(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、
隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、
一列に並んだ複数の前記太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材と、
前記ストリングの端に位置する前記太陽電池セルから延出し、該太陽電池セルと前記第２配線材とを接続する第３配線材と、
複数の導電性フィラーを含有すると共に、前記第３配線材と前記第２配線材とを接続する接着剤と、
を備え、
前記第１配線材及び前記第３配線材と、前記第２配線材とのうちの少なくとも一方は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記導電性フィラーが、前記第３配線材の前記芯材と前記第２配線材の前記芯材との間に存在する前記着色層を貫通し、前記接着剤により前記第３配線材と前記第２配線材が接続される、太陽電池モジュール。
【請求項２】
複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、
隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、
一列に並んだ複数の前記太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材と、
を備え、
前記第１配線材は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記第１配線材の前記面には凹凸が形成されており、
前記着色層が前記凹凸の深さよりも大きい厚みを有して凹部を埋めた状態で形成され、
前記着色層の前記第１保護部材側の表面が略平坦である、太陽電池モジュール。
【請求項３】
複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、
隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、
一列に並んだ複数の前記太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材と、
を備え、
前記第１配線材は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記第１配線材が、前記第１保護部材側を向いた面上に凹凸が表面に形成された樹脂層を有し、前記着色層が前記凹凸上に形成されている、太陽電池モジュール。
【請求項４】
前記第１配線材は、前記着色層を有し、
前記複数の太陽電池セルは、光電変換部と、前記光電変換部上に設けられた集電極とをそれぞれ有し、
前記集電極は、前記第１配線材の前記着色層を貫通した状態で前記第１配線材と接続されている、請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５】
複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、
隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、
一列に並んだ複数の前記太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材と、
を備え、
前記第１配線材は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記複数の太陽電池セルは、光電変換部と、前記光電変換部上に設けられた集電極とをそれぞれ有し、
前記集電極が、前記第１配線材の前記着色層の厚みを超える高さで形成され、前記第１配線材の前記着色層を貫通した状態で前記第１配線材と接続されている、太陽電池モジュール。
【請求項６】
前記第１配線材は、前記着色層を有し、
前記第１配線材は、前記芯材と前記着色層との間に設けられた下地層を有し、
前記集電極は、前記第１配線材の前記着色層を貫通して前記下地層にめり込んでいる、請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項７】
前記ストリングの端に位置する前記太陽電池セルから延出し、該太陽電池セルと前記第２配線材とを接続する第３配線材を備え、
前記第２配線材および前記第３配線材とのうちの少なくとも一方は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記第２配線材と前記第３配線材との接続は、前記着色層を貫通する導電部材を介してなされている、請求項２〜６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項８】
前記第１保護部材側を向いた前記面は、凹凸が形成されている、請求項１〜７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項９】
複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、
隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、
一列に並んだ複数の前記太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材と、
前記ストリングの端に位置する前記太陽電池セルから延出し、該太陽電池セルと前記第２配線材とを接続する第３配線材と、
を備え、
前記第１配線材及び前記第３配線材と、前記第２配線材とのうちの少なくとも一方は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う導電性を有する着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記第３配線材と前記第２配線材とが前記着色層及び導電部材を介して接続される、太陽電池モジュール。
【請求項１０】
前記着色層は、絶縁体である、請求項１〜８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１１】
前記着色層は、波長７８０ｎｍ〜１２００ｎｍの全範囲にわたって３０％以上の光透過率を有するか、又は波長７８０ｎｍ〜１２００ｎｍの光の一部について７０％以上の光透過率を有する、請求項１〜１０のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１２】
前記着色層は、前記芯材の長手方向両端面を除く表面全体に形成されている、請求項１〜１１のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１３】
前記第１配線材及び前記第２配線材の両方が、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を少なくとも覆う着色層とを有し、
前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であり、
前記第２配線材の前記着色層の厚みが、前記第１配線材の前記着色層の厚みより厚い、請求項１〜１２のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルと、隣り合う太陽電池セル同士を接続する第１の配線材と、複数の太陽電池セルが第１の配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２の配線材とを備える（例えば、特許文献１参照）。特許文献１に開示された太陽電池モジュールでは、アルミニウムを主成分とする配線材が使用されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１６−１４３６８０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
ところで、太陽電池セルの色と配線材の色が大きく異なるため、太陽電池セルに配線材を取り付けると配線材が目立ち易い。太陽電池モジュールの性能を落とすことなく、配線材を目立ち難くして、或いは配線材によりデザイン性を付与して、モジュールの意匠性を向上させることは、商品価値を高める有効な手段の１つである。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本開示の一態様である太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルと、前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護部材と、前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護部材と、隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する第１配線材と、前記複数の太陽電池セルが前記第１配線材で接続されてなるストリング同士を接続する第２配線材とを備え、前記第１配線材及び前記第２配線材の少なくとも一方は、導電性の芯材と、前記芯材の前記第１保護部材側を向いた面を覆う着色層とを有し、前記着色層は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であることを特徴とする。
【発明の効果】
【０００６】
本開示の一態様によれば、良好な性能を維持しながら、配線材が目立ち難く意匠性に優れた太陽電池モジュールを提供することができる。本開示の一態様によれば、配線材の表面に着色層が設けられていても、例えば配線材間又は配線材と太陽電池セルとの良好な機械的及び電気的接続を実現できる。
【図面の簡単な説明】
【０００７】
【図１】実施形態の一例である太陽電池モジュールの断面図である。
【図２Ａ】図１に示す第１配線材の幅方向断面図である。
【図２Ｂ】第１配線材の他の一例を示す幅方向断面図である。
【図３Ａ】実施形態の一例である第１配線材と第２配線材の接続部の断面図である。
【図３Ｂ】第１配線材と第２配線材の接続部の他の一例を示す断面図である。
【図３Ｃ】第１配線材と第２配線材の接続部の他の一例を示す断面図である。
【図４】実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。
【図５Ａ】図４に示す第１配線材の幅方向断面図である。
【図５Ｂ】第１配線材の他の一例を示す幅方向断面図である。
【図６】実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。
【図７】実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。
【図８】実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。
【発明を実施するための形態】
【０００８】
以下、図面を参照しながら、実施形態の一例について詳細に説明する。実施形態において参照する図面は、模式的に記載されたものであり、図面に描画された構成要素の寸法比率などは、現物と異なる場合がある。具体的な寸法比率などは、以下の説明を参酌して判断されるべきである。また、以下で説明する複数の実施形態の各構成要素を選択的に組み合わせることは当初から想定されている。
【０００９】
本明細書において、「略〜」との記載は、「略同一」を例に挙げて説明すると、完全に同一はもとより実質的に同一と認められるものを含む意図である。また、「第１の部材上に第２の部材を設ける」等の記載は、特に限定を付さない限り、第１及び第２の部材が直接接触して設けられる場合のみを意図しない。この記載は、第１及び第２の部材の間に他の部材が存在する場合を含むものである。
