JP2008294366A - Solar cell module - Google Patents
Solar cell module Download PDFInfo
- Publication number
- JP2008294366A JP2008294366A JP2007140750A JP2007140750A JP2008294366A JP 2008294366 A JP2008294366 A JP 2008294366A JP 2007140750 A JP2007140750 A JP 2007140750A JP 2007140750 A JP2007140750 A JP 2007140750A JP 2008294366 A JP2008294366 A JP 2008294366A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- solar cell
- wire electrode
- surface side
- thin wire
- light receiving
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 102
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 47
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 26
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 26
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 38
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 abstract 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 28
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 26
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 26
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 description 13
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 12
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000010408 film Substances 0.000 description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 7
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 7
- 238000007650 screen-printing Methods 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 6
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910021421 monocrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 2
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 239000011889 copper foil Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229910001218 Gallium arsenide Inorganic materials 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001755 magnetron sputter deposition Methods 0.000 description 1
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229910021420 polycrystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 229920005992 thermoplastic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
Landscapes
- Photovoltaic Devices (AREA)
Abstract
Description
本発明は、受光面側保護材と、裏面側保護材との間において配線材によって互いに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に関する。 The present invention relates to a solar cell module including a plurality of solar cells connected to each other by a wiring material between a light receiving surface side protective material and a back surface side protective material.
太陽電池は、クリーンで無尽蔵のエネルギー源である太陽からの光を直接電気に変換できることから、新しいエネルギー源として期待されている。 Solar cells are expected as a new energy source because they can directly convert light from the sun, a clean and inexhaustible energy source, into electricity.
太陽電池1枚当りの出力は、数W程度である。したがって、家屋或いはビル等の電源として太陽電池を用いる場合には、複数の太陽電池を配線材により電気的に直列或いは並列に接続し、封止材で封止した太陽電池モジュールが用いられる。 The output per solar cell is about several watts. Therefore, when a solar cell is used as a power source for a house or a building, a solar cell module in which a plurality of solar cells are electrically connected in series or in parallel with a wiring material and sealed with a sealing material is used.
一般的に、太陽電池基板上には、キャリアを収集するための複数の細線電極と、細線電極からキャリアを収集するためのバスバー電極とが一体に形成されている。配線材は、一の太陽電池のバスバー電極と、一の太陽電池に隣接する他の太陽電池のバスバー電極とに接合されている。具体的に、配線材は、配線材の半田層とバスバー電極との界面に形成される半田合金層を介して、バスバー電極に強固に接合される(例えば、特許文献1参照)。
一方、本出願人により、バスバー電極を形成せず、配線材を細線電極に樹脂接着剤を介して接合することにより、製造コストを削減することが提案されている(特願2006−229209)。 On the other hand, it has been proposed by the present applicant to reduce the manufacturing cost by joining the wiring material to the thin wire electrode via a resin adhesive without forming the bus bar electrode (Japanese Patent Application No. 2006-229209).
このように、バスバー電極を形成せずに配線材を細線電極に直接接合する技術において、単にバスバー電極を取り除いたのでは、配線材と細線電極との接触面積が減少する。その結果、配線材と細線電極との界面における電気的な接触抵抗が大きくなり、太陽電池モジュールとしての出力特性を低下させる虞があった。 Thus, in the technique of directly joining the wiring material to the fine wire electrode without forming the bus bar electrode, if the bus bar electrode is simply removed, the contact area between the wiring material and the fine wire electrode is reduced. As a result, the electrical contact resistance at the interface between the wiring material and the fine wire electrode is increased, and there is a possibility that the output characteristics as the solar cell module are deteriorated.
なお、細線電極の線幅を大きくすることにより、配線材と細線電極との接触抵抗を小さくすることも考えられる。しかしながら太陽電池の受光面積の確保という観点から細線電極の線幅を大きくするにも限界がある。 It is also conceivable to reduce the contact resistance between the wiring material and the fine wire electrode by increasing the line width of the fine wire electrode. However, there is a limit to increasing the line width of the thin wire electrode from the viewpoint of securing the light receiving area of the solar cell.
そこで、本発明は、バスバー電極を形成せずに配線材を細線電極に直接接合する手法において、配線材と細線電極との接触抵抗を低減し、出力特性を向上させた太陽電池モジュールを提供することを目的とする。 Accordingly, the present invention provides a solar cell module in which the contact resistance between the wiring material and the fine wire electrode is reduced and the output characteristics are improved in a method of directly joining the wiring material to the fine wire electrode without forming the bus bar electrode. For the purpose.
上述した目的を達成するために、本発明の一の特徴は、受光面側保護材と、裏面側保護材と、前記受光面側保護材と前記裏面側保護材との間において配線材によって互いに接続された複数の太陽電池とを備える太陽電池モジュールであって、前記太陽電池は、基板と、前記基板の表面上に複数本形成された細線電極とを有し、前記配線材と前記太陽電池とは、樹脂層を介して接合されており、前記配線材は、前記細線電極と交差して配置されており、前記細線電極は、前記配線材と接合される第1部分と、前記配線材に接合されない第2部分とを有しており、前記第1部分の前記基板の表面からの高さが前記第2部分の前記基板の表面からの高さよりも大きいことを要旨とする。 In order to achieve the above-described object, one feature of the present invention is that the light receiving surface side protective material, the back surface side protective material, and the light receiving surface side protective material and the back surface side protective material are mutually connected by the wiring material. A solar cell module comprising a plurality of connected solar cells, the solar cell having a substrate and a plurality of thin wire electrodes formed on the surface of the substrate, the wiring material and the solar cell Is bonded via a resin layer, and the wiring member is arranged so as to intersect with the thin wire electrode, and the thin wire electrode includes a first portion bonded to the wiring member, and the wiring member. The second portion is not bonded to the substrate, and the height of the first portion from the surface of the substrate is larger than the height of the second portion from the surface of the substrate.
かかる特徴によれば、配線材と接合される細線電極の第1部分の基板表面からの高さが、第2部分の基板表面からの高さよりも高いので、基板表面からの高さが均一に形成された細線電極と比べ、細線電極と配線材との接触面積が大きくなる。したがって、接触抵抗を小さくすることができる。これにより、太陽電池モジュールの出力特性を向上させることができる。 According to this feature, the height from the substrate surface of the first portion of the thin wire electrode joined to the wiring material is higher than the height from the substrate surface of the second portion, so the height from the substrate surface is uniform. Compared with the formed thin wire electrode, the contact area between the thin wire electrode and the wiring material is increased. Therefore, the contact resistance can be reduced. Thereby, the output characteristic of a solar cell module can be improved.
また、上述した特徴において、前記第1部分は、前記配線材によって覆われていることが好ましい。 In the above-described feature, it is preferable that the first portion is covered with the wiring material.
本発明によれば、バスバー電極を形成せずに配線材を細線電極に直接接合する手法において、配線材と細線電極との接触抵抗を低減し、出力特性を向上させた太陽電池モジュールを提供することができる。 According to the present invention, there is provided a solar cell module in which contact resistance between a wiring material and a fine wire electrode is reduced and output characteristics are improved in a method of directly joining a wiring material to the fine wire electrode without forming a bus bar electrode. be able to.
次に、図面を用いて、本発明の実施の形態を説明する。以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。但し、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に留意すべきである。したがって、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。 Next, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In the following description of the drawings, the same or similar parts are denoted by the same or similar reference numerals. However, it should be noted that the drawings are schematic and ratios of dimensions and the like are different from actual ones. Therefore, specific dimensions and the like should be determined in consideration of the following description. Moreover, it is a matter of course that portions having different dimensional relationships and ratios are included between the drawings.
(太陽電池モジュールの構成)
本発明の実施形態として示す太陽電池モジュールについて、図面を参照して詳細に説明する。図1は、本実施形態に係る太陽電池モジュール1の構成を示す断面図である。図1に示すように、本発明の実施形態に係る太陽電池モジュール1は、複数の太陽電池10、配線材40、封止材50、受光面側保護材60及び裏面側保護材70を備える。
(Configuration of solar cell module)
A solar cell module shown as an embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. FIG. 1 is a cross-sectional view showing a configuration of a
太陽電池10は、光電変換部20と受光面側細線電極30と、裏面側細線電極31とを含む。
The
光電変換部20は、互いに逆導電型を有する単結晶シリコン基板と非晶質シリコン層との間に実質的に真性な非晶質シリコン層を挟み、その界面での欠陥を低減し、ヘテロ結合界面の特性を改善した構造、いわゆるHIT構造を有する太陽電池基板である。 The photoelectric conversion unit 20 sandwiches a substantially intrinsic amorphous silicon layer between a single crystal silicon substrate and an amorphous silicon layer having opposite conductivity types, reduces defects at the interface, and forms a heterojunction. It is a solar cell substrate having a structure with improved interface characteristics, a so-called HIT structure.
なお、光電変換部20には、単結晶シリコン、多結晶シリコン等の結晶系半導体材料、非晶質シリコン系合金或いはCuInSe等の薄膜半導体材料、或いはGaAs、InP等の化合物半導体材料等の半導体材料、色素増感型等の有機材料を用いることができる。また、熱拡散等の他の方法を用いてpn接合或いはpin接合を形成したものであってもよい。
The
図2は、本実施形態に係る太陽電池10の平面図である。図2に示すように、光電変換部20の受光面側表面(以下、受光面という。)上には、受光面側細線電極30が形成される。受光面側細線電極30は、多数本が受光面の略全域に亘って略平行に形成される。
FIG. 2 is a plan view of the
図1に示すように、光電変換部20の受光面の反対側に設けられた裏面側表面(以下、裏面という。)上には、裏面側細線電極31が形成されている。裏面側細線電極31は、多数本が裏面の略全域に亘って略平行に形成されている。太陽電池10の裏面側は、受光面積の減少を考慮しなくてもよいことから、受光面側細線電極30よりも多くの細線電極を形成することができる。細線電極を増やすことにより、裏面側における電気的な抵抗損失を低減することができる。
As shown in FIG. 1, a back surface side
