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WO2012157449A1 - 半導体装置、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイ - Google Patents

半導体装置、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイ Download PDF

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Publication number
WO2012157449A1
WO2012157449A1 PCT/JP2012/061547 JP2012061547W WO2012157449A1 WO 2012157449 A1 WO2012157449 A1 WO 2012157449A1 JP 2012061547 W JP2012061547 W JP 2012061547W WO 2012157449 A1 WO2012157449 A1 WO 2012157449A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solar cell
semiconductor
photoelectric conversion
layer
substrate
Prior art date
Application number
PCT/JP2012/061547
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
陽太 宮下
栄郎 矢後
重徳 祐谷
Original Assignee
富士フイルム株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 富士フイルム株式会社 filed Critical 富士フイルム株式会社
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Priority to CN201280022934.4A priority patent/CN103548151A/zh
Publication of WO2012157449A1 publication Critical patent/WO2012157449A1/ja
Priority to US14/078,026 priority patent/US20140060617A1/en

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    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to a semiconductor device, a solar cell module, a solar cell string, and a solar cell array, and more particularly, in a semiconductor device, a semiconductor element having improved insulation between a conductive substrate made of a conductive material and a semiconductor element.
  • the present invention relates to an arrangement method and a solar cell module, a solar cell string, and a solar cell array using the semiconductor element.
  • a substrate made of a conductive material such as a metal or alloy having the characteristics of lightness and flexibility may be applicable to a wide range of applications. Further, since the substrate made of the conductive material can withstand high temperature processes, it can be applied to a semiconductor that cannot be handled by a resin substrate such as polyimide. For example, if it is used as a substrate for a solar cell, the photoelectric conversion efficiency can be improved, and high efficiency of the solar cell can be expected.
  • an insulating layer is provided on at least one surface of a substrate made of a conductive material.
  • an oxide obtained by anodizing a substrate material is used (for example, Patent Document 1).
  • Patent Document 1 discloses that the potential in the vicinity of the middle of series-connected elements (that is, solar cells) and the potential of the substrate made of a conductive material (metal substrate) are made equipotential. Accordingly, it is disclosed that the potential difference between the element and the substrate is reduced.
  • FIGS. 7A and 7B show the results of simulating the state of electrolytic concentration at the electrode corners.
  • FIG. 7A shows the result when the curvature of the corner is changed
  • FIG. 7B shows the result when the angle of the corner is changed. From FIG. 7A, it can be seen that the electric field E max at the electrode end portion having a diameter of 25 mm (corresponding to the electrode corner portion having a curvature radius of 12.5 mm) is about 1.3 times the electric field E 0 at the center portion of the electrode.
  • Patent Document 4 discloses that a wiring arrangement is devised for the problem of reducing the planar distribution of a potential difference between wirings on a substrate.
  • the method disclosed in Patent Document 4 does not disclose a method for adjusting the potential between the semiconductor element and the wiring and the substrate when the substrate is made of a conductive material, the method is applied as it is.
  • the insulation with the substrate cannot be improved.
  • An object of the present invention is to eliminate the problems based on the prior art and to provide a semiconductor device with excellent insulation withstand voltage between a plurality of semiconductor elements provided on a conductive substrate made of a conductive material and the conductive substrate. It aims at providing a solar cell module, a solar cell string, and a solar cell array.
  • a first aspect of the present invention includes a conductive substrate made of a conductive material, a nonconductive layer made of a nonconductive material provided on at least a part of the surface of the substrate, A plurality of semiconductor elements provided on the non-conductive layer; wiring that electrically connects the semiconductor elements; a conductive substrate; and at least one electrical connection portion that connects the semiconductor element or the wiring.
  • the semiconductor element having the maximum potential difference from the conductive substrate is arranged at a position excluding a geometric end of an array formed by a plurality of semiconductor elements.
  • the geometric end means, for example, when an array formed by a plurality of semiconductor elements is one line segment, as shown in FIG.
  • the semiconductor element 51a including the apex is indicated.
  • the geometric end indicates a semiconductor element 51a including a vertex of a polygon when the array formed by the plurality of semiconductor elements 51 is a polygon.
  • the geometric end refers to the semiconductor element 51a including the vertex when the shape of the semiconductor element 51 is a polygon, as shown in FIG. 1D.
  • the semiconductor element 51a including the circumference is indicated. Regardless of the shape of one semiconductor element, in the present invention, the semiconductor element 51a including any of the above-described elements is defined as a geometric end.
  • the electrical connection portion is, for example, a mechanical contact portion that presses against a part of a semiconductor element to press it, an alloyed joint portion such as soldering, and the corresponding portion is heated and melted. Welding parts and the like. Further, even if the substrate and the semiconductor element are not in contact with each other, the potential of the semiconductor element with respect to the substrate is substantially reduced, for example, there is a thin insulating layer and there is a semiconductor property. The part that can be determined is also included in the electrical connection. The potential difference between the conductive substrate (conductive material portion) and the semiconductor element is adjusted by the electrical connection portion. Each semiconductor element is connected in series or in parallel by wiring, whereby the potential difference distribution between the conductive substrate and the semiconductor element or wiring is adjusted.
  • the semiconductor element in contact with the electrical connection portion is preferably arranged in a range of 10% of the number of the plurality of semiconductor elements from at least one end of the array, and more preferably, the plurality of semiconductor elements from at least one end of the array It is characterized in that it is at least one semiconductor element which is arranged in the range of 5% of the number of and which are equipotential to each other.
  • the semiconductor element is particularly preferably a semiconductor element disposed at at least one end of the array. Since the vicinity of the end of the array is equipotential with the conductive material portion, the potential difference at the end can be reduced. By reducing the potential difference around the end portion, the electric field concentration is alleviated and the overall insulation is enhanced.
  • the nonconductive layer is formed by anodizing a conductive substrate, and at least one semiconductor having a maximum potential among a plurality of semiconductor elements.
  • the element is in contact with the electrical connection.
  • the anodic oxide film has higher insulating properties when the base metal side is the positive electrode.
  • the semiconductor element having the maximum potential and the conductive substrate (conductive material portion) are equipotential, the conductive substrate (conductive material portion) is always the positive electrode, so that the overall insulation is improved.
  • the conductive substrate a lightweight and flexible substrate made of titanium or aluminum is preferable, and an inexpensive substrate made of aluminum is more preferable.
  • a composite aluminum substrate made of a composite material is preferable instead of a substrate made of aluminum.
  • the composite material includes, for example, a material in which a resin or another metal is combined with aluminum.
  • a clad substrate made of a steel plate or a stainless steel plate and an aluminum plate is more preferable because it can improve the heat resistance of aluminum.
  • the plurality of semiconductor elements are concentrically arranged, and at least one semiconductor element having the maximum potential difference from the conductive substrate is disposed at the center of the concentric arrangement. It is characterized by being arranged.
  • the electric field concentration is mitigated by the concentric arrangement, and the potential difference between the conductive substrate and at least one semiconductor element that maximizes the potential difference with the conductive substrate is located farthest from the end of the arrangement.
  • the electric field in the direction parallel to is reduced, and the overall insulation is improved.
  • a semiconductor device is characterized in that a plurality of semiconductor elements are arranged on a straight line, and two arrays connected in series are connected in parallel.
  • the manufacturing process is not increased, and by connecting two series circuits in parallel, the output voltage is halved, so that the required withstand voltage can be halved.
  • the semiconductor element having the maximum potential difference with respect to the substrate is disposed at a position excluding the geometric end of the array formed by the semiconductor elements, the electric field concentration point is reduced and the insulation can be improved.
  • the output voltage can be reduced to 1/4, 1/8,. Can be lowered.
  • the two arrays have the maximum potential difference between the semiconductor elements located at both ends of the arrays and the connection parts of the arrays, but the semiconductor elements that have the maximum potential difference with the conductive substrate are not disposed at both ends of the arrays. Therefore, the potential difference between the semiconductor element or the wiring located at the connection part of the two arrays and the conductive substrate is maximized, and the insulation between the geometric end of the array where the electric field concentration is likely to occur and the conductive substrate is achieved. As a result, the overall insulation is improved.
  • the semiconductor device which was excellent in the insulation voltage resistance between the some semiconductor element provided on a conductive substrate and a conductive substrate can be provided.
  • a high-performance device can be made by increasing the number of semiconductor elements by improving the insulation voltage resistance.
  • it can manufacture at low cost by making the thickness of a nonelectroconductive layer thin.
  • the insulation at the end portion of the device is improved, the insulation from the periphery of the device is also improved.
  • a light and strong conductive frame can be provided around the device.
  • the output can be divided into two systems by a parallel circuit, and even when a failure occurs on one half of the device Can maintain half of the output. Further, by increasing the number of parallel circuits, the failure probability can be further lowered and durability can be increased.
  • a solar cell module that is connected in series and outputs at a high voltage is preferable as a semiconductor device, and a thin-film type or an integrated type solar cell module that is required to be lightweight and flexible is more preferable. preferable.
  • a CIGS solar cell module capable of increasing efficiency is particularly preferable.
  • a solar cell string and a solar cell array can be made using these solar cell modules.
  • the insulating property is improved, when the same voltage is output, the ineffective area generated at the edge of the substrate can be reduced, the material can be used efficiently, and the cost can be reduced.
  • (A) is a schematic diagram which shows the state in which the several photovoltaic cell is arranged on 1 line
  • (b) and (c) are the schematics which show the state in which the polygonal photovoltaic cell is arranged. It is a figure and (d) is a schematic diagram which shows a state in case the arrangement
  • 1 is a schematic cross-sectional view of a photoelectric conversion device according to a first embodiment of a semiconductor device of the present invention. It is a circuit block diagram of the photoelectric conversion apparatus of 1st Embodiment of the semiconductor device of this invention.
  • FIG. 1 It is a typical perspective view of the photoelectric conversion apparatus under manufacture for demonstrating an example of the manufacturing process of the photoelectric conversion apparatus of 1st Embodiment of the semiconductor device of this invention. It is a flowchart which shows an example of the manufacturing method of the photoelectric conversion apparatus of 1st Embodiment of the semiconductor device of this invention. It is typical sectional drawing of the photoelectric conversion apparatus of 2nd Embodiment of the semiconductor device of this invention. (A), (b) shows the result of simulating the state of electrolytic concentration at the electrode corner, (a) shows the result when the curvature of the corner is changed, and (b) shows the corner. The result at the time of changing the angle of a part is shown. It is typical sectional drawing which shows the conventional photoelectric conversion apparatus.
  • FIG. 2 is a schematic cross-sectional view of the photoelectric conversion device according to the first embodiment of the semiconductor device of the present invention.
  • FIG. 3 is a circuit configuration diagram of the photoelectric conversion device according to the first embodiment of the semiconductor device of the present invention. It is.
  • the photoelectric conversion device 201 (solar cell module) of the present invention is formed on, for example, a grounded, substantially rectangular conductive substrate 100 made of a conductive material, and the conductive substrate 100.
  • a support substrate 110 (a substrate made of a conductive material + a layer made of a non-conductive material) made of a non-conductive layer (insulating layer) 130 made of a non-conductive material, and a photoelectric substrate formed on the non-conductive layer 130. It has the electric power generation layer 140 which consists of the several photovoltaic cell 151 (photoelectric conversion element) of the converter 201.
  • the power generation layer 140 is configured by arranging a plurality of solar cells 151 on a straight line and connecting two arrays connected in series in parallel. In FIG. 2, there are a total of two arrays connected in series on both sides of the central negative electrode, and the two arrays are connected in parallel.
  • the photoelectric conversion device 201 of the present invention has a ribbon-shaped lead (not shown) with the positive electrode (plus) side of at least one solar cell 151a at both ends of the plurality of solar cells 151 of the power generation layer 140 as a positive electrode terminal. It is connected to a positive terminal of a contact box (not shown) through a wire, and is grounded by directly electrically connecting to the conductive substrate 100 of the support substrate 110 as a grounding terminal.
  • the negative electrode (minus) side of one or two solar cells 151d at the center of the plurality of solar cells 151 is not shown as a negative electrode terminal via a ribbon-shaped lead wire (not shown). It is characterized in that it is connected to the negative terminal of the junction box.
  • the conductive substrate 100 of the support substrate 110 is grounded, and its positive electrode is directly electrically connected to the conductive substrate 100 of the support substrate 110.
  • the grounding solar cell 151a is grounded via the conductive layer 160, and the grounding solar cell 151a is most preferably a solar cell at both ends of the plurality of solar cells 151.
  • the withstand voltage VW1 required with respect to the conductive substrate 100 is approximately the same as the withstand voltage Vw1d required from the potential difference V1d.
  • the photoelectric conversion device 203 corresponds to the solar cell module 10 of Patent Document 1.
  • the photoelectric conversion device 201 of the present embodiment When the number of photovoltaic cells in the photoelectric conversion device 201 of the present embodiment and the conventional photoelectric conversion device 203 are the same, the respective outputs are approximately the same. However, at the peripheral portion of the power generation layer where the required withstand voltage becomes high due to the influence of electric field concentration or creeping discharge, the photoelectric conversion device 201 of this embodiment has two sides at both end portions facing the substrate end of the solar cell 151d. Only the electric potential difference with the conductive substrate 100 becomes the maximum and the electric field concentrates, whereas the conventional photoelectric conversion device 203 has a conductive substrate extending over three sides facing the substrate end of the solar battery cell 153a or 153d.
  • the photoelectric conversion device 201 of this embodiment is more advantageous for insulation.
  • three sides face the substrate edge, and the other side faces the next cell. Yes.
  • the solar cells 151 having the maximum potential difference from the conductive substrate 100 are at both ends of the plurality of solar cells 151 of the power generation layer 140. Since it is arrange
  • the position of the grounding solar cell 151 a is at least one solar cell at both ends of the plurality of solar cells 151 of the power generation layer 140.
  • the invention is not limited to this, and may be solar cells around both ends of the power generation layer 140. Furthermore, it is good also as at least 1 photovoltaic cell in the range of 10% of the number of the several photovoltaic cells 151 from the both ends of the electric power generation layer 140. The reason is that the solar cells 151 are connected in series from the solar cells 151d to at least one solar cell 151a at both ends among the plurality of solar cells 151 of one power generation layer 140.
  • the number of solar cells 151 from the battery cell 151d to one solar cell around both ends is 40% or more of the total.
  • the potential difference V1d is four times or more than the potential difference V1c between the solar cells around both ends of the power generation layer 140 and the conductive substrate 100. Therefore, in the photoelectric conversion device 201, the position of the grounding solar cell 151a is changed. This is because the potential difference V1d is the largest among all the solar battery cells 151 in the solar battery cells around both ends as in the case described above.
  • the potential difference V1d is nine times Va1. That's it. For this reason, it is more preferable to set it as the at least 1 photovoltaic cell which exists in the range of 10% of the number of several photovoltaic cells 151 from both ends.
  • the support substrate 110 used in the illustrated photoelectric conversion device 201 is a metal plate with an insulating layer having the conductive substrate 100 and the nonconductive layer 130 formed thereon.
  • the supporting substrate 110 is not particularly limited as long as it is a metal plate with an insulating layer, but at least one surface side of an aluminum (Al) plate is anodized to make the anodized film a non-conductive layer 130. It is preferable that the support substrate 110 is obtained by using an Al plate that is formed and not anodized as the conductive substrate 100.
  • the conductive substrate 100 is not particularly limited as long as the non-conductive layer 130 can be formed and the power generation layer 140 can be supported when the support substrate 110 is a metal plate with an insulating layer. Absent.
  • the conductive substrate 100 is preferably an Al substrate having an Al layer on at least one surface. Examples thereof include an Al substrate and a composite Al substrate made of a composite material of Al and another metal.
  • the thickness is preferably 0.05 to 10 mm.
  • the support substrate 110 is manufactured from an Al substrate, a composite Al substrate, or the like, it is necessary to have a thickness that allows for a reduction in thickness due to anodic oxidation, pre-cleaning and polishing of the anodic oxidation.
  • the Al substrate may be, for example, a Japanese Industrial Standard (JIS) 1000 series pure Al plate, or an Al alloy plate such as an Al—Mn alloy plate, an Al—Mg alloy plate, An alloy plate of Al and other metal elements such as an Al—Mn—Mg alloy plate, an Al—Zr alloy plate, an Al—Si alloy plate, and an Al—Mg—Si alloy plate may also be used.
  • the composite Al substrate includes a clad plate of an Al plate and another metal plate, for example, a clad plate of a stainless steel (SUS) plate, and a clad plate in which various steel plates are sandwiched between two Al plates. Also good.
  • the other metal plates constituting the clad plate with the Al plate are various stainless steel plates, for example, steel such as mild steel, 42 Invar alloy, Kovar alloy, or 36 Invar alloy.
  • a metal plate that can be used as a roofing material or a wall material of a house or a building can be used so that the photoelectric conversion device of the present invention can be used as a roofing material integrated solar battery panel.
  • the Al plate or Al alloy plate used here may contain various trace metal elements such as Fe, Si, Mn, Cu, Mg, Cr, Zn, Bi, Ni, and Ti.
  • the nonconductive layer 130 formed on the conductive substrate 100 is not particularly limited.
  • the conductive substrate 100 is an Al substrate or a composite Al substrate, it is preferably an anodized film formed on the surface of the Al substrate or the composite Al substrate by anodizing.
  • the anodic oxidation of the Al substrate or the composite Al substrate can be performed by using the Al substrate or the composite Al substrate as an anode, immersing it in an electrolytic solution together with a cathode, and applying a voltage between the anode and the cathode to perform an electrolytic treatment.
  • the anodic oxide film that becomes the non-conductive layer 130 may be formed on one surface of the Al layer of the Al substrate or the composite Al substrate that becomes the conductive substrate 100.
  • the Al substrate or two Al plates may be used.
  • the sandwiched clad plate in order to suppress warpage due to the difference in thermal expansion coefficient between the Al layer and the anodic oxide film, cracks generated in the anodic oxide film, etc. It is preferable to provide an anodic oxide film on the surface of the Al layer.
  • the thickness of the non-conductive layer 130 thus formed that is, the thickness of the anodized film is not particularly limited.
  • the non-conductive layer 130 only needs to have insulation and surface hardness that prevents damage due to mechanical shock during handling.
  • the non-conductive layer 130 is too thick, there is a problem in terms of flexibility. There is a case. For this reason, the preferred thickness of the non-conductive layer 130 is 0.5 to 50 ⁇ m.
  • the thickness of the non-conductive layer 130 can be controlled by electrolysis time together with constant current electrolysis or constant voltage electrolysis.
  • various oxide layers such as glass containing elements such as Si, Ca, Zn, B, P, Ti, etc. in addition to the anodic oxide coating of Al are deposited, sol-gel method, etc. It may be formed by these various methods.
  • the photoelectric conversion device 201 of the first embodiment of the present invention shown in FIG. 2 is called a substrate type, and the power generation layer 140 provided in the photoelectric conversion device 201 is of a thin film integrated type.
  • the power generation layer 140 is disposed on the non-conductive layer 130 of the support substrate 110 in a straight line adjacent to the grounding solar cells 151a disposed at both ends of the power generation layer 140, and is connected in series. It has a plurality of solar cells 151 connected in parallel.
  • the solar battery 151 includes a back electrode 170a formed on the surface of the non-conductive layer 130 of the support substrate 110 in FIG. 8 and a photoelectric conversion layer 170b formed on the back electrode 170a that converts received light into electricity. And a transparent electrode 170c formed on the photoelectric conversion layer 170b, and the back electrode 170a, the photoelectric conversion layer 170b, and the transparent electrode 170c are sequentially stacked on the non-conductive layer 130.
  • the grounding solar cell 151a is a feature of the present invention, and a part of the non-conductive layer 130 formed on the support substrate 110 of the solar cell 151 is the conductive layer 160.
  • the grounding solar cell 151a may be a cell that contributes to power generation as long as the conductive layer 160 that electrically connects and electrically connects the back electrode 170a and the conductive substrate 100 is formed. It may be a cell that does not contribute to.
  • a buffer layer is formed on the photoelectric conversion layer 170b, and the back electrode 170a, the photoelectric conversion layer 170b, the buffer layer, and The transparent electrodes 170c may be sequentially stacked.
  • the back electrode 170 a is applied from the region on the end side (a part on the right side in the drawing) of the adjacent (left side in the drawing) solar cell 151 or the grounding solar cell 151 a.
  • the non-conductive layer 130 is formed by forming a P1 scribe groove 180a at a predetermined interval from the back surface electrode 170a of the adjacent solar battery cell 151 so as to be arranged in the most area of the solar battery cell 151 (left side in the figure). It is formed on the surface. Also in the grounding solar cell 151a, the back electrode 170a is formed from the region on the end side (a part on the right side in the drawing) of the adjacent (left side in the drawing) adjacent solar cell 151, as in the solar cell 151.
  • the conductive layer 160 and the non-conductive layer are formed with a groove 180a at a predetermined interval from the back surface electrode 170a of the adjacent solar battery cell 151 so as to be arranged in the most area of the grounding solar battery cell 151a (left side in the figure). It is formed on the surface of the layer 130. Most of the back electrode 170 a of the grounding solar cell 151 a is disposed on the conductive layer 160.
  • the photoelectric conversion layer 170b is formed on the back electrode 170a so as to fill the groove 180a between the adjacent back electrodes 170a. Therefore, the photoelectric conversion layer 170b is in direct contact with the non-conductive layer 130 and / or the conductive layer 160 at the portion of the groove 180a.
  • the photoelectric conversion layer 170b is formed with a P2 scribe groove 180b extending from the adjacent solar cell 151 or the grounding solar cell 151a to the back electrode 170a extending. Therefore, the groove 180b is formed at a position (right side in the drawing) different from the groove 180a between the adjacent back surface electrodes 170a.
  • the transparent electrode 170c is formed on the surface of the photoelectric conversion layer 170b so as to fill the groove 180b of the photoelectric conversion layer 170b. Therefore, the transparent electrode 170c is in direct contact with and electrically connected to the back surface electrode 170a of the adjacent solar cell 151 or the grounding solar cell 151a in the groove 180b. Thus, the two adjacent solar cells 151 and the adjacent solar cells 151 and the grounding solar cell 151a are connected in series.
  • a groove 180c reaching the back electrode 170a is formed between the transparent electrode 170c and the photoelectric conversion layer 170b of the battery cell 151a.
  • the adjacent two solar cells 151 and the adjacent solar cells 151 and the grounding solar cells 151a are separated by the groove 180c.
  • the plurality of solar cells 151 and the grounding solar cell 151a are the solar cells 151 or the grounding solar cells 151a adjacent to the transparent electrode 170c of the solar cell 151 or the grounding solar cell 151a. Are connected in series by being connected to the back electrode 170a.
  • the back electrodes 170a of the solar cells 151 at both ends are drawn out as positive terminals (+ terminals) by lead wires such as copper ribbons (not shown), and are centered or substantially omitted.
  • the transparent electrode 170c of the central solar cell 151 is drawn out as a negative terminal ( ⁇ terminal) by a similar lead wire, and the back electrode 170a of the grounding solar cell 151a at both ends is connected via the grounding solar cell 151a. Then, it is grounded by being electrically connected to the grounded conductive substrate 100.
  • the conductive substrate 100 is connected to the ground terminal by a similar lead wire.
  • the solar cells 151 and the grounding solar cells 151a are parallel to one side of the rectangular conductive substrate 100 in a direction perpendicular to the cross section shown in FIG. 2 (a direction perpendicular to the paper surface of FIG. 2). It has a strip-like shape formed in an extending line shape. Accordingly, the back electrode 170 a and the transparent electrode 170 c are similarly strip-shaped electrodes that are long in one direction parallel to the side of the conductive substrate 100.
  • the solar cell 151 of this embodiment is called an integrated CIGS solar cell (CIGS photoelectric conversion element).
  • the back electrode 170a is a molybdenum electrode
  • the photoelectric conversion layer 170b is CIGS
  • the electrode 170c is made of ZnO.
  • the buffer layer is formed, it is composed of CdS.
  • the grounding solar battery 151a has the same configuration.
  • such solar cells 151 and grounding solar cells 151a can be manufactured by, for example, a known CIGS solar cell manufacturing method. Further, in order to separate the groove 180a between the back electrode 170a, the groove 180b reaching the back electrode 170a formed in the photoelectric conversion layer 170b, the photoelectric conversion layer 170b, and the transparent electrode from the adjacent photoelectric conversion layer 170b and the transparent electrode. Line-shaped groove portions such as the groove 180c reaching the back electrode 170a can be formed by laser scribe or mechanical scribe.
  • the photoelectric conversion device 201 of this embodiment when light is incident on the solar cell 151 and the grounding solar cell 151a from the transparent electrode 170c side, the light passes through the transparent electrode 170c and the buffer layer (not shown). When it passes through and reaches the photoelectric conversion layer 170b, an electromotive force is generated. For example, a current from the transparent electrode 170c toward the back electrode 170a is generated. Note that the arrows shown in FIG. 2 indicate the direction of current, and the direction of movement of electrons is opposite to the direction of current. Therefore, in FIG. 2, the back electrode 170a of the left end solar cell 151 is a positive electrode (+ electrode), and the transparent electrode 170c of the right end solar cell 151 is a negative electrode ( ⁇ electrode).
  • the back electrode 170a and the transparent electrode 170c are for taking out the current generated in the photoelectric conversion layer 170b. Both the back electrode 170a and the transparent electrode 170c are made of a conductive material. The transparent electrode 170c on the light incident side needs to have translucency.
  • the back electrode 170a is made of, for example, Mo, Cr, or W and a combination thereof.
  • the back electrode 170a may have a single layer structure or a laminated structure such as a two-layer structure.
  • the back electrode 170a preferably has a thickness of 100 nm or more, and more preferably 0.45 to 1.0 ⁇ m.
  • the method for forming the back electrode 170a is not particularly limited, and can be formed by a vapor deposition method such as an electron beam evaporation method or a sputtering method.
  • the transparent electrode 170c is made of, for example, ZnO, ITO (indium tin oxide), SnO 2 or a combination thereof.
  • the transparent electrode 170c may have a single layer structure or a laminated structure such as a two-layer structure. Further, the thickness of the transparent electrode 170c is not particularly limited, and is preferably 0.3 to 1 ⁇ m.
  • the method for forming the transparent electrode 170c is not particularly limited, and can be formed by a vapor deposition method such as an electron beam evaporation method or a sputtering method.
  • An antireflection film such as MgF 2 may be formed on the transparent electrode 170c.
  • the buffer layer is formed to protect the photoelectric conversion layer 170b when the transparent electrode 170c is formed and to transmit light incident on the transparent electrode 170c to the photoelectric conversion layer 170b.
  • This buffer layer is made of, for example, CdS, ZnS, ZnO, ZnMgO, ZnS (O, OH), or a combination thereof.
  • the buffer layer preferably has a thickness of 0.03 to 0.1 ⁇ m.
  • the buffer layer is formed by, for example, a CBD (chemical bath) method, a solution growth method, or the like. Note that a high resistance film made of ZnO or the like may be formed between the buffer layer such as CBD-CdS and the transparent electrode 170c such as ZnO: Al.
  • the photoelectric conversion layer 170b is a layer that generates current by absorbing light that has passed through the transparent electrode 170c and the buffer layer.
  • the configuration of the photoelectric conversion layer 170b is not particularly limited, and is preferably, for example, at least one compound semiconductor having a chalcopyrite structure.
  • the photoelectric conversion layer 170b may be at least one compound semiconductor composed of a group Ib element, a group IIIb element, and a group VIb element.
  • the photoelectric conversion layer 170b includes at least one type Ib group element selected from the group consisting of Cu and Ag, and a group consisting of Al, Ga, and In.
  • this compound semiconductor CuAlS 2 , CuGaS 2 , CuInS 2 , CuAlSe 2 , CuGaSe 2 , CuInSe 2 (CIS), AgAlS 2 , AgGaS 2 , AgInS 2 , AgAlSe 2 , AgGaSe 2 , AgInSe 2 , AgInSe 2 , AgInSe 2 , AgInSe 2 , AgInSe 2 , AgInT , AgInTe 2 , Cu (In 1-x Ga x ) Se 2 (CIGS), Cu (In 1-x Al x ) Se 2 , Cu (In 1-x Ga x ) (S, Se) 2 , Ag (In 1-x Gax) Se 2 , Ag (In 1-x Ga x ) (S, Se) 2 and
  • the photoelectric conversion layer 170b particularly preferably includes CuInSe 2 (CIS) and / or Cu (In, Ga) Se 2 (CIGS) in which Ga is dissolved.
  • CIS and CIGS are semiconductors having a chalcopyrite crystal structure, have high light absorption, and high photoelectric conversion efficiency has been reported. Moreover, there is little degradation of efficiency by light irradiation etc. and it is excellent in durability.
  • the photoelectric conversion layer 170b contains impurities for obtaining a desired semiconductor conductivity type. Impurities can be contained in the photoelectric conversion layer 170b by diffusion from adjacent layers and / or active doping.
  • the constituent elements and / or impurities of the I-III-VI group semiconductor may have a concentration distribution, and a plurality of layer regions having different semiconductor properties such as n-type, p-type, and i-type May be included.
  • the band gap width / carrier mobility and the like can be controlled, and the photoelectric conversion efficiency can be designed high.
  • the photoelectric conversion layer 170b may contain one or more semiconductors other than the group I-III-VI semiconductor.
  • semiconductors other than I-III-VI group semiconductors include semiconductors composed of group IVb elements such as Si (group IV semiconductors), semiconductors composed of group IIIb elements such as GaAs and group Vb elements (group III-V semiconductors), and Examples thereof include semiconductors composed of IIb group elements such as CdTe and VIb group elements (II-VI group semiconductors).
  • the photoelectric conversion layer 170b may contain an arbitrary component other than a semiconductor and impurities for obtaining a desired conductivity type as long as the characteristics are not hindered.
  • the content of the I-III-VI group semiconductor in the photoelectric conversion layer 170b is not particularly limited.
  • the content of the group I-III-VI semiconductor in the photoelectric conversion layer 170b is preferably 75% by mass or more, more preferably 95% by mass or more, and particularly preferably 99% by mass or more.
  • the CIGS layer may be formed by 1) a multi-source co-evaporation method, 2) a selenization method (selenization / sulfurization method), or 3) a sputtering method. 4) a hybrid sputtering method, and 5) a mechanochemical process method are known.
  • the selenization method is also called a two-step method.
  • a metal precursor of a laminated film such as a Cu layer / In layer or a (Cu—Ga) layer / In layer is sputtered, vapor deposited, or electrodeposited.
  • a selenium compound such as Cu (In 1-x Ga x ) Se 2 is produced by a thermal diffusion reaction by heating the film to 450 to 550 ° C. in selenium vapor or hydrogen selenide. is there.
  • This method is called a vapor phase selenization method.
  • there is a solid-phase selenization method in which solid-phase selenium is deposited on a metal precursor film and selenized by a solid-phase diffusion reaction using the solid-phase selenium as a selenium source.
  • a Cu—Ga alloy film is first deposited, an In film is deposited thereon, and when this is selenized, natural thermal diffusion is used to form Ga.
  • a method of inclining the concentration in the film thickness direction K. Kushiya et.al, Tech.Digest 9th Photovoltaic Science and Engineering Conf.Miyazaki, 1996 (Intn.
  • a sputtering method As a sputtering method, a method using CuInSe 2 polycrystal as a target, a two-source sputtering method using Cu 2 Se and In 2 Se 3 as a target and using a H 2 Se / Ar mixed gas as a sputtering gas (J. Ermer, et.al, Proc. 18th IEEE Photospecifics Conf. (1985) 1655-1658., Etc.), and a three-source sputtering method in which a Cu target, an In target, and a Se or CuSe target are sputtered in Ar gas (T Nakada, et.al, Jpn.J.Appl.Phys.32 (1993) L1169-L1172, etc.).
  • CIGS film formation methods include screen printing, proximity sublimation, MOCVD, and spraying.
  • a fine particle film containing an Ib group element, an IIIb group element, and a VIb group element is formed on a substrate by a screen printing method or a spray method, etc.
  • Japanese Patent Laid-Open No. 9-74065 and Japanese Patent Laid-Open No. 9-74213 are examples of Japanese Patent Laid-Open No. 9-74065 and Japanese Patent Laid-Open No. 9-74213).
  • the solar cells 151 and the grounding solar cells 151a of the photoelectric conversion device 201 (solar cell module) of the first embodiment described above are integrated CIGS solar cells, but the present invention is limited to this.
  • the configuration of the solar cell and the photoelectric conversion element, particularly the photoelectric conversion layer, functioning as the solar cell of the photoelectric conversion device (solar cell module) of the present invention is, for example, an amorphous silicon (a-Si) solar cell Cell, tandem solar cell (a-Si / a-SiGe tandem solar cell), series connection (SCAF) solar cell (a-Si serial connection solar cell), CdTe (cadmium tellurium) )
  • Solar cell III-V solar cell, thin-film silicon solar cell, dye-sensitized solar cell, or organic solar cell It may be me, even what is referred to as a substrate type, may be what is called a super straight type.
  • the back electrode 170a side is the positive electrode (+ electrode) and the transparent electrode 170c side is the negative electrode ( ⁇ electrode).
  • the present invention is not limited to this, and the solar cell Depending on the cell, the back electrode 170a side may be the negative electrode ( ⁇ electrode) and the transparent electrode 170c side may be the positive electrode (+ electrode).
  • a tandem solar cell (a-Si / a-SiGe tandem solar cell) is used as the solar cell 151 and the grounding solar cell 151a, for example, Ag
  • the transparent electrode 170c is made of ITO
  • the photoelectric conversion layer 170b is made of an intrinsic semiconductor layer such as an n-type semiconductor layer, microcrystalline silicon, and amorphous silicon germanium (a-SiGe).
  • a p-type semiconductor layer is stacked, and an n-type semiconductor layer, an intrinsic semiconductor layer such as amorphous silicon (a-Si), and a photoelectric conversion layer on which a p-type semiconductor layer is stacked can be used.
  • a photoelectric conversion layer called a CdTe (cadmium tellurium) type is used as the photoelectric conversion layer 170b. it can.
  • the conductive layer 160 of the grounding solar cell 151a will be described.
  • the conductive layer 160 is the most characteristic part of the present invention, and is disposed in place of the nonconductive layer 130 between the conductive substrate 100 and the back electrode 170a in the grounding solar cell 151a.
  • the back electrode 170a having conductivity is electrically connected to the grounded conductive substrate 100 to be conductive and grounded.
  • the conductive layer 160 is a mixture of the component of the conductive substrate 100, the component of the non-conductive layer 130, and the component of the back electrode 170a. As a result, the conductive layer 160 has conductivity. .
  • the conductive layer 160 is formed only on the lower portion of the back electrode 170a of the grounding solar cell 151a, and is not formed on the lower portion of the groove 180a and is nonconductive.
  • the present invention is not limited to this, and the lower portion of the groove 180a and the lower portion of the back electrode 170a of the adjacent solar cell 151 are provided in the grounding solar cell 151a.
  • the conductive layer 160 may be used. However, in this case, since the back electrode 170a of the grounding solar cell 151a and the back electrode 170a of the adjacent solar cell 151 are short-circuited, the grounding solar cell 151a does not contribute to power generation.
  • such a conductive layer 160 is obtained by applying ultrasonic solder 190 on the transparent electrode 170 c of the solar battery cell 151 to be the grounding solar battery cell 151 a and applying the ultrasonic solder 190.
  • the nonconductive layer 130 corresponding to the portion where the ultrasonic solder 190 of the solar cell 151a is applied is destroyed and the nonconductive material is destroyed.
  • the surfaces of the conductive substrate 100 and the back electrode 170a that have been in contact with the layer 130 are dissolved and mixed, and the conductive substrate 100, the back electrode 170a, and the broken non-conductive layer 130 are mixed to form. be able to.
  • the formation of the mixed state of the conductive layer 14 is not particularly clarified, for example, only the solar battery cell 151a to which the ultrasonic solder 190 is applied is subjected to the heating ultrasonic treatment, whereby the solar battery cell 151a.
  • the non-conductive layer 130 corresponding to the portion to which the ultrasonic solder 190 is applied is broken to create a fine void to be porous, and the conductive substrate that is in contact with the broken non-conductive layer 130 It is presumed that a mixed state is formed by entering the fine voids of the non-conductive layer 130 that is broken by melting the surfaces of the 100 and the back electrode 170a.
  • the conductive layer 160 mixed with these and the ultrasonic solder 190 may be formed.
  • the solder may be applied to the entire surface of the grounding solar cell 151a, but the transparent electrode 170c may be left partly as shown in FIG.
  • soldering may be performed in a linear manner while supplying solder onto the cell without applying solder, but soldering may be performed on the wire at a time after placing the solder, or a plurality of linear locations may be provided. Soldering at the same time is preferable for production.
  • the conductivity of the conductive layer 160 formed in this way is considered to be determined by the mixed state of the conductive layer 160. Therefore, the configuration or function of the solar cell 151 to be the grounding solar cell 151a and Depending on the necessity of the power generation function, especially the thickness of the non-conductive layer 130, etc., the amount of ultrasonic solder 190 applied, the heating temperature, the heating time, the ultrasonic strength and the ultrasonic processing time, etc. Can be controlled by appropriately controlling the required electric conductivity.
  • the conductivity of the conductive layer 160, the configuration and function of the solar cell 151, particularly the thickness of the non-conductive layer 130, the coating amount of the ultrasonic solder 190, the heating temperature in the heating ultrasonic treatment, the heating time, the ultrasonic wave The relationship between the strength and the sonication time may be obtained in advance by experiments or simulations.
  • the conductive layer 160 is formed as described above. However, the present invention is not limited to this, and if the non-conductive layer 130 is formed on the substrate 101 made of a conductive material, You may form in any step of manufacture of a photoelectric conversion apparatus.
  • the non-conductive layer 130 on the conductive substrate 100 is coated with ultrasonic solder on a corresponding portion to be the grounding solar cell 151a and subjected to heating ultrasonic treatment, and the broken non-conductive layer 130 and A conductive layer 160 in which the conductive substrate 100 and ultrasonic solder are mixed may be formed, and then a plurality of solar cells 151 and grounding solar cells 151a may be formed.
  • ultrasonic solder is applied to the back electrode 170a corresponding to the ground solar cell 151a, and heating ultrasonic treatment is performed.
  • the conductive layer 160 in which the broken non-conductive layer 130, the conductive substrate 100, and the back electrode 170a are mixed, or the conductive layer 160 in which ultrasonic solder is also mixed is formed, and sequentially,
  • the photoelectric conversion layer 170b and the transparent electrode 170c may be formed to form a plurality of solar cells 151 and grounding solar cells 151a. Further, after forming the photoelectric conversion layer 170b, the conductive layer 160 is formed in the same manner, and the transparent electrode 170c is formed thereon to form a plurality of solar cells 151 and grounding solar cells 151a. May be.
  • the solar battery cell 151 since the solar battery cell 151 is completed after forming the conductive layer 160, it is necessary to form one or more of the back electrode 170a, the photoelectric conversion layer 170b, and the transparent electrode 170c. Therefore, since accurate alignment is required, it is preferable to form the conductive layer 160 after forming the solar cells 151.
  • FIG. 5 is a flowchart showing an example of a method of manufacturing the photoelectric conversion device according to the first embodiment of the present invention shown in FIG.
  • the anodic oxidation treatment is performed by the above-described method to form an anodic oxide film that becomes the non-conductive layer 130 on the surface, thereby having the anodic oxide film.
  • An Al substrate is formed and prepared as a support substrate 110 (step S100).
  • an Al substrate having an anodized film may be prepared in advance as the support substrate 110.
  • Mo is deposited on the non-conductive layer 130 of the support substrate 110 by a known film formation method such as the DC magnetron sputtering method described above to form a Mo film (step S102).
  • the Mo film thus formed on the non-conductive layer 130 is cut by the laser scribing method described above, and is patterned into the pattern 1 to form the groove 180a, thereby forming the back electrode 170a (step S104).
  • the photoelectric conversion layer 170b and the photoelectric conversion layer 170b are formed by a known method such as the above-described selenization / sulfurization method or multi-source co-evaporation method so as to fill the groove 180a on the back electrode 170a formed on the non-conductive layer 130.
  • a CIGS compound semiconductor film (p-type CIGS light absorption film) is formed (step S106). Subsequently, a CdS film (n-type high resistance buffer layer) to be a buffer layer is formed on the CIGS compound semiconductor film thus formed by a known method such as CBD described above (step S108).
  • the CIGS compound semiconductor film and the CdS film thus formed on the back electrode 170a are integrally cut by the mechanical scribing method described above, and patterned into the pattern 2 to form the groove 180b reaching the back electrode 170a. Then, the photoelectric conversion layer 170b and the buffer layer are formed (step S110).
  • a ZnO film (n-type ZnO) that becomes the transparent electrode 170c by a known method such as the above-described MOCVD method or RF sputtering method so as to fill the groove 180b on the buffer layer (photoelectric conversion layer 170b) thus formed.
  • a transparent conductive film window layer is formed (step S112).
  • the ZnO film, the buffer layer, and the photoelectric conversion layer 170b thus formed are integrated, cut by the mechanical scribing method described above, and patterned into the pattern 3, and between the adjacent solar cells 151, the back electrode 170a.
  • the solar cell 151 is separated into the photoelectric conversion layer 170b, the buffer layer, and the transparent electrode 170c to form a plurality of solar cells 151 (step S114).
  • the ultrasonic solder 190 is applied on the transparent electrode 170c of the solar battery cell 151 to be the preset grounding solar battery cell 151a (step S116).
  • the transparent electrode 170c of the solar battery cell 151 to which the ultrasonic solder 190 is applied is selectively subjected to heating ultrasonic treatment, and the non-conductive layer 130 is broken to remove the component and the component of the conductive substrate 100.
  • the conductive layer 160 is formed by mixing the components of the back electrode 170a (step S118).
  • the photoelectric conversion device 201 of the present embodiment is formed (step S118).
  • FIG. 6 is a schematic cross-sectional view of the photoelectric conversion device 202 (solar cell module) of the second embodiment of the semiconductor device of the present invention.
  • the photoelectric conversion apparatus 202 of this embodiment shown in FIG. 6 and the photoelectric conversion apparatus 201 of 1st Embodiment shown in FIG. 1 differ except the structure of the conductive layer 160 of the photovoltaic cell 151a for grounding.
  • the same components are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted.
  • the photoelectric conversion device 202 of this embodiment extends from an adjacent solar cell 151 instead of the conductive layer 160 of the grounding solar cell 151 a of the photoelectric conversion device 201 of the first embodiment.
  • the existing back electrode 170a is directly disposed between the conductive substrate 100 and the photoelectric conversion layer 170b to form the conductive layer 160. Therefore, in the photoelectric conversion device 202 of the present embodiment, the back electrode 170a and the grounded conductive substrate 100 are in direct contact and are electrically connected, so that the back electrode 170a of the grounding solar cell 151a is electrically conductive. It can be grounded through the conductive substrate 100.
  • the solar cell 151 and the grounding solar cell 151a have any configuration. Of course, it may be (photoelectric conversion element, photoelectric conversion layer).
  • the non-conductive layer 130 such as the anodic oxide film is not formed only in the portion corresponding to the grounding solar cell 151a, and the anodic oxide film is formed in the other portions.
  • the power generation layer 140 is formed using the support substrate 110 made of the conductive substrate 100 such as an Al substrate on which the non-conductive layer 130 such as is formed. That is, the back electrode 170a and the conductive layer 160, the photoelectric conversion layer 170b and the buffer layer, and the transparent electrode 170c are sequentially formed, and a plurality of solar cells 151 and a grounding solar cell 151a are formed. be able to.
  • the photoelectric conversion device 202 of this embodiment can be formed.
  • the entire surface of the conductive substrate 100 such as an anodized Al substrate is used instead of the support substrate 110 made of the conductive substrate 100 in which the nonconductive layer 130 is not formed only on the portion corresponding to the grounding solar cell 151a.
  • the support substrate 110 in a state where the nonconductive layer 130 such as the anodized film corresponding to the ground solar cell 151a of the support substrate 110 on which the nonconductive layer 130 is formed is removed by scribing or etching is used.
  • the photovoltaic layer 202 of this embodiment may be formed by forming the power generation layer 140 starting from the deposition of the back electrode 170a.
  • both the photoelectric conversion device 201 (solar cell module) of the first embodiment and the photoelectric conversion device 202 (solar cell module) of the second embodiment may include a conductive frame.
  • this conductive frame in order to place the solar cell module on a roof base material such as a base plate or a waterproof underlaying material, the peripheral edge of the solar cell module, that is, the ridge side, the eaves side, the left side, It is a member for a solar cell module attached to the right edge.
  • the conductive frame an aluminum frame suitable for workability and environmental resistance is mainly used.
  • both the photoelectric conversion device 201 (solar cell module) of the first embodiment and the photoelectric conversion device 202 (solar cell module) of the second embodiment may be connected in series to form a solar cell string. Furthermore, it is good also as a solar cell array by connecting this solar cell string in parallel.
  • the photoelectric conversion device 201 of the first embodiment the photoelectric conversion device 202 of the second embodiment, the conventional photoelectric conversion device 203, and the solar cell described in FIG. Compare modules 50.
  • a photoelectric conversion device capable of outputting 100 W can be obtained.
  • the photoelectric conversion device 201 according to the first embodiment, the photoelectric conversion device 202 according to the second embodiment, the conventional photoelectric conversion device 203, and the solar described in FIG. 7 of Patent Document 1 as a general photoelectric conversion device.
  • the ends X11 and X12 of one or two solar cells at the center of the plurality of solar cells, the ends of two solar cells at both ends of the plurality of solar cells Part X21, X22, X23, X24, potential difference VX11, VX12, VX21 between the solar battery cell and the conductive substrate at each point of the central part X31, X32 of the two solar battery cells at both ends of the plurality of solar battery cells VX22, VX23, VX24, VX31, and VX32 are shown in Table 1 below.
  • the photoelectric converter 201 has a small potential difference between each solar cell and the conductive substrate. Therefore, since the withstand voltage VW required between the power generation layer and the conductive substrate can be reduced, the insulation withstand voltage can be improved.
  • the grounding solar cells 151a are arranged around both ends of the power generation layer 140 in the photoelectric conversion devices 201 according to the first and second embodiments.
  • the remaining solar cells 151 are arranged in a straight line adjacent to this, and two arrays connected in series are connected in parallel, so that the solar cell 151d is included in all the solar cells 151.
  • the solar cell 151 has the largest potential difference V1d with respect to the conductive substrate 100. Therefore, since the withstand voltage VW is reduced, the insulation is improved and the insulation withstand voltage is excellent.
  • the present invention is basically configured as described above. As described above, the photoelectric conversion device has been described in detail as an example of the semiconductor device of the present invention. However, the present invention is not limited to the above-described embodiment, and various improvements or modifications can be made without departing from the gist of the present invention. Of course it is also good.

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Abstract

　半導体装置は、導電性材料からなる導電性基板と、導電性基板の表面の少なくとも一部に設けられた非導電性層と、この非導電性層上に設けられる複数の半導体素子と、複数の半導体素子を電気的に接続する配線と、非導電性層と半導体素子又は配線との少なくとも１つの電気的接続部とを有する。導電性基板との電位差が最大となる半導体素子は、複数の半導体素子によって作られる配列の幾何学的な末端を除く位置に配置されている。

Description

半導体装置、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイ
　本発明は、半導体装置、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイに関し、特に、半導体装置において、導電性材料からなる導電性基板と半導体素子との間の絶縁性を向上させた半導体素子の配置方法、ならびにこの半導体素子を用いた、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイに関する。
　軽量性、可撓性という特徴を持った金属、合金等の導電性材料からなる基板は、広い用途に適用できる可能性がある。さらに、上記導電性材料からなる基板は高温プロセスにも耐え得るため、ポリイミド等の樹脂基板では扱うことのできない半導体にも適用することができる。例えば、太陽電池用基板として用いれば光電変換効率を向上させることができ、太陽電池の高効率化が期待できる。
　しかし、金属、合金等の導電性材料を基板として使用する場合、基板上に形成される半導体素子及び配線と基板との間に絶縁層を設け、各部の電位差が調整されている必要がある。通常は、導電性材料からなる基板の少なくとも片面に絶縁層を設ける。
　絶縁層としては、基板材料を陽極酸化した酸化物等が用いられる（例えば、特許文献１）。
　絶縁層の絶縁性を向上させる方法として、特許文献１には、直列接続した素子（すなわち太陽電池セル）の中間付近の電位と導電性材料からなる基板（金属基板）の電位を等電位にすることによって、素子と基板との電位差を小さくすることが開示されている。
特許第４６１２７３１号公報 国際公開第２０１０／０４９４９５号 特開２００７－３５６９５号公報 特開２００９－２６０１４７号公報
　しかしながら、特許文献１において、半導体素子によって作られる配列の末端部（両端部）では基板との電位差が最大となり、沿面放電又は角部での電界集中等によって、絶縁性が低下するという問題があった。
　図７（ａ）、（ｂ）に電極角部での電解集中の様子をシミュレーションした結果を示す。図７（ａ）は角部の曲率を変化させた場合の結果を示し、図７（ｂ）は角部の角度を変化させた場合の結果を示す。
　図７（ａ）から直径２５ｍｍの電極端部（曲率半径１２．５ｍｍの電極角部に対応する）での電界Ｅｍａｘが電極中央部の電界Ｅ０の１．３倍程度となることがわかり、図７（ｂ）では角部が直角での電界Ｅｍａｘが電極中央部の電界Ｅ０の１．１倍程度となることがわかる。
　角部での電界集中を抑えるために、例えば、特許文献２では角部を丸くすることが開示されており、特許文献３では角部を鈍角にすることが開示されている。しかし、依然として末端部では基板との電位差が最大であるために、末端部では絶縁性が低いという問題があった。
　また、特許文献４には、基板上の配線間の電位差の平面分布を小さくするという課題に対して、配線配置を工夫することが開示されている。
　しかし、特許文献４に開示されている方法は、基板が導電性材料からなる場合に、半導体素子及び配線と基板との電位を調整する方法が開示されていないため、この方法をそのまま適用しても基板との絶縁性を向上させることはできない。
　本発明の目的は、前記従来技術に基づく問題点を解消し、導電性材料からなる導電性基板上に設けられる複数の半導体素子と導電性基板との間の絶縁耐電圧性が優れた半導体装置、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイを提供することを目的とする。
　上記目的を達成するために、本発明の第１の態様は、導電性材料からなる導電性基板と、基板の表面の少なくとも一部に設けられた非導電性材料からなる非導電性層と、非導電性層上に設けられる複数の半導体素子と、複数の半導体素子を電気的に接続する配線と、導電性基板と、半導体素子又は配線とを接続する少なくとも１つの電気的接続部とを有し、導電性基板との電位差が最大となる半導体素子は、複数の半導体素子によって作られる配列の幾何学的な末端を除く位置に配置されていることを特徴とする。
　本発明において、幾何学的な末端とは、例えば、複数の半導体素子によって作られる配列が一線分の場合は、図１（ａ）に示すように、複数の半導体素子５１のうち、線分の頂点を含む半導体素子５１ａを指す。また、幾何学的な末端とは、図１（ｂ）に示すように、複数の半導体素子５１によって作られる配列が多角形の場合は、多角形の頂点を含む半導体素子５１ａを指す。また、幾何学的な末端とは、図１（ｃ）に示すように、半導体素子５１の形が多角形の場合は、その頂点を含む半導体素子５１ａを指し、図１（ｄ）に示すように、複数の半導体素子５１の配列が同心円状の場合、円周を含む半導体素子５１ａを指す。１つの半導体素子の形がどのような形であれ、本発明では、上述のいずれかを含む半導体素子５１ａを幾何学的な末端とする。
　また、本発明においては、電気的接続部とは、例えば、半導体素子の一部に圧力をかけて押し付けるような機械的接触部、半田付け等の合金的接合部、該当箇所を加熱溶融してなる溶接部等が含まれる。また、基板と半導体素子が接触していなくても、例えば、薄い絶縁層があること、及び半導体的性質を持っているものがあること等のように、実質的に基板に対する半導体素子の電位を決定できる部分も電気的接続部に含まれる。
　電気的接続部によって、導電性基板（導電性材料部分）と半導体素子との電位差が調整される。
　配線によって各半導体素子が直列又は並列に接続されることによって、導電性基板と、半導体素子又は配線との間の電位差分布が調整される。
　導電性基板（導電性材料部分）との間の電位差が最大となる半導体素子を、配列の幾何学的な末端を除く位置に配置することによって、末端部分での電界が緩和される。
　末端部分での電界が緩和されることによって、導電性基板（導電性材料部分）と半導体素子との間の絶縁耐電圧性が向上する。
　また、電気的接続部と接する半導体素子は、好ましくは配列の少なくとも１つの末端から複数の半導体素子の数の１０％の範囲に配置され、より好ましくは配列の少なくとも１つの末端から複数の半導体素子の数の５％の範囲に配置され、互いに等電位となる少なくとも１つの半導体素子であることを特徴とする。特に好ましくは配列の少なくとも１つの末端に配置される半導体素子であることを特徴とする。
　配列の末端付近が導電性材料部分と等電位となることにより、末端部での電位差を小さくすることができる。
　末端部周辺における電位差が小さくなることによって、電界集中が緩和され全体の絶縁性が高まる。
　また、本発明の別態様の半導体装置において、非導電性層は、導電性基板を陽極酸化処理することにより形成されたものであり、複数の半導体素子のうち、最大電位となる少なくとも１つの半導体素子は電気的接続部と接していることを特徴とする。
　陽極酸化膜は、母体金属側を正極とした場合の方が絶縁性は高くなることが知られている。最大電位となる半導体素子と導電性基板（導電性材料部分）が等電位となることにより、常に導電性基板（導電性材料部分）が正極となるため、全体の絶縁性が高まる。
　導電性基板としては、軽量性、可撓性があるチタン又はアルミニウムからなる基板が好ましく、安価なアルミニウムからなる基板がより好ましい。また、諸特性を向上させるために、アルミニウムからなる基板ではなく、複合材料からなる複合アルミニウム基板が好ましい。複合材料には、例えば、樹脂又は他金属とアルミニウムとを合わせた材料等が含まれる。中でも鋼板又はステンレス板とアルミニウム板とのクラッド基板は、アルミニウムの耐熱性を向上できるため、より好ましい。
　また、本発明の別態様の半導体装置は、複数の半導体素子は、同心円状に配置されており、導電性基板との電位差が最大となる少なくとも１つの半導体素子は、同心円状の配置の中心に配置されることを特徴とする。
　同心円状の配列によって電界集中が緩和され、導電性基板との電位差が最大となる少なくとも１つの半導体素子と導電性基板との電位差が配列の末端から最も離れた位置にあるために、導電性基板に平行な方向の電界が小さくなり、全体の絶縁性が向上する。
　また、本発明の別態様の半導体装置は、複数の半導体素子が一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続されることを特徴とする。全ての半導体素子が一直線上に配置されることによって製造プロセスを増やすことがなく、かつ２つの直列回路が並列に接続されることによって出力電圧が半分になるため要求される耐電圧を半分にでき、かつ基板との電位差が最大となる半導体素子が半導体素子によって作られる配列の幾何学的な末端を除く位置に配置されていることによって電界集中点が減り絶縁性を改善することができる。同様の方法で、４つ、８つ、…と並列にする直列回路の数を増やすことで、出力電圧を４分の１、８分の１、…と小さくすることができ、耐電圧をさらに下げることができる。
　さらに、２つの配列は配列の接続部と全ての配列の両端部に位置する半導体素子間で電位差が最大となるが、配列の両端に導電性基板との電位差が最大となる半導体素子が配置されないために、２つの配列の接続部に位置する半導体素子又は配線において導電性基板との電位差が最大となり、電界集中の起きやすい配列の幾何学的末端部と導電性基板との間の絶縁性が向上するため、全体の絶縁性が向上する。
　本発明によれば、導電性基板上に設けられる複数の半導体素子と導電性基板との間の絶縁耐電圧性が優れた半導体装置を提供することができる。また、本発明によれば絶縁耐電圧性が向上することにより、半導体素子数を増やすことで高性能な装置を作ることができる。また、非導電性層の厚みを薄くすることで低コストで製造することができる。
　また、装置の特に端部での絶縁性が向上しているため、装置の周囲との絶縁性も向上しており、例えば、軽くて丈夫な導電性フレームを装置の周囲に設けることができる。
　また、複数の半導体素子が一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続される場合、並列回路によって出力を２系統に分けることができ、装置半面に故障が発生した場合でも、出力の半分を維持することができる。さらに並列回路を増やすことで、故障確率はさらに下がり、耐久性を上げることができる。
　また、絶縁性が向上しているため、半導体装置としては直列接続して高電圧で出力する太陽電池モジュールが好ましく、軽量性及び可撓性が求められる薄膜型又は集積型の太陽電池モジュールがより好ましい。高効率化できるＣＩＧＳ系の太陽電池モジュールは特に好ましい。そして、これらの太陽電池モジュールを用いて、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイを作ることができる。
　また、絶縁性が向上しているため、同じ電圧を出力する場合、基板の端部に生じる非有効エリアを減らすことができ、材料を効率的に使い、コストを削減することができる。
（ａ）は、複数の太陽電池セルが一線上に配列されている状態を示す模式図であり、（ｂ）及び（ｃ）は、多角形の太陽電池セルが配列されている状態を示す模式図であり、（ｄ）は、複数の太陽電池セルの配列が円である場合の状態を示す模式図である。 本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の模式的断面図である。 本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の回路構成図である。 本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の製造工程の一例を説明するための製造中の光電変換装置の模式的斜視図である。 本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の製造方法の一例を示すフローチャートである。 本発明の半導体装置の第２の実施形態の光電変換装置の模式的断面図である。 （ａ）、（ｂ）に電極角部での電解集中の様子をシミュレーションした結果を示すものであり、（ａ）は角部の曲率を変化させた場合の結果を示し、（ｂ）は角部の角度を変化させた場合の結果を示す。 従来の光電変換装置を示す模式的断面図である。
　以下に、添付の図面に示す好適実施形態に基づいて、本発明の半導体装置を詳細に説明する。
　本実施形態では、半導体装置として、半導体素子が光電変換半導体素子（光電変換素子）を備える光電変換装置（太陽電池モジュール）を例にして説明する。
　図２は、本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の模式的断面図であり、図３は、本発明の半導体装置の第１の実施形態の光電変換装置の回路構成図である。
　図２に示すように、本発明の光電変換装置２０１（太陽電池モジュール）は、例えば、接地された略長方形状の、導電性材料からなる導電性基板１００及びこの導電性基板１００上に形成された非導電性材料からなる非導電性層（絶縁層）１３０からなる支持基板１１０（導電性材料からなる基板＋非導電性材料からなる層）と、非導電性層１３０上に形成され、光電変換装置２０１の複数の太陽電池セル１５１（光電変換素子）からなる発電層１４０とを有する。
　発電層１４０は、複数の太陽電池セル１５１が一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続されることによって構成される。図２では、中央の負極の両側に直列接続された配列が１つずつ、合計２つあり、その２つの配列が並列に接続されている。
　本発明の光電変換装置２０１は、発電層１４０の複数の太陽電池セル１５１の中の両端部にある少なくとも１つの太陽電池セル１５１ａの正極（プラス）側を、正極端子として図示しないリボン状のリード線に介して図示しない接電箱の正極端子に接続するとともに、接地端子として、支持基板１１０の導電性基板１００に直接電気的に接続することにより接地し、複数の太陽電池セル１５１の略中央にある太陽電池セル１５１、すなわち、複数の太陽電池セル１５１の中央にある１つ又は２つの太陽電池セル１５１ｄの負極（マイナス）側を負極端子として図示しないリボン状のリード線に介して図示しない接電箱の負極端子に接続することを特徴とするものである。
　本発明の光電変換装置２０１においては、図３に示すように、支持基板１１０の導電性基板１００は接地されており、その正極が支持基板１１０の導電性基板１００に直接電気的に接続される接地用太陽電池セル１５１ａは導電層１６０を介して接地されるが、この接地用太陽電池セル１５１ａは、複数の太陽電池セル１５１の中の両端部にある太陽電池セルとするのが最も好ましい。
　こうすることにより、全ての太陽電池セル１５１の中で発電層中央部の太陽電池セル１５１ｄと導電性基板１００との間の電位差Ｖ１ｄが最も大きくなるため、光電変換装置２０１において発電層１４０と導電性基板１００との間に要求される耐電圧ＶＷ１は、電位差Ｖ１ｄから要求される耐電圧Ｖｗ１ｄと同程度になる。
　一方、図８に示す特許文献１の第１の実施形態の従来の直列接続された太陽電池セル１５３だけで構成される光電変換装置２０３では、太陽電池セル１５３ｄのいずれか一方と導電性基板１００との間の電位差Ｖ２ｄが最も大きくなるため、発電層１４０と基板１００との間に要求される耐電圧ＶＷ２は、電位差Ｖ２ｄから要求される耐電圧Ｖｗ２ｄと同程度になる。なお、光電変換装置２０３は、特許文献１の太陽電池モジュール１０に相当する。
　本実施形態の光電変換装置２０１と従来の光電変換装置２０３における太陽電池セルの数が同じ場合、それぞれの出力は同程度となる。しかし、電界集中又は沿面放電の影響により、要求される耐電圧が高くなる発電層の周縁部では、本実施形態の光電変換装置２０１は太陽電池セル１５１ｄの基板端に対向する両端部の２辺のみが導電性基板１００との電位差が最大となり、かつ電界が集中するのに対して、従来の光電変換装置２０３は太陽電池セル１５３ａ又は１５３ｄの基板端に対向する３辺に渡って導電性基板１００との電位差が最大となり、かつ電界が集中するため、本実施形態の光電変換装置２０１の方が絶縁性に有利である。
　なお、発電層１４０の両端部にあるセル１５３ａ又は１５３ｂの平面的な形を作っている４辺のうち、３辺は基板端に対向しており、残り１辺は隣のセルと対向している。
　以上のように、本実施形態の光電変換装置２０１においては、導電性基板１００との電位差が最大となる太陽電池セル１５１が発電層１４０の複数の太陽電池セル１５１の中で両端部にある少なくとも１つの太陽電池セルを除く位置に配置されているので、発電層１４０の周縁部における導電性基板１００との電位差を小さくすることができ、絶縁性が向上している。
　なお、図２に示す光電変換装置２０１においては、接地用太陽電池セル１５１ａの位置を発電層１４０の複数の太陽電池セル１５１の中で両端部にある少なくとも１つの太陽電池セルとしているが、本発明はこれに限定されず、発電層１４０の両端周辺の太陽電池セルとしてもよい。更には、発電層１４０の両端部から複数の太陽電池セル１５１の数の１０％の範囲にある少なくとも１つの太陽電池セルとしてもよい。その理由は、太陽電池セル１５１ｄから１つの発電層１４０の複数の太陽電池セル１５１の中で両端部にある少なくとも１つの太陽電池セル１５１ａまでは太陽電池セル１５１は直列に接続されており、太陽電池セル１５１ｄから両端周辺の１つの太陽電池セルまでの太陽電池セル１５１の数は全体の４０％以上である。このため、電位差Ｖ１ｄは発電層１４０両端周辺の太陽電池セルと導電性基板１００との間の電位差Ｖ１ｃの４倍以上になり、従って、光電変換装置２０１において、接地用太陽電池セル１５１ａの位置を両端周辺の太陽電池セルとしても、上述の場合と同様に、全ての太陽電池セル１５１の中で電位差Ｖ１ｄが最も大きくなるためである。
　なお、接地用太陽電池セル１５１ａの位置を発電層１４０の両端部から複数の太陽電池セル１５１の数の５％の範囲にある少なくとも１つの太陽電池セルとすれば、電位差Ｖ１ｄはＶａ１の９倍以上となる。このため、両端部から複数の太陽電池セル１５１の数の１０％の範囲にある少なくとも１つの太陽電池セルとするより好ましい。
　図示例の光電変換装置２０１に用いられる支持基板１１０は、導電性基板１００とその上に形成された非導電性層１３０とを有する絶縁層付き金属板である。支持基板１１０としては、絶縁層付き金属板であれば、特に制限されるものではないが、アルミニウム（Ａｌ）板の少なくとも一方の面側を陽極酸化して陽極酸化膜を非導電性層１３０として形成し、陽極酸化されなかったＡｌ板を導電性基板１００とすることにより得られた支持基板１１０であるのが好ましい。
　ここで、導電性基板１００としては、非導電性層１３０を形成することができ、絶縁層付き金属板である支持基板１１０とした時に発電層１４０を支持することができれば特に制限されるものではない。導電性基板１００としては、少なくとも片側表面がＡｌ層であるＡｌ基板が好ましく、例えば、Ａｌ基板、及びＡｌと他の金属との複合材料からなる複合Ａｌ基板等を挙げることができる。
　絶縁層付き金属板である支持基板１１０とした形態において、その厚さは０．０５～１０ｍｍであるのが好ましい。なお、Ａｌ基板又は複合Ａｌ基板等から支持基板１１０を製造する際には、陽極酸化、及び陽極酸化の事前洗浄及び研磨による厚さの減少を見越した厚さとしておく必要がある。
　本発明では、Ａｌ基板としては、例えば、日本工業規格（ＪＩＳ）の１０００系純Ａｌ板であってもよいし、Ａｌ合金板、例えば、Ａｌ－Ｍｎ系合金板、Ａｌ－Ｍｇ系合金板、Ａｌ－Ｍｎ－Ｍｇ系合金板、Ａｌ－Ｚｒ系合金板、Ａｌ－Ｓｉ系合金板、及びＡｌ－Ｍｇ－Ｓｉ系合金板等のＡｌと他の金属元素との合金板であってもよい。
　また、複合Ａｌ基板としては、Ａｌ板と他の金属板とのクラッド板、例えば、ステンレス鋼（ＳＵＳ）板とのクラッド板、種々の鋼板を２枚のＡｌ板で挟み込んだクラッド板であっても良い。なお、本発明では、Ａｌ板とのクラッド板を構成する他の金属板は、各種のステンレス鋼板の他、例えば、軟鋼等の鋼、４２インバー合金、コバール合金、又は３６インバー合金からなる板材を用いることができるし、また、本発明の光電変換装置を屋根材一体型太陽電池パネルとして用いることができるように、家屋もしくは建物等の屋根材又は壁材として使用可能な金属板を用いてもよい。
　ここで用いられるＡｌ板又はＡｌ合金板には、Ｆｅ、Ｓｉ、Ｍｎ、Ｃｕ、Ｍｇ、Ｃｒ、Ｚｎ、Ｂｉ、Ｎｉ、及びＴｉ等の各種微量金属元素が含まれていてもよい。
　導電性基板１００上に形成される非導電性層１３０は、特に制限されるものではない。導電性基板１００がＡｌ基板又は複合Ａｌ基板である場合には、Ａｌ基板又は複合Ａｌ基板を陽極酸化することにより、その表面に形成された陽極酸化膜であるのが好ましい。なお、Ａｌ基板又は複合Ａｌ基板の陽極酸化は、Ａｌ基板又は複合Ａｌ基板を陽極とし、陰極とともに電解液に浸漬させ、陽極陰極間に電圧を印加して電解処理することにより実施できる。
　なお、非導電性層１３０となる陽極酸化膜は、導電性基板１００となるＡｌ基板又は複合Ａｌ基板のＡｌ層の片側表面に形成されていればよいが、Ａｌ基板又は２枚のＡｌ板で挟んだクラッド板の場合には、発電層１４０の形成工程等において、Ａｌ層と陽極酸化膜との熱膨張係数差に起因した反り又は陽極酸化膜に発生するクラック等を抑制するために、両側のＡｌ層表面に陽極酸化膜を設けるのが好ましい。
　また、こうして形成される非導電性層１３０の厚さ、すなわち、陽極酸化膜の厚さは、特に制限されるものではない。非導電性層１３０は、絶縁性とハンドリング時の機械衝撃による損傷等を防止する表面硬度を有しておれば良いが、非導電性層１３０が厚すぎると可撓性の観点で問題を生じる場合がある。このことから、非導電性層１３０の好ましい厚さは、０．５～５０μｍである。非導電性層１３０の厚さの制御は定電流電解又は定電圧電解とともに、電解時間により制御することができる。
　また、非導電性層１３０の種類としては、Ａｌの陽極酸化被膜以外に、Ｓｉ、Ｃａ、Ｚｎ、Ｂ、Ｐ、Ｔｉ等の元素を含んだガラス等の各種酸化物層を蒸着、ゾルゲル法等の各種方法で形成したものであっても良い。
　図２に示す本発明の第１の実施形態の光電変換装置２０１は、サブストレート型と呼ばれるものであり、光電変換装置２０１に設けられる発電層１４０は、薄膜集積型のものである。発電層１４０は、支持基板１１０の非導電性層１３０上に、発電層１４０の両端に配置された接地用太陽電池セル１５１ａとこれと隣接して一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続された複数の太陽電池セル１５１とを有するものである。
　太陽電池セル１５１は、図８の支持基板１１０の非導電性層１３０の表面上に形成された裏面電極１７０ａと、裏面電極１７０ａ上に形成され、受光した光を電気に変換する光電変換層１７０ｂと、光電変換層１７０ｂ上に形成された透明電極１７０ｃとを有し、非導電性層１３０上に裏面電極１７０ａ、光電変換層１７０ｂ及び透明電極１７０ｃが順次積層されてなるものである。
　一方、接地用太陽電池セル１５１ａは、本発明の特徴とする部分であって、太陽電池セル１５１の支持基板１１０上に形成された非導電性層１３０の一部が導電層１６０となったものであり、導電層１６０上に、太陽電池セル１５１と同様に、裏面電極１７０ａ、光電変換層１７０ｂ及び透明電極１７０ｃが順次積層されてなるものである。この接地用太陽電池セル１５１ａは、裏面電極１７０ａと導電性基板１００とを導通して電気的に接続する導電層１６０が形成されていれば、発電に寄与するセルであっても良いし、発電に寄与しないセルであっても良い。
　なお、図２には図示されていないが、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａにおいては、光電変換層１７０ｂ上にバッファ層が形成され、裏面電極１７０ａ、光電変換層１７０ｂ、バッファ層及び透明電極１７０ｃが順次積層されていても良い。
　複数の太陽電池セル１５１においては、裏面電極１７０ａは、隣接する（図中左隣り）の太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの端部側（図中右側の一部）の領域から当該太陽電池セル１５１（図中左側）の大部分の領域に配置されるように、隣接する太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａと所定の間隔のＰ１スクライブの溝１８０ａをあけて非導電性層１３０の表面上に形成されている。接地用太陽電池セル１５１ａにおいても、裏面電極１７０ａは、太陽電池セル１５１と同様に、隣接する（図中左隣り）の太陽電池セル１５１の端部側（図中右側の一部）の領域から接地用太陽電池セル１５１ａ（図中左側）の大部分の領域に配置されるように、隣接する太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａと所定の間隔の溝１８０ａをあけて導電層１６０及び非導電性層１３０の表面上に形成されている。なお、接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａの大部分は、導電層１６０上に配置される。
　また、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａにおいては、光電変換層１７０ｂは、隣接する裏面電極１７０ａ間の溝１８０ａを埋めるように裏面電極１７０ａ上に形成されている。従って、光電変換層１７０ｂは、この溝１８０ａの部分では、非導電性層１３０及び／又は導電層１６０に直接接することになる。
　また、光電変換層１７０ｂには、隣接する太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａから延在する裏面電極１７０ａにまで達するＰ２スクライブの溝１８０ｂが形成されている。従って、この溝１８０ｂは、隣接する裏面電極１７０ａ間の溝１８０ａとは異なる位置（図中右側）に形成されている。
　また、透明電極１７０ｃは、光電変換層１７０ｂの溝１８０ｂを埋めるように光電変換層１７０ｂの表面上に形成されている。従って、透明電極１７０ｃは、この溝１８０ｂの部分において、隣接する太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａに直接接触しており、電気的に接続されている。こうして、隣接する２つの太陽電池セル１５１同士、及び隣接する太陽電池セル１５１と接地用太陽電池セル１５１ａとは、直列に接続される。
　さらに、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａにおいては、太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの透明電極１７０ｃ及び光電変換層１７０ｂと、隣接する太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの透明電極１７０ｃ及び光電変換層１７０ｂとの間には、裏面電極１７０ａにまで達する溝１８０ｃが形成されている。この溝１８０ｃによって、隣接する２つの太陽電池セル１５１同士、及び隣接する太陽電池セル１５１と接地用太陽電池セル１５１ａとは、分離されている。
　上述したように、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａは、当該太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの透明電極１７０ｃと隣接する太陽電池セル１５１又は接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａとが接続されることにより、直列に接続される。
　図２に示す本実施形態の光電変換装置２０１においては、両端部の太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａは、図示しない銅リボン等のリード線によってプラス端子（＋端子）として引き出され、真中又は略中央の太陽電池セル１５１の透明電極１７０ｃは、同様なリード線によってマイナス端子（－端子）として引き出され、両端部の接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａは、接地用太陽電池セル１５１ａを介して接地された導電性基板１００に電気的に接続されることにより接地される。なお、導電性基板１００は、同様なリード線によって接地端子に接続されている。
　なお、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａは、図２に示す断面に垂直な方向（図２の紙面に直交する方向）に、矩形状の導電性基板１００の一辺にそって平行に延在するライン状に形成された短冊状の形状を有する。従って、裏面電極１７０ａ及び透明電極１７０ｃも、同様に、導電性基板１００の辺に平行な一方向に長い短冊状の電極である。
　本実施形態の太陽電池セル１５１は、集積型のＣＩＧＳ系太陽電池セル（ＣＩＧＳ系光電変換素子）と呼ばれるものであり、例えば、裏面電極１７０ａがモリブデン電極で、光電変換層１７０ｂがＣＩＧＳで、透明電極１７０ｃがＺｎＯで構成される。なお、バッファ層が形成される場合には、ＣｄＳで構成される。なお、接地用太陽電池セル１５１ａも、同様な構成とされる。
　なお、このような太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａは、例えば、公知のＣＩＧＳ系の太陽電池の製造方法により製造することができる。また、裏面電極１７０ａ間の溝１８０ａ、光電変換層１７０ｂに形成された裏面電極１７０ａにまで達する溝１８０ｂ、光電変換層１７０ｂ及び透明電極を一体として隣接する光電変換層１７０ｂ及び透明電極から分離するための裏面電極１７０ａに達する溝１８０ｃ等のライン状の溝部は、レーザスクライブ又はメカニカルスクライブにより形成することができる。
　本実施形態の光電変換装置２０１において、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａに、透明電極１７０ｃ側から光が入射されると、この光が透明電極１７０ｃ及びバッファ層（図示せず）を通過し、光電変換層１７０ｂに達すると起電力が発生し、例えば、透明電極１７０ｃから裏面電極１７０ａに向かう電流が発生する。なお、図２に示す矢印は、電流の向きを示すものであり、電子の移動方向は、電流の向きとは逆になる。このため、図２中、左側の端の太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａが正極（＋極）になり、右側の端の太陽電池セル１５１の透明電極１７０ｃが負極（－極）になる。
　次に、発電層１４０を構成する太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａの各要素について説明する。
　太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａにおいて、裏面電極１７０ａ及び透明電極１７０ｃは、いずれも光電変換層１７０ｂで発生した電流を取り出すためのものである。裏面電極１７０ａ及び透明電極１７０ｃは、いずれも導電性材料からなる。光入射側の透明電極１７０ｃは透光性を有する必要がある。
　裏面電極１７０ａは、例えば、Ｍｏ、Ｃｒ、又はＷ、及びこれらを組み合わせたものから構成される。この裏面電極１７０ａは、単層構造でもよいし、２層構造等の積層構造でもよい。
　裏面電極１７０ａは、厚さが１００ｎｍ以上であることが好ましく、０．４５～１．０μｍであることがより好ましい。
　また、裏面電極１７０ａの形成方法は、特に制限されるものではなく、電子ビーム蒸着法、スパッタリング法等の気相成膜法により形成することができる。
　透明電極１７０ｃは、例えば、ＺｎＯ、ＩＴＯ（インジウム錫酸化物）、又はＳｎＯ２及びこれらを組み合わせたものにより構成される。この透明電極１７０ｃは、単層構造でもよいし、２層構造等の積層構造でもよい。
　また、透明電極１７０ｃの厚さは、特に制限されるものではなく、０．３～１μｍが好ましい。
　また、透明電極１７０ｃの形成方法は、特に制限されるものではなく、電子ビーム蒸着法、スパッタリング法等の気相成膜法により形成することができる。
なお、透明電極１７０ｃ上に、ＭｇＦ２等の反射防止膜が形成されていても良い。
　バッファ層は、透明電極１７０ｃの形成時の光電変換層１７０ｂを保護すること、透明電極１７０ｃに入射した光を光電変換層１７０ｂまで透過させるために形成される。
　このバッファ層は、例えば、ＣｄＳ、ＺｎＳ、ＺｎＯ、ＺｎＭｇＯ、又はＺｎＳ（Ｏ、ＯＨ）及びこれらの組み合わせたものにより構成される。
　バッファ層は、厚さが、０．０３～０．１μｍが好ましい。また、このバッファ層は、例えば、ＣＢＤ（ケミカルバス）法、溶液成長法等により形成される。
　なお、ＣＢＤ－ＣｄＳ等のバッファ層とＺｎＯ：Ａｌ等の透明電極１７０ｃとの間に、例えば、ＺｎＯ等からなる高抵抗膜を形成しておいても良い。
　光電変換層１７０ｂは、透明電極１７０ｃ及びバッファ層を通過して到達した光を吸収して電流が発生する層である。本実施形態において、光電変換層１７０ｂの構成は、特に制限されるものではなく、例えば、少なくとも１種のカルコパイライト構造の化合物半導体であるのが好ましい。また、光電変換層１７０ｂは、Ｉｂ族元素とＩＩＩｂ族元素とＶＩｂ族元素とからなる少なくとも１種の化合物半導体であってもよい。
　さらに光吸収率が高く、高い光電変換効率が得られることから、光電変換層１７０ｂは、Ｃｕ及びＡｇからなる群より選択された少なくとも１種のＩｂ族元素と、Ａｌ、Ｇａ及びＩｎからなる群より選択された少なくとも１種のＩＩＩｂ族元素と、Ｓ、Ｓｅ、及びＴｅからなる群から選択された少なくとも１種のＶＩｂ族元素とからなる少なくとも１種の化合物半導体であることが好ましい。この化合物半導体としては、ＣｕＡｌＳ２、ＣｕＧａＳ２、ＣｕＩｎＳ２、ＣｕＡｌＳｅ２、ＣｕＧａＳｅ２、ＣｕＩｎＳｅ２（ＣＩＳ）、ＡｇＡｌＳ２、ＡｇＧａＳ２、ＡｇＩｎＳ２、ＡｇＡｌＳｅ２、ＡｇＧａＳｅ２、ＡｇＩｎＳｅ２、ＡｇＡｌＴｅ２、ＡｇＧａＴｅ２、ＡｇＩｎＴｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ１－ｘＧａｘ）Ｓｅ２（ＣＩＧＳ）、Ｃｕ（Ｉｎ１－ｘＡｌｘ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ１－ｘＧａｘ）（Ｓ、Ｓｅ）２、Ａｇ（Ｉｎ１－ｘＧａｘ）Ｓｅ２、及びＡｇ（Ｉｎ１－ｘＧａｘ）（Ｓ、Ｓｅ）２等が挙げられる。
　光電変換層１７０ｂは、ＣｕＩｎＳｅ２（ＣＩＳ）、及び／又はこれにＧａを固溶したＣｕ（Ｉｎ、Ｇａ）Ｓｅ２（ＣＩＧＳ）を含むことが特に好ましい。ＣＩＳ及びＣＩＧＳはカルコパイライト結晶構造を有する半導体であり、光吸収率が高く、高い光電変換効率が報告されている。また、光照射等による効率の劣化が少なく、耐久性に優れている。
　光電変換層１７０ｂには、所望の半導体導電型を得るための不純物が含まれる。不純物は隣接する層からの拡散、及び／又は積極的なドープによって、光電変換層１７０ｂ中に含有させることができる。光電変換層１７０ｂ中において、Ｉ－ＩＩＩ－ＶＩ族半導体の構成元素及び／又は不純物には濃度分布があってもよく、ｎ型、ｐ型、及びｉ型等の半導体性の異なる複数の層領域が含まれていても構わない。
　例えば、ＣＩＧＳ系においては、光電変換層１７０ｂ中のＧａ量に厚み方向の分布を持たせると、バンドギャップの幅／キャリアの移動度等を制御でき、光電変換効率を高く設計することができる。
　光電変換層１７０ｂは、Ｉ－ＩＩＩ－ＶＩ族半導体以外の１種又は２種以上の半導体を含んでいてもよい。Ｉ－ＩＩＩ－ＶＩ族半導体以外の半導体としては、Ｓｉ等のＩＶｂ族元素からなる半導体（ＩＶ族半導体）、ＧａＡｓ等のＩＩＩｂ族元素及びＶｂ族元素からなる半導体（ＩＩＩ－Ｖ族半導体）、及びＣｄＴｅ等のＩＩｂ族元素及びＶＩｂ族元素からなる半導体（ＩＩ－ＶＩ族半導体）等が挙げられる。光電変換層１７０ｂには、特性に支障のない限りにおいて、半導体、所望の導電型とするための不純物以外の任意成分が含まれていても構わない。
　また、光電変換層１７０ｂ中のＩ－ＩＩＩ－ＶＩ族半導体の含有量は、特に制限されるものではない。光電変換層１７０ｂ中のＩ－ＩＩＩ－ＶＩ族半導体の含有量は、７５質量％以上が好ましく、９５質量％以上がより好ましく、９９質量％以上が特に好ましい。
　本実施形態において、光電変換層１７０ｂをＣＩＧＳ層とした場合、ＣＩＧＳ層の成膜方法としては、１）多源同時蒸着法、２）セレン化法（セレン化／硫化法）、３）スパッタ法、４）ハイブリッドスパッタ法、及び５）メカノケミカルプロセス法等が知られている。
　１）多源同時蒸着法としては、３段階法（Ｊ．Ｒ．Ｔｕｔｔｌｅ　ｅｔ．ａｌ，Ｍａｔ．Ｒｅｓ．Ｓｏｃ．Ｓｙｍｐ．Ｐｒｏｃ．，Ｖｏｌ．４２６（１９９６）ｐ．１４３．等）と、ＥＣグループの同時蒸着法（Ｌ．Ｓｔｏｌｔ　ｅｔ　ａｌ．：Ｐｒｏｃ．１３ｔｈ　ＥＣＰＶＳＥＣ（１９９５，Ｎｉｃｅ）１４５１．等）とが知られている。
　前者の３段階法は、高真空中で最初にＩｎ、Ｇａ、及びＳｅを基板温度３００℃で同時蒸着し、次に５００～５６０℃に昇温してＣｕ及びＳｅを同時蒸着後、Ｉｎ、Ｇａ、及びＳｅをさらに同時蒸着する方法である。
　後者のＥＣグループの同時蒸着法は、蒸着初期にＣｕ過剰ＣＩＧＳ、後半でＩｎ過剰ＣＩＧＳを蒸着する方法である。
　ＣＩＧＳ膜の結晶性を向上させるため、上記方法に改良を加えた方法として、ａ）イオン化したＧａを使用する方法（Ｈ．Ｍｉｙａｚａｋｉ，ｅｔ．ａｌ，　ｐｈｙｓ．ｓｔａｔ．ｓｏｌ．（ａ），Ｖｏｌ．２０３（２００６）ｐ．２６０３．等）、ｂ）クラッキングしたＳｅを使用する方法（第６８回応用物理学会学術講演会　講演予稿集（２００７秋　北海道工業大学）７Ｐ－Ｌ－６等）、ｃ）ラジカル化したＳｅを用いる方法（第５４回応用物理学会学術講演会　講演予稿集（２００７春　青山学院大学）２９Ｐ－ＺＷ－１０等）、ｄ）光励起プロセスを利用した方法（第５４回応用物理学会学術講演会　講演予稿集（２００７春　青山学院大学）２９Ｐ－ＺＷ－１４等）等が知られている。
　２）セレン化法は２段階法とも呼ばれ、最初に、Ｃｕ層／Ｉｎ層又は（Ｃｕ－Ｇａ）層／Ｉｎ層等の積層膜の金属プレカーサをスパッタ法、蒸着法、又は電着法等で成膜し、これをセレン蒸気又はセレン化水素中で４５０～５５０℃程度に加熱することにより、熱拡散反応によってＣｕ（Ｉｎ１－ｘＧａｘ）Ｓｅ２等のセレン化合物を生成する方法である。この方法を気相セレン化法と呼ぶ。このほか、金属プリカーサ膜の上に固相セレンを堆積し、この固相セレンをセレン源とした固相拡散反応によりセレン化させる固相セレン化法がある。
　セレン化法においては、セレン化の際に生ずる急激な体積膨張を回避するために、金属プリカーサ膜に予めセレンをある割合で混合しておく方法（Ｔ．Ｎａｋａｄａ　ｅｔ．ａｌ．，Ｓｏｌａｒ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｔｅｒｉａｌｓ　ａｎｄ　Ｓｏｌａｒ　Ｃｅｌｌｓ　３５（１９９４）２０４－２１４．等）、及び金属薄層間にセレンを挟み（例えばＣｕ層／Ｉｎ層／Ｓｅ層…Ｃｕ層／Ｉｎ層／Ｓｅ層と積層する）多層化プリカーサ膜を形成する方法（Ｔ．Ｎａｋａｄａ　ｅｔ．ａｌ．，Ｐｒｏｃ．　ｏｆ　１０ｔｈ　Ｅｕｒｏｐｅａｎ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ｓｏｌａｒ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ（１９９１）８８７－８９０．　等）が知られている。
　また、グレーデッドバンドギャップＣＩＧＳ膜の成膜方法として、最初にＣｕ－Ｇａ合金膜を堆積し、その上にＩｎ膜を堆積し、これをセレン化する際に、自然熱拡散を利用してＧａ濃度を膜厚方向で傾斜させる方法がある（Ｋ．Ｋｕｓｈｉｙａ　ｅｔ．ａｌ，Ｔｅｃｈ．Ｄｉｇｅｓｔ　９ｔｈ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｃｏｎｆ．　Ｍｉｙａｚａｋｉ，　１９９６（Ｉｎｔｎ．ＰＶＳＥＣ－９，Ｔｏｋｙｏ，１９９６）ｐ．１４９．等）。
　３）スパッタ法としては、ＣｕＩｎＳｅ２多結晶をターゲットとした方法、Ｃｕ２ＳｅとＩｎ２Ｓｅ３をターゲットとし、スパッタガスにＨ２Ｓｅ／Ａｒ混合ガスを用いる２源スパッタ法（Ｊ．Ｈ．Ｅｒｍｅｒ，ｅｔ．ａｌ，　Ｐｒｏｃ．１８ｔｈ　ＩＥＥＥ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　ＳｐｅｃｉａｌｉｓｔｓＣｏｎｆ．（１９８５）１６５５－１６５８．等）、及びＣｕターゲットと、Ｉｎターゲットと、Ｓｅ又はＣｕＳｅターゲットとをＡｒガス中でスパッタする３源スパッタ法（Ｔ．Ｎａｋａｄａ，ｅｔ．ａｌ，Ｊｐｎ．Ｊ．Ａｐｐｌ．Ｐｈｙｓ．３２（１９９３）Ｌ１１６９－Ｌ１１７２．等）が知られている。
　４）ハイブリッドスパッタ法としては、前述のスパッタ法において、ＣｕとＩｎ金属は直流スパッタで、Ｓｅのみは蒸着とするハイブリッドスパッタ法（Ｔ．Ｎａｋａｄａ，ｅｔ．ａｌ．，Ｊｐｎ．Ａｐｐｌ．Ｐｈｙｓ．３４（１９９５）４７１５－４７２１．等）が知られている。
　５）メカノケミカルプロセス法は、ＣＩＧＳの組成に応じた原料を遊星ボールミルの容器に入れ、機械的なエネルギーによって原料を混合してＣＩＧＳ粉末を得、その後、スクリーン印刷によって基板上に塗布し、アニールを施して、ＣＩＧＳの膜を得る方法である（Ｔ．Ｗａｄａ　ｅｔ．ａｌ，Ｐｈｙｓ．ｓｔａｔ．ｓｏｌ．（ａ），Ｖｏｌ．２０３（２００６）ｐ２５９３等）。
　その他のＣＩＧＳ成膜法としては、スクリーン印刷法、近接昇華法、ＭＯＣＶＤ法、及びスプレー法等が挙げられる。例えば、スクリーン印刷法又はスプレー法等で、Ｉｂ族元素、ＩＩＩｂ族元素、及びＶＩｂ族元素を含む微粒子膜を基板上に形成し、熱分解処理（この際、ＶＩｂ族元素雰囲気での熱分解処理でもよい）を実施する等により、所望の組成の結晶を得ることができる（特開平９－７４０６５号公報、特開平９－７４２１３号公報等）。
　上述の第１の実施形態の光電変換装置２０１（太陽電池モジュール）の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａは、集積型のＣＩＧＳ系太陽電池セルであったが、本発明はこれに限定されず、本発明の光電変換装置（太陽電池モジュール）の太陽電池として機能する太陽電池セル、光電変換素子、特に、その光電変換層の構成は、例えば、アモルファスシリコン（ａ－Ｓｉ）系太陽電池セル、タンデム構造系太陽電池セル（ａ－Ｓｉ／ａ－ＳｉＧｅタンデム構造太陽電池セル）、直列接続構造（ＳＣＡＦ）系太陽電池セル（ａ－Ｓｉ直列接続構造太陽電池セル）、ＣｄＴｅ（カドミウム・テルル）系太陽電池セル、III－Ｖ属系太陽電池セル、薄膜シリコン系太陽電池セル、色素増感系太陽電池セル、又は有機系太陽電池セルであってもよいし、サブストレート型と呼ばれるものであっても、スーパーストレート型と呼ばれるものであっても良い。
　なお、図２に示す実施形態の光電変換装置２０１では、裏面電極１７０ａ側が正極（＋極）、透明電極１７０ｃ側が負極（－極）であったが、本発明はこれに限定されず、太陽電池セルに応じて、裏面電極１７０ａ側を負極（－極）、透明電極１７０ｃ側を正極（＋極）としても良い。
　例えば、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａとして、タンデム構造系太陽電池セル（ａ－Ｓｉ／ａ－ＳｉＧｅタンデム構造太陽電池セル）を用いる場合には、例えば、裏面電極１７０ａとして、Ａｇ（銀）及びＺｎＯが積層された電極を、透明電極１７０ｃとして、ＩＴＯを用い、光電変換層１７０ｂとして、例えば、ｎ型半導体層、微結晶シリコン及びアモルファスシリコンゲルマニウム（ａ－ＳｉＧｅ）等の真性半導体層、ｐ型半導体層が積層され、さらにその上に、ｎ型半導体層、アモルファスシリコン（ａ－Ｓｉ）等の真性半導体層、ｐ型半導体層が積層された光電変換層を用いることができる。
　また、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａとして、ＣｄＴｅ系太陽電池セルを用いる場合には、光電変換層１７０ｂとして、例えば、ＣｄＴｅ（カドミウム・テルル）型と呼ばれる光電変換層を用いることができる。
　次に、接地用太陽電池セル１５１ａの導電層１６０について説明する。
　導電層１６０は、本発明の最も特徴とする部分であって、接地用太陽電池セル１５１ａにおいて、導電性基板１００と裏面電極１７０ａとの間に非導電性層１３０の代わりに配置されるもので、導電性を有し、裏面電極１７０ａを接地された導電性基板１００に電気的に接続して導通させ、接地させるためのものである。
　導電層１６０は、導電性基板１００の成分と非導電性層１３０の成分と裏面電極１７０ａの成分とが混合された状態となったもので、その結果導電性を持つようになったものである。
　ここで、図２に示す例では、導電層１６０は、接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａの下側部分にのみ形成され、溝１８０ａの下側部分には形成されておらず非導電性層１３０が残されているが、本発明はこれに限定されず、接地用太陽電池セル１５１ａ内であれば、溝１８０ａの下側部分及び隣接する太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａの下側部分も導電層１６０となっていても良い。しかし、この場合には、接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａと隣接する太陽電池セル１５１の裏面電極１７０ａとが短絡されるので、接地用太陽電池セル１５１ａは、発電には寄与しなくなる。
　このような導電層１６０は、例えば、図４に示すように、接地用太陽電池セル１５１ａとなる太陽電池セル１５１の透明電極１７０ｃ上に超音波はんだ１９０を塗布し、超音波はんだ１９０が塗布された太陽電池セル１５１ａのみに加熱超音波処理を施すことにより、当該太陽電池セル１５１ａの超音波はんだ１９０が塗布された部分に対応する非導電性層１３０を破壊するとともに、破壊された非導電性層１３０に接していた導電性基板１００及び裏面電極１７０ａの表面を溶解して混合させ、導電性基板１００と裏面電極１７０ａと破壊された非導電性層１３０とを混合状態にすることにより形成することができる。なお、導電層１４の混合状態の形成は、特に明らかにされていないが、例えば、超音波はんだ１９０が塗布された太陽電池セル１５１ａのみに加熱超音波処理を施すことにより、当該太陽電池セル１５１ａの超音波はんだ１９０が塗布された部分に対応する非導電性層１３０を破壊して微細な空隙を生じさせて多孔質とするとともに、破壊された非導電性層１３０に接していた導電性基板１００及び裏面電極１７０ａの表面を溶解して破壊された非導電性層１３０の微細な空隙に浸入して行くことにより混合状態が形成されるものと推定される。なお、接地用太陽電池セル１５１ａの透明電極１７０ｃ及び光電変換層１７０ｂも破壊される場合には、これら及び超音波はんだ１９０も混じった導電層１６０が形成されても良い。
　はんだは接地用太陽電池セル１５１ａ全面に塗布しても良いが図４のように透明電極１７０ｃを一部に残しても良い。
　また、はんだを塗布せずにセル上にはんだを供給しながら線状に順にはんだ付けしても構わないが、はんだを配置してから線上を一度にはんだ付けする、あるいは線状の複数個所を同時にはんだ付けするのが生産上好ましい。
　なお、このようにして形成された導電層１６０の導電性は、導電層１６０の混合状態によって決まるものであると考えられるので、接地用太陽電池セル１５１ａとなる太陽電池セル１５１の構成又は機能及び発電機能の要否、特に非導電性層１３０等の厚さに応じて、超音波はんだ１９０の塗布量、加熱超音波処理における加熱温度、加熱時間、超音波の強さ及び超音波処理時間等を適切に制御することにより制御することができ、必要な導電性を得るようにすることができる。
　導電層１６０の導電性と、太陽電池セル１５１の構成及び機能、特に非導電性層１３０等の厚さと、超音波はんだ１９０の塗布量、加熱超音波処理における加熱温度、加熱時間、超音波の強さ及び超音波処理時間等との関係は、予め、実験又はシミュレーション等により求めておけばよい。
　本実施形態においては、上述のように導電層１６０を形成しているが、本発明はこれに限定されず、導電性材料からなる基板１０１上に非導電性層１３０が形成されていれば、光電変換装置の製造のどの段階で形成しても良い。
　例えば、導電性基板１００上の非導電性層１３０の、接地用太陽電池セル１５１ａとなる該当部分に超音波はんだを塗布して加熱超音波処理を行って、破壊された非導電性層１３０と導電性基板１００と超音波はんだとが混合された導電層１６０を形成しておき、その後に、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａを形成するようにしても良い。また、導電性基板１００上の非導電性層１３０上に裏面電極１７０ａを形成した後、接地用太陽電池セル１５１ａとなる該当部分の裏面電極１７０ａに超音波はんだを塗布して加熱超音波処理を行って、破壊された非導電性層１３０と導電性基板１００と裏面電極１７０ａとが混合された導電層１６０、又はさらに超音波はんだも混合された導電層１６０を形成し、その上に順次、光電変換層１７０ｂ及び透明電極１７０ｃを形成して、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａを形成するようにしても良い。さらに、光電変換層１７０ｂを形成した後に、同様にして導電層１６０を形成し、その上に透明電極１７０ｃを形成して、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａを形成するようにしても良い。
　これらの方法は、いずれも、導電層１６０を形成した後に、太陽電池セル１５１が完成することになるので、裏面電極１７０ａ、光電変換層１７０ｂ及び透明電極１７０ｃの１つ以上を形成する必要があることから、正確なアラインメントが必要となるため、太陽電池セル１５１を形成した後に、導電層１６０を形成する方が好ましい。
　本発明の第１の実施形態の光電変換装置２０１は、基本的に以上のように構成されるものであり、以下のようにして製造される。
　図５は、図１に示す本発明の第１実施形態の光電変換装置の製造方法の一例を示すフローチャートである。
　図５に示すように、導電性基板１００としてＡｌ基板を用いて、上述した方法で陽極酸化処理を行い、表面に非導電性層１３０となる陽極酸化被膜を形成して、陽極酸化被膜を持つＡｌ基板を形成し、これを支持基板１１０として準備する（ステップＳ１００）。
　もちろん、予め、陽極酸化被膜を持つＡｌ基板を支持基板１１０として準備しても良い。
　次に、支持基板１１０の非導電性層１３０上に、上述したＤＣマグネトロンスパッタ法等の公知の成膜法によりＭｏを堆積してＭｏ膜を形成する（ステップＳ１０２）。
　次に、こうして非導電性層１３０上に形成されたＭｏ膜を上述したレーザスクライビング法により切断して、パターン１にパターニングして溝１８０ａを形成し、裏面電極１７０ａを形成する（ステップＳ１０４）。
　次に、非導電性層１３０上に形成された裏面電極１７０ａ上に、溝１８０ａを埋めるように、上述したセレン化／硫化法又は多源同時蒸着法等の公知の方法により光電変換層１７０ｂとなるＣＩＧＳ系化合物半導体膜（ｐ型ＣＩＧＳ系光吸収膜）を形成する（ステップＳ１０６）。
　続いて、こうして形成されたＣＩＧＳ系化合物半導体膜上に、上述したＣＢＤ等の公知の方法によりバッファ層となるＣｄＳ膜（ｎ型高抵抗バッファ層）を形成する（ステップＳ１０８）。
　次に、こうして裏面電極１７０ａ上に形成されたＣＩＧＳ系化合物半導体膜及びＣｄＳ膜を一体として、上述したメカニカルスクライビング法により切断して、パターン２にパターニングして裏面電極１７０ａにまで達する溝１８０ｂを形成し、光電変換層１７０ｂ及びバッファ層を形成する（ステップＳ１１０）。
　続いて、こうして形成されたバッファ層（光電変換層１７０ｂ）上に、溝１８０ｂを埋めるように、上述したＭＯＣＶＤ法又はＲＦスパッタ法等の公知の方法により透明電極１７０ｃとなるＺｎＯ膜（ｎ型ＺｎＯ透明導電膜窓層）を形成する（ステップＳ１１２）。
　次に、こうして形成されたＺｎＯ膜、バッファ層及び光電変換層１７０ｂを一体として、上述したメカニカルスクライビング法により切断して、パターン３にパターニングして、隣接する太陽電池セル１５１間に、裏面電極１７０ａにまで達する溝１８０ｃを形成し、各太陽電池セル１５１毎に光電変換層１７０ｂ、バッファ層及び透明電極１７０ｃを個々に分離して、複数の太陽電池セル１５１を形成する（ステップＳ１１４）。
　続いて、予め設定されている接地用太陽電池セル１５１ａとなる太陽電池セル１５１の透明電極１７０ｃ上に超音波はんだ１９０を塗布する（ステップＳ１１６）。
　次に、超音波はんだ１９０が塗布された太陽電池セル１５１の透明電極１７０ｃに選択的に加熱超音波処理を施し、その非導電性層１３０を破壊してその成分と導電性基板１００の成分と裏面電極１７０ａの成分とを混合して導電層１６０を形成する（ステップＳ１１８）。
　こうして、本実施形態の光電変換装置２０１が形成される（ステップＳ１１８）。
　次に、本発明の第２の実施形態の光電変換装置について説明する。
　図６は、本発明の半導体装置の第２の実施形態の光電変換装置２０２（太陽電池モジュール）の模式的断面図である。
　なお、図６に示す本実施形態の光電変換装置２０２と、図１に示す第１の実施形態の光電変換装置２０１とは、接地用太陽電池セル１５１ａの導電層１６０の構成が異なる以外は、同一の構成を有するものであり、同一構成要素には同一参照符号を付し、その詳細な説明は省略する。
　図６に示すように、本実施形態の光電変換装置２０２は、第１の実施形態の光電変換装置２０１の接地用太陽電池セル１５１ａの導電層１６０の代わりに、隣接する太陽電池セル１５１から延在する裏面電極１７０ａが直接導電性基板１００と光電変換層１７０ｂとの間に配置されて導電層１６０が形成されている。従って、本実施形態の光電変換装置２０２では、裏面電極１７０ａと接地された導電性基板１００とが直接接触して電気的に導通しているので、接地用太陽電池セル１５１ａの裏面電極１７０ａを導電性基板１００を介して接地することができる。
　従って、本実施形態の光電変換装置２０２においても、上述した第１の実施形態の光電変換装置２０１と同様に、太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａの構成は、どのような太陽電池セル（光電変換素子、光電変換層）であっても良いのはもちろんである。
　このような光電変換装置２０２の導電層１６０は、接地用太陽電池セル１５１ａに該当する部分のみに陽極酸化膜等の非導電性層１３０が形成されておらず、他の部分には陽極酸化膜等の非導電性層１３０が形成されているＡｌ基板等の導電性基板１００からなる支持基板１１０を用いて、上述した第１の実施形態の光電変換装置２０１の場合と同様に、発電層１４０を形成し、すなわち、順次、裏面電極１７０ａ及び導電層１６０と、光電変換層１７０ｂ及びバッファ層と、透明電極１７０ｃとを形成し、複数の太陽電池セル１５１及び接地用太陽電池セル１５１ａを形成することができる。こうして、本実施形態の光電変換装置２０２を形成することができる。
　なお、接地用太陽電池セル１５１ａに該当する部分のみに非導電性層１３０が形成されていない導電性基板１００からなる支持基板１１０の代わりに、陽極酸化Ａｌ基板のように導電性基板１００の全面に非導電性層１３０が形成された支持基板１１０の接地用太陽電池セル１５１ａに該当する部分の陽極酸化膜等の非導電性層１３０をスクライブ又はエッチング等で取り除いた状態の支持基板１１０を用い、同様に、裏面電極１７０ａの蒸着から始まる発電層１４０を形成して、本実施形態の光電変換装置２０２を形成しても良い。
　なお、第１の実施形態の光電変換装置２０１（太陽電池モジュール）及び第２の実施形態の光電変換装置２０２（太陽電池モジュール）のいずれにおいても、導電性フレームを備えていてもよい。この導電性フレームとは、太陽電池モジュールを野地板又は防水下葺材等の屋根下地材の上に載置するために、太陽電池モジュールの周端縁部、すなわち、棟側、軒側、左側、右側の端縁部に装着される太陽電池モジュール用部材のことである。導電性フレームとしては、施工性及び耐環境性等に適したアルミフレームが主に用いられる。
　さらには、第１の実施形態の光電変換装置２０１（太陽電池モジュール）及び第２の実施形態の光電変換装置２０２（太陽電池モジュール）のいずれにおいても、直列接続して太陽電池ストリングとしてもよい。さらには、この太陽電池ストリングを並列接続することにより太陽電池アレイとしてもよい。
　以下、第１の実施形態の光電変換装置２０１、第２の実施形態の光電変換装置２０２、従来の光電変換装置２０３、及び一般的な光電変換装置として特許文献１の図７に記載の太陽電池モジュール５０を比較する。
　第１の実施形態の光電変換装置２０１、第２の実施形態の光電変換装置２０２、従来の光電変換装置２０３、及び一般的な光電変換装置として特許文献１の図７に記載の太陽電池モジュール５０においては、それぞれ、例えば、短辺５ｍｍ、長辺１０００ｍｍの太陽電池セル１５１を３０７個並べることにより、それぞれ１００Ｗ出力できる光電変換装置とすることができる。このときの第１の実施形態の光電変換装置２０１、第２の実施形態の光電変換装置２０２、従来の光電変換装置２０３、及び一般的な光電変換装置として特許文献１の図７に記載の太陽電池モジュール５０の各発電層１４０において、複数の太陽電池セルの中央にある１つ又は２つの太陽電池セルの端部Ｘ１１、Ｘ１２、複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの端部Ｘ２１、Ｘ２２、Ｘ２３、Ｘ２４、複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの中央部Ｘ３１、Ｘ３２の各点における太陽電池セルと導電性基板との間の電位差ＶＸ１１、ＶＸ１２、ＶＸ２１、ＶＸ２２、ＶＸ２３、ＶＸ２４、ＶＸ３１、ＶＸ３２を下記表１に示した。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　上記表１から、同じ出力であっても光電変換装置２０１は各太陽電池セルと導電性基板との間の電位差が小さくなっていることがわかる。従って、発電層と導電性基板との間に要求される耐電圧ＶＷを小さくすることができるため、絶縁耐電圧性を優れたものとすることができる。
　以上のようにして、本発明の第１の実施形態の光電変換装置２０１第１及び第２の実施形態の光電変換装置２０１においては、接地用太陽電池セル１５１ａが発電層１４０の両端周辺に配置され、残りの太陽電池セル１５１がこれと隣接して一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続されることにより、太陽電池セル１５１ｄは全ての太陽電池セル１５１の中で導電性基板１００との電位差Ｖ１ｄが最も大きな太陽電池セル１５１となる。従って、耐電圧ＶＷが小さくなるために、絶縁性が向上し、絶縁耐電圧性が優れたものとなる。
　本発明は、基本的に以上のように構成されるものである。以上、本発明の半導体装置として光電変換装置を例にして詳細に説明したが、本発明は上記実施形態に限定されず、本発明の主旨を逸脱しない範囲において、種々の改良又は変更をしてもよいのはもちろんである。
１００　導電性基板
１１０　支持基板
１３０　非導電性層
１４０　発電層
１５１　太陽電池セル
１５１ａ　接地用太陽電池セル
１５１ｄ　太陽電池セル
１５３　太陽電池セル
１５３ａ　太陽電池セル
１５３ｂ　太陽電池セル
１５３ｄ　太陽電池セル
１６０　導電層
１７０ａ　裏面電極
１７０ｂ　光電変換層
１７０ｃ　透明電極
１８０ａ　Ｐ１スクライブの溝
１８０ｂ　Ｐ２スクライブの溝
１８０ｃ　Ｐ３スクライブの溝
１９０　超音波はんだ
２０１　光電変換装置
２０２　光電変換装置
２０３　光電変換装置
Ｘ１１　複数の太陽電池セルの中央にある１つ又は２つの太陽電池セルの端部
Ｘ１２　複数の太陽電池セルの中央にある１つ又は２つの太陽電池セルの端部
Ｘ２１　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの端部
Ｘ２２　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの端部
Ｘ２３　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの端部
Ｘ２４　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの端部
Ｘ３１　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの中央部
Ｘ３２　複数の太陽電池セルの両端にある２つの太陽電池セルの中央部

Claims (20)

  1. 　導電性材料からなる導電性基板と、
    　前記導電性基板の表面の少なくとも一部に設けられた非導電性層と、
    　前記非導電性層上に設けられる複数の半導体素子と、
    　前記複数の半導体素子を電気的に接続する配線と、
    　前記導電性基板と、前記半導体素子又は前記配線とを接続する少なくとも１つの電気的接続部とを有し、
    　前記導電性基板との電位差が最大となる前記半導体素子は、前記複数の半導体素子によって作られる配列の幾何学的な末端を除く位置に配置されていることを特徴とする半導体装置。
  2. 　前記少なくとも１つの電気的接続部に、前記配列の少なくとも１つの末端から前記複数の半導体素子の数の１０％の範囲に位置する少なくとも１つの半導体素子が接しており、前記電気的接続部に接する前記半導体素子が複数の場合、互いに等電位である請求項１に記載の半導体装置。
  3. 　前記少なくとも１つの電気的接続部に、前記配列の少なくとも１つの末端から前記複数の半導体素子の数の５％の範囲に位置する少なくとも１つの半導体素子が接しており、前記電気的接続部に接する前記半導体素子が複数の場合、互いに等電位である請求項１又は２に記載の半導体装置。
  4. 　前記少なくとも１つの電気的接続部に、前記配列の少なくとも１つの末端に位置する半導体素子が接しており、前記電気的接続部に接する前記半導体素子が複数の場合、互いに等電位である請求項１～３のいずれか１項に記載の半導体装置。
  5. 　前記非導電性層は、前記導電性基板を陽極酸化処理することにより形成されたものであり、前記複数の半導体素子のうち、最大電位となる少なくとも１つの半導体素子は前記電気的接続部と接している請求項１に記載の半導体装置。
  6. 　前記複数の半導体素子は、同心円状に配置されており、
    　前記導電性基板との電位差が最大となる少なくとも１つの半導体素子は、前記同心円状の配置の中心に配置される請求項１～５のいずれか１項に記載の半導体装置。
  7. 　前記複数の半導体素子が一直線上に配置され、直列接続される２つの配列が並列に接続される請求項１～５のいずれか１項に記載の半導体装置。
  8. 　前記導電性基板は、アルミニウムからなる基板である請求項５に記載の半導体装置。
  9. 　前記導電性基板は、複合材料からなる複合アルミニウム基板である請求項５に記載の半導体装置。
  10. 　前記複合アルミニウム基板は、鋼板とアルミニウム板とのクラッド板、又はステンレス板とアルミニウム板とのクラッド板である請求項９に記載の半導体装置。
  11. 　請求項１～１０のいずれか１項に記載の半導体素子は、太陽電池として機能する光電変換素子であり、前記光電変換素子を備えることを特徴とする太陽電池モジュール。
  12. 　前記太陽電池は薄膜型太陽電池である請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　前記薄膜型太陽電池は集積型薄膜太陽電池である請求項１２に記載の太陽電池モジュール。
  14. 　前記太陽電池は、ＣＩＳ系薄膜型太陽電池、ＣＩＧＳ系薄膜型太陽電池、薄膜シリコン系薄膜型太陽電池、ＣｄＴｅ系薄膜型太陽電池、III－Ｖ属系薄膜型太陽電池、色素増感系薄膜型太陽電池及び有機系薄膜型太陽電池のいずれか１つの薄膜型太陽電池である請求項１１～１３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  15. 　前記太陽電池は、少なくとも１種のカルコパイライト構造の化合物半導体を有する請求項１１～１４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  16. 　前記太陽電池は、Ｉｂ属元素とIIIｂ属元素とVIｂ属元素とからなる少なくとも１種の化合物半導体を有する請求項１１～１５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  17. 　前記太陽電池は、Ｃｕ及びＡｇからなる群より選択された少なくとも１種のＩｂ属元素と、Ａｌ、Ｇａ及びＩｎからなる群より選択された少なくとも１種のIIIｂ属元素と、Ｓ、Ｓｅ及びＴｅからなる群より選択された少なくとも１種のVIｂ属元素とからなる少なくとも１種の化合物半導体を有する請求項１１～１６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  18. 　導電性フレームを備える請求項１１～１７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  19. 　請求項１１～１８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを直列接続することによって作られることを特徴とする太陽電池ストリング。
  20. 　請求項１９に記載の太陽電池ストリングを並列接続することによって作られることを特徴とする太陽電池アレイ。
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