JP5289625B1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

Abstract

【課題】長期信頼性の高い太陽電池モジュールを提供すること。
【解決手段】太陽電池モジュールは、表面電極６を有した複数の太陽電池素子１０１と、該複数の太陽電池素子１０１を電気的に接続する配線部材２５とを備える。表面電極６は、バスバー電極１１と、バスバー電極１１に接続された複数の線状の第１フィンガー電極１２ａおよびバスバー電極１１に接続されていない複数の第２フィンガー電極１２ｂを有するフィンガー電極１２とを有する。表面電極６は、バスバー電極１１の長手方向上に位置するとともに第２フィンガー電極１２ｂに電気的に接続された第１細線電極１３ａおよび該第１細線電極１３ａに交差した第２細線電極１３ｂを有する細線電極１３を具備する。細線電極１３は、バスバー電極１１の第１寸法Ｄ１およびバスバー電極１１の第２寸法Ｄ２よりも小さい幅Ｗ１を有する。配線部材２５は、第１細線電極１３ａと第２細線電極１３ｂとの交差部Ｓおよびバスバー電極１１に接続されている。

Description

本発明は、太陽電池モジュールに関する。

太陽電池モジュールに設けられている太陽電池素子は、第１面側に表面電極が形成されている。この表面電極は、例えば、太陽電池素子の一部を構成するシリコン基板で発生したキャリアを集電するフィンガー電極を備えている。さらに、この表面電極は、上記キャリアを集めるとともに、隣り合う太陽電池素子同士を電気的に接続する配線部材に接続されるバスバー電極を備えている。特開２０１０−０２７７７８号公報では、帯状のバスバー電極を用いた太陽電池素子が開示されている。

昨今、太陽電池素子のさらなる低コスト化を図るために、バスバー電極の内部に開口部を多く設けることが検討されている。しかしながら、このような太陽電池素子を備えた太陽電池モジュールは、長期間にわたって高い信頼性を維持することが困難となる場合があった。

本発明の１つの目的は、長期信頼性の高い太陽電池モジュールを提供することである。

本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュールは、表面および該表面側に設けられた表面電極をそれぞれ有した複数の太陽電池素子と、該複数の太陽電池素子を電気的に接続するとともに第１方向に伸びる配線部材とを備えている。また、本実施形態において、前記表面電極は、前記第１方向に伸びるバスバー電極と、前記第１方向に間隔をあけて並べて配列されたフィンガー電極であって、前記バスバー電極に接続された複数の線状の第１フィンガー電極および前記バスバー電極に接続されていない複数の第２フィンガー電極を有するフィンガー電極とを有している。さらに、前記表面電極は、前記バスバー電極の長手方向上に位置するとともに前記第２フィンガー電極に電気的に接続された細線電極であって、第１細線電極および該第１細線電極に交差した第２細線電極を有する細線電極を具備している。また、本実施形態において、前記細線電極は、前記バスバー電極の前記第１方向における第１寸法Ｄ１および前記バスバー電極の前記第１方向に直交する第２方向における第２寸法Ｄ２よりも小さい幅Ｗ１を有している。また、本実施形態において、前記配線部材は、前記第１細線電極と前記第２細線電極との交差部および前記バスバー電極に接続されている。

上記の太陽電池モジュールによれば、長期信頼性を高めることができる。

本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を説明する平面模式図であり、（ａ）は第１面側から見た全体模式図であり、（ｂ）は（ａ）の部分Ａの拡大平面図である。 図１（ａ）に示す太陽電池素子を第２面側から見た平面模式図である。 図１（ａ）におけるＢ−Ｂ線で切断した断面模式図である。 本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールを説明する平面模式図であり、（ａ）は第１面側から見た部分模式図であり、（ｂ）は（ａ）の部分Ｃの拡大平面図である。 本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールを説明する模式図であり、（ａ）は太陽電池モジュールの一部断面拡大図であり、（ｂ）は太陽電池モジュールを第１面側から見た平面図である。 本発明の第２の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図であり、（ａ）は全体図、（ｂ）は（ａ）の部分Ｄの拡大平面図、（ｃ）は配線部材を接続した状態を説明する（ａ）の部分Ｄの拡大平面図である。 本発明の第３の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図であり、（ａ）は全体図、（ｂ）は（ａ）の部分Ｅの拡大平面図、（ｃ）は配線部材を接続した状態を説明する（ａ）の部分Ｅの拡大平面図である。 本発明の第４の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図である。 本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図である。 本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図であり、（ａ）は全体図、（ｂ）は（ａ）の部分Ｆの拡大平面図、（ｃ）は配線部材を接続した状態を説明する（ａ）の部分Ｆの拡大平面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの太陽電池素子を第１面側から見た平面模式図であり、（ａ）は全体図、（ｂ）は（ａ）の部分Ｇの拡大平面図、（ｃ）は配線部材を接続した状態を説明する（ａ）の部分Ｇの拡大平面図である。

≪太陽電池モジュール≫
＜第１の実施形態＞
本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュール２０１は、互いに隣り合って配列された複数の太陽電池素子１０１と、隣り合う太陽電池素子１０１同士を電気的に接続する配線部材２５とを備える。太陽電池素子１０１は、光が入射する受光面（図５における上面であり、以下では第１面という）１０ａとこの第１面１０ａの裏面に相当する非受光面（図５における下面であり、以下では第２面という）１０ｂとを有する。すなわち、第１面１０ａは、太陽電池モジュール２０１の表側の面に相当し、第２面１０ｂは、太陽電池モジュール２０１の裏側の面に相当する。

太陽電池モジュール２０１は、図５（ａ）に示すように、さらに、透光性部材２１と、表側充填材２２と、裏側充填材２３と、裏面保護材２４とを備える。これらの部材は、図５に示すように、透光性部材２１、表側充填材２２、複数の太陽電池素子１０１、裏側充填材２３および裏面保護材２４の順に配置されて、積層されている。

