24%, and a diluting solvent was appropriately blended therefor.
  • Example 1 a copper foil (made by Furukawa Electric Co., Ltd .: GTS-MP) having a thickness of 35 ⁇ m is used as the conductor 20, and a liquid in which a flux and a rust-proof ink are mixed is used on one surface 20a thereof.
  • the first layer 21 was formed by drying at 80 ° C. for 5 minutes.
  • the second layer 23 was formed by applying a conductive adhesive paste to the other surface 20 b of the conductor 20.
  • the thickness of the first layer 21 is 3 to 5 ⁇ m (4 ⁇ m thickness ⁇ 1 ⁇ m).
  • the flux 3.00 g of Senju Metal Co., Ltd. product: ES-0307LS was blended. Among them, the flux solid content is 0.60 g.
  • the anti-corrosion ink is 4.19 g of pigment-based carbon black-filled black ink (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd.), 0.21 g of a cross-linking agent (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener), a diluting solvent (Daisen Chemical Co., Ltd. product: Aluminumk No.18) 2.60g was mix
  • the solid content of the rust-proof ink is 1.80 g.
  • Example 2 the flux components and the thickness of the first layer 21 were the same as those in Example 1.
  • a rust preventive ink 2.79 g of pigment-based carbon black-containing black ink (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd.), 0.14 g of a cross-linking agent (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener), a diluent solvent Daiichi Seika Co., Ltd. product: Almic No. 18) was blended in an amount of 1.57 g.
  • the solid content of the rust preventive ink is 1.20 g.
  • Example 3 the flux component and the thickness of the first layer 21 were the same as those in Example 1.
  • 1.40 g of pigment-based carbon black ink (Daiichi Seika Co., Ltd.), 0.07 g of a cross-linking agent (Daiichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener), and a dilute solvent (as antirust ink) Daiichi Seika Co., Ltd. product: Almic No. 18) was blended in an amount of 0.53 g.
  • the solid content of the rust-proof ink is 0.60 g.
  • Example 4 the flux component and the thickness of the first layer 21 were the same as those in Example 1.
  • a rust-proof ink 0.70 g of pigment-based carbon black-filled black ink (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd.) and 0.03 g of a crosslinking agent (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener) are blended, Dilution solvent was not blended.
  • the solid content of the rust-proof ink is 0.30 g.
  • Example 5 the flux component and the thickness of the first layer 21 were the same as those in Example 1. Further, as a rust-proof ink, 0.47 g of black ink containing pigment-based carbon black (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd.) and 0.02 g of a crosslinking agent (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener) are blended. Dilution solvent was not blended. The solid content of the rust-proof ink is 0.20 g.
  • Example 6 the conditions were the same as in Example 3 except that the thickness of the first layer 21 was set to 1 to 3 ⁇ m.
  • Example 7 the conditions were the same as in Example 3 except that the thickness of the first layer 21 was changed to 5 to 8 ⁇ m.
  • Example 8 the same conditions as in Example 3 were used except that an insulating adhesive film was used as the adhesive 22 of the second layer 23.
  • the flux component was blended, but the first layer 21 was formed by applying a liquid that did not contain the anti-rust ink component.
  • the flux 10 g of Senju Metal Co., Ltd. product: ES-0307LS was blended.
  • the flux solid content is 2.0 g.
  • the contained solvent was volatilized by heating, and the flux solid content, that is, the solid content of the first layer 21 was adjusted to 24%.
  • the first layer 21 was formed by applying a liquid that does not contain the flux component although the rust-preventing ink component was blended.
  • a liquid that does not contain the flux component although the rust-preventing ink component was blended.
  • the rust-proof ink 3.0 g of black ink containing pigment-based carbon black (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd.), 0.15 g of cross-linking agent (manufactured by Dainichi Seika Co., Ltd .: SS Hardener), diluting solvent (Daisen Chemical Co., Ltd .: Aluminumk No. 18) was blended in an amount of 2.01 g.
  • the solid content of the rust-proof ink is 1.24 g.
  • soldering is possible is as follows: When the first layer 21 can be soldered to the connection terminal of the terminal box in less than 10 seconds using a soldering iron at a temperature of 400 ° C. ⁇ Solder in 10 seconds or more and less than 15 seconds The case where the connection could be made was ⁇ , and the case where the solder connection could not be made in less than 15 seconds was made X.
  • connection resistance is ⁇ when the connection resistance value is equal to the connection resistance value in the general copper foil solder connection at the time of 2A energization, and the connection resistance value from the connection resistance value in the general copper foil solder connection is The case where the increase was less than 10 m ⁇ was ⁇ , and the case where the increase in the connection resistance value from the connection resistance value in the general copper foil solder connection was 10 m ⁇ or more was evaluated as x.
  • Corrosion resistance is determined when the first layer 21 is visually observed after the pressure cooker test (PCT: 85 ° C., 85%, 1000 hr) after sealing the tab wires according to Examples and Comparative Examples with an EVA sheet.
  • PCT pressure cooker test
  • the case where no discoloration of the first layer 21 was confirmed was indicated by ⁇
  • the case where no significant discoloration was confirmed was indicated by ⁇
  • the case where significant discoloration was confirmed was indicated by ⁇ .
  • the first layer 21 is formed by applying a liquid having a flux and a rust-preventing ink, the wettability of the solder is improved and the speed is increased. Solder connection could be made reliably, and the results of solderability and connection resistance were also good. Further, in Examples 1 to 8, the anticorrosion ink is contained as the first layer 21 even when it is sealed with EVA and becomes an acetic acid gas atmosphere due to a temperature rise or the like. With good results. Further, in Examples 1 to 8, since the pigment-based carbon black-filled ink was used as an anticorrosive ink, the color of the underlying copper foil did not appear, and was particularly stuck to a substrate type thin film solar cell. In some cases, a good appearance can be maintained.
  • Comparative Example 1 since the flux component was contained, good results were obtained for the solderability and the connection resistance value. Copper color appeared clearly, and discoloration of the tab wire due to corrosion was seen after the PCT test.
  • Comparative Example 3 since a liquid having a flux component and a rust preventive ink component was not applied, good results were not obtained in each item of solderability, connection resistance, appearance, and corrosion resistance.
  • the thickness of the first layer 21 is preferably 1 ⁇ m to 10 ⁇ m, more preferably 1 ⁇ m to 8 ⁇ m, and particularly preferably 3 ⁇ m to 5 ⁇ m. It turns out that it is preferable.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

第１の面（２０ａ）と、前記第１の面とは反対側の第２の面（２０ｂ）とを有する導電体（２０）と、前記導電体の第１の面に設けられた、フラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層（２１）と、前記導電体の第２の面に設けられた、接着剤（２２）を含む第２の層（２３）とを備えた配線材（１５，１６）。

