(57)【要約】【課題】設置環境によらず稼働後２０年間は一切の発電劣化しない高効率単結晶系太陽電池モジュールを提供する。【解決手段】太陽電池モジュール１０は、発電素子としてシリコンセル２１と、シリコンセル２１とカバーガラス２６との間に介装される表面側封止材とを備える。表面側封止材は、複合封止材２７からなり、エチレン−環状オレフィン共重合体フィルム２７ａと、エチレン−環状オレフィン共重合体フィルム２７ａの上下両面に積層された二層のエチレン酢酸ビニル共重合体封止材２７ｂとから形成されている。【選択図】図４
2020177972.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
結晶性シリコンからなる発電素子を備え、前記発電素子の開放電圧が０．６５Ｖ／セル〜０．６８Ｖ／セルである高効率単結晶系太陽電池モジュールにおいて、
前記発電素子の裏面側に配置されるバックシートと、
前記発電素子の表面側に配置されるカバーガラスと、
前記発電素子と前記バックシートとの間に介装される裏面側封止材と、
前記発電素子と前記カバーガラスとの間に介装される表面側封止材とを備え、
前記表面側封止材は、エチレン−環状オレフィン共重合体フィルムと、前記エチレン−環状オレフィン共重合体フィルムの上下両面に積層された二層のエチレン酢酸ビニル共重合体封止材とからなる複合封止材であり、
年間の発電劣化率が１％未満である、高効率単結晶系太陽電池モジュール。
【請求項２】
請求項１に記載の高効率単結晶系太陽電池モジュールにおいて、
前記エチレン−環状オレフィン共重合体フィルムの厚みは２０μｍ〜３８μｍである、高効率単結晶系太陽電池モジュール。
【請求項３】
請求項１又は２に記載の高効率単結晶系太陽電池モジュールにおいて、前記エチレン酢酸ビニル共重合体封止材の厚みは２００μｍ〜５００μｍである、高効率単結晶系太陽電池モジュール。
【請求項４】
請求項１〜３のうちいずれか一項に記載の高効率単結晶系太陽電池モジュールにおいて、前記裏面側封止材は、エチレン酢酸ビニル共重合体封止材である、高効率単結晶系太陽電池モジュール。
【請求項５】
請求項１〜４のうちいずれか一項に記載の高効率単結晶系太陽電池モジュールにおいて、前記バックシートの水蒸気透過性は、１．１ｇ／（ｍ２・２４ｈ）〜３．０ｇ／（ｍ２・２４ｈ）である、高効率単結晶系太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、高効率単結晶系太陽電池モジュールの発電劣化防止技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
高効率単結晶系太陽電池モジュールの研究開発は、次の３つの方向で進められている。第一に、発電効率の向上がある。多結晶系及び単結晶系太陽電池モジュールの発電効率を高めるための技術として、ＰＥＲＣ技術、Ｎ型シリコンによる両面発電又はヘテロジャンクション構造を用いた技術が提案されている。また、別のアプローチとして、銀フィンガー電極やインターコネクタの数を増やして発電効率を高めることも行われている。さらに、発電効率の高い太陽電池モジュールとして、シリコンセルを２分の１サイズにカットしたハーフカットセルを用いた製品が主力になりつつある。
【０００３】
第二に、信頼性の向上がある。これまでは、発電保証期間が２０年の製品が多くを占めていた。しかしながら、最近は、発電保証期間が２５年の製品が増えており、更に、両面にカバーガラスを外装した製品では、発電保証期間を３０年としている。
【０００４】
第三に、製造原価の低減がある。製品価格は、経験曲線に従って低下している。製造原価の低減は、適用するＢＯＭ（部品表）による調達原価の低減と、製造コストの低減とによって進められている。調達原価の低減は、部品の大量の発注と、使用する部品の種類の絞り込みとによって行われている。また、製造原価低減は、発電素子の発電効率の向上による太陽光パネルのワット（Ｗ）当たりの単価低減に加え、ラミネータ工程でのプレス加工時間の短縮によっても行われている。
【０００５】
信頼性向上のための技術は、原価低減のための方策と背反関係になることが多い。このため、現状は、信頼性向上のための技術の方向性が定まっていない。近年、Ｗ単価低減のための取り組みとして、発電時に紫外線を積極的に取り入れて発電性能を向上させることが行われている。例えば、高透明なエチレン酢酸ビニル共重合体封止材（以下、単に、ＥＶＡ封止材と称す）は、耐光安定剤としての紫外線吸収剤を含まないため、太陽電池モジュールの発電性能を＋１〜２Ｗ向上させることができる。
【０００６】