＜透光性部材＞
透光性部材２１は、太陽電池素子１０１の第１面１０ａ側に配置されて第１面１０ａを保護する機能を有しており、例えば、ガラス等からなる。

＜表側充填材および裏側充填材＞
表側充填材２２および裏側充填材２３は、太陽電池素子１０１を封止する機能を有している。表側充填材２２としては、例えば、透明のオレフィン系樹脂等が挙げられる。オレフィン系樹脂としては、エチレンビニルアセテート共重合体（ＥＶＡ）等を使用することができる。裏側充填材２３としては、例えば、透明または白色のオレフィン系樹脂等が挙げられる。

＜裏面保護材＞
裏面保護材２４は、太陽電池素子１０１の第２面１０ｂ側を保護する機能を有しており、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）やポリフッ化ビニル樹脂（ＰＶＦ）等の単層または積層構造からなる。

＜配線部材＞
配線部材２５は、隣接する太陽電池素子１０１を電気的に接続する機能を有しており、例えば、長尺状の形状を有する。配線部材２５は、隣接する太陽電池素子１０１に対して、一方の太陽電池素子１０１の第１面１０ａ側に設けられた第１電極６と他方の太陽電池素子１０の第２面１０ｂ側に設けられた第２電極７とを接続する。これによって、隣接する太陽電池素子１０１は互いに電気的に直列に接続されている。配線部材２５としては、厚さ０．１〜０．２ｍｍ程度、幅２ｍｍ程度の銅箔の全面を半田材料によって被覆された部材等を使用することができる。

＜太陽電池素子＞
図１乃至図４に示すように、太陽電池素子１０１は、前述したように、光が入射する受光面（第１面）１０ａおよびこの第１面１０ａの裏面に相当する非受光面（第２面）１０ｂを有する。

図１乃至図３に示すように、本実施形態において、太陽電池素子１０１は、半導体基板１（第１半導体層２、第２半導体層３および第３半導体層４）、反射防止層５、第１電極６、および第２電極７を備える。

また、半導体基板１は、例えば、板状のシリコン基板が用いられる。具体的に、半導体基板１は、図３に示すように、例えば、一導電型の半導体層である第１半導体層（ｐ型半導体層）２およびこの第１半導体層２における第１面１０ａ側に設けられた逆導電型の半導体層である第２半導体層（ｎ型半導体層）３を有する。

第１半導体層２としては、例えば、ｐ型を呈する板状の半導体を用いることができる。第１半導体層２を構成する半導体としては、単結晶シリコン基板または多結晶シリコン基板等が用いられる。第１半導体層２の厚みは、例えば、２５０μｍ以下、さらには１５０μｍ以下とすることができる。第１半導体層２の形状は、特に限定されるものではないが、製法上の観点から平面視で多角形状、例えば、四角形状としてもよい。シリコン基板からなる第１半導体層２がｐ型を有するようにする場合であれば、ドーパント元素としては、例えば、ボロンあるいはガリウムを用いることができる。

第２半導体層３は、第１半導体層２とｐｎ接合を形成する半導体層である。第２半導体層３は、第１半導体層２と逆の導電型、すなわち、ｎ型を有する層である。第１半導体層２がｐ型の導電型を有するシリコン基板において、例えば、第２半導体層３はシリコン基板における第１面１０ａ側にリン等の不純物を拡散させることによって形成できる。

図３に示すように、半導体基板１の第１面１０ａ側には、凹凸形状１ａが設けられている。凹凸形状１ａの凸部の高さは０．１〜１０μｍ、凸部の幅は０．１〜２０μｍ程度である。該凹凸形状１ａの形状は、図３に示すようなピラミッド形状に限定されるものではなく、例えば、凹部が略球面状である凹凸形状であってもよい。

なお、ここでいう凸部の高さとは、凹部の底面を通る線を基準線とし、該基準線に垂直な方向における、該基準線から凸部の頂面までの距離のことである。凸部の幅とは、前記基準線に平行な方向における、隣接する凸部の頂面間の距離のことである。

反射防止層５は、光の吸収を向上させるための膜であり、半導体基板１の第１面１０ａ側に形成される。より具体的には、反射防止層５は、第２半導体層３の第１面１０ａ側に配置されている。また、反射防止層５は、例えば窒化シリコン膜、酸化チタン膜、酸化シリコン膜、酸化マグネシウム膜、酸化インジウムスズ膜、酸化スズ膜または酸化亜鉛膜などから形成される。反射防止層５の厚みは、材料によって適宜選択可能であり、適当な入射光に対して無反射条件を実現できる厚みを採用すればよい。例えば、反射防止層５の屈折率は１．８〜２．３程度、厚みは５００〜１２００Å程度とすることができる。また、反射防止層５が窒化シリコン膜からなる場合には、パッシベーション効果も有することができる。

第３半導体層４は、半導体基板１の第２面１０ｂ側に形成され、第１半導体層２と同一の導電型を有している。そのため、本実施形態において、第３半導体層４は、ｐ型を有している。そして、第３半導体層４が含有するドーパントの濃度は、第１半導体層２が含有するドーパントの濃度よりも高い。すなわち、第３半導体層４中には、第１半導体層２において一導電型を有するためにドープされるドーパント元素の濃度よりも高い濃度でドーパント元素が存在する。このような第３半導体層４は、半導体基板１における第２面１０ｂの近傍でキャリアの再結合による変換効率の低下を低減させる役割を有している。それゆえ、第３半導体層４は、半導体基板１における第２面１０ｂ側で内部電界を形成するものである。第３半導体層４は、例えば、半導体基板１の第２面１０ｂ側にボロンまたはアルミニウムなどのドーパント元素を拡散させることによって形成できる。このとき、第３半導体層４が含有するドーパント元素の濃度は、例えば１×１０^１８〜５×１０^２１ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３程度とすることができる。

