专利名称：太阳能电池组件的制作方法
技术领域：
本发明涉及太阳能电池组件，并且尤其涉及提高太阳能电池产量的技术。
背景技术：
太阳能电池被认为是能够将清洁且用之不竭的能源太阳光直接转换成电能的新能源。
因为单个太阳能电池的输出小至几瓦，所以通常将多个太阳能电池串联或并联，从而将输出提高到几百瓦并且作为太阳能电池组件用于给家庭和大厦供电。
图19为部分示出常规太阳能电池组件结构的横截面视图。如图19中所示，多个太阳能电池元件100与由导电材料如铜箔制得的接头102连接。在透光的前表面部件124如玻璃和透光塑料与具有PET(聚对苯二甲酸乙二醇酯)层125a/铝(Al)箔125b/PET层125c三层结构的后表面保护部件125之间，用透光密封件123如EVA(乙烯乙酸乙烯酯)密封太阳能电池元件100。
图20和21分别为横截面视图和平面视图，其示出了在上述太阳能电池组件中使用的具有集电极的太阳能电池元件的一个例子。
如图20和21中所示，代表性太阳能电池元件100带有具有p型电导性的单晶硅基板111。在热扩散过程中通过使n型杂质扩散而在基板111的表面上形成了深度为大约5μm的n层112。在形成的n层112上的是梳齿状的集电极113。在基板111的后表面上形成后表面电极114，其为集电极113的对电极。
参考图20，其中示出集电极113由指状部分113A和母线部分113B构成。指状部分113A收集基板111中由入射光产生的电子光载体和孔。母线部分113B接收指状部分113A收集的载体。
因为集电极113阻挡了光入射到太阳能电池元件100并且会引起太阳能电池元件100的有效面积减少，因此希望集电极113尽可能的小。因此，指状部分113A通常采用大约100μm的宽度并且远离相邻指状部分大约2mm的间隔。为了接收指状部分113A收集的载体，母线部分113B需要将它们的电阻组分减少一定程度，因此，将母线部分113B的宽度设置为大约1.5mm，其宽于指状部分113A的宽度。通过丝网印刷形成具有指状部分113A和母线部分113B的集电极113，使得其厚度为大约40μm。
如图20和21中所示，通过用连接接头102将一个太阳能电池元件的集电极113的母线部分113B和另一个太阳能电池元件100的后表面电极114连接起来，使相邻的太阳能电池元件100和100电连接。
将通过连接接头102彼此电连接的多个太阳能电池元件100连同插入的密封件夹在前表面部件124和后表面保护部件125之间。然后在减压下对太阳能电池进行加热以使其一体化。以这种方式，完成太阳能电池组件。
顺便提及，注意到太阳能电池元件中基本本征(substantiallyintrinsic)非晶硅层夹在单晶硅基板和非晶硅层之间，其称之为HIT(与本征薄层异向连接)结构。凭借这种结构，减少了与本征非晶硅层接触的界面上的瑕疵，由此改善了异向连接界面的性质。即使具有HIT结构的太阳能电池元件也设置有包括指状部分和母线部分的集电极。考虑到位于集电极下面的非晶硅层，在HIT太阳能电池元件中，还使用含有固化树脂的银浆料作为集电极的材料。以与单晶型太阳能电池相同的方式，用银浆料形成包括指状部分(用于收集电流的细线)和母线部分(粗线)的集电极。除了与置于下面的透明电极(例如ITO(氧化铟锡)电极)具有高度的粘结性之外，还需要母线部分与连接接头的焊料具有良好兼容性，其中连接接头由涂覆焊料的铜箔制得。
银浆料中含有的固化树脂可以是环氧树脂、聚氨基甲酸酯树脂、硅树脂、聚酰亚胺树脂或酚醛树脂。根据浆料的电阻率、与底层的粘结性以及与焊料的兼容性来确定树脂的组分比例。为了减少电阻率，通常使用环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂的混合物。
在使用公知含铅焊料、所谓的低共熔焊料的情况中，可以焊接母线部分，即使用于母线部分的混合物含有相同体积比的环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂。
然而，考虑到对自然环境的影响，优选使用无铅(Pb)焊料。
因对自然环境的影响所作出的考虑而使用无铅(Pb)焊料，其出现了例如熔点升高和粘结性降低的问题。如果使用具有高熔点的无铅(Pb)焊料，会增加焊接温度。例如，Sn-Ag-Cu基无铅(Pb)焊料具有相对好的粘结性，但是它的熔点为218℃，其高出低共熔焊料的熔点183℃。
如果这种焊料用于焊接由银浆料构成的典型集电极，聚氨基甲酸酯树脂裂解并且裂解的树脂使银浆料易碎。结果，将降低连接接头和太阳能电池元件之间的粘结性。
这个降低的粘结性引起包括在焊接之后的工序中接头移动在内的故障。另外，当用这种易碎的银浆料制造组件时，随着集电极(银电极)耐水性的降低，组件的耐水性也降低。
当在图20和21中示出的太阳能电池元件中使用单晶硅时，热固型浆料可以用作银浆料；因此，可以在焊接温度仍然高时进行连接。因此，不用担心出现如上所述的问题。
当上述夹有Al箔的三层结构用作太阳能电池组件的后表面保护部件时，可以避免水渗入，因为Al箔具有非常低的水蒸气透过率并且难以使水渗透其中。然而，制造具有不含金属材料如Al箔的后表面保护部件的太阳能电池组件是另一种选择。假如这样的话，随着后表面保护部件水蒸气透过率的增加，许多水渗入形成集电极的导电浆料中。因此导电浆料中包含的树脂裂解，由此增加了集电极的接触电阻。结果，降低了太阳能电池组件的输出。因此，不含Al箔的三层结构太阳能电池组件具有耐水性的问题，即对水蒸汽的输出性能降低。
发明内容
本发明用于解决上述问题并且其一个目的是改善太阳能电池元件中连接接头和集电极之间的粘结性能，其中连接接头包括无铅(Pb)焊料，集电极包括含有固化树脂的导电浆料。
本发明的另一个目的是通过控制耐水性的降低而提供一种太阳能电池组件，用于避免产量降低。
对于太阳能电池组件，其中在前表面部件和后表面保护部件之间放置多个太阳能电池元件并且太阳能电池元件的集电极通过连接接头彼此电连接，本发明的特征在于太阳能电池元件的集电极由含有热固性树脂和导电粉末的导电性浆料制得，该热固性树脂包括70vol％或更多通过TMA方法测得的玻璃化转变温度为80℃-200℃的树脂，并且涂覆有无铅焊料的连接接头焊接到电极上。
通过TMA方法测得玻璃化转变温度为80℃-200℃的树脂可以选自具有环氧基的树脂、酚醛树脂和聚酰亚胺树脂。
通过使用含有导电粉末和热固性树脂的导电浆料，其中热固性树脂含有70vol％或更多通过TMA方法测得的玻璃化转变温度为80℃-200℃的树脂，即使使用涂覆有无铅(Pb)焊料的连接接头，也改善了太阳能电池元件和连接接头之间的粘结性，从而可以降低后处理中的不合格率。尤其是，在热固性树脂中含有70vol％或更多通过TMA方法测得的玻璃化转变温度为80℃-200℃的树脂，可以实质上降低不合格率并且改善组件的耐水性。
导电浆料中混合的导电粉末包括近似粒状的导电填充剂和薄片状的导电填充剂。优选在两种导电填充剂的总重量中含有40wt％到80wt％近似粒状的导电填充剂。
如果在两种导电填充剂的总重量中近似粒状的导电填充剂的含量为40wt％到80wt％，将不会出现不完整的印刷。从而，可以获得用于太阳能电池具有合适电阻率的导电浆料。
本发明的太阳能电池组件包括前表面部件、后表面保护部件、放置在前表面部件和后表面保护部件之间的多个太阳能电池元件、用无铅焊料电连接太阳能电池元件电极的连接接头。太阳能电池元件的电极由包含热固性树脂和导电粉末的导电浆料制得。根据后表面保护部件的水蒸气透过率，热固性树脂以可控体积比包括环氧树脂。通过TMA方法测得环氧树脂的玻璃化转变温度为80℃-200℃。
即使电极衰退，上述结构也可以避免电极和在其上形成了电极的太阳能电池元件的表面之间接触电阻的增加，由此避免了由水份引起的太阳能电池组件的输出特性降低。结果应当说避免了太阳能电池组件耐水性的降低。在上述结构中，由于不需要使用金属材料如Al箔形成后表面保护层来降低后表面保护部件的水蒸气透过率，所以当使用连接接头将多个太阳能电池元件彼此连接而形成太阳能电池组件时，并没有降低用于将连接接头和太阳能电池元件连接起来的焊料和后表面保护部件之间的耐电压。因此可以抑制绝缘失效的发生，由此避免了太阳能电池组件产量的降低。
在上述太阳能电池组件中，后表面保护部件的水蒸气透过率优选为30g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂中环氧树脂的百分含量为98vol％或更大。在后表面保护部件的水蒸气透过率优选为30g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂含有98vol％或更多环氧树脂的情况下，可以容易地避免由裂解的热固性树脂引起的电极衰退。因此可以改善太阳能电池组件的耐水性。应当注意的是，30g/m2·24小时(40℃，90％)或更少的水蒸气透过率是指在温度为40℃以及湿度90％下进行24小时水蒸气透过测试之后，渗透过后表面保护部件的水蒸气的数量为30g/m2或更少。
在上述太阳能电池组件中，后表面保护部件的水蒸气透过率优选为15g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂中环氧树脂的百分含量为90vol％或更大。在后表面保护部件的水蒸气透过率优选为15g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂含有90vol％或更多环氧树脂的情况下，可以容易地避免由裂解的热固性树脂引起的电极衰退。因此可以改善太阳能电池组件的耐水性。应当注意的是，15g/m2·24小时(40℃，90％)或更少的水蒸气透过率是指在温度为40℃以及湿度90％下进行24小时水蒸气透过测试之后，渗透过后表面保护部件的水蒸气的数量为15g/m2或更少。
在上述太阳能电池组件中，后表面保护部件的水蒸气透过率优选为0.1g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂中环氧树脂的百分含量为80vol％或更大。在后表面保护部件的水蒸气透过率优选为0.1g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂含有80vol％或更多环氧树脂的情况下，可以容易地避免由裂解的热固性树脂引起的电极衰退。因此可以改善太阳能电池组件的耐水性。应当注意的是，0.1g/m2·24小时(40℃，90％)或更少的水蒸气透过率是指在温度为40℃以及湿度90％下进行24小时水蒸气透过测试之后，渗透过后表面保护部件的水蒸气的数量为0.1g/m2或更少。
在上述太阳能电池组件中，后表面保护部件的水蒸气透过率优选为0.02g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂中环氧树脂的百分含量为70vol％或更大。在后表面保护部件的水蒸气透过率优选为0.02g/m2·24小时(40℃，90％)或更少并且热固性树脂含有70vol％或更多环氧树脂的情况下，可以容易地避免由裂解的热固性树脂引起的电极衰退。因此可以改善太阳能电池组件的耐水性。应当注意的是，0.02g/m2·24小时(40℃，90％)或更少的水蒸气透过率是指在温度为40℃以及湿度90％下进行24小时水蒸气透过测试之后，渗透过后表面保护部件的水蒸气的数量为0.02g/m2或更少。
在上述太阳能电池组件中，优选后表面保护部件包括由氧化硅或金属氧化物制得的绝缘层。由氧化硅或金属氧化物制得的绝缘层具有低的水蒸气透过率，其有助于降低后表面保护部件的水蒸气传输速率。在绝缘层用于后表面保护部件的情况下，在通过连接接头将多个太阳能电池元件彼此连接的太阳能电池组件中，不会在连接接头和后表面保护部件之间发生绝缘失效。因此，可以获得耐水性的改进，同时可以避免由绝缘失效引起的产量降低。
在上述太阳能电池组件中，优选后表面保护部件包括树脂材料而不是金属材料。因此，在通过连接接头将多个太阳能电池元件彼此连接的太阳能电池组件中，确实避免了用于将连接接头与太阳能电池元件连接起来的焊料和后表面保护部件之间发生的绝缘失效。
在上述太阳能电池组件中，前表面部件包括钠且用于在前表面部件和太阳能电池之间提供有防止钠渗透的钠阻挡层。因此，即使在钠从含钠的部件中浸析到太阳能电池组件中渗入的水中并且含钠的水在太阳能电池中扩散时，钠阻挡层阻止了钠到达太阳能电池元件。在包括p型半导体层的太阳能电池元件的情况下，p型半导体中p型杂质的活性并没有受到钠的阻碍。结果，避免了太阳能电池组件输出性能的降低。
在上述太阳能电池组件中，前表面部件包括钠和在太阳能电池的前表面部件的前表面上提供防止钠渗透作用的钠阻挡层。因此，即使在钠从含钠的部件中浸析到太阳能电池组件中渗入的水中并且含钠的水在太阳能电池组件中扩散时，钠阻挡层阻止了钠到达太阳能电池元件。在包括p型半导体层的太阳能电池元件的情况下，p型半导体中p型杂质的活性并没有受到钠的阻碍。结果，避免了太阳能电池组件输出性能的降低。
图1为示出根据本发明实施方案的太阳能电池元件结构的横截面视图；图2为示出使用根据图1中实施方案的太阳能电池元件的太阳能电池组件结构的横截面视图；图3为描述根据本发明实施方案的太阳能电池元件制造工艺的横截面视图；图4为描述根据本发明实施方案的太阳能电池元件制造工艺的横截面视图；图5为示出根据本发明实施方案的太阳能电池元件集电极的示意图；图6为示出根据本发明实施方案的导电浆料的示意图；图7为描述测量连接接头强度的仪器示意图；图8为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例1-1的太阳能电池组件结构的横截面视图；图9为示出描述后表面保护部件水蒸气透过率的测量步骤的测量装置的简图；图10为描述绝缘性能的评价测试的测试步骤示意图；图11为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例2-6的太阳能电池组件结构的横截面视图；图12为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例2-7的太阳能电池组件结构的横截面视图；图13为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例2-15的太阳能电池组件结构的横截面视图；图14为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例2-22的太阳能电池组件结构的横截面视图；图15为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例3-2的太阳能电池组件结构的横截面视图；图16为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例3-3的太阳能电池组件结构的横截面视图；图17为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例3-4的太阳能电池组件结构的横截面视图；图18为示出根据本发明第二太阳能电池组件实施例3-6的太阳能电池组件结构的横截面视图；图19为示出常规太阳能电池结构的横截面视图；图20为示出典型太阳能电池组件中使用的太阳能电池元件的一个例子的结构横截面视图；图21为示出典型太阳能电池组件中使用的太阳能电池元件的一个例子的结构平面图。
具体实施例方式
根据下面对本发明的详细描述并结合附图，本发明的上述和其他目的、特征、方面和益处将变得更加明显。
下面将参考附图描述本发明的实施方案。图1为示出根据本发明实施方案的太阳能电池元件结构的横截面视图。图2为示出使用根据图1中实施方案的太阳能电池元件的太阳能电池组件结构的横截面视图。
参考图1和2，首先要描述该实施方案的太阳能电池元件的结构及使用该太阳能电池元件的太阳能电池组件(太阳能电池装置)。
如图1中所示，该实施方案的太阳能电池元件1的电阻率为大约1Ω·cm且厚度为大约300μm，并且包括具有(100)晶面2的n型单晶硅基板(此后称为“n型单晶硅基板2”)。在n型单晶硅基板2的表面上具有高几微米到几十微米的锥形凸起和凹陷。在n型单晶硅基板2上形成基本本征的且厚度为大约5nm的i型非晶硅层3。在i型非晶硅层3上形成厚度为大约5nm的p型非晶硅层4。
在p型非晶硅层4上形成了厚度为大约100nm且用作透明导电膜的ITO膜5。ITO膜5由添加有SnO2的In2O3形成。为了改善ITO膜5的透光性，优选将ITO膜中的Sn含量设置为大约5wt％或更少，更优选大约2wt％或更少。
在ITO膜5的上表面上的预定区域中形成集电极(浆料电极)6。集电极6包括由银(Ag)制得的导电填充剂和热固性树脂。集电极6中的热固性树脂含有70vol％到100vol％的环氧树脂。如果树脂粘结剂中环氧树脂的比例少于100％，则树脂粘结剂中的其他树脂组分都是聚氨基甲酸酯树脂。如图1和5中所示，集电极6由指状部分6a和母线部分6b组成。
在n型单晶硅基板2的下表面上形成厚度为大约5nm的基本本征i型非晶硅层7。在i型非晶硅层7上形成了厚度为大约20nm的n型非晶硅层8。通过在n型单晶硅基板2的下表面上依次形成i型非晶硅层7和n型非晶硅层8，形成了所谓的BSF(背表面场)结构。在n型非晶硅层8上形成厚度为大约100nm的ITO膜9。在ITO膜9上的预定区域中形成集电极(浆料电极)10。n型单晶硅基板2的下表面上的i型非晶硅层7、n型非晶硅层8、ITO膜9和集电极10除了上述特征之外，它们的其他特征与n型单晶硅基板2的上表面上的i型非晶硅层3、p型非晶硅层4、ITO膜5和集电极6的特征相同。
在这个实施例中，ITO膜用作透明导电膜，然而，也可以使用其他透明导电材料膜，例如ZnO膜。
如图2中所示，根据该实施方案的太阳能电池组件11包括多个太阳能电池元件1。该多个太阳能电池元件1中的每一个通过连接接头12与相邻的太阳能电池元件1串联，该连接接头12为涂覆有无铅(Pb)焊料的扁平铜膜。接头12的一端与给定太阳能电池元件1的上表面上的集电极6连接(参见图1)，同时该接头12的另一端与在给定太阳能电池元件1相邻的另一太阳能电池元件的下表面上的集电极10连接(参见图1)。
通过接头12彼此连接的多个太阳能电池元件1由EVA(乙烯乙酸乙烯酯)密封件13封装。在密封件13的上表面上形成前表面保护部件14，其为玻璃基板。在密封件13的下表面上形成了具有PET(聚对苯二甲酸乙二醇酯)层15a/铝箔15b/PET层15c三层结构的后表面保护部件15。
图3和图4为描述根据本发明实施方案的太阳能电池元件制造工艺的横截面视图。参考图1、3和4，描述根据实施方案的太阳能电池元件以及使用该太阳能电池元件的太阳能电池组件的制造工艺。
首先，如图3中所示制备电阻率为大约1Ω·cm、厚度为大约300μm且通过清洗去除了杂质的n型单晶硅基板2。然后通过RF等离子体CVD方法在n型单晶硅基板2的上表面上依次形成厚度为大约5nm的i型非晶硅层3和厚度为大约5nm的p型非晶硅层4。通过RF等离子体CVD方法形成i型非晶硅层3和p型非晶硅层4的具体条件如下频率大约13.56MHz，温度大约100℃-250℃，压力大约26.6Pa到80.0Pa，RF功率大约10W到100W。
此外，n型单晶硅基板2的下表面上依次形成厚度为大约5nm的i型非晶硅层7和厚度为大约20nm的n型非晶硅层8。形成i型非晶硅层7和n型非晶硅层8的工艺与形成i型非晶硅层3和的p型非晶硅层4的相同。
接下来，如图4中所示，通过磁控溅射法分别在p型非晶硅层4和n型非晶硅层8上形成厚度为大约100nm的ITO膜5和9。形成ITO膜5和9的具体条件如下温度大约50℃-250℃，氩气流大约200sccm，O2气流大约50sccm，功率大约0.5kw到3kw，磁场强度大约500高斯到3000高斯。
接下来，通过丝网印刷(screen printing)将由导电粉末例如银(Ag)和热固性树脂(含有预定体积比的环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂)组成的导电浆料(银浆料(低热固化浆料))涂覆到ITO膜5和9上的预定区域中，其中导电浆料为本发明的特征，然后将其在大约180℃的温度下加热大约一个小时以固化。因此形成集电极6和10。通过这种方法形成本发明实施方案的图1中示出的太阳能电池元件1。
制备由此形成的多个太阳能电池元件1。包含铜箔的连接接头12的一端与多个太阳能电池元件1上表面上的集电极6连接(参见图2)。接头12的铜箔表面涂覆有Sn-Ag-Cu基无铅(Pb)焊料。
通过加热涂覆接头12表面的无铅(Pb)焊料并且将接头12焊接在集电极6上，将连接接头12与集电极6连接起来。通过相同的方法，连接接头12的另一端与相邻太阳能电池元件1下表面上的连接电极10连接(参见图1)。通过这种方式，多个太阳能电池元件1彼此串联。
在将密封件13(EVA片)放在由玻璃基板组成的前表面保护部件14上之后，将通过连接接头12彼此连接的多个太阳能电池元件1放置在密封件13上。而且将密封件13(EVA片)放在太阳能电池元件1上，然后放置具有PET/铝箔/PET三层结构的后表面保护部件15。对前表面保护部件14、密封件13、通过接头12连接的多个太阳能电池和后表面保护部件15进行加热和在减压条件下加压以形成一个整体。通过这种方式，形成了图2中所示实施方案的太阳能电池组件11。
当如上所述使用由无铅(Pb)焊料组成的连接接头时，需要导电浆料(银浆料)具有改进的耐热性能。本发明的发明人关注耐热性并且发现由TMA方法测得的玻璃化转变温度在80℃-200℃范围内的树脂与包含在热固性树脂中的树脂的体积比对整个树脂的耐热性起到作用。现在将对玻璃化转变温度进行描述。当对高聚合物材料加热时，该聚合物从玻璃硬性状态转变成弹性状态。这个现象称为玻璃化转变。把发生玻璃转化的温度称为玻璃化转变温度，即Tg。有很多测量玻璃化转变温度的方法。在本发明中，采用TMA(热力学分析)方法。在TMA方法中，从室温开始对样品进行加热并且每分钟升温10℃，然后用热力学分析器测量样品沿其厚度的热膨胀。然后对该温度和热膨胀的关系做曲线图。从曲线起始部分延伸的线与从曲线结束部分延伸的线相交。从这些线的交点确定玻璃化转变温度。
当由Sn-Ag-Cu基无铅(Pb)焊料组成的连接接头焊接到集电极上时，应当含有50vol％或更多的玻璃化转变温度为80℃-200℃的树脂。如果含有70vol％或更多的这种树脂，则改善了焊接后连接接头和电池之间的粘结性，并且极大地降低了模件化过程中去除接头引起的不合格率。
当涂覆有无铅(Pb)焊料的连接接头焊接到含有玻璃化转变温度低于80℃的树脂的导电浆料上时，出现了次品如由变脆银浆料引起的接头移动和组件耐水性衰退。当使用含有50vol％或更多的玻璃化转变温度超过200℃的树脂的导电浆料时，将无铅(Pb)接头焊接到导电浆料上是不可能的。
可用的玻璃化转变温度在80℃-200℃范围内的树脂包括含有环氧基的树脂、酚醛树脂和聚酰亚胺树脂。以环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂的组合物为例子，下面将进一步描述本发明的实施方案。
如下制造样品。在这个实施方案中，使用采用每边长为104nm的单晶硅晶片的HIT结构太阳能电池元件。在此使用的集电极图案(丝网的图案)在光入射侧上具有宽度为1.5mm(孔径的宽度)的母线部分6b和宽度为80μm的指状部分6a(参见图5)。
在实施方案中进行的测试中，制备了含有由环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂组成的热固性树脂的银浆料。银浆料中环氧树脂的体积比分别为30vol％、50vol％、70vol％、80vol％、90vol％和100vol％。这个测试中环氧树脂为双酚A环氧树脂。
TMA测得的结果为，在此使用的环氧树脂的玻璃化转变温度为90℃以及聚氨基甲酸酯树脂的玻璃化转变温度为40℃。
将这些浆料与85wt％或更多的银粉末混合并且它的电阻率为3×10-5Ωcm或更小。因此，如图6中所示，银浆料由直径为5μm或更小的近似粒状的填充剂60和最大长度(图6中用A或A′表示)为20μm或更小的片状填充剂61组成。银粉末含有40wt％近似粒状的粉末填充剂60。
制备HIT结构太阳能电池元件，其中由上述银浆料形成集电极，涂覆有共熔焊料和无铅(Pb)焊料(其中使用Sn-Ag-Cu焊料)的接头分别焊接到集电极上。然后测试太阳能电池元件和接头之间的粘结强度并且对使用该太阳能电池元件的组件的耐水性进行测试。
关于样品，太阳能电池元件和接头之间的粘结强度数据示于表1中，并且由于缺乏粘结强度所引起的后处理中的不合格率示于表2中。应当注意的是，在用于使用含有30vol％环氧树脂的银浆料的太阳能电池的后处理中没有不合格率的数据，因为它的高不合格率。
在此接头强度是指在将焊接到太阳能电池元件的集电极上的铜膜箔拉下来时得到的拉力强度。这个接头强度可以是集电极对ITO膜的粘结性的指标。为了测量接头强度，使用型号-9500CPU量表(AikohEngineering Co.，Ltd)。
如图7中所示，将太阳能电池元件1固定在拉力强度测量仪20中。拉力强度测量仪20的夹子21抓住焊接到太阳能电池元件1的集电极6上的连接接头12(参见图1)。转动拉力强度测试仪20的把手22，拉动夹子21直到接头12和收集电池6被拉离太阳能电池元件1。通过得到拉力强度测试仪20的量表23上指示的拉力强度最大值而测得接头强度。
当由接头焊接串联的太阳能电池放置在玻璃/EVA片上时，通过视觉检测和计算剥离太阳能电池的接头12和集电极6的数量，得到不合格率。具体地，在粘结工序中，24个太阳能电池元件串联成直线，4条太阳能电池元件的直线并联，然后将这4条太阳能电池元件的直线放置在玻璃/EVA片上。同时，进行视觉检测和计算即使一个脱离作为次品。
表1
表2
从表1和表2中发现，当使用涂覆有无铅(Pb)焊料的连接接头时，合意的环氧树脂化合物比例为50vol％，或者优选为70vol％或更大。当使用含有100vol％环氧树脂的银浆料时，尽管具有优异的接头强度，但是后处理中不合格率增加。这是因为仅含有环氧树脂的银浆料变得更硬，由此引起接头的移动。因此，可以推断出优选环氧树脂化合物比例为超过70vol％，但是更优选略微添加聚氨基甲酸酯树脂。结果，可以推断出最优选环氧树脂化合物比例为70vol％到90vol％。
接下来将要描述关于组件耐水性的测量。如图2中所示，形成使用实施方案的太阳能电池元件的组件，从而评价它们的耐水性。结果(最终输出相对初始输出的比率)示于下面的表3中。在如下条件下进行水份测试JIS C 89171918附录11(标准化的)湿热稳定态测试B-2。JISC 89171918附录11(标准化的)湿热稳定态测试B-2如下规定测试1、目的这个测试的目的是检验在高的温度和湿度条件下使用和储存的组件的性能。
2、设备用于这个测试的设备应是如JIS C 0022的2中所规定的。温度应是85℃±2℃以及相对湿度应是85％±5％。
3、测试方法测试条件应是这样的温度为85℃±2℃，相对湿度为(85±5)％以及测试持续的时间为1000小时±12小时(大约42天)。
4、制备应当将样品多股绞合线末端的密封处在实际的保养条件下进行处理或者充分保护以避免异常腐蚀。可以使用与要被测试的组件具有相同特征的袖珍组件作为样品。
5、测试过程在测试之前，测量样品的JIS C 8918的6.1中规定的电性能，用视觉检验外观，然后根据JIS C 0022中4.3的规定，用2中指定的设备对样品测试1000±12小时(大约42天)。如果测试后水滴粘着在样品上，则用清洁布或类似物彻底去除它们，使样品在标准大气条件下保持24小时，测量JIS C 8918的6.1中规定的电性能，然后用视觉检验外观。
6、个别规格中规定的事项下述事项应当在个别规格中规定(1)初始测量项目(如果需要)(参见5)(2)最终测量项目(如果需要)(参见5)依照JIS C89171918，将测试室的温度保持在85℃和湿度保持在85％。将组件存放在测试室中，然后在1000小时和2000小时之后测试它们的输出。在JIS测试中，保证组件存放1000小时并且相对初始输出的合格输出率为95％或更大。在我们的测试中，时间延长到2000小时以评价较长时间的耐水性。处于参考的目的，1000小时中组件的输出率(对初始输出)示于表3中的括号中。
没有评价具有含30％环氧树脂的太阳能电池元件，因为仅仅在焊接之后就移去了接头。
表3
如表3中所示，可以看出，无论焊料的类型，在水份测试之后，具有更高环氧树脂化合物比例的太阳能电池组件可以减少输出降低。即使含有无铅(Pb)焊料和含50％环氧树脂的浆料的组合物的太阳能电池组件符合JIS标准(最终Pmax对初始Pmax的比率为95％或更大)，但是对大规模生产不适合，因为该值接近JIS的底限，其会引起不稳定的生产率。
尤其是，在较长时间(2000小时)水份测试之后，具有含70vol％或更多环氧树脂的银浆料的太阳能电池组件可以减少其输出降低。而且，当用无铅(Pb)焊料焊接银浆料时，银浆料变得不易碎。
在上述样品中，使用含有70vol％环氧树脂的热固性树脂和40wt％粒状填充剂60(参见图6)。接下来，用含有70vol％环氧树脂的热固性树脂和粒状填充剂60的不同化合物比例如0、20、40、60、80、100wt％形成样品。其评价示于下面表4中。
表4
在表4的“不完整印刷”行中，×代表连续印刷样品50次之后出现不完整印刷，△代表连续印刷样品50次之后出现细微不完整印刷。在表4的“电阻率”行中，×代表电阻率为5×10-5Ωcm或更大。在两行中，○代表样品处于良好情况。
从表4中，可以看出，含有30wt％或更少粒状填充剂60的样品不适于太阳能电池的浆料，因为出现了不完整印刷。还可以看出，含有90wt％或更多粒状填充剂60的样品并不适于太阳能电池的浆料，因为电阻率增大了。因此，粒状填充剂60的合适化合物比例为40wt％到80wt％。
即使环氧树脂的化合物比例在50vol％到100vol％之间变化时，与粒状填充剂60的化合物比例相应的可印刷性没有不同。
此外，制备由含有70vol％环氧树脂的树脂制得且玻璃化转变温度分别为70℃、80℃、150℃、200℃和210℃的银浆料，然后进行同样的测试以得到表3中的结果。结果示于表5中。处于参考目的，在1000小时之后组件的输出率(对初始输出)表示在表5中的括号中。
表5
没有评价样品(70℃)的不合格率和耐水性。对于使用玻璃化转变温度为210℃的浆料的太阳能电池来说也不可能评价不合格率和耐水性，因为连接接头不能焊接到浆料上。因此图5中没有示出这些值。
如表5中所示，涂覆有无铅(Pb)焊料的连接接头可以焊接到具有环氧树脂且玻璃化转变温度在80℃到200℃范围内的浆料上。具有环氧树脂且玻璃化转变温度在90℃到200℃范围内的浆料具有优异的耐水性。因此玻璃化转变温度的实际范围在90℃到200℃。
在上述测试中，使用双酚A树脂。然而，下述树脂也具有与双酚A相同的作用从基于芪和联苯的双官能团化合物衍生出的树脂；从基于多酚和苯酚酚醛的多官能团化合物衍生出的树脂；和从二聚环戊二烯或苯酚的加聚产物衍生出的树脂。玻璃化转变温度超过90℃的树脂包括苯酚树脂和聚酰亚胺树脂。
在上述测试中，使用银作为导电填充剂。可以使用任何种类导电填充剂，包括金属如铜、镍和铝以及碳。
在上述实施方案中，使用PET层15a/铝箔15b/PET层15c三层结构作为后表面保护部件15。在此将这个结构的太阳能电池组件称为“第一太阳能电池组件”。具有夹在中间的Al箔的三层结构可以避免水从后表面渗入。下面将要描述的一个实施方案为使用没有金属材料如Al箔的后表面保护材料的太阳能电池组件，同时避免了耐水性劣化和产量降低。
不包括金属材料如Al箔的后表面保护部件具有相对高的水蒸气透过率。如果大量水渗入到形成集电极的导电浆料中，导电浆料中包含的树脂因水进行水解，由此增加了集电极的接触电阻。本发明的发明人发现，通过根据保护层的水蒸气透过率而控制环氧树脂的量，可以避免太阳能电池组件的耐水性劣化和产量降低，该太阳能电池组件使用含有热固性树脂的导电浆料，该热固性树脂中包含环氧树脂和导电粉末。现在，将要对使用的后表面保护部件没有金属材料如Al箔的太阳能电池组件实施方案进行描述(此后称作第二太阳能电池组件)。
在这个实施方案1中，用各种化合物比例的环氧树脂制备太阳能电池组件用于实施例1-1到1-5和比较例1-1到1-5，该环氧树脂是形成集电极的材料。对每个太阳能电池组件进行温度循环试验、湿热稳定态测试和绝缘性能评价测试。
太阳能电池元件1与图1、3和4中示出的相同。即，如上所述，基本本征i型非晶硅层3、p型非晶硅层4连续地形成在n型单晶硅基板2上。
此外，在p型非晶硅层4上形成ITO膜5。在ITO膜5上表面上的预定区域中形成集电极(浆料电极)6。集电极6包括由银(Ag)制得的导电填充剂和热固性树脂。集电极6中的热固性树脂包含体积比为70％到100％的环氧树脂。如果树脂粘结剂中环氧树脂的比例少于100％，则树脂粘结剂中其它树脂组分全都是聚氨基甲酸酯树脂。
在n型单晶硅基板2下表面上依次形成了i型非晶硅层7和n型非晶硅层8。ITO膜9形成在n-型非晶硅层8上。在ITO膜9上表面上的预定区域中形成集电极(浆料电极)10。n型单晶硅基板2下表面上的i型非晶硅层7、n型非晶硅层8、ITO膜9和集电极10除了上述特征之外，其它特征与n型单晶硅基板2上表面上的i型非晶硅层3、p型非晶硅层4、ITO膜5和集电极6的特征相同。
通过丝网印刷形成集电极6和10。将导电浆料(银浆料)涂覆到透光导电膜9上表面和透光导电膜5下表面的预定区域中，其中导电浆料(银浆料)包括由银(Ag)制得的导电填充剂和树脂材料(双酚-A环氧树脂∶聚氨基甲酸酯树脂＝50vol％∶50vol％)。在200℃干燥一小时使导电浆料固化。因此，在透光导电膜5的上表面上形成集电极6，该集电极6包括宽度为80μm的指状部分6a和宽度为1.5mm的母线部分6b，同时在透光导电膜9的下表面上形成集电极10，该集电极10包括与指状部分6a和母线部分6b构造相同的指状部分10a和母线部分(未示出)。双酚-A环氧树脂的玻璃化转变温度在100℃到160℃之间的范围内，该温度范围在连接接头由无铅焊料连接时的合适焊接温度80℃到200℃之间的范围内。环氧树脂固化产物的玻璃化转变温度(Tg)取决于交联密度和分子结构。交联越高以及固化产物具有的分子的结构越坚硬，固化产物的玻璃化转变温度就越高。换言之，通过改变交联点和分子结构柔韧性之间的距离图案，可以改变产物的玻璃化转变温度。由TMA方法得到的双酚-A环氧树脂的玻璃化转变温度为90℃，而聚氨基甲酸酯树脂的为40℃。
制备多个由此形成的太阳能电池元件1。将包括铜箔的连接接头12一端(参见图8)连接到太阳能电池元件1上表面上集电极6的母线部分6b上。通过加热涂覆接头12表面的无铅(Pb)焊料(其中使用Sn-Ag-Cu焊料)并将接头12焊接到母线部分6b上，进行接头12和母线部分6b的连接。通过同样的方法，将接头12另一端与相邻太阳能电池元件1下表面上的集电极10的母线部分(未示出)连接。通过这种方式，使多个太阳能电池元件1串联。
在将密封件13放置在由玻璃基板制成的前表面保护部件14上之后，该密封件为EVA(乙烯乙酸乙烯酯)片，将通过连接接头12彼此连接的多个太阳能电池元件1放置在密封件13上。而且，将密封件13(EVA片)放置在太阳能电池元件1上，然后放置由PET(聚对苯二甲酸乙二醇酯)单层膜组成的厚度为30μm的后表面保护部件25上。应当注意的是，后表面保护部件25是本发明“保护层”的一个例子。对前表面保护部件14、密封件13、由接头12连接的多个太阳能电池元件1和后表面保护部件25进行加热并在减压条件下加压成一个整体。以这种方式，制造图8中示出实施例1-1的太阳能电池组件1。
在将后表面保护部件25整体化之前，通过JIS K71291992中描述的湿度检测传感器方法(用于塑料膜和板的水蒸气透过率的测试方法(仪器方法))测得其水蒸气透过率。如下JIS K71291992说明了该方法3.(1)A方法(湿度检测传感器方法)建立如下条件在测试片的一侧充满饱和水蒸气，另一侧充满规定的相对湿度。通过设置在低湿度侧的湿度检测传感器检测由穿过测试片的水蒸气带来的湿度变化，然后将信号变换成电信号。测量水蒸气相对湿度的一定单元差发生的时间，然后在确认水蒸气透过速度处于稳定状态之后，根据该数值计算水蒸气透过率。
6、A方法(湿度检测传感器方法)6.1测试装置图1中示出了用于水蒸气透过率的测量装置的例子，该测量装置利用湿度检测传感器方法。测试仪器的主要部分由传递单元、用于测试所传递的水蒸气数量作为相对湿度的湿度传感器、用于提供干燥空气的泵、用于干燥的管子和水箱组成，该传递单元具有两个测试单元如分别为下部高湿度侧和上部低湿度侧。
(1)透过单元由上部测量单元和下部测量单元组成，其中测试片插在上部测量单元和下部测量单元之间，并且直接与水箱连接的下部单元具有相对高湿度的环境。上部单元构成为蓄积从高湿度侧穿过测试片的水蒸气，并且湿度测试传感器安装在这个单元上方。用于传递的区域应当为5-100cm2。
温度控制器应当将传递单元保持在±0.5℃。
(2)湿度传感器应当可以检测0.05％RH的湿度变化，并且这个响应速度应当不大于1秒。
附注湿度检测传感器的维护和劣化应当遵循使用手册，因为它们根据湿度检测传感器的型号而不同。
(3)泵用于将干燥的空气传递给上部单元，且用于干燥的管子包装中使用干燥剂。
(4)水箱直接与下部单元连接，并可以储备蒸馏水。在它的水面和测试片之间应当设置大约5mm厚的空气层。
6.2测试条件应当从下面选择测试条件(1)测试温度25±0.5℃，相对湿度之差(90±2)％RH(2)测试温度40±0.5℃，相对湿度之差(90±2)％RH(3)测试温度25±0.5℃，相对湿度之差(75±2)％RH不同于这些的测试条件应当遵循有关当事人之间的协定。
附注因为用饱和水蒸气将下部单元保持在100％RH相对湿度，所以如果相对湿度之差假定要被设置为90％RH(75％RH)，则上部单元的湿度应当设置为10％RH(25％RH)。
6.3操作应当如下测量标准样品和测试片的水蒸气透过率。
优选周期性测试标准样品的水蒸气透过率。
(1)均匀地将规定量的蒸馏水放入下部电池中。
(2)在上部单元和下部单元之间插入标准样品或测试片。在这种情况，它的安装应当使在其表面上没有褶皱或松弛。
(3)利用干燥的空气使上部单元中的湿度为10％RH或更少，然后开始测量。
(4)用湿度检测传感器测量由水蒸气穿过测试片而引起的相对湿度的增量，反复测量直到由水蒸气增量补偿的单位湿度差变为±5％或更小(2)的恒定值的时间为止。
注(2)原则上以±5％判断，如果测量值超过此，该结果也应当记在记录中。
6.4计算可以根据下述公式计算水蒸气透过率。
WVTR=S×CT×F]]>其中，WVTR测试片的水蒸气透过率[g/(m2·24小时)]S标准样品的水蒸气透过率[g/(m2·24小时)]C用于标准样品的单位相对湿度差所需要的时间(s)T用于测试片的单位相对湿度差所需要的时间(s)F标准样品的透过面积/测试片的透过面积用如图9中所示的测量仪器16测量水蒸气透过率。具体地，将后表面保护部件25放置在测量仪器16中并且在后表面保护部件25下面准备水。后表面保护部件的下侧暴露在温度为40℃和湿度为100％(在测量开始的初始湿度)的大气中，而上侧暴露在温度为40℃和湿度为10％的大气中。当将其保持在这个状态时，水蒸气渗透到后表面保护部件25中。然后，用湿度检测传感器测量后表面保护部件25上侧的湿度变化率。通过对测量到的湿度变化率和预先已经知道水蒸气透过率的标准样品的湿度变化率进行比较，得到后表面保护部件25的水蒸气透过率。实施例1-1的后表面保护部件25的水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％)。
在实施例1-2中，包含70vol％双酚-A环氧树脂和30vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备实施例1-2的太阳能电池组件。
在实施例1-3中，包含90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备实施例1-3的太阳能电池组件。
在实施例1-4中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备实施例1-4的太阳能电池组件。
在实施例1-5中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备实施例1-5的太阳能电池组件。
在比较例1-1中，如图2中所示，具有PET层15a(厚度30μm)/Al箔15b(厚度30μm)/PET层15c(厚度30μm)三层结构的膜用作后表面保护膜15。这个比较例1与本发明第一太阳能电池组件相对应。后表面保护膜15的水蒸气透过率为0g/m2·24小时(40℃，90％)，除此之外，如实施例1-1一样制备比较例1-1的太阳能电池组件。
在比较例1-2中，包含70vol％双酚-A环氧树脂和30vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备比较例1-2的太阳能电池组件。
在比较例1-3中，包含90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备比较例1-3的太阳能电池组件。
在比较例1-4中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备比较例1-4的太阳能电池组件。
在比较例1-5中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例1-1一样制备比较例1-5的太阳能电池组件。
将实施例1-1到1-5和比较例1-1到1-5制造的太阳能电池组件进行热循环测试。依照JIS C89171998附录1(标准化的)热循环测试A-1进行热循环测试。如下列各项，JIS C89171998附录1(标准化的)热循环测试A-1规定该测试。
1、目的这个测试的目的是要确定组件耐反复快速温度变化的能力。
2、设备用于这个测试的测试室应当可以控制该腔的温度，使得组件维持在特定的温度，并且温度可以以可变的速率连续地从高温变化到低温或反过来也一样。该测试室的构造应当可以使整个样品能均匀地加热或冷却。
3、制备和安装开口的组件终端用p.v.c或类似的绝缘带覆盖以避免腐蚀，并且将样品安装在测试室中不会妨碍腔通风的位置上。具有与要被测试的组件相同的特征的袖珍型组件可以用作样品。
4、测试过程测试过程如下所述(1)在样品测试之前，测量JIS C 8918的6.1中规定的电性能，并目测外观。
(2)如附录1图1中所示，将样品放入到腔中，将样品在腔中90±2℃的高温下和-40±3℃的低温下保持10分钟或更长时间，并将温度以最大值每小时87℃的速率从高温改变到低温，反过来也一样。把这些操作看作一个循环并且在6小时内进行一个循环。除非另外规定，将样品连续进行200次循环。
(3)、在样品完成最后一个循环后，使得样品在标准大气压条件下静置4至16小时，然后测量(1)中规定的电性能和目测样品的外观。
(4)、通过将温度传感器与样品的部分相连，在测试过程中连续地监控组件温度。
5、个别规格中规定的事项(1)初始测量项目(如果需要)(参见4(1))(2)最终测量项目(如果需要)(参见4(3))具体地，首先要做的是测量太阳能电池组件的初始输出。当太阳能电池组件设置在测试室中预定位置上时，测试室中的温度从-40℃升高到90℃，然后从90℃降低到-40℃。把这个看作一个循环并且总共进行200次循环。在200循环后再次测量太阳能电池组件的输出。计算200次循环后的输出对太阳能电池组件初始输出的比率(％)(此后称作热循环测试中相对初始输出的输出率)。规定热循环测试中相对初始输出的合格输出率为至少95％。
将实施例1-1到1-5和比较例1-1到1-5中制造的太阳能电池组件进行湿热稳定态测试。依照JIS C89171998附录11(标准化的)湿热稳定态测试B-1进行湿热稳定态测试。具体地，首先要做的是测量太阳能电池组件的初始输出。将太阳能电池在温度为85℃以及湿度为85％或更高的测试室中存放1000小时，然后再测量太阳能电池组件的输出。计算1000小时后的输出对太阳能电池组件初始输出的比率(％)(此后称作湿热稳定态测试中相对初始输出的输出率)。JIS规定湿热稳定态测试中相对初始输出的合格输出率为至少95％。
依照JIS C89181998，6(性能)，(2)中的绝缘电阻测试进行绝缘性能的评价测试。下面表6中JIS C89181998规定了该测试。
表6
由于考虑到形成集电极6和10的环氧树脂和聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例并不影响绝缘性能，对实施例1-1和比较例1-1中的太阳能电池组件进行绝缘性能的评价测试。具体地，如图10中所示，金属框架17结合在太阳能电池组件的周边上并且用绝缘电阻测试仪器(1000兆伏)18测量金属框架17和太阳能电池组件中预定太阳能电池元件1之间的电阻。在此用接地的金属框架17进行测试。如果绝缘电阻测试仪器18测量的电阻为1000MΩ或更大，则判定组件通过测试。如果电阻小于1000MΩ，则判定发生绝缘失效。在这个评价测试中，对实施例1-1和比较例1-1各自的1000个太阳能电池组件进行测试以计算这种绝缘失效率。
热循环测试、湿热稳定态测试和绝缘性能评价测试的结果示于下面的表7中。
表7
表7示出实施例1-1到1-5和比较例1-1到1-5中的太阳能电池组件的热循环测试中相对初始输出的输出率为98％或更大。即，实施例1-1到1-5和比较例1-1到1-5的所有组件都符合热循环的合格指标，其为95％或更大。因此，发现如果用于集电极6和10的树脂材料含有50vol％到100vol％的环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例50vol％到0vol％)，则使用单层PET膜作为后表面保护部件15的第二太阳能电池组件(实施例1-1到1-5)(参见图8)和使用PET层15a/Al箔15b/PET层15c三层结构作为后表面保护部件15的第一太阳能电池组件(比较例1-1到1-5)(参见图2)都通过热循环测试。
从表7中，发现环氧树脂的化合物比例为100％(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例0vol％)的太阳能电池组件在热循环测试中相对初始输出的比率(实施例1-5和比较例1-598％)比环氧树脂的化合物比例为50％到98vol％(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例为50vol％到2vol％)的太阳能电池组件(实施例1-1到1-4和比较例1-1到1-499％)少1％。这个的可能原因是环氧树脂硬但易碎。当用于集电极6和10的树脂材料含有100vol％环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例0vol％)，集电极6和10当然变硬且易碎。在这种情况，在集电极6和10的指状部分6a和10b中会出现裂缝，因为在热循环测试期间中集电极6和10的膨胀率和收缩率变得与太阳能电池元件1其他部分的不同。在出现裂缝的区域中，产生电阻损耗并且引起输出降低。因此，考虑实施例1-5和比较例1-5相对初始输出的输出率比实施例1-1到1-4和比较例1-1到1-4少1％。
表7示出实施例1-3到1-5中的太阳能电池组件在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大(实施例1-395％，实施例1-496％，实施例1-597％)，而实施例1-1和1-2中的太阳能电池组件在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为90％或更小(实施例1-175％，实施例1-290％)。即，实施例1-3到1-5符合湿热稳态测试的合格指标(相对初始输出的输出率95％或更大)，但是实施例1-1和1-2不符合合格指标。从结果中发现，如果用于集电极6和10的树脂材料含有90vol％或更多的环氧树脂(聚氨基甲酸酯的化合物比例10vol％或更少)，则使用单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))作为后表面保护部件25的太阳能电池组件(实施例1-1到1-5)通过湿热稳态测试。
上述结果的可能原因如下。在后表面保护部件25(参见图8)由单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))形成的情况下，大量水通过后表面保护部件25渗透到太阳能电池组件中。因为聚氨基甲酸酯树脂容易水解，进入到太阳能电池组件的水使集电极6和10中包含的聚氨基甲酸酯树脂水解，由此使电极6和10劣化。这种劣化增加了集电极6和透光导电膜5之间以及集电极10和透光导电膜9之间接触处的接触电阻，由此降低了太阳能电池元件1的输出。因此，将降低从太阳能电池组件中的输出。另一方面，因为环氧树脂相对于聚氨基甲酸酯树脂不易水解，因此随着集电极6和10的树脂材料中环氧树脂的化合物比例增加以及聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例减少，阻止了集电极6和10的损坏。随着集电极6和10的树脂材料中环氧树脂的化合物比例增加以及聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例减少，阻止了太阳能电池组件输出的降低。出于上述原因，当集电极6和10含有90vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯的化合物比例10vol％或更少)时，认为具有单层PET膜作为后表面保护部件25的太阳能电池组件(实施例1-1到1-5)在湿热稳态测试中相对初始输出的输出率为95％或更大。
从表7中，可以看出比较例1-1到1-5符合湿热稳态测试的合格指标(相对初始输出的比率为95％或更大)(比较例1-197％，比较例1-298％，比较例1-3到1-599％)。比较例1-1到1-5中由PET层15a/铝(Al)箔15b/PET层15c三层结构组成的后表面保护部件15(参见图2)的水蒸气透过率为0g/m2·24小时(40℃，90％)，因此水难以渗透到太阳能电池组件中。因此，认为集电极6和10较少地受到由水解引起的损害。
表7还示出在绝缘性能评价测试中实施例1-1的绝缘失效率为0％，而在比较例1-1的太阳能电池组件中发生1％的绝缘失效率。可能的原因如下。比较例1-1的太阳能电池组件在后表面保护部件15中使用Al箔15b(参见图2)。当连接接头12焊接到集电极10上时(参见图1)，接头12的焊料和Al箔之间的距离会变小，有时导致焊料和Al箔15b之间的耐电压会降低。因此，认为绝缘失效率为1％。另一方面，在实施例1-1中，在后表面保护部件25中没有使用任意金属材料如Al箔(参见图8)；不存在绝缘失效。因此，认为实施例1-1中的绝缘失效率为0％。因此得出结论，优选使用不含金属材料如Al箔的后表面保护部件25以避免由绝缘失效引起的太阳能电池组件的产量降低。
在实施方案2中，为了根据太阳能电池组件中后表面保护部件的水蒸气透过率评价耐水性，制备各种类型后表面保护部件以制造用于实施例2-1到2-25和比较例2-1的太阳能电池组件。每个太阳能电池组件接受湿热稳态测试。在制造太阳能电池组件之前，用与上述实施例1-1相同的方法测量实施例2-1到2-25和比较例2-1的后表面保护部件的水蒸气透过率。
在实施例2-1中，单层PVF(聚氟乙烯)膜(厚度30μm，水蒸气透过率30g/m2·24小时(40℃，90％))用作后表面保护部件25(参见图8)。而且含有95vol％双酚-A环氧树脂和5vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例1-1中一样制造实施例2-1的太阳能电池组件。
在实施例2-2中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-2的太阳能电池组件。
在实施例2-3中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-3的太阳能电池组件。
在实施例2-4中，单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))用作后表面保护部件25(参见图8)。而且含有80vol％双酚-A环氧树脂和20vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-4的太阳能电池组件。
在实施例2-5中，包含90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-4中一样制造实施例2-5的太阳能电池组件。
在实施例2-6中，包含95vol％双酚-A环氧树脂和5vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-4中一样制造实施例2-6的太阳能电池组件。
在实施例2-7中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-4中一样制造实施例2-7的太阳能电池组件。
在实施例2-8中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-4中一样制造实施例2-8的太阳能电池组件。
在实施例2-9中，如图11中所示，PET层35a(厚度30μm)/PET层35b(厚度30μm)(总厚度60μm，水蒸气透过率8g/m2·24小时(40℃，90％))两层结构膜用作后表面保护部件35。应当注意的是，作后表面保护部件35是本发明“保护层”的一个例子。而且含有90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-9的太阳能电池组件。
在实施例2-10中，如图12中所示，PET层45a(厚度30μm)/SiO2层45b(厚度10nm)/PET层45c(厚度30μm)(总厚度60μm，水蒸气透过率1g/m2·24小时(40℃，90％))三层结构膜用作后表面保护部件45。应当注意的是，后表面保护部件45是本发明中“保护层”的一个例子并且SiO2层45b是本发明中“绝缘层”的一个例子。而且含有90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-10的太阳能电池组件。
在实施例2-11中，包含95vol％双酚-A环氧树脂和5vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-10中一样制造实施例2-11的太阳能电池组件。
在实施例2-12中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-10中一样制造实施例2-12的太阳能电池组件。
在实施例2-13中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-10中一样制造实施例2-13的太阳能电池组件。
在实施例2-14中，用Al2O3层45d(厚度10μm)代替实施例2-10中后表面保护部件45的SiO2层45b(厚度10nm)(参见图12)。应当注意的是，Al2O3层45d是本发明中“绝缘层”的一个例子。换言之，PET层45a(厚度30μm)/Al2O3层45b(厚度10μm)/PET层45c(厚度30μm)(总厚度60μm，水蒸气透过率1.5g/m2·24小时(40℃，90％))三层结构膜用作后表面保护部件45。而且含有90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-14的太阳能电池组件。
在实施例2-15中，增加实施例2-10的后表面保护部件45中PET层45a的厚度(参见图12)。即，PET层45a(厚度300μm)/SiO2层45b(厚度10nm)/PET层45c(厚度30μm)(总厚度330μm，水蒸气透过率0.1g/m2·24小时(40℃，90％))三层结构膜用作后表面保护部件45。而且含有70vol％双酚-A环氧树脂和30vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-15的太阳能电池组件。
在实施例2-16中，包含80vol％双酚-A环氧树脂和20vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-15中一样制造实施例2-16的太阳能电池组件。
在实施例2-17中，包含90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-15中一样制造实施例2-17的太阳能电池组件。
在实施例2-18中，如图13中所示，PET层55a(厚度300μm)/SiO2层55b(厚度10nm)/PET层55c(厚度30μm)/PVDC(聚偏二氟乙烯)层55d(厚度30μm)/SiO2层55e(厚度10nm)/PET层55f(厚度300μm)(总厚度660μm，水蒸气透过率0.02g/m2·24小时(40℃，90％))六层结构膜用作后表面保护部件55。应当注意的是，后表面保护部件55是本发明中“保护层”的一个例子。而且含有60vol％双酚-A环氧树脂和40vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-18的太阳能电池组件。
在实施例2-19中，包含70vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-18中一样制造实施例2-19的太阳能电池组件。
在实施例2-20中，包含80vol％双酚-A环氧树脂和20vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-18中一样制造实施例2-20的太阳能电池组件。
在实施例2-21中，包含90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-18中一样制造实施例2-21的太阳能电池组件。
在实施例2-22中，包含95vol％双酚-A环氧树脂和5vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-18中一样制造实施例2-22的太阳能电池组件。
在实施例2-23中，包含98vol％双酚-A环氧树脂和2vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-18中一样制造实施例2-23的太阳能电池组件。
在实施例2-24中，包含100vol％双酚-A环氧树脂和0vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。除此之外，如实施例2-10中一样制造实施例2-24的太阳能电池组件。
在实施例2-25中，如图14中所示，厚度与实施例2-18中后表面保护部件55的总厚度(660μm)基本相同的单层PET膜(参见图13)(厚度660μm，水蒸气透过率1g/m2·24小时(40℃，90％))用作后表面保护部件65。应当注意的是，后表面保护部件65是本发明中“保护层”的一个例子。而且含有90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10(参见图1)。除此之外，如实施例2-1中一样制造实施例2-25的太阳能电池组件。
在比较例2-1中，如比较例1-3一样制造太阳能电池组件。
根据实施例2-1到2-25和比较例2-1制得的太阳能电池进行湿热稳态测试。像实施方案1一样湿热稳态测试进行1000小时。在这个测试中，除了实施方案1中进行的1000小时湿热稳态测试之外，还进行了2000小时的湿热稳态测试用于评价更长时间的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。除了将太阳能电池组件存放在温度为85℃以及湿度为85％的测试室中2000小时之外，以与上述1000小时湿热稳态测试相同的方式进行2000小时湿热稳态测试。测试结果示于下面的表8中。
表8
从表8中示出的1000小时湿热稳态测试的结果中，可以看出实施例2-18到2-24中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为0.02g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-19到2-24中用于形成集电极6和10的树脂材料含有70vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例30vol％或更少)，其中在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。还可以看出，实施例2-15到2-17中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为0.1g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-16到2-17中用于形成集电极6和10的树脂材料含有80vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例20vol％或更少)，并且湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。可以看出实施例2-10到2-13中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为1g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-10到2-13中用于形成集电极6和10的树脂材料含有90vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例10vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为96％或更大。可以看出实施例2-4到2-8中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-5到2-8中用于形成集电极6和10的树脂材料含有90vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例10vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。还可以看出实施例2-1到2-3中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为30g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-2到2-3中用于形成集电极6和10的树脂材料含有98vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例2vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。从这些结果中，发现下述内容。随着后表面保护部件的水蒸气透过率从0.02g/m2·24小时(40℃，90％)到30g/m2·24小时(40℃，90％)的逐渐增加，越来越多的水渗透到太阳能电池组件中。如果用于集电极6和10的树脂材料中环氧树脂的含量随着后表面保护部件的水蒸气透过率的增加而从70vol％增加到98vol％，太阳能电池组件符合1000小时湿热稳态测试的合格指标(相对初始输出的比率95％或更大)。如果后表面保护部件的水蒸气透过率为30g/m2·24小时(40℃，90％)或更少时，用于集电极6和10的树脂材料中环氧树脂的含量增加到98vol％或更大，则太阳能电池组件符合1000小时湿热稳态测试的合格指标(相对初始输出的比率95％或更大)。如果后表面保护部件的水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％)或更少时，用于集电极6和10的树脂材料中环氧树脂的含量增加到90vol％或更大，则太阳能电池组件符合1000小时湿热稳态测试的合格指标(相对初始输出的比率95％或更大)。
从表8中示出的2000小时湿热稳态测试的结果中，可以看出实施例2-18到2-24中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为0.02g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-21到2-24中用于形成集电极6和10的树脂材料含有90vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例10vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。还可以看出，实施例2-15到2-17中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为0.1g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-17中用于形成集电极6和10的树脂材料含有90vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例10vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。可以看出实施例2-10到2-13中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为1g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-11到2-13中用于形成集电极6和10的树脂材料含有95vol％或更多环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例5vol％或更少)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为95％或更大。可以看出实施例2-4到2-8中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％)，甚至实施例2-8中用于形成集电极6和10的树脂材料含有100vol％环氧树脂(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例0vol％)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为94％。还可以看出实施例2-1到2-3中太阳能电池组件后表面保护部件的水蒸气透过率为30g/m2·24小时(40℃，90％)，甚至实施例2-3中用于形成集电极6和10的树脂材料含有100vol％(聚氨基甲酸酯树脂的化合物比例0vol％)，并在湿热稳态测试中相对初始输出的比率为93％。因此，在后表面保护部件的水蒸气透过率为1g/m2·24小时(40℃，90％)的情况下，在通过使用含有95vol％或更多环氧树脂的树脂材料用于集电极6和10而进行2000小时湿热稳态测试之后，太阳能电池组件相对初始输出的比率可以为95％或更大。因此为了在更长时间期间获得优异的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)，优选在用于集电极6和10的树脂材料中含有95％或更多的环氧树脂。
表8示出，其中后表面保护部件为PET层(厚度30μm)/PET层(厚度30μm)两层结构膜的实施例2-9的太阳能电池组件，在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率为96％并且在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率为93％。这些数值大于实施例2-5中后表面保护部件为单层PET膜(厚度30μm)的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率95％以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率90％。这可能是因为实施例2-9的后表面保护部件的水蒸气透过率(8g/m2·24小时(40℃，90％))低于实施例2-5的水蒸气透过率(15g/m2·24小时(40℃，90％))。因此发现甚至具有相对高水蒸气透过率的PET层(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))可以通过如实施例2-9一样层压两层PET层(参见图11)以增加厚度来降低其水蒸气透过率，并且其可以用作后表面保护部件。因此可以得出结论，使用两层结构PET膜作为后表面保护部件改进了太阳能电池组件的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。
表8还示出实施例2-10和2-14的太阳能电池组件在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率为94％。这些数值大于实施例2-9的太阳能电池组件在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(93％)。这可能是因为实施例2-10和2-14的后表面保护部件的水蒸气透过率(实施例2-101g/m2·24小时(40℃，90％)，实施例2-141.5g/m2·24小时(40℃，90％))低于实施例2-9的水蒸气透过率(8g/m2·24小时(40℃，90％))。因此，可以明显地看出，由夹在两个PET层之间且具有低水蒸气透过率的绝缘层如SiO2层或Al2O3层组成的后表面保护部件(实施例2-10和2-14)可以具有比仅由两个PET层组成的后表面保护部件(实施例2-9)低的水蒸气透过率。还发现，使用具有PET层/SiO2层/PET层或PET层/Al2O3层/PET层结构的后表面保护部件可以改进太阳能电池组件的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。此外，因为SiO2层和Al2O3层是绝缘层，所以即使用于将接头12连接到太阳能电池组件1的集电极10上的连接接头12的焊料和SiO2层或Al2O3层之间的距离变小也不会发生绝缘失效。这可以避免由绝缘失效引起的太阳能电池组件产量的降低。
表8示出实施例2-17的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率为97％以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率为95％。这些数值大于实施例2-10的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率96％以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率94％。这可能是因为实施例2-17的后表面保护部件的水蒸气透过率(0.1g/m2·24小时(40℃，90％))低于实施例2-10的水蒸气透过率(1g/m2·24小时(40℃，90％))。从这些结果中，发现当使用具有PET层/SiO2层/PET层三层结构的后表面保护部件时，实施例2-17具有一个厚度增加到300μm的PET层的后表面保护部件的水蒸气透过率可以低于具有两个厚度维持在30μm的PET层结构的实施例2-10的水蒸气透过率。因此，使用实施例2-17中由增加了厚度的PET层(厚度300μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度30μm)组成的后表面保护部件，与实施例2-10相比可以改进太阳能电池组件的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。
表8示出实施例2-21的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(98％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(95％)。这些数值大于实施例2-17的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(97％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(95％)。这可能是因为实施例2-21的后表面保护部件的水蒸气透过率(0.02g/m2·24小时(40℃，90％))小于实施例2-17的水蒸气透过率(0.1g/m2·24小时(40℃，90％))。因此发现具有通过在PET层(厚度300μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度30μm)三层结构膜(实施例2-17)上层压PVDC层(厚度30μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度300μm)三层结构膜而形成的六层结构的后表面保护部件(实施例2-21)的水蒸气透过率可以低于具有PET层(厚度300μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度30μm)三层结构膜的后表面保护部件(实施例2-17)。因此，与实施例2-17的三层结构的后表面保护部件相比，实施例2-21使用六层结构的后表面保护部件可以改进太阳能电池组件的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。
表8示出实施例2-25的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(96％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(92％)。这些数值低于实施例2-21的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(98％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(95％)。这可能是因为实施例2-25的后表面保护部件的水蒸气透过率(1g/m2·24小时(40℃，90％))高出实施例2-21的水蒸气透过率(0.02g/m2·24小时(40℃，90％))。因此发现，与具有PET层(厚度300μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度30μm)/PVDC层(厚度30μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度300μm)六层结构的后表面保护部件(实施例2-21)相比，厚度与六层结构后表面保护部件的总厚度(660μm)相同的单层PET膜(实施例2-25)具有更高的水蒸气透过率。还发现使用由单层PET膜组成且厚度与六层结构后表面保护部件相同的后表面保护部件(实施例2-25)不能以与实施例2-21的六层结构后表面保护部件同样高的程度改进太阳能电池组件的耐水性(抵抗水蒸气保持输出的性能)。
表8示出比较例2-1的太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(99％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(98％)。实施例2-5、2-9、2-10、2-14、2-17、2-21和2-25的各个太阳能电池组件在1000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(95％到98％)以及在2000小时湿热稳态测试之后相对初始输出的比率(90％到95％)低于比较例2-1的。这可能是因为比较例2-1的后表面保护部件的水蒸气透过率为0g/m2·24小时(40℃，90％)，因此水蒸气基本上不能渗透过后表面保护部件。然而，正如从根据实施例1的绝缘性能评价结果(参见表1)中所看到的，在使用由PET层(厚度30μm)/Al箔(厚度30μm)/PET层(厚度30μm)组成的后表面保护部件的太阳能电池组件情况中(在比较例2-1的情况中)，因为绝缘失效而减少了太阳能电池组件的产量。因此可以看出，并不优选比较例2-1中的由PET层(厚度30μm)/Al箔(厚度30μm)/PET层(厚度30μm)组成的后表面保护部件。
在第二太阳能电池组件的实施方案3中，制造根据实施例3-1到3-6的太阳能电池组件，每个具有限制钠随着水的渗透而扩散这种影响的结构。通过使用这些制得的太阳能电池组件，对于从前表面保护部件(玻璃基板)浸析的钠对输出性能的影响进行评价。
在实施例3-1中，如实施例2-2中一样制造太阳能电池组件。即，在实施例3-1中，含有90vol％双酚-A环氧树脂和10vol％聚氨基甲酸酯树脂的树脂材料用于导电浆料(银浆料)以形成集电极6和10。使用单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％))用作后表面保护部件25(参见图8)。含有大约15wt％钠的钠玻璃用作前表面保护部件14。应当注意的是，前表面保护部件14是本发明中“含钠部件”的一个例子。
在实施例3-2中，如图15中所示，通过溅射在前表面保护部件14的下表面上形成厚度为100nm的钠阻挡66层，该钠阻挡层66为SiO2层。除此之外，如实施例3-1中的一样制造实施例3-2的太阳能电池组件。
在实施例3-3中，如图16中所示，通过溅射在太阳能电池元件1的透光导电膜5(参见图2)与前表面保护部件14接近的表面上形成厚度为100nm的钠阻挡76层，该钠阻挡层76为SiO2层。除此之外，如实施例3-1中的一样制造实施例3-3的太阳能电池组件。
在实施例3-4中，如图17中所示，在太阳能电池元件1和前表面保护部件14之间依次沉积厚度为150μm的钠阻挡层86和密封件13，该钠阻挡层86为单层PET膜。除此之外，如实施例3-1中的一样制造实施例3-4的太阳能电池组件。
在实施例3-5中，将太阳能电池元件1(参见图1)向下翻转并且放在太阳能电池组件中。换言之，太阳能电池元件1的放置使得p型非晶硅层4位于n型单晶硅基板2的远离前表面保护部件14的表面上(参见图8)，且n型非晶硅层8(参见图1)位于n型单晶硅基板2的与前表面保护部件14相邻的另一面上(参见图8)。除此之外，如实施例3-1一样制造实施例3-5的太阳能电池组件。应当注意的是，n型单晶硅基板2是本发明中“n型半导体层”的一个例子，以及p型非晶硅层4是本发明中“P型半导体层”的一个例子。
在实施例3-6中，如图18中所示，使用PET层45a(厚度30μm)/SiO2层45b(厚度10nm)/PET层45c(厚度30μm)(总厚度60μm，水蒸气透过率1g/m2·24小时(40℃，90％))三层结构膜作为后表面保护部件45。通过溅射在前表面保护部件14的下表面上形成厚度为100nm的钠阻挡层66，该钠阻挡层为SiO2层。除此之外，如实施例3-1一样制造实施例3-6的太阳能电池组件。
对实施例3-1到3-6制造的太阳能电池组件进行前表面保护部件中钠效应的评价测试。以与实施方案2中进行的1000小时湿热稳态测试和2000小时湿热稳态测试相同的方式进行评价测试。测试结果示于下面的表9中。
表9
表9中示出的钠效应的1000小时评价测试的结果表明实施例3-2到3-5的太阳能电池组件相对初始输出的比率(97％)高出实施例3-1(95％)2％。表9中示出的钠效应的2000小时评价测试表明实施例3-2到3-5的太阳能电池组件相对初始输出的比率(95％)高出实施例3-1(90％)5％。
该结果的可能原因如下。因为实施例3-2到3-5的太阳能电池组件使用单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))作为后表面保护部件15，所以在评价测试过程中大量水通过后表面保护部件渗透到太阳能电池组件中。当水达到由钠玻璃(钠含量大约15wt％)构成的前表面保护部件14时，前表面保护部件14中的钠浸析到水中并且带有钠的水在太阳能电池组件中扩散。在实施例3-1的情况中，钠达到太阳能电池元件1(参见图1)中，因为没有钠阻挡层阻止钠渗透。因此钠引起了太阳能电池元件1的p型非晶硅层4的损坏，并且使p型非晶硅层4中的p型杂质无活性，由此降低了太阳能电池元件1的输出。
在另一方面，因为在实施例3-2中前表面保护部件14的下表面上设置了由SiO2层构成的钠阻挡层66(参见图15)以及在实施例3-4中前表面保护部件14和太阳能电池元件1之间设置了包括单层PET膜的钠阻挡层66(参见图17)，通过钠阻挡层66和86阻止了钠到达太阳能电池元件1。因此阻止了钠达到p型非晶硅层4(参见图1)。在实施例3-3的情况(参见图16)中，因为在太阳能电池元件1透光导电膜5的与前表面保护部件14接近的表面上形成由SiO2层构成的钠阻挡层76(参见图2)，所以钠到达太阳能电池元件1，而没有达到p型非晶硅层4。在实施例3-5的情况中，p型非晶硅层4位于n型非晶硅基板2远离前表面保护部件14的表面上(参见图2)，p型非晶硅层4和前表面保护部件14之间的距离变得大于太阳能电池组件的p型非晶硅层和前表面保护部件之间的距离，其中该太阳能电池组件的p型非晶硅层4位于n型非晶硅基板2接近前表面保护部件14的表面上。因此，在实施例3-5中阻止了钠到达p型非晶硅层4。因此，认为在实施例3-2到3-5中阻止了由钠引起的p型非晶硅层4的损坏和p型非晶硅层4中p型杂质的失活。结果，在评价测试中实施例3-2到3-5中的太阳能电池组件可以避免输出的减少，因此认为实施例3-2到3-5中相对初始输出的输出率高出实施例3-1。
从表9中发现，像实施例3-2到3-5一样，如果太阳能电池组件的构成使得阻止钠到达太阳能电池元件1的p型非晶硅层4，则使用具有相对高水蒸气透过率的单层PET膜(厚度30μm，水蒸气透过率15g/m2·24小时(40℃，90％))用作后表面保护部件15的太阳能电池组件可以符合1000小时评价测试(耐水性测试)的合格标准(相对于初始输出的输出率95％或更大)，并且在2000小时评价测试(耐水性测试)之后可以获得相对于初始输出的比率为95％或更大。
表9中示出1000小时评价测试的结果表明实施例3-6的太阳能电池组件相对初始输出的比率(98％)高出实施例3-2(97％)1％。表9中示出2000小时评价测试的结果表明实施例3-6的太阳能电池组件相对初始输出的比率(96％)高出实施例3-2(95％)1％，其中实施例3-6的太阳能电池组件在表面保护部件的下表面上使用钠阻挡层以及使用PET层(厚度30μm)/SiO2层(厚度10nm)/PET层(厚度30μm)的后表面保护部件，在实施例3-2中在前表面保护部件的下表面上使用钠阻挡层以及使用单层PET膜(厚度30μm)作为后表面保护部件。可能的原因如下。实施例3-6的后表面保护部件45(参见图18)的水蒸气透过率(1g/m2·24小时(40℃，90％))低于实施例3-2的后表面保护部件15(参见图2)的水蒸气透过率(15g/m2·24小时(40℃，90％))。因此与实施例3-2相比，进入到实施例3-6的太阳能电池组件内部的水少。因此，认为1000小时和2000小时评价测试之后相对初始输出的输出率高。可以得出结论，优选在前表面保护部件的下表面上形成钠阻挡层和使用具有低水蒸气透过率的后表面保护部件，从而改进相对初始输出的比率。
双酚-A环氧树脂用作在上述实施方案中集电极的树脂材料中包含的环氧树脂，但是本发明的树脂材料并不局限于此，并且可以是其他类型的环氧树脂，包括从基于芪和联苯的双功能团化合物中衍生出来的环氧树脂；从基于多酚和苯酚酚醛的多官能团化合物衍生出的树脂；和从基于二聚环戊二烯或苯酚的加聚产物衍生出的树脂。这些类型的环氧树脂也可以获得与上述实施方案中相同的效果。
在上述实施方案中，银(Ag)用作导电浆料中包含的导电填充剂以形成集电极。本发明的填充剂不局限于此并且可以是任何其他导电材料，包括金属如铜、镍和铝以及碳。
在上述实施例中，以在两侧上使用具有HIT结构的太阳能电池元件的太阳能电池组件作为例子进行了描述。本发明并不局限于此，而是适用于使用各种类型太阳能电池元件如单晶硅太阳能电池元件、多晶硅太阳能电池元件、薄膜硅太阳能电池元件、化合物半导体太阳能电池元件、染料敏化的太阳能电池元件和有机太阳能电池元件的太阳能电池组件。
在第二太阳能电池组件的实施方案2中，SiO2层和Al2O3层用于后表面保护部件用作降低水渗透作用的绝缘层。本发明的后表面保护部件并不局限于此，并且可以是具有降低水渗透作用的任何其他绝缘层，包括除了SiO2层和Al2O3层之外的任何氧化物绝缘层和有机酸膜。
在第二太阳能电池组件的实施方案3中，钠阻挡层由SiO2层制得。本发明中的钠阻挡层并不局限于此，而可以是其他层，包括氮化物层和氟化物层，只要它们具有钠阻挡作用。例如，钠阻挡层可以由SiN膜、MgF2膜和/或TiO2膜构成。由这些材料构成的钠阻挡层也可以获得与上述实施例相同的效果。
虽然已经描述且详细地说明了本发明，但是应当清楚地理解，该描述公开了本发明的不同实施方案的实施例且并非意欲局限于提供的实施例或说明。任何在本发明的精神和范围之内的变动和改进均包括在内，本发明仅仅由所附的权利要求限定。
权利要求
1.一种太阳能电池组件，其中在前表面部件和后表面保护部件之间设置多个太阳能电池元件，并且太阳能电池元件的电极通过连接接头彼此电连接，其中太阳能电池元件的电极由包含热固性树脂和导电粉末的导电浆料制成，热固性树脂含有70％或更多的玻璃化转变温度在80℃～200℃的树脂，所述玻璃化转变温度用TMA方法测量，涂覆有无铅焊料的连接接头焊接到电极上。
2.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中用TMA方法测得玻璃化转变温度为80℃～200℃的树脂含有环氧基团。
3.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中用TMA方法测得玻璃化转变温度为90℃～200℃的树脂含有环氧基团。
4.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中用TMA方法测得玻璃化转变温度为80℃～200℃的树脂为酚醛树脂。
5.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中用TMA方法测得玻璃化转变温度为80℃～200℃的树脂为聚酰亚胺树脂。
6.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中要混入导电浆料中的导电粉末包括近似粒状导电填充剂和片状导电填充剂，并且近似粒状导电填充剂的含量相对于两种导电填充剂的总重量为40wt％～80wt％。
7.根据权利要求1的太阳能电池组件，其中后表面保护部件具有金属薄膜夹在树脂层之间的多层结构。
8.一种太阳能电池组件，包括前表面部件；后表面保护部件；设置在前表面部件和后表面保护部件之间的多个太阳能电池元件；和用于用无铅焊料将太阳能电池元件的电极彼此电连接的连接接头，其中太阳能电池元件的电极由包含热固性树脂和导电粉末的导电浆料制成，根据后表面保护部件的水蒸气透过率，热固性树脂以可控体积比包含环氧树脂，以及环氧树脂的用TMA方法测得的玻璃化转变温度为80℃～200℃。
9.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件的水蒸气透过率为30g/m2·24小时(40℃，90％)或更少，并且热固性树脂包含98vol％或更多的环氧树脂。
10.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件的水蒸气透过率为15g/m2·24小时(40℃，90％)或更少，并且热固性树脂包含90vol％或更多的环氧树脂。
11.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件的水蒸气透过率为0.1g/m2·24小时(40℃，90％)或更少，并且热固性树脂包含80vol％或更多的环氧树脂。
12.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件的水蒸气透过率为0.02g/m2·24小时(40℃，90％)或更少，并且热固性树脂包含70vol％或更多的环氧树脂。
13.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件包括由氧化硅或金属氧化物制得的绝缘层。
14.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中后表面保护部件包括由树脂材料而不是金属材料制得的层。
15.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中前表面部件包括含钠的材料，并且在前表面部件和太阳能电池元件之间具有用于阻止钠渗透的钠阻挡层。
16.根据权利要求8的太阳能电池组件，其中前表面部件包括含钠的材料，并且在太阳能电池元件的与前表面部件相邻的表面上具有用于阻止钠渗透的钠阻挡层。
全文摘要
制造本发明的太阳能电池组件以改进太阳能电池元件电极和涂覆由无铅(Pb)焊料的连接接头之间的粘结性，该电极用含有银浆料的热固性树脂形成。为了实现这个目的，太阳能电池组件由前表面部件，后表面保护部件，设置在前表面部件和后表面保护部件之间的多个太阳能电池元件，和用于用无铅焊料通过电极将太阳能电池元件彼此电连接的连接接头组成。太阳能电池元件的电极由包含热固性树脂和银粉末的银浆料构成。热固性树脂含有体积比70％或更多由TMA(热力学分析)方法测得玻璃化转变温度在80℃－200℃的环氧树脂。涂覆有无铅焊料的连接接头焊接到电极上。
文档编号H01L31/0224GK1652354SQ200510056540
公开日2005年8月10日 申请日期2005年1月31日 优先权日2004年1月29日
发明者吉岭幸弘, 二宫国基 申请人:三洋电机株式会社