本実施形態に係る受光面側細線電極30及び裏面側細線電極31は、熱硬化型の導電性ペーストを熱硬化することにより形成されている。熱硬化型の導電性ペーストとしては、例えば、エポキシ系の熱硬化型樹脂溶液中に銀粒を分散させた銀ペーストを用いることができる。
The light receiving surface side
配線材40は、一の太陽電池10の受光面上と、一の太陽電池10に隣接する他の太陽電池10(図2には図示されていない)の裏面上とに接合される。
The
図3は、図2におけるA部分の拡大図である。図4は、図3におけるB−B切断面における断面図である。図3に示すように、本実施形態では、配線材40は、受光面上に略平行に形成された受光面側細線電極30に略直交して配置されている。配線材40は、樹脂接着剤80により受光面に接合されている。
FIG. 3 is an enlarged view of a portion A in FIG. 4 is a cross-sectional view taken along the line BB in FIG. As shown in FIG. 3, in the present embodiment, the
図4に示すように、本実施形態に係る受光面側細線電極30は、配線材40と接合される第1部分30aと、配線材40に接合されない第2部分30bとを有する。第1部分30aの基板の表面(受光面)からの高さhaは、第2部分30bの受光面からの高さhbよりも大きい。また、受光面における受光面側細線電極30の延長方向に対する第1部分30aの長さW2は、第1部分30aに接合される配線材40の幅W1よりも小さい。すなわち、第1部分30aは、配線材40によって覆われている。したがって、受光面側細線電極30と配線材40と接触面積が大きくなる。
As shown in FIG. 4, the light-receiving surface side
配線材40は、銅箔等の低抵抗体41aと、低抵抗体41aの外周にメッキされた導電体41bとを有する。本実施形態では、配線材40を構成する導電体bの材料として半田(主に、錫)を用いている。なお、導電体41bの材料としては、配線材40を太陽電池10の表面に接合する際の温度、すなわち樹脂接着剤80が硬化する温度において、受光面側細線電極30よりも軟らかくなる材料を用いる。例えば、導電体41bとして、融点を引き下げた共晶半田等の軟らかい導電性金属を使用することができる。
The
図5は、図3のC−C切断面における断面図である。図5に示すように、第1部分30aは、配線材40に埋め込まれている。具体的には、配線材40を形成する導電体41bに埋め込まれている。これにより、第1部分30aと配線材40とは、機械的且つ電気的に接続されている。
5 is a cross-sectional view taken along the line CC of FIG. As shown in FIG. 5, the
図6は、図3のD−D切断面における断面図である。図6に示すように、配線材40に接合されない第2部分30bは、光電変換部20の受光面からの高さが第1部分30aよりも小さい。受光面側細線電極30の第2部分30bの幅及び厚みは、受光面側細線電極30の抵抗値、太陽電池10の有効受光面積等を考慮して、歩留まり及び太陽電池モジュールの出力特性の向上が得られる最適値に決定される。
6 is a cross-sectional view taken along the line DD in FIG. As shown in FIG. 6, the
第1部分30aは、導電体41bに埋め込まれ、更に低抵抗体41aに到達していてもよい。配線材40の幅、厚みは、低抵抗体41aと導電体41bとの組合せにより決定される配線材40の剛性、抵抗値、太陽電池10の有効受光面積等を考慮して、歩留まり及び太陽電池モジュールの出力特性の向上が得られる最適値に決定される。
The
また、図5に示すように、光電変換部20の受光面側には、樹脂接着剤80(樹脂層)が配置されている。配線材40は、樹脂接着剤80を介して、光電変換部20に接着されている。
As shown in FIG. 5, a resin adhesive 80 (resin layer) is disposed on the light receiving surface side of the
樹脂接着剤80には、エポキシ樹脂を主成分とする帯状フィルムシートを用いることができる。樹脂接着剤80は、百数十度の加熱で急速に架橋が促進され、数十秒程度で硬化が完了するように架橋促進剤が配合されている。図3では、構成の理解のため、樹脂接着剤80の幅が配線材40の幅よりも大きく強調して描かれているが、樹脂接着剤80の幅は、入射光が不要に遮蔽されないことを考慮して、配線材40の幅と同等若しくは配線材40の幅より小とすることが好ましい。
As the
なお、樹脂接着剤80として、エポキシ樹脂を主成分としたものを用いると説明したが、半田接合より低い温度、好ましくは、200℃以下の温度で接着でき、生産性を著しく阻害しないように、20秒程度で硬化が完了する材料であればよい。例えば、硬化温度が低く、熱ストレスの低減に寄与できるアクリル系樹脂、柔軟性の高いポリウレタン系等の熱硬化性樹脂接着剤のほか、EVA樹脂系、合成ゴム系等の熱可塑性接着剤、低温での接合作業が可能なエポキシ樹脂、アクリル樹脂、或いはウレタン樹脂を主剤として硬化剤を混ぜ合わせて接着する2液反応系接着剤等を使用することができる。
In addition, although it demonstrated that the thing which has an epoxy resin as a main component was used as the
また、樹脂接着剤80は、微粒子を含んでいてもよい。微粒子は、平均粒径10μm程度の大きさであり、ニッケル、金コート付ニッケル、或いはプラスチックに導電性金属、例えば金等をコートした粒子を混ぜ合わせた材料を用いることができる。また、微粒子は、絶縁性材料であってもよい。
Further, the
以上、光電変換部20の受光面側における構成を説明したが、裏面側も、受光面側と同様に構成されている。すなわち、裏面側細線電極31の第1部分31aが配線材40に埋め込まれ、配線材40と光電変換部20の裏面とが樹脂接着剤80によって接合されている。
The configuration on the light receiving surface side of the
(太陽電池モジュールの製造方法)
次に、本発明の実施形態に係る太陽電池モジュール1の製造方法について、図面を参照して詳細に説明する。図7(a)は、太陽電池基板としての光電変換部20の構造の一例を説明する断面図である。
(Method for manufacturing solar cell module)
Next, the manufacturing method of the
光電変換部20を作成するにあたっては、CVD法を用いて、n型単結晶シリコン基板20dの受光面側に、i型非晶質シリコン層20c、p型非晶質シリコン層20bを順次形成する。同様に、n型単結晶シリコン基板20dの裏面側に、i型非晶質シリコン層20e、n型非晶質シリコン層20fを順次形成する。次に、マグネトロンスパッタ法を用いて、p型非晶質シリコン層20bの受光面側にITO膜20aを形成する。同様にn型非晶質シリコン層20fの裏面側にITO膜20gを形成する。
In creating the
図7(b)は、光電変換部20を光入射方向からみた平面図である。図7(b)に示すように、光電変換部20の受光面は、配線材40が接合される予定の第1領域αと、配線材40が接合されない第2領域βとを有する。第1領域αの幅は、配線材40の幅と略同一である。なお、光電変換部20の裏面にも同様に第1領域αと第2領域βを有する。
FIG. 7B is a plan view of the
