(57)【要約】  光の入射を受けて発電を行い、表面に銀を含むフィンガー（２０ａ）が設けられた太陽電池（２０）と、フィンガー（２０ａ）を覆い、チタン又はその化合物及び樹脂を含む第２充填材（２８）とを備え、フィンガー（２０ａ）は、ラマン分光散乱測定において波長１５００〜１７００ｃｍ−１にピークを持たない太陽電池モジュール（１００）とする。
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
光の入射を受けて発電を行い、表面に銀を含む集電極が設けられた太陽電池と、
前記集電極を覆い、チタン又はその化合物及び樹脂を含む充填材と、
を備え、
前記集電極は、ラマン分光散乱測定において波長１５００〜１７００ｃｍ−１にピークを持たない、太陽電池モジュール。
【請求項２】
請求項１に記載の太陽電池モジュールであって、
前記集電極は、銀粒子が相互に融着されたネットワーク構造を有する、太陽電池モジュール。
【請求項３】
請求項１又は２に記載の太陽電池モジュールであって、
前記太陽電池は、結晶系シリコン層と、前記結晶系シリコン層上に形成された非晶質シリコン層と、の積層構造を有する、太陽電池モジュール。
【請求項４】
請求項３に記載の太陽電池モジュールであって、
前太陽電池は、前記非晶質シリコン層上に形成された透明導電膜を有する、太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽電池は、図８に示すように、光電変換部１０の表面及び裏面に櫛状のフィンガー１０ａ及びバスバー１０ｂが設けられている。フィンガー１０ａ及びバスバー１０ｂは、光電変換部１０で発電された電力を太陽電池の外部へ取り出す集電極として利用される。フィンガー１０ａ及びバスバー１０ｂは、スクリーン印刷等を用いて導電性ペーストを光電変換部１０上に塗布することによって形成される。【０００３】
また、光電変換部１０の表裏面は、充填材を介して封止材によって封止される。このように封止材によって封止することによって、光電変換部１０を外気から隔離し、水分等の浸入による劣化を防ぐことができる。【０００４】
また、太陽電池の裏面側に間に位置している充填材を着色する技術が開示されている（特許文献１参照）。このように、充填材を着色することによって、光電変換部１０を透過してきた光が散乱しやすくなり、太陽電池の光電変換効率をより高めることができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１２−１１９４３４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ところで、太陽電池では光電変換部１０として半導体層を含み、フィンガー１０ａやバスバー１０ｂに含まれる金属がこの半導体層に拡散することによって効率が低下するおそれがある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明に係る太陽電池モジュールの一態様は、光の入射を受けて発電を行い、表面に銀を含む集電極が設けられた太陽電池と、集電極を覆い、チタン又はその化合物及び樹脂を含む充填材と、を備え、集電極は、ラマン分光散乱測定において波長１５００〜１７００ｃｍ−１にピークを持たない、太陽電池モジュールである。
【発明の効果】
【０００８】
本発明に係る太陽電池モジュールによれば、フィンガーやバスバー等の集電極に含まれる金属の拡散による効率低下を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】本発明の実施の形態における太陽電池モジュールの構成を示す平面図である。
【図２】本発明の実施の形態における太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。
【図３】実施例及び比較例の太陽電池モジュールの耐湿試験における開放電圧比の変化を示す図である。
【図４】本発明の実施の形態における太陽電池モジュールの主電極に対するラマン分光散乱測定の結果を示す図である。
【図５】比較例における太陽電池の劣化のメカニズムを説明する図である。
【図６】実施例における太陽電池の劣化抑制のメカニズムを説明する図である。
【図７】ネットワーク構造を有する集電極を説明する断面模式図である。
【図８】従来の太陽電池の構成を示す平面図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
本実施の形態における太陽電池モジュール１００は、図１及び図２に示すように、太陽電池２０、接続部材２２、第１充填材２４、第１封止材２６、第２充填材２８及び第２封止材３０を含んで構成される。
【００１１】
図２は、図１のラインＡ−Ａに沿った断面図である。なお、本実施の形態で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の比率などは、現実とは異なる場合がある。図面相互においても、寸法比率等が異なる場合がある。
【００１２】
また、「受光面」とは太陽電池２０の外部から太陽光が主に入射する主面を、「裏面」とは受光面と反対側の主面をそれぞれ意味する。例えば、太陽電池モジュール１００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。
【００１３】
太陽電池２０は、ｐｎ或いはｐｉｎ接合等の半導体接合を有しており、単結晶Ｓｉ、多結晶Ｓｉ等の結晶系半導体材料、非晶質Ｓｉ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から構成されている。また、色素増感型等の有機材料を用いてもよい。
【００１４】
例えば、太陽電池２０は、結晶系半導体の基板の受光面側にｉ型非晶質シリコン層及びｐ型非晶質シリコン層及び透明導電層を積層し、裏面側にｉ型非晶質シリコン層、ｎ型非晶質シリコン層及び透明導電層を積層して構成することができる。このような、構成を含む太陽電池は、ＨＩＴ太陽電池と呼ばれるものであり、結晶系半導体とｐ型非晶質半導体膜で形成されるｐｎ接合の間に真性（ｉ型）の非晶質半導体膜を介挿することによって変換効率を飛躍的に向上させたものである。
【００１５】
ｉ型非晶質シリコン層、ｐ型非晶質シリコン層、ｉ型非晶質シリコン層及びｐ型非晶質シリコン層は、ＰＥＣＶＤ（Ｐｌａｓｍａ  Ｅｎｈａｎｓｅｄ  Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）、Ｃａｔ−ＣＶＤ（Ｃａｔａｌｙｔｉｃ  Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）、スパッタリング法等により形成することができる。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法、周波数の高いＶＨＦプラズマＣＶＤ法、さらにはマイクロ波プラズマＣＶＤ法などいずれの手法を用いてもよい。例えば、基板の受光面側に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層を形成し、さらに約５ｎｍの厚みを有するｐ型非晶質シリコン層を形成する。また、基板の裏面側に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層を形成し、さらに約２０ｎｍの厚みを有するｎ型非晶質シリコン層を形成する。
【００１６】
透明導電層は、例えば、酸化インジウム、酸化亜鉛、酸化錫、または酸化チタンなどの金属酸化物を少なくとも一つを含んで構成され、これらの金属酸化物に、錫、亜鉛、タングステン、アンチモン、チタン、セリウム、ガリウムなどのドーパントがドープされていてもよい。透明導電層は、蒸着法、ＣＶＤ法、スパッタリング法等の成膜方法により形成することができる。
【００１７】
太陽電池２０の受光面及び裏面には、発電された電力を外部に取り出すための集電極が設けられる。集電極は、フィンガー２０ａを含む。フィンガー２０ａは、太陽電池２０で生成されたキャリアの収集用の電極である。フィンガー２０ａは、太陽電池２０からできるだけ均等にキャリアを収集するために、例えば１００μｍ程度の幅を有する線形状とされ、２ｍｍおきに配置される。さらに、フィンガー２０ａを接続するバスバー２０ｂを設けてもよい。バスバー２０ｂは、複数のフィンガー２０ａで収集されたキャリアの集電用電極である。バスバー２０ｂは、例えば１ｍｍの幅を有する線形状とされ、接続部材２２が配置される方向に沿ってフィンガー２０ａと交差するように配置される。フィンガー２０ａ及びバスバー２０ｂの本数や面積は、太陽電池モジュール１００の大きさや抵抗を考慮して適宜に設定される。なお、本実施の形態では、バスバー２０ｂは接続部材２２に覆われるように形成されている。また、バスバー２０ｂを設けない構成としてもよい。
【００１８】
なお、太陽電池モジュール１００の受光面側に設けられる集電極の設置面積は裏面側よりも小さくすることが好ましい。すなわち、太陽電池モジュール１００の受光面側では、入射光を遮る面積をできるだけ小さくすることによって遮光ロスを低減することができる。一方、裏面側では入射光を考慮する必要がなく、フィンガー２０ａの代りに太陽電池モジュール１００の裏面全面を覆うように集電極を設けてもよい。
【００１９】
また、集電極は、導電性ペーストを用いて形成することができる。導電性ペーストとして、例えば、エポキシ樹脂等の樹脂材料をバインダとし、銀粒子等の導電性粒子をフィラーとした樹脂型導電性ペーストを用いることができる。バインダは、接着を主目的として混合される。信頼性を維持するためには、バインダは、耐湿性や耐熱性に優れていることが要求される。バインダは、例えば、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、ポリイミド樹脂、フェノール樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂等から選ばれる少なくとも一種、あるいは、これらの樹脂の混合、共重合などを適用すればよい。フィラーは、集電極の電気伝導性を得ることを目的に混入される。銀粒子は、サイズの異なるものを混合したり、表面に凹凸形状を設けたものを混合したりしてもよい。また、必要に応じて、導電性ペーストに溶剤を加えてもよい。溶剤は、ブチルカルビトールアセテート（ＢＣＡ）等とすればよい。
【００２０】
接続部材２２は、複数の太陽電池２０を電気的に接続する。接続部材２２は、例えば、短冊状の導電性リボンとすることができる。部材隣り合う太陽電池２０の集電極を相互に直列又は並列に接続する。接続部材２２は、集電極であるバスバー２０ｂにハンダ付け又は導電性ペーストや導電性フィルムを介して接着される。これにより、複数の太陽電池２０が直列又は並列接続される。
【００２１】
第１封止材２６は、太陽電池モジュール１００の受光面側に配される。第１封止材２６は、太陽電池モジュール１００の機械的強度を担保する部材である。このため、第１封止材２６は、高い剛性を有する部材であることが好ましい。第１封止材２６は、ガラス板や樹脂板などにより構成することができる。なかでも、第１封止材２６は、ガラス板により構成されていることが好ましい。ガラス板は、剛性及び光透過率が高く、かつ耐候性に優れている。
【００２２】
第１充填材２４は、太陽電池２０の受光面と第１封止材２６との間に充填され、第１封止材２６を太陽電池２０に接着する。第１充填材２４は、太陽電池２０における光電変換に使用される波長域の光を透過させる材料から構成することが好ましい。例えば、太陽電池２０にシリコン材料を使用した場合、第１充填材２４は、４００ｎｍ〜１１００ｎｍの波長域における平均光透過率が８５％以上のものであることが好ましい。第１充填材２４は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、エチレン・ビニルアルコール共重合体、アクリル樹脂、ポリエチレン（ＰＥ）及びポリプロピレン（ＰＰ）のうちの少なくとも一種の樹脂や、それらの樹脂のうちの少なくとも一種の樹脂を含む樹脂組成物とすることが好適である。
【００２３】
第２封止材３０は、太陽電池モジュール１００の裏面側に配される。第２封止材３０は、太陽電池モジュール１００の裏面に配される。第２封止材３０は、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）などからなる樹脂シートなどにより構成することができる。なお、第２封止材３０を構成する樹脂シートの内部には、例えば、アルミニウム箔などの金属箔や、水分透過性が低い無機バリア層等が設けられていてもよい。無機バリア層は、例えば、酸化珪素、酸化アルミニウム、酸化マグネシウム等の無機酸化物などにより形成することができる。
【００２４】
第２充填材２８は、太陽電池２０の裏面と第２封止材３０との間に充填され、第２封止材３０を太陽電池２０に接着する。第２充填材２８は、第１充填材２４と同様に、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、エチレン・ビニルアルコール共重合体、アクリル樹脂、ポリエチレン（ＰＥ）及びポリプロピレン（ＰＰ）のうちの少なくとも一種の樹脂や、それらの樹脂のうちの少なくとも一種の樹脂を含む樹脂組成物を主成分とすることができる。
【００２５】
ここで、第２充填材２８は、上記樹脂に加えて着色剤を含むことが好ましい。着色剤は、酸化チタン（ＴｉＯ）粒子とすることができる。酸化チタン粒子は白色であり、酸化チタン粒子を第２充填材２８に混入させることにより、第２充填材２８において光が散乱しやすくなり、太陽電池モジュール１００の光電変換効率をより高めることができる。
【００２６】
接続部材２２によって直並列接続された太陽電池２０の受光面側及び裏面側に第１充填材２４及び第２充填材２８をそれぞれ塗布し、第１封止材２６及び第２封止材３０を加熱圧着することによって太陽電池２０は封止される。
【００２７】
図３は、第２充填材２８に酸化チタンを含む本実施の形態における太陽電池モジュール１００（実施例）と、第２充填材２８の代りに酸化チタンを含まない充填材を用いた太陽電池モジュール（比較例）との耐湿試験における開放電圧（Ｖｏｃ）の変化を示す。ここで、比較例は、第２充填材２８の代りに酸化チタンを含まない充填材を用いた点を除いて太陽電池モジュール１００と同様に形成した。また、耐湿試験では、温度８５℃及び湿度８５％の環境下において３０００時間までの開放電圧（Ｖｏｃ）の変化を測定した。図３では、開放電圧比（比較例の開放電圧／実施例の開放電圧）について、試験開始時を１として、試験開始後の変化を示した。
【００２８】
図３に示されるように、試験時間が２０００時間から３０００時間と増加するにつれて開放電圧比が低下した。すなわち、比較例の太陽電池モジュールでは試験時間が２０００時間から３０００時間と増加するにつれて開放電圧（Ｖｏｃ）が低下したのに対して、第２充填材２８に酸化チタンを含む本実施の形態における太陽電池モジュール１００では比較例に比べて低下の度合いは非常に小さかったといえる。
【００２９】
図４は、太陽電池モジュール１００及び比較例における集電極（フィンガー２０ａ）の表面のラマンスペクトル（実線）を示す。なお、バスバー２０ｂについても同様のラマンスペクトルが得られる。
【００３０】
図４の実線に示すように、フィンガー２０ａの表面のラマンスペクトルが波長１５００〜１７００ｃｍ−１にピークを有さない場合に開放電圧（Ｖｏｃ）の低減の抑制効果が顕著となる。なお、本実施の形態では、ピークトップにおける散乱強度（シグナル強度とも呼ばれる）が、ピークトップの波長から５０ｃｍ−１長波長側における散乱強度よりも１０％以上高い場合にピークが存在するものとする。フィンガー２０ａのラマンスペクトルは、顕微レーザーラマン分光装置（レニショー社製「ｉｎＶｉａ  Ｒｅｆｌｅｘ」）によって、励起光源として波長７８５ｎｍのレーザー光及び測定モードとしてＥｘｔｅｎｔｉｏｎモードにて２０秒露光して行った。
【００３１】
ラマンスペクトルの波長１５００〜１７００ｃｍ−１の領域に現われるピークは、集電極（フィンガー２０ａ）の表面におけるバインダの割合が多くなるほど出現し易くなり、ラマン散乱強度が高くなる。換言すると、集電極の表面に導電性フィラー（銀）が露出する割合を減らすほど、波長１５００〜１７００ｃｍ−１の領域に現われるピークが大きくなり、ラマン散乱強度が高くなる。
【００３２】
例えば、集電極の総重量に対する銀粒子の含有量を８０〜８５重量％とした導電性ペーストを用いて形成した場合、図４の破線に示すように、波長１５００〜１７００ｃｍ−１の領域にピークが顕在化する。このピークは、ピークトップの波長が１６５０ｃｍ−１にあり、ピークトップのラマン散乱強度が、ピークトップの波長から５０ｃｍ−１長波長側（１７００ｃｍ−１）における散乱強度Ｉｋよりも１０％以上高くなっている。
【００３３】
一方、本実施の形態の太陽電池モジュール１００では、波長１５００〜１７００ｃｍ−１の領域にはピークがみられなかった。これは、集電極に含まれる導電性フィラー（銀）の割合が高く、集電極の表面に露出した導電性フィラー（銀）の割合が大きく、バインダの露出が少ないためと考えられる。
【００３４】
集電極の表面への導電性フィラー（銀）の露出が大きい場合、図５に示すように、集電極から第２充填材２８へ銀が拡散し、さらに第２充填材２８を介して太陽電池２０内にも銀が拡散する。充填材に酸化チタンが含まれない比較例に対する耐湿試験では、試験時間の増加に伴って太陽電池２０内への銀の拡散が進行し、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下が生じたものと考えられる。
【００３５】
一方、本実施の形態における太陽電池モジュール１００に対する耐湿試験では、図６に示すように、第２充填材２８への銀の拡散、さらには太陽電池２０内への銀の拡散が酸化チタンによって抑制され、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下が遅らせられたものと考えられる。特に、太陽電池２０に非晶質シリコン層が含まれる場合、非晶質シリコン層に対する銀の拡散による特性の劣化が大きいので、酸化チタンによる拡散抑制の効果が顕著となると考えられる。
【００３６】
さらに、集電極に含まれる銀粒子がネットワーク構造を有する場合、集電極の表面に露出した導電性フィラー（銀）の割合が大きくなるため、酸化チタンによる拡散抑制の効果が顕著となると考えられる。集電極の形成時において銀粒子の特性や加熱温度を調整することによって、図７の断面模式図に示すように、多数の銀粒子が相互に融着したネットワーク構造３２を形成することができる。ネットワーク構造３２は、フィンガー２０ａやバスバー２０ｂ等の集電極の顕微鏡観察において銀粒子の半分以上が融着して互いに繋がり合った構造として確認することができる。
【００３７】
なお、本実施の形態では、太陽電池モジュール１００の裏面側の第２充填材２８に酸化チタンを含有させる構成としたが、第１充填材２４に酸化チタンを含有させてもよい。ただし、第１充填材２４は太陽電池モジュール１００の受光面側に設けられるので、太陽電池モジュール１００に入射される光の散乱ロスが顕著とならない程度とすることが好ましい。
【符号の説明】
【００３８】
１０  光電変換部、１０ａ  フィンガー、１０ｂ  バスバー、２０  太陽電池、２０ａ  フィンガー、２０ｂ  バスバー、２２  接続部材、２４  第１充填材、２６  第１封止材、２８  第２充填材、３０  第２封止材、３２  ネットワーク構造、１００  太陽電池モジュール。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
2014016962.tif 000009
【図８】
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【国際調査報告】
2014016962.tif 000011
2014016962.tif 000012