Description

配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
　本発明は、太陽電池セルの表面に形成された電極と太陽電池セルが発電した電気を集電する端子ボックスとを接続するのに好適な配線材、この配線材を用いた太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法に関する。
　近年、環境負荷の低減が地球的な課題となる中、クリーンでかつ再生可能なエネルギーとして、太陽光発電に大きな期待が寄せられている。太陽電池の主流は、現在までのところ、単結晶シリコンや多結晶シリコンの結晶を製造し、これをスライス加工して板状の半導体として使用するバルクシリコン太陽電池である。しかし、バルクシリコン太陽電池は、シリコン結晶の成長に多くのエネルギーと時間を要し、また製造工程においても複雑な工程が必要となる。
　一方で、ガラスやステンレススチールなどの基板上に、光電変換層である半導体層を形成したいわゆる薄膜太陽電池は、薄型で軽量、製造コストの安さ、大面積化が容易であることなどから、今後の太陽電池の主流になると考えられている。薄膜太陽電池としては、アモルファスシリコンや微結晶シリコン膜を用いたタイプ、あるいはこれらをタンデム型に用いたタイプ等の薄膜シリコン太陽電池や、Ｃｕ（銅）、Ｉｎ（インジウム）、Ｇａ（ガリウム）およびＳｅ（セレン）に代表される元素を混ぜ合わせた化合物半導体を用いたＣＩＧＳ系太陽電池等がある。
　これらの薄膜太陽電池は、大面積の安価な基板上に、プラズマＣＶＤ装置又はスパッタ装置のような形成装置を用いて半導体層又は金属電極膜を積層させ、その後、同一基板上に作製した光電変換層をレーザパターニング等により分離して複数の太陽電池セルを形成した後、これらを互いに接続させることにより、太陽電池ストリングを形成する。
　薄膜太陽電池は、例えば透光性絶縁基板上に透明導電膜からなる透明電極膜、光電変換層および裏面電極膜が積層されてなる複数の太陽電池セルにより構成される。各太陽電池セルは、細長い短冊状で、透光性絶縁基板のほぼ全幅にわたる長さを有する。また、薄膜太陽電池は、例えば、隣接する太陽電池セル同士において一方の透明電極膜と他方の裏面電極膜とが互いに接続されることで複数の太陽電池セルが直列に接続されて構成される。そして、端部にある太陽電池セルの透明電極膜上に表面電極を設け、この表面電極と端子ボックスとの間をタブ線によって接続することにより、複数の太陽電池セルで発電された電気を端子ボックスに集電し、ここから外部に取り出すようになっている。
特開２００９－２９５７４４号公報 特開２０１２－９７５３号公報
　このような薄膜太陽電池では、太陽電池と端子ボックスの端子部との良好な接続を実現することができる配線材、この配線材を用いた太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法を提供することが望ましい。
　上述した課題を解決するために、本発明の一実施の形態に係る配線材は、第１の面と、第１の面とは反対側の第２の面とを有する導電体と、導電体の第１の面に設けられた、フラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層と、導電体の第２の面に設けられた、接着剤を含む第２の層とを備えたものである。
　また、本発明の一実施の形態に係る太陽電池モジュールは、表面電極を有する太陽電池と、太陽電池によって発電した電気を外部に取り出す端子ボックスと、太陽電池の表面電極と端子ボックスとを電気的に接続する配線材とを備え、配線材は、第１の面と、第１の面とは反対側の第２の面とを有する導電体と、導電体の第１の面に設けられ、フラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層と、導電体の第２の面に設けられ、接着剤を含む第２の層とを含むものである。
　また、本発明の一実施の形態に係る太陽電池モジュールの製造方法は、導電体の第１の面にフラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層を設けると共に、導電体の第１の面と反対の第２の面に接着剤を含む第２の層を設けることにより、配線材を形成し、配線材の一端を、第２の層を介して太陽電池の表面に接続すると共に、第１の層を介して、太陽電池によって発電した電気を外部に取り出す端子ボックスに接続するものである。
　本発明の一実施の形態によれば、配線材は、例えば、第１の層を介して太陽電池から集電した電気を取り出す端子ボックスにハンダ接続される。このとき、配線材は、フラックス成分と防錆機能を有する成分を含有する第１の層が形成されていることから、ハンダの濡れ性が向上して、速く確実にハンダ接続を行うことができる。また、配線材は、太陽電池がＥＶＡ等の透光性封止材によって封止されることから、太陽電池モジュールの温度上昇などにより酢酸ガス雰囲気下に置かれることとなり、腐食が懸念されるが、第１の層として防錆成分も含有されていることから、腐食の防止も図ることができる。
本発明の一実施の形態が適用されたタブ線及び薄膜太陽電池を示す斜視図である。 本発明の一実施の形態が適用されたタブ線及び薄膜太陽電池を示す平面図である。 本発明の一実施の形態が適用された太陽電池モジュールを示す分解斜視図である。 本発明の一実施の形態が適用されたタブ線を示す断面図である。 接着剤を示す断面図である。 接着剤として導電性接着フィルムが用いられたタブ線を示す断面図である。 タブ線が貼着された太陽電池モジュールを示す平面図であり、封止材及びバックシートは省略している。 本発明の一実施の形態が適用されたサブストレート型の太陽電池モジュールを示す分解斜視図である。 本発明の一実施の形態が適用された他の太陽電池モジュールを示す分解斜視図である。 集電タブ線と接続タブ線との接続部を示す断面図である。 集電タブ線と接続タブ線との接続部を示す断面図である。 参考例に係る薄膜太陽電池の一例を示す分解斜視図である。 参考例に係薄膜太陽電池の一例を示す平面図である。 図１２Ａに示した薄膜太陽電池の電極端子部における断面図である。
　以下、本発明の一実施の形態が適用された配線材、この配線材を用いた太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、本発明は、以下の実施形態のみに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において種々の変更が可能であることは勿論である。また、図面は模式的なものであり、各寸法の比率等は現実のものとは異なることがある。具体的な寸法等は以下の説明を参酌して判断すべきものである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係や比率が異なる部分が含まれていることは勿論である。
　［太陽電池モジュール］
　本発明の一実施の形態が適用された薄膜太陽電池１は、図１Ａ、図１Ｂに示すように、複数の太陽電池セル２がコンタクトラインによって接続された太陽電池ストリングを構成する。このストリング構造を有する薄膜太陽電池１は、例えば図２に示すように、表面カバー５となるガラス基板上に形成され、裏面側に封止接着剤のシート３及びバックシート４が積層され、一括してラミネートされる。その後、適宜、周囲にアルミニウムなどの金属フレーム７が取り付けられた後、バックシート４上に薄膜太陽電池１から集電した電気を取り出す端子ボックス８が設けられることにより太陽電池モジュール６が形成される。
　封止接着剤としては、例えばエチレン－酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ：Ethylene Vinyl Acetate Copolymer）等の透光性封止材が用いられる。また、バックシート４としては、ガラスや、アルミニウム箔を樹脂フィルムで挟持した積層体等が用いられる。なお、太陽電池モジュール６は、表面カバー５となるガラス基板上に薄膜太陽電池１を形成する他、表面カバー５と薄膜太陽電池１とを別々に設け、表面カバー５とバックシート４との間において薄膜太陽電池１の表裏面側に配置された封止接着剤のシート３でラミネート封止してもよい。この場合、表面カバー５としては、例えば、ガラスや透光性プラスチック等の透光性の材料が用いられる。
　［太陽電池セル］
　薄膜太陽電池１は、透光性絶縁基板１０上に、図示は省略しているが、透明導電膜からなる透明電極膜、光電変換層、裏面電極膜がこの順に積層されて形成され、透光性絶縁基板１０側から光を入射させるスーパーストレート型の太陽電池である。なお、薄膜太陽電池には、基材、裏面電極、光電変換層、透明電極の順で形成されたサブストレート型太陽電池もある。以下では、スーパーストレート型の薄膜太陽電池１を例に説明するが、後述するように、本技術は、サブストレート型の薄膜太陽電池に用いることもできる。
　透光性絶縁基板１０としては、ガラスやポリイミドなどの耐熱性樹脂を用いることができる。また、上述したように、薄膜太陽電池１は、透光性絶縁基板１０と表面カバー５とを兼用させることもできる。
　透明電極膜としては、例えばＳｎＯ２、ＺｎＯおよびＩＴＯなどを用いることができる。光電変換層としては、アモルファスシリコン、微結晶シリコンあるいは多結晶シリコンなどのシリコン系光電変換膜や、ＣｄＴｅ，ＣｕＩｎＳｅ２およびＣｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２などの化合物系光電変換膜を用いることができる。
　裏面電極膜は、例えば透明導電膜と金属膜との積層構造を有している。透明導電膜には、ＳｎＯ２、ＺｎＯおよびＩＴＯなどを用いることができる。金属膜には、銀およびアルミニウム等を用いることができる。
　このように構成された薄膜太陽電池１には、図１Ａに示すように、透光性絶縁基板１０のほぼ全幅にわたる長さを有する矩形状の太陽電池セル２が複数形成されている。各太陽電池セル２は、電極分割ラインによって分離されており、隣接する太陽電池セル２，２同士のうちの一方の透明電極膜と他方の裏面電極膜とがコンタクトラインによって互いに接続されている。このようにして、複数の太陽電池セル２が直列に接続された太陽電池ストリングが構成されている。
　そして、太陽電池ストリングの一端の太陽電池セル２の透明電極膜上には、太陽電池セル２とほぼ同じ長さの線状のＰ型電極端子部１１が設けられている。太陽電池ストリングの他端の太陽電池セル２の裏面電極膜上には、太陽電池セル２とほぼ同じ長さの線状のＮ型電極端子部１２が設けられている。薄膜太陽電池１では、これらＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２が電極取り出し部となり、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６を介して端子ボックス８へ電気が供給される。
　［タブ線（配線材）］
　正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、図３に示すように、導電体２０と、導電体２０の一面２０ａ（第１の面）に設けられフラックスと防錆機能を有する液体とを混合してなる第１の層２１と、導電体２０の他面２０ｂ（第２の面）に設けられた接着剤２２からなる第２の層２３とを有する。第２の層２３は、薄膜太陽電池１に形成されたＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２と、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６それぞれの同導電体２０とを接続するものである。
　この正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、Ｐ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２からそれぞれ集電した電気を外部に取り出す端子ボックス８に、第１の層２１を介してハンダ付けにより接続される。
　導電体２０は、Ｐ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２とほぼ同じ幅の１～３ｍｍ幅の平角線であり、例えば厚さ５０～３００μｍに圧延された銅箔やアルミ箔をスリット加工し、あるいは銅やアルミなどの細い金属ワイヤーを平板状に圧延することにより形成される。導電体２０の一面（Ｓ面）２０ａには、全面に亘ってフラックスと防錆インクとが混合された液体からなる第１の層２１が形成され、他面（Ｍ面）２０ｂには、全面に亘って接着剤２２からなる第２の層２３が形成される。
　［第１の層］
　第１の層２１は、フラックスと防錆機能を有する液体とを混合し、導電体２０の一面２０ａに全面に亘って塗布することにより形成される。即ち、第１の層はフラックス成分と防錆成分とを有している。フラックスとしては、例えば無鉛ハンダ用フラックスを用いることができる。防錆機能を有する液体としては、例えば顔料系カーボンブラック入り墨インクやフッ素樹脂系インク等の防錆インクを用いることができる。