図8を用いて、光電変換部20の基板表面に第1部分と第2部分を有する細線電極を形成する工程について説明する。本実施形態に係る太陽電池モジュール1を製造する場合、光電変換部20の基板表面に接合される配線材40の長手方向に略直交する方向に沿って、基板表面からの高さが均一の細線電極30を所定間隔で所定本数形成した後、第1領域αにある細線電極30の上に同一材料を重ねて形成し、高さを増している。
With reference to FIG. 8, a process of forming a thin wire electrode having a first portion and a second portion on the substrate surface of the
最初に形成する細線電極30の基板表面からの高さは、第2部分30bの高さhbに相当する。第1領域αに高さhbで形成された細線電極30に、同一材料を重ねて形成することにより、高さhaの第1部分30aを形成する。
The height of the
具体的には、銀ペーストを用いたスクリーン印刷により、受光面の全面に亘って、受光面からの高さhbを有する受光面側細線電極30(第2部分30b)を所定間隔で所定本数形成し、百数十度の温度で数分間加熱することにより銀ペーストを仮硬化する。続いて、裏面にも同様に、スクリーン印刷により、裏面からの高さhbを有する裏面側細線電極31(第2部分31b)を所定間隔で所定本数形成し、百数十度の温度で数分間加熱することにより銀ペーストを仮硬化する。次に、第1領域αに形成した受光面側細線電極30以外の領域をマスクして、スクリーン印刷により、第1領域αに形成した細線電極上に銀ペーストを重ねて、受光面からの高さhaを有する第1部分30aを形成する。裏面も同様に、第1領域αに形成した裏面側細線電極31以外の領域をマスクして、スクリーン印刷により、第1領域αに形成した細線電極上に銀ペーストを重ねて、裏面からの高さhaを有する第1部分31aを形成する。その後、百数十度の温度で両面の銀ペーストを30分程度加熱することにより第1部分30a、第2部分30b(裏面においては、第1部分31a、第2部分31b)を硬化する。
Specifically, a predetermined number of light receiving surface side thin wire electrodes 30 (
以上により、光電変換部20の受光面上に受光面側細線電極30が、また裏面上に裏面側細線電極31が形成される。
As described above, the light receiving surface side
なお、第1部分30a及び第2部分30bを形成するにあたっては、第2領域βに受光面からの高さhbを有する第2部分30bを先にスクリーン印刷した後、第2領域βをマスクし、続いて、第1領域αに高さhaを有する第1部分30aをスクリーン印刷してもよい。
In forming the
次に、光電変換部20の受光面及び裏面の第1領域α上にエポキシ樹脂を主成分とする帯状フィルムシート(樹脂接着剤80)を貼付する。帯状フィルムシートの幅は、配線材40の幅と略同幅とする。帯状フィルムシートの上に、配線材40を配置し、軽く圧着する。
Next, a strip-shaped film sheet (resin adhesive 80) mainly composed of an epoxy resin is pasted on the first region α on the light receiving surface and the back surface of the
次に、配線材40の上部から光電変換部20の主面に対して垂直方向に加圧しながら加熱する。具体的には、百数十度の温度に加熱されたヒータブロックを上下に有する構造で、且つ加圧力を一定に保つ機能を有する装置にセットする。所定位置に配線材40が仮圧着された光電変換部20を、上下のヒータブロックで挟持し、例えば、2MPa程度の圧力をかけて、樹脂接着剤80の硬化に必要な時間、例えば、15秒程度の加熱を行い、配線材40を光電変換部20に接合する。
Next, the
この加熱時において、受光面側細線電極30の第1部分30aが配線材40の導電体41bに埋め込まれる。これにより、受光面側細線電極30は、第1部分30aにおいて配線材40と機械的且つ電気的に接続される。
During this heating, the
配線材40の外周を形成している導電体41bは、常温において、受光面側細線電極30を形成している銀の約1/2の硬度である。導電体41bの硬度は、百数十度の温度に加熱されたとき、更に小さくなる。そのため、光電変換部20の受光面及び裏面に配置される配線材40を均一に加圧すると、第1部分30aにより樹脂接着剤80が流動的に排除されるとともに、第1部分30aが配線材40を形成する導電体41bに容易に埋め込まれる。裏面においても同様に、裏面側細線電極31の第1部分31aが配線材40の導電体41bに埋め込まれ、配線材40と機械的且つ電気的に接続される。
The
次に、ガラス基板(受光面側保護材60)上にEVAシート(封止材50)、配線材40により接続された複数の太陽電池10、EVAシート(封止材50)、裏面側保護材70をこの順番で順次積層して、積層体とする。この積層体を真空雰囲気下において、加熱圧着することにより、仮圧着した後、所定の条件で加熱することにより、EVAを完全に硬化させる。
Next, the EVA sheet (sealing material 50) on the glass substrate (light-receiving surface side protective material 60), the plurality of
以上により、太陽電池モジュール1(図1参照)が製造される。なお、図示しないが、太陽電池モジュール1には、アルミニウムフレーム、端子ボックス等を取り付けることができる。
The solar cell module 1 (refer FIG. 1) is manufactured by the above. Although not shown, the
(作用及び効果)
本発明の実施形態に係る太陽電池モジュール1では、受光面側細線電極30は、第1部分30aと第2部分30bとを有し、配線材40と接合される第1部分30aの、受光面の表面からの高さhaが、第2部分30bの高さhbよりも大きい。
(Function and effect)
In the
図9は、太陽電池モジュール1における、配線材40と受光面側細線電極30との接触面積を説明する図である。太陽電池モジュール1において、受光面側細線電極30が、仮に、受光面からの高さhbで均一に形成されていた場合、配線材40の導電体41bに埋め込まれる受光面側細線電極30は、図9に点線で示したものになる。これに対して、本実施形態に係る太陽電池モジュール1では、細線電極の第1部分(受光面側細線電極30の第1部分30aと裏面側細線電極31の第1部分31aを含む)が細線電極の第2部分(受光面側細線電極30の第2部分30bと裏面側細線電極31の第2部分31bを含む)よりも、光電変換部20の基板表面からの高さが大きい(ha>hb)ので、配線材40との接触面積が大きくなる。
FIG. 9 is a diagram for explaining the contact area between the wiring
このように、太陽電池モジュール1は、光電変換部20の基板表面からの高さが均一に形成された細線電極と場合と比べて、配線材40との接触面積を大きくすることができる。これにより、太陽電池モジュール1は、バスバー電極を形成せずに配線材を細線電極に直接接合して太陽電池モジュールを製造するとき、配線材40と細線電極との接合面における接触抵抗を小さくすることができる。したがって、太陽電池モジュールの出力特性を向上することができる。
Thus, the
また、太陽電池モジュールは、実際の使用環境下において、太陽光の受光と非受光とが繰り返されると、封止材50及び配線材40が膨張と収縮とを繰り返す。一般的に、封止材50の線膨張係数は、配線材40の線膨張係数よりも大きいため、第2部分30bと封止材50との界面に発生する応力は、第1部分30aと配線材40(導電体41b)との界面に発生する応力よりも大きい。すなわち、太陽電池モジュールの使用環境下では、第2部分30bに、第1部分30aよりもダメージが蓄積されやすい。そのため、細線電極の厚み及び幅サイズは、封止材50からの応力、細線電極自身の抵抗、太陽電池の有効受光面積等を考慮した上で、歩留まりの低減、良好な太陽電池の特性等が得られるように最適化されている。
Further, in the solar cell module, when light reception and non-light reception are repeated in an actual usage environment, the sealing
本実施形態として示す太陽電池モジュール1では、封止材50からの応力、細線電極自身の抵抗、太陽電池の有効受光面積等に応じて、第2部分30bの厚み及び幅サイズを最適化したときに問題となる配線材40との接触面積の減少を、第1部分30aを設けることにより解決している。
In the
なお、細線電極の第1部分の基板表面からの高さと、細線電極の第2部分の基板表面からの高さとの差は、上述した細線電極自身の抵抗、太陽電池の有効受光面積等を考慮した上で最適化される第2部分と、配線材40における導電体41bの層厚等によって決定されるべきものである。
The difference between the height of the first portion of the fine wire electrode from the substrate surface and the height of the second portion of the fine wire electrode from the substrate surface takes into account the resistance of the fine wire electrode itself, the effective light receiving area of the solar cell, and the like. In addition, the second portion to be optimized and the layer thickness of the
細線電極の第2部分30bの幅方向及び厚み方向のサイズは、上述したように最適化されている。しかし、第1部分30aは、光電変換部20の基板表面からの高さが第2部分30bよりも大きいので、第1部分30aの長さW2が第1部分30aに接合される配線材40の幅W1を超えると、封止材50からの応力を受けやすくなる。したがって、本実施形態として示す太陽電池モジュール1では、第1部分30aは、細線電極の延長方向において、配線材40の幅よりも大きくならないことが好ましい。第1部分30aは、配線材40で覆われていることが好ましい。これにより、光電変換部20の基板表面からの高さが最適化されている第2部分30bよりも、第1部分30aの高さを大きくしても封止材50からの応力を受けにくくすることができる。
The size in the width direction and the thickness direction of the
(その他の実施例)
本発明は、上記の実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面はこの発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替え実施形態、実施例及び運用技術が明らかになろう。
(Other examples)
Although the present invention has been described by using the above-described embodiments, it should not be understood that the descriptions and drawings constituting a part of this disclosure limit the present invention. From this disclosure, various alternative embodiments, examples and operational techniques will be apparent to those skilled in the art.
例えば、上記実施形態では、HIT構造を有する太陽電池基板を例にとり説明したが、HIT構造を有しない通常の結晶系の太陽電池基板に本発明を適用することもできる。 For example, in the above embodiment, the solar cell substrate having the HIT structure has been described as an example. However, the present invention can also be applied to an ordinary crystalline solar cell substrate having no HIT structure.
また、上記実施形態では、受光面側細線電極30について主に説明したが、裏面側細線電極31についても同様の効果を奏する。したがって、受光面側細線電極30又は裏面側細線電極31のいずれかの細線電極において、配線材と接合される第1部分が配線材と接合されない第2部分よりも、光電変換部の基板表面からの高さが大きく形成されていれば、本発明の効果を得ることができる。
In the above embodiment, the light receiving surface side
また、上記実施形態では、配線材40の低抵抗体41aが銅箔であるとして説明したが、配線材の材料としては、電気抵抗が小さければよく、銅のほかに鉄、ニッケル、銀或いはこれらを混合したものを用いることができる。
Moreover, although the
また、上記実施形態では、樹脂接着剤80として、帯状フィルムシートを使用しているが、シート状に成形された接着剤でなくてもよい。例えば、樹脂接着剤を第1領域αに塗布してもよい。また、樹脂接着剤80は、第1領域α全域に亘って配置しなくてもよい。例えば、図2,図3に示す、配線材40と受光面側細線電極30とが交差する接合部及びその近傍のみに配置してもよい。
Moreover, in the said embodiment, although the strip | belt-shaped film sheet is used as the
また、上記実施例では、配線材40と受光面側細線電極30(又は裏面側細線電極31)とが略直交する場合について説明しているが、配線材40と受光面側細線電極30(又は裏面側細線電極31)は電気的に接続されていればよく、少なくとも交差していればよい。
Moreover, although the said Example demonstrated the case where the
このように、本発明は、ここでは記載していない様々な実施形態等を含むことは勿論である。したがって、本発明の技術的範囲は、上記の説明から妥当な特許請求の範囲に係る発明特定事項によってのみ定められる。 As described above, the present invention naturally includes various embodiments that are not described herein. Therefore, the technical scope of the present invention is determined only by the invention specifying matters according to the scope of claims reasonable from the above description.
以下、本発明に係る太陽電池モジュールについて、実施例を挙げて具体的に説明する。本発明は、下記の実施例に示したものに限定されるものではなく、その要旨を変更しない範囲において、適宜変更して実施できる。 Hereinafter, the solar cell module according to the present invention will be specifically described with reference to examples. The present invention is not limited to those shown in the following examples, and can be implemented with appropriate modifications within a range not changing the gist thereof.
(実施例1)
実施例1に係る太陽電池モジュールを以下のように作製した。まず、HIT構造を有する125mm角の太陽電池基板を準備した。次に、スクリーン印刷法を用いて、太陽電池基板の受光面側に銀ペーストを所定のパターンで塗布し、150℃で5分間加熱することにより仮硬化させた。また、太陽電池基板の裏面側に銀ペーストを所定のパターンで塗布し、150℃で5分間加熱することにより仮硬化させた。
Example 1
The solar cell module according to Example 1 was produced as follows. First, a 125 mm square solar cell substrate having a HIT structure was prepared. Next, using a screen printing method, a silver paste was applied in a predetermined pattern on the light-receiving surface side of the solar cell substrate, and was temporarily cured by heating at 150 ° C. for 5 minutes. Moreover, the silver paste was apply | coated to the back surface side of the solar cell board | substrate with the predetermined pattern, and it hardened by heating at 150 degreeC for 5 minute (s).
次に、受光面側の第1領域(配線材を配置する予定の領域)にある銀ペーストのパターン以外をマスクし、スクリーン印刷法を用いて、第1領域に形成された銀ペーストのパターン上に所定厚の銀ペーストを重ねて塗布した。裏面側も同様に第1領域に形成された銀ペーストのパターン上に更に銀ペーストを重ねて塗布した。なお、銀ペーストとしては、エポキシ系樹脂中に1μmφの銀粉末を5vol.%分散させたものを用いた。 Next, on the silver paste pattern formed in the first region using a screen printing method, masking other than the silver paste pattern in the first region on the light receiving surface side (the region where the wiring material is to be arranged) A silver paste having a predetermined thickness was applied on top of each other. Similarly, on the back side, the silver paste was further applied on the silver paste pattern formed in the first region. In addition, as silver paste, 5 vol. % Dispersed was used.
このとき、第1領域にある第1部分(配線材を配置する予定の領域に)以外をマスクし、スクリーン印刷法を用いて、第1領域に形成された銀ペーストのパターン上に所定厚の銀ペーストを重ねて塗布した。裏面側も同様に第1領域に形成された銀ペーストのパターン上に所定厚の銀ペーストを重ねて塗布した。 At this time, a portion other than the first portion in the first region (in the region where the wiring material is to be arranged) is masked, and a predetermined thickness is formed on the pattern of the silver paste formed in the first region using a screen printing method. Silver paste was applied in layers. Similarly, on the back side, a silver paste having a predetermined thickness was applied over the silver paste pattern formed in the first region.
実施例1では、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差の平均が2.5μm程度になるように、第1部分に銀ペーストを重ね塗りした。 In Example 1, the average difference between the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material and the height of the second portion not bonded to the wiring material is about 2.5 μm. The first part was overcoated with silver paste.
その後、200℃で両面の銀ペーストを30分加熱することにより、架橋し、硬化させて細線電極を形成した。 Thereafter, the silver paste on both sides was heated at 200 ° C. for 30 minutes to crosslink and cure to form a fine wire electrode.
次に、光電変換部の第1領域の略全域にエポキシ系の樹脂接着剤を塗布し、配線材を配置した。配線材としては、銅線(幅2mm、厚み150μm)の外周に半田をコーティング(厚み30μm)したものを用いた。太陽電池を配線材により接合した状態で、250℃、2MPaの条件で熱圧着した。
Next, an epoxy resin adhesive was applied to substantially the entire first region of the photoelectric conversion portion, and a wiring material was disposed. As the wiring material, a copper wire (
その後、ガラス基板上にEVAシート、配線材により接続された複数の太陽電池、EVAシート、裏面フィルムをこの順番に順次積層し、真空熱圧着法により複数の太陽電池をEV樹脂中に封入した。 Thereafter, an EVA sheet, a plurality of solar cells connected by a wiring material, an EVA sheet, and a back film were sequentially laminated on the glass substrate in this order, and the plurality of solar cells were encapsulated in an EV resin by a vacuum thermocompression bonding method.
(実施例2)
実施例2に係る太陽電池モジュールを以下のように作製した。実施例2では、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差の平均が7.5μm程度になるように、第1部分に銀ペーストを重ね塗りした。
(Example 2)
A solar cell module according to Example 2 was produced as follows. In Example 2, the average difference between the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material and the height of the second portion not bonded to the wiring material is about 7.5 μm. The first part was overcoated with silver paste.
(実施例3)
実施例3に係る太陽電池モジュールを以下のように作製した。実施例3では、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差の平均が12.5μm程度になるように、第1部分に銀ペーストを重ね塗りした。
(Example 3)
A solar cell module according to Example 3 was produced as follows. In Example 3, the average difference between the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material and the height of the second portion not bonded to the wiring material is about 12.5 μm. The first part was overcoated with silver paste.
(実施例4)
実施例4に係る太陽電池モジュールを以下のように作製した。実施例4では、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差の平均を実施例1と同じ2.5μm程度になるように、第1部分に銀ペーストを重ね塗りした。また、配線材を配置するとき、光電変換部の第1領域の略全域でなく、配線材と銀ペーストの交差部分にのみエポキシ系樹脂接着剤を塗布した。
Example 4
A solar cell module according to Example 4 was produced as follows. In Example 4, the average of the difference between the height from the substrate surface of the first part where the thin wire electrode is joined to the wiring material and the height of the second part not joined to the wiring material is about 2.5 μm, which is the same as in Example 1. The silver paste was overcoated on the first part so that Moreover, when arrange | positioning a wiring material, the epoxy resin adhesive was apply | coated only to the cross | intersection part of a wiring material and a silver paste instead of the substantially whole area of the 1st area | region of a photoelectric conversion part.
(比較例)
また、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差がなく、均一に形成した太陽電池モジュールを比較例とした。
(Comparative example)
Further, a solar cell module formed uniformly without any difference between the height of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material from the substrate surface and the height of the second portion where the thin wire electrode is not bonded to the wiring material was used as a comparative example. .
上述した実施例1乃至実施例4、比較例1の太陽電池モジュールに対して、AM1.5、100mW/cm2の光を太陽電池モジュールの光入射面側から照射し、太陽電池モジュールの出力特性を調べた。結果を表1に示す。表1では、比較例の出力低下率を100としたときの出力低下率で示している。 The solar cell modules of Examples 1 to 4 and Comparative Example 1 described above were irradiated with light of AM 1.5 and 100 mW / cm 2 from the light incident surface side of the solar cell module, and the output characteristics of the solar cell module. I investigated. The results are shown in Table 1. Table 1 shows the output decrease rate when the output decrease rate of the comparative example is 100.
表1に示す結果より、実施例1乃至実施例4の太陽電池モジュールの出力低下率は、比較例の出力低下率よりも小さい。これは、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さを、配線材と接合されない第2部分よりも高くしたことによるものと思料される。 From the results shown in Table 1, the output reduction rate of the solar cell modules of Examples 1 to 4 is smaller than the output reduction rate of the comparative example. This is considered to be because the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material is higher than that of the second portion which is not bonded to the wiring material.
したがって、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さを、配線材と接合されない第2部分よりも高くすることにより、太陽電池モジュールの出力特性を向上させることができることが確認された。 Therefore, the output characteristics of the solar cell module can be improved by making the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material higher than the second portion not bonded to the wiring material. Was confirmed.
また、実施例4は、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さの差の平均が実施例1と同じであっても、出力特性が若干低下したのは、エポキシ系樹脂接着剤を部分的に塗布したため、配線材の光電変換部への接着力が低下したことによる。 Further, in Example 4, the average difference between the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material and the height of the second portion not bonded to the wiring material is the same as in Example 1. However, the reason why the output characteristics slightly decreased is that the adhesive strength of the wiring material to the photoelectric conversion portion decreased because the epoxy resin adhesive was partially applied.
したがって、細線電極が配線材と接合される第1部分の基板表面からの高さと、配線材と接合されない第2部分の高さとの差が大きい程、太陽電池モジュールの出力特性を向上させることができることが確認された。 Therefore, the larger the difference between the height from the substrate surface of the first portion where the thin wire electrode is bonded to the wiring material and the height of the second portion not bonded to the wiring material, the more the output characteristics of the solar cell module can be improved. It was confirmed that it was possible.
1…太陽電池モジュール、10…太陽電池、20…光電変換部、30…受光面側細線電極、30a…第1部分、30b…第2部分、31…裏面側細線電極、31a…第1部分、31b…第2部分、40…配線材、41a…低抵抗体、41b…導電体、50…封止材、60…受光面側保護材、70…裏面側保護材、80…樹脂接着剤
DESCRIPTION OF
Claims (2)
前記太陽電池は、基板と、前記基板の表面上に複数本形成された細線電極とを有し、
前記配線材と前記太陽電池とは、樹脂層を介して接合されており、
前記配線材は、前記細線電極と交差して配置されており、
前記細線電極は、前記交差する箇所において前記配線材と接合される第1部分と、前記配線材と接合されない第2部分とを有しており、
前記第1部分の前記基板の表面からの高さが前記第2部分の前記基板の表面からの高さよりも大きい
ことを特徴とする太陽電池モジュール。 A solar cell module comprising a light receiving surface side protective material, a back surface side protective material, and a plurality of solar cells connected to each other by a wiring material between the light receiving surface side protective material and the back surface side protective material,
The solar cell has a substrate and a plurality of thin wire electrodes formed on the surface of the substrate,
The wiring member and the solar cell are joined via a resin layer,
The wiring material is arranged so as to intersect with the thin wire electrode,
The fine wire electrode has a first portion joined to the wiring material at the intersecting portion and a second portion not joined to the wiring material,
The solar cell module, wherein a height of the first portion from the surface of the substrate is larger than a height of the second portion from the surface of the substrate.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2007140750A JP5100206B2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Solar cell module |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2007140750A JP5100206B2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Solar cell module |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2008294366A true JP2008294366A (en) | 2008-12-04 |
| JP5100206B2 JP5100206B2 (en) | 2012-12-19 |
Family
ID=40168751
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2007140750A Expired - Fee Related JP5100206B2 (en) | 2007-05-28 | 2007-05-28 | Solar cell module |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5100206B2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010071123A1 (en) * | 2008-12-17 | 2010-06-24 | 三洋電機株式会社 | Solar battery module and method for manufacturing same |
| WO2012086235A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | 三菱電機株式会社 | Solar cell module and method for manufacturing same |
| WO2013046384A1 (en) * | 2011-09-29 | 2013-04-04 | 三洋電機株式会社 | Solar cell, solar cell module, and method for manufacturing solar cell |
| EP2704202A1 (en) * | 2012-08-29 | 2014-03-05 | LG Electronics, Inc. | Solar cell |
| JPWO2012165289A1 (en) * | 2011-06-03 | 2015-02-23 | 三洋電機株式会社 | Manufacturing method of solar cell |
| JP2016127294A (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-11 | エルジー エレクトロニクス インコーポレイティド | Solar battery module and method of manufacturing the same |
| JPWO2014033908A1 (en) * | 2012-08-31 | 2016-08-08 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Manufacturing method of solar cell |
| JPWO2016147970A1 (en) * | 2015-03-16 | 2017-12-28 | シャープ株式会社 | Photoelectric conversion element and method for producing photoelectric conversion element |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH04276665A (en) * | 1991-03-04 | 1992-10-01 | Canon Inc | integrated solar cells |
-
2007
- 2007-05-28 JP JP2007140750A patent/JP5100206B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH04276665A (en) * | 1991-03-04 | 1992-10-01 | Canon Inc | integrated solar cells |
Cited By (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2010147194A (en) * | 2008-12-17 | 2010-07-01 | Sanyo Electric Co Ltd | Solar cell module and method of manufacturing the same |
| KR101605132B1 (en) | 2008-12-17 | 2016-03-21 | 파나소닉 아이피 매니지먼트 가부시키가이샤 | Solar battery module and method for manufacturing same |
| WO2010071123A1 (en) * | 2008-12-17 | 2010-06-24 | 三洋電機株式会社 | Solar battery module and method for manufacturing same |
| EP2375454A4 (en) * | 2008-12-17 | 2014-03-26 | Sanyo Electric Co | SOLAR CELL MODULE AND METHOD FOR MANUFACTURING THE SAME |
| US9324895B2 (en) | 2010-12-21 | 2016-04-26 | Mitsubishi Electric Corporation | Solar cell module and manufacturing method thereof |
| WO2012086235A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | 三菱電機株式会社 | Solar cell module and method for manufacturing same |
| CN103262254A (en) * | 2010-12-21 | 2013-08-21 | 三菱电机株式会社 | Solar cell module and method for manufacturing same |
| JPWO2012086235A1 (en) * | 2010-12-21 | 2014-05-22 | 三菱電機株式会社 | Solar cell module and manufacturing method thereof |
| CN103262254B (en) * | 2010-12-21 | 2015-10-07 | 三菱电机株式会社 | Solar module and manufacture method thereof |
| JPWO2012165289A1 (en) * | 2011-06-03 | 2015-02-23 | 三洋電機株式会社 | Manufacturing method of solar cell |
| JPWO2013046384A1 (en) * | 2011-09-29 | 2015-03-26 | 三洋電機株式会社 | SOLAR CELL, SOLAR CELL MODULE, AND SOLAR CELL MANUFACTURING METHOD |
| US20140202516A1 (en) * | 2011-09-29 | 2014-07-24 | Sanyo Electric Co., Ltd. | Solar cell, solar cell module, and method for manufacturing solar cell |
| WO2013046384A1 (en) * | 2011-09-29 | 2013-04-04 | 三洋電機株式会社 | Solar cell, solar cell module, and method for manufacturing solar cell |
| EP2704202A1 (en) * | 2012-08-29 | 2014-03-05 | LG Electronics, Inc. | Solar cell |
| US9608139B2 (en) | 2012-08-29 | 2017-03-28 | Lg Electronics Inc. | Solar cell |
| JPWO2014033908A1 (en) * | 2012-08-31 | 2016-08-08 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Manufacturing method of solar cell |
| US9755088B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-09-05 | Sanyo Electric Co., Ltd. | Solar cell manufacturing method |
| JP2016127294A (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-11 | エルジー エレクトロニクス インコーポレイティド | Solar battery module and method of manufacturing the same |
| US9818891B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | Lg Electronics Inc. | Solar cell module and method for manufacturing the same |
| JPWO2016147970A1 (en) * | 2015-03-16 | 2017-12-28 | シャープ株式会社 | Photoelectric conversion element and method for producing photoelectric conversion element |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5100206B2 (en) | 2012-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8298363B2 (en) | Method of manufacturing solar cell module | |
| JP5367587B2 (en) | Solar cell module and solar cell | |
| JP5861044B2 (en) | Solar cell module | |
| JP5484663B2 (en) | Manufacturing method of solar cell module | |
| EP2020688B1 (en) | Solar cell interconnection using thermo-compression bonding and correspondingly fabricated module | |
| JP5046743B2 (en) | Solar cell module and manufacturing method thereof | |
| US8497419B2 (en) | Solar cell module | |
| US20100243024A1 (en) | Solar cell, solar cell module and solar cell system | |
| JP5367588B2 (en) | Solar cell module | |
| JP5100206B2 (en) | Solar cell module | |
| WO2010071123A1 (en) | Solar battery module and method for manufacturing same | |
| US20120073621A1 (en) | Solar cell and solar cell module | |
| JP5362201B2 (en) | Solar cell module | |
| JP5100216B2 (en) | Solar cell group and manufacturing method thereof, solar cell module including solar cell group and manufacturing method thereof | |
| JP5516566B2 (en) | Solar cell module and manufacturing method thereof | |
| JP5490466B2 (en) | Solar cell module |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20100215 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120619 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120809 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120828 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120925 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20151005 Year of fee payment: 3 |
|
| R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 5100206 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20151005 Year of fee payment: 3 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |