JP2015159276A - Solar battery element, and solar battery module - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide: a solar battery element which enables the rise in a photoelectric conversion efficiency and is high in reliability in regard to a bus-bar electrode part; and a solar battery module including such a solar battery element.SOLUTION: A solar battery element comprises: a semiconductor substrate 2; and a backside electrode disposed on a backside principal surface 2b of the semiconductor substrate 2. The backside electrode includes: a bus-bar electrode 6; and a collector electrode 5 disposed around the bus-bar electrode 6. The bus-bar electrode 6 has electrode regions laid out in straight lines; of the electrode regions, adjacent ones are spaced apart from each other. The collector electrode 5 has: a first collector region 5a located between two adjacent electrode regions of the bus-bar electrode 6; and a second collector region 5b connecting with the first collector region 5a, which overlaps at least one end of the bus-bar electrode 6 in a transverse direction thereof. As to the average height relative to the backside principal surface 2b of the semiconductor substrate 2, the first collector region 5a is higher than the bus-bar electrode 6, and the second collector region 5b is higher than the first collector region 5a.

Description

本発明は太陽電池素子およびその太陽電池素子を備えている太陽電池モジュールに関する。   The present invention relates to a solar cell element and a solar cell module including the solar cell element.

現在、多く使用されている太陽電池素子としては、単結晶または多結晶のシリコンからなる半導体基板を用いた結晶系の太陽電池素子である。このような結晶系の太陽電池素子は、通常、半導体基板の表面には表面電極が設けられ、裏主面には裏面電極が設けられている。   Currently used solar cell elements are crystalline solar cell elements using a semiconductor substrate made of single crystal or polycrystalline silicon. Such a crystalline solar cell element is usually provided with a surface electrode on the surface of the semiconductor substrate and a back electrode on the back main surface.

太陽電池素子の裏面電極は、入射光によって発生したキャリアを集める集電電極と、他の太陽電池素子などへ電気的に接続するために用いるバスバー電極とを有する。そして、太陽電池素子の光電変換効率を向上させるために、集電電極の面積をできるだけ大きくすることがある。また、銀を用いる複数のバスバー電極の面積を小さくして、銀の使用量の低減を図ることがある。例えば、１本のバスバー電極は複数の電極領域からなる直線状電極として、互いに隣り合う電極領域同士の間に集電電極の一部を設けている（下記の特許文献１を参照）。さらに、太陽電池素子を他の太陽電池素子などに接続を行う接続導体を、バスバー電極に半田付けなどで接続する場合がある。   The back electrode of the solar cell element has a current collecting electrode that collects carriers generated by incident light, and a bus bar electrode that is used for electrical connection to other solar cell elements. And in order to improve the photoelectric conversion efficiency of a solar cell element, the area of a current collection electrode may be enlarged as much as possible. Moreover, the usage-amount of silver may be reduced by reducing the area of the several bus-bar electrode which uses silver. For example, one bus bar electrode is a linear electrode composed of a plurality of electrode regions, and a part of the collecting electrode is provided between adjacent electrode regions (see Patent Document 1 below). Furthermore, a connection conductor that connects the solar cell element to another solar cell element may be connected to the bus bar electrode by soldering or the like.

特開２００９−３０２４５８号公報JP 2009-302458 A

上述のように、１本のバスバー電極を複数の電極領域からなる直線状電極として、互いに隣り合う電極領域同士の間に集電電極の一部を設けた場合、接続導体をバスバー電極に半田付けするために、バスバー電極の厚さを集電電極より厚くする必要があった。   As described above, when one bus bar electrode is a linear electrode composed of a plurality of electrode regions and a part of the current collecting electrode is provided between adjacent electrode regions, the connecting conductor is soldered to the bus bar electrode. Therefore, it is necessary to make the bus bar electrode thicker than the current collecting electrode.

バスバー電極の厚さを集電電極よりも厚くすると、例えば、銀からなるバスバー電極とアルミニウムからなる集電電極との積重部において、銀とアルミニウムとの合金が形成される。このため、バスバー電極と集電電極との積重部の機械的強度が低下し、この部分を起点としてクラックなどが発生する場合がある。これを避けるためには、バスバー電極の厚さをより小さくして、合金層の厚さを薄くする。   When the thickness of the bus bar electrode is made thicker than that of the current collecting electrode, for example, an alloy of silver and aluminum is formed in a stacked portion of the bus bar electrode made of silver and the current collecting electrode made of aluminum. For this reason, the mechanical strength of the stacked portion of the bus bar electrode and the collecting electrode is lowered, and cracks or the like may be generated starting from this portion. In order to avoid this, the bus bar electrode is made thinner and the alloy layer is made thinner.

しかしながら、バスバー電極の厚さが集電電極よりも薄くなることがある。この場合、バスバー電極の隣り合う電極領域同士の間に位置している集電電極の高さなどのために、接続導体とバスバー電極との接続がしにくく、バスバー電極と半導体基板との間の密着性が低くなることがある。   However, the bus bar electrode may be thinner than the current collecting electrode. In this case, the connection conductor and the bus bar electrode are difficult to connect due to the height of the current collecting electrode located between the adjacent electrode regions of the bus bar electrode, and the connection between the bus bar electrode and the semiconductor substrate is difficult. Adhesion may be reduced.

そこで、本発明の１つの目的は、光電変換効率を高めることができて、バスバー電極部における信頼性の高い太陽電池素子およびそれを備えている太陽電池モジュールを提供することにある。   Accordingly, an object of the present invention is to provide a solar cell element that can increase the photoelectric conversion efficiency and has high reliability in the bus bar electrode portion, and a solar cell module including the solar cell element.

本発明の一形態に係る太陽電池素子は、表主面および該表主面の反対側に位置する裏主面を有する半導体基板と、該半導体基板の前記裏主面に配置される裏面電極とを備えてい
る太陽電池素子であって、前記裏面電極は、バスバー電極と、該バスバー電極の周囲に配置される集電電極とを含み、前記バスバー電極は、複数の電極領域が互いに隣り合う２つの前記電極領域同士の間を空けて直線状に並んで構成されており、前記集電電極は、前記バスバー電極の互いに隣り合う２つの前記電極領域の間に位置している第１集電領域と、該第１集電領域につながっていて、前記バスバー電極の短手方向の少なくとも一端部の上に一部が位置している第２集電領域とを有しており、前記半導体基板の前記裏主面を基準とする平均高さが、前記バスバー電極よりも前記第１集電領域が高く、前記第１集電領域よりも前記第２集電領域が高い。 A solar cell element according to an aspect of the present invention includes a semiconductor substrate having a front main surface and a back main surface located on the opposite side of the front main surface, and a back electrode disposed on the back main surface of the semiconductor substrate. The back electrode includes a bus bar electrode and a current collecting electrode disposed around the bus bar electrode, and the bus bar electrode has a plurality of electrode regions adjacent to each other. A first current collecting region that is arranged between the two electrode regions adjacent to each other of the bus bar electrode. And a second current collecting region connected to the first current collecting region and partially located on at least one end portion in the short direction of the bus bar electrode. The average height relative to the back main surface is the bus bar. High first collecting area than the electrode, the second current collector region is higher than the first collecting region.

本発明の一形態に係る太陽電池モジュールは、上記太陽電池素子を備えている。   The solar cell module which concerns on one form of this invention is equipped with the said solar cell element.

上記構成の太陽電池素子および太陽電池モジュールによれば、高い光電変換効率の太陽電池素子とすることができて、配線部材などの接続導体をバスバー電極に対して半田付け等の接続が良好に行なえ、特性および信頼性の高い太陽電池モジュールを提供できる。   According to the solar cell element and the solar cell module configured as described above, a solar cell element with high photoelectric conversion efficiency can be obtained, and a connection conductor such as a wiring member can be satisfactorily connected to the bus bar electrode by soldering. Can provide a solar cell module with high characteristics and reliability.

図１は本発明の一形態に係る太陽電池素子の一例を示す図であり、図１（ａ）は太陽電池素子の表主面側から見た平面図であり、図１（ｂ）は太陽電池素子の裏主面側から見た平面図である。FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a solar cell element according to an embodiment of the present invention. FIG. 1A is a plan view of the solar cell element viewed from the front main surface side, and FIG. It is the top view seen from the back main surface side of the battery element. 図２は図１（ａ）においてＸ１−Ｘ１線で切断した断面構造を示す断面図である。FIG. 2 is a cross-sectional view showing a cross-sectional structure taken along line X1-X1 in FIG. 図３は図１（ｂ）のＡ部の拡大図である。FIG. 3 is an enlarged view of a portion A in FIG. 図４（ａ）はバスバー電極の第１領域およびその近傍の拡大平面図であり、図４（ｂ）は図４（ａ）のＸ２−Ｘ２線で切断した断面構造を示す断面図である。FIG. 4A is an enlarged plan view of the first region of the bus bar electrode and its vicinity, and FIG. 4B is a cross-sectional view showing a cross-sectional structure taken along line X2-X2 of FIG. 図５は接続導体を図４のバスバー電極に半田付けした様子を説明する図であって、図４（ａ）におけるＹ１−Ｙ１線で切断した断面構造の例を示す図であり、図５（ａ），（ｂ）はそれぞれバスバー電極の電極領域付近の断面図である。FIG. 5 is a diagram illustrating a state in which the connection conductor is soldered to the bus bar electrode of FIG. 4, and is a diagram illustrating an example of a cross-sectional structure cut along line Y <b> 1-Y <b> 1 in FIG. (a), (b) is sectional drawing of the electrode region vicinity of a bus-bar electrode, respectively. 図６（ａ）〜（ｆ）は、それぞれ本発明の一形態に係る太陽電池素子の製造方法の一例を模式的に示す断面図である。6A to 6F are cross-sectional views schematically showing an example of a method for manufacturing a solar cell element according to an embodiment of the present invention. 図７はスクリーン製版の角部の様子を示す平面図である。FIG. 7 is a plan view showing a corner portion of the screen plate making. 図８は接続導体を半田付けした場合の様子を示す図であり、図４（ａ）のＹ１−Ｙ１線における断面図である。FIG. 8 is a diagram showing a state in which the connection conductor is soldered, and is a cross-sectional view taken along line Y1-Y1 of FIG. 図９は本発明の一形態に係る太陽電池モジュールの一例を示す図であり、図９（ａ）は太陽電池モジュールの第１面側から見た平面図であり、図９（ｂ）は太陽電池モジュールの第２面側から見た平面図である。FIG. 9 is a diagram illustrating an example of a solar cell module according to an embodiment of the present invention. FIG. 9A is a plan view seen from the first surface side of the solar cell module, and FIG. It is the top view seen from the 2nd surface side of a battery module. 図１０（ａ）は本発明の一形態に係る太陽電池素子に接続導体を接続した状態を示す平面図であり、図１０（ｂ）は２つの太陽電池素子の接続状態を示す断面図である。FIG. 10A is a plan view showing a state where the connection conductor is connected to the solar cell element according to one embodiment of the present invention, and FIG. 10B is a cross-sectional view showing the connection state of the two solar cell elements. . 図１１は本発明の一形態に係る太陽電池モジュールを構成する太陽電池パネルの断面構造を示す断面図である。FIG. 11 is a cross-sectional view showing a cross-sectional structure of a solar cell panel constituting a solar cell module according to one embodiment of the present invention. 図１２は第１集電領域とバスバー電極との平均厚さの差と、バスバー電極と接続導体との接続強度との関係を示すグラフである。FIG. 12 is a graph showing the relationship between the difference in average thickness between the first current collecting region and the bus bar electrode and the connection strength between the bus bar electrode and the connection conductor.

本発明の太陽電池素子および太陽電池モジュールの一実施形態について、図面を参照しながら説明する。なお、図面は模式的に示したものであるので、各図における構成要素のサイズおよび位置関係等は適宜変更できる。   One embodiment of the solar cell element and solar cell module of the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, since drawing is shown typically, the size of the component in each figure, a positional relationship, etc. can be changed suitably.

＜太陽電池素子＞
太陽電池素子１は、半導体基板２を備えており、主として光を受ける一主面である表主面１ａと、表面１ａと対向する反対側の面である裏主面１ｂとを有している。また、半導体基板２は、太陽電池素子１の表主面１ａに相当する側に位置している表主面２ａと、太陽電池素子１の裏主面１ｂに相当する側に位置している裏主面２ｂとを有している。 <Solar cell element>
The solar cell element 1 includes a semiconductor substrate 2 and has a front main surface 1a that is one main surface that mainly receives light, and a back main surface 1b that is an opposite surface opposite to the surface 1a. . Further, the semiconductor substrate 2 has a front main surface 2 a located on the side corresponding to the front main surface 1 a of the solar cell element 1 and a back located on the side corresponding to the back main surface 1 b of the solar cell element 1. And a main surface 2b.

図１（ａ）に示すように、太陽電池素子１の表主面１ａには、表面電極が配置されている。表面電極には出力電極３およびフィンガー電極４が含まれる。また、図１（ｂ）に示すように、太陽電池素子１の裏主面１ａには裏面電極が配置されている。裏面電極には集電電極５およびバスバー電極６が含まれる。   As shown in FIG. 1A, the surface electrode is disposed on the front main surface 1 a of the solar cell element 1. The surface electrode includes the output electrode 3 and the finger electrode 4. In addition, as shown in FIG. 1B, a back electrode is disposed on the back main surface 1 a of the solar cell element 1. The back electrode includes a collecting electrode 5 and a bus bar electrode 6.

半導体基板２は、例えば、単結晶シリコン基板または多結晶シリコン基板が用いられる。また、半導体基板２は、ボロンまたはガリウムなどのドーパント元素を含有させて、一導電型（例えば、ｐ型）にしている。半導体基板２の厚さは例えば１５０〜２５０μｍ程度であればよい。また、半導体基板２の平面形状は、特に限定されるものではないが、１辺が１００〜１８０ｍｍ程度の正方形状または矩形状であればよい。なお、以下では、半導体基板２としてｐ型の多結晶シリコン基板を用いる例で説明する。   As the semiconductor substrate 2, for example, a single crystal silicon substrate or a polycrystalline silicon substrate is used. In addition, the semiconductor substrate 2 contains a dopant element such as boron or gallium and has one conductivity type (for example, p-type). The thickness of the semiconductor substrate 2 may be about 150 to 250 μm, for example. Moreover, the planar shape of the semiconductor substrate 2 is not particularly limited, but may be a square shape or a rectangular shape having one side of about 100 to 180 mm. In the following, an example in which a p-type polycrystalline silicon substrate is used as the semiconductor substrate 2 will be described.

図２に示すように、半導体基板２の表主面２ａ側（太陽電池素子１の表主面１ａ側）には逆導電型層８が設けられている。逆導電型層８は、半導体基板２を構成する一導電型領域７に対する逆の導電型（ｎ型）を有している。逆導電型層８は一導電型領域７とでｐｎ接合を形成する。ｎ型の逆導電型層８は、例えば、半導体基板２における表主面２ａ側にリン等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。   As shown in FIG. 2, a reverse conductivity type layer 8 is provided on the front main surface 2 a side of the semiconductor substrate 2 (front main surface 1 a side of the solar cell element 1). The reverse conductivity type layer 8 has an opposite conductivity type (n-type) to the one conductivity type region 7 constituting the semiconductor substrate 2. The reverse conductivity type layer 8 forms a pn junction with the one conductivity type region 7. The n-type reverse conductivity type layer 8 can be formed, for example, by diffusing a dopant element such as phosphorus on the front main surface 2a side of the semiconductor substrate 2.

反射防止層９は、逆導電型層８の上に設けられて、表主面１ａにおける光の反射率を低減する役割を有する。これにより、半導体基板２に吸収される光の量が増大し、光吸収によって生成する電子正孔対を増加させる。これにより、太陽電池素子１の光電変換効率の向上に寄与する。反射防止層９は、例えば、窒化シリコン膜、酸化チタン膜、酸化シリコン膜、もしくは酸化アルミニウム膜、またはそれらの積層膜からなる。また、反射防止層９は半導体基板２の界面および粒界での少数キャリアの再結合による変換効率の低下を低減する、パッシベーション膜としての効果も期待できる。   The antireflection layer 9 is provided on the reverse conductivity type layer 8 and has a role of reducing the reflectance of light on the front principal surface 1a. As a result, the amount of light absorbed by the semiconductor substrate 2 increases, and the number of electron-hole pairs generated by light absorption increases. Thereby, it contributes to the improvement of the photoelectric conversion efficiency of the solar cell element 1. The antireflection layer 9 is made of, for example, a silicon nitride film, a titanium oxide film, a silicon oxide film, an aluminum oxide film, or a laminated film thereof. Further, the antireflection layer 9 can also be expected to have an effect as a passivation film that reduces a decrease in conversion efficiency due to recombination of minority carriers at the interface and grain boundary of the semiconductor substrate 2.

出力電極３は、太陽電池素子１の表面１ａ（半導体基板２の表面２ａ）側に設けられているので、フィンガー電極４によってキャリアが収集されて、さらに集電する役割を有する。出力電極３は図１（ａ）のＹ軸方向に沿って配置されている。出力電極３は、線幅が１〜３ｍｍ程度であり、太陽電池素子１の外周部の１辺に対して略平行に、一定間隔を持って２〜５本程度配置されている。   Since the output electrode 3 is provided on the surface 1a (surface 2a of the semiconductor substrate 2) side of the solar cell element 1, carriers are collected by the finger electrode 4 and further collect current. The output electrode 3 is disposed along the Y-axis direction in FIG. The output electrodes 3 have a line width of about 1 to 3 mm, and are arranged in parallel with one side of the outer peripheral portion of the solar cell element 1 with about 2 to 5 with a constant interval.

フィンガー電極４は、図１（ａ）のＸ軸方向に延びていて、出力電極３に対してほぼ直交するように出力電極３と接続されている。また、フィンガー電極４は、例えば１〜８ｍｍ程度の間隔を空けて複数本配置されている。なお、出力電極３およびフィンガー電極４は、例えば銀（または銅もしくは銀銅合金）を主成分としたペーストを、所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成される。この焼成後の出力電極３およびフィンガー電極４の平均厚さは、例えば１０〜３０μｍ程度である。   The finger electrode 4 extends in the X-axis direction of FIG. 1A and is connected to the output electrode 3 so as to be substantially orthogonal to the output electrode 3. Further, a plurality of finger electrodes 4 are arranged with an interval of about 1 to 8 mm, for example. The output electrode 3 and the finger electrode 4 are formed by, for example, applying a paste containing silver (or copper or a silver-copper alloy) as a main component in a desired shape and then baking it. The average thickness of the output electrode 3 and the finger electrode 4 after firing is, for example, about 10 to 30 μm.

太陽電池素子１の裏主面１ｂ（半導体基板２の裏主面２ｂ）側に設けられるバスバー電極６は、図１（ｂ）に示すように、複数の島状の電極領域６ａが互いに隣接する２つの電極領域６ａ同士の間を空けて直線状に並んで配置されている。また、例えば、電極領域６ａの幅（バスバー電極６の短手方向（Ｘ軸方向）の長さ）は２〜７ｍｍ程度であり、長さ（バスバー電極６の長手方向（Ｙ軸方向）の長さ）は３〜１５ｍｍ程度である。また、電極領域６ａは５〜１０個程度を所定長さ（例えば５〜３０ｍｍ程度）の間隔をあけて、図
２のＹ軸方向に配置される。バスバー電極６は、太陽電池素子１の表面１ａに配置された出力電極３とほぼ対向する位置に、２〜５列程度配置される。バスバー電極６は、例えば銀（または銅もしくは銀銅合金）を主成分としたペーストを、所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成される。この焼成後のバスバー電極６の平均厚さは１〜８μｍ程度である。 As shown in FIG. 1B, the bus bar electrode 6 provided on the side of the back main surface 1b of the solar cell element 1 (the back main surface 2b of the semiconductor substrate 2) has a plurality of island-shaped electrode regions 6a adjacent to each other. The two electrode regions 6a are arranged in a straight line with a gap between them. Further, for example, the width of the electrode region 6a (the length in the short direction (X-axis direction) of the bus bar electrode 6) is about 2 to 7 mm, and the length (the length in the long direction (Y-axis direction) of the bus bar electrode 6). Is about 3 to 15 mm. Further, about 5 to 10 electrode regions 6a are arranged in the Y-axis direction of FIG. 2 with an interval of a predetermined length (for example, about 5 to 30 mm). The bus bar electrodes 6 are arranged in about 2 to 5 rows at positions almost opposite to the output electrodes 3 arranged on the surface 1 a of the solar cell element 1. The bus bar electrode 6 is formed by, for example, applying a paste mainly composed of silver (or copper or a silver-copper alloy) into a desired shape and then baking it. The average thickness of the bus bar electrode 6 after firing is about 1 to 8 μm.

また、集電電極５は、太陽電池素子１の裏主面１ｂにおいてキャリアを収集してバスバー電極に伝えるものであり、半導体基板２の裏主面２ｂの外周部の０．５〜３ｍｍ幅の部分およびバスバー電極６の形成部分の一部を除いた裏主面２ｂの略全面に配置される。これにより、バスバー電極６の電極領域６ａの周囲には、集電電極５が配置されている構造となる。この集電電極５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。   The current collecting electrode 5 collects carriers on the back main surface 1b of the solar cell element 1 and transmits them to the bus bar electrode. The current collecting electrode 5 has a width of 0.5 to 3 mm at the outer peripheral portion of the back main surface 2b of the semiconductor substrate 2. It is arranged on the substantially entire surface of the back main surface 2b excluding a part and a part of the part where the bus bar electrode 6 is formed. Thus, the current collecting electrode 5 is arranged around the electrode region 6 a of the bus bar electrode 6. The current collecting electrode 5 can be formed, for example, by applying an aluminum paste in a desired shape and then baking it.

図２に示すＢＳＦ（Back Surface Field）領域１０は、半導体基板２の裏主面２ｂ側に内部電界を形成し、裏主面２ｂ近傍での少数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。ＢＳＦ領域１０は、半導体基板２の一導電型領域７と同一の導電型を有している。ＢＳＦ領域１０には、一導電型領域７にドープされてい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。ＢＳＦ領域１０は、半導体基板２がｐ型を有する場合は、例えば、裏主面２ｂ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、これらドーパント元素の濃度が１×１０１８〜５×１０２１ａｔｏｍｓ／ｃｍ３程度となるように形成されるとよい。 A BSF (Back Surface Field) region 10 shown in FIG. 2 forms an internal electric field on the back main surface 2b side of the semiconductor substrate 2 and reduces deterioration in conversion efficiency due to recombination of minority carriers in the vicinity of the back main surface 2b. Have a role. The BSF region 10 has the same conductivity type as the one conductivity type region 7 of the semiconductor substrate 2. In the BSF region 10, the dopant element is present at a concentration higher than the concentration of the dopant element doped in the one conductivity type region 7. When the semiconductor substrate 2 has a p-type, the BSF region 10 has a concentration of 1 × 10 18 to 5 ×, for example, by diffusing a dopant element such as boron or aluminum on the back main surface 2b side. It is good to form so that it may become about 10 < 21 > atoms / cm < 3 >.

図３に示すように、集電電極５は第１集電電極５ａと第２集電電極５ｂとを含む。第１集電電極５ａは、バスバー電極６の互いに隣接する２つの電極領域６ａ同士の間、例えば電極領域６ａ１と電極領域６ａ２（または電極領域６ａ２と電極領域６ａ３など）の間に位置していて、平面視して露出して見えるバスバー電極６の線幅で広がっている（区画されている）。また、第２集電領域５ｂは第１集電領域５ａにつながっていて第１集電領域５ａの両端に位置している。第１集電領域５ａと第２集電領域５ｂとは別体（別部材）でも一体（同じ部材）でもよい。また、第２集電領域５ｂはバスバー電極６の短手方向の両端部の上に一部が位置している。さらに、半導体基板２の裏主面２ｂを基準とする平均高さが、バスバー電極６よりも第１集電領域５ａが高く、第１集電領域５ａよりも第２集電領域５ｂが高い。つまり、半導体基板２の上に配置されている第１集電領域５ａの平均厚さは、半導体基板２の上に配置されている第２集電領域５ｂの平均厚さよりも小さい。例えば、第１集電領域５ａの平均厚さは例えば９〜２２μｍ程度であり、第２集電領域５ｂの平均厚さは例えば３０〜５０μｍ程度である。また、上述したように、半導体基板２の上に配置されているバスバー電極６の平均厚さは１〜８μｍ程度である。   As shown in FIG. 3, the current collecting electrode 5 includes a first current collecting electrode 5a and a second current collecting electrode 5b. The first current collecting electrode 5a is located between two adjacent electrode regions 6a of the bus bar electrode 6, for example, between the electrode region 6a1 and the electrode region 6a2 (or the electrode region 6a2 and the electrode region 6a3, etc.). The bus bar electrode 6 that appears to be exposed in plan view is widened (divided). The second current collecting area 5b is connected to the first current collecting area 5a and is located at both ends of the first current collecting area 5a. The first current collecting region 5a and the second current collecting region 5b may be separate (separate members) or integrated (same members). Further, a part of the second current collecting region 5b is located on both ends of the bus bar electrode 6 in the short direction. Furthermore, the average height with respect to the back main surface 2b of the semiconductor substrate 2 is higher in the first current collecting region 5a than in the bus bar electrode 6, and higher in the second current collecting region 5b than in the first current collecting region 5a. That is, the average thickness of the first current collecting region 5 a disposed on the semiconductor substrate 2 is smaller than the average thickness of the second current collecting region 5 b disposed on the semiconductor substrate 2. For example, the average thickness of the first current collection region 5a is, for example, about 9 to 22 μm, and the average thickness of the second current collection region 5b is, for example, about 30 to 50 μm. As described above, the average thickness of the bus bar electrode 6 disposed on the semiconductor substrate 2 is about 1 to 8 μm.

このような構造によれば、第２集電領域５ｂを、低抵抗で光電変換効率の向上に有効なＢＳＦを形成するのに十分な厚さで形成できる。また、第１集電電極５ａによって、バスバー電極６の互いに隣接する２つの電極領域６ａ同士の間のキャリアも集電することが可能となり、太陽電池素子１の光電変換効率を向上させることができる。   According to such a structure, the second current collecting region 5b can be formed with a thickness sufficient to form a BSF that is low in resistance and effective in improving photoelectric conversion efficiency. Further, the first current collecting electrode 5a can also collect carriers between the two electrode regions 6a adjacent to each other of the bus bar electrode 6, and the photoelectric conversion efficiency of the solar cell element 1 can be improved. .

また、後述する太陽電池モジュールなどの製造工程において、太陽電池素子１同士を電気的に接続するための接続導体を、バスバー電極６に半田付けにて接続する場合がある。この場合、第１集電領域５ａの平均厚さ（高さ）が第２集電領域５ｂの平均厚さ（高さ）よりも小さいので、接続導体２２とバスバー電極６との間の間隙が大きくなることがない。このため、接続導体を確実に半田付けができて、信頼性の高い太陽電池モジュールを提供することができる。   Moreover, in the manufacturing process of the solar cell module etc. which will be described later, a connection conductor for electrically connecting the solar cell elements 1 may be connected to the bus bar electrode 6 by soldering. In this case, since the average thickness (height) of the first current collecting region 5a is smaller than the average thickness (height) of the second current collecting region 5b, the gap between the connection conductor 22 and the bus bar electrode 6 is small. It will not grow. For this reason, a connection conductor can be soldered reliably and a highly reliable solar cell module can be provided.

さらに、図４（ａ）に示すように、バスバー電極６の電極領域６ａは接続部６ａａおよ
び積重部６ａｂを有している。ここで、バスバー電極６の互いに隣り合う２つの電極領域６ａの一方と集電電極５の第１集電領域５ａとの間が離れているとよい。また、バスバー電極６の互いに隣り合う２つの電極領域６ａａの一方と集電電極５の第１集電領域５ａとの間が空間１８であると望ましい。なお、接続部６ａａは接続導体２２を半田付けによって接続する部位である。 Furthermore, as shown to Fig.4 (a), the electrode area | region 6a of the bus-bar electrode 6 has the connection part 6aa and the stacking part 6ab. Here, it is preferable that one of the two adjacent electrode regions 6 a of the bus bar electrode 6 is separated from the first current collecting region 5 a of the current collecting electrode 5. In addition, it is desirable that a space 18 is formed between one of the two adjacent electrode regions 6aa of the bus bar electrode 6 and the first current collecting region 5a of the current collecting electrode 5. Note that the connection portion 6aa is a portion for connecting the connection conductor 22 by soldering.

図４（ｂ）に示すように、本実施形態の積重部６ａｂはバスバー電極６の短手方向（図３のＸ軸方向）の両端部の上に集電電極５の第２集電領域５ｂの一部が配置される部位である。ただし、積重部６ａｂはバスバー電極６の短手方向の少なくとも一端部の上に集電電極５の第２集電領域５ｂの一部が配置されていればよい。集電電極５によって集電されたキャリアは、積重部６ａｂによって接続部６ａａに伝導される。   As shown in FIG. 4B, the stacked portion 6ab of the present embodiment is a second current collecting region of the current collecting electrode 5 on both ends of the bus bar electrode 6 in the short direction (X-axis direction in FIG. 3). This is a part where a part of 5b is arranged. However, the stacked portion 6ab may be configured such that a part of the second current collecting region 5b of the current collecting electrode 5 is disposed on at least one end portion of the bus bar electrode 6 in the short direction. The carriers collected by the collecting electrode 5 are conducted to the connecting portion 6aa by the stacking portion 6ab.

バスバー電極６の厚さを小さくしたことによって、積重部６ａｂにおける両電極を形成する部材の合金層の厚みが小さくすることができ、この部分でのクラックの発生を抑制することができる。また、第２集電領域５ｂを厚くすることによって、ＢＳＦ領域を良好に形成することができるので、太陽電池素子の光電変換効率などの特性向上が期待できる。   By reducing the thickness of the bus bar electrode 6, the thickness of the alloy layer of the member forming both electrodes in the stacked portion 6ab can be reduced, and the occurrence of cracks in this portion can be suppressed. In addition, since the BSF region can be favorably formed by increasing the thickness of the second current collecting region 5b, characteristics such as photoelectric conversion efficiency of the solar cell element can be expected.

空間１８は、電極領域６ａと第１集電領域５ａとの間に設けられる。本実施形態の空間１８では、電極材料が配置されず、半導体基板２の裏主面２ｂが露出している。空間１８を設けない場合、図５（ａ）に示すように、電極領域６ａの接続部６ａａの端部が集電電極５の第１集電領域５ａの端部と当接するようになる。このため、接続導体２２を接続部６ａａに半田付けする場合に、半田１１の広がりが不十分になることがありうる。この場合、接続導体２２の長手方向における接続部６ａａの端部近傍部位に半田付けがされていない半田非配置部１２ができる。このように、半田非配置部１２ができると、半田付けされている部分と半田付けされていない半田非配置部１２との界面に、半田付け時に溶融した半田の固化に伴い応力が集中しやすい。このため、完成した太陽電池モジュールの例えば１０年以上の屋外での使用では、半田付けした部位にクラックが発生して、太陽電池モジュールの出力が低下する場合がありうる。   The space 18 is provided between the electrode region 6a and the first current collection region 5a. In the space 18 of the present embodiment, no electrode material is disposed, and the back main surface 2b of the semiconductor substrate 2 is exposed. When the space 18 is not provided, the end of the connection portion 6aa of the electrode region 6a comes into contact with the end of the first current collection region 5a of the current collecting electrode 5 as shown in FIG. For this reason, when the connection conductor 22 is soldered to the connection portion 6aa, the spread of the solder 11 may be insufficient. In this case, a solder non-arranged portion 12 that is not soldered is formed in the vicinity of the end portion of the connection portion 6aa in the longitudinal direction of the connection conductor 22. As described above, when the solder non-arranged portion 12 is formed, stress easily concentrates on the interface between the soldered portion and the unsoldered solder non-arranged portion 12 as the solder melted during soldering is solidified. . For this reason, when the completed solar cell module is used outdoors for, for example, 10 years or more, cracks may occur in the soldered portion, and the output of the solar cell module may be reduced.

一方、バスバー電極６において空間１８を設けた場合は、図５（ｂ）に示すように、空間１８は電極領域６ａの接続部６ａａの端部と集電電極５の第１集電領域５ａの端部との間に存在している。このため、接続導体２２を接続部６ａａに半田付けする場合に、接続導体２２の長手方向において接続部６ａａに半田非配置部１２が無く、接続部６ａａの上面部では半田１１がほぼ均一な厚みに形成される。これにより、半田１１の固化に伴う応力集中が無く、完成した太陽電池モジュールの信頼性をより向上させることができる。なお、この空間１８の寸法は、半田付けの状態を観察しながら最適に決定すればよいが、例えば０．３〜１．２ｍｍ程度である。   On the other hand, when the space 18 is provided in the bus bar electrode 6, as shown in FIG. 5B, the space 18 is formed between the end of the connection portion 6 aa of the electrode region 6 a and the first current collection region 5 a of the current collection electrode 5. It exists between the ends. For this reason, when the connection conductor 22 is soldered to the connection portion 6aa, the connection portion 6aa has no solder non-arrangement portion 12 in the longitudinal direction of the connection conductor 22, and the solder 11 has a substantially uniform thickness on the upper surface portion of the connection portion 6aa. Formed. Thereby, there is no stress concentration accompanying solidification of the solder 11, and the reliability of the completed solar cell module can be further improved. The size of the space 18 may be determined optimally while observing the soldering state, and is, for example, about 0.3 to 1.2 mm.

以上により、本実施形態によれば、高い光電変換効率の太陽電池素子とすることができて、配線部材などの接続導体をバスバー電極に対して半田付け等の接続が良好に行え、特性および信頼性の高い太陽電池モジュールの作製が可能となる。   As described above, according to this embodiment, a solar cell element with high photoelectric conversion efficiency can be obtained, and a connection conductor such as a wiring member can be satisfactorily connected to the bus bar electrode by soldering, etc. A highly efficient solar cell module can be manufactured.

＜太陽電池素子の製造方法＞
次に、太陽電池素子１の製造方法の一例について説明する。 <Method for producing solar cell element>
Next, an example of a method for manufacturing the solar cell element 1 will be described.

まず、図６（ａ）に示すように半導体基板２を準備する。半導体基板２としては、比抵抗は例えば０．２〜３．０Ω・ｃｍ程度の一導電型を有する多結晶シリコン基板である。なお、半導体基板２として単結晶シリコン基板を用いる場合は、単結晶シリコンは例えばＦＺ（フローティングゾーン）法またはＣＺ（チョクラルスキー）法などによって作製される。半導体基板２として多結晶シリコン基板を用いる場合は、多結晶シリコンは例えば
鋳造法などによって作製される。なお、以下の説明では、ｐ型の多結晶シリコン基板を半導体基板２として用いた例によって説明する。 First, a semiconductor substrate 2 is prepared as shown in FIG. The semiconductor substrate 2 is a polycrystalline silicon substrate having a specific conductivity of about 0.2 to 3.0 Ω · cm, for example. When a single crystal silicon substrate is used as the semiconductor substrate 2, the single crystal silicon is produced by, for example, the FZ (floating zone) method or the CZ (Czochralski) method. When a polycrystalline silicon substrate is used as the semiconductor substrate 2, the polycrystalline silicon is produced by, for example, a casting method. In the following description, an example in which a p-type polycrystalline silicon substrate is used as the semiconductor substrate 2 will be described.

半導体基板２の製法について説明する。まず、鋳造法によって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１５０〜２５０μｍ程度の厚みにスライスして、ｐ型の半導体基板２を作製する。その後、半導体基板２の切断面の機械的ダメージ層および汚染層を除去するために、表面をＮａＯＨもしくはＫＯＨなどのアルカリ水溶液またはフッ酸および硝酸の混合液などの溶液を用いて微量エッチングする。なお、このエッチング工程後に、ウエットエッチング法またはＲＩＥ（Reactive Ion Etching）法などのドライエッチング法を用いて、半導体基板２の表面２ａに微小な凹凸構造（テクスチャ）を形成してもよい。テクスチャ形成によって、表面２ａにおける光の反射率が低減することで、太陽電池素子１の変換効率が向上する。   A method for manufacturing the semiconductor substrate 2 will be described. First, an ingot of polycrystalline silicon is produced by a casting method. Next, the ingot is sliced to a thickness of about 150 to 250 μm, for example, and the p-type semiconductor substrate 2 is manufactured. Thereafter, in order to remove the mechanical damage layer and the contaminated layer on the cut surface of the semiconductor substrate 2, the surface is subjected to a small amount of etching using an alkali aqueous solution such as NaOH or KOH or a solution such as a mixed solution of hydrofluoric acid and nitric acid. After this etching step, a fine uneven structure (texture) may be formed on the surface 2a of the semiconductor substrate 2 by using a dry etching method such as a wet etching method or an RIE (Reactive Ion Etching) method. The conversion efficiency of the solar cell element 1 is improved by reducing the reflectance of light on the surface 2a by texture formation.

次に、図６（ｂ）に示すように、半導体基板２における表面２ａ側の表層内にｎ型の逆導電型層８を形成する。このような逆導電型層８は、ペースト状態にしたＰ２Ｏ５を含む材料を半導体基板２の表面２ａに塗布して熱拡散させる塗布熱拡散法、ガス状態にしたオキシ塩化リン（ＰＯＣｌ３）を拡散源とした気相熱拡散法、または、リンイオンを直接拡散させるイオン打ち込み法などによって形成される。逆導電型層８は平均厚さが０．１〜２μｍ程度であり、シート抵抗が４０〜１５０Ω／□程度を示すように形成される。 Next, as shown in FIG. 6B, an n-type reverse conductivity type layer 8 is formed in the surface layer of the semiconductor substrate 2 on the surface 2a side. Such a reverse conductivity type layer 8 is formed by a coating thermal diffusion method in which a material containing P 2 O 5 in a paste state is applied to the surface 2a of the semiconductor substrate 2 and thermally diffused, or phosphorus oxychloride (POCl 3 in a gas state). ) As a diffusion source, or an ion implantation method for directly diffusing phosphorus ions. The reverse conductivity type layer 8 is formed to have an average thickness of about 0.1 to 2 μm and a sheet resistance of about 40 to 150 Ω / □.

気相熱拡散法などで逆導電型層８を形成する際に、半導体基板２の裏主面２ｂ側にも逆導電型層が形成された場合には、フッ酸および硝酸の混合液に裏主面２ｂ側のみを浸す。これにより、半導体基板２の裏主面２ｂ側の逆導電型層をエッチングし除去して、ｐ型の一導電型領域７を露出させる。以上により、半導体基板２の内部に、ｐ型の一導電型領域７とｎ型の逆導電型層８とによるｐｎ接合を形成することができる。   When the reverse conductivity type layer 8 is formed by the vapor phase thermal diffusion method or the like, if the reverse conductivity type layer is also formed on the back main surface 2b side of the semiconductor substrate 2, the back surface of the mixed solution of hydrofluoric acid and nitric acid is used. Only the main surface 2b side is immersed. Thus, the reverse conductivity type layer on the back main surface 2b side of the semiconductor substrate 2 is removed by etching, and the p-type one conductivity type region 7 is exposed. As described above, a pn junction can be formed in the semiconductor substrate 2 by the p-type one conductivity type region 7 and the n-type reverse conductivity type layer 8.

次に、図６（ｃ）に示すように、半導体基板２の表面２ａ側の表面に反射防止層９を形成する。反射防止層９は、上述の窒化シリコンなどからなる膜を、ＰＥＣＶＤ（Plasma enhanced Chemical Vapor Deposition）法、熱ＣＶＤ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、まずＰＥＣＶＤ法を用いて、反応室内を５００℃程度としてシラン（ＳｉＨ４）とアンモニア（ＮＨ３）との混合ガスを窒素（Ｎ２）で希釈する。そして、これらのガスをグロー放電分解でプラズマ化させて、半導体基板２の上に窒化シリコン膜の反射防止層９を形成する。反射防止層９の平均厚さは、構成する材料によって適宜選択されて、適当な入射光に対して低反射条件を実現できるように設定される。例えば窒化シリコン膜の反射防止層９の屈折率は１．８〜２．３程度、平均厚さは５００〜１２００Å程度であればよい。 Next, as shown in FIG. 6C, an antireflection layer 9 is formed on the surface of the semiconductor substrate 2 on the surface 2 a side. The antireflection layer 9 is formed of a film made of the above-described silicon nitride or the like by using a PECVD (Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition) method, a thermal CVD method, a vapor deposition method, a sputtering method, or the like. For example, first, using PECVD, the reaction chamber is set to about 500 ° C., and a mixed gas of silane (SiH 4 ) and ammonia (NH 3 ) is diluted with nitrogen (N 2 ). Then, these gases are turned into plasma by glow discharge decomposition, and a silicon nitride film antireflection layer 9 is formed on the semiconductor substrate 2. The average thickness of the antireflective layer 9 is appropriately selected depending on the constituent material, and is set so that low reflection conditions can be realized with respect to appropriate incident light. For example, the refractive index of the antireflection layer 9 made of a silicon nitride film may be about 1.8 to 2.3 and the average thickness may be about 500 to 1200 mm.

次に、図６（ｄ）に示すように、半導体基板２の表面２ａに、出力電極３およびフィンガー電極４となる表面側導電ペースト１３を配置する。表面側導電ペースト１３として、例えば銀（または銅もしくは銀銅合金）を主成分とする導電ペーストを用いる。この場合、導電ペースト中に銀を７０〜８５質量％程度含有させるとともに、ガラスフリットおよび有機ビヒクルを混練したものを用いる。有機ビヒクルは、例えばバインダーとして使用される樹脂成分を有機溶媒に添加して得られる。バインダーとしては、エチルセルロース等のセルロース系樹脂のほか、アクリル樹脂またはアルキッド樹脂等が使用される。有機溶媒としては、例えば、ジエチレングリコールモノブチルエーテルアセテート、ターピネオールまたはジエチレングリコールモノブチルエーテル等が使用される。有機ビヒクルの含有質量は、ペースト中に５〜２０質量％程度含有していればよい。また、ガラスフリットの成分は、ガラス材料として例えばＳｉＯ２−Ｂｉ２Ｏ３−ＰｂＯ系、Ａｌ２Ｏ３−ＳｉＯ２−ＰｂＯ系などの鉛系ガラスを用いることができる。また、他のガラス材料としては、Ｂ２Ｏ３−ＳｉＯ２−Ｂｉ２Ｏ３系またはＢ２Ｏ３−ＳｉＯ２−ＺｎＯ系などの非鉛
系ガラスも用いることができる。ガラスフリットは、ペースト中に２〜１５質量％程度含有させればよい。表面側導電ペースト１３を配置する方法としては、スクリーン製版を用いたスクリーン印刷法を用いることができる。そして配置後、所定の温度で乾燥し、溶剤を蒸発させる。 Next, as shown in FIG. 6D, the surface-side conductive paste 13 that becomes the output electrode 3 and the finger electrode 4 is disposed on the surface 2 a of the semiconductor substrate 2. As the surface-side conductive paste 13, for example, a conductive paste mainly composed of silver (or copper or a silver-copper alloy) is used. In this case, about 70 to 85% by mass of silver is contained in the conductive paste, and a kneaded glass frit and an organic vehicle is used. The organic vehicle is obtained, for example, by adding a resin component used as a binder to an organic solvent. As the binder, an acrylic resin or an alkyd resin is used in addition to a cellulose-based resin such as ethyl cellulose. As the organic solvent, for example, diethylene glycol monobutyl ether acetate, terpineol or diethylene glycol monobutyl ether is used. The content of the organic vehicle may be about 5 to 20% by mass in the paste. As the glass frit component, lead glass such as SiO 2 —Bi 2 O 3 —PbO or Al 2 O 3 —SiO 2 —PbO can be used as a glass material. Further, as other glass materials, non-lead glass such as B 2 O 3 —SiO 2 —Bi 2 O 3 or B 2 O 3 —SiO 2 —ZnO can be used. The glass frit may be contained in the paste by about 2 to 15% by mass. As a method of arranging the surface-side conductive paste 13, a screen printing method using screen plate making can be used. And after arrangement | positioning, it dries at predetermined temperature and evaporates a solvent.

次に、図６（ｅ）に示すように、半導体基板２の裏主面２ｂに、バスバー電極６用の裏面側第１導電ペースト１４を配置する。裏面側第１導電ペースト１４は、上述の表面側導電ペースト１３と同様の導電ペーストが使用可能である。裏面側第１導電ペースト１４を配置後、所定の温度で乾燥させて溶剤を蒸散させる。   Next, as shown in FIG. 6E, the back side first conductive paste 14 for the bus bar electrode 6 is disposed on the back main surface 2 b of the semiconductor substrate 2. The back side first conductive paste 14 can be the same conductive paste as the above-mentioned front side conductive paste 13. After arrange | positioning the back side 1st electrically conductive paste 14, it is made to dry at predetermined temperature and a solvent is evaporated.

次いで、図６（ｆ）に示すように、裏面集電電極５用の裏面側第２導電ペースト１５を配置する。裏面側第２導電ペースト１５としては、例えばアルミニウムを主成分とする金属粉末、ガラスフリットおよび有機ビヒクル等を含有するアルミニウムペーストが用いられる。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。   Next, as shown in FIG. 6 (f), the back side second conductive paste 15 for the back side collecting electrode 5 is disposed. As the back side second conductive paste 15, for example, an aluminum paste containing metal powder containing aluminum as a main component, glass frit, organic vehicle, and the like is used. As a coating method, a screen printing method or the like can be used.

上述したように、本実施形態の太陽電池素子の製造方法では、第１集電領域５ａの平均厚さは第２集電領域５ｂの平均厚さよりも小さく形成する。このため、第１集電領域５ａを形成する領域に配置される単位面積当たりの裏面側第２導電ペースト１５を、第２集電領域５ｂを形成する領域に配置される単位面積当たりの裏面側第２導電ペースト１５よりも小さくする。例えば、まず第１集電領域５ａを形成する領域と第２集電領域５ｂを形成する領域とに、スクリーン印刷法によって裏面側第２導電ペースト１５の1回目の印刷を
行う。その後、第２集電領域５ｂにのみに裏面側第２導電ペースト１５を印刷することで可能である。 As described above, in the method for manufacturing a solar cell element of this embodiment, the average thickness of the first current collecting region 5a is formed smaller than the average thickness of the second current collecting region 5b. For this reason, the back side second conductive paste 15 per unit area arranged in the region where the first current collecting region 5a is formed is used as the back side per unit area arranged in the region where the second current collecting region 5b is formed. It is made smaller than the second conductive paste 15. For example, the first printing of the back-side second conductive paste 15 is first performed by screen printing on the region where the first current collecting region 5a and the region where the second current collecting region 5b is formed. Then, it is possible by printing the back surface side 2nd electrically conductive paste 15 only to the 2nd current collection area | region 5b.

また別の方法としては、例えば図７に示すように、スクリーン印刷法で使用するスクリーン製版ＳＣを用いる方法がある。スクリーン枠１６には後述するメッシュおよび乳剤からなるスクリーン部１７が張られている。このスクリーン部１７は、第２集電領域５ｂとなる部位に裏面側第２導電ペースト１５を塗布するための第１領域１７ａと、バスバー電極６の電極領域６ａに対応する第２領域１７ｂと、第１集電領域５ａに対応する第３領域１７ｃとを有する。   As another method, for example, as shown in FIG. 7, there is a method using a screen plate making SC used in the screen printing method. A screen portion 17 made of a mesh and an emulsion, which will be described later, is stretched on the screen frame 16. The screen portion 17 includes a first region 17a for applying the back-side second conductive paste 15 to a portion to be the second current collecting region 5b, a second region 17b corresponding to the electrode region 6a of the bus bar electrode 6, And a third region 17c corresponding to the first current collecting region 5a.

第１領域１７ａは、導電ペーストが通過できるように乳剤が無く、ポリエステル系樹脂やステンレスなどの金属で作製されたメッシュのみがある部分である。また、第２領域１７ｂでは、裏面側第２導電ペースト１５が塗布されないように乳剤が配置される。さらに第３領域１７ｃでは、乳剤が配置される領域１７ｃ１と乳剤が配置されない領域１７ｃ２とが設けられている。乳剤が配置される領域１７ｃ１と乳剤が配置されない領域１７ｃ２とは、交互に複数配置されている。   The first region 17a is a portion where there is no emulsion so that the conductive paste can pass therethrough and there is only a mesh made of a metal such as polyester resin or stainless steel. In the second region 17b, the emulsion is arranged so that the back side second conductive paste 15 is not applied. Further, in the third region 17c, a region 17c1 where the emulsion is disposed and a region 17c2 where the emulsion is not disposed are provided. A plurality of regions 17c1 where the emulsion is disposed and regions 17c2 where the emulsion is not disposed are alternately arranged.

スクリーン製版ＳＣを上記のような構成にすることによって、裏面側第２導電ペースト１５を印刷したときに、第３領域１７ｃに対応する部位には、導電ペーストが塗布される部分と塗布されない部分とが交互に形成されることとなる。このような状態で導電ペーストを乾燥後、焼成すると、焼成時に裏主面側第２導電ペースト１５の少なくとも一部が溶融する。このため、塗布された導電ペーストの一部が、塗布されない部分へと流動して、第１集電領域５ａの平均厚さを第２集電領域５ｂの平均厚さよりも小さく形成することができる。これにより、裏主面側第２導電ペースト１５の印刷を１回で行うことができるため、太陽電池素子の工程を簡略化できて、より望ましい。なお、乳剤が配置される領域１７ｃ１の寸法は、第１集電領域５ａの膜厚の状態を観察しながら、最適に決定すればよいが、例えば各々０．０３〜０．１２ｍｍ程度である。   By configuring the screen plate-making SC as described above, when the back-side second conductive paste 15 is printed, a portion corresponding to the third region 17c includes a portion where the conductive paste is applied and a portion where the conductive paste is not applied. Are alternately formed. When the conductive paste is dried and baked in such a state, at least a part of the back main surface side second conductive paste 15 is melted during baking. For this reason, a part of the applied conductive paste flows to a portion where it is not applied, and the average thickness of the first current collecting region 5a can be formed smaller than the average thickness of the second current collecting region 5b. . Thereby, since the back main surface side 2nd conductive paste 15 can be printed at once, the process of a solar cell element can be simplified and it is more desirable. The size of the region 17c1 where the emulsion is disposed may be determined optimally while observing the thickness of the first current collecting region 5a, and is, for example, about 0.03 to 0.12 mm.

また、図８に示すように、第１集電領域５ａの平均厚さは、バスバー電極６の電極領域
６ａの平均厚さよりも大きい。さらに、第１集電領域５ａの平均厚さとバスバー電極６の電極領域６ａの平均厚さとの差ｔは、太陽電池モジュールの作製時に使用する接続導体２２の表面をコートしている半田の平均膜厚の１．７倍以下であることが望ましい。発明者らが繰り返し行ったテストでは、例えば接続導体２２をコートしている半田の平均膜厚が１５μｍであれば、第１集電領域５ａの平均厚さとバスバー電極６の電極領域６ａの平均厚さとの差ｔは、２５μｍ以下であることが望ましいことがわかった。接続導体２２の半田付け時には表面をコートしている半田が溶融し、ある程度は流動する。接続導体２２をコートしている半田の平均厚さの１．７倍以下であれば、バスバー電極６の電極領域６ａの上面と接続導体２２の下面との差が小さい。このため、接続導体２２の表面をコートしている半田の流動のみで間隙を満たすことができて、半田付け強度が十分となる。また、第１集電領域５ａの平均厚さをバスバー電極６の電極領域６ａの平均厚さよりも大きくすることによって、第１集電領域５ａを低抵抗にすることができて、太陽電池素子１の光電変換効率を向上させることができる。 Further, as shown in FIG. 8, the average thickness of the first current collecting region 5 a is larger than the average thickness of the electrode region 6 a of the bus bar electrode 6. Further, the difference t between the average thickness of the first current collecting region 5a and the average thickness of the electrode region 6a of the bus bar electrode 6 is the average film of the solder coating the surface of the connection conductor 22 used when the solar cell module is manufactured. The thickness is desirably 1.7 times or less. In the test repeatedly performed by the inventors, for example, if the average film thickness of the solder coating the connection conductor 22 is 15 μm, the average thickness of the first current collecting area 5a and the average thickness of the electrode area 6a of the bus bar electrode 6 It has been found that the difference t is preferably 25 μm or less. When the connecting conductor 22 is soldered, the solder coating the surface melts and flows to some extent. If the average thickness of the solder coating the connecting conductor 22 is 1.7 times or less, the difference between the upper surface of the electrode region 6a of the bus bar electrode 6 and the lower surface of the connecting conductor 22 is small. For this reason, the gap can be filled only by the flow of the solder coating the surface of the connection conductor 22, and the soldering strength is sufficient. In addition, by making the average thickness of the first current collecting region 5a larger than the average thickness of the electrode region 6a of the bus bar electrode 6, the first current collecting region 5a can be made to have a low resistance, and the solar cell element 1 The photoelectric conversion efficiency of can be improved.

次に、表面側導電ペースト１３、裏主面側第１導電ペースト１４および裏主面側第２導電ペースト１５を配置した半導体基板２を焼成炉に投入し、これらペーストを同時に６００〜８５０℃程度の温度で数分間、焼成する。これにより、焼成中に溶融したガラスフリットが半導体基板２の最表面と反応した後に固着して、各電極と半導体基板２との電気的コンタクトを形成するとともに、機械的な接着強度を高めることができる。このとき、表面側導電ペースト１３は、反射防止層９をファイアースルーして、半導体基板２と直に接する出力電極３およびフィンガー電極４が形成される。また、この焼成によって、裏主面側第１導電ペースト１４はバスバー電極６となり、裏主面側第２導電ペースト１５は集電電極５となる。このとき、集電電極５の形成と同時に、アルミニウムが半導体基板２に拡散することによって、ＢＳＦ領域１０が形成される。以上の工程によって、図２に示した太陽電池素子１が完成する。   Next, the semiconductor substrate 2 on which the surface-side conductive paste 13, the back main surface side first conductive paste 14 and the back main surface side second conductive paste 15 are placed is put into a firing furnace, and these pastes are simultaneously about 600 to 850 ° C. Bake for several minutes at this temperature. As a result, the glass frit melted during firing reacts with the outermost surface of the semiconductor substrate 2 and adheres to form an electrical contact between each electrode and the semiconductor substrate 2 and increase the mechanical adhesive strength. it can. At this time, the surface-side conductive paste 13 fires through the antireflection layer 9 to form the output electrode 3 and the finger electrode 4 that are in direct contact with the semiconductor substrate 2. Further, by this firing, the back main surface side first conductive paste 14 becomes the bus bar electrode 6, and the back main surface side second conductive paste 15 becomes the current collecting electrode 5. At this time, the BSF region 10 is formed by diffusing aluminum into the semiconductor substrate 2 simultaneously with the formation of the collecting electrode 5. The solar cell element 1 shown in FIG. 2 is completed through the above steps.

なお、本実施形態に係る太陽電池素子１の製造方法は、上記のものに限定されるものではない。例えば、焼成工程は、表面側導電ペースト１３、裏主面側第１導電ペースト１４および裏主面側第２導電ペースト１５をそれぞれ配置した後に順次行なってもよい。ただし、表面側導電ペースト１３および裏主面側第１導電ペースト１４を同時に行ない、裏主面側第２導電ペースト１５配置後にさらに焼成してもよい。また、他の方法としては、表面側導電ペースト１３を焼成した後、裏主面側第１導電ペースト１４、裏主面側第２導電ペースト１５を同時に焼成してもよい。   In addition, the manufacturing method of the solar cell element 1 which concerns on this embodiment is not limited to said thing. For example, the firing step may be sequentially performed after the surface-side conductive paste 13, the back main surface side first conductive paste 14, and the back main surface side second conductive paste 15 are arranged. However, the surface-side conductive paste 13 and the back main surface side first conductive paste 14 may be simultaneously performed, and further fired after the back main surface side second conductive paste 15 is arranged. As another method, after the front surface side conductive paste 13 is fired, the back main surface side first conductive paste 14 and the back main surface side second conductive paste 15 may be fired simultaneously.

＜太陽電池モジュール＞
図９（ａ），（ｂ）に示すように、本実施形態に係る太陽電池モジュール２１は、複数の太陽電池素子１を有する太陽電池パネル２３と、太陽電池パネル２３の外周部に配置されたフレーム２４を有する。太陽電池モジュール２１は、主として光を受ける面である第１面２１ａ（図９（ａ）を参照）、および、第１面２１ａの裏主面に相当する第２面２１ｂを有する（図９（ｂ）を参照）。そして、太陽電池モジュール２１は、図９（ｂ）に示すように、第２面２１ｂに端子箱２５を有している。また、端子箱２５には、太陽電池モジュール２１の発生した電力を外部回路に供給するための出力ケーブル２６が配線されている。 <Solar cell module>
As shown in FIGS. 9A and 9B, the solar cell module 21 according to this embodiment is disposed on the solar cell panel 23 having the plurality of solar cell elements 1 and the outer peripheral portion of the solar cell panel 23. It has a frame 24. The solar cell module 21 has a first surface 21a (see FIG. 9A) that is a surface that mainly receives light, and a second surface 21b that corresponds to the back main surface of the first surface 21a (FIG. 9 ( see b)). And the solar cell module 21 has the terminal box 25 in the 2nd surface 21b, as shown in FIG.9 (b). The terminal box 25 is wired with an output cable 26 for supplying power generated by the solar cell module 21 to an external circuit.

太陽電池モジュール２１を構成する太陽電池素子１は、上述の実施形態のものであればよい。また、隣り合う太陽電池素子１同士は、図１０（ａ），（ｂ）に示すように、接続導体２２で電気的に接続される。この接続導体２２は、例えば、厚さが０．１〜０．３ｍｍ程度の銅またはアルミニウムの金属箔であればよい。この金属箔には、表面に半田がコーティングされている。この半田は、メッキまたはディピング等によって、例えば、５〜３０μｍ程度の平均厚さになるように設けられる。この接続導体２２の幅は、太陽電池素子の出力電極３の幅と同等もしくは出力電極３の幅よりも小さくすればよい。これにより、接続導体２２によって太陽電池素子１の受光を妨げにくくできる。また接続導体２２は、出力電極３およびバスバー電極６の電極領域６ａの略全表面に接続してもよい。これにより、太陽電池素子１の抵抗成分を小さくできる。ここで、接続導体２２を１５０ｍｍ角程度の半導体基板２を使用する場合、接続導体２２の幅は１〜３ｍｍ程度、その長さは２６０〜３００ｍｍ程度であればよい。   The solar cell element 1 constituting the solar cell module 21 may be that of the above-described embodiment. Adjacent solar cell elements 1 are electrically connected by a connection conductor 22 as shown in FIGS. 10 (a) and 10 (b). For example, the connection conductor 22 may be a copper or aluminum metal foil having a thickness of about 0.1 to 0.3 mm. The metal foil has a surface coated with solder. This solder is provided by plating or dipping so as to have an average thickness of about 5 to 30 μm, for example. The width of the connection conductor 22 may be equal to or smaller than the width of the output electrode 3 of the solar cell element. Thereby, the connection conductor 22 can make it difficult to prevent the solar cell element 1 from receiving light. Further, the connection conductor 22 may be connected to substantially the entire surface of the electrode region 6 a of the output electrode 3 and the bus bar electrode 6. Thereby, the resistance component of the solar cell element 1 can be made small. Here, when the semiconductor substrate 2 having a connection conductor 22 of about 150 mm square is used, the connection conductor 22 may have a width of about 1 to 3 mm and a length of about 260 to 300 mm.

図１０（ａ）に示すように、１つの太陽電池素子１に接続される接続導体２２において、一方の接続導体２２ａは、太陽電池素子１の表面１ａの出力電極３に半田付けされており、また他方の接続導体２２ｂは、太陽電池素子１の裏主面のバスバー電極６に半田付けされている。   As shown in FIG. 10A, in the connection conductor 22 connected to one solar cell element 1, one connection conductor 22a is soldered to the output electrode 3 on the surface 1a of the solar cell element 1, The other connection conductor 22 b is soldered to the bus bar electrode 6 on the back main surface of the solar cell element 1.

また、図１０（ｂ）に示すように、隣り合う太陽電池素子１（太陽電池素子１Ｓ、１Ｔ）は、太陽電池素子１Ｓの表面１ａの出力電極３に接続した接続導体２２の他端部を太陽電池素子１Ｔの裏主面１ｂのバスバー電極６に半田付けされることによって接続される。このような接続を複数（例えば５〜１０個程度）の太陽電池素子１に繰り返すことによって、複数の太陽電池素子１が直線状に直列接続されてなる太陽電池ストリングが形成される。   Moreover, as shown in FIG.10 (b), the adjacent solar cell element 1 (solar cell element 1S, 1T) connects the other end part of the connection conductor 22 connected to the output electrode 3 of the surface 1a of the solar cell element 1S. It connects by soldering to the bus-bar electrode 6 of the back main surface 1b of the solar cell element 1T. By repeating such connection to a plurality (for example, about 5 to 10) of solar cell elements 1, a solar cell string in which the plurality of solar cell elements 1 are linearly connected in series is formed.

次に、この太陽電池ストリングを複数（例えば２〜１０本程度）用意して、１〜１０ｍｍ程度の所定間隔をあけて略平行に整列させる。そして、太陽電池ストリングの各端部の太陽電池素子１同士を横方向配線３５にて半田付けなどで接続する。また、両端側の太陽電池ストリングの横方向配線３５を接続していない太陽電池素子１には、外部導出配線３６を接続する。   Next, a plurality of solar cell strings (for example, about 2 to 10) are prepared and aligned approximately in parallel at a predetermined interval of about 1 to 10 mm. Then, the solar cell elements 1 at each end of the solar cell string are connected to each other by soldering or the like with the lateral wiring 35. Moreover, the external lead-out wiring 36 is connected to the solar cell element 1 to which the lateral wiring 35 of the solar cell strings on both ends is not connected.

次に、透光性基板３１、表面側充填材３２、裏面側充填材３３および裏面材３４を準備する。透光性基板３１としては、ガラスまたはポリカーボネート樹脂などからなる基板が用いられる。ここで、ガラスとしては、例えば、白板ガラス、強化ガラス、倍強化ガラスまたは熱線反射ガラスなどが用いられる。また、樹脂であれば、ポリカーボネート樹脂などの合成樹脂が用いられる。透光性基板３１は厚さ３〜５ｍｍ程度であればよい。   Next, the translucent substrate 31, the front surface side filler 32, the back surface side filler 33, and the back surface material 34 are prepared. As the translucent substrate 31, a substrate made of glass or polycarbonate resin is used. Here, as glass, for example, white plate glass, tempered glass, double tempered glass, or heat ray reflective glass is used. In the case of a resin, a synthetic resin such as a polycarbonate resin is used. The translucent board | substrate 31 should just be about 3-5 mm in thickness.

表面側充填材３２および裏面側充填材３３は、それぞれエチレン−酢酸ビニル共重合体（以下ＥＶＡと略す）またはポリビニルブチラール（ＰＶＢ）から成り、Ｔダイと押し出し機とによって、厚さ０．４〜１ｍｍ程度のシート状に成形されたものが用いられる。これらはラミネート装置によって減圧下にて加熱加圧を行うことで、軟化、融着して他の部材と一体化させる。   The front side filler 32 and the back side filler 33 are each made of an ethylene-vinyl acetate copolymer (hereinafter abbreviated as EVA) or polyvinyl butyral (PVB), and have a thickness of 0.4 to What was shape | molded in the sheet form of about 1 mm is used. These are heated and pressed under reduced pressure by a laminating apparatus, and are softened and fused to be integrated with other members.

裏面材３４は、外部からの水分の浸入を低減する役割を有する。裏面材３４は、例えば、アルミ箔を挟持した耐候性を有するフッ素系樹脂シート、アルミナまたはシリカを蒸着したポリエチレンテレフタレ−ト（ＰＥＴ）シート等が用いられる。裏面材３４は、太陽電池モジュール２１の第２面２１ｂ側からの光に入射を光発電に用いる場合は、ガラスまたはポリカーボネート樹脂を用いてもよい。   The back material 34 has a role of reducing moisture intrusion from the outside. As the back material 34, for example, a fluorine resin sheet having weather resistance with an aluminum foil sandwiched therebetween, a polyethylene terephthalate (PET) sheet on which alumina or silica is vapor-deposited, or the like is used. The back material 34 may be made of glass or polycarbonate resin when incident on light from the second surface 21b side of the solar cell module 21 is used for photovoltaic power generation.

次いで、図１１に示すように、透光性基板３１上に表面側充填材３２を配置した後、上記のように接続した太陽電池素子１、裏面側充填材３３および裏面材３４を順次積層して積層体を作製する。   Next, as shown in FIG. 11, after the surface-side filler 32 is disposed on the translucent substrate 31, the solar cell element 1, the back-side filler 33, and the back-surface material 34 connected as described above are sequentially laminated. To produce a laminate.

次いで、この積層体をラミネート装置にセットする。そして、減圧下にて加圧しながら１００〜２００℃で例えば１５分〜１時間程度加熱することによって、太陽電池パネル２３を作製できる。   Next, this laminate is set in a laminating apparatus. And the solar cell panel 23 is producible by heating at 100-200 degreeC, for example for about 15 minutes-1 hour, pressurizing under reduced pressure.

最後に、図９に示すように、太陽電池パネル２３の外周部にフレーム２４や第２面２１ｂ側に端子箱２５を必要に応じて取り付けることで、太陽電池モジュール２１が完成する。このように、上述の太陽電池素子１を備えることによって、特性および信頼性に優れた太陽電池モジュール２１を提供できる。   Finally, as shown in FIG. 9, the solar cell module 21 is completed by attaching the terminal box 25 to the outer periphery of the solar cell panel 23 on the frame 24 and the second surface 21b side as required. Thus, by providing the above-described solar cell element 1, the solar cell module 21 having excellent characteristics and reliability can be provided.

太陽電池素子は、次のようにして作製した。まず、図６（ａ）に示すように半導体基板２を準備した。半導体基板２は、鋳造法によって作製され、ボロンがドープされたｐ型の多結晶シリコン基板を用意した。また、半導体基板２は、比抵抗値が約１Ω・ｃｍ、一辺約１５６ｍｍの正方形状の平面形状を有し、厚みが２００μｍ程度のものを用いた。また、半導体基板２は、ＮａＯＨ水溶液を用いて表面からの深さ１０μｍ程度をエッチングした後に、ＲＩＥ法を用いて表主面２ａ側に微細なテクスチャを形成した。   The solar cell element was produced as follows. First, a semiconductor substrate 2 was prepared as shown in FIG. The semiconductor substrate 2 was prepared by a casting method, and a p-type polycrystalline silicon substrate doped with boron was prepared. The semiconductor substrate 2 has a square planar shape with a specific resistance value of about 1 Ω · cm, a side of about 156 mm, and a thickness of about 200 μm. The semiconductor substrate 2 was etched to a depth of about 10 μm from the surface using an aqueous NaOH solution, and then a fine texture was formed on the front principal surface 2a side using the RIE method.

その後、図６（ｂ）に示すように、オキシ塩化リン（ＰＯＣｌ３）を拡散源とした気相熱拡散法によって、半導体基板２の表面全面にｎ型領域を形成した。このｎ型領域は５０〜１００Ω／□程度のシート抵抗になるように形成した。その後、半導体基板２の裏主面２ｂ側のみをフッ硝酸溶液に浸して、裏主面２ｂ側のｎ型領域を除去した。これにより、半導体基板２の表主面２ａ側に、図２に示すようなｎ型の逆導電型層８を形成した。 Thereafter, as shown in FIG. 6B, an n-type region was formed on the entire surface of the semiconductor substrate 2 by vapor phase thermal diffusion using phosphorus oxychloride (POCl 3 ) as a diffusion source. The n-type region was formed to have a sheet resistance of about 50 to 100Ω / □. Thereafter, only the back main surface 2b side of the semiconductor substrate 2 was immersed in a hydrofluoric acid solution to remove the n-type region on the back main surface 2b side. Thus, an n-type reverse conductivity type layer 8 as shown in FIG. 2 was formed on the front main surface 2a side of the semiconductor substrate 2.

次に、図６（ｃ）に示すように、半導体基板２の表主面２ａ上に、ＰＥＣＶＤ装置を用いて、窒化シリコンからなる反射防止膜６を形成した。反射防止膜６は、屈折率が２．１〜２．２程度であり、厚みが８０〜１００ｎｍ程度となるように成膜した。   Next, as shown in FIG. 6C, an antireflection film 6 made of silicon nitride was formed on the front main surface 2a of the semiconductor substrate 2 using a PECVD apparatus. The antireflection film 6 was formed to have a refractive index of about 2.1 to 2.2 and a thickness of about 80 to 100 nm.

次に、図６（ｄ）に示すように、半導体基板２の表主面２ａに、出力電極３およびフィンガー電極４となる表面側導電ペースト１３を塗布した。表面側導電ペースト１３は、銀を８０質量％程度、ＳｉＯ２−Ｂｉ２Ｏ３−ＰｂＯ系のガラスフリットを１４質量％程度、有機ビヒクルを６質量％程度含有させたものを用いた。有機ビヒクルは、バインダーとしてエチルセルロースを用い、有機溶媒としてはジエチレングリコールモノブチルエーテルアセテートを用いた。スクリーン印刷法を用いて、表面側導電ペースト１３を図１（ａ）に示すようなパターンに塗布した。印刷直後のペースト厚は約１９μｍであった。そして、この塗布後、表面側導電ペースト１３を１５０℃程度の温度で３分程度乾燥し溶剤を蒸発させた。 Next, as shown in FIG. 6D, the surface side conductive paste 13 that becomes the output electrode 3 and the finger electrode 4 was applied to the front main surface 2 a of the semiconductor substrate 2. As the surface-side conductive paste 13, a paste containing about 80% by mass of silver, about 14% by mass of SiO 2 —Bi 2 O 3 —PbO-based glass frit and about 6% by mass of an organic vehicle was used. The organic vehicle used ethyl cellulose as the binder and diethylene glycol monobutyl ether acetate as the organic solvent. Using the screen printing method, the surface-side conductive paste 13 was applied in a pattern as shown in FIG. The paste thickness immediately after printing was about 19 μm. And after this application | coating, the surface side electrically conductive paste 13 was dried at the temperature of about 150 degreeC for about 3 minutes, and the solvent was evaporated.

次に、図６（ｅ）に示すように、半導体基板２の裏主面２ｂに、バスバー電極６用の裏面側第１導電ペースト１４を配置する。裏面側第１導電ペースト１４は、上述の表面側導電ペースト１３と同一材料を用いた。スクリーン印刷法を用いて、裏面側第１導電ペースト１４を図１（ｂ）に示すようなパターンに塗布した。そして、この塗布後、１５０℃程度の温度で３分程度乾燥し溶剤を蒸発させた。また、バスバー電極６の厚さが大きなものを作製する場合は、乾燥を行ったものに、再度、裏面側第１導電ペースト１４を図１（ｂ）に示すようなパターンに塗布して、重ね塗りを行った。表１の条件７の場合、バスバー電極６は合計３回の塗布を行った。また、条件８のバスバー電極６は合計４回の塗布を行ったものである。   Next, as shown in FIG. 6E, the back side first conductive paste 14 for the bus bar electrode 6 is disposed on the back main surface 2 b of the semiconductor substrate 2. The back side first conductive paste 14 was made of the same material as the above-described front side conductive paste 13. Using the screen printing method, the back side first conductive paste 14 was applied in a pattern as shown in FIG. And after this application | coating, it dried for about 3 minutes at the temperature of about 150 degreeC, and the solvent was evaporated. Further, in the case where a bus bar electrode 6 having a large thickness is to be manufactured, the back side first conductive paste 14 is again applied in a pattern as shown in FIG. Painted. In the case of condition 7 in Table 1, the bus bar electrode 6 was applied three times in total. In addition, the bus bar electrode 6 under condition 8 was applied a total of four times.

次いで、図６（ｆ）に示すように、裏面集電電極５用の裏面側第２導電ペースト１５を塗布した。裏面側第２導電ペースト１５としては、アルミニウムを主成分とし、上述のようなガラスフリットおよび有機ビヒクル等を含有するアルミニウムペースト用いて、スクリーン印刷法を用いて塗布した。   Next, as shown in FIG. 6 (f), the back side second conductive paste 15 for the back side collecting electrode 5 was applied. The back side second conductive paste 15 was applied by screen printing using an aluminum paste containing aluminum as a main component and containing the glass frit and the organic vehicle as described above.

太陽電池素子１を作製する際に、スクリーン印刷法で使用するスクリーン製版ＳＣは、
図７に示すスクリーン部１７を有するものを用いた。 When making the solar cell element 1, the screen plate making SC used in the screen printing method is:
What has the screen part 17 shown in FIG. 7 was used.

さらに、これらの表面側導電ペースト１３、裏面側第１導電ペースト１４および裏面側第２導電ペースト１５を配置した半導体基板２を焼成炉に投入し、各ペーストを同時にピーク温度７５０℃程度の温度で焼成した。   Further, the semiconductor substrate 2 on which the surface-side conductive paste 13, the back-side first conductive paste 14 and the back-side second conductive paste 15 are placed is put into a firing furnace, and each paste is simultaneously heated at a peak temperature of about 750 ° C. Baked.

以上により、表１に示すように、バスバー電極６の平均厚さＡ１（μｍ）、第１集電領域５ａの平均厚さＡ２（μｍ）、第２集電領域５ｂの平均厚さ４８μｍのサンプルを作製した。なお、バスバー電極６の平均厚さＡ１（μｍ）、第１集電領域５ａの平均厚さＡ２（μｍ）、第２集電領域５ｂの平均厚さは任意の５箇所を測定して、これらの平均を算出した値である。   As described above, as shown in Table 1, samples having an average thickness A1 (μm) of the bus bar electrode 6, an average thickness A2 (μm) of the first current collecting region 5a, and an average thickness of 48 μm of the second current collecting region 5b. Was made. The average thickness A1 (μm) of the bus bar electrode 6, the average thickness A2 (μm) of the first current collecting region 5 a, and the average thickness of the second current collecting region 5 b were measured at any five locations, and these It is the value which calculated the average of.

Figure 2015159276
Figure 2015159276

次に、完成した太陽電池素子１の裏主面２ｂのバスバー電極６に接続導体２２を半田付けにて接続した。使用した接続導体２２は、幅が１．３ｍｍ、厚さが０．２ｍｍ、長さが２８０ｍｍ程度の銅箔から成り、表面全面に厚さが１５μｍの半田がディッピングによってコートされているものを用いた。   Next, the connection conductor 22 was connected to the bus bar electrode 6 on the back main surface 2b of the completed solar cell element 1 by soldering. The connection conductor 22 used is made of copper foil having a width of 1.3 mm, a thickness of 0.2 mm, and a length of about 280 mm, and a solder having a thickness of 15 μm coated on the entire surface by dipping. It was.

太陽電池素子１のバスバー電極６にフラックスを塗布後、接続導体２２を載置した。そして、太陽電池素子１の両端部に位置している接続導体２２をピンで押さえながら、接続導体２２上に熱風を吹き付けた。さらに、接続導体２２の表面の半田を溶融させて、バスバー電極６に接続導体２２を半田付けにて接続した。   After the flux was applied to the bus bar electrode 6 of the solar cell element 1, the connection conductor 22 was placed. And hot air was sprayed on the connection conductor 22, pressing the connection conductor 22 located in the both ends of the solar cell element 1 with a pin. Furthermore, the solder on the surface of the connection conductor 22 was melted, and the connection conductor 22 was connected to the bus bar electrode 6 by soldering.

まず、バスバー電極６と第２集電領域５ｂとの積重部の剥がれの有無を、ポリエステルからなるテープを張り付けた後、これを剥がすことによるテープ試験によって調べた。その結果を表１に示す。なお、表１では、上記テープ試験の結果、積重部の剥がれが全く観察されなかったものを「○」で示し、少しでも積重部の剥がれが生じたものを「×」で示した。この結果から、条件７，８では剥がれが生じることがわかり、条件１〜６では剥がれが全く生じないことがわかった。   First, the presence or absence of peeling of the stacked portion between the bus bar electrode 6 and the second current collecting region 5b was examined by a tape test in which a tape made of polyester was applied and then peeled off. The results are shown in Table 1. In Table 1, the result of the tape test showed that no peeling of the stacking part was observed, and “×” shows that the stacking part was peeled even a little. From these results, it was found that peeling occurred under conditions 7 and 8, and no peeling occurred under conditions 1 to 6.

次に、条件１〜８について、太陽電池素子の冷却後、バスバー電極６と接続導体２２との接続強度を測定した。その結果を図１２に示す。図１２に示すように、第１集電領域５
ａの平均厚さとバスバー電極６の電極領域６ａの平均厚さとの差ｔが２５μｍ以下であれば、バスバー電極６と接続導体２２の接続強度は強固であることがわかり、差ｔが２５μｍを超えると急激に低下することがわかった。これは、差ｔが２５μｍ以下であれば、バスバー電極６と接続導体２２との間を十分半田で埋めることができて、半田付け面積が大きく減少することがないと思われる。一方、差ｔが２５μｍを超えた場合には、バスバー電極６と接続導体２２との間を半田で埋めることができなくなるため、半田付け面積が低下し、接続強度が低下したためと思われる。 Next, for conditions 1 to 8, the connection strength between the bus bar electrode 6 and the connection conductor 22 was measured after the solar cell element was cooled. The result is shown in FIG. As shown in FIG. 12, the first current collecting region 5
If the difference t between the average thickness of a and the average thickness of the electrode region 6a of the bus bar electrode 6 is 25 μm or less, it can be seen that the connection strength between the bus bar electrode 6 and the connection conductor 22 is strong, and the difference t exceeds 25 μm. It was found that it dropped rapidly. If the difference t is 25 μm or less, it is considered that the space between the bus bar electrode 6 and the connection conductor 22 can be sufficiently filled with the solder, and the soldering area is not greatly reduced. On the other hand, when the difference t exceeds 25 μm, it becomes impossible to fill the space between the bus bar electrode 6 and the connection conductor 22 with solder, so that the soldering area is decreased and the connection strength is decreased.

以上によって、バスバー電極６よりも第１集電領域５ａが高く、第１集電領域５ａよりも第２集電領域５ｂが高いとよいことがわかった。また、第１集電領域５ａの平均厚さとバスバー電極６の電極領域６ａの平均厚さとの差ｔが、接続導体２２の表面をコートしている半田の平均膜厚の１．７倍（＝２５/１５）以下とすると望ましいことがわかった。   From the above, it was found that the first current collecting region 5a is higher than the bus bar electrode 6 and the second current collecting region 5b is higher than the first current collecting region 5a. The difference t between the average thickness of the first current collecting region 5a and the average thickness of the electrode region 6a of the bus bar electrode 6 is 1.7 times the average film thickness of the solder coating the surface of the connection conductor 22 (= 25/15) or less was found to be desirable.

１ ：太陽電池素子
１ａ：表主面
１ｂ：裏主面
２ ：半導体基板
２ａ：表主面
２ｂ：裏主面
３ ：出力電極
４ ：フィンガー電極
５ ：集電電極
５ａ：第１集電領域
５ｂ：第２集電領域
６ ：バスバー電極
６ａ ：電極領域
６ａａ：接続部
６ａｂ：積重部
７ ：一導電型領域
８ ：逆導電型層
９ ：反射防止層
１０ ：ＢＳＦ領域
１１ ：半田
１２ ：半田非配置領域
１３ ：表面側導電ペースト
１４ ：裏面側第１導電ペースト
１５ ：裏面側第２導電ペースト
１６ ：スクリーン枠
１７ ：スクリーン部分
１８ ：空間
２１ ：太陽電池モジュール
２１ａ：第１面
２１ｂ：第２面
２２ ：接続導体
２３ ：太陽電池パネル
２４ ：フレーム
２５ ：端子箱
２６ ：出力ケーブル
３１ ：透光性基板
３２ ：表面側充填材
３３ ：裏面側充填材
３４ ：裏面材
３５ :横方向配線
３６ ：外部導出配線
ＳＣ ：スクリーン製版
ｔ ：第１集電領域の厚さとバスバー電極の電極領域の厚さとの差 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1: Solar cell element 1a: Front main surface 1b: Back main surface 2: Semiconductor substrate 2a: Front main surface 2b: Back main surface 3: Output electrode 4: Finger electrode 5: Current collection electrode 5a: 1st current collection area 5b : Second current collecting region 6: bus bar electrode 6a: electrode region 6aa: connecting portion 6ab: stacking portion 7: one conductivity type region 8: reverse conductivity type layer 9: antireflection layer 10: BSF region 11: solder 12: solder Non-arrangement region 13: Front side conductive paste 14: Back side first conductive paste 15: Back side second conductive paste 16: Screen frame 17: Screen portion 18: Space 21: Solar cell module 21a: First side 21b: Second Surface 22: Connecting conductor 23: Solar cell panel 24: Frame 25: Terminal box 26: Output cable 31: Translucent substrate 32: Front side filler 33: Back side filler 34: Back side material 35: Horizontal wiring 3 6: External lead-out wiring SC: Screen plate making t: Difference between the thickness of the first current collecting area and the thickness of the electrode area of the bus bar electrode

Claims (4)

表主面および該表主面の反対側に位置する裏主面を有する半導体基板と、該半導体基板の前記裏主面に配置される裏面電極とを備えている太陽電池素子であって、
前記裏面電極は、バスバー電極と、該バスバー電極の周囲に配置される集電電極とを含み、
前記バスバー電極は、複数の電極領域が互いに隣り合う２つの前記電極領域同士の間を空けて直線状に並んで構成されており、
前記集電電極は、前記バスバー電極の互いに隣り合う２つの前記電極領域の間に位置している第１集電領域と、該第１集電領域につながっていて、前記バスバー電極の短手方向の少なくとも一端部の上に一部が位置している第２集電領域とを有しており、
前記半導体基板の前記裏主面を基準とする平均高さが、前記バスバー電極よりも前記第１集電領域が高く、前記第１集電領域よりも前記第２集電領域が高い、太陽電池素子。 A solar cell element comprising a semiconductor substrate having a front main surface and a back main surface located on the opposite side of the front main surface, and a back electrode disposed on the back main surface of the semiconductor substrate,
The back electrode includes a bus bar electrode and a current collecting electrode disposed around the bus bar electrode,
The bus bar electrode is configured such that a plurality of electrode regions are arranged in a straight line with a gap between two electrode regions adjacent to each other,
The current collecting electrode is connected to the first current collecting region between the two adjacent electrode regions of the bus bar electrode, and the short direction of the bus bar electrode. A second current collecting region, a part of which is located on at least one end of
A solar cell having an average height with respect to the back main surface of the semiconductor substrate, the first current collecting region being higher than the bus bar electrode, and the second current collecting region being higher than the first current collecting region element. 前記バスバー電極の互いに隣り合う２つの前記電極領域の一方と前記集電電極の前記第１集電領域との間が離れている請求項１に記載の太陽電池素子。   2. The solar cell element according to claim 1, wherein one of two electrode regions adjacent to each other of the bus bar electrode and the first current collecting region of the current collecting electrode are separated from each other. 前記バスバー電極の互いに隣り合う２つの前記電極領域の一方と前記集電電極の前記第１集電領域との間が空間である請求項１または２に記載の太陽電池素子。   3. The solar cell element according to claim 1, wherein a space is defined between one of the two adjacent electrode regions of the bus bar electrode and the first current collecting region of the current collecting electrode. 請求項１乃至３のいずれかに記載の太陽電池素子を備えている太陽電池モジュール。   The solar cell module provided with the solar cell element in any one of Claims 1 thru | or 3.
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