【００１０】
図１は、実施形態の一例である太陽電池モジュール１０の断面図である。図１に例示するように、太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池セル１１と、複数の太陽電池セル１１の受光面側に設けられた第１保護部材１２と、複数の太陽電池セル１１の裏面側に設けられた第２保護部材１３とを備える。複数の太陽電池セル１１は、第１保護部材１２及び第２保護部材１３により挟持されると共に、各保護部材の間に設けられた封止層１４により封止されている。また、太陽電池モジュール１０は、隣り合う太陽電池セル１１同士を接続する第１配線材１５と、複数の太陽電池セル１１が第１配線材１５で接続されてなるストリング２３同士を接続する第２配線材１６とを備える。
【００１１】
ここで、太陽電池セル１１の「受光面」とは光が主に入射する面を意味し、「裏面」とは受光面と反対側の面を意味する。太陽電池セル１１に入射する光のうち、例えば５０％超過〜１００％の光が受光面側から入射する。なお、受光面・裏面の用語は、光電変換部などについても使用する。
【００１２】
詳しくは後述するが、第１配線材１５及び第２配線材１６の少なくとも一方は、導電性の芯材と、芯材の第１保護部材１２側を向いた面を覆う着色層３１とを有する。着色層３１は、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの可視光の吸収率が３０％以上であって、例えば太陽電池セル１１と同様に黒色又は濃紺色を呈する。以下、特に断らない限り、波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの光を可視光という。可視光の吸収率が３０％以上である着色層３１を設けることで、配線材を目立ち難くして、或いは配線材によりデザイン性を付与して、太陽電池モジュール１０の意匠性を向上させることができる。
【００１３】
太陽電池モジュール１０において、複数の太陽電池セル１１は略同一平面上に配置されている。隣り合う太陽電池セル１１は、第１配線材１５によって直列に接続され、これにより太陽電池セル１１のストリング２３が形成される。第１配線材１５は、隣り合う太陽電池セル１１の間でモジュールの厚み方向に曲がり、一方の太陽電池セル１１の受光面と他方の太陽電池セル１１の裏面とに接着剤１７を用いてそれぞれ取り付けられる。第１配線材１５は太陽電池セル１１に対してはんだ付けされてもよく、いずれの場合も、後述の集電極２１，２２と第１配線材１５が電気的に接続される。第１配線材１５は、一般的にインターコネクタ、或いはタブと呼ばれる。
【００１４】
太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池セル１１が一列に並んだストリング２３を複数有する。複数のストリング２３は、例えば同じ数の太陽電池セル１１で構成され、互いに略平行に配置される。各ストリング２３の長手方向両側には、当該長手方向と略直交するように複数の第２配線材１６が設けられる。そして、第２配線材１６には、各ストリング２３の両端に位置する太陽電池セル１１からそれぞれ延出した第１配線材１５ａが接続される。第１配線材１５ａは、１つの太陽電池セル１１と第２配線材１６とを接続する点で他の第１配線材１５と異なる。また、第１配線材１５ａは太陽電池セル１１同士を接続する他の第１配線材１５よりも長さが短い。以下では、特に断らない限り、第１配線材１５には第１配線材１５ａが含まれるものとする。
【００１５】
複数のストリング２３は、第２配線材１６によって直列に接続されている。第２配線材１６は、一般的に渡りタブと呼ばれる。太陽電池モジュール１０は、第２保護部材１３の裏側に、バイパスダイオードを内蔵する端子ボックス（図示せず）を備えていてもよく、第２配線材１６の一部は直接又は他の導電部材を介して端子ボックスに引き込まれる。このバイパスダイオードによって、例えば太陽電池セル１１の一部が影になったときに当該セルを含むストリング２３がバイパスされる。また、端子ボックスには出力用のケーブルが接続される。
【００１６】
複数の太陽電池セル１１は、光電変換部２０と、光電変換部２０上に設けられた集電極とをそれぞれ有する。本実施形態では、キャリアを収集する集電極として、光電変換部２０の受光面上に形成された受光面電極である集電極２１と、裏面上に形成された裏面電極である集電極２２とが設けられる。集電極２２は、例えば集電極２１よりも高さが低く、集電極２１よりも大面積に形成される。集電極２１の高さは５μｍ〜５０μｍ程度であり、集電極２２の高さは３μｍ〜３０μｍ程度である。また、集電極２２の後述するフィンガー電極は、一般的に、集電極２１のフィンガー電極よりも多く形成される。詳しくは後述するが、集電極２１，２２は、第１配線材１５の着色層３１を貫通した状態で第１配線材１５と接続される。
【００１７】
光電変換部２０は、太陽光を受光することでキャリアを生成する機能を有する。光電変換部２０は、例えば結晶系シリコン（Ｓｉ）、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）、インジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体基板と、半導体基板上に形成された非晶質半導体層と、非晶質半導体層上に形成された透明導電層とを有する。具体例としては、ｎ型単結晶シリコン基板の一方の面上にｉ型非晶質シリコン層、ｐ型非晶質シリコン層、及び透明導電層を順に形成し、他方の面上にｉ型非晶質シリコン層、ｎ型非晶質シリコン層、及び透明導電層を順に形成した構造が挙げられる。透明導電層は、例えば酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）や酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の金属酸化物に、錫（Ｓｎ）、アンチモン（Ｓｂ）等をドープした透明導電性酸化物で構成される。光電変換部２０は、例えば４つの角が斜めにカットされた平面視略正方形状を有する。
【００１８】
集電極２１，２２は、複数のフィンガー電極を含むことが好ましい。但し、集電極２２については、光電変換部２０の裏面の略全域を覆う電極であってもよい。複数のフィンガー電極は、互いに略平行に形成された細線状の電極である。集電極２１，２２は、フィンガー電極よりも幅が太く、各フィンガー電極と略直交するバスバー電極を含んでいてもよい。バスバー電極が設けられる場合、第１配線材１５はバスバー電極に沿って取り付けられる。第１配線材１５は、バスバー電極よりも幅が太くてもよい。この場合、第１配線材１５がバスバー電極上からはみ出し、第１配線材１５の幅方向両端部はフィンガー電極上に位置する。図１に示す集電極２１，２２はフィンガー電極である。
【００１９】
集電極２１，２２は、例えば導電性フィラーと、当該フィラーを結着するバインダとで構成される。導電性フィラーの例としては、銀（Ａｇ）、銅（Ｃｕ）、ニッケル（Ｎｉ）等の金属粒子、カーボン、又はこれらの混合物などが挙げられる。バインダの例としては、エポキシ樹脂、シリコーン樹脂、ウレタン樹脂等に、必要により硬化剤を混合した硬化型樹脂、ガラスフリットなどが挙げられる。中でも、導電性フィラーにＡｇ粒子、バインダにエポキシ樹脂をそれぞれ用いることが好ましい。集電極２１，２２は、例えば導電性ペーストのスクリーン印刷により形成される。なお、集電極２１，２２は導電性ペーストを用いた電極に限定されず、メッキにより形成される金属電極であってもよい。
【００２０】
第１保護部材１２には、例えばガラス基板、樹脂基板、又は樹脂フィルム等の透光性を有する部材を用いることができる。耐熱性、耐久性等を考慮すると、ガラス基板を用いることが好ましい。ガラス基板の厚みは、例えば０．５ｍｍ〜６ｍｍ程度である。
【００２１】
第２保護部材１３には、第１保護部材１２と同じ透明な部材を用いてもよいし、不透明な部材を用いてもよい。本実施形態では、第２保護部材１３として樹脂フィルムを用いるものとする。樹脂フィルムは特に限定されないが、好適な一例としては、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルムが挙げられる。樹脂フィルムの厚みは、例えば５０〜３００μｍ程度である。
【００２２】
第２保護部材１３は、太陽電池セル１１と同色系であることが好ましい。太陽電池セル１１は、黒色又は濃紺色であるから、例えば第２保護部材１３の色は黒色又は濃紺色とされる。太陽電池セル１１と第２保護部材１３を同様の色にすれば、太陽電池モジュール１０を受光面側（第１保護部材１２側）から見たときに、各太陽電池セル１１の隙間から見える第２保護部材１３が目立ち難くなり、モジュールの意匠性が向上する。
【００２３】
第２保護部材１３は、可視光の吸収率が３０％以上であることが好ましく、配線材の着色層３１と同様の光吸収率を有していてもよい。第２保護部材１３は、樹脂フィルムを構成する樹脂中に可視光を吸収する色材が分散した構造を有する。或いは、第２保護部材１３は、複数の樹脂層がラミネートされた構造を有し、各樹脂層の少なくとも１層に色材が含有されていてもよい。色材には、着色層３１に含有される色材と同様のものを用いることができ、第２保護部材１３及び着色層３１は同種の色材を含有していてもよい。また、樹脂フィルムの表面に着色層３１と同様の層を印刷等により形成して、第２保護部材１３を着色してもよい。
【００２４】
封止層１４は、太陽電池セル１１と第１保護部材１２との間に設けられた第１封止層１４ａと、太陽電池セル１１と第２保護部材１３との間に設けられた第２封止層１４ｂとを含む。封止層１４を構成する樹脂の例としては、ポリオレフィン、ポリエステル、エポキシ樹脂、αオレフィンとカルボン酸ビニルとの共重合体などが挙げられる。中でも、ポリオレフィン、及びαオレフィンとカルボン酸ビニルとの共重合体（エチレン−酢酸ビニル共重合体）が好適である。
【００２５】
第１封止層１４ａと第２封止層１４ｂは、同じ材料で構成されてもよいし、異なる材料で構成されてもよい。第１封止層１４ａと第２封止層１４ｂが同じ材料で構成される場合は、当該各層の界面が明確に形成されない場合がある。例えば、第２封止層１４ｂは、色材を含有していてもよいが、本実施形態では無色透明な樹脂で構成されているものとする。
【００２６】
第１配線材１５及び第２配線材１６は、いずれも平角形状の線材であって、導電性の芯材３０，３３をそれぞれ有する。着色層３１等の厚みは薄いため、各配線材の寸法（幅、長さ、厚み）は、芯材３０，３３の寸法に依存する。芯材３０，３３の寸法は特に限定されないが、通常、第２配線材１６の芯材３３の幅は第１配線材１５の芯材３０の幅よりも太い。芯材３０，３３は、一般的に、銅又は銅合金で構成される。但し、芯材３０，３３はアルミニウム、ニッケルなど、他の金属を主成分として構成されてもよい。
【００２７】
本実施形態では、第１配線材１５及び第２配線材１６の両方に着色層３１が設けられている。第１配線材１５の着色層３１の厚みは、その種類によっても異なるが、例えば０．５μｍ〜４０μｍであり、好ましい範囲の一例は１μｍ〜２０μｍである。第２配線材１６の着色層３１の厚みは、第１配線材１５の着色層３１の厚みより厚くてもよく、例えば１００μｍ以下であり、好ましくは５０μｍ以下である。着色層３１は、例えば太陽電池セル１１と同様の色を呈し、各配線材を目立たなくする。太陽電池セル１１は黒色又は濃紺色であるから、着色層３１は黒色又は濃紺色とされることが好ましい。
【００２８】
上述のように、第２保護部材１３は太陽電池セル１１と同様の色を呈することが好ましいことから、太陽電池モジュール１０を第１保護部材１２側から見たときに、太陽電池セル１１、第２保護部材１３、及び各配線材は同色系であることが好ましい。また、これらは、色相だけでなく、それぞれの色調、即ち明度及び彩度も同程度となるように調整されることが好ましい。
【００２９】
第１配線材１５は、芯材３０と着色層３１との間に設けられた下地層３２を有することが好適である。下地層３２を設けることで、第１配線材１５に種々の機能を付与することができる。太陽電池セル１１と第１配線材１５の線膨張係数の違いに起因したセルの反り、割れ、第１配線材１５の剥離等の発生が想定されるが、下地層３２を設けることで、例えば第１配線材１５の柔軟性を向上させて、かかる不具合を改善することができる。下地層３２は複層構造を有していてもよく、着色層３１と共に芯材３０の表面に形成される層の硬度、熱膨張係数等の物性を段階的に変化させてもよい。
【００３０】
下地層３２として、Ａｇメッキ層、Ｎｉメッキ層を設けてもよい。例えば、芯材３０が銅を主成分とする場合は、封止層１４中に銅が拡散して封止層１４の黄変、分子量の低下等が発生する可能性があるが、下地層３２としてＡｇメッキ層、Ｎｉメッキ層等を設けることで銅の拡散による不具合を抑制できる。Ａｇメッキ層、Ｎｉメッキ層の厚みは、例えば０．５μｍ〜１０μｍである。
【００３１】
また、下地層３２として、Ｓｎ−Ａｇ−Ｃｕ合金、Ｓｎ−Ｃｕ−Ｎｉ合金、Ｚｎ−Ｃｕ-Ｎｉ合金、Ｓｎ−Ａｇ−Ｃｕ合金、Ｓｎ−Ｐｂ合金、Ｓｎ−Ｐｂ−Ａｇ合金等の半田として使用される低融点合金の層を設けてもよい。特に、集電極２１，２２に対して第１配線材１５を半田付けする場合は、低融点合金層を設けることが好ましい。低融点合金層は、溶融半田メッキ法により形成できる。低融点合金層の厚みは、例えば１μｍ〜４０μｍである。
【００３２】
第２配線材１６についても、下地層３２を有することが好ましい。第２配線材１６には、第１配線材１５と同じ下地層３２を設けてもよく、異なる下地層３２を設けてもよい。例えば、第１配線材１５の下地層３２にＡｇメッキ層を設け、第２配線材１６の下地層３２に低融点合金層を設けてもよい。
【００３３】
図１に例示する形態では、太陽電池セル１１の集電極２１，２２が、第１配線材１５の着色層３１の厚みを超える高さで形成され、第１配線材１５の着色層３１を貫通した状態で第１配線材１５と接続されている。そして、着色層３１を貫通した集電極２１，２２は下地層３２にめり込んでいる。着色層３１の導電性が低い場合、又は着色層３１が導電性を有さない絶縁体である場合は、このように、集電極２１，２２が第１配線材１５の着色層３１を貫通して下地層３２又は芯材３０に直接触れていることが好ましい。例えば、着色層３１よりも柔らかく、厚みのある下地層３２を設けることで、第１配線材１５を集電極２１，２２に押し付けて取り付ける際に、集電極２１，２２が着色層３１を貫通し易くなる。
【００３４】
図２Ａ，２Ｂは、第１配線材１５の幅方向断面図である。図２Ａに例示するように、着色層３１は、第１配線材１５の芯材３０の第１保護部材１２側に向いた第１面３０ａだけでなく、芯材３０の第２保護部材１３側に向いた第２面３０ｂ、及び芯材３０の長手方向に沿った側面３０ｃにそれぞれ形成されている。着色層３１を第１面３０ａと第２面３０ｂ、また各側面３０ｃに形成して、第１配線材１５を対称的な層構造とすることで、反りが発生し難くなり信頼性が向上する。
【００３５】
着色層３１は、芯材３０の長手方向両端面を除く芯材３０の表面全体に形成されている。第１配線材１５は、例えばメッキ、塗装などの方法で芯材３０の長尺体に着色層３１を形成した後、この長尺体を切断して得られる。この場合、芯材３０の長手方向両端面に着色層３１は形成されない。但し、長尺体を切断した後、芯材３０の長手方向両端面に着色層３１を形成してもよい。
【００３６】
図２Ａに示す例では、着色層３１と同様に、芯材３０の長手方向両端面を除く芯材３０の表面全体に下地層３２が形成されている。つまり、芯材３０と着色層３１との間には必ず下地層３２が介在している。本実施形態では、第２配線材１６についても、芯材３３の長手方向両端面を除く芯材３３の表面全体に着色層３１及び下地層３２が形成されている（図１及び後述の図３Ａ等参照）。
【００３７】
図２Ｂに示す例では、芯材３０の第１面３０ａに凹凸３４が形成されている。凹凸３４は、断面視略三角形状の凸部が芯材３０の幅方向に規則的に形成されてなる。各凸部の間には、略Ｖ字状の凹部が形成されている。凹凸３４は、例えば芯材３０の長手方向に沿って形成される。第１面３０ａに凹凸３４を形成することで、第１面３０ａに当った光を拡散させて太陽電池セル１１に入射する光量を増やすことができる。第１配線材１５に当った光は、例えば着色層３１に吸収されるが、着色層３１を透過した一部の光が下地層３２又は芯材３０の表面で反射され、第１保護部材１２等により再び反射されて太陽電池セル１１に入射する。
【００３８】
また、図２Ｂに示す例では、第１面３０ａの凹凸３４に沿って着色層３１及び下地層３２が形成されている。つまり、第１配線材１５の最表面を構成する着色層３１にも、凹凸３４が反映されている。芯材３０の表面には、規則的な凹凸３４の代わりに入射光を乱反射させるような微細な凹凸が形成されていてもよく、芯材３０の表面又は下地層３２の表面は適当な表面粗さを有するようにマット処理されていてもよい。着色層３１の表面粗さは、芯材３０の表面粗さより粗くてもよい。
【００３９】
図３Ａ〜３Ｃは、第１配線材１５ａと第２配線材１６との接続部の断面図である。図３Ａ〜３Ｃに例示するように、第１配線材１５ａと第２配線材１６との間には、いずれも着色層３１が介在している。なお、図３Ａ〜３Ｃでは、第１配線材１５ａと第２配線材１６の両方に着色層３１が形成されているが、以下で説明する構成は、一方の配線材だけに着色層３１が形成される場合にも同様に適用できる。第１配線材１５ａと第２配線材１６との間に着色層３１が存在しない場合は、従来と同様に、一般的な半田付け等により各配線材を接続できる。
【００４０】
図３Ａに示す例では、導電性フィラー１８ａを含有する接着剤１８により、第１配線材１５ａと第２配線材１６とが接続されている。導電性フィラー１８ａは、各配線材の着色層３１を貫通して、各配線材の下地層３２にめり込んでいてもよい。着色層３１の導電性が低い場合、又は着色層３１が導電性を有さない絶縁体である場合は、このように、導電性フィラー１８ａが着色層３１を貫通して下地層３２又は芯材３０，３３に直接触れていることが好ましい。
【００４１】
第１配線材１５ａと第２配線材１６と間には、着色層３１の厚み以上の粒径を有する導電性フィラー１８ａが存在し、１つの導電性フィラー１８ａが各配線材の下地層３２に接触していてもよい。また、複数の導電性フィラー１８ａを介して各配線材の間に導電パスが形成されてもよい。
【００４２】
図３Ｂに示す例では、導電部材３５を介して、第１配線材１５ａと第２配線材１６とが接続されている。導電部材３５は、下地層３２又は芯材３０，３３を構成する金属であってもよいし、これらと別の導電部材であってもよい。いずれの場合も、導電部材３５が着色層３１を貫通するように設けられ、各配線材の下地層３２又は芯材３０，３３に直接触れていることが好ましい。
【００４３】
例えば、下地層３２を低融点合金層とし、第１配線材１５ａと第２配線材１６とを半田付け又は溶接する場合に、接合時の熱で着色層３１が溶融又は分解して着色層３１に孔があき、その孔を介して溶融した下地層３２同士が接合してもよい。或いは、着色層３１を除去した後、半田付け、溶接、導電性接着剤を用いた接着等により、第１配線材１５ａと第２配線材１６の接合部を形成してもよい。
【００４４】
図３Ａ，３Ｂに示す例は、いずれも、第１配線材１５ａと第２配線材１６との接続が、着色層３１を貫通する導電部材を介してなされている。これに対し、図３Ｃに示す例では、各配線材の着色層３１が導電部材３６を介して接合されている。着色層３１の導電性が高い場合は、かかる接合形態を採用することができる。導電部材３６には、例えば低融点合金、導電性接着剤などを用いることができる。
【００４５】
第１配線材１５ａと第２配線材１６を半田付けする場合は、半田の溶融により着色層３１が崩れることを防ぐため、第２配線材１６の第１配線材１５ａ側を向く面と、その反対側の面とで、下地層３２の種類を変えてもよい。例えば、芯材３３の第１配線材１５ａ側を向く面の下地層３２を低融点合金で形成し、その反対側の面の下地層３２を高融点合金で形成してもよい。また、着色層３１に半田メッキをはじく材料を用いて第２配線材１６（芯材３３）の一方の面に着色層３１を形成した後、半田メッキ処理することで、第２配線材１６の一方の面の最表層を着色層３１とし、他方の面の最表層を低融点合金層とすることもできる。この場合、当該低融点合金層を第１配線材１５ａ側に向けて半田付けする。また、第１配線材１５ａと第２配線材１６を半田付けする際に、支持板上で半田接続すると、着色層３１が崩れ易いため、半田接続部が支持板の表面と接触しない状態として半田付けしてもよい。例えば、貫通孔又は凹部が形成された支持板を用いて、貫通孔又は凹部の上に半田接続部を位置させた状態で半田付けしてもよい。
【００４６】
図４は、実施形態の他の一例である太陽電池モジュール１０ｘを示す断面図である。図４に例示するように、太陽電池モジュール１０ｘでは、着色層３１が芯材３０，３３の第１保護部材１２側を向いた第１面のみに形成された第１配線材１５ｘ及び第２配線材１６ｘを備える点で、太陽電池モジュール１０と異なる。つまり、太陽電池モジュール１０ｘでは、芯材３０，３３の１つの面に着色層３１がそれぞれ形成された各配線材を、着色層３１が第１保護部材１２側を向くように配置して構成される。この場合、例えば集電極２１と第１配線材１５の接続が容易になる。なお、下地層３２は芯材３０，３３の長手方向両端面を除く芯材３０，３３の表面全体に形成されていてもよく、芯材３０，３３と着色層３１との間のみに形成されていてもよい。
【００４７】
図５Ａ，５Ｂは、第１配線材１５ｘの幅方向断面図である。第１配線材１５ｘでは、上述のように、芯材３０の第１保護部材１２側を向いた第１面３０ａのみに着色層３１が形成されている。図５Ａに例示する形態では、図２Ｂに例示する形態と同様に、芯材３０の第１面３０ａに凹凸３４が形成されている。一方、図５Ａに示す第１配線材１５ｘでは、凹凸３４の深さよりも厚みのある着色層３１が、凹部を埋めた状態で形成されている。即ち、着色層３１の表面は大きな凹凸を有さず略平坦である。この場合も、着色層３１を透過した一部の光が下地層３２又は芯材３０の表面で反射され、太陽電池セル１１に入射する光量を増やすことが可能である。
【００４８】
図５Ｂに示す例では、芯材３０の平坦な第１面３０ａ上に、凹凸３８が表面に形成された樹脂層３７が設けられている。そして、着色層３１が樹脂層３７の表面に形成されている。凹凸３８は、凹凸３４と同様に、断面視略三角形状の凸部が芯材３０の幅方向に規則的に形成されてなる。着色層３１は凹凸３８に沿って形成され、着色層３１の表面にも凹凸３８が反映されている。
【００４９】
図５Ｂに示す第１配線材１５ｘを用いた場合、着色層３１を透過した一部の光が樹脂層３７の表面等で反射され、太陽電池セル１１に入射する光量が増加する。なお、第１配線材１５ｘの太陽電池セル１１の受光面上に位置する部分のみに樹脂層３７を設けて、第１配線材１５ｘと集電極２２とを接続し易い構成としてもよい。樹脂層３７を接着剤層として太陽電池セル１１の裏面に対する第１配線材１５ｘの接着に利用してもよいし、樹脂層３７の代わりに下地層３２を用いて表面凹凸を形成してもよい。
【００５０】
図６及び図７は、実施形態の他の一例である太陽電池モジュール１０ｙ，１０ｚを示す断面図である。図６に例示するように、太陽電池モジュール１０ｙでは、着色層３１が第２配線材１６ｙのみに形成されており、第１配線材１５ｙには形成されていない点で、太陽電池モジュール１０，１０ｘと異なる。第２配線材１６ｙには、芯材３３の第１保護部材１２側に向いた第１面のみに着色層３１が形成されているが、着色層３１は芯材３３の表面全体に形成されていてもよい。
【００５１】
他方、図７に例示するように、太陽電池モジュール１０ｚでは、着色層３１が第１配線材１５ｚのみに形成されており、第２配線材１６ｚには形成されていない。この場合、第２配線材１６の上方に黒色のシートを設ける等して、第２配線材１６を隠蔽してもよい。なお、着色層３１は、各配線材の芯材の表面のうち第１保護部材１２側から視認できる範囲だけに形成されてもよい。
【００５２】
図８に示す太陽電池モジュール１０は、例えばストリング２３を製造した後、一部の太陽電池セル１１に割れ等が発生し、当該セルを交換することで形成された第１配線材１５同士の接続部４０を有する。ストリング２３の製造後に一部の太陽電池セル１１を交換する場合、当該セル及び隣りの一方のセルに取り付けられた第１配線材１５を各セルの裏面側の２箇所で切断する。図８では、太陽電池セル１１ｎが交換されたセルであり、第１配線材１５ｓが交換時に切断された第１配線材である。太陽電池セル１１ｎには他の第１配線材１５よりも長さの短い第１配線材１５ｎが予め取り付けられており、第１配線材１５ｎに第１配線材１５ｓを重ねて接合することで接続部４０が形成される。接続部４０には、第１配線材１５ａと第２配線材１６の接続部と同様の構成を適用することができる。
【００５３】
以下、着色層３１について、さらに詳説する。
【００５４】
着色層３１は、上述の通り、可視光の吸収率が３０％以上である。着色層３１は、可視光の一部について吸収率が３０％以上であればよいが、好ましくは可視光の全てについて、即ち波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの全波長において吸収率が３０％以上である。この場合、着色層３１の色は、太陽電池セル１１の色と同様の黒色、濃紺色、又はこれに近い色になり易い。着色層３１を黒色にする場合、着色層３１の可視光吸収率は、好ましくは５０％以上、より好ましくは６０％以上、特に好ましくは７０％以上、最も好ましくは８０％以上である。
【００５５】
着色層３１の光吸収率Ａ（％）は、目的とする波長範囲の測定が可能な分光光度計を用いて、着色層３１の光透過率Ｔ（％）及び光反射率Ｒ（％）を測定し、次式により算出できる。
Ａ＝１００−Ｔ−Ｒ
光透過率及び光反射率の測定は、ＪＩＳ−Ｋ７３７５に基づいて行うことができる。分光光度計としては、（株）島津製作所社製のＳｏｌｉｄＳｐｅｃ−３７００を使用できる。
【００５６】
着色層３１は、上記可視光吸収率の条件を満たすものであれば、金属層であってもよく、樹脂皮膜中に色材が分散した層であってもよい。着色層３１は、一般的に、芯材３０，３３が個々のサイズに切断される前の長尺体の状態で形成されるが、切断後の芯材３０，３３に形成されてもよい。金属層からなる着色層３１は、例えばメッキ法により形成される。メッキ法には、芯材３０，３３の表面を酸化処理する黒染処理も含まれる。なお、各配線材は、着色層３１、下地層３２等を含む複数の金属層を圧延接合して形成されるクラッド材であってもよい。金属層からなる着色層３１は、一般的に導電性が高いため、例えば集電極２１，２２と着色層３１の接触により、また着色層３１同士の接触により導通が可能となる。
【００５７】
着色層３１に適用できるメッキ層（メッキ法）の種類としては、黒亜鉛、黒クロム、黒ニッケル、黒染、黒アルマイト、ブラックモリブデン、レイデント、クロメート、ニッケルリン、ニッケルホウ素、ニッケルテフロン、亜鉛ニッケル、ニッケルクロム、アルミニッケル、亜鉛クロム、硫酸銅、ピロリン酸銅、シアン化銅などが例示できる。メッキ層の色（色相、色調）及び可視光吸収率は、メッキ処理条件を変更することで調整できる。
【００５８】
着色層３１は、樹脂皮膜中に色材が分散した構造を有していてもよい。この場合、着色層３１の色及び可視光吸収率は、色材の種類、濃度、層の厚みなどを適宜変更することで調整できる。着色層３１を構成する樹脂は特に限定されず、樹脂皮膜を形成して色材を保持できるものであればよく、塗料に用いられるバインダ樹脂などであってもよい。色材を含有する樹脂層からなる着色層３１は、色材によっても異なるが、一般的に導電性が低い、若しくは導電性を有さない絶縁体であるため、例えば集電極２１，２２が着色層３１を突き破って下地層３２又は芯材３０，３３と接触することが好ましい。樹脂層からなる着色層３１は、例えば半田付け等による熱で溶解又は分解して一部を芯材３０，３３の表面から容易に除去できる。
【００５９】
樹脂皮膜中に色材が分散した着色層３１は、例えば黒色顔料等の色材を含有する塗料を用いた塗装により形成される。塗装方法としては、刷毛塗り、スプレー塗装、インクジェット印刷、オフセット印刷、スタンプ印刷、スクリーン印刷、浸漬塗装、電解塗装などを適用できる。ストリング２３の形成後に、着色層３１を形成することもできる。また、色材を含有する樹脂フィルム等を芯材３０，３３の表面に貼り付けて着色層３１を形成してもよい。
【００６０】
着色層３１を黒色にする場合、色材として、カーボンブラック、アニリンブラック、チタンブラック、非磁性フェライト、マグネタイト等の黒色顔料を用いることができる。また、黄色顔料、赤色顔料、青色顔料などを混合して、着色層３１の色を黒色又は濃紺色に調整してもよい。色材を樹脂材料に分散させる場合、色材の含有量は、例えば着色層３１の体積に対して５体積％〜９０体積％程度である。また、樹脂材料に色材を分散させるのではなく、配線材に色材を直接付着させてもよい。
【００６１】
なお、着色層３１の色は黒色、濃紺色に限定されず、例えば市場で求められるデザインに応じて、太陽電池セル１１と全く異なる色（例えば、黄色、緑色、赤色）にすることも可能である。着色層３１は、可視光の一部について５０％以上の光吸収率を有していてもよい。着色層３１の色は、上述のように波長３８０ｎｍ〜７８０ｎｍの広範囲で可視光吸収率が５０％以上であれば略黒色となるが、当該波長範囲のうち特定の範囲のみで光吸収率が高く、可視光の一部を反射する場合、着色層３１の色は黄色、緑色、赤色などになる。着色層３１の色を赤色にする場合は、赤色顔料を用いればよい。
【００６２】
着色層３１は、可視光よりも長波長の光を透過又は反射してもよい。着色層３１は、例えば波長７８０ｎｍ〜１２００ｎｍの全範囲にわたって３０％以上の光透過率を有するか、又は波長７８０ｎｍ〜１２００ｎｍの光（以下、「近赤外光」という）の一部について７０％以上の光透過率を有する。波長７８０ｎｍ〜１２００ｎｍの全範囲において、着色層３１の近赤外光透過率は、好ましくは４０％以上、より好ましくは５０％以上、特に好ましくは６０％以上である。
【００６３】
好適な着色層３１の一例は、可視光の吸収率が高く、近赤外光の透過率が高い。この場合、各配線材を太陽電池セル１１と同色系として太陽電池モジュール１０の意匠性を向上させることができると共に、着色層３１を透過した近赤外光を太陽電池セル１１に入射させて光の利用効率を高めることができる。
【００６４】
着色層３１の可視光吸収率及び近赤外光透過率を高くするために好適な色材（色素）としては、アントラキノン類、アゾ類、アントラピリドン類、ペリレン類、アントラセン類、ペリノン類、インダンスロン類、キナクリドン類、キサンテン類、チオキサンテン類、オキサジン類、オキサゾリン類、インジゴイド類、チオインジゴイド類、キノフタロン類、ナフタルイミド類、シアニン類、メチン類、ピラゾロン類、ラクトン類、クマリン類、ビス−ベンズオキサゾリルチオフェン類、ナフタレンテトラカルボン酸類、フタロシアニン類、トリアリールメタン類、アミノケトン類、ビス（スチリル）ビフェニル類、アジン類、ローダミン類、及びこれらの誘導体などが挙げられる。着色層３１には、２種以上の色材が含有されていてもよい。
【００６５】
着色層３１を黒色又は濃紺色とし、且つ近赤外光透過率の高い着色層３１を得るためには、例えばペリレンブラック、硫化ビスマス、ルモゲンブラック、銀錫合金粒子などの色材を用いればよい。
【００６６】
以上のように、各配線材を構成する芯材３０，３３の第１保護部材１２側を向いた面を覆う着色層３１を設けることで、各配線材を目立たなくすることができ、太陽電池モジュールの意匠性を向上させることができる。この場合、太陽電池セル１１及び第２保護部材１３の色に合わせて、各配線材を黒色又は濃紺色にすることが好ましい。そして、太陽電池パネルの全体を黒色等の統一された色にすることができる。或いは、市場で求められるデザインに応じて、着色層３１の色を黄色、緑色、赤色等にしてもよい。
【００６７】
なお、着色層３１を有する配線材同士、又は着色層３１を有する配線材と着色層を有さない配線材とを接続する場合、その接続具合を着色層３１の変色、変形等に基づいて判断してもよい。具体的には、接続部と非接続部とで、反射率、ラフネス等が異なるものとなる場合（例えば、反射率が２０％以上変化する、ラフネスが１０％以上変化する等）、この変化に基づいて上記判断が可能である。また、着色層３１を設けることで、配線材と封止層との接着力が低下する場合、着色層３１の一部に凹凸を形成する、又は着色層３１を形成する塗料などをドット状に塗布することで、接着力が高くなる部分を設けてもよい。或いは、着色層３１の一部にスリットを入れて芯材又は下地層を露出させることで、配線材と封止層との接着性を向上させてもよい。封止層との接着力を高くする部分は、例えば配線材の長手方向に沿って略一定の間隔で形成されてもよい。
【符号の説明】
【００６８】
１０  太陽電池モジュール、１１  太陽電池セル、１２  第１保護部材、１３  第２保護部材、１４  封止層、１４ａ  第１封止層、１４ｂ  第２封止層、１５，１５ａ  第１配線材、１６  第２配線材、１７，１８  接着剤、１８ａ  導電性フィラー、２０  光電変換部、２１，２２  集電極、２３  ストリング、３０，３３  芯材、３１  着色層、３２  下地層、３４，３８  凹凸、３５，３６  導電部材、３７  樹脂層、４０  接続部
【図１】
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【図２Ａ】
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【図２Ｂ】
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【図３Ａ】
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【図３Ｂ】
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【図３Ｃ】
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【図４】
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【図５Ａ】
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【図５Ｂ】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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