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技術 高効率単結晶系太陽電池モジュール

出願人 アルファブロス株式会社
発明者 仲濱秀斉吉川勝也
出願日 2019年4月16日 (1年10ヶ月経過) 出願番号 2019-077817
公開日 2020年10月29日 (3ヶ月経過) 公開番号 2020-177972
状態 未査定
技術分野 光起電力装置 積層体(2)
主要キーワード V曲線 EVA樹脂製 収縮度合い 劣化加速試験 成型直後 売電収入 製造原価低減 真空ガラス
関連する未来課題
重要な関連分野

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図面 (9)

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。

概要

背景

高効率単結晶系太陽電池モジュール研究開発は、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。

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外装した製品では、発電保証期間を30年としている。

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。

信頼性向上のための技術は、原価低減のための方策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。

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稼働中に、残留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。

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。

概要

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。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。

目的

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

効果

実績

技術文献被引用数
0件
牽制数
0件

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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。

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稼働中に、残留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。

0008

特開2014−22473号公報
特開2013−41911号公報
特開2013−211451号公報
国際公開第2011/108600号
特開平7−74378号公報
特開平10−25357号公報
特表2002−520820号公報

先行技術

0009

AIST太陽光発電研究成果報告会2015

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ナトリウムイオン引き付けられると、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、電気買取価格固定期間は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

ナトリウムイオンの移動量を説明する式。
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
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。
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。
デラミネーション現象を説明する模式平面図。
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。
短絡電流変化率を実施例と比較例とで比較したグラフ。
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。

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、発電所売電収入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、および接着界面ポリシラノル構造はいずれも、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、押出し機ヘッド先端にTダイを用いる押出キャスト法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。

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、GC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

0058

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。

実施例

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。

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。

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