　このような第１の層２１は、フラックスと防錆インクとが混合された液体が導電体２０の一面２０ａにワイヤーバー等により塗布された後、オーブンによって溶剤を揮発することにより所定の厚さに形成される。
　正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、第１の層２１を介して、薄膜太陽電池１から集電した電気を取り出す端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。このとき、第１の層２１は、フラックス成分を含んで構成されていることから、ハンダの濡れ性が向上して、速く確実にハンダ接続を行うことができる。また、薄膜太陽電池１は、ＥＶＡ等の透光性封止材によって封止されることから、太陽電池モジュール６の温度上昇などにより酢酸ガス雰囲気下となり、タブ線の腐食が懸念されるが、第１の層２１が防錆成分も含有していることから、腐食の防止も図ることができる。
＜配合比＞
　また、フラックスと、防錆インクとの固形分における配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：３～３：１であることが好ましく、特に（フラックス）：（防錆インク）＝１：１～２：１または（フラックス）：（防錆インク）＝１：１～１：２であることがより好ましい。フラックス成分、防錆成分が含まれていれば、フラックス、防錆インク以外のものを用いてもよく、フラックス成分と、防錆成分との固形分における配合比が（フラックス成分）：（防錆成分）＝１：３～３：１であればよい。
　（フラックス）：（防錆インク）＝１：３～３：１の範囲よりフラックス固形分が多く防錆インクの固形分が少ないと、耐腐食性が劣化する。また、特にサブストレート型の薄膜太陽電池のように、受光面側に正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６が接続されるタイプにおいては、外観を損なうおそれもある。これは、防錆インクの固形分が少ないと黒色が薄くなり、例えばＣＩＳ系やＣＩＧＳ系の薄膜太陽電池においては、黒い地色上に導電体２０の銅色が現れてしまうからである。また、上記範囲よりもフラックス固形分が少なく防錆インクの固形分が多いと、ハンダの濡れ性が悪く、端子ボックス８の接続端子に速く確実にハンダ接続を行うことができず、また、これゆえに接続抵抗が上昇してしまう。
　一方、フラックスと防錆インクとの各固形分比を上記の範囲とすると、耐腐食性の劣化や外観性能の低下を防止できる。また、この範囲では、受光面側に配された正極用タブ線１５，負極用タブ線１６の防錆インクの黒色によって、紫外線を吸収し、太陽電池モジュールの耐候性（耐光性）を向上させることができる。更に、ハンダの濡れ性を高め、速く確実にハンダ接続を行うことができる。
＜第１の層２１の厚さ＞
　また、第１の層２１の厚さは、１μｍ～１０μｍであることが好ましく、１μｍ～８μｍの範囲がより好ましく、３μｍ～５μｍの範囲が特に好ましい。第１の層２１の厚さが厚くなるにつれて接続抵抗が上昇し、逆に厚さが薄くなるにつれて耐腐食性や外観が劣化する傾向がある。
　［第２の層（接着剤２２）］
　次いで、第２の層２３について説明する。第２の層２３を構成する接着剤２２は、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６をＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２にそれぞれ接続するためのものであり、導電性接着ペーストや導電性接着フィルムを用いることができる。第２の層２３は、導電体２０の他面２０ｂに、導電性接着ペーストを塗布し、あるいは導電性接着フィルムを貼着することにより形成される。
＜導電性接着ペースト＞
　接着剤２２は、図４に示すように、熱硬化性のバインダー樹脂層２５に導電性粒子２６が高密度に含有されてなる。また、接着剤２２では、押し込み性の観点から、バインダー樹脂の最低溶融粘度が、１００～１０００００Ｐａ・ｓであることが好ましい。接着剤２２は、最低溶融粘度が低すぎると低圧着から本硬化の過程で樹脂が流動してしまい接続不良やセル受光面へのはみ出しが生じやすく、受光率低下の原因ともなる。また、最低溶融粘度が高すぎてもフィルム貼着時に不良を発生しやすく、接続信頼性に悪影響が出る場合もある。なお、最低溶融粘度については、サンプルを所定量回転式粘度計に装填し、所定の昇温速度で温度を上昇させながら測定することができる。
　接着剤２２に用いられる導電性粒子２６としては、特に制限されず、例えば、ニッケル、金、銀および銅などの金属粒子、樹脂粒子に金めっきなどを施したもの、および樹脂粒子に金めっきを施した粒子の最外層に絶縁被覆を施したものなどを挙げることができる。
　なお、接着剤２２は、常温付近での粘度が１０～１００００ｋＰａ・ｓであることが好ましく、さらに好ましくは、１０～５０００ｋＰａ・ｓである。接着剤２２の粘度が１０～１００００ｋＰａ・ｓの範囲であることにより、接着剤２２を導電体２０の他面２０ｂに設け、リール２７に巻装した場合において、いわゆるはみ出しによるブロッキングを防止することができ、また、所定のタック力を維持することができる。
　接着剤２２のバインダー樹脂層２５の組成は、上述のような特徴を阻害しない限り、特に制限されないが、より好ましくは、膜形成樹脂と、液状エポキシ樹脂と、潜在性硬化剤と、シランカップリング剤とを含有する。
　膜形成樹脂は、平均分子量が１００００以上の高分子量樹脂に相当し、フィルム形成性の観点から、１００００～８００００程度の平均分子量であることが好ましい。膜形成樹脂としては、エポキシ樹脂、変性エポキシ樹脂、ウレタン樹脂およびフェノキシ樹脂等の種々の樹脂を使用することができ、その中でも膜形成状態、接続信頼性等の観点からフェノキシ樹脂が好適に用いられる。
　液状エポキシ樹脂としては、常温で流動性を有していれば、特に制限はなく、市販のエポキシ樹脂が全て使用可能である。このようなエポキシ樹脂としては、具体的には、ナフタレン型エポキシ樹脂、ビフェニル型エポキシ樹脂、フェノールノボラック型エポキシ樹脂、ビスフェノール型エポキシ樹脂、スチルベン型エポキシ樹脂、トリフェノールメタン型エポキシ樹脂、フェノールアラルキル型エポキシ樹脂、ナフトール型エポキシ樹脂、ジシクロペンタジエン型エポキシ樹脂およびトリフェニルメタン型エポキシ樹脂などを用いることができる。これらは単独でも、２種以上を組み合わせて用いてもよい。また、アクリル樹脂など他の有機樹脂と適宜組み合わせて使用してもよい。
　潜在性硬化剤としては、加熱硬化型、ＵＶ硬化型などの各種硬化剤が使用できる。潜在性硬化剤は、通常では反応せず、何かしらのトリガーにより活性化し、反応を開始する。
トリガーには、熱、光および加圧などがあり、用途により選択して用いることができる。なかでも、本実施の形態では、加熱硬化型の潜在性硬化剤が好適に用いられ、Ｐ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２に加熱押圧されることにより本硬化される。液状エポキシ樹脂を使用する場合は、イミダゾール類、アミン類、スルホニウム塩およびオニウム塩などからなる潜在性硬化剤を使用することができる。
　シランカップリング剤としては、エポキシ系、アミノ系、メルカプト・スルフィド系およびウレイド系などを用いることができる。これらの中でも、本実施の形態では、エポキシ系シランカップリング剤が好ましく用いられる。これにより、有機材料と無機材料の界面における接着性を向上させることができる。
　また、その他の添加組成物として、無機フィラーを含有することが好ましい。無機フィラーを含有することにより、圧着時における樹脂層の流動性を調整し、粒子捕捉率を向上させることができる。無機フィラーとしては、シリカ、タルク、酸化チタン、炭酸カルシウムおよび酸化マグネシウム等を用いることができ、無機フィラーの種類は特に限定されるものではない。
　接着剤２２は、導電性粒子２６と、膜形成樹脂と、液状エポキシ樹脂と、潜在性硬化剤と、シランカップリング剤とを溶剤に溶解させることにより形成される。溶剤としては、トルエン、酢酸エチルなど、又はこれらの混合溶剤を用いることができる。溶解させて得られた導電性ペーストを導電体２０の他面２０ｂ上に塗布し、溶剤を揮発させることにより、第２の層２３が形成される。第２の層２３及び第１の層２１が形成された導電体２０は、図３に示すように、リール２７に巻回されて保管され、実使用時には、リール２７より所定長さを引き出され、正極用タブ線１５や負極用タブ線１６として用いられる。
　その後、正極用タブ線１５および負極用タブ線１６を、Ｐ型電極端子部１１上およびＮ電極端子部１２上にそれぞれ仮貼りした状態で、加熱押圧ヘッドや真空ラミネーターによって、所定の温度および圧力で熱加圧を行う。これにより、接着剤２２のバインダー樹脂が流動化して、Ｐ型電極端子部１１と正極用タブ線１５の導電体２０との間、及びＮ型電極端子部１２と負極用タブ線１６の導電対２０との間を満たすとともに、導電性粒子２６が各タブ線（正極用タブ線１５，負極用タブ線１６）と各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）との間で挟持される。そして、この状態でバインダー樹脂が硬化する。これにより、接着剤２２は、各タブ線を各電極端子部上に接着させると共に、各タブ線と各電極端子部とを導通接続させることができる。
＜導電性接着フィルム＞
　なお、接着剤２２は、導電性ペーストを用いる以外にも、導電性接着フィルムを用い、導電体２０の他面２０ｂに貼着してもよい。導電性接着フィルム２８は、図５に示すように、ベースフィルム２９上にバインダー樹脂層２５が積層され、導電体２０と同様にテープ状に成形されている。ベースフィルム２９としては、特に制限はなく、ＰＥＴ（Poly Ethylene Terephthalate）、ＯＰＰ（Oriented Polypropylene）、ＰＭＰ（Poly-4-methlpentene-1）、ＰＴＦＥ（Polytetrafluoroethylene）などを用いることができる。
　導電性接着フィルム２８を用いる場合には、バインダー樹脂層２５上に、上述したベースフィルム２９が、カバーフィルムとして貼付される。このように、予め導電体２０の他面２０ｂ上に導電性接着フィルム２８を積層して、これらを一体化させておく。これにより、実用使用時においては、ベースフィルム２９を剥離し、導電性接着フィルム２８のバインダー樹脂層２５をＰ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２上に貼着することにより正極用タブ線１５や負極用タブ線１６と各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）との仮貼りが図られる。こののち、導電性ペーストの場合と同様の熱加圧を行うことにより、バインダー樹脂層２５を硬化させる。
　なお、正極用タブ線１５および負極用タブ線１６の第２の面が、多数の微小突起を有する凹凸面になっているものである場合には、Ｐ型電極端子部１１と正極用タブ線１５との接続、及びＮ型電極端子部１２と負極用タブ線１６との接続には、上述した導電性接着ペーストや導電性接着フィルム２８に代えて、絶縁性接着フィルムや絶縁性接着ペースト等の絶縁性接着剤を用いることもできる。この場合には、第２の面の多数の微小突起が太陽電池の表面電極に接触して導通がとられると共に、その微小突起が接触しない領域には絶縁性接着剤が充填されることとなる。絶縁性接着フィルムや絶縁性接着ペーストは、バインダー樹脂層に導電性粒子が含まれていない他は、導電性接着フィルムや導電性接着ペーストと同様の構成を有する。
　［タブ線の製造工程］
　次いで、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６の製造工程について説明する。先ず、導電体２０となる例えば厚さ５０～３００μｍの銅箔やアルミ箔等の金属箔を準備する。なお、金属箔の具体的な製造方法としては、金属を圧延させる方法や電解メッキにより金属を析出させる方法などが例示される。この金属箔の一面（シャイニー面）に、ワイヤーバー等によりフラックスと防錆インクとが混合された液体を塗布した後、これを乾燥させることにより第１の層２１を形成する。次いで、この金属箔の他面（マット面）に、ワイヤーバー等により導電性接着ペーストを塗布した後、これを乾燥し、あるいは導電性接着フィルム２８をこれらに積層して一体化させることにより接着剤２２からなる第２の層２３を形成する。
　次いで、この圧延金属箔にスリット加工を行うことにより、テープ状の導電体２０の一面２０ａに第１の層２１が形成され、他面２０ｂに第２の層２３が形成された正極用タブ線１５，負極用タブ線１６を得る。
　また、正極用タブ線１５，負極用タブ線１６は、銅やアルミなどの細い金属ワイヤーを平板状に圧延することにより、あるいは圧延金属箔をスリットすることにより、テープ状の導電体２０を得た後に、第１の層２１，第２の層２３を形成することにより得ることもできる。
　このテープ状の正極用タブ線１５，負極用タブ線１６は、例えば図３に示すように、リール２７に巻回されて保管され、使用時にリール２７より引き出され、必要な長さに切断され各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）への接続に供される。このとき、正極用タブ線１５，負極用タブ線１６は、導電体２０の一面２０ａの全面に亘ってフラックスと防錆インクとからなる第１の層２１が形成され、かつ導電体２０の他面２０ｂの全面に亘って接着剤２２からなる第２の層２３が形成されているため、リールより引き出されたいずれの部位においても、薄膜太陽電池１表面の各電極端子部への接続に供することもでき、また端子ボックス８の接続端子への接続に供することもできる。
　［タブ線の接続態様１］
　このような正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、図６に示すように、Ｐ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２に、接着剤２２を介してそれぞれ接続され各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）より集電する集電タブ部３０と、端子ボックス８まで延在され端子ボックス８の接続端子と接続される接続タブ部３１とを有する。集電タブ部３０と接続タブ部３１とは、折り曲げ部３２を介して連続している。
　集電タブ部３０は、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６の一方の端部と折り曲げ部３２との間の部分である。この集電タブ部３０は、導電体２０の他面２０ｂに形成された第２の層２３の接着剤２２を介して、Ｐ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２に電気的、機械的に接続される。
接続タブ部３１は、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６の他方の端部と折り曲げ部３２との間の部分である。この接続タブ部３１は、薄膜太陽電池１の表面に沿って延在するとともに封止接着剤のシート３やバックシート４（図２）を貫通して、バックシート４上に配置された端子ボックス８の接続端子へと導かれ、その先端部分が、導電体２０の一面２０ａに形成された第１の層２１を介して、端子ボックス８の接続端子とハンダ接続される。
　折り曲げ部３２は、集電タブ部３０と接続タブ部３１とを区画する境界であるが、集電タブ部３０と接続タブ部３１とが折り曲げ部３２を介して連続し、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６が、接合部分を有しないシームレス構造になっている。このため、接合箇所に電荷が集中することによる抵抗値の増大や、接合部分の接続信頼性の低下、接合部分に熱や応力が集中することによる透光性絶縁基板１０の損傷等を防止することができる。
　なお、接続タブ部３１は、薄膜太陽電池１の表面上に延設されるが、導電体２０の一面２０ａが絶縁フィルム３５によって覆われているので、接続タブ部３１が薄膜太陽電池１の電極膜と接していても、絶縁フィルム３５によってショートが防止される。
　また、接続タブ部３１では、第１の層２１を構成する防錆インクとしてｐＨ値が調整されたカーボンブラックを含む非導電墨インキ等を用いるなど、第１の層２１に絶縁性を備えることにより、絶縁フィルム３５を用いることなく、薄膜太陽電池１の電極膜とのショートを防止することができる。これにより、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、リール２７より引き出されたいずれの部位においても、薄膜太陽電池１表面の各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）への接続に供することもでき、また端子ボックス８の接続端子への接続に供することもできる。
　このような正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、スーパーストレート型の薄膜太陽電池１に用いられる場合、図２に示すように、集電タブ部３０がＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２に接続された後、折り曲げ部３２より先の接続タブ部３１が、適宜絶縁フィルム３５を介して薄膜太陽電池１の表面に配設され、さらにＥＶＡ等の封止接着剤のシート３及びバックシート４を挿通して、バックシート４上に配置された端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。
　また、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、サブストレート型の薄膜太陽電池１に用いられる場合、図７に示すように、集電タブ部３０がＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２に接続された後、折り曲げ部３２より先の接続タブ部３１が、薄膜太陽電池１の裏面側に配設され、さらにＥＶＡ等の封止接着剤のシート３及びバックシート４を挿通して、バックシート４上に配置された端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。
　正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、集電タブ部３０が各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）上に配設されるとともに、接続タブ部３１が薄膜太陽電池１の表面に配設され、先端部が封止接着剤のシート３及びバックシート４に形成された挿通孔を挿通する。その後、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、真空ラミネーターによって各電極端子部との接続、及び表面カバー５とバックシート４との間での封止接着剤のシート３による一括ラミネート封止が行われる。
　次いで、薄膜太陽電池１の周囲に金属フレーム７が設置された後、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、バックシート４上に設けられた端子ボックス８の接続端子と、バックシート４を挿通した接続タブ部３１の先端部とがハンダ接続される。これにより、太陽電池モジュール６が完成する。
　以上のように、本実施の形態の太陽電池モジュール６によれば、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６の第１の層２１がフラックスを含んでいることから、ハンダの濡れ性が向上して、速く確実にハンダ接続を行うことができる。また、薄膜太陽電池１がＥＶＡ等の透光性封止材によって封止され太陽電池モジュール６の温度上昇などにより酢酸ガス雰囲気下に置かれることから、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６の腐食が懸念されるが、第１の層２１が防錆機能を有する液体をも含有していることから、薄膜太陽電池１の表面に配設された各タブ線（正極用タブ線１５，負極用タブ線１６）の接続タブ部３１の腐食も防止できる。
［参考例］
　ここで、本実施の形態の太陽電池モジュール６によって得られる効果について、参考例と比較しながら、より詳細に説明する。
　図１１に、参考例に係る太陽電池ストリングを構成する薄膜太陽電池の一構成例を示す。この薄膜太陽電池１００は、透光性絶縁基板１０１上に図示しない透明導電膜からなる透明電極膜、光電変換層、裏面電極膜が積層されてなる複数の太陽電池セル１０２からなる。各太陽電池セル１０２は、細長い短冊状で、透光性絶縁基板１０１のほぼ全幅にわたる長さを有している。また、薄膜太陽電池１００は、隣接する太陽電池セル１０２，１０２同士において一方の透明電極膜と他方の裏面電極膜とが互いに接続されることで複数の太陽電池セル１０２が直列に接続されて構成されている。
　この薄膜太陽電池１００における一端部の太陽電池セル１０２の透明電極膜上に、太陽電池セル１０２とほぼ同一長さの線状のＰ型電極端子部１０３が形成され、他端部の太陽電池セル１０２の裏面電極膜上に、太陽電池セル１０２とほぼ同一長さの線状のＮ型電極端子部１０４が形成されている。これらＰ型電極端子部１０３及びＮ型電極端子部１０４が電極取出し部になる。
　Ｐ型電極端子部１０３には、銅箔からなる正極集電用タブ線１０５が、バスバーと呼ばれるＰ型電極端子部１０３の全面に対して電気的かつ機械的に接合されている。同様に、Ｎ型電極端子部１０４には、銅箔からなる負極集電用タブ線１０６が、Ｎ型電極端子部１０４の全面に対して電気的かつ機械的に接合されている。これらの接合手段としては、一般に半田付けで行われている。
　また、図１２Ａに示すように、薄膜太陽電池１００の裏面には、Ｐ型電極端子部１０３及びＮ型電極端子部１０４と接続され外部に電気を出力する端子ボックス１１０と、この端子ボックス１１０とＰ型電極端子部１０３及びＮ型電極端子部１０４とを接続する端子ボックス用タブ線１１１とが接続されている。
　端子ボックス１１０は、接着剤により薄膜太陽電池１００の裏面中央に固定されており、薄膜太陽電池１００と端子ボックス１１０との間には図示しないＥＶＡ等の封止樹脂及びバックシートが設けられている。端子ボックス用タブ線１１１は、上記正極集電用タブ線１０５や負極集電用タブ線１０６と同様に長尺状の銅箔やＡｌ箔からなり、薄膜太陽電池１００の裏面と絶縁テープ１１２を介して配設されている。
　この端子ボックス用タブ線１１１は、一端が封止樹脂及びバックシートを挿通してバックシート上に配設されている端子ボックス１１０とハンダ接続され、他端が絶縁テープ１１２を介してＰ型電極端子部１０３又はＮ型電極端子部１０４上に配設される。
　端子ボックス用タブ線１１１と正極集電用タブ線１０５との接続部は、図１２Ｂに示すように、絶縁テープ１１２及び端子ボックス用タブ線１１１を挟んだ両側に接続された第１、第２の正極集電用タブ線１０５ａ、１０５ｂ間に亘って第３の正極集電用タブ線１０５ｃが、絶縁テープ１１２及び端子ボックス用タブ線１１１を跨いで接続されている。また、第３の正極集電用タブ線１０５ｃは端子ボックス用タブ線１１１と接続されている。これら、第１、第２の正極集電用タブ線１０５ａ、１０５ｂと第３の正極集電用タブ線１０５ｃとの接続（２箇所）、及び第３の正極集電用タブ線１０５ｃと端子ボックス用タブ線１１１との接続（１箇所）は、超音波ハンダ接合によって行われている。負極集電用タブ線１０６と端子ボックス用タブ線１１１との接続も同様である。
　ところで、薄膜太陽電池１００では、Ｐ型電極端子部１０３やＮ型電極端子部１０４に、製造手法や構成等に応じて、Ａｌ、Ａｇ、ＺｎＯ等の様々な材料が用いられるため、材料によってはハンダによって正極集電用タブ線１０５や負極集電用タブ線１０６との接続強度が保てないものもある。このため、接続抵抗値の上昇や発電効率の低下を招くおそれがある。
　また、第１、第２の正極集電用タブ線１０５ａ、１０５ｂと第３の正極集電用タブ線１０５ｃとの接続や、第３の正極集電用タブ線１０５ｃと端子ボックス用タブ線１１１との接続時に、ハンダ接続に伴う高温域の熱履歴が局部的に加わることにより、ガラス等からなる透光性絶縁基板１０１に反りが生じたり、破損する場合もあった。
　そこで、ハンダ接続に代えて、樹脂接着剤を介してタブ線を接続する方法が提案されている。このような樹脂接着剤としては、例えば平均粒径が数μｍオーダーの球状の導電性粒子を熱硬化型バインダー樹脂組成物に分散してフィルム化したものが使用されている。この方法では、ハンダの溶融温度よりも低温で熱硬化する樹脂接着材を、タブ線とＰ型電極端子部やＮ型電極端子部の間に配設し、タブ線の上から熱加圧することにより接続を図る。
　なかでも、樹脂接着材層を予め表面に積層した接着剤付きタブ線を用いることにより、樹脂接着材の配設工程を省略することができ、製造工程の簡略化を図るうえで有効となる。
　しかし、表面に樹脂接着材層が積層されたタブ線を端子ボックスの端子部にハンダ接続を行う場合には、樹脂接着材層を除去して金属箔を露出させる必要がある。あるいは、接着剤付きタブ線を、予め端子ボックスの端子部との接続部を除いて樹脂接着材層を積層させて形成する必要がある。このため、接着剤付きタブ線を用いた太陽電池モジュールの製造工程や、接着剤付きタブ線の製造工程が煩雑化してしまう。
　これに対し、本実施の形態の太陽電池モジュール６では、集電タブ部３０と接続タブ部３１とが折り曲げ部３２を介して連続し、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６のそれぞれが、接合部分を有しないシームレスな構造になっている。また、接着剤２２を含む第２の層２３が薄膜太陽電池１のＰ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２に接続され、第１の層２１が端子ボックスに接続されるようになっている。このため、上記の参考例のようにタブ線同士を接合する工程が不要であり、製造工程を簡略化することが可能であると共に、上記の参考例のように、タブ線同士の接合箇所に電荷が集中することによる抵抗値の増大およびこれによる発電効率の低下、接合部分の接続信頼性の低下、接合部分に熱や応力が集中することによる透光性絶縁基板１０の損傷等の諸問題が生ずるおそれが少ない。また、簡便な方法により、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６と端子ボックス８とを電気的に接続することが可能となる。
　更に、本実施の形態の太陽電池モジュール６における正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６では、接続タブ部３１の第１の層２１に絶縁性を付与するようにした場合には、絶縁フィルム３５を用いることなく、接続タブ部３１と薄膜太陽電池１の電極膜とのショートを防止することができる。このため、リール２７より引き出された正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６のいずれの部位においても、薄膜太陽電池１表面の各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）への接続に供することができる。
　［タブ線の接続態様２］
　また、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、図８に示すように、複数のタブ線が接続されることにより構成されていてもよい。すなわち、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、Ｐ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２に接続される集電タブ線３６と、一端が集電タブ線３６に接続され、他端が端子ボックス８の接続端子に接続される接続タブ線３７とにより構成されるようにしてもよい。
　集電タブ線３６は、導電体２０の他面２０ｂに形成された第２の層２３の接着剤２２を介してＰ型電極端子部１１やＮ型電極端子部１２に対して電気的、機械的に接続される。
また、接続タブ線３７は、絶縁フィルム３５を介して薄膜太陽電池１の表面に延在されるとともに封止接着材やバックシート４を挿通して、バックシート４上に配置されている端子ボックス８の接続端子と接続される。接続タブ線３７の先端は、導電体２０の一面２０ａに形成された第１の層２１を介して、端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。
　このような正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、スーパーストレート型の薄膜太陽電池１に用いられる場合、図９に示すように、接続タブ線３７の第２の層２３が絶縁フィルム３５を介して薄膜太陽電池１の表面に配設されるとともにその一端部がＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２の各長手方向の中間部に配設される。集電タブ線３６はＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２に重なり、かつ、接続タブ線３７の一端部を跨るように配設される。このような集電タブ線３６及び接続タブ線３７は、真空ラミネーターによって各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）との接続、及び表面カバー５とバックシート４との間での封止接着剤のシート３による一括ラミネート封止が行われる。その後、接続タブ線３７の他端部は、ＥＶＡ等の封止接着剤のシート３及びバックシート４を挿通して、バックシート４上に配置された端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。
　なお、正極用タブ線１５及び負極用タブ線１６は、図１０に示すように、集電タブ線３６の上に接続タブ線３７を配設するようにしてもよい。すなわち、集電タブ線３６の第２の層２３がＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２に配設される。接続タブ線３７の第２の層２３は絶縁フィルム３５を介して薄膜太陽電池１の表面に配設されるとともにその一端部がＰ型電極端子部１１及びＮ型電極端子部１２上に配設された集電タブ線３６の各長手方向の中間部に配設される。このような集電タブ線３６及び接続タブ線３７は、真空ラミネーターによって各電極端子部（Ｐ型電極端子部１１，Ｎ型電極端子部１２）との接続、及び表面カバー５とバックシート４との間での封止接着剤のシート３による一括ラミネート封止が行われる。その後、接続タブ線３７の他端部は、ＥＶＡ等の封止接着剤のシート３及びバックシート４を挿通して、バックシート４上に配置された端子ボックス８の接続端子にハンダ接続される。
　次いで、本発明の実施例について説明する。本実施例では、導電体２０の一面２０ａに形成される第１の層２１を構成するフラックスと防錆インクとの各固形分比率を変えた複数のタブ線を用意し、ハンダ付けの可否や接続抵抗、外観や耐腐食性について検討した。
　各実施例及び比較例に係るタブ線では、第１の層２１の防錆インクの固形分を変えることにより、防錆インクの固形分とフラックス固形分との比率を変えた。また、フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分を、いずれも約２４％に固定し、そのために適宜希釈溶媒を配合した。
　実施例１では、導電体２０として厚さ３５μｍの銅箔（古河電工（株）製：ＧＴＳ－ＭＰ）を用い、その一面２０ａにフラックスと防錆インクとが混合された液体をワイヤーバーを使用して塗布した後、８０℃、５分にて乾燥させて第１の層２１を形成した。また、導電体２０の他面２０ｂに導電性接着ペーストを塗布して第２の層２３を形成した。
　第１の層２１の厚さは３～５μｍ（４μｍ厚±１μｍ）である。フラックスは、千住金属（株）製：ＥＳ－０３０７ＬＳを３．００ｇ配合した。そのうちフラックス固形分は０．６０ｇである。防錆インクは、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を４．１９ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．２１ｇ、希釈溶媒（大日精化（株）製：アルミックＮｏ．１８）を２．６０ｇ、配合した。防錆インクの固形分は１．８０ｇである。
　フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分は２４％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：３である。
　実施例２では、フラックス成分や第１の層２１の厚さは実施例１と同じ条件とした。また、防錆インクとして、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を２．７９ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．１４ｇ、希釈溶媒（大日精化（株）製：アルミックＮｏ．１８）を１．５７ｇ、配合した。防錆インクの固形分は１．２０ｇである。
　フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分は２４％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：２である。
　実施例３では、フラックス成分や第１の層２１の厚さは実施例１と同じ条件とした。また、防錆インクとして、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を１．４０ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．０７ｇ、希釈溶媒（大日精化（株）製：アルミックＮｏ．１８）を０．５３ｇ、配合した。防錆インクの固形分は０．６０ｇである。
　フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分は２４％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：１である。
　実施例４では、フラックス成分や第１の層２１の厚さは実施例１と同じ条件とした。また、防錆インクとして、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を０．７０ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．０３ｇ、配合し、希釈溶媒は配合しなかった。防錆インクの固形分は０．３０ｇである。
　フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分は２４％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝２：１である。
　実施例５では、フラックス成分や第１の層２１の厚さは実施例１と同じ条件とした。また、防錆インクとして、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を０．４７ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．０２ｇ、配合し、希釈溶媒は配合しなかった。防錆インクの固形分は０．２０ｇである。
　フラックス固形分と防錆インクの固形分とを合わせた第１の層２１の固形分は２３％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝３：１である。
　実施例６では、第１の層２１の厚さを１～３μｍとした他は、実施例３と同じ条件とした。
　実施例７では、第１の層２１の厚さを５～８μｍとした他は、実施例３と同じ条件とした。
　実施例８では、第２の層２３の接着剤２２として、絶縁性接着フィルムを用いた他は、実施例３と同じ条件とした。
　比較例１では、フラックス成分は配合されるが、防錆インク成分を含有しない液体を塗布することにより第１の層２１を形成した。フラックスは、千住金属（株）製：ＥＳ－０３０７ＬＳを１０ｇ配合した。そのうちフラックス固形分は２．０ｇである。更に加熱により含有溶媒を揮発させ、フラックス固形分、すなわち第１の層２１の固形分を２４％に調整した。フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：０である。
　比較例２では、防錆インク成分は配合されるが、フラックス成分を含有しない液体を塗布することにより第１の層２１を形成した。防錆インクは、顔料系カーボンブラック入り墨インク（大日精化（株）製）を３．０ｇ、架橋剤（大日精化（株）製：ＳＳハードナー）を０．１５ｇ、希釈溶媒（大日精化（株）製：アルミックＮｏ．１８）を２．０１ｇ、配合した。防錆インクの固形分は１．２４ｇである。防錆インク、すなわち第１の層２１の固形分は２４％であり、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝０：１である。
　比較例３では、導電体２０の一面に第１の層２１を形成しないタブ線を用意した。
　以上の実施例及び比較例に係るタブ線について、ハンダ付けの可否や接続抵抗、外観や耐腐食性について検討した。ハンダ付けの可否は、温度４００℃のはんだごてを用いて、第１の層２１を端子ボックスの接続端子に１０秒未満でハンダ接続できた場合を○、１０秒以上、１５秒未満でハンダ接続できた場合を△、１５秒未満ではハンダ接続ができない場合を×とした。
　接続抵抗は、２Ａ通電時の一般的な銅箔のハンダ接続における接続抵抗値と同等の接続抵抗値である場合は○、一般的な銅箔のハンダ接続における接続抵抗値からの接続抵抗値の上昇が１０ｍΩ未満である場合を△、一般的な銅箔のハンダ接続における接続抵抗値からの接続抵抗値の上昇が１０ｍΩ以上である場合を×とした。
　外観検査は、第１の層２１を形成した後、目視にてタブ線を観察したときに、下地の銅色が確認できない場合を○、下地の銅色がやや確認できる場合を△、下地の銅色がはっきり確認できる場合を×とした。
　耐腐食性は、実施例及び比較例に係るタブ線をＥＶＡシートにて封止した後、プレッシャークッカー試験（ＰＣＴ：８５℃８５％１０００ｈｒ）後に第１の層２１を目視にて観察したときに、第１の層２１の変色が確認されない場合を○、著しい変色が確認されない場合を△、著しい変色が確認された場合を×とした。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
                               
　表１に示すように、実施例１～８では、フラックスと防錆インクとを有する液体が塗布されて第１の層２１が形成されていることから、ハンダの濡れ性が向上して、速く確実にハンダ接続を行うことができ、ハンダ付けの可否や接続抵抗値も良好な結果となった。また、実施例１～８では、ＥＶＡによって封止され温度上昇などにより酢酸ガス雰囲気下となった場合にも、第１の層２１として防錆インクが含有されていることから、耐腐食性について、良好な結果となった。さらに、実施例１～８では、顔料系カーボンブラック入り墨インクを防錆インクとして用いることから、下地の銅箔の色が現れることもなく、特にサブストレート型の薄膜太陽電池に貼着された場合にも良好な外観を保つことができる。
　一方、比較例１では、フラックス成分は含有されているためハンダ付けの可否や接続抵抗値については良好な結果が得られたが、防錆インクが含有されていないため、外観検査においては下地の銅色がはっきりと現れてしまい、またＰＣＴ試験後には腐食によるタブ線の変色が見られた。
　反対に、比較例２では、防錆インクは含有されているため外観検査、耐腐食性については良好であったが、フラックス成分が含有されていないため、ハンダ付けにおいては４００℃のはんだごてにて１５秒未満では充分なハンダ接続はできず、それゆえ接続抵抗値も上昇してしまった。
　比較例３では、フラックス成分及び防錆インク成分を有する液体が塗布されていないため、ハンダ付けの可否や接続抵抗、外観や耐腐食性の各項目において良好な結果は得られなかった。
　また、実施例２及び実施例３の結果から、フラックス固形分と防錆インクの固形分との配合比は、（フラックス）：（防錆インク）＝１：１～１：２が特に好ましいことが分かる。
　また、実施例６とその他の実施例とを対比すると、第１の層２１の層厚は、１μｍ～１０μｍであることが好ましく、１μｍ～８μｍの範囲がより好ましく、３μｍ～５μｍの範囲が特に好ましいことが分かる。
　本出願は、日本国特許庁において２０１２年７月１７日に出願された日本特許出願番号第２０１２－１５８７８１号を基礎として優先権を主張するものであり、この出願のすべての内容を参照によって本出願に援用する。
　当業者であれば、設計上の要件や他の要因に応じて、種々の修正、コンビネーション、サブコンビネーション、および変更を想到し得るが、それらは添付の請求の範囲やその均等物の範囲に含まれるものであることが理解される。