しかしながら、この場合、ＥＶＡ封止材が太陽光により劣化し易くなる。その結果、ＥＶＡ封止材から発生する酢酸の増加が助長されるため、太陽電池モジュールの発電劣化速度も大きくなる。また、製造原価低減のためにラミネータ工程のプレス加工時間が短縮されると、エチレン酢酸ビニル共重合体（以下、単に、ＥＶＡと称す）の架橋反応が不十分のまま、製品として出荷される虞がある。この場合、太陽電池モジュールを屋外で稼働中に、残留の有機過酸化物によってＥＶＡ封止材の劣化が加速され易くなる。
【０００７】
よって、現状は、発電劣化率の低減と製造原価の低減が両立しないまま、製造原価の低減が優先して、太陽電池モジュールの開発が進められている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１４−２２４７３号公報
【特許文献２】特開２０１３−４１９１１号公報
【特許文献３】特開２０１３−２１１４５１号公報
【特許文献４】国際公開第２０１１／１０８６００号
【特許文献５】特開平７−７４３７８号公報
【特許文献６】特開平１０−２５３５７号公報
【特許文献７】特表２００２−５２０８２０号公報
【非特許文献】
【０００９】
【非特許文献１】ＡＩＳＴ  太陽光発電研究成果報告会２０１５
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
特許文献１〜特許文献７及び非特許文献１は、発電劣化低減のための技術として、太陽電池モジュール内に侵入する水蒸気量を減らす技術を開示している。しかしながら、上記各文献に開示の技術によっても、太陽電池モジュール内に侵入する水蒸気を完全に無くすことは、実質的に不可能である。また、ＥＶＡ封止材の劣化による発生する酢酸量を完全に無くすことも、不可能である。よって、従来の技術では、太陽電池モジュールの発電劣化を防止することができない。
【００１１】
本発明の目的は、発電劣化を防止することのできる高効率単結晶系太陽電池モジュールを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
太陽電池モジュールの発電劣化現象には、経年劣化と、充填材の剥がれや黄変色を伴うデラミネーション発電劣化と、ＰＩＤ発電劣化とがある。さらに、ＥＶＡ封止材の劣化により発生する酢酸が、はんだ接合部を溶出したり剥がしたりして、発電劣化を生じさせることもある。つまり、発電劣化を無くすには、上記の４種類の劣化モードへの対策が必要である。
【００１３】
まず、経年劣化について説明する。太陽電池モジュールは、屋外に設置されている間、空気中の湿気や水蒸気を吸い込む。太陽電池モジュール内に侵入した水蒸気は、カバーガラスの内側の表面を濡らして、カバーガラス中に存在するナトリウムを溶出させる。カバーガラスから溶出したナトリウムは、イオン化した状態でシリコンセルの表面に付着して水酸化ナトリウムとなり、シリコンセル上の銀フィンガー電極をイオン化する。これにより、銀フィンガー電極の断面積が小さくなる。その結果、銀フィンガー電極の電子集電性能が低下する。
【００１４】
デラミネーション発電劣化は、以下のようにして発生する。まず、インターコネクタに流れる電流にナトリウムイオンが引き付けられると、インターコネクタの周辺がナトリウムイオンによってアルカリ性になる。すると、ＥＶＡ封止材のアルカリ加水分解反応が局所的に進行する。その結果、ＥＶＡ封止材の剥がれがインターコネクタに沿って引き起こされる。また、ＥＶＡ封止材の黄変色は、イオン化したナトリウムが充填材中を移動して充填材をアルカリ性に変質させたことにより生じる。ＥＶＡ封止材の黄変色による光線透過率の減少量は、僅かである。ＥＶＡ封止材の着色は、充填材に添加された安定剤の分子構造転移により生じる。
【００１５】
ＰＩＤ発電劣化は、大量のナトリウムイオンがシリコンセルの表面に付着して電気的短絡を引き起こすことでシリコンセルが発電しなくなる現象である。いずれの発電低下現象も、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンがシリコンセルの表面に付着して堆積することにより生じる。上述の原因を踏まえ、従来は、バックシートの防水性能を高めたり、パッケージング成型加工精度を緻密化したりしていた。つまり、従来は、太陽電池モジュールの発電劣化防止のため、防水性を高めて水蒸気侵入量を減らすことによりナトリウムの移動量を減少させることが行われてきた。
【００１６】
水蒸気のほとんどは、バックシートから太陽電池モジュール内に進入する。このため、バックシートを樹脂素材からガラスに置き換えることで、太陽電池モジュール内に侵入する水蒸気の量を大幅に低下させることはできる。よって、既存技術により太陽電池モジュールの発電劣化を防止するには、シリコンセルを真空ガラス容器で密封することが考えられる。しかしながら、この方法は、太陽電池モジュールの製造コストと背反する。
【００１７】
本出願人は、カバーガラスと単結晶シリコンセルとの間にエチレン−環状オレフィン共重合体フィルム（以下、単に、環状オレフィンフィルムと称す）を用いることによって、ナトリウムイオンのシリコンセルへの到達を防止できることを見出した。よって、本発明は、太陽電池モジュール内に侵入する水蒸気量によらず、経年劣化、デラミネーション発電劣化及びＰＩＤ発電劣化を解消することができる。
【００１８】
具体的には、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材として、環状オレフィンフィルムと環状オレフィンフィルムの上下両面に積層された二層のＥＶＡ封止材とからなる複合封止材が用いられる。環状オレフィンフィルムのガラス転移温度は７０℃〜８０℃である。環状オレフィンフィルムの厚みは２０μｍ〜３８μｍであり、好ましくは２５μｍ〜３０μｍである。また、ＥＶＡ封止材の厚みは２００μｍ〜５００μｍであり、好ましくは３００μm〜４５０μｍである。
【００１９】
図１は、カバーガラス中のナトリウムがイオン化したナトリウムイオンがシリコンセルの表面に堆積する量と、ナトリウムイオンの量に及ぼす環境劣化因子との関係を示す。ＥＶＡ封止材の融点は、６０℃±１０℃程度である。ＥＶＡ封止材のガラス転移温度は、約−２０℃である。発電中の太陽電池モジュールの温度は、４０℃〜７０℃である。このため、太陽電池モジュールの発電中は、ナトリウムイオンを通過させるのに十分な大きさの分子レベルの穴が、ＥＶＡ封止材に形成される。
【００２０】
一方、環状オレフィンフィルムのガラス転移温度は、７０℃〜８０℃である。つまり、発電中の太陽電池モジュールの温度では、環状オレフィンフィルムの分子が固まった状態であり、ガラス状態となっている。つまり、環状オレフィンフィルムの自由体積、即ち、分子に占有されていない空間の体積は、ほぼ０である。よって、この状態では、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンが環状オレフィンフィルムを通過することはできない。これにより、ナトリウムイオンがシリコンセルの表面上に到達も堆積もしなくなる。このため、経年劣化、デラミネーション発電劣化及びＰＩＤ発電劣化はいずれも発生しなくなる。
【００２１】
太陽電池モジュールを屋外に設置後に１０年以上経過した場合、酢酸イオンとナトリウムイオンの混在した混合媒体により、両性金属であるはんだ接合が剥がれて劣化することがある。例えば、ＥＶＡ封止材の劣化により発生する酢酸量が１０００μｇ／ｇを超えると、シリコンセルの裏面でインターコネクタのはんだ剥がれが生じる可能性があることが産業技術総合研究所（産総研）から報告されている。また、バックシートとシリコンセルの裏面との間のＥＶＡ封止材が劣化して生じる酢酸によって、インターコネクタとシリコンセルとのはんだ接合が剥がれ易くなることが知られている。特に、インターコネクタの凹凸部分に滞まった酢酸が、インターコネクタとシリコンセルとのはんだ接合の剥がれを生じさせる主な要因となっていることも産総研から報告されている。
【００２２】
以上記述したように、発電劣化モードの根本的な原因は、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンのシリコンセルへの堆積により、電気化学、化学反応、電気物性に作用して発生する事象である。固定価格買取制度（Ｆｅｅｄ−ｉｎ−Ｔａｒｉｆｆ（ＦＩＴ））において、電気の買取価格の固定期間は２０年であり、固定期間の発電劣化率は最大で１％／年であると見積もられている。また、発電劣化率に関する２００編の論文によれば、発電劣化率の平均値は０．８％／年であることが記載されている。つまり、ＦＩＴでは、固定期間の発電劣化率として、論文に記載の発電劣化率よりも高い値が設定されている。このため、電力会社各社では、事業収益計画上、この点が問題になることは少ない。
【００２３】
近年、単位面積当たりの発電収入向上を目的として、太陽電池モジュールの高出力化が顕著となっている。発明者らが鋭意検討した結果、図２に示すように、シリコンセルの開放電圧が０．６５Ｖ以上の場合、発電劣化率が０．８％／年を大きく上回ることが分かった。また、発明者らは、シリコンセルの開放電圧（Ｖｏｃ）が高いほど、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンがシリコンセルに強く引っ張られるため、シリコンセルの表面へのナトリウムイオンの堆積速度が高くなることも発見した。また、図３に示すように、発電出力の高い太陽電池モジュールの発電量では、発電劣化率が高くなることが分かった。
【００２４】
また、上述したように、ＥＶＡ封止材の劣化により発生した酢酸は、電解質であり、太陽電池モジュール中の電気的性質に大きな影響を与える虞がある。この点について、発明者らは、酢酸をバックシートから揮発させるかカバーガラス周辺のエッジ部から揮発させることにより、ナトリウムイオンの移動量を減少させることによって、はんだ接合の剥がれを防止できることを見出した。
【００２５】
即ち、複合封止材をそのサイズがカバーガラスの周囲よりも３ｍｍ〜８ｍｍだけ小さくなるようにカットすることによって、太陽電池モジュール内で発生した酢酸を揮発させて外へ逃がすための通路を形成した。その通路には、ブチルテープやシリコンシーラを用いてもよい。但し、太陽電池モジュール１０の製造時におけるレイアップ工程では、セルマトリックスをすべて覆うように、ＥＶＡ樹脂製のシートと環状オレフィンフィルムとを積層することが必要である。
【００２６】
また、バックシートから酢酸を揮発させるため、１．１〜３．０ｇ／（ｍ２・２４ｈ）、好ましくは、１．３〜２．５ｇ／（ｍ２・２４ｈ）の水蒸気透過性を有するバックシートが用いられる。水蒸気透過性が１．１ｇ／（ｍ２・２４ｈ）よりも低いと、太陽電池モジュール内に蓄積された酢酸が揮発し難くなるため、好ましくない。一方、水蒸気透過性が３．０ｇ／（ｍ２・２４ｈ）を超えると、ＥＶＡ封止材の加水分解速度が速くなる。この場合、酢酸の発生量が揮発量を上回り、太陽電池モジュール内での酢酸の蓄積量が増加するため、好ましくない。
【発明の効果】
【００２７】
本発明によれば、設置環境、特に、湿気や温度によることなく、少なくとも２０年間は発電劣化しない高効率単結晶系太陽電池モジュールを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２８】
【図１】ナトリウムイオンの移動量を説明する式。
【図２】シリコンセルの開放電圧と発電劣化率との関係を示すグラフ。
【図３】シリコンセルの発電量と発電劣化率との関係を示すグラフ。
【図４】本発明の一実施形態に係る高効率単結晶系太陽電池モジュールを示す部分断面図。
【図５】デラミネーション現象を説明する模式平面図。
【図６】シリコンセルとインターコネクタとＥＶＡ封止材との間に形成された隙間を説明する模式断面図。
【図７】短絡電流の変化率を実施例と比較例とで比較したグラフ。
【図８】曲線因子の変化率を実施例と比較例とで比較したグラフ。
【発明を実施するための形態】
【００２９】
以下、本発明に係る高効率単結晶系太陽電池モジュール（以下、単に、太陽電池モジュールと称す）を具体化した一実施形態について、図４〜図８を参照して説明する。本発明の範囲は、以下に説明する実施形態に限定されない。
【００３０】
図４に示すように、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０は、スーパーストレート型太陽電池モジュールである。また、太陽電池モジュール１０は、発電量や変換効率の高い単結晶太陽電池モジュールである。このため、太陽電池モジュール１０の電流が流れていないときの電圧であるシリコンセルの開放電圧（Ｖｏｃ）は、０．６５Ｖ／セル〜０．６８Ｖ／セルである。また、太陽電池モジュール１０から取り出せる電力の最大値である定格出力（Ｐｍａｘ）は、２９０Ｗ〜３５０Ｗである。開放電圧が０．６５Ｖ/セルを超えると、単位時間当たりのナトリウムイオンのセル堆積速度が速くなり、その結果、年間の発電劣化率が１％越えるため、発電所の売電収入の事業計画から逸脱する。一方で、単結晶シリコンの発電効率向上技術としてパッシべーション対策、インターコネクタのマルチワイヤー化及びＡｇフィンガー電極の細線化による高密度化をすべて組み合わせた場合の開放電圧の最高値は、０．６８Ｖ/セルである。即ち、本発明は、全く新しい理論による高効率な太陽電池モジュール１０に適用した場合でも、以下に記載する顕著な効果を奏するものである。
【００３１】
太陽電池モジュール１０は、発電素子として機能するシリコンセル２１を備えている。シリコンセル２１には、例えば、単結晶シリコン、Ｐ型、Ｎ型、ヘテロジャンクションセル、ＰＥＲＣセルなどが用いられる。シリコンセル２１をマトリックス状に並べてから直列に接続することによって、セルマトリックスが形成されている。シリコンセル２１の表面には、インターコネクタ２２と集電用の銀フィンガー電極２３とが、図５に示すパターンで形成されている。シリコンセル２１同士を接続したり、シリコンセル２１の表面にインターコネクタ２２や銀フィンガー電極２３を接続したりする方法として、はんだ付けによる接合法が用いられる。
【００３２】
また、太陽電池モジュール１０は、シリコンセル２１の裏面側に配置されるバックシート２８と、シリコンセル２１の表面側に配置されるカバーガラス２６とを備えている。バックシート２８には、絶縁性樹脂からなるシート材が用いられている。また、太陽電池モジュール１０は、シリコンセル２１とバックシート２８との間に介装される裏面側封止材と、シリコンセル２１とカバーガラス２６との間に介装される表面側封止材とを備えている。裏面側封止材は、一層のＥＶＡ封止材２４から形成されている。バックシート２８の水蒸気透過性は、１．１ｇ／（ｍ２・２４ｈ）〜３．０ｇ／（ｍ２・２４ｈ）である。
【００３３】
表面側封止材は、複合封止材２７からなり、エチレン−環状オレフィン共重合体フィルム２７ａ（以下、単に、環状オレフィンフィルムと称す）と、環状オレフィンフィルム２７ａの上下両面に積層された二層のエチレン酢酸ビニル共重合体封止材２７ｂとから形成されている。環状オレフィンフィルム２７ａは、厚みが２０μｍ〜３８μｍであり、好ましくは２５μｍ〜３０μｍである。環状オレフィンフィルム２７ａを構成するエチレン−環状オレフィン共重合体の示差走査熱量計（ＤＳＣ）で測定したガラス転移温度（Ｔｇ）は、７０℃〜８０℃である。ＥＶＡ封止材２７ｂの厚みは、２００μｍ〜５００μｍであり、好ましくは３００μm〜４５０μｍである。ＥＶＡ封止材２７ｂは、融点が６０℃±１０℃程度である。具体的には、ＥＶＡ封止材２７ｂを構成するＥＶＡ樹脂の示差走査熱量計（ＤＳＣ）で測定した融点（Ｔｍ）は、５５℃〜７５℃である。また、ＥＶＡ封止材２７ｂのガラス転移温度（Ｔｇ）は、約−２０℃である。
【００３４】
複合封止材２７は、カバーガラス２６の周辺から３ｍｍ〜８ｍｍだけ小さくなるようにカットされている。これにより、太陽電池モジュール１０には、ＥＶＡ封止材２７ｂが劣化して発生する酢酸を揮発させて外へ逃がすための通路が形成されている。この通路は、セルマトリックスの全体を覆うように配置された複合封止材２７の上にカバーガラス２６をレイアップすることにより、形成されている。
【００３５】
太陽電池モジュール１０は、主に、レイアップ工程、ラミネート工程、フレーミング工程の３工程を経て製造される。レイアップ工程では、カバーガラスの上に、複合封止材、セルマトリックス、ＥＶＡ封止材、バックシートが順に積層される。ラミネート工程では、ＥＶＡ樹脂等を架橋させるために、上記のように構成した積層品がラミネータに入れられる。ここでは、真空時間を５分、加圧時間を１０分、熱板の温度を１６０℃にそれぞれ設定して、ラミネータ加工が行われる。フレーミング工程では、ラミネータ加工が終わった半製品（積層体）の不要な部分が取り除かれてから、積層体のシール部分にテープ等が貼り付けられる。そして、積層体の外周部にアルミフレームが組み付けられることで、太陽電池モジュールの製品が完成する。
【００３６】
次に、本発明によるデラミネーション発電劣化防止技術について、図５及び図６を参照して説明する。
図５に示すように、デラミネーションＤは、インターコネクタ２２に沿って発生し易い。特に、デラミネーションＤは、インターコネクタ２２と銀フィンガー電極２３とが交差する部分に発生し易い。インターコネクタ２２と銀フィンガー電極２３とが交差する部分には、シリコンセル２１上の他の部分よりも凹凸が多く形成されている。このため、インターコネクタ２２と銀フィンガー電極２３とが交差する部分には、ＥＶＡ封止材の劣化により発生する酢酸が溜まり易い。デラミネーションＤの発生は、ラミネータの成型加工条件により影響を受け易いＥＶＡ封止材の流動性と関係している。
【００３７】
図６に示すように、シリコンセル２１とインターコネクタ２２とＥＶＡ封止材２７ｂとの間には、底辺及び高さが同じ寸法である二等辺三角形状の隙間２５が形成され易い。隙間２５の底辺及び高さの寸法はいずれも、インターコネクタ２２の高さと同じであり、１５０μｍである。ここでは、ＥＶＡ封止材２７ｂの厚みは４５０μｍであり、シリコンセル２１の厚みは２００μｍである。上述したように、ＥＶＡ封止材２７ｂは、５５℃〜７５℃の融点を有している。このことから、当業者が通常行う通常の条件下であれば、ＥＶＡ封止材２７ｂは、上記の厚みを有することで、隙間２５に完全に充填される。
【００３８】
ＥＶＡ封止材２７ｂは、酢酸ビニル構造を有することで、シランカップリング反応により、結晶性シリコンからなるシリコンセル２１やカバーガラス２６との間に強固な接着力を発揮する。この点を考慮し、物理的な観点からデラミネーション発生を防止するため、ＥＶＡ封止材２７ｂが複合封止材に含まれている。ＥＶＡ樹脂の融点は５５℃〜７５℃であり、好ましくは、５８℃〜７０℃である。ＥＶＡ樹脂の融点が５５℃を下回ると、ＥＶＡ樹脂に含まれる酢酸ビニルの含有量が高くなる。この場合、ラミネータ工程の成型温度でもＥＶＡ封止材の劣化が進み易く、分子内で脱酢酸反応が生じ易くなり、好ましくない。ＥＶＡ樹脂の融点が７５℃を超えると、特に、温度の低いカバーガラスの周辺部では、ＥＶＡ樹脂が溶融し難くなる。このため、ＥＶＡ封止材がインターコネクタ周辺の隙間に充填され難くなり、好ましくない。
【００３９】
化学的な観点から言えば、ＥＶＡ樹脂の分子構造、および接着界面のポリシラノール構造はいずれも、水蒸気等の湿気に弱く、加水分解し易い構造である。また、アルカリ環境下では、室温でも、ＥＶＡ樹脂のアルカリ加水分解が進行し易い。１０年〜２０年という長期間に亘りデラミネーション発電劣化を防止するには、カバーガラスから溶出したナトリウムによりアルカリ性に変性しないようにすることが重要である。即ち、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンをシリコンセルの表面に付着させたり、堆積させたりしないことが重要である。
【００４０】
ＥＶＡ封止材２７ｂの二つの層間に配置された環状オレフィンフィルム２７ａのガラス転移温度（Ｔｇ）は、７０℃〜８０℃である。環状オレフィンフィルム２７ａのガラス転移温度が８０℃を超えると、ラミネート加工しても、複合封止材がインターコネクタ周辺の隙間に充填され難くなるため、好ましくない。ガラス転移温度が７０℃を下回ると、太陽電池モジュール１０が屋外で稼働中に高温となっている状態で、環状オレフィンフィルム２７ａの自由体積が大きくなり易い。これにより、環状オレフィンフィルム２７ａには、ナトリウムイオンが通過可能な孔が形成されるため、好ましくない。さらに、太陽電池モジュール１０の稼働中に、環状オレフィンフィルム２７ａがシュリンクして破れる可能性があるため、好ましくない。
【００４１】
本発明の環状オレフィンフィルム２７ａは、ガラス転移温度（Ｔｇ）が７０℃〜８０℃である。このため、太陽電池モジュール１０の使用環境下で、環状オレフィンフィルム２７ａの分子は固まった状態であり、ガラス状態である。つまり、環状オレフィンフィルム２７ａの自由体積は、ほぼ０である。このため、太陽電池モジュール１０の稼働中に、ナトリウムイオンが環状オレフィンフィルム２７ａを通過することはない。さらに、複合封止材２７が環状オレフィンフィルム２７ａを含むことで、電気絶縁性が向上し、太陽電池モジュール１０内部での漏れ電流がほぼ０となる。これにより、カバーガラス２６から溶出したナトリウムイオンをシリコンセル２１に引き寄せる電気的な力が弱められる。よって、カバーガラス２６から溶出したナトリウムイオンがシリコンセル２１の表面に到達しなくなるため、経年劣化やＰＩＤ発電劣化を防止できる。また、ナトリウムイオンによるアルカリ性への変性も抑えられるため、デラミネーション発電劣化も防止できる。つまり、上記の複合封止材２７を用いた太陽電池モジュール１０によれば、酢酸によるはんだ接合の剥がれ以外の要因による発電劣化を防止することができる。
【００４２】
環状オレフィンフィルム２７ａの厚みは、デラミネーション現象に大きく影響することから、以下のように設定される。環状オレフィンフィルム２７ａは、ガラス転移温度以上の環境下で使用されると収縮する特徴を有している。特に、ガラス転移温度よりも２０℃以上高い温度で使用されると、環状オレフィンフィルム２７ａの収縮度合いが大きくなる。太陽電池モジュール１０のラミネート加工では、複合封止材を含む積層品が１４０℃以上の温度下で圧縮され、硬化される。このとき、成型直後に収縮したフィルムが剥がれないようにするには、環状オレフィンフィルム２７ａの厚みを小さくする必要がある。
【００４３】
本実施形態において、環状オレフィンフィルム２７ａの厚みは、２０μｍ〜３８μｍであり、好ましくは、２５〜３０μｍである。例えば、環状オレフィンフィルム２７ａの厚みが３８μｍを超える場合、亀状の皺や破れが発生し易くなり、デラミネーションが発生する虞がある。一方、環状オレフィンフィルム２７ａの厚みが３８μｍ以下の場合、フィルム界面は、ＥＶＡ分子と共架橋により化学結合することから、収縮し難くなる。その結果、デラミネーションの発生が防止される。また、環状オレフィンフィルム２７ａの厚みが２０μｍ未満である場合、ナトリウムイオンが通過する可能性があるため、好ましくない。
【００４４】
本発明の複合封止材を構成する環状オレフィンフィルム２７ａとして、ＴＯＰＡＳ（登録商標）（独 Ｔｏｐａｓ Ａｄｖａｎｃｅｄ Ｐｏｌｙｍｅｒｓ社製）、ＡＰＥＬ（登録商標）（三井化学社製）を使用することができる。環状オレフィンフィルム２７ａには、紫外線吸収剤、酸化防止剤、耐候安定剤が添加されていることが好ましい。これらの材料を混ぜ合わせるコンパウンディングには、ニーダーが用いられる。これらの材料を所定の割合で混ぜ合わせてなるマスターバッチを成型する際の温度は、１８０℃〜３００℃であり、好ましくは、２３０℃〜２９０℃である。
【００４５】
環状オレフィンフィルム２７ａには、紫外線吸収剤として、ベンゾフェノン系、ベンゾトリアゾール系、トリアジン系、サリチル酸エステル系の紫外線吸収剤を添加することが好ましい。また、環状オレフィンフィルム２７ａには、耐候安定剤として、ヒンダードアミン系光安定剤を添加することが好ましい。
【００４６】
複合封止材を構成するＥＶＡ樹脂製のシートや環状オレフィンフィルム２７ａの製造方法には、公知の方法が用いられ、例えば、押出し機のヘッド先端にＴダイを用いる押出しキャスト法やカレンダー法を用いることができる。ここでは、Ｔダイを用いた押出しキャスト法でフィルムを準備した。Ｔダイの温度は、８０℃〜２５０℃であり、好ましくは、１２０℃〜１８０℃である。製造後のフィルム同士が付着して剥がれ難くなるブロッキング等を防止するため、フィルムの表面にエンボス加工や凹凸などの加工を行うことが好ましい。
【００４７】
次に、上記太陽電池モジュール１０の作用について説明する。
太陽電池モジュール１０は、シリコンセル２１とカバーガラス２６との間に介装される表面側封止材を備えている。表面側封止材は、複合封止材２７からなり、エチレン−環状オレフィン共重合体フィルム２７ａと、環状オレフィンフィルム２７ａの上下両面に積層された二層のエチレン酢酸ビニル共重合体封止材２７ｂとから形成されている。発電量や変換効率の高い単結晶太陽電池モジュールの場合、インターコネクタ２２に流れる電流の値が大きくなる分、より多くの量のナトリウムイオンがインターコネクタ２２の周辺に引き付けられ易い。そのため、インターコネクタ２２の周辺がナトリウムイオンによってアルカリ性になり易く、ＥＶＡ封止材２７ｂのアルカリ加水分解反応が促進され易い。このため、高効率太陽電池モジュールは、経年劣化、ＰＩＤ発電劣化、防止デラミネーション発電劣化等が進行し易い構造上の理由を有している。
【００４８】
この点、複合封止材２７は、環状オレフィンフィルム２７ａを含む。環状オレフィンフィルム２７ａは、太陽電池モジュール１０の使用環境下で、分子の自由体積がほぼ０である。このため、太陽電池モジュール１０の稼働中に、ナトリウムイオンが環状オレフィンフィルム２７ａを通過することはない。さらに、複合封止材２７が環状オレフィンフィルム２７ａを含むことで、電気絶縁性が向上し、太陽電池モジュール１０内部での漏れ電流がほぼ０となる。これにより、カバーガラス２６から溶出したナトリウムイオンを発電素子に引き寄せる電気的な力が弱められる。よって、カバーガラス２６から溶出したナトリウムイオンがシリコンセル２１の表面に到達しなくなるため、経年劣化やＰＩＤ発電劣化を防止できる。また、ナトリウムイオンによるアルカリ性への変性も抑えられるため、デラミネーション発電劣化も防止できる。
【００４９】
従って、本実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
（１）複合封止材２７が環状オレフィンフィルム２７ａを含むことで、カバーガラス２６から溶出したナトリウムイオンがシリコンセル２１の表面に到達しなくなる。このため、経年劣化やＰＩＤ発電劣化を防止できる。また、ナトリウムイオンによるアルカリ性への変性も抑えられるため、デラミネーション発電劣化も防止できる。
【００５０】
（２）環状オレフィンフィルム２７ａの厚みは２０μｍ〜３８μｍである。この構成によれば、皺や破れが防止されると共にフィルム界面が収縮し難くなることによって、デラミネーションの発生が防止される。また、フィルムの巻き取り工程で破断し難くなるため、フィルムの製造が容易となる。
【００５１】
（３）複合封止材２７を構成するＥＶＡ封止材２７ｂの厚みは２００μｍ〜５００μｍである。この構成によれば、ＥＶＡ封止材２７ｂは、２００μｍ〜５００μｍの厚みを有することで、シリコンセル２１とその上に形成されたインターコネクタ２２や銀フィンガー電極２３との間の隙間２５に完全に充填される。また、ＥＶＡ封止材２７ｂは、酢酸ビニル構造を有することで、シランカップリング反応により、シリコンセル２１やカバーガラス２６との間に強固な接着力を発揮する。これらによって、デラミネーションの発生が防止される。
【００５２】
（４）裏面側封止材は、一層のＥＶＡ封止材２４から形成されている。この構成によれば、シリコンセル２１の裏面側でもデラミネーションの発生が防止される。
（５）バックシート２８の水蒸気透過性は、１．１ｇ／（ｍ２・２４ｈ）〜３．０ｇ／（ｍ２・２４ｈ）である。この構成によれば、酢酸の揮発量が酢酸の発生量を上回るため、太陽電池モジュール１０内での酢酸の蓄積を抑制することができる。
【実施例】
【００５３】
次に、実施例及び比較例を挙げて、本実施形態の太陽電池モジュール１０を更に具体的に説明する。
最も汎用的な６０直の太陽電池モジュールを用いて発電劣化加速試験を行った。実施例には、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材として環状オレフィンフィルムを含む複合封止材を備える単結晶系太陽電池モジュールを用いた。比較例１には、充填材として環状オレフィンフィルムを含む複合封止材を備える多結晶系太陽電池モジュールを用いた。また、実施例及び比較例１には、図４に示すスーパーストレート型太陽電池モジュールの製品を用いた。また、実施例及び比較例１では、複合封止材に含まれる環状オレフィンフィルムの厚みを３５μｍとした。
【００５４】
一方、比較例２−比較例４には、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材として環状オレフィンフィルムを含まない単結晶系太陽電池モジュールを用いた。比較例２には、ＪＡソーラー社製の単結晶系太陽電池モジュールを用いた。比較例３には、ＧＣＬニューエナジー社製の単結晶系太陽電池モジュールを用いた。比較例４には、ＪＩＮＫＯソーラー社製の単結晶系太陽電池モジュールを用いた。比較例２−４の太陽電池モジュールの構造は、環状オレフィンフィルムを含まないこと以外、基本的には、図４に示すスーパーストレート型太陽電池モジュールの構造と同じあった。
【００５５】
発電劣化加速試験は、温度８５℃、湿度８５％の環境下で、１０００Ｖの電圧を１０００時間かけることにより実施した。発電劣化加速試験では、太陽電池モジュールの開放電圧（Ｖｏｃ）、短絡電流（Ｉｓｃ）、最大出力電圧（Ｖｍｐ）、最大出力電流（Ｉｍｐ）、最大出力電力（Ｐｍｐ）、曲線因子（ＦＦ）をそれぞれ測定した。曲線因子（ＦＦ）は、Ｉ−Ｖ曲線で表される太陽電池の電流電圧特性の良さを表す指標であり、Ｉ−Ｖ曲線上の最適動作点での出力（最大出力）を、開放電圧と短絡電流の積で割った値である。発電劣化加速試験の結果を、以下の表に示す。表１は、試験前の開放電圧、短絡電流、最大出力電圧、最大動作電流、最大出力電力、曲線因子を示す。表２は、試験後の開放電圧、短絡電流、最大出力電圧、最大動作電流、最大出力電力、曲線因子に加え、発電劣化率を示す。発電劣化率は、以下の式により算出した。
【００５６】
発電劣化率（％）＝（試験後の最大出力電力−試験前の最大出力電力）／（試験前の最大出力電力）×１００
【００５７】
【表１】
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【００５８】
【表２】
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表１及び表２の結果より、実施例及び比較例１では、発電劣化率が２．５％未満と低く、発電劣化が抑えられていた。これは、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材に含まれる環状オレフィンフィルムによって、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンのシリコンセルへの到達が抑制されたためと推測される。また、比較例１でも発電劣化率が低く抑えられていることから、本発明は、単結晶系太陽電池モジュールだけでなく多結晶系太陽電池モジュールの発電劣化防止にも有効であることを確認できた。
【００５９】
一方、比較例２−比較例４では、発電劣化率が２．９％を上回る値となり、実施例及び比較例１と比較して、発電劣化が顕著であった。これは、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材に環状オレフィンフィルムが含まれていないため、カバーガラスから溶出したナトリウムイオンのシリコンセルへの到達が抑制されなかったためと推測される。
【００６０】
次に、発電劣化加速試験により得られた短絡電流（Ｉｓｃ）及び曲線因子（ＦＦ）を、試験前と試験後とで比較した。図７は、短絡電流（Ｉｓｃ）の変化率を、実施例と比較例２−比較例４とで比較したグラフである。図８は、曲線因子（ＦＦ）の変化率を、実施例と比較例２−比較例４とで比較したグラフである。
【００６１】
図７及び図８に示すように、実施例では、１０００時間後の短絡電流及び曲線因子の各値が、試験前の短絡電流及び曲線因子の各値とほとんど同じであった。一方、比較例２−比較例４では、１０００時間後の短絡電流及び曲線因子の各値が、試験前の短絡電流及び曲線因子の各値から顕著に低下していた。これらの結果も、発電劣化率の結果と同様に、カバーガラスとシリコンセルの間の充填材に含まれる環状オレフィンフィルムの有無によるものと推測される。
【符号の説明】
【００６２】
１０…高効率単結晶系太陽電池モジュール、２１…シリコンセル（発電素子）、２２…インターコネクタ、２４，２７ｂ…ＥＶＡ封止材、２５…隙間、２６…カバーガラス、２７…複合封止材、２７ａ…環状オレフィンフィルム、２８…バックシート。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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