第２電極７は、半導体基板１の第２面１０ｂ側に設けられた電極（裏面電極）であり、図２に示すように、第２出力取出電極７ａおよび第２集電電極７ｂを有する。

第２出力取出電極７ａは、第２電極７のうち配線部材２５と接続される部分である。例えば、第２出力取出電極７ａの厚みは１０〜３０μｍ程度、短手方向（図２ではＸ方向）の幅は１．３〜７ｍｍ程度である。第２出力取出電極７ａは、例えば、銀を主成分とする導電性ペーストを所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成してもよい。

第２集電電極７ｂは、第２出力取出電極７ａと電気的に接続されており、半導体基板１内で生じた電力を集電して第２出力取出電極７ａへ送る部分である。第２集電電極７ｂは、厚みが１５〜５０μｍ程度であり、例えば、半導体基板１の第２面１０ｂのうち第２出力取出電極７ａが形成される領域を除いた略全面に形成される。この第２集電電極７ｂは、例えば、アルミニウムペーストを所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。

第１電極６は、半導体基板１の第１面１０ａ側に設けられた電極（表面電極）であり、図１に示すように、第１出力取出電極に相当するバスバー電極１１および細線電極１３と、複数の線状の第１集電電極に相当するフィンガー電極１２とを有する。

バスバー電極１１は、例えば、第１方向（Ｙ方向）に相当する配線方向に沿って伸びた長尺状である。このようなバスバー電極１１は、例えば、第１方向を長手方向とした帯状である。

複数のフィンガー電極１２は、配線方向（図１ではＹ方向）に所定の間隔を空けて並んで配列されており、フィンガー電極１２の長手方向は配線方向に対して垂直な方向（図１ではＸ方向）に伸びている。なお、本明細書において、配線方向とは、太陽電池素子１０１が配列される配列方向をいう。そして、図１に示すように、複数のフィンガー電極１２は、バスバー電極１１と接続される電極（第１フィンガー電極１２ａ）およびバスバー電極１１と接続されない電極（第２フィンガー電極１２ｂ）を有している。

第１フィンガー電極１２ａは、配線方向に平行なバスバー電極１１の側面に接続されている。複数の第２フィンガー電極１２ｂのうち少なくとも１つは、細線電極１３と電気的に接続される。なお、本実施形態においては、図１に示すように、全ての第２フィンガー電極１２ｂが細線電極１３と電気的に接続されている。

細線電極１３は、短手方向の幅Ｗ１が、バスバー電極１１の長手方向（第１方向）における第１寸法Ｄ１およびバスバー電極１１の長手方向に直交する方向（第２方向）における第２寸法Ｄ２よりも小さい。また、細線電極１３は、図１（ｂ）に示すように、フィンガー電極１２の長手方向（図１ではＸ方向）に伸びる第１細線電極１３ａを有する。また、細線電極１３は、図１に示すように配線方向（図１ではＹ方向）に伸びる第２細線電極１３ｂを有する。これにより、第２細線電極１３ｂは、第１細線電極１３ａと交差するように配置されるようになる。それゆえ、細線電極１３には、第１細線電極１３ａと第２細線電極１３ｂとが交差する交差部Ｓが形成される。なお、細線電極１３は、交差部Ｓを有するように形成すれば、第１細線電極１３ａと第２細線電極１３ｂとが直交していなくてもよい。

そして、本実施形態では、図１および図４に示すように、第１細線電極１３ａと第２細線電極１３ｂとの交差部Ｓおよび第１バスバー電極１１が配線部材２５に接続される。これにより、例えば、配線部材２５の長手方向における日々の温度サイクルによって生じる第１細線電極１３ａに応力が作用しても、交差部Ｓを介して第２細線電極１３ｂ側に上記応力が分散される。細線電極１３は、上述したように、第１寸法Ｄ１および第２寸法Ｄ２がバスバー電極１１よりも小さいため、上記応力による影響を受けやすい。それゆえ、例えば、配線部材２５と第１細線１３ａとの接続部は、配線部材２５とバスバー電極１１との接続部よりも接着力が弱まる可能性がある。これに対して、本実施形態では、交差部Ｓに配線部材２５を接続しているため、上記応力が分散されて配線部材２５と細線電極１３との接着力が維持される。その結果、太陽電池モジュール２０１の長期的な信頼性が高まる。また、上述したように、本実施形態では、バスバー電極１１の第１寸法Ｄ１および第２寸法Ｄ２よりも小さい幅Ｗ１を有する線状の細線電極１３が設けられることから、電極材料の使用量を軽減しつつ、第２フィンガー電極１２ｂで集電した電力を配線部材２５から取り出しやすくなる。これにより、太陽電池モジュール２０１が低コストで製造できる。

この第２細線電極１３ｂは、少なくとも隣接する一対の第１細線電極１３ａ（フィンガー電極１２）を結ぶように接続されてもよい。これにより、配線部材２５が第１細線電極１３ａの一部から外れても、第２細線電極１３ｂが配線部材２５と接続され、さらに第２細線電極１３ｂを通して隣接している第１細線電極１３ａへ集電した電力を供給できる。これにより、電力損失が低減される。

また、本実施形態において、図１に示すように、第２細線電極１３ｂの短手方向（図１ではＸ方向）の幅Ｗ１２は、第１細線電極１３ａの短手方向（図１ではＹ方向）の幅Ｗ１１よりも大きい。これにより、配線部材２５が複数の隣接する第１細線電極１３ａから外れて第２細線電極１３ｂを流れる電流量が多くなっても、電力損失をより低減することができる。例えば、第２細線電極１３ｂの短手方向の幅Ｗ１２は、第１細線電極１３ａの短手方向の幅Ｗ１１に対して１．５〜３倍程度大きく形成される。

なお、第２細線電極１３ｂは、何本設けられてもよいが、１本または２本であればよい。本実施形態においては、図１に示すように、第２細線電極１３ｂは、配線方向（図１ではＹ方向）に沿って設けられた一対の電極である。そして、第２細線電極１３ｂは、バスバー電極１１に接続されるとともに、バスバー電極１１の第２寸法Ｄ２よりも小さい第１距離Ｌ１を隔てて並べて配列されている。このような構成により、バスバー電極１１の側面に接続されていない第２フィンガー電極１２ｂとバスバー電極１１とを第２細線電極１３ｂを通して電気的に接続することができる。その結果、電力損失をより低減することができる。

また、本実施形態において、この第１細線電極１３ａは、フィンガー電極１２の一部であってもよい。つまり、このような形態では、配線部材２５がフィンガー電極１２に接続されることになる。そのため、バスバー電極１１と接続されていない第２フィンガー電極１２ｂは、直接、配線部材２５と接続される。これにより、第２フィンガー電極１２ｂが集電した電力を好適に配線部材２５へ取り出すことができる。

バスバー電極１１の各寸法としては、例えば、短手方向（図１（ｂ）ではＸ方向）における第２寸法Ｄ２が１．３〜２．５ｍｍ程度であり、長手方向（図１（ｂ）ではＹ方向）における第１寸法Ｄ１が１．５〜１０ｍｍ程度であればよい。

さらに、フィンガー電極１２および細線電極１３の短手方向（図１（ｂ）ではＹ方向）の幅Ｗ３、Ｗ１は、それぞれバスバー電極１１の長手方向の幅（第１寸法Ｄ１）よりも小さい。これにより、電極材料の使用量を軽減することができる。また、細線電極１３の短手方向の幅Ｗ１（Ｗ１１）はフィンガー電極１２の短手方向の幅Ｗ３と同等かそれより大きくてもよい。これにより、電極材料の使用量をより軽減することができる。例えば、フィンガー電極１２および細線電極１３の短手方向の幅Ｗ３、Ｗ１は、５０〜２００μｍ程度である。

また、本実施形態においては、フィンガー電極１２は、互いに１．５〜３ｍｍ程度の間隔Ｌ１２を空けて複数設けられている。この間隔Ｌ１２は、第２半導体層３のシート抵抗などに応じて適宜選択可能である。

第１電極６の厚みは、例えば、１０〜４０μｍ程度である。このような第１電極６は、例えば、銀を主成分とする導電性ペーストをスクリーン印刷等により所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。なお、太陽電池素子１０１の端部において、隣接するフィンガー電極１２同士を接続する電極を設けてもよい。

また、配線部材２５の端部は、図１に示すように、第１面１０ａ側から平面視したときに、バスバー電極１１に接続されるようにしてもよい。これにより、第１電極６において、日々の温度サイクルによって大きな応力がかかりやすい配線部材２５の端部と接続する部分に、第１寸法Ｄ１の大きいバスバー電極１１を設けることによって、太陽電池素子１０１を長期間にわたって使用しても配線部材２５が第１電極６から外れにくくできる。これにより、太陽電池モジュール２０１の長期信頼性がより高まる。

＜太陽電池モジュールの製造方法＞
本実施形態に係る太陽電池モジュール２０１の製造方法について、図５（ａ）および図５（ｂ）を用いて、詳細に説明する。太陽電池モジュール２０１は、上述した複数の太陽電池素子１０１を配線部材２５により接続する。

まず、上述した太陽電池モジュール２０１の各構成部材を準備する。例えば、本実施形態に係る太陽電池素子１０１は、次のように製造することができる。

太陽電池素子１０１の製造方法について、各工程に沿って、順に詳細に説明する。

まず、第１半導体層（ｐ型半導体層）２を有する半導体基板（多結晶シリコン基板）１を準備する基板準備工程について説明する。半導体基板１は、例えば、既存の鋳造法などによって形成される。なお、以下では、半導体基板１として、ｐ型を呈する多結晶シリコン基板を用いた例について説明する。

最初に、例えば、鋳造法により多結晶シリコンのインゴットを作製する。次いで、そのインゴットを、例えば、２５０μｍ以下の厚みにスライスする。その後、半導体基板１の切断面の機械的ダメージ層および汚染層を清浄するために、半導体基板１の表面をＮａＯＨ、ＫＯＨ、フッ酸またはフッ硝酸などでごく微量エッチングしてもよい。

次に、半導体基板１の第１面１０ａに凹凸形状１ａを形成する。この凹凸形状１ａは、ＮａＯＨ等のアルカリ溶液やフッ硝酸等の酸溶液を使用したウエットエッチング方法またはＲＩＥ等を使用したドライエッチング方法を用いて形成することができる。また、第２面１０ｂに凹凸形状を形成する場合には、上記凹凸形状１ａと同様の方法で凹凸形状を形成することができる。

次に、上記工程によって形成された凹凸形状１ａを有する半導体基板１の第１面１０ａに対して、第２半導体層３を形成する工程を行なう。具体的には、凹凸形状１ａを有する半導体基板１における第１面１０ａ側の表層内にｎ型の第２半導体層３を形成する。

このような第２半導体層３は、ペースト状態にしたＰ_２Ｏ_５を半導体基板１の表面に塗布して熱拡散させる塗布熱拡散法、ガス状態にしたＰＯＣｌ_３（オキシ塩化リン）を拡散源とした気相熱拡散法などによって形成される。この第２半導体層３は０．２〜２μｍ程度の深さで、４０〜２００Ω／□程度のシート抵抗値を有するように形成される。

なお、第２半導体層３の形成方法は上記方法に限定されるものではなく、例えば薄膜技術を用いて、ｎ型の水素化アモルファスシリコン膜または微結晶シリコン膜を含む結晶質シリコン膜などを第２半導体層３として形成してもよい。さらに、第１半導体層２と第２半導体層３との間にｉ型シリコン領域を形成してもよい。

以上により、第１面１０ａ側にｎ型半導体層である第２半導体層３が配置され、且つ、表面に凹凸形状１ａが形成された、ｐ型半導体層（第１半導体層）２を含む多結晶シリコン基板（半導体基板）１を準備することができる。

次に、半導体基板１の第１面１０ａ側に、すなわち、第２半導体層３の上に反射防止層５を形成する。反射防止層５は、例えば、ＰＥＣＶＤ（plasma enhanced chemical vapor deposition）法、蒸着法またはスパッタリング法などを用いて形成される。例えば、窒化シリコン膜からなる反射防止層５をＰＥＣＶＤ法で形成する場合であれば、シラン（ＳｉＨ_４）とアンモニア（ＮＨ_３）との混合ガスを窒素（Ｎ_２）で希釈し、グロー放電分解でプラズマ化させて堆積させることで反射防止層５が形成される。このときの成膜室内は、５００℃程度であればよい。

次に、半導体基板１の第２面１０ｂ側に、一導電型の半導体不純物が高濃度に拡散された第３半導体層４を形成する。第３半導体層４の形成方法としては、例えば、以下の２つの方法が挙げられる。第１の方法としては、三臭化ボロン（ＢＢｒ_３）を拡散源とした熱拡散法を用いて８００〜１１００℃程度で形成する方法がある。第２の方法としては、アルミニウム粉末および有機ビヒクル等からなるアルミニウムペーストを印刷法で塗布した後、６００〜８５０℃程度で熱処理（焼成）してアルミニウムを半導体基板１に拡散する方法がある。この第２の方法を用いれば、印刷面だけに所望の拡散領域を形成することができるだけではなく、第２半導体層３の形成工程で第２面１０ｂ側に形成されたｎ型の逆導電型層を除去する必要もない。そのため、第２の方法を用いれば、所望の拡散領域を形成した後、第１面１０ａまたは第２面１０ｂの外周部のみにレーザー等を用いてｐｎ分離を行えばよい。なお、第３半導体層４の形成方法は上記方法に限定されるものではなく、第３半導体層４として、例えば薄膜技術を用いて、水素化アモルファスシリコン膜または微結晶シリコン膜を含む結晶質シリコン膜などを形成してもよい。さらに、半導体基板１と第３半導体層４との間にｉ型シリコン領域を形成してもよい。

次に、第１電極６（バスバー電極１１、フィンガー電極１２、細線電極１３）および第２電極７（第２出力取出電極７ａ、第２集電電極７ｂ）を以下の方法で形成する。

最初に、第１電極６について説明する。第１電極６は、例えば銀（Ａｇ）等からなる金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットを含有する導電性ペーストを用いて作製される。この導電性ペーストを、半導体基板１の第１面１０ａに塗布し、その後、６００〜８５０℃で数十秒〜数十分程度焼成することにより第１電極６を形成する。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができ、塗布後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥してもよい。なお、第１電極６は、上述したように、バスバー電極１１、フィンガー電極１２および細線電極１３を有するが、スクリーン印刷を用いることで、バスバー電極１１、フィンガー電極１２および細線電極１３は、１つの工程で形成することができる。なお、バスバー電極１１、フィンガー電極１２および細線電極１３は、別々の印刷工程で形成されてもよい。また、バスバー電極１１、フィンガー電極１２および細線電極１３は、１回の印刷工程で形成した後、フィンガー電極１２を厚く形成するためにフィンガー電極１２のみを再度、スクリーン印刷して形成してもよい。

次に、第２電極７を形成する。まず、第２集電電極７ｂは、例えば、アルミニウム粉末および有機ビヒクルを含有するアルミニウムペーストを用いて作製される。このアルミニウムペーストを、第２出力取出電極７ａを形成する部位の一部を除いて、第２面１０ｂのほぼ全面に塗布する。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができる。このようにアルミニウムペーストを塗布した後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥させてもよい。この場合には、以降の作業時にアルミニウムペーストがその他の部分に付着しにくいため、作業性が高まる。また、上記で説明したように、第３半導体層４と第２集電電極７ｂの形成を同じ工程で行ってもよい。

次に、第２出力取出電極７ａは、例えば、銀粉末などからなる金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットと含有する銀ペーストを用いて作製される。この銀ペーストを、第２面１０ｂに所定の形状に塗布する。なお、このとき、第２出力取出電極７ａとなる銀ペーストは、第２集電電極７ｂとなるアルミニウムペーストの一部と接する位置に塗布されることで、第２出力取出電極７ａと第２集電電極７ｂとの一部が重なるように形成される。塗布法としては、例えば、スクリーン印刷法などを用いることができる。この塗布後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥させてもよい。

そして、このようにアルミニウムペーストおよび銀ペーストが塗布された半導体基板１を焼成炉内で６００〜８５０℃の条件で数十秒〜数十分間程度焼成することによって、第２電極７が半導体基板１の第２面１０ｂ側に形成される。

なお、上記では第１電極６および第２電極７のいずれにおいても、印刷・焼成法により電極を形成したが、蒸着、スパッタリング、メッキ等の方法を用いて形成することも可能である。

以上のようにして、太陽電池素子１０１を作製することができる。

次に、このようにして得られた太陽電池素子１０１を用いて、太陽電池モジュール２０１を作製する。

まず、配線部材２５を準備し、配線部材２５で隣接する複数の太陽電池素子１０１を電気的に接続する。配線部材２５としては、上述したように、半田材料によって被覆されたものや、金属箔からなるものを用いることができる。

配線部材２５の接続方法としては、半田材料によって被覆された配線部材２５を用いる場合には、半田ごて、ホットエアー、レーザーまたはパルスヒート等の方法を用いることができる。このような方法により、配線部材２５は、バスバー電極１１、細線電極１３および第２出力取出電極７ａ等に半田付けされる。

また、配線部材２５が金属箔からなる場合であれば、低温硬化型の導電性接着剤を用いれば、バスバー電極１１、細線電極１３および第２出力取出電極７ａ等に配線部材２５を接続することができる。このような導電性接着剤を用いる方法の場合は、バスバー電極１１、細線電極１３または第２出力取出電極７ａ上と、配線部材２５との間に導電性接着剤を設けた後、１５０〜２５０℃程度で熱処理すればよい。なお、導電性接着剤としては、例えば、エポキシ樹脂、シリコン樹脂、ポリイミド樹脂またはポリウレタン樹脂等のバインダと、銀またはニッケルカーボン等の導電性フィラーとを含む組成物を用いることができる。

次に、透光性部材２１の上に、表側充填材２２と、配線部材２５によって互いに接続された複数の太陽電池素子１０１と、裏側充填材２３と、裏面保護材２４とを順次積層して、モジュール基体を作製する。最後に、このモジュール基体を、ラミネータの中で脱気、加熱して押圧することによって一体化させて、太陽電池モジュール２０１を作製する。

なお、太陽電池モジュール２０１の外周には、図５（ｂ）に示すように、必要に応じてアルミニウムなどの枠２６が嵌め込まれてもよい。また、図５（ａ）に示すように、直列接続された複数の太陽電池素子１０１のうち、最初の太陽電池素子１０１および最後の太陽電池素子１０１の電極の一端部および外部に出力を取り出す端子ボックス２７を出力取出配線２８で接続する。

上述した手順によって、本実施形態に係る太陽電池モジュール２０１を得ることができる。

＜第２の実施形態＞
次に、本発明の他の実施形態について説明する。なお、以下の説明において、第１の実施形態と同様の構成については、同様の符号を付し、説明を省略する。

本発明の第２の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図６に示すように、太陽電池素子の第１電極６の形状が太陽電池素子１０１と異なる。

図６において、太陽電池素子１０２の第１細線電極１３ａは、隣接する第２フィンガー電極１２ｂ間にさらに形成されている。そして、第１細線電極１３ａは、第２細線電極１３ｂと電気的に接続されている。これにより、第１細線電極１３ａと第２細線電極１３ｂとの交差部Ｓを増加させることができるため、第１細線電極１３ａに生じ得る応力をより緩和することができる。また、本実施形態では、隣接する第１細線電極１３ａ間の距離が短くなる。その結果、電力損失がより低減される。

なお、第２フィンガー電極１２ｂ間に設けられる第１細線電極１３ａは、何本設けられてもよいが、１本または２本であればよい。本実施形態において、第１細線電極１３ａ間の距離Ｌ１３ａは、隣接している第２フィンガー電極１２ｂ間の距離Ｌ１２の約１／４〜１／２である。このような場合に、電極材料の削減および電力損失の低減の効果が得られやすい。

＜第３の実施形態＞
本発明の第３の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図７に示すように、太陽電池素子の第１電極６の形状が太陽電池素子１０１と異なる。

図７において、太陽電池素子１０３の細線電極１３は、図７に示すように、第１面１０ａから見たときに、隣り合う第２フィンガー電極１３ｂ同士を接続するとともに、第１方向（Ｙ方向）に伸びるバスバー電極１１の一対の側部に接続されている第３細線電極１３ｃをさらに備えている。このとき、第３細線電極１３ｃは、Ｙ方向に伸びるように配置されている。本実施形態において、この第３細線電極１３ｃは、配線部材２５から離れて、且つ配線部材２５の両側近傍に設けられている。これにより、過度な応力等の作用によって、配線部材２５が第１細線電極１３ａの一部から外れても、第３細線電極１３ｃを介して上記第１細線電極１３ａに隣接している第１細線電極１３ａに集電した電力を供給できる。その結果、電力損失が低減される。また、第３細線電極１３ｃは、配線部材２５に接続しないようにすれば、配線部材２５の温度サイクルによる応力が作用しにくいので、第３細線電極１３ｃが断線しにくくなる。なお、本実施形態では、バスバー電極１１の一対の側部からそれぞれ第３細線電極１３ｃが伸びるように形成されているが、これに限られない。第３細線電極１３ｃは、例えば、少なくとも一方の側部と連続するように１本形成されている形態であってもよい。このような形態であっても、電力損失が低減される。

また、第３細線電極１３ｃの短手方向（図７ではＸ方向）の幅Ｗ２は、フィンガー電極１２の短手方向（図７ではＹ方向）の幅Ｗ３よりも大きくてもよい。これにより、電力損失をより低減することができる。例えば、第３細線電極１３ｃの短手方向の幅Ｗ２は、フィンガー電極１２の短手方向の幅Ｗ３に対して１．５〜３倍程度大きく形成される。第３細線電極１３ｃの短手方向の幅Ｗ２は、７５〜６００μｍ程度である。

なお、第３細線電極１３ｃを配線部材２５の両端近傍に対をなして設けた場合は、図７（ｃ）に示すように、第３細線電極１３ｃ間の距離Ｌ１４は、配線部材２５の短手方向（図７ではＸ方向）の幅Ｗ２５よりも大きく形成すればよい。また、本実施形態においては、第３細線電極１３ｃは、バスバー電極１１の側部と連続するよう形成されているが、これに限らない。距離Ｌ１４＞幅Ｗ２５を満たすように第３細線電極１３ｃを形成すれば、電力損失が低減される。

＜第４の実施形態＞
本発明の第４の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図８に示すように、太陽電池素子の第１電極６の形状が太陽電池素子１０３と異なる。

図８において、太陽電池素子１０４のバスバー電極１１は、第１方向に相当する配線方向（図８ではＹ方向）に沿って複数配列されている。これにより、太陽電池素子１０３よりも配線部材２５との接続領域を大きくすることができる。このとき、バスバー電極１１と配線部材２５との接続面積は、配線部材２５の太陽電池素子１０４と対向する表面積全体に対して２％以上５０％未満であればよい。これにより、本実施形態では、高い接続信頼性を維持しつつ電極材料の使用量が低減される。

また、太陽電池素子１０４の第１電極６では、配線方向（Ｙ方向）における両端部側にバスバー電極１１が設けられている。これにより、配線部材２５を太陽電池素子１０４の第１電極６に接続する際に、太陽電池素子１０４が上下反転して接続されても、接続不良等が発生しにくい。これにより、太陽電池モジュールの製造上の作業効率が高まる。

＜第５の実施形態＞
本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図９に示すように、太陽電池素子の第１電極６の形状が太陽電池素子１０４と異なる。

図９において、太陽電池素子１０５は、太陽電池素子１０５の配線方向（Ｙ方向）における両端部以外にもバスバー電極１１が設けられている。より具体的には、太陽電池素子１０５では、配線方向に沿って、４つのバスバー電極１１が設けられている。このような形態においては、１つの太陽電池素子１０５を分割して複数の小型の太陽電池素子を作製しやすくなる。このとき、太陽電池素子１０５は、分割後の小型の太陽電池素子において配線部材２５の端部が位置する場所にそれぞれバスバー電極１１が配置されるように分割される。これにより、分割後の小型の太陽電池素子においても、上述と同様の効果を得ることができる。

また、太陽電池素子１０５において、複数のバスバー電極１１のうち、分割後の小型の太陽電池素子において配線部材２５の端部と接続されるバスバー電極１１（第１バスバー電極１１ａ）の配線方向（図９ではＹ方向）における第４寸法Ｄ４は、その他のバスバー電極１１（第２バスバー電極１１ｂ）の配線方向における第５寸法Ｄ５よりも大きい。これにより、分割後の小型の太陽電池素子同士を配線部材２５で電気的に接続する際に、配線部材２５の位置ずれが生じても配線部材２５の端部を接続しやすい。その結果、配線作業の作業効率および接続信頼性が高まる。

＜第６の実施形態＞
本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図１０に示すように、太陽電池素子１０６の第１電極６の形状が太陽電池素子１０５と異なる。

図１０において、太陽電池素子１０６は、バスバー電極１１が配線方向（図１０ではＹ方向）に配列された複数の島部１４および複数の島部１４を接続する接続部１５を有している。これに伴い、太陽電池素子１０６のバスバー電極１１には、第１方向（Ｙ方向）に沿って配列された、第２方向（Ｘ方向）に伸びる複数の隙間部１６が設けられることになる。また、配線部材２５の端部は、島部１４と接続されている。そして、接続部１５は、配線方向に直交する方向（図１０ではＸ方向）における島部１４の端部と接続している。そして、この島部１４は、図１０（ｂ）に示すように、配線方向（図１０ではＹ方向）における第３寸法Ｄ３の方が配線方向に直交する方向（図１０ではＸ方向）における第６寸法Ｄ６より小さく形成される。つまり、島部１４の短手方向は、配線方向と同じとなる。なお、上記第３寸法Ｄ３は、隣接する隙間部１６間の距離に相当する。

バスバー電極１１を構成する島部１４をこのような形状で設けることによって、応力の作用によって配線部材２５の端部が接続している島部１４から外れても、配線部材２５は、その他の島部１４との接続を維持することができる。これにより、配線部材２５は、バスバー電極１１から完全に剥離しにくくなり、部分的な接続が維持される。

また、本実施形態において、島部１４の短手方向における第３寸法Ｄ３は、第１細線電極１３ａの短手方向の幅Ｗ１１よりも大きい。また、本実施形態において、隣接する島部１４間の第２距離Ｌ２は、島部１４の短手方向における第３寸法Ｄ３よりも小さい。これにより、太陽電池モジュールを比較的長い期間使用しても、配線部材２５が第１電極６から外れにくくなる。その結果、バスバー電極１１と配線部材２５との接続領域が確保されやすくなる。なお、上記第２距離Ｌ２は、Ｙ方向における隙間部１６の幅に相当する。

ここで、島部１４の短手方向（図１０ではＹ方向）における第３寸法Ｄ３は、例えば、３００〜１０００μｍ程度である。島部１４の長手方向（図１０ではＸ方向）における第６寸法Ｄ６は、第１実施形態における、バスバー電極１１の配線方向に直交する方向における第２寸法Ｄ２と略同じであり、例えば、１．３〜２．５ｍｍ程度である。そして、隣接する島部１４間の第２距離Ｌ２は、例えば、５０〜２５０μｍ程度の大きさを有する。

また、図１０（ｂ）に示すように、隣接する第１細線電極１３ａ間の距離Ｌ１３ａは、隣接する島部１４間の第２距離Ｌ２よりも大きい。これにより、電極材料の使用量を軽減しつつ、配線部材２５が第１細線電極１３ａの一部から外れても、電力損失を低減することができる。

＜第７の実施形態＞
本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールは、図１１に示すように、太陽電池素子の第１電極６の形状が太陽電池素子１０６と異なる。

図７において、太陽電池素子１０７は、第１電極６の両端にそれぞれ設けられたバスバー電極１１に、半導体基板１の外側に向かって伸びる第２細線電極１３ｂおよび第３細線電極１３ｃが設けられている。この第２細線電極１３ｂおよび第３細線電極１３ｃには、バスバー電極１１よりも外側に位置するフィンガー電極１２に接続されている。これにより、バスバー電極１１よりも外側に位置するフィンガー電極１２からも第２細線電極１３ｂおよび第３細線電極１３ｃを介して集電できる。なお、本実施形態においては、第２細線電極１３ｂおよび第３細線電極１３ｃを設けているが、少なくとも一方の細線電極を設けていればよい。このような、第２細線電極１３ｂおよび第３細線電極１３ｃのうち少なくとも一方の細線電極のみを備えるような形態であれば、電極材料の使用量を軽減することができる。なお、バスバー電極１１よりも外側に位置するフィンガー電極１２の本数は、例えば、５本以下であればよい。このとき、フィンガー電極１２の本数が１本であれば、抵抗損失をより低減できる。

以上、本発明に係るいくつかの実施形態について例示したが、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない限り任意のものとすることができることは言うまでもない。

例えば、半導体基板１の第２面１０ｂ側にパッシベーション膜を設けてもよい。このパッシベーション膜は、半導体基板１の裏面である第２面１０ｂにおいて、キャリアの再結合を低減する役割を有するものである。パッシベーション膜としては、窒化シリコン（Ｓｉ_３Ｎ_４）膜、アモルファスＳｉ窒化（a−ＳｉＮｘ）膜などのＳｉ系窒化膜、酸化シリコン（ＳｉＯ_２）、酸化アルミニウム（Ａｌ_２Ｏ_３）または酸化チタン（ＴｉＯ_２）などの膜が使用できる。このパッシベーション膜の厚みは、１００〜２０００Å程度であればよい。また、パッシベーション膜は、例えば、ＰＥＣＶＤ法、蒸着法またはスパッタリング法などを用いて形成すればよい。このように、半導体基板１の第２面１０ｂ側の構造は、ＰＥＲＣ（Passivated Emitter and Rear Cell）構造またはＰＥＲＬ（Passivated Emitter Rear Locally-diffused）構造に用いられる第２面１０ｂ側の構造としてもよい。また、第２電極７の形状は上述した第１電極６と同様の形状で形成してもよい。

１：半導体基板
２：第１半導体層
３：第２半導体層
４：第３半導体層
５：反射防止層
６：第１電極（表面電極）
７：第２電極（裏面電極）
１０ａ：第１面
１０ｂ：第２面
１１：バスバー電極（第１出力取出電極）
１２：フィンガー電極（第１集電電極）
１３：細線電極
１４：島部
１５：接続部
１６：隙間部
２５：配線部材
１０１〜１０７：太陽電池素子
２０１：太陽電池モジュール
Ｓ：交差部

Claims (13)

1. 表面および該表面側に設けられた表面電極をそれぞれ有した複数の太陽電池素子と、該複数の太陽電池素子を電気的に接続するとともに第１方向に伸びる配線部材とを備えており、
   前記表面電極は、
   前記第１方向に伸びるバスバー電極と、
   前記第１方向に間隔をあけて並べて配列されたフィンガー電極であって、前記バスバー電極に接続された複数の線状の第１フィンガー電極および前記バスバー電極に接続されていない複数の第２フィンガー電極を有するフィンガー電極と、
   前記バスバー電極の長手方向上に位置するとともに前記第２フィンガー電極に電気的に接続された細線電極であって、第１細線電極および該第１細線電極に交差した第２細線電極を有する細線電極とを具備し、
   該細線電極は、前記バスバー電極の前記第１方向における第１寸法Ｄ１および前記バスバー電極の前記第１方向に直交する第２方向における第２寸法Ｄ２よりも小さい幅Ｗ１を有しており、
   前記配線部材は、前記第１細線電極と前記第２細線電極との交差部および前記バスバー電極に接続されている、太陽電池モジュール。
2. 前記第１方向における前記配線部材の端部は、前記バスバー電極に接続されている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記第１細線電極は前記第２方向に伸びており、
   前記第２細線電極は前記第１方向に伸びている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記第１細線電極は、前記第２フィンガー電極の一部である、請求項３に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記第１細線電極は、隣接する前記第２フィンガー電極間に配置されている、請求項３に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記第２細線電極の幅Ｗ１２は、前記第１細線電極の幅Ｗ１１よりも大きい、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
7. 前記第２細線電極は、前記バスバー電極に接続されるとともに前記バスバー電極の前記第２寸法Ｄ２よりも小さい第１距離Ｌ１を隔てて並べて配列された一対の電極である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
8. 前記細線電極は、隣り合う前記第２フィンガー電極同士を接続するとともに、前記バスバー電極の前記第１方向に伸びる一対の側部のうち少なくとも一方に接続されて前記第１方向に沿って伸びる第３細線電極をさらに有する、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
9. 前記第３細線電極は、前記バスバー電極の前記一対の側部にそれぞれ接続されて前記第１方向に沿って伸びるように配置されている、請求項８に記載の太陽電池モジュール。
10. 前記第３細線電極の幅Ｗ２は、前記第２フィンガー電極の幅Ｗ３よりも大きい、請求項８に記載の太陽電池モジュール。
11. 前記バスバー電極は、前記第１方向に沿って配列された、前記第２方向に伸びる複数の隙間部を有しており、
    隣接する前記隙間部間の前記第１方向における第３寸法Ｄ３は、前記第１細線電極の幅Ｗ１１よりも大きく、
    前記第１方向における前記隙間部の第２距離Ｌ２は、前記第３寸法Ｄ３よりも小さい、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
12. 前記バスバー電極は、前記第１方向に沿って複数配列されている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
13. 前記バスバー電極は、前記第１方向に沿って複数配列されており、
    前記複数配列されたバスバー電極において、前記配線部材の端部が接続される前記バスバー電極の前記第１方向における第４寸法Ｄ４は、他のバスバー電極の前記第１方向における第５寸法Ｄ５よりも大きい、請求項２に記載の太陽電池モジュール。

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