JP2020123663A - 太陽電池モジュール - Google Patents

太陽電池モジュール Download PDF

Info

Publication number
JP2020123663A
JP2020123663A JP2019014458A JP2019014458A JP2020123663A JP 2020123663 A JP2020123663 A JP 2020123663A JP 2019014458 A JP2019014458 A JP 2019014458A JP 2019014458 A JP2019014458 A JP 2019014458A JP 2020123663 A JP2020123663 A JP 2020123663A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
sealing material
base material
solar cells
solar cell
protective base
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Pending
Application number
JP2019014458A
Other languages
English (en)
Inventor
優也 中村
Yuya Nakamura
優也 中村
義宣 桃井
Yoshinobu Momoi
義宣 桃井
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Panasonic Corp
Original Assignee
Panasonic Corp
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 Panasonic Corp filed Critical Panasonic Corp
Priority to JP2019014458A priority Critical patent/JP2020123663A/ja
Priority to US16/774,238 priority patent/US20200243706A1/en
Publication of JP2020123663A publication Critical patent/JP2020123663A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/05—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells
    • H01L31/0504—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H01L31/0481—Encapsulation of modules characterised by the composition of the encapsulation material
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H01L31/0488—Double glass encapsulation, e.g. photovoltaic cells arranged between front and rear glass sheets
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B10/00—Integration of renewable energy sources in buildings
    • Y02B10/10—Photovoltaic [PV]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

【課題】温度サイクルに起因して発生し得る配線材の破断を抑制する。【解決手段】実施形態の一例である太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルと、複数の太陽電池セルのうち、隣り合う第１の太陽電池セルと第２の太陽電池セルを接続する配線材とを備える。また、太陽電池モジュールは、第１保護基材と、第２保護基材と、第１保護基材と複数の太陽電池セルの間に設けられた第１封止材と、複数の太陽電池セルと第２保護基材の間に設けられた第２封止材とを備える。第１保護基材は、透光性のガラス基材である。第１封止材の９０℃における応力緩和度は、０．１８〜０．５２である。【選択図】図３Ｂ

Description

本開示は、太陽電池モジュールに関する。
太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルを配線材で接続して構成される太陽電池セルのストリングと、当該ストリングを挟持する２枚の保護基材と、各保護基材の間に設けられ各太陽電池セルを封止する封止材とを備える（例えば、特許文献１参照）。封止材は、例えば、各保護基材および太陽電池セルに密着してセルの移動を拘束し、また太陽電池セルを湿気等から保護する機能を有する。特許文献１には、封止材として、ポリオレフィンを主成分とする樹脂を用いることが記載されている。
特開２０１６−１４３６８０号公報
ところで、太陽電池モジュールの温度は、周辺環境によって大きく変化する。このため、太陽電池モジュールには、低温と高温の間で温度が変化する温度サイクルに対する高い耐久性が求められる。太陽電池モジュールの温度サイクルにおいて特に問題となるのは、隣り合う太陽電池セルを接続する配線材の破断である。温度サイクルにより、太陽電池セル同士の間隔（セル間距離）が変化して配線材に大きな負荷がかかり、配線材が破断する可能性がある。
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、複数の太陽電池セルのうち、隣り合う第１の太陽電池セルと第２の太陽電池セルを接続する配線材と、複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、第１保護基材と複数の太陽電池セルの間に設けられた第１封止材と、複数の太陽電池セルと第２保護基材の間に設けられた第２封止材とを備える。第１保護基材は、透光性のガラス基材であり、第１封止材の９０℃における応力緩和度が、０．１８〜０．５２である。
本開示の他の一態様である太陽電池モジュールにおいて、第１封止材のヤング率は１４ＭＰａ〜５４ＭＰａである。
本開示の他の一態様である太陽電池モジュールにおいて、第２保護基材のヤング率×厚みは０．１ＧＰａ・ｍｍ以上であり、第２保護基材の線膨張係数は４０ｐｐｍ／℃以上であり、かつ［式１］で求められる値（α１）を下限とし、［式２］で求められる値（α２）を上限とする範囲に設定される。
［式１］α１（ｐｐｍ／℃）＝５８３×Ｅ２−６２３×Ｅ＋１７６
［式２］α２（ｐｐｍ／℃）＝５００×Ｅ２−５９０×Ｅ＋１９０
式中、Ｅは第２保護基材のヤング率×厚み(ＧＰａ・ｍｍ)である。
本開示の一態様である太陽電池モジュールによれば、温度サイクルに起因して発生し得る配線材の破断を高度に抑制できる。
実施形態の一例である太陽電池モジュールの一部を示す平面図である。 図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。 第１封止材の応力緩和度を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量の関係を示す図である。 第１封止材の応力緩和度を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量の関係を示す図である。 太陽電池モジュールのシミュレーションモデルを説明するための図である。 第１封止材のヤング率を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量の関係を示す図である。 第１封止材のヤング率を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量の関係を示す図である。 第２保護基材におけるヤング率と線膨張係数の好適な範囲を示す図である。
以下、図面を参照しながら、本開示に係る太陽電池モジュールの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るから、図面に描画された構成要素の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。なお、本明細書において「数値（Ａ）〜数値（Ｂ）」との記載は、特に断らない限り「数値（Ａ）以上、数値（Ｂ）以下」の意図である。
図１は実施形態の一例である太陽電池モジュール１０の一部を示す平面図、図２は図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。図１および図２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、配線材１２と、第１保護基材１３と、第２保護基材１４とを備える。配線材１２は、複数の太陽電池セル１１のうち、隣り合う第１の太陽電池セル１１Ａと第２の太陽電池セル１１Ｂを接続する。第１保護基材１３は複数の太陽電池セル１１の受光面側に設けられ、第２保護基材１４は複数の太陽電池セル１１の裏面側に設けられる。太陽電池モジュール１０は、例えば平面視長方形状を有するが、その形状は適宜変更可能であり、平面視正方形状、五角形状等であってもよい。
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、５０％を超える光、例えば８０％以上または９０％以上の光が受光面側から入射する。受光面および裏面の用語は、太陽電池モジュール１０および後述の光電変換部等についても使用する。
太陽電池モジュール１０は、さらに、第１保護基材１３と複数の太陽電池セル１１の間に設けられた第１封止材１５と、複数の太陽電池セル１１と第２保護基材１４の間に設けられた第２封止材１６とを備える。詳しくは後述するが、第１保護基材１３は透光性のガラス基材であり、第２保護基材１４は樹脂を主成分とする基材であることが好ましい。太陽電池モジュール１０では、９０℃における応力緩和度が０．１８〜０．５２である第１封止材１５を用いることにより、温度サイクルに起因して発生し得る配線材１２の破断を高度に抑制できる。
太陽電池セル１１は、太陽光を受光することでキャリアを生成する光電変換部と、光電変換部上に設けられ、キャリアを収集する集電極とをそれぞれ含む。図１に例示する光電変換部は、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。光電変換部の一例としては、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ものが挙げられる。
集電極は、光電変換部の受光面上に形成された受光面電極と、光電変換部の裏面上に形成された裏面電極とで構成される。この場合、受光面電極および裏面電極の一方がｎ側電極となり、他方がｐ側電極となる。なお、太陽電池セル１１は、ｎ側およびｐ側の各電極を光電変換部の裏面側のみに有していてもよい。一般的に、裏面電極は受光面電極よりも大面積に形成されるため、太陽電池セル１１の裏面は、集電極の面積が大きい方の面、或いは集電極が形成される面といえる。本実施形態では、集電極として、受光面電極および裏面電極を有するものとする。
集電極は、複数のフィンガー電極を含むことが好ましい。但し、裏面電極については、光電変換部の裏面の略全域を覆う電極としてもよい。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、配線材１２はバスバー電極に沿って、バスバー電極上に配置される。
複数の太陽電池セル１１は、第１保護基材１３と第２保護基材１４に挟持され、各保護基材の間に充填された樹脂で構成される第１封止材１５および第２封止材１６によって封止されている。各太陽電池セル１１は、各保護基材の表面に沿って略同一平面上に配置される。なお、各保護基材は平坦な基材に限定されず、湾曲した基材であってもよい。隣り合う太陽電池セル１１は、配線材１２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１７が形成される。配線材１２は、一般的にインターコネクタ、或いはタブと呼ばれる。
配線材１２は、例えば平角形状の線材であって、銅（Ｃｕ）、アルミニウム（Ａｌ）等の金属を主成分として構成される。配線材１２は、銀（Ａｇ）、ニッケル（Ｎｉ）、または半田として使用される低融点合金などを主成分とするメッキ層を有していてもよい。配線材１２は、１枚の太陽電池セル１１の受光面および裏面に対して、それぞれ複数取り付けられることが好ましい。図１に示す例では、１枚の太陽電池セル１１に対して、受光面に３本、裏面に３本、合計６本の配線材１２が取り付けられている。
配線材１２は、ストリング１７の長手方向に沿って配置され、太陽電池セル１１Ａの一方側端部から、太陽電池セル１１Ｂの他方側端部にわたって設けられている。配線材１２の長さは、太陽電池セル１１の２枚分の長さとセル間距離とを足した長さよりもやや短い。配線材１２は、太陽電池セル１１Ａ，１１Ｂの間でモジュールの厚み方向に曲がり、太陽電池セル１１Ａの受光面と太陽電池セル１１Ｂの裏面に、樹脂接着剤または半田を用いてそれぞれ接合される。そして、配線材１２は太陽電池セル１１の集電極と電気的に接続される。樹脂接着剤には、導電性フィラーが含有されていてもよい。配線材１２のセル間に配置される部分には、屈曲部が形成される。
太陽電池モジュール１０には、一般的に、配線材１２によって直列に接続された複数の太陽電池セル１１が一列に並ぶストリング１７が複数含まれる。各ストリング１７の長手方向両側には、隣り合うストリング１７を電気的に接続する渡り配線材が設けられる。太陽電池モジュール１０は、第１保護基材１３および第２保護基材１４の周縁に沿って取り付けられるフレームを備えていてもよい。フレームは、各保護基材の周縁部を保護し、太陽電池モジュール１０を屋根等に取り付ける際に利用される。一方、太陽電池モジュール１０は、フレームを有さない所謂フレームレスモジュールであってもよい。
太陽電池モジュール１０は、受光面側から順に、第１保護基材１３、第１封止材１５、太陽電池セル１１のストリング１７、第２封止材１６、および第２保護基材１４が積層された構造を有する。なお、太陽電池モジュール１０には、本開示の目的を損なわない範囲で、第１保護基材１３と第２保護基材１４の間に封止材以外の部材を配置する等、他の部材が用いられてもよい。
以下、第１保護基材１３、第２保護基材１４、第１封止材１５、および第２封止材１６について、特に第１封止材１５について詳説する。
第１保護基材１３は、ストリング１７の全体を覆い、太陽電池セル１１を外部衝撃、湿気等から保護する。第１保護基材１３には、透光性のガラス基材（ガラス基板）が用いられる。第１保護基材１３の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％〜１００％、または８５％〜９５％である。全光線透過率は、ＪＩＳ Ｋ７３６１−１（プラスチック−透明材料の全光線透過率の試験方法−第１部：シングルビーム法）に基づいて測定される。
第２保護基材１４には、第１保護基材１３と同様に透光性の基材が用いられてもよく、太陽電池モジュール１０の裏面側からの受光を想定しない場合は不透明な基材が用いられてもよい。第２保護基材１４の全光線透過率は特に限定されず、０％であってもよい。第２保護基材１４には、ガラス基材または金属製の基材を用いてもよいが、太陽電池モジュール１０の軽量化を図るためには、樹脂基材を用いることが好ましい。本実施形態では、第２保護基材１４として、第１保護基材１３よりも厚みが薄い樹脂基材（樹脂フィルム）を用いるものとする。
太陽電池モジュール１０において、第１保護基材１３の剛性は第２保護基材１４の剛性よりも高い。基材の剛性（Ｎ・ｍ２）は、ヤング率×断面二次モーメントで求められる。断面二次モーメント（Ｉ）は、例えば板状断面形状であれば、Ｉ＝幅ｂ（ｍ）×厚みｈ（ｍｍ）３／１２で求められる。ヤング率は第１保護基材１３＞第２保護基材１４であり、熱膨張係数は第１保護基材１３＜第２保護基材１４である。各構成材料のヤング率（Ｅ）はＪＩＳ Ｋ７１６１−１に基づいて測定される。また、線膨張係数はＪＩＳ Ｋ７１９７に基づいて測定される。
第１封止材１５および第２封止材１６は、上述の通り、第１保護基材１３と第２保護基材１４の間に設けられ、太陽電池セル１１のストリング１７を封止する樹脂である。第１封止材１５および第２封止材１６は、太陽電池セル１１に密着してセルの移動を拘束し、太陽電池セル１１が酸素、水蒸気等に曝されないように封止する。特に、モジュール内の水分量が多くなると、出力低下等の性能劣化が促進されるため、封止材には水蒸気透過性が低く、吸水率の低い樹脂を用いることが好ましい。
第１封止材１５の厚みは特に限定されないが、太陽電池セル１１の封止性、透光性等を考慮すると、０．１ｍｍ〜２ｍｍが好ましい。第２封止材１６の厚みは、例えば第１封止材１５の厚みと同等である。なお、好適な厚みの詳細については後述する。第１封止材１５の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％〜１００％、または８５％〜９５％である。他方、第２封止材１６の全光線透過率は特に限定されない。太陽電池モジュール１０の裏面側からの受光を想定しない場合、第２封止材１６は、白色顔料、黒色顔料等の色材を含有していてもよく、全光線透過率は０％であってもよい。
第１封止材１５および第２封止材１６には、同じ樹脂を用いてもよいが、好ましくは異なる樹脂を用いる。太陽電池モジュール１０では、第１保護基材１３にガラス基材が、第２保護基材１４に樹脂基材が用いられるため、第２保護基材１４側からモジュール内に水分が浸入し易い。この場合、浸入した水分が第１保護基材１３側から抜けないため、特に第１封止材１５に吸水率の低い疎水性の高い樹脂を用いることが好ましい。例えば、第１封止材１５にポリオレフィンを用い、第２封止材１６にエチレン・ビニルアセテート共重合体（ＥＶＡ）を用いることが好ましい。
太陽電池モジュール１０は、−４０℃のような低温から、９０℃のような高温まで様々な温度環境下で使用されることが想定されるため、優れた温度サイクル耐性を有することが望ましい。上述の通り、太陽電池モジュール１０の温度サイクルにおいて特に問題となるのは配線材１２の破断である。低温と高温の間で温度サイクルが繰り返されると、セル間距離の変化により配線材１２に大きな負荷が作用して配線材１２が破断する可能性がある。特に、第１封止材１５としてポリオレフィンを用いた場合、温度サイクルによる配線材１２の破断が発生し易くなる。
本発明者らは、太陽電池モジュールの温度サイクルにおいて、封止材に作用する応力、当該応力がセル間距離に与える影響等を解析して鋭意検討した結果、第１封止材１５の応力緩和度が配線材１２の破断を防止する上で極めて重要であることを突き止めた。温度サイクルを繰り返すと、剛性の高い第１保護基材１３と太陽電池セル１１に挟まれた第１封止材１５には、セル間およびその近傍において圧縮応力と引張応力が複雑に作用する。このため、配線材１２の不規則な変形が促進されると共に、セル間距離が縮み、配線材１２の破断に至る。本発明者らの検討の結果、配線材１２の破断に至るメカニズムが解明され、配線材１２の破断を抑制するための重要なファクター（第１封止材１５の応力緩和度）が明らかとなった。第１封止材１５の９０℃における応力緩和度を特定の範囲に制御することで、セル間距離の収縮が抑制され、配線材１２の破断が高度に抑制される。
ここで、第１封止材１５の応力緩和度とは、第１封止材１５のヤング率の経時的な変化の度合いを意味する。具体的には、第１封止材１５の応力緩和度は、第１封止材１５の所定の温度に到達したときのヤング率の初期値と、所定の温度に到達後一定の期間（本明細書内では５００秒）経過した後のヤング率の値と、の比で示される。第１封止材１５の９０℃における応力緩和度（以下、「応力緩和度（９０℃）」とする）は、第１封止材１５を９０℃に加熱した状態で、第１封止材１５の厚み方向両側から一定の力を加え、その厚みの経時的な変化を測定することで求められる。なお、応力緩和の測定に具体的な方法については、ＪＩＳ Ｋ６２６３の圧縮応力緩和試験の記述を参照することができる。
第１封止材１５の応力緩和度（９０℃）は、上述の通り、０．１８〜０．５２に制御される。応力緩和度（９０℃）を当該範囲内に制御することで、温度サイクルに伴うセル間距離の変位が緩和され、配線材１２の破断を高度に抑制できる。応力緩和度（９０℃）は、好ましくは０．２０〜０．４６、より好ましくは０．２４〜０．３８である。さらに、第１封止材１５の６０℃における応力緩和度（以下、「応力緩和度（６０℃）」とする）は、０．８０〜０．８２であることが好ましい。応力緩和度（９０℃）が０．１８〜０．５２、かつ応力緩和度（６０℃）が０．８０〜０．８２である場合に、温度サイクルに伴うセル間距離の変位量をより低減できる。
図３Ａおよび図３Ｂは、第１封止材の応力緩和度を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量の関係を示す図である。この関係は、有限要素法（ＦＥＭ）による太陽電池モジュールの温度サイクルシミュレーションに基づいて得られたものである。太陽電池モジュールでは、１０００サイクル目のセル間距離の変位量が±１０μｍよりも大きくなる場合に、配線材の破断が高い確率で発生する。このため、本シミュレーションでは、１０００サイクル目のセル間距離の変化量の閾値を±１０μｍに設定した。
図４は、本シミュレーションに適用した太陽電池モジュールのモデルを説明するための図である。図４に示すように、隣り合う２つの太陽電池セル１１は配線材１２で接続され、配線材１２は太陽電池セル１１の受光面および裏面に樹脂接着剤を介して接合されている。温度サイクル前のセル間距離（ｄ）は２ｍｍである。配線材１２は各太陽電池セル１１の受光面および裏面に３本ずつ設けられ、各配線材１２の幅を１．２ｍｍ、各配線材１２と太陽電池セル１１の間に配置される樹脂接着剤の幅を１．０ｍｍ、配線材１２の幅方向に沿った太陽電池セル１１の長さを１２５．３ｍｍとした。また、太陽電池セル１１の端から配線材１２の端までの距離（Ｄ）を２ｍｍとした。距離（Ｄ）の範囲において、２つの太陽電池セル１１を接続する配線材１２とセルの間には、セルの受光面側には第１封止材１５が、セルの裏面側には第２封止材１６が充填されるものとした。
表１に、各構成部材のヤング率、熱膨張係数、および厚みを示す。ここで、第１封止材１５の厚み（Ｔ１５）は、第１保護基材１３の表面から太陽電池セル１１の厚み方向中央までのモジュールの厚み方向に沿った長さである。同様に、第２封止材１６の厚みは、第２保護基材１４の表面から太陽電池セル１１の厚み方向中央までのモジュールの厚み方向に沿った長さである。
Figure 2020123663
本シミュレーションに用いた解析ソフト、温度サイクル条件等は下記の通りである。
・解析ソフト：ＦＥＭ解析ソフト
Ａｂａｑｕｓ（インターメッシュジャパン株式会社製）
・温度サイクル条件：２０℃〜９０℃×１０００サイクル
・アウトプット：セル間距離（ｄ）の変化量（Δｄ）
・第１封止材の応力緩和度（９０℃）：０．１０９９から０．８５０９の間で変更
・第２封止材の応力緩和度（９０℃）：０．８５０９
温度サイクル条件は、砂漠気候の夏における昼と朝のモジュール温度差を想定したものである。
図３Ａの●、▲、■、〇は、それぞれ、第１封止材１５の応力緩和度（９０℃）が０．１０９９、０．２１７４、０．４３０１、０．８５０９である場合の温度サイクルのシミュレーション結果を示す。図３Ｂの●、▲は、それぞれ、第１封止材１５の応力緩和度（９０℃）が０．１８３３、０．５１０１である場合のシミュレーション結果を示す。図３Ａおよび図３Ｂに示すように、応力緩和度（９０℃）が０．１８３３〜０．５１０１の範囲であれば、１０００サイクル目のセル間距離の変位量（Δｄ）を±１０μｍ以内に抑えることができる。この場合、配線材１２の破断が高度に抑制される。一方、応力緩和度（９０℃）が０．１８未満である場合、または０．５２を超える場合は、１０００サイクル目のセル間距離の変位量（Δｄ）を±１０μｍ以内に抑えることができず、温度サイクルを繰り返すと配線材１２の破断に至る可能性がある。
上記シミュレーション結果から理解されるように、温度サイクルに優れた太陽電池モジュール１０を構築する上で、第１封止材１５の応力緩和度は、セル間距離の変位量（Δｄ）を抑えて配線材の破断を防止するための重要な指標となる。温度サイクルにおける配線材１２の破断を防止する上で、第１封止材１５の応力緩和度は極めて重要であるが、第１封止材１５のヤング率、熱膨張係数、厚み等、また第１封止材１５以外の構成部材の物性についても好適な範囲が存在する。中でも、第１封止材１５のヤング率は、応力緩和度と共に重要なファクターである。
第１封止材１５のヤング率は、５ＭＰａ〜１００ＭＰａが好ましく、１０ＭＰａ〜７０ＭＰａがより好ましく、１４ＭＰａ〜５４ＭＰａが特に好ましい。第１封止材１５のヤング率を当該範囲内に制御することで、温度サイクルに伴うセル間距離の変位が緩和され、配線材１２の破断を高度に抑制できる。第１封止材１５は、応力緩和度（９０℃）が０．１８〜０．５２であり、かつヤング率が１４ＭＰａ〜５４ＭＰａであることが好ましい。
図５Ａおよび図５Ｂは、第１封止材１５のヤング率を変化させたときの温度サイクル数とセル間距離の変位量（Δｄ）の関係を示す図である。この関係は、ＦＥＭによる太陽電池モジュール１０の温度サイクルシミュレーションに基づくものであって、当該シミュレーションは、変動因子を応力緩和度からヤング率に変更したこと以外、上記シミュレーションと同様の条件で行った。なお、第１封止材の応力緩和度（９０℃）は０．１０９９とした。
図５Ａの●、▲、■、〇、△は、それぞれ、第１封止材１５のヤング率（２５℃）が１０ＭＰａ、３７．５ＭＰａ、５０ＭＰａ、６７ＭＰａ、３００ＭＰａである場合の温度サイクルのシミュレーション結果を示す。図５Ｂの●、▲は、それぞれ、第１封止材１５のヤング率（２５℃）が１４ＭＰａ、５４ＭＰａである場合のシミュレーション結果を示す。図５Ａおよび図５Ｂに示すように、ヤング率（２５℃）が１４ＭＰａ〜５４ＭＰａの範囲であれば、１０００サイクル目のセル間距離の変位量（Δｄ）を±１０μｍ以内に抑えることができ、配線材１２の破断を高度に抑制できる。
また、第１封止材１５の熱膨張係数は、１００ｐｐｍ／℃〜５００ｐｐｍ／℃が好ましく、２００ｐｐｍ／℃〜４００ｐｐｍ／℃がより好ましい。第１封止材１５の厚みは、０．１ｍｍ〜２ｍｍが好ましく、０．２ｍｍ〜１ｍｍがより好ましく、０．３ｍｍ〜０．８ｍｍが特に好ましい。
好適な第１封止材１５の物性の一例は、下記の通りである。
・応力緩和度（９０℃）：０．１８〜０．５２
・応力緩和度（６０℃）：０．８０〜０．８２
・ヤング率（２５℃）：１４ＭＰａ〜５４ＭＰａ
・熱膨張係数：２００ｐｐｍ／℃〜４００ｐｐｍ／℃
・厚み：０．３ｍｍ〜０．８ｍｍ
第１封止材１５を構成する樹脂は、上述の物性を満たすものであれば特に限定されないが、水分に起因する性能劣化の抑制等の観点から、好ましくはポリオレフィンを含む樹脂で構成される。ポリオレフィンは、例えば、炭素数２〜２０のαオレフィンから選ばれる少なくとも１種のモノマーを重合して得られる。ポリオレフィンは、エチレンと他のαオレフィンとのランダム又はブロック共重合体、プロピレンと他のαオレフィンとのランダム又はブロック共重合体を主成分とし、架橋成分を含むことが好ましい。
第１封止材１５の架橋度は、ゲル分率により評価できる。ゲル分率が高いほど樹脂の架橋密度が高い傾向にある。第１封止材１５のゲル分率は、１５％〜９０％が好ましく、２５％〜８０％がより好ましい。ゲル分率（架橋度）は、例えば、架橋剤の種類や添加量、後述する加熱条件等により調整できる。第１封止材１６のゲル分率は、例えば２０％〜８０％である。
封止材のゲル分率は、下記の方法により測定される。
測定対象となる樹脂を１ｇ準備し、１２０℃、１００ｍｌのキシレンに２４時間浸漬する。その後、キシレン中の残留物を取り出し、８０℃で１６時間乾燥させ、乾燥後の残留物の質量を測定する。ゲル分率（％）は下式（１）により算出される。
式（１）：ゲル分率（％）＝（残留物の質量）／（浸漬前の樹脂の質量）
第１封止材１５は、ポリオレフィンと他の樹脂を混合した樹脂で構成されてもよい。他の樹脂としては、ポリエステル、ポリウレタン、ポリアクリロニトリル、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、また第２封止材１６として好適なエチレン・ビニルアセテート共重合体（ＥＶＡ）などが例示できる。ポリオレフィンの含有量は、第１封止材１５を構成する樹脂の総重量に対して、例えば２５重量％〜７５重量％であって、上述の応力緩和度（９０℃）等を満たすように配合される。
第１封止材１５は、ポリオレフィンを主成分とする樹脂で構成されることが好ましい。ポリオレフィンと他の樹脂を混合する場合、ポリオレフィンの含有量は、５０重量％以上が好ましく、６０重量％以上がより好ましく、７０重量％以上が特に好ましい。第１封止材１５は、例えば、プロピレン由来の構成単位を７０モル％以上含有するポリオレフィンと、ＥＶＡとを、７５：２５の重量比で混合した樹脂で構成されてもよい。第１封止材１５には、複数の樹脂の混合性を向上させるために、相溶化剤、界面活性剤などが含まれていてもよい。
第２封止材１６の物性は、第１封止材１５の物性と比べて、温度サイクルに伴うセル間距離の変位に影響し難いが、応力緩和度、ヤング率等について好ましい範囲が存在する。第２封止材１６の応力緩和度（９０℃）は、０．２５〜０．９０が好ましく、０．４０〜０．８５がより好ましい。ヤング率（２５℃）は、５ＭＰａ〜５０ＭＰａが好ましく、８ＭＰａ〜２０ＭＰａがより好ましい。熱膨張係数は、１００ｐｐｍ／℃〜５００ｐｐｍ／℃が好ましく、２００ｐｐｍ／℃〜４００ｐｐｍ／℃がより好ましい。第２封止材１６の厚みは、第１封止材１５と同様に、０．１ｍｍ〜２ｍｍが好ましく、０．２ｍｍ〜１ｍｍがより好ましく、０．３ｍｍ〜０．８ｍｍが特に好ましい。第２封止材１６を構成する樹脂は、特に限定されないが、好ましくはＥＶＡである。
第１封止材１５および第２封止材１６は、各種添加物を含有していてもよい。添加物としては、酸化防止剤、紫外線吸収剤、耐候性付与剤、シランカップリング剤、粘着性付与剤、波長変換物質などが例示できる。カップリング剤は、少なくとも第１封止材１５に含有される。カップリング剤としては、シランカップリング剤、チタネート系カップリング剤、及びアルミネート系カップリング剤等が挙げられる。第２封止材１６には、酸化チタン等の顔料が添加されていてもよい。
第１保護基材１３には、上述の通り、透光性のガラス基材が用いられる。第１保護基材１３は、太陽電池モジュール１０の構成部材の中で最も剛性の高い部材であって、温度サイクルにおいて第１封止材１５の応力分布に大きな影響を与える。第１保護基材１３の厚みは特に限定されないが、耐衝撃性、軽量性、光透過性等を考慮すると、０．５ｍｍ〜１０ｍｍが好ましく、１ｍｍ〜５ｍｍがより好ましい。第１保護基材１３は、太陽電池モジュール１０の構成部材の中で最も分厚い部材である。
第２保護基材１４には、第１保護基材１３と同様にガラス基材が用いられてもよいが、軽量性等の観点から、好ましくは樹脂フィルムが用いられる。樹脂フィルムは、例えば環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、およびポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）から選択される少なくとも１種で構成される。また、第２保護基材１４は、繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）で構成されていてもよい。
第２保護基材１４のヤング率、厚み、および線膨張係数は、温度サイクルに伴うセル間距離の変位に関与し、配線材１２の破断に影響し得る。したがって、第２保護基材１４のヤング率等を後述の特定の範囲に制御することが好ましい。第２保護基材１４の厚みは、０．０５ｍｍ〜０．５ｍｍが好ましく、０．１ｍｍ〜０．３ｍｍがより好ましい。第２保護基材１４の物性を制御することにより、配線材１２の破断をより高度に抑制できる。
図６は、第２保護基材１４のヤング率と線膨張係数の好適な範囲を示す。この範囲は、第２保護基材１４のヤング率および線膨張係数を変動因子とした、上述の温度サイクルシミュレーションによって求められる。図６に示すように、第２保護基材１４の線膨張係数は４０ｐｐｍ／℃以上、ヤング率×厚みは０．１ＧＰａ・ｍｍ以上であり、さらに、線膨張係数は［式１］で求められる値（α１）を下限とし、［式２］で求められる値（α２）を上限とすることが好ましい。
［式１］α１（ｐｐｍ／℃）＝５８３×Ｅ２−６２３×Ｅ＋１７６
［式２］α２（ｐｐｍ／℃）＝５００×Ｅ２−５９０×Ｅ＋１９０
式中、Ｅは第２保護基材のヤング率×厚み(ＧＰａ・ｍｍ)である。
第２保護基材１４は、ヤング率および線膨張係数が図６に示す範囲となるように調整された、ＰＥＴを主成分とする樹脂で構成されることが好ましい。
太陽電池セル１１、配線材１２、および太陽電池セル１１と配線材１２を接合する接着剤についても、温度サイクルに伴うセル間距離の変位にある程度影響する。太陽電池セル１１は、太陽電池モジュール１０の構成部材の中で第１保護基材１３に次いで剛性の高い部材であって、例えば０．１ｍｍ〜０．３ｍｍの厚みを有する。太陽電池セル１１の受光面および裏面には、樹脂接着剤を介して３本の配線材１２が互いに平行に接合されることが好ましい。配線材１２の厚みは、０．１ｍｍ〜０．５ｍｍが好ましく、０．２ｍｍ〜０．３ｍｍがより好ましい。配線材１２の幅は、０．３ｍｍ〜３ｍｍが好ましく、０．５ｍｍ〜１．５ｍｍがより好ましい。複数の配線材１２の幅の合計は、太陽電池セル１１の各配線材１２が並ぶ方向の長さに対して、２．０％〜４．５％が好ましい。
太陽電池セル１１と配線材１２を接合する樹脂接着剤は、セルの端から所定範囲内に設けられないことが好ましい。即ち、配線材１２は、当該所定範囲内において太陽電池セル１１の受光面および裏面に接合されないことが好ましい。所定範囲の一例は、１ｍｍ〜３ｍｍである。配線材１２にはセル間に屈曲部が形成されるが、屈曲部の近傍には、太陽電池セル１１の受光面および裏面に接合されない部分が存在する。
太陽電池モジュール１０は、太陽電池セル１１のストリング１７を、第１保護基材１３、第２保護基材１４、第１封止材１５、および第２封止材１６を用いてラミネートすることにより製造できる。ラミネート工程では、ヒーター上に、第１保護基材１３、第１封止材１５、ストリング１７、第２封止材１６、第２保護基材１４を順に積層する。この積層体は、例えば真空状態で１５０℃〜１６５℃に加熱される。このとき、第１封止材１５および第２封止材１６が溶融または軟化し、ストリング１７および各保護基材に密着することで、図２に示すような断面構造を有する太陽電池モジュール１０が得られる。ラミネート工程後、１５０℃〜１６５℃の温度で、２０分〜４０分の熱処理工程（キュア工程）を設けてもよい。その後、必要により、フレーム、端子ボックス等を取り付けてもよい。
上記ラミネート工程およびキュア工程の温度、時間等を調整することにより、第１封止材１５および第２封止材１６の架橋度を制御することができる。一般的には、温度が高くなるほど、時間が長くなるほど、封止材の架橋度は高くなる。太陽電池モジュール１０の製造工程では、ラミネート工程およびキュア工程の条件を適宜変更して、第１封止材１５の応力緩和度（９０℃）が０．１８〜０．８２となるように制御してもよい。
以上のように、上述の構成を備えた太陽電池モジュール１０によれば、温度サイクルにおけるセル間距離の変位が緩和され、配線材１２の破断が高度に抑制される。この成果は、配線材１２の破断に至るメカニズムが解明され、セル間距離の変位を緩和するための重要なファクター（特に、第１封止材１５の応力緩和度（９０℃））が明らかとなったことに起因する。つまり、本発明によって、優れた温度サイクル耐性を実現するための設計指標が明らかになった。
１０ 太陽電池モジュール、１１，１１Ａ，１１Ｂ 太陽電池セル、１２ 配線材、１３ 第１保護基材、１４ 第２保護基材、１５ 第１封止材、１６ 第２封止材、１７ ストリング

Claims (8)

  1. 複数の太陽電池セルと、
    前記複数の太陽電池セルのうち、隣り合う第１の太陽電池セルと第２の太陽電池セルを接続する配線材と、
    前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、
    前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、
    前記第１保護基材と前記複数の太陽電池セルの間に設けられた第１封止材と、
    前記複数の太陽電池セルと前記第２保護基材の間に設けられた第２封止材と、
    を備え、
    前記第１保護基材は、透光性のガラス基材であり、
    前記第１封止材の９０℃における応力緩和度が、０．１８〜０．５２である、太陽電池モジュール。
  2. 前記第１封止材は、ポリオレフィンを含む樹脂で構成される、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 前記第１封止材のゲル分率が、１５％〜９０％である、請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 前記第１封止材のヤング率が、１４ＭＰａ〜５４ＭＰａである、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。
  5. 前記第１封止材の６０℃における応力緩和度が、０．８０〜０．８２である、請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 複数の太陽電池セルと、
    前記複数の太陽電池セルのうち、隣り合う第１の太陽電池セルと第２の太陽電池セルを接続する配線材と、
    前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、
    前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、
    前記第１保護基材と前記複数の太陽電池セルの間に設けられた第１封止材と、
    前記複数の太陽電池セルと前記第２保護基材の間に設けられた第２封止材と、
    を備え、
    前記第１保護基材は、透光性のガラス基材であり、
    前記第１封止材のヤング率が、１４ＭＰａ〜５４ＭＰａである、太陽電池モジュール。
  7. 前記第２保護基材のヤング率×厚みが、０．１ＧＰａ・ｍｍ以上であり、
    前記第２保護基材の線膨張係数が、４０ｐｐｍ／℃以上であり、かつ［式１］で求められる値（α１）を下限とし、［式２］で求められる値（α２）を上限とする範囲に設定される、請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
    ［式１］α１（ｐｐｍ／℃）＝５８３×Ｅ２−６２３×Ｅ＋１７６
    ［式２］α２（ｐｐｍ／℃）＝５００×Ｅ２−５９０×Ｅ＋１９０
    式中、Ｅは第２保護基材のヤング率×厚み(ＧＰａ・ｍｍ)である。
  8. 複数の太陽電池セルと、
    前記複数の太陽電池セルのうち、隣り合う第１の太陽電池セルと第２の太陽電池セルを接続する配線材と、
    前記複数の太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、
    前記複数の太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、
    前記第１保護基材と前記複数の太陽電池セルの間に設けられた第１封止材と、
    前記複数の太陽電池セルと前記第２保護基材の間に設けられた第２封止材と、
    を備え、
    前記第１保護基材は、透光性のガラス基材であり、
    前記第２保護基材のヤング率×厚みが、０．１ＧＰａ・ｍｍ以上であり、前記第２保護基材の線膨張係数が、４０ｐｐｍ／℃以上であり、かつ［式１］で求められる値（α１）を下限とし、［式２］で求められる値（α２）を上限とする範囲に設定される、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。
    ［式１］α１（ｐｐｍ／℃）＝５８３×Ｅ２−６２３×Ｅ＋１７６
    ［式２］α２（ｐｐｍ／℃）＝５００×Ｅ２−５９０×Ｅ＋１９０
    式中、Ｅは第２保護基材のヤング率×厚み(ＧＰａ・ｍｍ)である。
JP2019014458A 2019-01-30 2019-01-30 太陽電池モジュール Pending JP2020123663A (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2019014458A JP2020123663A (ja) 2019-01-30 2019-01-30 太陽電池モジュール
US16/774,238 US20200243706A1 (en) 2019-01-30 2020-01-28 Solar cell module

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2019014458A JP2020123663A (ja) 2019-01-30 2019-01-30 太陽電池モジュール

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2020123663A true JP2020123663A (ja) 2020-08-13

Family

ID=71731553

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2019014458A Pending JP2020123663A (ja) 2019-01-30 2019-01-30 太陽電池モジュール

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20200243706A1 (ja)
JP (1) JP2020123663A (ja)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013030734A (ja) * 2011-06-24 2013-02-07 Mitsubishi Chemicals Corp 太陽電池モジュール
JP2013201212A (ja) * 2012-03-23 2013-10-03 Hitachi High-Technologies Corp 光電変換装置および光電変換装置の製造方法
JP2015057811A (ja) * 2013-03-26 2015-03-26 三菱化学株式会社 太陽電池モジュール
WO2017090521A1 (ja) * 2015-11-25 2017-06-01 三井化学東セロ株式会社 太陽電池モジュール
JP2017107994A (ja) * 2015-12-10 2017-06-15 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 太陽電池モジュール
JP2018014542A (ja) * 2011-11-10 2018-01-25 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 太陽電池モジュール
JP2018505957A (ja) * 2014-12-11 2018-03-01 メトグラス・インコーポレーテッド Ｆｅ−Ｓｉ−Ｂ−Ｃ系アモルファス合金薄帯及びそれからなる変圧器磁心
JP2018125317A (ja) * 2015-06-04 2018-08-09 株式会社ブリヂストン 太陽電池用封止膜及び太陽電池モジュール

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013030734A (ja) * 2011-06-24 2013-02-07 Mitsubishi Chemicals Corp 太陽電池モジュール
JP2018014542A (ja) * 2011-11-10 2018-01-25 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 太陽電池モジュール
JP2013201212A (ja) * 2012-03-23 2013-10-03 Hitachi High-Technologies Corp 光電変換装置および光電変換装置の製造方法
JP2015057811A (ja) * 2013-03-26 2015-03-26 三菱化学株式会社 太陽電池モジュール
JP2018505957A (ja) * 2014-12-11 2018-03-01 メトグラス・インコーポレーテッド Ｆｅ−Ｓｉ−Ｂ−Ｃ系アモルファス合金薄帯及びそれからなる変圧器磁心
JP2018125317A (ja) * 2015-06-04 2018-08-09 株式会社ブリヂストン 太陽電池用封止膜及び太陽電池モジュール
WO2017090521A1 (ja) * 2015-11-25 2017-06-01 三井化学東セロ株式会社 太陽電池モジュール
JP2017107994A (ja) * 2015-12-10 2017-06-15 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 太陽電池モジュール

Also Published As

Publication number Publication date
US20200243706A1 (en) 2020-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6767708B2 (ja) 太陽電池モジュール
AU2014336133B2 (en) Photovoltaic panel and method for producing same
US8952241B2 (en) Solar cell module
US9899548B2 (en) Solar cell unit
EP2086016A2 (en) Solar cell module
KR101872004B1 (ko) 패턴을 형성하여 심미성과 발전량이 증대되는 태양광 모듈
JP6395020B1 (ja) 太陽電池モジュール
US9105784B2 (en) Solar module
JP2008288547A (ja) 太陽電池モジュール
US11049987B2 (en) Solar module and method of manufacturing the same
KR101794213B1 (ko) 태양 전지 모듈
JP6207255B2 (ja) 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
JP2020123663A (ja) 太陽電池モジュール
KR101959545B1 (ko) 패턴 글라스를 활용하고 발전 기능을 가지며 심미성이 증대된 태양광 모듈
KR101487257B1 (ko) 태양전지 모듈
WO2018150794A1 (ja) 太陽電池モジュール
JP6655828B2 (ja) 太陽電池モジュール
KR101220113B1 (ko) 내습용 태양전지모듈 및 태양전지모듈의 제조방법
JP2014192265A (ja) 太陽電池用プリズム部材および太陽電池モジュール
WO2019031378A1 (ja) 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの中間製品
JP6653477B2 (ja) 太陽電池モジュール
KR101372142B1 (ko) 태양전지 모듈 및 이의 제조 방법
KR101283159B1 (ko) 태양광 발전장치 및 이의 제조방법
JP2015213132A (ja) 太陽電池モジュール
JP2019083248A (ja) 太陽電池モジュール及びその製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20211115

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20220726

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20230131