Claims (14)

  1. 　第１の面と、前記第１の面とは反対側の第２の面とを有する導電体と、
    　前記導電体の第１の面に設けられた、フラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層と、
    　前記導電体の第２の面に設けられた、接着剤を含む第２の層と
    を備えた配線材。
  2. 　前記第２の層を介して太陽電池の表面電極に接続されるとともに、前記第１の層を介して、前記太陽電池によって発電した電気を外部に取り出す端子ボックスに接続されるよう構成されている
    　請求項１記載の配線材。
  3. 　前記フラックス成分と前記防錆成分との、固形分における配合比は、
    　フラックス成分：防錆成分＝１：３～３：１
    として定義される
    　請求項１記載の配線材。
  4. 　前記第１の層の厚さは、１μｍ～８μｍである
    　請求項１記載の配線材。
  5. 　テープ状に形成され、リールに巻回された巻装体を構成する
    　請求項１に記載の配線材。
  6. 　表面電極を有する太陽電池と、
    　前記太陽電池によって発電した電気を外部に取り出す端子ボックスと、
    　前記太陽電池の表面電極と前記端子ボックスとを電気的に接続する配線材と
    を備え、
    　前記配線材は、
    　第１の面と、前記第１の面とは反対側の第２の面とを有する導電体と、
    　前記導電体の第１の面に設けられ、フラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層と、
    　前記導電体の第２の面に設けられ、接着剤を含む第２の層と
    を含む
    　太陽電池モジュール。
  7. 　前記配線材は、前記第２の層を介して前記太陽電池の表面電極に接続されるとともに、前記第１の層を介して前記端子ボックスに接続されている
    　請求項６記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記太陽電池は、薄膜太陽電池であり、
    　前記第１の層は絶縁性を有し、前記太陽電池の表面上に配置されている
    　請求項７記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記配線材は、シームレスなテープ形状を有する
    　請求項８記載の太陽電池モジュール。
  10. 　導電体の第１の面にフラックス成分と防錆成分とを含有する第１の層を設けると共に、前記導電体の前記第１の面と反対側の第２の面に接着剤を含む第２の層を設けることにより、配線材を形成し、
    　前記配線材を、前記第２の層を介して太陽電池の表面に接続すると共に、前記第１の層を介して、前記太陽電池によって発電した電気を外部に取り出す端子ボックスに接続する
    　太陽電池モジュールの製造方法。
  11. 　前記フラックス成分と前記防錆成分との、固形分における配合比は、
    　フラックス成分：防錆成分＝１：３～３：１
    として定義される
    　請求項１０記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  12. 　前記第１の層の厚さは、１μｍ～８μｍである
    　請求項１０記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  13. 　前記配線材をテープ状に形成し、
    　前記テープ状の配線材をリールに巻回することにより巻装体を構成し、
    　前記巻装体からシームレスな配線材を引き出し、
    　前記シームレスな配線材を用いて、前記太陽電池の表面と前記端子ボックスとを接続する
    　請求項１０記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  14. 　前記配線材の一端を、前記第２の層を介して、前記太陽電池に形成された表面電極に接続し、
    　前記配線材の他端を、前記第１の層を介して、前記端子ボックスに接続する
    　請求項１３記載の太陽電池モジュールの製造方法。
PCT/JP2013/066740 2012-07-17 2013-06-18 配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法 WO2014013828A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR20147036264A KR20150035749A (ko) 2012-07-17 2013-06-18 배선재, 태양 전지 모듈 및 태양 전지 모듈의 제조 방법
CN201380021040.8A CN104365015A (zh) 2012-07-17 2013-06-18 配线材、太阳能电池模块及太阳能电池模块的制造方法
EP13819998.9A EP2897177A4 (en) 2012-07-17 2013-06-18 WIRING MATERIAL, SOLAR CELL MODULE AND METHOD FOR PRODUCING THE SOLAR CELL MODULE

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012-158781 2012-07-17
JP2012158781A JP5958701B2 (ja) 2012-07-17 2012-07-17 配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014013828A1 true WO2014013828A1 (ja) 2014-01-23

Family

ID=49948663

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/066740 WO2014013828A1 (ja) 2012-07-17 2013-06-18 配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法

Country Status (6)

Country Link
EP (1) EP2897177A4 (ja)
JP (1) JP5958701B2 (ja)
KR (1) KR20150035749A (ja)
CN (1) CN104365015A (ja)
TW (1) TWI575760B (ja)
WO (1) WO2014013828A1 (ja)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI581443B (zh) * 2014-07-17 2017-05-01 精曜有限公司 太陽能模組及其製造方法
TWI612684B (zh) * 2015-03-23 2018-01-21 上銀光電股份有限公司 太陽能板模組及其製造方法
KR20170017776A (ko) * 2015-08-05 2017-02-15 엘지전자 주식회사 태양 전지 패널용 리본 및 이의 제조 방법, 그리고 태양 전지 패널
JP6696665B2 (ja) * 2015-10-25 2020-05-20 農工大ティー・エル・オー株式会社 超音波半田付け方法および超音波半田付け装置

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005235971A (ja) * 2004-02-19 2005-09-02 Nisshinbo Ind Inc フラックス塗布機能を具備した太陽電池用タブリードのハンダ付け装置
JP2009295744A (ja) 2008-06-04 2009-12-17 Sharp Corp 太陽電池モジュール
JP2010177557A (ja) * 2009-01-30 2010-08-12 Sharp Corp 太陽電池モジュールの製造方法
WO2011086878A1 (ja) * 2010-01-12 2011-07-21 三菱電機株式会社 薄膜太陽電池モジュールおよびその製造方法
JP2012009753A (ja) 2010-06-28 2012-01-12 Sekisui Chem Co Ltd 太陽電池モジュール用導電材料及び太陽電池モジュール

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH11232931A (ja) * 1998-02-12 1999-08-27 Fujikura Ltd 絶縁電線
JP3443029B2 (ja) * 1999-03-30 2003-09-02 鐘淵化学工業株式会社 太陽電池モジュール及び発電装置並びに太陽電池モジュールの製造方法
JP2000058895A (ja) * 1999-08-23 2000-02-25 Canon Inc 光起電力素子及びモジュ―ル
CN103360976B (zh) * 2006-04-26 2016-08-03 日立化成株式会社 粘接带及使用其的太阳能电池模块
CN101986436A (zh) * 2009-07-29 2011-03-16 比亚迪股份有限公司 一种太阳能电池片的电极结构及其制备方法
JP2011049219A (ja) * 2009-08-25 2011-03-10 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池モジュール
KR101225497B1 (ko) * 2009-11-05 2013-01-23 (주)덕산테코피아 도전성 접착제와 그 제조 방법 및 이를 포함하는 전자 장치
JP5095705B2 (ja) * 2009-11-12 2012-12-12 株式会社オートネットワーク技術研究所 端子付き被覆電線およびワイヤーハーネス
JP2011114205A (ja) * 2009-11-27 2011-06-09 Sharp Corp 太陽電池モジュールの製造方法および太陽電池モジュール
JP2011138929A (ja) * 2009-12-28 2011-07-14 Sharp Corp 配線シート、配線シート付き太陽電池セル、太陽電池モジュール、配線シートの製造方法および太陽電池モジュールの製造方法
JP5318815B2 (ja) * 2010-04-19 2013-10-16 デクセリアルズ株式会社 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法
JP5707110B2 (ja) * 2010-11-26 2015-04-22 デクセリアルズ株式会社 導電性接着材料、太陽電池モジュール及びその製造方法
JP6021138B2 (ja) * 2011-05-27 2016-11-09 デクセリアルズ株式会社 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、及び薄膜太陽電池用タブ線

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005235971A (ja) * 2004-02-19 2005-09-02 Nisshinbo Ind Inc フラックス塗布機能を具備した太陽電池用タブリードのハンダ付け装置
JP2009295744A (ja) 2008-06-04 2009-12-17 Sharp Corp 太陽電池モジュール
JP2010177557A (ja) * 2009-01-30 2010-08-12 Sharp Corp 太陽電池モジュールの製造方法
WO2011086878A1 (ja) * 2010-01-12 2011-07-21 三菱電機株式会社 薄膜太陽電池モジュールおよびその製造方法
JP2012009753A (ja) 2010-06-28 2012-01-12 Sekisui Chem Co Ltd 太陽電池モジュール用導電材料及び太陽電池モジュール

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2897177A4 *

Also Published As

Publication number Publication date
EP2897177A1 (en) 2015-07-22
JP2014022515A (ja) 2014-02-03
CN104365015A (zh) 2015-02-18
JP5958701B2 (ja) 2016-08-02
EP2897177A4 (en) 2016-01-27
KR20150035749A (ko) 2015-04-07
TW201405839A (zh) 2014-02-01
TWI575760B (zh) 2017-03-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20090255565A1 (en) Thin film solar cell string
US20120240985A1 (en) Solar cell string and solar cell module using same
JP6021138B2 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、及び薄膜太陽電池用タブ線
JP5676944B2 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法
WO2012133338A1 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、タブ線
JP5745349B2 (ja) 太陽電池モジュールの製造方法
JP5828582B2 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、導電性接着剤
WO2014013828A1 (ja) 配線材、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
KR102041274B1 (ko) 도전성 접착제, 태양 전지 모듈 및 태양 전지 모듈의 제조 방법
WO2012099257A1 (ja) 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
WO2013031519A1 (ja) 太陽電池用導電性接着剤及びこれを用いた接続方法、太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法
WO2020255597A1 (ja) 太陽電池モジュール
JP6061417B2 (ja) 太陽電池モジュールの製造方法
JP2013165193A (ja) 太陽電池モジュールの製造方法、タブ線の接続方法
JP2016001765A (ja) 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
JP2016195201A (ja) 導電性接着ペースト、並びに太陽電池モジュール及びその製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13819998

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2013819998

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2013819998

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20147036264

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE