[go: up one dir, main page]

WO2013179387A1 - 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール - Google Patents

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

Info

Publication number
WO2013179387A1
WO2013179387A1 PCT/JP2012/063762 JP2012063762W WO2013179387A1 WO 2013179387 A1 WO2013179387 A1 WO 2013179387A1 JP 2012063762 W JP2012063762 W JP 2012063762W WO 2013179387 A1 WO2013179387 A1 WO 2013179387A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solar cell
electrode
manufacturing
photoelectric conversion
conversion unit
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.)
Ceased
Application number
PCT/JP2012/063762
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
平　茂治
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sanyo Electric Co Ltd
Original Assignee
Sanyo Electric Co Ltd
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 Sanyo Electric Co Ltd filed Critical Sanyo Electric Co Ltd
Priority to PCT/JP2012/063762 priority Critical patent/WO2013179387A1/ja
Priority to JP2014518221A priority patent/JP6037144B2/ja
Priority to DE112012006446.1T priority patent/DE112012006446B4/de
Priority to PCT/JP2012/068820 priority patent/WO2013179500A1/ja
Publication of WO2013179387A1 publication Critical patent/WO2013179387A1/ja
Priority to US14/534,942 priority patent/US9530903B2/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/93—Interconnections
    • H10F77/933—Interconnections for devices having potential barriers
    • H10F77/935—Interconnections for devices having potential barriers for photovoltaic devices or modules
    • H10F77/937—Busbar structures for modules
    • 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
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • 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
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/90—Structures for connecting between photovoltaic cells, e.g. interconnections or insulating spacers
    • H10F19/902—Structures for connecting between photovoltaic cells, e.g. interconnections or insulating spacers for series or parallel connection of photovoltaic cells
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F71/00—Manufacture or treatment of devices covered by this subclass
    • H10F71/137—Batch treatment of the devices
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/20—Electrodes
    • H10F77/206—Electrodes for devices having potential barriers
    • H10F77/211—Electrodes for devices having potential barriers for photovoltaic cells
    • H10F77/215—Geometries of grid contacts
    • 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
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell manufacturing method, a solar cell module manufacturing method, and a solar cell module.
  • Patent Document 1 discloses a method for manufacturing a solar cell module used in an electronic device such as a mobile phone, and the solar cell determined to be defective in the solar cell characteristic inspection step is removed and determined to be a non-defective product. A method of manufacturing a module using only solar cells is disclosed.
  • the method for manufacturing a solar cell manufactures a photoelectric conversion unit, measures a characteristic value of the photoelectric conversion unit, selects an electrode structure based on the characteristic value, and forms an electrode on the photoelectric conversion unit. .
  • a method for manufacturing a solar cell module according to the present invention comprises connecting a plurality of solar cells manufactured by the method for manufacturing a solar cell, including at least two types of solar cells having different electrode structures, in series with a wiring material. Cover with a pair of protective members.
  • the solar cell module according to the present invention includes at least two types of solar cells having different electrode structures formed on the photoelectric conversion unit, and a wiring material for connecting the solar cells.
  • the solar cell module 10 which is an example of the embodiment according to the present invention will be described in detail below with reference to the drawings, but the application of the present invention is not limited to this.
  • the drawings referred to in the embodiments are schematically described, and the dimensional ratios of the components drawn in the drawings may be different from the actual products. Specific dimensional ratios and the like should be determined in consideration of the following description.
  • FIG. 1 is a plan view of the solar cell module 10 as seen from the light receiving surface side.
  • 2 to 4 are cross-sectional views of the solar cell module 10 cut in the thickness direction along the XX line, the YY line, and the ZZ line in FIG. 1, respectively.
  • the solar cell module 10 includes a plurality of solar cells 11A and 11B, a first protection member 12 disposed on the light receiving surface side of the solar cells 11A and 11B, and a second protection disposed on the back surface side of the solar cells 11A and 11B. And a member 13.
  • the plurality of solar cells 11 ⁇ / b> A and 11 ⁇ / b> B are sandwiched between the first protective member 12 and the second protective member 13 and sealed with the filler 14.
  • a translucent member such as a glass substrate, a resin substrate, or a resin film can be used.
  • a resin such as ethylene vinyl acetate copolymer (EVA) can be used.
  • the solar cell module 10 includes a wiring member 15 that connects a plurality of solar cells in series. As shown in FIG. 2, when connecting the solar cell 11A and the solar cell 11B which are arrange
  • the wiring member 15 bends in the thickness direction of the solar cell module 10 between the adjacent solar cells 11A and 11B, and connects the solar cells in series.
  • the solar cell module 10 further includes, for example, a transition wiring member 16 that connects the wiring members 15, a frame 17 that is attached to the periphery of the first protective member 12 and the second protective member 13, a terminal box (not shown), and the like.
  • the solar cell module 10 includes at least two types of solar cells 11A and 11B as described above. Although mentioned later in detail, solar cell 11A, 11B is classified based on the characteristic (characteristic value) of photoelectric conversion part 20A, 20B, and has a mutually different electrode structure. In the present specification, “A” is attached to the component related to the solar cell 11A, and “B” is attached to the component related to the solar cell 11B.
  • the solar cells 11A and 11B include photoelectric conversion units 20A and 20B that generate sunlight by receiving sunlight, first electrodes 30A and 30B that are light-receiving surface electrodes formed on the light-receiving surface, and on the back surface thereof. And second electrodes 40A and 40B, which are back electrodes formed on the substrate, respectively.
  • carriers generated by the photoelectric conversion units 20A and 20B are collected by the first electrodes 30A and 30B and the second electrodes 40A and 40B, respectively.
  • the “light receiving surface” means a surface on which sunlight mainly enters from the outside of the solar cell
  • the “back surface” means a surface opposite to the light receiving surface. For example, more than 50% to 100% of sunlight incident on the solar cell is incident from the light receiving surface side.
  • the photoelectric conversion units 20A and 20B are preferably classified based on at least a curve factor.
  • the curve factor of the photoelectric conversion unit is “FF 0 ”
  • the curve factor of the solar cell is “FF”.
  • the photoelectric conversion unit 20A has an FF 0 that is greater than or equal to a predetermined threshold
  • the photoelectric conversion unit 20B has an FF 0 that is less than the predetermined threshold.
  • the predetermined threshold is, for example, a standard lower limit value of FF 0 (hereinafter referred to as “FF L ”).
  • the photoelectric conversion unit 20B is manufactured so that FF 0 is equal to or greater than FF L , but FF 0 is lowered due to fluctuations in various conditions in the manufacturing process.
  • the photoelectric conversion units 20A and 20B have the same structure macroscopically. Moreover, solar cell 11A, 11B is common at the point which has a finger electrode and a bus-bar electrode. Below, the content which is common in solar cell 11A, 11B demonstrates 11 A of solar cells.
  • the photoelectric conversion unit 20A includes a substrate 21A made of a semiconductor material such as crystalline silicon (c-Si), gallium arsenide (GaAs), indium phosphide (InP), and an amorphous semiconductor formed on the light receiving surface of the substrate 21A. It has a layer 22A and an amorphous semiconductor layer 23A formed on the back surface of the substrate 21A.
  • a substrate 21A an n-type single crystal silicon substrate is particularly suitable.
  • the light receiving surface and the back surface of the substrate 21A preferably have a texture structure (not shown).
  • the amorphous semiconductor layer 22A has a layer structure in which, for example, an i-type amorphous silicon layer and a p-type amorphous silicon layer are sequentially formed.
  • the amorphous semiconductor layer 23A has, for example, a layer structure in which an i-type amorphous silicon layer and an n-type amorphous silicon layer are sequentially formed.
  • an i-type amorphous silicon layer and an n-type amorphous silicon layer are sequentially formed on the light receiving surface of the substrate 21A, and the i-type amorphous silicon is formed on the back surface of the substrate 21A.
  • a structure in which a layer and a p-type amorphous silicon layer are sequentially formed may be employed.
  • the photoelectric conversion unit 20A preferably includes a transparent conductive layer 24A on the amorphous semiconductor layer 22A and a transparent conductive layer 25A on the amorphous semiconductor layer 23A.
  • the transparent conductive layers 24A and 25A are made of, for example, a transparent conductive oxide obtained by doping metal oxide such as indium oxide (In 2 O 3 ) or zinc oxide (ZnO) with tin (Sn) or antimony (Sb). Composed.
  • the transparent conductive layers 24A and 25A are formed, for example, so as to cover the entire region excluding the edge portions on the amorphous semiconductor layers 22A and 23A.
  • the first electrode 30A includes a plurality (for example, 50) of finger electrodes 31A and a plurality (for example, two) of bus bar electrodes 32A formed on the transparent conductive layer 24A.
  • the finger electrode 31A is a thin line electrode formed over a wide area on the transparent conductive layer 24A.
  • the bus bar electrode 32A is an electrode that collects carriers from the finger electrode 31A.
  • the bus bar electrodes 32A are arranged in parallel with each other at a predetermined interval, and a plurality of finger electrodes 31A are arranged orthogonal to the bus bar electrodes 32A. A part of the plurality of finger electrodes 31A extends from each of the bus bar electrodes 32A toward the edge of the light receiving surface, and the remaining part connects the bus bar electrodes 32A.
  • the second electrode 40A includes a plurality (for example, 250) of finger electrodes 41A and a plurality (for example, two) of bus bar electrodes 42A formed on the transparent conductive layer 25A. Including. The arrangement of each electrode is the same as that of the first electrode 30A.
  • the width of the finger electrode 31A is preferably about 30 ⁇ m to 150 ⁇ m, more preferably about 40 ⁇ m to 100 ⁇ m, from the viewpoint of reducing light shielding loss.
  • the width of the bus bar electrode 32A is preferably smaller than the width of the wiring member 15, preferably about 50 ⁇ m to 300 ⁇ m, and more preferably about 80 ⁇ m to 150 ⁇ m. That is, a part of the wiring material 15 protrudes from the bus bar electrode 32A and is connected to the finger electrode 31A.
  • the thicknesses of the finger electrode 31A and the bus bar electrode 32A are about 40 ⁇ m to 150 ⁇ m, preferably about 60 ⁇ m to 100 ⁇ m from the viewpoint of reducing resistance loss and the like, and it is particularly preferable that the thickness is the same.
  • the electrode thickness is the length along the thickness direction of the substrate 21 from the top of the transparent conductive layer 24A to the highest point of each electrode, and when there is a texture structure, it is the length from the convex portion of the texture structure.
  • the electrode thickness can be measured by cross-sectional observation using a scanning electron microscope (SEM), a laser microscope, or the like.
  • the width of the finger electrode 41A can be made larger than that of the finger electrode 31A.
  • the finger electrode 41A can be made thinner by increasing its width and increasing the number of the finger electrodes 41A than the finger electrodes 31A.
  • the first electrode 30A and the second electrode 40A have, for example, a structure in which conductive fillers are dispersed in a binder resin.
  • conductive filler for example, metal particles such as silver (Ag), copper (Cu), nickel (Ni), carbon, or a mixture thereof is used. Of these, Ag particles are preferred.
  • the electrode is formed by, for example, a screen printing method using a conductive paste.
  • the electrode can also be formed by a printing method other than the electrolytic plating method and the screen printing method (for example, an ink jet method, a flexographic printing method, etc.).
  • the first electrode 30B of the solar cell 11B includes a finger electrode 31B formed with the same electrode arrangement as that of the first electrode 30A, and a bus bar electrode 32B.
  • the second electrode 40B also includes finger electrodes 41B formed with the same electrode arrangement as the first electrode 40A and bus bar electrodes 42B.
  • the solar cell 11A and the solar cell 11B have different electrode formation patterns, particularly finger electrode formation patterns. More specifically, as shown in FIGS. 3 and 4, the corresponding finger electrodes have different thicknesses.
  • the thickness h 31B finger electrode 31B is greater than the thickness h 31A of finger electrodes 31A (h 31B> h 31A)
  • the thickness h 41B finger electrode 41B is greater than the thickness h 41A of finger electrodes 41A ( h 41B > h 41A ).
  • the solar cell module 10 includes two types of solar cells 11A and 11B having different finger electrode thicknesses.
  • the average value of the thickness h 31B (hereinafter referred to as “average thickness [h 31B ]”) is larger than the average value of the thickness h 31A (hereinafter referred to as “average thickness [h 31A ]”).
  • the average thickness is calculated for each solar cell based on at least 10% of the total number of finger electrodes.
  • [h 31A ] and [h 31B ] have some variations, but [h 31B ] is intentionally set larger than [h 31A ], and [h The difference between [ 31A ] and [ h31B ] is at least larger than the variation.
  • the minimum [h 31B ] is larger than the maximum [h 31A ]. Also, the average thickness [h 41B ] of the finger electrode 41B is larger than the average thickness [h 41A ] of the finger electrode 41A, similarly to [h 31B ].
  • the finger electrodes 31B and 41B can be made to have the same thickness as that of the bus bar electrodes 32B and 42B, respectively, in the portions adjacent to the bus bar electrodes 32B and 42B and connected to the wiring member 15. As a result, the wiring member 15 and the bus bar electrodes 32B and 42B can be connected. That is, a part of the finger electrode of the solar cell 11B may have a portion having the same thickness as the corresponding finger electrode of the solar cell 11A. Alternatively, there may be a portion where h 31B ⁇ h 31A .
  • the width W 41B of the finger electrode 41B is made thicker than the width W 41A of the finger electrode 41A.
  • the width W 31B of the finger electrode 31B may be larger than the width W 31A of the finger electrode 31A.
  • the width W 31B is not made thick on the light receiving surface side, [h 31B ] is made thicker than [h 31A ], and [h 41B ] is not made thick on the back side. 41B may be thicker than the width W 41A .
  • the electrode formation patterns of the solar cells 11A and 11B may be varied by changing the number of electrodes in addition to the electrode thickness and the electrode width. Moreover, you may change the electrode structure of solar cell 11A, 11B by changing electrode material besides the change of an electrode formation pattern.
  • the content of the conductive filler contained in the electrode may be different between the solar cells 11A and 11B. Specifically, the content of the conductive filler constituting the electrode of the solar cell 11B can be made larger than the content of the conductive filler constituting the electrode of the solar cell 11A.
  • the solar cell 11B uses more conductive material (for example, conductive filler) constituting the electrode than the solar cell 11A. That is, the solar cell 11B has an electrode structure having a lower resistance than the solar cell 11A.
  • conductive material for example, conductive filler
  • a structure other than the above can be applied to the photoelectric conversion unit.
  • an i-type amorphous silicon layer and an n-type amorphous silicon layer are sequentially formed on the light-receiving surface side of a substrate made of n-type single crystal silicon or the like, and an i-type amorphous silicon layer is formed on the back surface side of the substrate.
  • a photoelectric conversion part in which a p-type region composed of a p-type amorphous silicon layer and an n-type region composed of an i-type amorphous silicon layer and an n-type amorphous silicon layer are formed.
  • electrodes p-side electrode and n-side electrode
  • a photoelectric conversion unit including a substrate made of p-type polycrystalline silicon, an n-type diffusion layer formed on the light-receiving surface of the substrate, and an aluminum metal layer formed on the back surface of the substrate; Also good.
  • FIG. 7 is a schematic diagram illustrating the entire manufacturing process of the solar cell 11 and the solar cell module 10. In FIG. 7, some hatching is omitted for the sake of clarity, but both are cross-sectional views.
  • FIG. 8 is a flowchart of the process exemplified here (hereinafter also referred to as “this process”).
  • FIG. 9 is a diagram showing the relationship between the FF 0 of each photoelectric conversion unit manufactured in this step and the electrode formation pattern.
  • FF 0 is a predetermined standard target value (hereinafter, "FF C" to) but become manufacturing conditions as the photoelectric conversion unit 20A is obtained is set, variation in the FF 0 through variation of the conditions Occurs. Thereby, several non-standard photoelectric conversion units 20B having FF 0 less than FF L are manufactured.
  • a manufacturing system 50 that automatically measures FF 0 of the photoelectric conversion unit 20 (photoelectric conversion units before being classified into the photoelectric conversion units 20A and 20B) is used.
  • the manufacturing system 50 includes a database including information for executing the distribution of the photoelectric conversion units 20, and automatically converts the photoelectric conversion unit 20 to the photoelectric conversion units 20A and 20B based on the measured FF 0 and the information. Distribute.
  • the manufacturing system is not limited to this, and measurement of FF 0 and distribution of photoelectric conversion units may be performed artificially.
  • the photoelectric conversion unit 20 is manufactured (S10).
  • an amorphous semiconductor layer 22 including an i-type amorphous silicon layer and a p-type amorphous silicon layer, and a transparent conductive layer 24 are formed in order, and on the back surface of the substrate 21.
  • an amorphous semiconductor layer 23 including an i-type amorphous silicon layer and an n-type amorphous silicon layer, and a transparent conductive layer 25 are sequentially formed.
  • the cleaned substrate 21 is placed in a vacuum chamber, and each layer can be formed by CVD or sputtering.
  • a source gas obtained by diluting silane (SiH 4 ) with hydrogen (H 2 ) is used for forming the i-type amorphous silicon layer by CVD.
  • a source gas diluted with hydrogen (H 2 ) by adding diborane (B 2 H 6 ) to silane can be used.
  • a source gas diluted with hydrogen (H 2 ) by adding phosphine (PH 3 ) to silane can be used.
  • the texture structure can be formed, for example, by anisotropically etching the (100) plane using a potassium hydroxide (KOH) aqueous solution.
  • KOH potassium hydroxide
  • the characteristic value of the photoelectric conversion unit is measured (S11).
  • the characteristic value measured in S11 is an important factor for determining the electrode structure, and a short-circuit current Iso 0 and an open-circuit voltage Voc 0 described later may be used, but it is preferable that at least FF 0 is included. is there. In this step, only FF 0 is used.
  • an electrode structure is determined based on the measured characteristic value. Specifically, the electrode structure is selected by comparing FF 0 with a predetermined threshold value (S12). In this step, as the predetermined threshold value, using the FF L.
  • FF 0 of each photoelectric conversion unit 20 determines whether the above FF L (FF 0 ⁇ FF L ), FF 0 ⁇ FF L (i.e., the photoelectric conversion unit 20A) if the electrode formation pattern Is an A pattern, and if FF 0 ⁇ FF L (ie, the photoelectric conversion unit 20B), the electrode formation pattern is a B pattern having a lower resistance than the A pattern. That is, in this case, there are two types of electrode structures to be selected.
  • the FF 0 of the photoelectric conversion unit 20 can be measured by a conventionally known method such as a PL imaging method or a sunsVoc method. According to the PL imaging method and the sunsVoc method, the open circuit voltage Voc 0 of the photoelectric conversion unit can also be measured. The measurement of FF 0 can also be performed before the transparent conductive layers 24 and 25 are formed.
  • the manufacturing system 50 transports the photoelectric conversion unit 20 to the characteristic value measurement place 51 and measures FF 0 for all the photoelectric conversion units 20.
  • the manufacturing system 50 classifies the photoelectric conversion units 20 into photoelectric conversion units 20A and 20B based on the measured FF 0 and the FF L stored in the database.
  • the photoelectric conversion unit 20 ⁇ / b> A is transported to the electrode formation place 52
  • the photoelectric conversion unit 20 ⁇ / b> B is transported to the electrode formation place 53.
  • the electrode formation place 52 is a place where an electrode is formed with an A pattern
  • the electrode formation place 53 is a place where an electrode is formed with a B pattern.
  • the photoelectric conversion units 20A and 20B and the respective electrode structures (A and B patterns) will be described. The description overlapping with the above is omitted.
  • the variation of FF 0 of the photoelectric conversion unit 20 typically follows a normal distribution centered on FF C.
  • the largest number of photoelectric conversion units 20A in which FF 0 is FF C are manufactured, but some photoelectric conversion units 20B in which FF 0 is less than FF L are also manufactured.
  • FF L can be arbitrarily set in consideration of the performance and yield of the solar cell. For example, among the total number of the photoelectric conversion unit 20, can be about 10% from lowest FF 0 sets the FF L so that the photoelectric conversion unit 20B.
  • the fill factor decreases due to the formation of the electrode (that is, FF 0 > FF), but the degree of the decrease depends on the electrode structure. Specifically, the fill factor is less likely to decrease as the electrode structure has a lower resistance. Therefore, in S12, the A pattern which is a standard electrode formation pattern is applied to the photoelectric conversion unit 20A, and the B pattern having a lower resistance than the A pattern is applied to the photoelectric conversion unit 20B. That is, the lower the FF 0 , the better the electrode structure with the lower resistance. Thereby, the fall of the curve factor at the time of using the photoelectric conversion part 20B which is a nonstandard product can be suppressed compared with the case where the photoelectric conversion part 20A is used. And it becomes possible to make FF of solar cell 11B close to FF of solar cell 11A, or to be comparable.
  • the corresponding finger electrode is set to be thicker than the A pattern.
  • the A pattern includes finger electrodes 31A and 41A
  • the B pattern includes finger electrodes 31B and 41B in which [h 31A ] ⁇ [h 31B ] and [h 41A ] ⁇ [h 41B ].
  • a bus-bar electrode it sets to the same thickness by A and B pattern, for example.
  • a and B patterns with different electrode widths and numbers of electrodes may be used.
  • the B pattern is thicker than the A pattern.
  • the number of electrodes in the B pattern is larger than that in the A pattern.
  • the B pattern increases the content of the conductive filler compared to the A pattern.
  • a plurality of elements selected from the electrode thickness, the electrode width, the number of electrodes, and the content of the conductive filler may be A and B patterns different from each other.
  • an electrode is formed with an A pattern at the electrode formation location 52 (S13). Through this step, the solar battery 11A is manufactured.
  • an electrode is formed by B pattern in the electrode formation location 53 (S14). Through this step, the solar battery 11B is manufactured.
  • Electrodes are formed by a screen printing method using a conductive paste
  • a plate making with a plate thickness larger than that of the electrode forming location 52 is used at the electrode forming location 53. That is, in this case, the electrode structure is selected by selecting the plate making based on the characteristic value.
  • the same plate making may be used for each pattern, and the number of printings may be different.
  • the conductive paste may be printed in a single layer, and in the case of the B pattern, the conductive paste may be printed in multiple layers.
  • the conductive filler content is B pattern> A pattern, for example, a conductive paste having a higher conductive filler content than the electrode forming location 52 is used at the electrode forming location 53.
  • the electrodes of each pattern may be formed by switching the plate making, electrode material, printing conditions, etc. at the same place.
  • the solar cell module 10 can be manufactured through a laminating process in which the constituent members are laminated and thermocompression bonded.
  • the filler 14 is supplied in the form of a film having a thickness of about 0.1 mm to 1.0 mm, for example.
  • the plurality of solar cells 11 ⁇ / b> A and 11 ⁇ / b> B are connected in series by the wiring material 15.
  • the wiring member 15 can be attached to the electrodes of the solar cells 11A and 11B using an adhesive made of a thermosetting resin in the form of a film or a paste, for example.
  • the first resin film constituting the filler 14 is laminated on the first protective member 12, and the string is laminated on the first resin film. Further, the second resin film constituting the filler 14 is laminated on the string, and the second protective member 13 is laminated thereon. And it laminates by applying a pressure from the 2nd protection member 13 side, heating at the temperature which each resin film melts. Thus, a structure in which the string is sealed with the filler 14 is obtained. Finally, the frame 17 and the terminal box are attached, and the solar cell module 10 is manufactured.
  • the photoelectric conversion unit 20 is classified into two photoelectric conversion units 20A and 20B, but may be classified into three or more. That is, there may be three or more electrode structures to be selected.
  • FF H a second threshold value
  • an electrode is formed by C pattern.
  • the C pattern has an electrode structure having a higher resistance than the A pattern.
  • the electrode thickness is reduced or the electrode width is reduced, the number of electrodes is reduced, or the content of the conductive paste is reduced, or a combination thereof is compared with the A pattern. Is formed. That is, the electrode material can be reduced in the C pattern than in the A pattern.
  • FF H is set for reducing the cost by reducing the electrode material for an overspec photoelectric conversion unit in which FF 0 is significantly larger than FF C.
  • FF H can be set so that about 10% of the total number of photoelectric conversion units 20 having the highest FF 0 is about 10%.
  • the electrode structure may be determined using characteristic values other than FF 0 .
  • the electrode formation pattern is determined based on the sheet resistance R 0 , the short-circuit current Iso 0 , and Voc 0 of the photoelectric conversion unit 20.
  • S10, S13, and S15 are the same as the example illustrated in FIG. 8, and for example, further include S12 and S14 illustrated in FIG. 8.
  • FF 0 , R 0 , Iso 0 , and Voc 0 are measured as the characteristic values of the photoelectric conversion unit 20 manufactured in S10 (S11).
  • R 0 can be measured by a conventionally known method (for example, a four-probe method).
  • Iso 0 can be estimated from the measured values by measuring the reflectance and thickness of the photoelectric conversion unit.
  • FF 0 is compared with FF H which is a second threshold value larger than FF C (S16), and when FF 0 exceeds FF H , a change from the A pattern to another pattern is determined. (S17). That is, when FF 0 exceeds FF H , a pattern different from the A pattern is selected.
  • the other pattern is, for example, the C pattern having a higher resistance than the A pattern, and a plurality of C patterns can be set as C1, C2,... Cn patterns.
  • one of the C1 to Cn patterns is selected as the electrode pattern based on R 0 , Iso 0 and Voc 0 (S18). Then, an electrode is formed with the determined pattern (S19).
  • R 0 the higher the R 0 , the lower the electrode pattern (electrode structure), and the lower the Iso 0 and Voc 0 , the lower the electrode pattern (electrode structure).
  • R 0 , Iso 0 , and Voc 0 may have the same degree of consideration in selecting an electrode pattern, or any of them may be regarded as important. Alternatively, only one or two of R 0 , Iso 0 and Voc 0 may be used.
  • one of the C1 to Cn patterns is selected. For example, when an upper limit value is set for R 0 and FF 0 exceeds FF H If R 0 exceeds the upper limit, the electrode formation pattern may be the A pattern. That is, if the sheet resistance is too high in the C pattern, the change in the electrode structure can be canceled. Similarly, by setting the lower limit to the Iso 0, Voc 0, when even if the FF 0 exceeds FF H where Iso 0, Voc 0 exceeds the lower limit, even an electrode formed pattern as a pattern A Good.
  • changing the electrode structure FF C as a threshold, as the FF 0 is lower without providing a threshold may be lower electrode structure resistance.
  • the electrode structure may be changed stepwise by setting a plurality of ranges in which the electrode structure is not changed and a range to be changed.
  • a calculation program in which the FF 0 and the printing condition are associated with each other may be stored in the database, and the printing condition may be finely adjusted according to the FF 0 .
  • the solar cell 11 and the solar cell module 10 having good output characteristics can be manufactured with high yield.
  • the electrode resistance of the photoelectric conversion unit 20B having a low FF 0 is reduced by increasing the electrode thickness or the like as compared with the photoelectric conversion unit 20A having a high FF 0 .
  • the fill factor decreases due to the formation of the electrode, according to the above manufacturing method, the fall of the fill factor when the photoelectric conversion unit 20B is used can be suppressed as compared with the case where the photoelectric conversion unit 20A is used. That is, the poor performance of the photoelectric conversion unit can be compensated by the electrode structure. Thereby, for example, the photoelectric conversion units discarded as defective products can be reduced, and the yield is improved. Moreover, the performance of the solar cell 11 and the solar cell module 10 can be improved.
  • the electrode resistance of the overspec photoelectric conversion unit 20C having a significantly high FF 0 is set larger than that of the photoelectric conversion unit 20A. Therefore, the usage-amount of electrode material can be reduced, for example, the cost of the solar cell 11 and the solar cell module 10 can be reduced.

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Power Engineering (AREA)

Description

太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
　本発明は、太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュールに関する。
　特許文献１には、携帯電話等の電子機器に用いられる太陽電池モジュールの製造方法であって、太陽電池セルの特性検査工程において不良品と判定された太陽電池セルを取り除き、良品と判定された太陽電池セルのみを用いてモジュールを製造する方法が開示されている。
特開２０１２－４３８７０号公報
　ところで、太陽電池モジュールの製造では、目的とする良好な出力特性を維持しながら、歩留まりを向上させることが求められている。特許文献１に開示された技術では、歩留まりの向上について未だ改良の余地がある。
　本発明に係る太陽電池の製造方法は、光電変換部を製造し、光電変換部の特性値を測定して、該特性値に基づき電極の構造を選定し、光電変換部上に電極を形成する。
　本発明に係る太陽電池モジュールの製造方法は、上記太陽電池の製造方法により製造される、電極構造が互いに異なる少なくとも２種類の太陽電池を含む複数の太陽電池を、配線材で直列に接続して一対の保護部材でカバーする。
　本発明に係る太陽電池モジュールは、光電変換部上に形成された電極の構造が互いに異なる少なくとも２種類の太陽電池と、太陽電池同士を接続する配線材とを備える。
　本発明によれば、良好な出力特性を有すると共に、歩留まり良く製造可能な太陽電池、及び太陽電池モジュールを提供することができる。
本発明に係る実施形態の一例である太陽電池モジュールを受光面側から見た平面図である。 図１のＸ‐Ｘ線断面の一部を示す図である。 図１のＹ‐Ｙ線断面の一部を示す図である。 図１のＺ‐Ｚ線断面の一部を示す図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池の電極の一部を示す平面図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池の電極の一部を示す平面図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池、及び太陽電池モジュールの製造方法を説明するための図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池、及び太陽電池モジュールの製造方法を説明するための図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池、及び太陽電池モジュールの製造方法を説明するための図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池、及び太陽電池モジュールの製造方法を説明するための図である。 本発明に係る実施形態の一例である太陽電池、及び太陽電池モジュールの製造方法を説明するための図である。
　図面を参照しながら、本発明に係る実施形態の一例である太陽電池モジュール１０について以下詳細に説明するが、本発明の適用はこれに限定されない。実施形態において参照する図面は、模式的に記載されたものであり、図面に描画された構成要素の寸法比率などは、現物と異なる場合がある。具体的な寸法比率等は、以下の説明を参酌して判断されるべきである。
　図１～図４を参照しながら、太陽電池モジュール１０の構成について説明する。図１は、太陽電池モジュール１０を受光面側から見た平面図である。図２～図４は、それぞれ図１のＸ‐Ｘ線、Ｙ‐Ｙ線、及びＺ‐Ｚ線で、太陽電池モジュール１０を厚み方向に切断した断面図である。
　太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池１１Ａ，１１Ｂと、太陽電池１１Ａ，１１Ｂの受光面側に配置される第１保護部材１２と、太陽電池１１Ａ，１１Ｂの裏面側に配置される第２保護部材１３とを備える。複数の太陽電池１１Ａ，１１Ｂは、第１保護部材１２と第２保護部材１３とにより挟持されると共に、充填剤１４により封止されている。第１保護部材１２及び第２保護部材１３には、例えば、ガラス基板や樹脂基板、樹脂フィルム等の透光性を有する部材を用いることができる。充填剤１４には、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）等の樹脂を用いることができる。
　太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池を直列に接続する配線材１５を備える。図２に示すように、隣接して配置される太陽電池１１Ａと太陽電池１１Ｂとを接続する場合、配線材１５の一端側は、太陽電池１１Ａの後述するバスバー電極４２Ａに取り付けられる。配線材１５の他端側は、太陽電池１１Ｂの後述するバスバー電極３２Ｂに取り付けられる。配線材１５は、隣接する太陽電池１１Ａと太陽電池１１Ｂとの間で太陽電池モジュール１０の厚み方向に曲がり、各太陽電池を直列に接続する。
　太陽電池モジュール１０は、例えば、配線材１５同士を接続する渡り配線材１６、第１保護部材１２及び第２保護部材１３の周縁に取り付けられるフレーム１７、図示しない端子ボックス等をさらに備える。
　太陽電池モジュール１０には、上記のように、少なくとも２種類の太陽電池１１Ａ，１１Ｂが含まれる。詳しくは後述するが、太陽電池１１Ａ，１１Ｂは、光電変換部２０Ａ，２０Ｂの特性（特性値）に基づいて分類され、互いに異なる電極構造を有する。本明細書では、太陽電池１１Ａに係る構成要素には「Ａ」を付し、太陽電池１１Ｂに係る構成要素には「Ｂ」を付する。
　太陽電池１１Ａ，１１Ｂは、太陽光を受光することでキャリアを生成する光電変換部２０Ａ，２０Ｂと、その受光面上に形成された受光面電極である第１電極３０Ａ，３０Ｂと、その裏面上に形成された裏面電極である第２電極４０Ａ，４０Ｂとをそれぞれ備える。太陽電池１１Ａ，１１Ｂでは、光電変換部２０Ａ，２０Ｂでそれぞれ生成されたキャリアが、第１電極３０Ａ，３０Ｂ及び第２電極４０Ａ，４０Ｂによりそれぞれ収集される。ここで、「受光面」とは太陽電池の外部から太陽光が主に入射する面を、「裏面」とは受光面と反対側の面をそれぞれ意味する。例えば、太陽電池に入射する太陽光のうち５０％超過～１００％が受光面側から入射する。
　光電変換部２０Ａ，２０Ｂは、少なくとも曲線因子に基づいて分類されることが好適である。以下では、光電変換部の曲線因子を「ＦＦ0」とし、太陽電池の曲線因子を「ＦＦ」とする。例えば、光電変換部２０Ａは、所定の閾値以上のＦＦ0を有し、光電変換部２０Ｂは、所定の閾値未満のＦＦ0を有する。所定の閾値は、例えば、ＦＦ0の規格下限値（以下、「ＦＦL」とする）である。光電変換部２０ＢはＦＦ0がＦＦL以上となるように製造されたものであるが、製造工程における諸条件の変動によりＦＦ0が低くなったものである。したがって、光電変換部２０Ａ，２０Ｂは巨視的には同じ構造を有する。また、太陽電池１１Ａ，１１Ｂは、フィンガー電極、バスバー電極を有する点で共通している。以下では、太陽電池１１Ａ，１１Ｂで共通する内容は太陽電池１１Ａについて説明する。
　光電変換部２０Ａは、結晶系シリコン（ｃ‐Ｓｉ）、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）、インジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体材料からなる基板２１Ａと、基板２１Ａの受光面上に形成された非晶質半導体層２２Ａと、基板２１Ａの裏面上に形成された非晶質半導体層２３Ａとを有する。基板２１Ａとしては、ｎ型単結晶シリコン基板が特に好適である。基板２１Ａの受光面及び裏面は、テクスチャ構造（図示せず）を有することが好適である。
　非晶質半導体層２２Ａは、例えば、ｉ型非晶質シリコン層と、ｐ型非晶質シリコン層とが順に形成された層構造である。非晶質半導体層２３Ａは、例えば、ｉ型非晶質シリコン層と、ｎ型非晶質シリコン層とが順に形成された層構造である。なお、光電変換部２０Ａは、基板２１Ａの受光面上にｉ型非晶質シリコン層と、ｎ型非晶質シリコン層とが順に形成され、基板２１Ａの裏面上に、ｉ型非晶質シリコン層と、ｐ型非晶質シリコン層とが順に形成された構造でもよい。
　光電変換部２０Ａは、非晶質半導体層２２Ａ上に透明導電層２４Ａを、非晶質半導体層２３Ａ上に透明導電層２５Ａを備えることが好適である。透明導電層２４Ａ，２５Ａは、例えば、酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）や酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の金属酸化物に、錫（Ｓｎ）やアンチモン（Ｓｂ）等をドープした透明導電性酸化物から構成される。透明導電層２４Ａ，２５Ａは、例えば、非晶質半導体層２２Ａ，２３Ａ上の端縁部を除く全域を覆って形成される。
　第１電極３０Ａは、透明導電層２４Ａ上に形成された、複数（例えば、５０本）のフィンガー電極３１Ａと、複数（例えば、２本）のバスバー電極３２Ａとを含む。フィンガー電極３１Ａは、透明導電層２４Ａ上の広範囲に形成される細線状の電極である。バスバー電極３２Ａは、フィンガー電極３１Ａからキャリアを収集する電極である。第１電極３０Ａにおいては、各バスバー電極３２Ａが所定の間隔を空けて互いに平行に配置され、これに直交して複数のフィンガー電極３１Ａが配置されている。複数のフィンガー電極３１Ａは、一部がバスバー電極３２Ａの各々から受光面の端縁側に延び、残りが各バスバー電極３２Ａを繋いでいる。
　第２電極４０Ａも、第１電極３０Ａと同様に、透明導電層２５Ａ上に形成された、複数（例えば、２５０本）のフィンガー電極４１Ａと、複数（例えば、２本）のバスバー電極４２Ａとを含む。各電極の配置は、第１電極３０Ａの場合と同様である。
　フィンガー電極３１Ａの幅は、遮光ロス低減等の観点から、３０μｍ～１５０μｍ程度が好ましく、４０μｍ～１００μｍ程度がより好ましい。バスバー電極３２Ａの幅は、配線材１５の幅よりも小さいことが好適であり、５０μｍ～３００μｍ程度が好ましく、８０μｍ～１５０μｍ程度がより好ましい。即ち、配線材１５の一部は、バスバー電極３２Ａ上からはみ出してフィンガー電極３１Ａに接続される。
　フィンガー電極３１Ａ及びバスバー電極３２Ａの厚みは、抵抗損失低減等の観点から４０μｍ～１５０μｍ程度、好ましくは６０μｍ～１００μｍ程度であり、互いに同程度であることが特に好適である。電極厚みは、透明導電層２４Ａ上から各々の電極の最上点までの基板２１の厚み方向に沿った長さであって、テクスチャ構造がある場合はテクスチャ構造の凸部からの長さである。電極厚みは、走査型電子顕微鏡（ＳＥＭ）やレーザ顕微鏡等を用いた断面観察により測定できる。
　第２電極４０については、通常、遮光ロスの影響が小さいので、例えば、フィンガー電極３１Ａに比べてフィンガー電極４１Ａの幅を太くすることができる。また、フィンガー電極４１Ａは、その幅を太くし、フィンガー電極３１Ａよりも本数を増やすことにより、電極厚みを小さくすることができる。
　第１電極３０Ａ、第２電極４０Ａ（以下、これらを総称して「電極」という場合がある）は、例えば、バインダ樹脂中に導電性フィラーが分散した構造を有する。導電性フィラーには、例えば、銀（Ａｇ）、銅（Ｃｕ）、ニッケル（Ｎｉ）等の金属粒子やカーボン、又はこれらの混合物などが用いられる。これらのうち、Ａｇ粒子が好適である。電極は、例えば、導電性ペーストを用いたスクリーン印刷法により形成される。電極は、電解めっき法やスクリーン印刷法以外の印刷法（例えば、インクジェット法、フレキソ印刷法など）により形成することもできる。
　太陽電池１１Ｂの第１電極３０Ｂは、第１電極３０Ａと同様の電極配置で形成されたフィンガー電極３１Ｂと、バスバー電極３２Ｂとを含む。第２電極４０Ｂについても、第１電極４０Ａと同様の電極配置で形成されたフィンガー電極４１Ｂと、バスバー電極４２Ｂとを含む。但し、太陽電池１１Ａと太陽電池１１Ｂとでは、電極の形成パターン、特にフィンガー電極の形成パターンが互いに異なる。より詳しくは、図３及び図４に示すように、対応するフィンガー電極の厚みが互いに異なる。即ち、フィンガー電極３１Ｂの厚みｈ31Bがフィンガー電極３１Ａの厚みｈ31Aよりも大きく（ｈ31B＞ｈ31A）、フィンガー電極４１Ｂの厚みｈ41Bがフィンガー電極４１Ａの厚みｈ41Aよりも大きくなっている（ｈ41B＞ｈ41A）。
　太陽電池モジュール１０は、上記のように、対応するフィンガー電極の厚みが互いに異なる２種類の太陽電池１１Ａ，１１Ｂを含む。例えば、厚みｈ31Bの平均値（以下、「平均厚み［ｈ31B］」とする）は、厚みｈ31Aの平均値（以下、「平均厚み［ｈ31A］」とする）よりも大きい。当該平均厚みは、太陽電池毎に、少なくともフィンガー電極の全本数の１０％以上に基づいて算出される。各々の太陽電池においても、［ｈ31A］及び［ｈ31B］にはある程度のバラツキが存在するが、［ｈ31B］は［ｈ31A］よりも意図的に大きく設定されたものであり、［ｈ31A］と［ｈ31B］との差は少なくとも当該バラツキより大きい。即ち、最大の［ｈ31A］よりも最小の［ｈ31B］の方が大きいことが好適である。また、フィンガー電極４１Ｂの平均厚み［ｈ41B］も、［ｈ31B］と同様に、フィンガー電極４１Ａの平均厚み［ｈ41A］よりも大きい。
　フィンガー電極３１Ｂ，４１Ｂは、バスバー電極３２Ｂ，４２Ｂにそれぞれ近接する部分であって配線材１５が接続される部分の厚みを、バスバー電極３２Ｂ，４２Ｂの厚みとそれぞれ同程度にすることができる。これにより、配線材１５とバスバー電極３２Ｂ，４２Ｂとの接続が可能となる。つまり、太陽電池１１Ｂのフィンガー電極の一部は、太陽電池１１Ａの対応するフィンガー電極と同程度の厚みを有する部分があってもよい。或いは、ｈ31B＜ｈ31Aとなる部分が存在してもよい。
　図３及び図４では、フィンガー電極の厚みが互いに異なる電極形成パターンを示したが、太陽電池１１Ａと太陽電池１１Ｂとで対応するフィンガー電極の幅を互いに異ならせてもよい。図５及び図６に示す例では、フィンガー電極４１Ｂの幅Ｗ41Bをフィンガー電極４１Ａの幅Ｗ41Aよりも太くしている。また、図示しないが、フィンガー電極３１Ｂの幅Ｗ31Bをフィンガー電極３１Ａの幅Ｗ31Aよりも太くしてもよい。また、遮光ロス低減等の観点から、受光面側では幅Ｗ31Bを太くせず、［ｈ31B］を［ｈ31A］よりも厚くし、裏面側では［ｈ41B］を厚くせず、幅Ｗ41Bを幅Ｗ41Aより太くしてもよい。
　太陽電池１１Ａ，１１Ｂの電極形成パターンは、電極厚み、電極幅の他に、電極本数を互いに変更することで異ならせてもよい。また、電極形成パターンの変更以外にも、電極材料を変更することで、太陽電池１１Ａ，１１Ｂの電極構造を異ならせてもよい。例えば、電極に含まれる導電性フィラーの含有量を太陽電池１１Ａと１１Ｂとで互いに異ならせることが挙げられる。具体的には、太陽電池１１Ｂの電極を構成する導電性フィラーの含有量を、太陽電池１１Ａの電極を構成する導電性フィラーの含有量よりも多くすることができる。
　上記いずれの形態においても、太陽電池１１Ｂでは、太陽電池１１Ａに比べて、電極を構成する導電性材料（例えば、導電性フィラー）の使用量が多い。即ち、太陽電池１１Ｂは、太陽電池１１Ａよりも低抵抗な電極構造を有する。
　光電変換部には、上記以外の構造を適用することができる。例えば、ｎ型単結晶シリコン等からなる基板の受光面側に、ｉ型非晶質シリコン層及びｎ型非晶質シリコン層を順に形成し、基板の裏面側に、ｉ型非晶質シリコン層及びｐ型非晶質シリコン層で構成されたｐ型領域と、ｉ型非晶質シリコン層及びｎ型非晶質シリコン層で構成されたｎ型領域とを形成した光電変換部であってもよい。この場合、基板の裏面側のみに電極（ｐ側電極及びｎ側電極）が設けられる。また、ｐ型多結晶シリコン等からなる基板と、基板の受光面上に形成されたｎ型拡散層と、基板の裏面上に形成されたアルミニウム金属層とから構成される光電変換部であってもよい。
　図７～図９を参照しながら、上記構成を備える太陽電池モジュール１０の製造方法の一例について詳説する。図７は、太陽電池１１及び太陽電池モジュール１０の製造工程の全体を示す概略図である。図７では、図面の明瞭化のため、一部ハッチングを省略するが、いずれも断面図である。図８は、ここで例示する工程（以下、「本工程」という場合がある）のフローチャートである。図９は、本工程で製造される各光電変換部のＦＦ0と電極の形成パターンとの関係を示す図である。
　本工程では、ＦＦ0が所定の規格目標値（以下、「ＦＦC」とする）となる光電変換部２０Ａが得られるように製造条件が設定されるが、当該条件の変動によりＦＦ0にばらつきが発生する。これにより、ＦＦ0がＦＦL未満である規格外品の光電変換部２０Ｂが幾つか製造される。また、本工程には、光電変換部２０（光電変換部２０Ａ，２０Ｂに分類される前の光電変換部）のＦＦ0を自動的に測定する製造システム５０を用いる。製造システム５０は、光電変換部２０の振り分け等を実行するための情報を含むデータベースを備え、測定したＦＦ0と当該情報とに基づき、光電変換部２０を光電変換部２０Ａ，２０Ｂに自動的に振り分ける。但し、製造システムは、これに限定されず、ＦＦ0の測定や光電変換部の振り分けが人為的に行われてもよい。
　図７及び図８に示すように、太陽電池モジュール１０の製造工程では、まず、光電変換部２０を製造する（Ｓ１０）。基板２１の受光面上に、例えば、ｉ型非晶質シリコン層及びｐ型非晶質シリコン層を含む非晶質半導体層２２と、透明導電層２４とを順に形成し、基板２１の裏面上に、例えば、ｉ型非晶質シリコン層及びｎ型非晶質シリコン層を含む非晶質半導体層２３と、透明導電層２５とを順に形成する。この工程では、洗浄された基板２１を真空チャンバ内に設置して、ＣＶＤやスパッタリング法により各層を形成できる。
　ＣＶＤによるｉ型非晶質シリコン層の成膜には、例えば、シラン（ＳｉＨ4）を水素（Ｈ2）で希釈した原料ガスを使用する。ｐ型非晶質シリコン層の場合は、シランにジボラン（Ｂ2Ｈ6）を添加し、水素（Ｈ2）で希釈した原料ガスを使用することができる。ｎ型非晶質シリコン層の場合は、シランにホスフィン（ＰＨ3）を添加し、水素（Ｈ2）で希釈した原料ガスを使用することができる。
　Ｓ１０では、上記各層を積層する前に、基板２１の受光面及び裏面にテクスチャ構造を形成しておくことが好適である。テクスチャ構造は、例えば、水酸化カリウム（ＫＯＨ）水溶液を用いて、（１００）面を異方性エッチングすることで形成できる。
　続いて、光電変換部の特性値を測定する（Ｓ１１）。Ｓ１１で測定される特性値は、電極構造を決定するための重要な因子であり、後述する短絡電流Ｉｓｏ0や開放電圧Ｖｏｃ0を用いてもよいが、少なくともＦＦ0が含まれることが好適である。本工程では、ＦＦ0のみを用いる。次に、測定した特性値に基づき電極構造を決定する。具体的には、ＦＦ0と所定の閾値とを比較して電極構造を選定する（Ｓ１２）。本工程では、所定の閾値として、ＦＦLを用いる。Ｓ１２では、各光電変換部２０のＦＦ0がＦＦL以上（ＦＦ0≧ＦＦL）であるか否かを判断し、ＦＦ0≧ＦＦL（即ち、光電変換部２０Ａ）であれば電極形成パターンをＡパターンとし、ＦＦ0＜ＦＦL（即ち、光電変換部２０Ｂ）であれば電極形成パターンをＡパターンよりも低抵抗なＢパターンとする。即ち、この場合、選定対象である電極構造は２種類である。
　光電変換部２０のＦＦ0は、従来公知の方法、例えば、ＰＬイメージング法やｓｕｎｓＶｏｃ法により測定することができる。ＰＬイメージング法、ｓｕｎｓＶｏｃ法によれば、光電変換部の開放電圧Ｖｏｃ0も測定できる。なお、ＦＦ0の測定は、透明導電層２４，２５を形成する前に行なうこともできる。
　Ｓ１１，１２では、例えば、製造システム５０が特性値測定場所５１に光電変換部２０を搬送して、全ての光電変換部２０についてＦＦ0を測定する。次に、製造システム５０は、測定したＦＦ0とデータベースに記憶されたＦＦLとに基づいて光電変換部２０を光電変換部２０Ａ，２０Ｂに分類する。そして、光電変換部２０Ａを電極形成場所５２に搬送し、光電変換部２０Ｂを電極形成場所５３に搬送する。電極形成場所５２は、Ａパターンで電極を形成する場所であり、電極形成場所５３は、Ｂパターンで電極を形成する場所である。
　ここで、光電変換部２０Ａ，２０Ｂ、及びそれぞれの電極構造（Ａ，Ｂパターン）について説明する。上記と重複する説明は省略する。
　図９に示すように、光電変換部２０のＦＦ0のばらつきは、通常、ＦＦCを中心とする正規分布に従う。本工程では、ＦＦ0がＦＦCである光電変換部２０Ａが最も多く製造されるが、ＦＦ0がＦＦL未満の光電変換部２０Ｂも幾つか製造される。ＦＦLは、太陽電池の性能及び歩留まりを考慮して、任意に設定することができる。例えば、光電変換部２０の全個数うち、ＦＦ0の低いものから１０％程度が光電変換部２０ＢとなるようにＦＦLを設定することができる。
　太陽電池は、電極の形成により曲線因子が低下するが（即ち、ＦＦ0＞ＦＦ）、その低下の程度は電極構造により異なる。具体的には、抵抗の低い電極構造にするほど曲線因子は低下し難い。したがって、Ｓ１２では、光電変換部２０Ａに標準的な電極形成パターンであるＡパターンを適用し、光電変換部２０ＢにＡパターンよりも低抵抗なＢパターンを適用する。即ち、ＦＦ0が低いほど、抵抗の低い電極構造とすることが好適である。これにより、規格外品である光電変換部２０Ｂを用いた場合の曲線因子の低下を、光電変換部２０Ａを用いた場合に比べて抑制できる。そして、太陽電池１１ＢのＦＦを太陽電池１１ＡのＦＦに近づける、或いは同程度とすることが可能になる。
　Ｂパターンでは、Ａパターンに比べて、対応するフィンガー電極の厚みが厚く設定されている。Ａパターンは、フィンガー電極３１Ａ，４１Ａを含み、Ｂパターンは、［ｈ31A］＜［ｈ31B］、［ｈ41A］＜［ｈ41B］であるフィンガー電極３１Ｂ，４１Ｂを含む。バスバー電極については、例えば、Ａ，Ｂパターンで同じ厚みに設定される。
　電極幅や電極本数を互いに異ならせたＡ，Ｂパターンとしてもよい。電極幅を互いに異ならせる場合、ＢパターンはＡパターンに比べて電極幅を太くする。電極本数を互いに異ならせる場合、ＢパターンはＡパターンに比べて電極本数を多くする。また、電極を構成する導電性フィラーの含有量を互いに異ならせたＡ，Ｂパターンとしてもよい。この場合、ＢパターンはＡパターンに比べて導電性フィラーの含有量を多くする。また、電極厚み、電極幅、電極本数、及び導電性フィラーの含有量から選択される複数の要素を互いに異ならせたＡ，Ｂパターンとしてもよい。
　続いて、光電変換部２０Ａについては、電極形成場所５２において、Ａパターンで電極を形成する（Ｓ１３）。この工程により、太陽電池１１Ａが製造される。光電変換部２０Ｂについては、電極形成場所５３において、Ｂパターンで電極を形成する（Ｓ１４）。この工程により、太陽電池１１Ｂが製造される。
　導電性ペーストを用いたスクリーン印刷法により電極を形成する場合、例えば、電極形成場所５３では電極形成場所５２よりも版厚の大きな製版が使用される。つまり、この場合、電極構造の選定は、上記特性値に基づいて製版を選定することによりなされる。或いは、各パターンで同じ製版を用いて、印刷回数を異なるものとしてもよい。例えば、Ａパターンの場合は、導電性ペーストを単層印刷し、Ｂパターンの場合は、導電性ペーストを多層印刷してもよい。また、導電性フィラーの含有量をＢパターン＞Ａパターンとする場合、例えば、電極形成場所５３では電極形成場所５２よりも導電性フィラーの含有量が多い導電性ペーストが使用される。なお、各パターンの電極は、同じ場所で製版や電極材料、印刷条件等を切り替えて形成してもよい。
　続いて、上記工程（Ｓ１３，Ｓ１４）により製造された、電極構造が互いに異なる２種類の太陽電池１１Ａ，１１Ｂをまとめてモジュール化する（Ｓ１５）。太陽電池１１Ａ，１１Ｂの個数比率は、例えば、１１Ａ：１１Ｂ＝９：１である。太陽電池モジュール１０は、各構成部材を積層して熱圧着するラミネート工程を経て製造することができる。この場合、充填材１４は、例えば、厚みが０．１ｍｍ～１．０ｍｍ程度のフィルムの形態で供給される。複数の太陽電池１１Ａ，１１Ｂは、配線材１５により直列に接続される。これにより、複数の太陽電池１１Ａ，１１Ｂが同一平面上に並んだストリングが作製される。配線材１５は、例えば、フィルム状やペースト状の熱硬化性樹脂からなる接着材を用いて太陽電池１１Ａ，１１Ｂの電極に取り付けることができる。
　ラミネート工程では、第１保護部材１２上に充填材１４を構成する第１の樹脂フィルムを積層し、第１の樹脂フィルム上に上記ストリングを積層する。さらに、ストリング上に充填材１４を構成する第２の樹脂フィルムを積層し、その上に第２保護部材１３を積層する。そして、各樹脂フィルムが溶融する温度で加熱しながら、第２保護部材１３側から圧力を加えてラミネートする。こうして、ストリングが充填材１４で封止された構造が得られる。最後に、フレーム１７や端子ボックス等を取り付けて、太陽電池モジュール１０が製造される。
　本工程では、光電変換部２０を光電変換部２０Ａ，２０Ｂの２つに分類したが、３つ以上に分類してもよい。即ち、選定対象となる電極構造が３つ以上存在してもよい。具体例としては、図１０に示すように、光電変換部２０Ａ，２０Ｂに加えて、ＦＦ0がＦＦCよりも大きな第２の閾値（以下、「ＦＦH」とする）を超える光電変換部２０Ｃを設定する。光電変換部２０Ｃについては、Ｃパターンで電極を形成する。Ｃパターンは、Ａパターンよりも高抵抗な電極構造とする。例えば、Ｃパターンの電極構造は、Ａパターンと比べて、電極厚みを小さくする、又は電極幅を細くする、又は電極本数を少なくする、又は導電性ペーストの含有量を少なくする、又はこれらを組み合わせることにより形成される。即ち、Ｃパターンでは、Ａパターンよりも電極材料を低減することができる。ＦＦHは、例えば、ＦＦ0がＦＦCよりも大幅に大きなオーバースペックの光電変換部について、電極材料を低減してコストダウンを図るために設定される。例えば、光電変換部２０の全個数うち、ＦＦ0の高いものから１０％程度が光電変換部２０ＣとなるようにＦＦHを設定することができる。
　本工程では、ＦＦ0のみに基づいて光電変換部２０を振り分けて、光電変換部２０Ａ，２０Ｂで電極構造を互いに変更したが、ＦＦ0以外の特性値を用いて光電変換部２０を振り分けてもよい。また、ＦＦ0以外の特性値を用いて電極構造を決定してもよい。具体例としては、図１１に示すように、光電変換部２０のシート抵抗Ｒ0、短絡電流Ｉｓｏ0、Ｖｏｃ0に基づいて電極形成パターンを決定する。
　図１１に示す例では、Ｓ１０、Ｓ１３、及びＳ１５が図８に示す例と同じであり、例えば、図８に示すＳ１２、Ｓ１４をさらに備える。図１１に示す例では、Ｓ１０で製造した光電変換部２０の特性値として、ＦＦ0，Ｒ0，Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0を測定する（Ｓ１１）。Ｒ0は、従来公知の方法（例えば、四探針法）により測定できる。Ｉｓｏ0は、光電変換部の反射率や厚みを測定し、それら測定値から推定することができる。
　続いて、ＦＦ0と、ＦＦCよりも大きな第２の閾値であるＦＦHとを比較して（Ｓ１６）、ＦＦ0がＦＦHを超える場合に、Ａパターンから別のパターンへの変更を決定する（Ｓ１７）。即ち、ＦＦ0がＦＦHを超える場合に、Ａパターンとは別のパターンを選定する。当該別のパターンは、例えば、Ａパターンよりも高抵抗な上記Ｃパターンであり、Ｃパターンは、Ｃ１，Ｃ２・・・Ｃｎパターンのように複数設定することができる。Ｃパターンへの変更が決定されると、Ｒ0，Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0に基づいて、電極パターンをＣ１～Ｃｎパターンのいずれかを選択する（Ｓ１８）。そして、決定されたパターンで電極を形成する（Ｓ１９）。
　Ｓ１８では、例えば、Ｒ0が高いほど抵抗の低い電極パターン（電極構造）とし、Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0が低いほど抵抗の低い電極パターン（電極構造）とする。Ｒ0，Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0は、電極パターンの選定において考慮する程度が同程度であってもよく、いずれかが重要視されてもよい。或いは、Ｒ0，Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0のうち、１つ又は２つのみを用いてもよい。
　図１１に示す例では、Ｃパターンへの変更が決定されるとＣ１～Ｃｎパターンのいずれかを選択したが、例えば、Ｒ0に上限値を設定して、ＦＦ0がＦＦHを超える場合であってもＲ0が上限値を超える場合には、電極形成パターンをＡパターンとしてもよい。即ち、Ｃパターンではシート抵抗が高くなり過ぎる場合等には、電極構造の変更を取り止めることができる。同様に、Ｉｓｏ0，Ｖｏｃ0に下限値を設定して、ＦＦ0がＦＦHを超える場合であってもＩｓｏ0，Ｖｏｃ0が下限値を超える場合には、電極形成パターンをＡパターンとしてもよい。
　本工程では、ＦＦCを閾値として電極構造を変更したが、閾値を設けずにＦＦ0が低くなるほど、抵抗の低い電極構造としてもよい。この場合、電極構造を変更しない範囲及び変更する範囲を複数設定して段階的に電極構造を変更してもよい。或いは、データベースに、ＦＦ0と印刷条件とを関連付けた演算プログラムを記憶しておき、ＦＦ0に応じて印刷条件を微調整してもよい。
　以上のように、上記製造方法によれば、良好な出力特性を有する太陽電池１１及び太陽電池モジュール１０を、歩留まり良く製造することができる。
　上記製造方法では、例えば、ＦＦ0が低い光電変換部２０Ｂについて、ＦＦ0が高い光電変換部２０Ａよりも、電極厚みを大きくする等して電極抵抗を小さくする。電極の形成により曲線因子は低下するが、上記製造方法によれば、光電変換部２０Ｂを用いた場合の曲線因子の低下を、光電変換部２０Ａを用いた場合に比べて抑制できる。つまり、光電変換部の性能不良を電極構造により補填できる。これにより、例えば、不良品として廃棄される光電変換部を低減でき、歩留まりが向上する。また、太陽電池１１及び太陽電池モジュール１０の性能を向上させることができる。
　上記製造方法では、例えば、ＦＦ0が大幅に高いオーバースペックの光電変換部２０Ｃについて、光電変換部２０Ａよりも電極抵抗を大きくする。これにより、電極材料の使用量を低減することができ、例えば、太陽電池１１及び太陽電池モジュール１０のコストを低減することができる。
　１０　太陽電池モジュール、１１Ａ，１１Ｂ　太陽電池、１２　第１保護部材、１３　第２保護部材、１４　充填材、１５　配線材、１６　渡り配線材、１７　フレーム、２０Ａ，２０Ｂ　光電変換部、２１Ａ，２１Ｂ　基板、２２Ａ，２２Ｂ，２３Ａ，２３Ｂ　非晶質半導体層、２４Ａ，２４Ｂ，２５Ａ，２５Ｂ　透明導電層、３０Ａ，３０Ｂ　第１電極、３１Ａ，３１Ｂ，４１Ａ，４１Ｂ　フィンガー電極、３２Ａ，３２Ｂ，４２Ａ，４２Ｂ　バスバー電極、４０Ａ，４０Ｂ　第２電極、５０　製造システム、５１　特性値測定場所、５２，５３　電極形成場所。

Claims (12)

  1. 　光電変換部を製造し、
    　前記光電変換部の特性値を測定して、該特性値に基づき電極の構造を選定し、
    　前記光電変換部上に前記電極を形成する、太陽電池の製造方法。
  2. 　請求項１に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記特性値には、前記光電変換部の曲線因子が含まれ、
    　前記電極の構造は、前記曲線因子と所定の閾値とを比較して、前記曲線因子が前記閾値以上である場合に第１の構造とし、前記曲線因子が前記閾値未満である場合に前記第１の構造よりも低抵抗な第２の構造とする、太陽電池の製造方法。
  3. 　請求項１に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記特性値には、前記光電変換部の曲線因子が含まれ、
    　前記電極の構造は、前記曲線因子が低いほど、抵抗の低い構造とする、太陽電池の製造方法。
  4. 　請求項１～３のいずれか１項に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記電極には、フィンガー電極と、バスバー電極とが含まれ、
    　選定対象である前記電極の各構造は、前記フィンガー電極の形成パターンが互いに異なる、太陽電池の製造方法。
  5. 　請求項４に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記各形成パターンは、前記フィンガー電極の厚みが互いに異なる、太陽電池の製造方法。
  6. 　請求項１～５のいずれか１項に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記電極は、製版を用いたスクリーン印刷法により形成され、
    　前記電極の構造の選定は、前記特性値に基づいて前記製版を選定することによりなされる、太陽電池の製造方法。
  7. 　請求項１～６のいずれか１項に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記電極は、導電性フィラー及びバインダを含み、
    　選定対象である前記電極の各構造は、前記導電性フィラーの含有量が互いに異なる、太陽電池の製造方法。
  8. 　請求項１～７のいずれか１項に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記特性値には、前記光電変換部の短絡電流、開放電圧、及びシート抵抗のうち少なくとも１つが含まれる、太陽電池の製造方法。
  9. 　請求項８に記載の太陽電池の製造方法であって、
    　前記電極の構造は、前記短絡電流、前記開放電圧が低いほど抵抗の低い構造とし、前記シート抵抗が高いほど抵抗の低い構造とする、太陽電池の製造方法。
  10. 　請求項１～９のいずれか１項に記載の製造方法により製造される、前記電極構造が互いに異なる少なくとも２種類の前記太陽電池を含む複数の前記太陽電池を、配線材で直列に接続して、一対の保護部材でカバーする、太陽電池モジュールの製造方法。
  11. 　光電変換部上に形成された電極の構造が互いに異なる少なくとも２種類の太陽電池と、
    　前記太陽電池同士を接続する配線材と、
    　を備える、太陽電池モジュール。
  12. 　請求項１１に記載の太陽電池モジュールであって、
    　前記電極には、フィンガー電極と、バスバー電極とが含まれ、
    　前記少なくとも２種類の太陽電池は、前記フィンガー電極の厚みが互いに異なる、太陽電池モジュール。
PCT/JP2012/063762 2012-05-29 2012-05-29 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール Ceased WO2013179387A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2012/063762 WO2013179387A1 (ja) 2012-05-29 2012-05-29 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
JP2014518221A JP6037144B2 (ja) 2012-05-29 2012-07-25 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
DE112012006446.1T DE112012006446B4 (de) 2012-05-29 2012-07-25 Solarzellen-Fertigungsverfahren, Solarzellenmodul-Fertigungsverfahren und Solarzellenmodul
PCT/JP2012/068820 WO2013179500A1 (ja) 2012-05-29 2012-07-25 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
US14/534,942 US9530903B2 (en) 2012-05-29 2014-11-06 Solar cell manufacturing method, solar cell module manufacturing method, and solar cell module

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2012/063762 WO2013179387A1 (ja) 2012-05-29 2012-05-29 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013179387A1 true WO2013179387A1 (ja) 2013-12-05

Family

ID=49672641

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/063762 Ceased WO2013179387A1 (ja) 2012-05-29 2012-05-29 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
PCT/JP2012/068820 Ceased WO2013179500A1 (ja) 2012-05-29 2012-07-25 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/068820 Ceased WO2013179500A1 (ja) 2012-05-29 2012-07-25 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9530903B2 (ja)
JP (1) JP6037144B2 (ja)
DE (1) DE112012006446B4 (ja)
WO (2) WO2013179387A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105703709A (zh) * 2014-11-26 2016-06-22 中电电气(上海)太阳能科技有限公司 一种太阳能电池组件中电极拉力的测试装置
WO2018181499A1 (ja) * 2017-03-31 2018-10-04 株式会社カネカ 光電変換素子及び光電変換素子の製造方法

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015145886A1 (ja) * 2014-03-25 2015-10-01 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電極パターンの形成方法及び太陽電池の製造方法
CN108417668A (zh) * 2018-03-19 2018-08-17 苏州巨能图像检测技术有限公司 抽检式太阳能电池片电注抗光衰工艺

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0870533A (ja) * 1994-08-26 1996-03-12 Omron Corp 太陽電池を用いた電源装置
JPH1065198A (ja) * 1996-08-13 1998-03-06 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 直角三角形型太陽電池モジュール及びその製造方法
JP2004193586A (ja) * 2002-11-25 2004-07-08 Canon Inc 太陽光発電装置、その製造方法および太陽光発電システム

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4256513A (en) * 1978-10-19 1981-03-17 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Photoelectric conversion device
US6966184B2 (en) 2002-11-25 2005-11-22 Canon Kabushiki Kaisha Photovoltaic power generating apparatus, method of producing same and photovoltaic power generating system
US7005306B1 (en) * 2003-07-11 2006-02-28 Nanometrics Incorporated Accurate thickness measurement of thin conductive film
WO2009029738A1 (en) * 2007-08-31 2009-03-05 Ferro Corporation Layered contact structure for solar cells
US7976734B2 (en) * 2008-09-10 2011-07-12 E.I. Du Pont De Nemours And Company Solar cell electrodes
KR101145928B1 (ko) * 2009-03-11 2012-05-15 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 태양 전지의 제조 방법
US8936949B2 (en) * 2009-08-26 2015-01-20 Mitsubishi Electric Corporation Solar cell and manufacturing method thereof
US20110180139A1 (en) * 2010-01-25 2011-07-28 Hitachi Chemical Company, Ltd. Paste composition for electrode and photovoltaic cell
JP2012043870A (ja) 2010-08-17 2012-03-01 Sharp Corp 太陽電池モジュールの製造方法
KR100997111B1 (ko) * 2010-08-25 2010-11-30 엘지전자 주식회사 태양 전지
JP5477233B2 (ja) * 2010-09-02 2014-04-23 信越化学工業株式会社 太陽電池の製造方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0870533A (ja) * 1994-08-26 1996-03-12 Omron Corp 太陽電池を用いた電源装置
JPH1065198A (ja) * 1996-08-13 1998-03-06 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 直角三角形型太陽電池モジュール及びその製造方法
JP2004193586A (ja) * 2002-11-25 2004-07-08 Canon Inc 太陽光発電装置、その製造方法および太陽光発電システム

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105703709A (zh) * 2014-11-26 2016-06-22 中电电气(上海)太阳能科技有限公司 一种太阳能电池组件中电极拉力的测试装置
WO2018181499A1 (ja) * 2017-03-31 2018-10-04 株式会社カネカ 光電変換素子及び光電変換素子の製造方法
JPWO2018181499A1 (ja) * 2017-03-31 2019-11-07 株式会社カネカ 光電変換素子及び光電変換素子の製造方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013179500A1 (ja) 2013-12-05
US9530903B2 (en) 2016-12-27
US20150059824A1 (en) 2015-03-05
JP6037144B2 (ja) 2016-11-30
JPWO2013179500A1 (ja) 2016-01-18
DE112012006446B4 (de) 2021-03-11
DE112012006446T5 (de) 2015-03-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9024174B2 (en) Solar cell module
JP4568254B2 (ja) 太陽電池モジュール
US10453981B2 (en) Solar cell, solar cell module, method for manufacturing solar cell, and method for manufacturing solar cell module
CN104040733A (zh) 太阳能电池的制造方法及太阳能电池
US20160104810A1 (en) Solar cell module and method for producing same
EP2393122B2 (en) Photoelectric conversion cell, photoelectric conversion module, and method for manufacturing photoelectric conversion cell
JP2005277113A (ja) 積層型太陽電池モジュール
WO2013179387A1 (ja) 太陽電池の製造方法、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュール
WO2014148392A1 (ja) 光発電装置
AU2022442283B2 (en) Heterojunction cell, and photovoltaic module cell string and manufacturing method therefor
US8329495B2 (en) Method of forming photovoltaic modules
JP6418461B2 (ja) 太陽電池セルの製造方法及び太陽電池モジュール
US10340848B2 (en) I-V measurement device for solar cell, manufacturing method for solar cell, and solar cell module
US20190305151A1 (en) Solar cell and manufacturing method of the same
JP6233602B2 (ja) 太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池モジュールの製造システム
JP6995996B2 (ja) 付加的な導電線を有する薄膜デバイスおよびその製造方法
US20170092797A1 (en) Solar cell module
WO2014049972A1 (ja) 太陽電池モジュールの製造方法、太陽電池セルの製造方法及び太陽電池モジュールの製造システム
CN215869416U (zh) 一种高可靠性的叠瓦电池片结构及其叠瓦组件
JPWO2018116782A1 (ja) 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
CN120417557A (zh) 太阳能电池和太阳能电池的制备方法
TW201511306A (zh) 鈍化發射極背電極矽晶太陽能電池及其製造方法
JP2015073057A (ja) 光発電素子
US20160093753A1 (en) Solar cell manufacturing method
WO2016065954A1 (en) Solar cell unit, solar cell array, solar cell module and manufacturing method thereof

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: 12877836

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12877836

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP