JP3754806B2 - Solar cell module and manufacturing method thereof - Google Patents

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    • Y02E10/548—Amorphous silicon PV cells

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は太陽電池モジュールとその製造方法に関し、より詳しくは光起電力素子を含む領域を加工した多種多様で信頼性の高い太陽電池モジュールとその製造方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、エネルギー資源の保護や環境問題に対する意識の高まりが、世界的に広がりを見せている。中でも、石油等の枯渇や、ＣＯ2排出に伴う地球の温暖化現象に対する危惧感は深刻である。そこで、太陽エネルギーを直接電力に変換でき、しかもクリーンなエネルギーである太陽電池エネルギーには、大きな期待が寄せられている。
【０００３】
現在広く使用されている太陽電池の種類としては、結晶系シリコンを使用したもの、アモルファスシリコンを使用したものがあげられる。
【０００４】
特に、導電性金属基板上にシリコンを堆積し、その上に透明導電層を形成したアモルファスシリコン太陽電池は、結晶系シリコンを使用した太陽電池よりも安価かつ軽量であり、また耐衝撃性・フレキシブル性に富んでいる事から有望視されている。最近では、アモルファスシリコン太陽電池の特徴である、軽量で耐衝撃性にも優れフレキシブルであるという点をいかして、建築物の屋根・壁などへの設置が行なわれている。この場合、太陽電池の非受光面側に接着剤を介して補強材を貼り合わせることにより建築材として使用されている。このように補強材を貼り合わせることにより、太陽電池モジュールの機械的強度が増し、温度変化による反りや歪みを防止できる。特に、太陽光をより多く取り入れることが可能なため屋根への設置が積極的に行われている。屋根として使用する場合、従来は、太陽電池にフレームを取り付け、屋根の上に架台を設置し、さらにその上に太陽電池を設置するという工程手順をとっていたのに対し、補強材を貼り合わせた太陽電池モジュールは、補強材を曲げ加工することにより、屋根材として直接設置することが可能となる。これによって、大幅な原材料コストの削減・作業工程数の削減が行なえるため安価な太陽電池モジュールを提供する事が可能となる。また、フレームや架台が必要ないため非常に軽量な太陽電池とすることができる。すなわち、施工性に優れること、軽量であり、耐震性に優れることなどから近年注目されている金属屋根として太陽電池を扱うことが可能となる。
【０００５】
例えば、特開平07−302924で提案されている屋根材一体型太陽電池モジュールは、通常の屋根と同様に加工されているため施工性に富み、加工上も従来使用している成型機をそのまま使用することができ取り扱いが用意である。しかし、この太陽電池モジュールは、光起電力素子は、平板横葺き屋根材の平坦部に位置しており、光起電力素子は、全く変形させていない構造になっている。
【０００６】
しかし、最近は、個々のオリジナル性を重視する傾向にあり、これは建材や太陽電池においても例外ではない。さまざまなニーズに答えた多種多様な形状をもった太陽電池あるいは建材を作成して行くためには、光起電力素子上を常に平坦に保つのではなく、光起電力素子を含むすべての領域の加工性を確保する必要がある。
【０００７】
このような、多様性に対応する一つの例として、特開平8-222752、特開平8-222753、特公平6-5769では、波型形状の太陽電池モジュールが記載されている。いずれも、光利用効率をよくするために波状に光起電力素子を配置しており、その製造方法は光起電力素子を波板上に加工した鋼板等に接着剤で貼り付ける手順となっている。
【０００８】
また、a-Si:H層とその歪み量との関係の研究も報告されている。
【０００９】
例えば、Appl.Phys.Lett.54(17),1989,p.1678-1680,"Electrical properties of hydrogenated amorphous silicon layers on polymer film substrate under tensile stress"では、PET基板（100μm厚を）上にa-Si:H単膜(0.5μm厚、主にI-type a-Si:H）を積層したa-Si:H層を引張り、その暗状態での抵抗の変化について報告されている。この報告の詳細は以下のような内容である。
【００１０】
a-Si:H層を引張ると0.7%歪みまでは、ピエゾ効果で徐々に抵抗は高くなり（可逆的）、0.7%歪みからは、弱いSi-Si結合が切断されるため、急に抵抗があがる（不可逆的）。ただし、0.7%以上歪ませたことにより抵抗があがったa-Si:H層も150℃/1時間のアニールによりもとにもどる。
【００１１】
また、J.Appl.Phys.66(1),1989,p.308-311,"Effect of mechanical strain on electrical characteristics of hydrogenated amorphous silicon junctions"では、pin接合をもつa-Si:Hのピエゾ効果について報告されている。この報告の詳細は以下のような内容である。
【００１２】
pin接合をもつa-Si:Hについて、pin接合と平行に歪ませたとき、7500μεの引張り応力下では、順方向および逆方向ともに電流は8％減少する（暗状態）。また7500μεの圧縮応力下で電流は８％増加する。
【００１３】
一方、アモルファスシリコン太陽電池は、一般的には、そのフレキシブル性をいかし、軽量な太陽電池とするために、最表面をフッ素フィルム、その内側に充填材として様々な有機高分子樹脂を使用した被覆が行なわれてきた。しかし、表面をフィルムで被覆した場合、ガラスで被覆した場合に比べ、外部からの衝撃や傷つき（耐スクラッチ性）に弱くなる。これらの欠点を解決するため充填材の中にガラス繊維不織布などの繊維状無機化合物を含浸させ、受光面側の強度を確保する工夫がされている。
【００１４】
図８は、このような太陽電池モジュールの被覆構成を示す従来例である。図８に於いて、８０３はフッ化物重合体薄膜層、８０２は透明有機高分子樹脂、８０１は光起電力素子、８０４は絶縁フィルム、８０５は補強板である。より具体的には、フッ化物重合体薄膜層８０３はＥＴＦＥ（エチレン−テトラフルオロエチレン共重合体）フィルム、ＰＶＦ（ポリフッ化ビニル）フィルム等のフッ素樹脂フィルムであり、透明有機高分子樹脂８０２はＥＶＡ（エチレン−酢酸ビニル共重合体）、ブチラール樹脂等である。絶縁フィルム８０４は、ナイロンフィルム、PET(ポリエステル)フィルム、アルミラミネートテドラーフィルム等の有機樹脂フィルムである。補強板８０５としては、塗装亜鉛鋼板のような絶縁処理した金属、カーボンファイバー、FRP(ガラス繊維強化プラスチック)等である。
【００１５】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、平板状太陽電池モジュールである特開平07−302924は当然のことながら、特開平8-222752、特開平8-222753、特公平6-5769等の波形状太陽電池モジュールについても光起電力素子を波形状に加工する際に、光起電力素子にかかる具体的なストレスに関する記載はない。すなわち
基板の変位量、光起電力素子の変位量、太陽電池モジュールとしての変位量のいずれについても記載されていない。また、ストレスや変形させたことによる影響およびそれらの信頼性についてはまったく触れられていない。
【００１６】
Appl.Phys.Lett.54(17),1989,p.1678-1680,"Electrical properties of hydrogenated amorphous silicon layers on polymer film substrate under tensile stress"、および、J.Appl.Phys.66(1),1989,p.308-311,"Effect of mechanical strain on electrical characteristics of hydrogenated amorphous silicon junctions"では、光起電力素子を歪ませて使用する、あるいは、光起電力素子を歪ませた状態でモジュール化するというような記載も示唆もない。さらに、このように光起電力素子を歪ませた太陽電池モジュールでの信頼性評価もまったく行われていない。
【００１７】
これらが、明確でないため、光起電力素子にストレスをかけたり、変形させたりするような加工をした太陽電池モジュールを作成することは敬遠され、たとえ加工したとしても、その形状での信頼性を常に検討していかなければならない。通常、一つの製品（加工形状）に対して多くの信頼性試験を施さなければならないため、一つの製品を製品化するのには非常に時間がかかる。すなわち、このような方法では、多種多様な製品を求められる現在の太陽電池及び建材のニーズに対応するスピードでの製品化は望めない。
【００１８】
上記したように、よりはやく信頼性の高い、多種多様な太陽電池モジュールを作成するためには、以下の点を解決する必要がある。
▲１▼光起電力素子を含む領域を加工する際の、光起電力素子の変形可能な変位領域を明確にする。
▲２▼光起電力素子を変形させた場合の長期信頼性を確保する。
【００１９】
【課題を解決するための手段】
本発明者は上記課題を解決するために鋭意研究開発を重ねた結果、次のような方法が最良であることを見いだした。
【００２０】
可撓性基板上に半導体光活性層を少なくとも一層有する光起電力素子を有した太陽電池モジュールの製造方法において、前記可撓性基板の少なくとも一部を基板材料の水平方向に、フィルファクター（以降Ｆ．Ｆ．と略す）の低下臨界値未満の歪み量で引っ張り変形させることにより、光起電力素子を含む部分を曲げ加工したことを特徴とする太陽電池モジュールとする。
【００２１】
（作用）
上述した構成を基本とする太陽電池モジュールは以下のような態様を包含し、顕著な効果を奏する。
【００２２】
可撓性基板上に半導体光活性層を少なくとも一層有する光起電力素子を有した太陽電池モジュールの製造方法において、前記可撓性基板の少なくとも一部を基板材料の水平方向に、Ｆ．Ｆ．低下臨界値未満の歪み量で引っ張り変形させることにより、光起電力素子を有する部分を曲げ加工することにより、
（１）光起電力素子の変形可能領域が明確になるため、多種多様な太陽電池モジュールの製品開発スピードが大幅に向上する。
（２）太陽電池の特性を低下させることなく、光起電力素子上を自由に加工することができる。
（３）光起電力素子上も自由に加工することが可能になるため、美観性・意匠性に優れた太陽電池モジュールとすることができる。
（４）成型加工後の太陽電池モジュールも、高信頼性の太陽電池モジュールとすることができる。
【００２３】
前記引張り変形が前記可撓性基板又は前記光起電力素子の非受光面側に設けられた補強材の塑性変形領域内で、且つ前記光起電力素子のF.F.低下臨界値未満の歪み量をもつことにより
(5) 可撓性基板が塑性変形しているため、加工後もその形状をたもった光起電力素子とすることができる。
【００２４】
前記光起電力素子の少なくとも光受光面側が有機高分子樹脂で被覆されることにより、
(6)光起電力素子の可撓性を十分にいかした、可撓性をもった太陽電池モジュールとすることができる。
【００２５】
前記太陽電池モジュールの非受光面側に補強材を設けることにより、
(7)建材一体型太陽電池モジュールとすることができ、太陽電池モジュールの施工性が向上する。
【００２６】
前記太陽電池モジュールの受光面側最表面に透明樹脂フィルム層を設けることにより、
(8)軽量な太陽電池モジュールとすることができるため、耐震性に優れる。
(9) 可撓性をもった太陽電池モジュールとすることができるため、意匠性・加工性が向上する。
(10) 長期屋外暴露の際の外部からの汚れを防止し、太陽電池モジュールの変換効率の低下を少なくすることができる。
【００２７】
前記補強材が、塑性変形領域の歪みをもつことにより、
(11) ほかの部材を用いることなく、太陽電池モジュールを多種の形状にすることができる。
【００２８】
前記補強材の塑性変形領域が受光面側に光起電力素子を含まない部分のみであることにより、
(12) 光起電力素子への歪み量をF.F.低下臨界値以下に押さえつつ、太陽電池モジュールとしては大きく変形させ、多種多様な製品とすることが可能になる。
【００２９】
前記光起電力素子が可撓性基板上にアモルファスシリコンを形成してなることにより、
(13)基板および半導体層ともに可撓性を持つため、光起電力素子の有無に 関わらず補強材を加工することができるため、多種の太陽電池モジュールの加工が可能になる。
【００３０】
前記可撓性基板が導電性基板であることにより、
(14) 光起電力素子のマイナス極として扱うことができるため、電極の取り出しが容易になる。
【００３１】
前記導電性基板の塑性変形領域が0.2%以上であることにより
(15) 小さな歪み量で塑性変形するため、半導体光活性層にダメージを与えることなく光起電力素子の加工が容易できる。
【００３２】
前記導電性基板がステンレス鋼であることにより、
(16) 耐腐食性に富むため、基板を高分子樹脂で被覆する際にも腐食・酸化 などをすることなく信頼性の高い太陽電池モジュールとすることができる。
【００３３】
前記可撓性基板が樹脂フィルムであることにより、
(17)安価な太陽電池モジュールとすることができ、加工を妨げることもないため加工性に富んだ太陽電池モジュールとなる。
【００３４】
前記補強材が、金属であることにより、
(18)耐候性・耐摩耗性に優れた太陽電池モジュールとなる。また、フレキシブルな補強材であるため加工性が向上する。
【００３５】
前記太陽電池モジュールが、建材一体型太陽電池モジュールであることにより、
(19) 従来の建材の上に太陽電池モジュールを設置するタイプと比べ、建材が不要となるため低コストな太陽電池モジュールとなる。
(20) さらに、建物の屋根や壁に設置することにより、設置場所を有効に使用できるため、効率よく発電することができる。
【００３６】
【発明の実施の形態】
本発明の光起電力素子と歪み量との関係を示した実験について詳細を述べる。
【００３７】
本発明に於ける代表的な光起電力素子は、基板上に裏面反射層、半導体活性層、透明導電層、集電電極が積層された構成となっている。その一例としての概略構成図を図２に示すが、この図に於いて２０１は導電性基板、２０２は裏面反射層、２０３は半導体光活性層、２０４は透明導電層、２０５は集電電極、２０６は出力端子である。
【００３８】
基板としては、金属、樹脂、ガラス、セラミックス、半導体バルクなどが用いられる。その表面には微細な凹凸を有しても良い。透明基板を用いて基板側から光が入射する構成としてもよい。
【００３９】
ただし、アモルファスシリコンの可撓性を最大限に生かすためにも基板も可撓性の物を使用することが望ましい。すなわち、金属や樹脂を使用することが望ましい。金属や樹脂等は長尺形状とすることによって、連続成膜に対応させることができる。樹脂基板の材料としては、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、芳香族ポリエステル、芳香族ポリアミド、ポリスルホン酸、ポリイミド、ポリアリレート、ポリエーテルエーテルケトンなどがある。また、基板を導電性基板とすることにより光起電力素子の基板になると同時に、下部電極の役割も果たすことができるためより好ましい。導電性基板の材料としては、シリコン、タンタル、モリブデン、タングステン、ステンレス鋼、アルミニウム、銅、チタン、カーボンシート、鉛メッキ鋼板、導電層が形成してある樹脂フィルムやセラミックスなどがある。上記導電性基板２０１上には裏面反射層２０２として、金属層、あるいは金属酸化物層、あるいは金属層と金属酸化物層を形成しても良い。これらの役割は基板にまで到達した光を反射して半導体層で再利用させる反射層となる。これらの表面に凹凸を設けることにより反射光を半導体層内での光路長を延ばし、短絡電流を増大させる働きがある。金属層には、例えば、Ｔｉ，Ｃｒ，Ｍｏ，Ｗ，Ａｌ，Ａｇ，Ｎｉ，Ｃｕ，Ａｕなどが用いられ、金属酸化物層には、例えば、ＺｎＯ，ＴｉＯ2，ＳｎＯ2などが用いられる。上記金属層及び金属酸化物層の形成方法としては、抵抗加熱蒸着法、電子ビーム蒸着法、スパッタリング法、めっき、印刷などがある。
【００４０】
半導体光活性層２０３は光電変換を行う部分で、具体的な材料としては、ｐｎ接合型多結晶シリコン、ｐｉｎ接合型アモルファスシリコン、あるいはＣｕＩｎＳｅ2，ＣｕＩｎＳ2，ＧａＡｓ，ＣｄＳ／Ｃｕ2Ｓ，ＣｄＳ／ＣｄＴｅ，ＣｄＳ／ＩｎＰ，ＣｄＴｅ／Ｃｕ2Ｔｅをはじめとする化合物半導体などが挙げられる。上記半導体光活性層の形成方法としては、多結晶シリコンの場合は溶融シリコンのシート化か非晶質シリコンの熱処理、アモルファスシリコンの場合はシランガスなどを原料とするマイクロ波プラズマＣＶＤ法、高周波プラズマＣＶＤ法、ＶＨＦプラズマＣＶＤ法、化合物半導体の場合はイオンプレーティング、イオンビームデポジション、真空蒸着法、スパッタ法、電析法などがある。
【００４１】
透明導電層２０４は太陽電池の上部電極の役目を果たしている。同時に入射光および反射光の乱反射を増大し、半導体層内での光路長をのばす。また、金属層の元素が半導体層へ拡散あるいはマイグレーションをおこし、光起電力素子がシャントすることを防止する。さらに、適度な抵抗を持つことにより、半導体層のピンホール等の欠陥によるショートを防止する。比抵抗が１０−８（Ωcm）以上、１０−１（Ωcm）以下であることが望ましい。さらに、金属層と同様にその表面に凹凸を有していることが好ましい。用いる材料としては、例えば、Ｉｎ2Ｏ3，ＳｎＯ2，Ｉｎ2Ｏ3−ＳｎＯ2（ＩＴＯ），ＺｎＯ，ＴｉＯ2，Ｃｄ2ＳｎＯ4，高濃度不純物ドープした結晶性半導体層などがある。形成方法としては抵抗加熱蒸着、スパッタ法、スプレー法、ＣＶＤ法、不純物拡散法などがある。
【００４２】
透明導電層の上には電流を効率よく集電するために、格子状の集電電極２０５（グリッド）を設けてもよい。集電電極２０５の具体的な材料としては、例えば、Ｔｉ，Ｃｒ，Ｍｏ，Ｗ，Ａｌ，Ａｇ，Ｎｉ，Ｃｕ，Ｓｎ、あるいは銀ペーストをはじめとする導電性ペーストなどが挙げられる。集電電極２０５の形成方法としては、マスクパターンを用いたスパッタリング、抵抗加熱、ＣＶＤ法や、全面に金属膜を蒸着した後で不必要な部分をエッチングで取り除きパターニングする方法、光ＣＶＤにより直接グリッド電極パターンを形成する方法、グリッド電極パターンのネガパターンのマスクを形成した後にメッキする方法、導電性ペーストを印刷する方法、金属線を導電性ペーストで固着する方法などがある。導電性ペーストは、通常微粉末状の銀、金、銅、ニッケル、カーボンなどをバインダーポリマーに分散させたものが用いられる。バインダーポリマーとしては、例えば、ポリエステル、エポキシ、アクリル、アルキド、ポリビニルアセテート、ゴム、ウレタン、フェノールなどの樹脂が挙げられる。
【００４３】
最後に起電力を取り出すためにプラス側出力端子206ａおよびマイナス側出力端子206bを導電性基板と集電電極に取り付ける。導電性基板へは銅タブ等の金属体をスポット溶接や半田で接合する方法が取られ、集電電極へは金属体を導電性ペースト207や半田によって電気的に接続する方法が取られる。なお集電電極205に取り付ける際、出力端子が導電性金属基板や半導体層と接触して短絡するのを防ぐ為に絶縁体208を設けることが望ましい。
【００４４】
以下にｐｉｎ接合型アモルファスシリコン半導体光活性層を用いた光起電力素子を用いて実験を行った結果を示す。
【００４５】
始めに光起電力素子の基板の非受光面側に歪みゲージを貼り付けた。その後、初期特性を測定した。このサンプルを引張試験機により、基板の水平方向に光起電力素子を引っ張る方向（延ばす方向）のストレス（歪み）を与える。この場合、ピーク歪み量は、基板が12000με（1.2％ 伸び）となるまで各々の歪み量で測定した。このようにして、歪み量を変えたサンプルの特性を再度測定し、最後にＳＥＭ（走査型電子顕微鏡）により光起電力素子表面の観察をおこなった。
【００４６】
歪み量としては、引っ張り段階で発生するピーク歪み量と、引っ張りを止めた時点で残っている残留歪み量の2種類に分けられる(図９)。引張り段階のピーク歪み地点でa-Si：Hに割れなどの欠陥がおきてしまった場合、その後の残留歪みを全くなくしたとしても、その欠陥が復元されるわけではない。したがって、光起電力素子の変形可能領域と歪みの関係を述べる場合にはピーク歪みが重要になる。
【００４７】
上記のような実験の結果を図10にしめす。
【００４８】
始めに、図10を用いて、F.F.低下臨界値の定義を説明する。
【００４９】
光起電力素子の歪み量とＦ．Ｆ．変化率の関係をグラフにする。その場合、図１０に示したように、ある歪み量の点からＦ．Ｆの低下が起こる。このＦ．Ｆ．の低下はなだらかな曲線となるため、図のように接線をひき２つの接線の交点をＦ．Ｆ．低下臨界値とする。ａ−Ｓｉ：Ｈを用いた図１０の場合には、二つの接線の交点は、７０００με（０．７％歪み）である。すなわち、ピーク歪み７０００με以上となるとＦ．Ｆ．が低下する。そこで、光起電力素子上を加工し、その信頼性を確保するためには加工時に光起電力素子に対するピーク歪み量がＦ．Ｆ．低下臨界値（ａ−Ｓｉ：Ｈの場合０．７％）未満であることが望ましい。この条件において、光起電力素子を変形加工するためには、可撓性基板として、Ｆ．Ｆ．低下臨界値（ａ−Ｓｉ：Ｈの場合０．７％）未満に塑性変形領域を持つ材料を用いることにより、Ｆ．Ｆ．低下臨界値（ａ−Ｓｉ：Ｈの場合０．７％）未満で基板を変形させることにより光起電力素子を変形させ、同時に基板上の半導体光活性層には性能の低下をもたらすことのない光起電力素子とすることができる。
【００５０】
ここで、F.F.について説明する。
【００５１】
F. F.=最大電力（Pm）/（短絡電流（Isc）×開放電圧（Voc））で現される。すなわち、物理的な意味としては、電圧だけを最大限に取り出した場合の値であるVocと電流だけ最大限に引き出した場合の値であるIscとの積に対する、実際に取り出せる電力Pmを比較した値である。実際的なF.F.の値は、ｐｎ接合の順方向特性によって決まるので、使用する半導体基板中に含まれる欠陥や、ｐｎ接合作製時あるいはその後の製造工程で発生する欠陥を通して、漏れ電流が流れるとF.F.が低くなり、本来出せるはずの出力を低下させることになる。この意味から、引っ張り試験後にF.F.が低下しているということは、すなわち引っ張り試験により半導体層に欠陥を生じているということを現している。
【００５２】
上記のことからもわかるように、a-Si：Hの場合、ピーク歪みが0.7%以上である場合、すなわちF.F低下臨界値以上の歪みを光起電力素子に与えた場合、その光起電力素子には欠陥が生じていると思われる。
【００５３】
実際に、光起電力素子の受光面側からＳＥＭで観察した結果F.F低下臨界値以上の歪みを生じている部分では可撓性基板の垂直方向への割れが多数観察された。また、この時の太陽電池特性の低下から、基板／金属層／透明電極層／半導体活性層／透明電極の膜の界面剥離、あるいは半導体活性層内の界面剥離も発生していると考えられる。
【００５４】
これらのことを踏まえて、実際の太陽電池モジュールを作成する方法を以下に述べる。図１に、本発明の条件をみたす太陽電池モジュールの一例の平面図・断面図をしめす。図１において、１０１は光起電力素子、１０２は繊維状無機化合物、１０３は透明有機高分子化合物、１０４は最表面に位置する透明な樹脂フィルム、１０５は裏面充填材、１０６は裏面絶縁フィルム、１０７は補強材、外部からの光は、最表面のフィルム１０３から入射し、光起電力素子１０１に到達し、生じた起電力は出力端子（不図示）より外部に取り出される。光起電力素子１０１は、上述した通りの光起電力素子を用いる。
【００５５】
次に、本発明に用いられる加工について詳しく説明する。まずは、補強材を貼り付けた平板太陽電池モジュールを作成した後に、図１に示すような曲げ加工を行う。図1では、光起電力素子の真ん中で階段状に曲げ加工を行っている。この加工で歪みが生じる場所は、階段状の山部および谷部である。ただし、もっとも大きな歪みが生じるのは、階段状の山部である。谷部でも歪みは生じるがごく僅かである。
【００５６】
図１には連続した階段状に加工した例を示したがこれに限定されるものではない。可撓性基板の歪み量をF.F.低下臨界値未満で塑性変形させた加工であれば、一部にのみ折り曲げ部を設けたり、多数の凹凸部をもつもの、または平板太陽電池モジュールのまま引っ張りのストレスを与えるような加工を行ってもよい。光起電力素子の有無に関わらず太陽電池モジュールを加工することができるため、例えば図１のように大型の太陽電池モジュールを働き幅の狭い階段状の屋根材として加工することにより美観性にも優れ、さらに1枚毎に接合部を設ける必要がないため接合部の少ない施工性に優れた屋根となる。また、太陽電池モジュールの形態によって光起電力素子の配列を変更する必要がなく、同一の平板太陽電池モジュールを多種の形状に加工することができるため、加工性・生産性に優れる。具体的に、補強材を設けた太陽電池モジュールの加工を考えた場合、基板よりも剛性の高い材料を補強材として用いることが多いため、可撓性基板を塑性変形させただけでは太陽電池モジュールとしての加工された形状を維持することは難しい。その場合、太陽電池モジュールの形状を加工するための一例としては、補強材上で光起電力素子のない部分のみ塑性変形させて、それにより補強材全体が形状を維持できるような加工を行う方法がある。この方法によれば、補強材を設けた太陽電池モジュールにおいても、可撓性基板の歪み量をF.F.低下臨界値未満として、太陽電池モジュールとして加工し、その形状を維持できるため、信頼性、美観性ともにすぐれた太陽電池モジュールとすることができる。
【００５７】
次に本発明に用いられる被覆材材料について詳しく説明する。
【００５８】
（繊維状無機化合物）
次に、表面充填材中に含浸されている繊維状無機化合物１０２について以下に述べる。まず、アモルファスシリコンを使用した太陽電池はその可撓性を十分にいかすためにその表面を高分子樹脂フィルムで被覆する。しかし、この場合最表面をガラスで被覆した場合に比べて外部からの傷に非常に弱くなる。
【００５９】
また、太陽電池モジュール、特に住宅の屋根、壁に設置されるモジュールには難燃性が求められている。ところが、透明有機高分子樹脂の量が多いと非常に燃えやすい表面被覆材となり、またその量が少ないと外部からの衝撃から内部の光起電力素子を保護することができなくなる。そこで、少ない樹脂で光起電力素子を外部環境から十分に保護するために、表面被覆材として繊維状無機化合物を含浸した透明高分子樹脂を使用する。
【００６０】
繊維状無機化合物としては、具体的にはガラス繊維不織布、ガラス繊維織布、ガラスフィラー等があげられる。特に、ガラス繊維不織布を用いることが好ましい。ガラス繊維織布は、コストが高く、含浸もされにくい。ガラスフィラーを用いることは、耐スクラッチ性があまり向上しない為、より少量の透明有機高分子樹脂で光起電力素子を被覆することが難しい。また、長期使用にかんして、十分な密着力を確保するために透明有機高分子樹脂に使用したものと同様に、シランカップリング剤や有機チタネート化合物で繊維状無機化合物を処理しておくことが望ましい。
【００６１】
（充填材）
表面充填材１０３として用いられている透明有機高分子樹脂は、光起電力素子の凹凸を樹脂で被覆し、素子を温度変化、湿度、衝撃などの過酷な外部環境から守りかつ表面フィルムと素子との接着を確保するために必要である。したがって、耐候性、接着性、充填性、耐熱性、耐寒性、耐衝撃性が要求される。これらの要求を満たす樹脂としてはエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エチレン−アクリル酸メチル共重合体（ＥＭＡ）、エチレン−アクリル酸エチル共重合体（ＥＥＡ）、ブチラール樹脂などのポリオレフィン系樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂などが挙げられる。なかでも、ＥＶＡは太陽電池用途としてバランスのとれた物性を有しており、好んで用いられる。
【００６２】
また、ＥＶＡはそのままでは熱変形温度が低いために容易に高温使用下で変形やクリープを呈するので、架橋して耐熱性を高めておくことが望ましい。ＥＶＡの場合は有機過酸化物で架橋するのが一般的である。有機過酸化物による架橋は有機過酸化物から発生する遊離ラジカルが樹脂中の水素やハロゲン原子を引き抜いてＣ−Ｃ結合を形成することによって行われる。有機過酸化物の活性化方法には、熱分解、レドックス分解およびイオン分解が知られている。一般には熱分解法が好んで行われている。有機過酸化物の化学構造の具体例としては、ヒドロペルオキシド、ジアルキル（アリル）ペルオキシド、ジアシルペルオキシド、ペルオキシケタール、ペルオキシエステル、ペルオキシカルボネートおよびケトンペルオキシドに大別される。
【００６３】
なお、有機過酸化物の添加量は充填材樹脂100重量部に対して0.5乃至５重量部である。
【００６４】
上記有機過酸化物を充填材に併用し、加圧加熱しながら架橋および熱圧着を行うことが可能である。加熱温度ならびに時間は各々の有機過酸化物の熱分解温度特性で決定することができる。一般には熱分解が９０％より好ましくは９５％以上進行する温度と時間をもって加熱加圧を終了する。これによる充填材のゲル分率が８０％以上が好ましい。ここで、ゲル分率とは以下の式で求められる。
【００６５】
ゲル分率＝（未溶解分の重量／試料の元の重量）×１００（％）
すなわち、透明有機高分子樹脂をキシレン等の溶媒で抽出した場合、架橋してゲル化した部分は溶出せず架橋していないゾル部分のみ溶出する。ゲル分率１００％とは、完全に架橋が完了したことを示す。抽出後残った試料を取り出したキシレンを蒸発させることにより未溶解のゲル分のみを得ることができる。
【００６６】
ゲル分率が８０％未満である場合、耐熱性や耐クリープ性に劣るため、夏などの高温下での使用の際に問題が生じる。
【００６７】
上記架橋反応を効率良く行うためには、架橋助剤と呼ばれるトリアリルイソシアヌレート(TAIC)を用いることが望ましい。一般には充填材樹脂100重量部に対して１乃至５重量部の添加量である。
【００６８】
本発明に用いられる充填材の材料は耐候性において優れたものであるが、更なる耐候性の改良、あるいは、充填材下層の保護のために、紫外線吸収剤を併用することもできる。紫外線吸収剤としては、公知の化合物が用いられるが、太陽電池モジュールの使用環境を考慮して低揮発性の紫外線吸収剤を用いることが好ましい。紫外線吸収剤の他に光安定化剤も同時に添加すれば、光に対してより安定な充填材となる。具体的な化学構造としてはサリチル酸系、ベンゾフェノン系、ベンゾトリアゾール系、シアノアクリレート系に大別される。これらの紫外線吸収剤を少なくとも１種以上添加することが好ましい。
【００６９】
上記紫外線吸収剤以外に耐候性を付与する方法としてはヒンダードアミン系光安定化剤を使用できることが知られている。ヒンダードアミン系光安定化剤は紫外線吸収剤のようには紫外線を吸収しないが、紫外線吸収剤を併用することによって著しい相乗効果を示す。添加量は樹脂１００重量部に対して０．１〜０．３重量部程度が一般的である。もちろんヒンダードアミン系以外にも光安定化剤として機能するものはあるが、着色している場合が多く本発明の充填材には望ましくない。
【００７０】
さらに、耐熱性・熱加工性改善のために酸化防止剤を添加することも可能である。添加量は樹脂１００重量部に対して０．１〜１重量部が適正である。酸化防止剤の化学構造としてはモノフェノール系、ビスフェノール系、高分子型フェノール系、硫黄系、燐酸系に大別される。
【００７１】
さらに、より厳しい環境下で太陽電池モジュールの使用が想定される場合には充填材と光起電力素子あるいは表面フィルムとの密着力を向上することが好ましい。シランカップリング剤や有機チタネート化合物を充填材に添加することで前記密着力を改善することが可能である。添加量は、充填材樹脂100重量部に対して0.1乃至3重量部が好ましく、0.25乃至1重量部がより好ましい。さらに、含浸している繊維状無機化合物と透明有機高分子化合物の密着力を向上させるためにもシランカップリング剤や有機チタネート化合物を透明有機高分子中に添加することは効果がある。
【００７２】
一方、光起電力素子に到達する光量の減少をなるべく抑えるために、表面充填材は透明でなくてはならず、具体的には光透過率が４００ｎｍ以上８００ｎｍ以下の可視光波長領域において８０％以上であることが望ましく、９０％以上であることがより望ましい。また、大気からの光の入射を容易にするために、摂氏２５度における屈折率が１．１から２．０であることが好ましく、１．１から１．６であることがより好ましい。
【００７３】
（表面樹脂フィルム）
本発明で用いられる表面樹脂フィルム１０４は太陽電池モジュールの最表層に位置するため耐候性、耐汚染性、機械強度をはじめとして、太陽電池モジュールの屋外暴露における長期信頼性を確保するための性能が必要である。本発明に用いられる樹脂フィルムとしてはフッ素樹脂、アクリル樹脂などがある。なかでもフッ素樹脂は耐候性、耐汚染性に優れているため好んで用いられる。具体的にはポリフッ化ビニリデン樹脂、ポリフッ化ビニル樹脂あるは四フッ化エチレン−エチレン共重合体などがある。耐候性の観点ではポリフッ化ビニリデン樹脂が優れているが、耐候性および機械的強度の両立と透明性では四フッ化エチレン−エチレン共重合体が優れている。
【００７４】
前記充填材との接着性の改良のために、コロナ処理、プラズマ処理、オゾン処理、ＵＶ照射、電子線照射、火炎処理等の表面処理を表面フィルムに行うことが望ましい。具体的には、光起電力素子側の、ぬれ指数が３４dyne乃至４５dyneであることが好ましい。ぬれ指数が３４dyne以下であると、樹脂フィルムと充填材との接着力が十分ではないため、充填剤と樹脂フィルムの剥離がおこる。また、樹脂フィルムとして、四フッ化エチレン−エチレン共重合体樹脂フィルムを用いる場合、ぬれ指数45dyne以上にすることは難しい。
【００７５】
さらに、樹脂フィルムは、延伸処理されたフィルムはクラックを生じる。すなわち、本発明のように太陽電池モジュールの端部を折り曲げ加工する際には、折り曲げ部分でフィルムが切れるため、その部分での被覆材の剥離および水分の侵入を促し信頼性の低下をきたす。このことより、延伸処理されていないフィルムのほうが望ましい。具体的には、 ASTM D-882試験法における、引っ張り破断伸びが縦方向、横方向ともに200%乃至800%であることが好ましい。
【００７６】
（絶縁フィルム）
絶縁フィルム１０６は、光起電力素子１０１の導電性金属基板と外部との電気的絶縁を保つために必要である。材料としては、導電性金属基板と充分な電気絶縁性を確保でき、しかも長期耐久性に優れ熱膨張、熱収縮に耐えられる、柔軟性を兼ね備えた材料が好ましい。好適に用いられるフィルムとしては、ナイロン、ポリエチレンテレフタレート、、ポリカーボネートが挙げられる。
【００７７】
（裏面充填材）
裏面の充填材１０５は光起電力素子１０１と裏面の絶縁フィルム１０６との接着を図るためのものである。材料としては、導電性基板と充分な接着性を確保でき、しかも長期耐久性に優れ熱膨張、熱収縮に耐えられる、柔軟性を兼ね備えた材料が好ましい。好適に用いられる材料としては、ＥＶＡ、エチレン−アクリル酸メチル共重合（ＥＭＡ）、エチレン−アクリル酸エチル共重合体（ＥＥＡ）、ポリエチレン、ポリビニルブチラール等のホットメルト材、両面テープ、柔軟性を有するエポキシ接着剤が挙げられる。また、補強板および絶縁フィルムとの接着力を向上するためにこれらの接着剤表面に粘着付与樹脂を塗布してもよい。これら充填材が、表面の充填材１０３として使用されている透明高分子樹脂と同じ材料であることも多い。さらには、工程の簡略化の為、絶縁フィルムの両側に、上記の接着剤層をあらかじめ一体積層した材料を用いてもよい。
【００７８】
（補強板）
裏面の被覆フィルムの外側には、太陽電池モジュールの機械的強度を増すために、あるいは、温度変化による歪、ソリを防止するために、また、屋根材一体型太陽電池モジュールとするために補強板１０７を張り付ける。例えば、耐候性、耐錆性にすぐれた有機高分子樹脂で被覆された塗装亜鉛鋼板、プラスチック板、ＦＲＰ（ガラス繊維強化プラスチック）板などが好ましい。
【００７９】
以上述べた光起電力素子、充填材、表面樹脂フィルム、裏面被覆材、補強板を用いて平板太陽電池付き屋根とし、端部を折り曲げ加工し、光起電力素子を含む部分を曲げ加工する方法を次に説明する。
【００８０】
光起電力素子受光面を被覆するには、シート状に成型した透明高分子樹脂３０３を作製しこれを素子の表裏に加熱圧着する方法が一般的である。太陽電池モジュールの作成時の積層構成は、図3に示されるような構成である。すなわち、光起電力素子３０１、繊維状無機化合物３０２、透明有機高分子樹脂３０３、表面樹脂フィルム３０４、裏面充填材３０５、絶縁フィルム３０６、補強板３０７が図の順、あるいは逆の順で積層し、加熱圧着して太陽電池モジュール３０８を得る。
【００８１】
なお、圧着時の加熱温度及び加熱時間は架橋反応が十分に進行する温度・時間をもって決定する。
【００８２】
このようにして、作成した太陽電池モジュール３０８を、プレス成型機・ローラーフォーマー成型機・ベンダー曲げ成型機により補強材を塑性変形領域まで加工し、太陽電池モジュールを得る。
【００８３】
【実施例】
以下、実施例に基づき本発明を詳細に説明する。
【００８４】
(実施例1)
〔光起電力素子〕
まず、アモルファスシリコン（ａ−Ｓｉ）太陽電池（光起電力素子）を製作する。作製手順を図2を用いて説明する。
【００８５】
洗浄したステンレス基板２０１上に、スパッタ法で裏面反射層２０２としてＡｌ層（膜厚５０００Å）とＺｎＯ層（膜厚５０００Å）を順次形成する。ついで、プラズマＣＶＤ法により、ＳｉＨ4とＰＨ3とＨ2の混合ガスからｎ型ａ−Ｓｉ層を、ＳｉＨ4とＨ2の混合ガスからｉ型ａ−Ｓｉ層を、ＳｉＨ4とＢＦ3とＨ2の混合ガスからｐ型微結晶μｃ−Ｓｉ層を形成し、ｎ層膜厚１５０Å／ｉ層膜厚４０００Å／ｐ層膜厚１００Å／ｎ層膜厚１００Å／ｉ層膜厚８００Å／ｐ層膜厚１００Åの層構成のタンデム型ａ−Ｓｉ光電変換半導体層２０３を形成した。次に、透明導電層２０４として、Ｉｎ2Ｏ3薄膜（膜厚７００Å）を、Ｏ2雰囲気下でＩｎを抵抗加熱法で蒸着する事によって形成した。さらに、集電用のグリッド電極２０５を銀ペーストのスクリーン印刷により形成し、最後にマイナス側出力端子２０６ａとして銅タブをステンレス基板に半田２０７を用いて取り付け、プラス側出力端子２０６ｂとしては錫箔のテープを半田２０７にて集電電極２０５に取り付け出力端子とし、光起電力素子を得た。
【００８６】
〔セルブロック〕
上記素子を５直列に接続して太陽電池セルブロックを作製する方法を図５を用いて説明する。
【００８７】
５つの素子を横一列に並べた後、隣り合う素子の一方の素子のプラス側端子503aと他方の素子のマイナス側端子503bとを銅タブ504で半田505を用いて接続する。さらに、これにより５個の素子を直列化し、直列済セルブロックを作成した。一番端の素子の出力端子に接続した銅タブは裏面に回して後に述べる裏面被覆層の穴から出力を取り出せるように裏面集電電極を作成した(不図示)。
【００８８】
このようにして、太陽電池セルブロックを完成した。
【００８９】
〔モジュール化〕
上記素子を被覆して太陽電池モジュールを作成する方法を図６を用いて説明する。セルブロック６０１、繊維状無機化合物(40g/m2)６０２、受光面側透明有機高分子樹脂６０３、表面樹脂フィルム６０４、裏面一体積層フィルム６０６、補強板６０７を用意し、これらを図６の順序で積層することにより作成した。
【００９０】
また、セルブロックのプラス側出力端子609上には化粧テープ６０８を積層した。
【００９１】
＜繊維状無機化合物＞
繊維状無機化合物(40g/m2)
目付け量４０ｇ／ｍ２、厚さ２００μｍ、結着剤アクリル樹脂４.0％含有、線径１０μｍ、繊維長13ｍｍのガラス不織布を準備した。
【００９２】
＜受光面側透明有機高分子樹脂＞
充填材としてエチレンー酢酸ビニル共重合体（酢酸ビニル２５重量％）と、架橋剤、紫外線吸収剤、酸化防止剤、光安定化剤を混合して処方組された、４６０μｍのＥＶＡシートを準備した。
【００９３】
＜表面樹脂フィルム＞
表面樹脂フィルムとして、無延伸のエチレンーテトラフルオロエチレンフィルム（ＥＴＦＥ）５０μｍを準備した。なお、充填材と接する面にはあらかじめプラズマ処理を施した。
【００９４】
＜裏面一体積層フィルム＞
一体積層フィルムとして、接着層として、受光面側有機高分子樹脂として使用した処方ぐみされたエチレンー酢酸ビニル共重合体（酢酸ビニル２５重量％、厚さ225μm）と絶縁フィルムとして２軸延伸のポリエチレンテレフタレートフィルム（ＰＥＴ）（厚さ１００μｍ）を、ＥＶＡ／ＰＥＴ／ＥＶＡの順で一体積層した総厚５５０μｍとした一体積層フィルムを用意した。
【００９５】
＜補強板＞
補強板としては、ガルバリウム鋼板（アルミニウム５５％、亜鉛43.4％、シリコン1.6％が一体となったアルミ・亜鉛合金メッキ鋼板）に一方にはポリエステル系塗料をもう一方にはガラス繊維を添加したポリエステル系塗料をコートした鋼板を用意した。厚みは４００μｍの鋼板とした。
【００９６】
＜化粧テープ＞
化粧テープとしては、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルム（厚さ５０μｍ、色 黒色）のテープを準備した。
【００９７】
＜平板太陽電池モジュール＞
この積層体を、１重真空方式のラミネート装置を用いて真空加熱し平板太陽電池モジュールを作成した。その際の真空条件は、排気速度76Torr/sec.、真空度５Ｔｏｒｒで３０分間排気。その後、１６０度の熱風オーブンにラミネート装置を投入し、５０分間加熱した。この際のＥＶＡは、１４０度以上１５分間以上という環境におかれる。これにより、ＥＶＡを溶融、架橋させた。
【００９８】
〔ローラーフォーマー加工〕
次に図４−１のように、ローラーフォーマー成形機でもって光起電力素子を含まない太陽電池モジュールの端部を折り曲げ加工した。この時、光起電力素子部分にはローラーがあたらないように成形する。
【００９９】
〔プレス加工〕
次に図４−2に示すように、プレス成型機により、光起電力素子の有無によらず補強板を曲げ加工した。プレス加工は、凸部をもつ下型と凹部を持つ上型により太陽電池モジュールを挟み込む形でおこなった。この時、光起電力素子の可撓性基板のピーク歪み量が0.6％（残留歪み量0.4％）になるようにプレス条件を調節した。
【０１００】
最後に、太陽電池モジュール裏面から電力取り出し用の電線を取り付ける。光起電力素子群の端子取りだし部に当たるところの補強材には予め穴が開けられており、そこから正極および負極の出力端子を取り出している。更に取り出し部には絶縁保護と防水のためにポリカーボネイト製の端子箱を設けている。またケーブルとしては先端にコネクターを有するケーブル線を用いている。
【０１０１】
（実施例２）
実施例１において、プレスの条件を光起電力素子の可撓性基板のピーク歪み量が0.3％（残留歪み量0.1%）となるようにして行った。プレス条件以外は実施例１と同様に太陽電池モジュールを作成した。
【０１０２】
（実施例３）
実施例１において、光起電力素子の基板として、ポリイミドフィルムを使用したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１０３】
（実施例４）
実施例４の太陽電池モジュールを図７に示した。
【０１０４】
実施例１と同様に、光起電力素子を作成し、その他の工程は以下に示した。
【０１０５】
〔セルブロック〕
上記素子を５直列に接続して太陽電池セルブロックを作成した。作成方法は実施例１と同様とする。
【０１０６】
〔平板太陽電池モジュール〕
上記５直列の太陽電池セルブロックを使用し、実施例１と同様に平板太陽電池モジュールを作成した。
【０１０７】
〔端部曲げ加工〕
平板太陽電池モジュールの４コーナーをコーナーシェアでカットした。その後、短辺側の端部を１８０°折り返し、されあに長辺側をベンダー加工により受光面側に９０°折り曲げ加工を行った。長辺側の折り曲げ加工した部分の立ち上がり高さは２５mmとした。
【０１０８】
〔プレス加工〕
プレス加工により曲率部を設けた。凸部を持つ下型と凹部を持つ上型により太陽電池モジュールを挟み込む形で行った。光起電力素子の基板のピーク歪み量が0.6％(残留歪み量0.4%)となるようにプレス加工をおこなった。
【０１０９】
（実施例５）
実施例４において、光起電力素子の基板として、ポリイミドフィルムを使用したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１０】
（比較例１）
実施例１において、光起電力素子の基板のピーク歪み量を0.9％（残留歪み量0.7%）となるようにプレス加工したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１１】
（比較例２）
実施例１において、光起電力素子の基板のピーク歪み量を1.4％（残留歪み量1.2%）となるようにプレス加工したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１２】
（比較例３）
実施例１において、光起電力素子の基板のピーク歪み量を4.8％（残留歪み量4.4%）となるようにプレス加工したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１３】
（比較例４）
実施例３において、光起電力素子の基板のピーク歪み量を1.4％（残留歪み量1.2%）となるようにプレス加工したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１４】
（比較例５）
実施例４において、光起電力素子の基板のピーク歪み量を1.4％（残留歪み量1.2%）となるようにプレス加工したこと以外は同様にして太陽電池モジュールを作成した。
【０１１５】
下記項目の評価を行った。結果を表1に示す。
【０１１６】
【表１】

Figure 0003754806
【０１１７】
●初期外観
太陽電池モジュール（最終形態）の充填不良や太陽電池表面への傷など、初期の外観を評価した。また同時に、加工後の太陽電池モジュールの建材および屋根材としての美観性の点でも評価をおこなった。評価結果は、以下の評価基準で表1に示す。
◎：外観上の欠陥が全く、建材および屋根材としての美観性にも優れている場合、○：外観上の欠陥が多少あるが実用上さしつかえない場合、×：充填不良、表面への傷が著しく外観上の欠陥が非常に大きいあるいは、建材および屋根材としての美観を著しく損ねている場合。
【０１１８】
●高温高湿度試験
太陽電池モジュールを、８５度／８５％（相対湿度）の環境に３０００時間投入した後、太陽電池モジュールを取り出し、外観の変化を目視により観察した。また、ＡＭ1.５、100ｍＷ／cm2の光照射下での変換効率を測定し、投入前の初期値からの変化率をもとめた。評価結果は、以下の評価基準で表1に示す。
外観）◎：外観上の欠陥が全くない場合、○：外観上の欠陥が多少あるが実用上さしつかえない場合、×：剥離などが著しく外観上の欠陥が非常に大きい場合
変換効率）◎：変換効率の変化が1.0％未満である場合、○：変換効率の変化が1.0％以上3.0％未満である場合、△：変換効率の変化が3.0％〜5.0％である場合、×：変換効率の変化が5.0％以上である場合。
【０１１９】
●温湿度サイクル試験
太陽電池モジュールを、-40度/0.5時間:85度/85%(相対湿度)/２０時間の温湿度サイクル試験を１００回繰り返した後、太陽電池モジュールを取り出し、外観の変化を目視により観察した。また、ＡＭ1.５、100ｍＷ／cm2の光照射下での変換効率を測定し、投入前の初期値からの変化率をもとめた。評価結果は、以下の評価基準で表1に示す。
外観）◎：外観上の欠陥が全くない場合、○：外観上の欠陥が多少あるが実用上さしつかえない場合、×：剥離などが著しく外観上の欠陥が非常に大きい場合
変換効率）◎：変換効率の変化が1.0％未満である場合、○：変換効率の変化が1.0％以上3.0％未満である場合、△：変換効率の変化が3.0％〜5.0％である場合、×：変換効率の変化が5.0％以上である場合。
【０１２０】
●順バイアス高温高湿保存（ＨＨＦＢ試験）
太陽電池モジュールを、８５度／８５％（相対湿度）の環境下に投入する。この場合、試験機内を遮光環境にするか試験体の受光面側を遮光するかのいずれかにより試験体に光が入射しないようにする。この環境下において、最適動作電圧（Vmp）が太陽電池の内部ＰＶ回路（ダイオード成分）の順方向に印可できるように配線し、２０００時間印可したあと、太陽電池モジュールをとりだし、光起電力素子１セルずつにつき低照度Voc（照度２００Ｌｘ下での開放電圧（Voc））を測定、投入前の初期値からの変化率を求めた。低照度Vocの低下は、光起電力素子内部の接合欠陥による分路抵抗の抵抗の低下を表す。すなわち、内部欠陥の増加を表す。
評価結果は以下の評価基準で表１に示す。
◎：低照度Vocの変化が、１.０％未満である場合、○：低照度Vocの変化が、１．０％以上３．０％未満である場合、△：低照度Vocの変化が３.０％以上５．０％未満である場合、×：低照度Vocの変化が５.０％以上である場合。
【０１２１】
●逆バイアス高温高湿保存（ＨＨＲＢ試験）
太陽電池モジュールを、８５度／８５％（相対湿度）の環境下に投入する。この場合、試験機内を遮光環境にするか試験体の受光面側を遮光するかのいずれかにより試験体に光が入射しないようにする。この環境下において、バイパスダイオードのオペレーション電圧（Vf）が太陽電池の内部ＰＶ回路（ダイオード成分）の逆方向に印可できるように配線し、２０００時間印可したあと、太陽電池モジュールをとりだし、光起電力素子１セルずつにつき低照度Voc（照度２００Ｌｘ下での開放電圧（Voc））を測定、投入前の初期値からの変化率を求めた。低照度Vocの低下は、光起電力素子内部の接合欠陥による分路抵抗の抵抗の低下を表す。すなわち、内部欠陥の増加を表す。
評価結果は以下の評価基準で表１に示す。
◎：低照度Vocの変化が、１.０％未満である場合、○：低照度Vocの変化が、１．０％以上３．０％未満である場合、△：低照度Vocの変化が３.０％以上５．０％未満である場合、×：低照度Vocの変化が５.０％以上である場合。
【０１２２】
●屋外暴露
太陽電池モジュールを、屋外（京都府相楽郡木津町木津川台４−１−１キヤノン（株）エコロジー研究所内屋外暴露場）に設置し、３ヶ月・６ヶ月・１２ヶ月後の評価を行った。光起電力素子１セルずつにつき低照度Voc（照度２００Ｌｘ下での開放電圧（Voc））を測定、投入前の初期値からの変化率を求めた。
評価は以下の基準で行った。
◎：低照度Vocの変化が、１.０％未満である場合、○：低照度Vocの変化が、１．０％以上３．０％未満である場合、△：低照度Vocの変化が３.０％以上５．０％未満である場合、×：低照度Vocの変化が５.０％以上である場合。
【０１２３】
●ＳＥＭ観察
太陽電池モジュール内で、もっとも大きい歪み量を持っていると思われる場所をきりだし、走査型電子顕微鏡（ＳＥＭ）で観察した。
評価は以下の基準で行った。
○：光起電力素子の表面にひび割れが確認されたなかった場合、×：光起電力素子の表面にひび割れが確認された場合。
【０１２４】
表１から明らかなように、実施例の太陽電池モジュールは、初期外観および高温高湿試験、温湿度サイクル試験後の外観も良好である。実施例２も太陽電池モジュールは、残留歪みが０．１％と小さな歪み量としたため若干加工が甘い印象を受けるが、問題となるレベルではない。また、電気特性の点からも、順および逆バイアス高温高湿試験（ＨＨＦＢおよびＨＨＲＢ）においても低照度Vocの低下はない。屋外暴露12ヶ月を行った結果も性能的な低下および欠陥は見られていない。実施例の太陽電池モジュールの光起電力素子表面をＳＥＭで観察した結果、ひび割れは観察されず、上記の試験結果と矛盾はなく、高信頼性の太陽電池モジュールを作成することができた。
【０１２５】
一方、加工時のピーク歪み量０．９％、残留歪み量０．７％とした比較例１の太陽電池モジュールでは、ＳＥＭによる観察では、ひび割れが観察された。これは、加工時にいったん０．９％の歪みを光起電力素子が受けているため、この時点で素子表面にひび割れが生じたと思われる。このサンプルを順および逆バイアス試験を行った所1500時間付近で低照度Vocの低下がおこった。屋外暴露においても、暴露6ヶ月位から徐々に低照度Vocの低下がおこった。
【０１２６】
また、加工時のピーク歪み量１．４％、残留歪み量１．２％とした比較例２、４、５の太陽電池モジュールでは、ＳＥＭ観察で多くのひび割れが観察された。ＨＨＦＢ、ＨＨＲＢ試験においても1200時間付近で低照度Vocの低下がおこった。屋外暴露試験でも暴露3ヶ月目で低照度Vocの低下が起きている。また、高温高湿試験および温湿度サイクル試験後の外観では、問題になるレベルではないが、若干の被覆材の白化なども生じている。加工時のピーク歪み量４．８％、残留歪み量４．４％とした比較例３の太陽電池モジュールでは、加工後の初期外観でも目視で光起電力素子上にへんかが生じてることがわかる（色が変わっている）。ＳＥＭでの観察でももちろん、非常に多くのひび割れが確認されている。ＨＨＦＢ、ＨＨＲＢ試験でも1000時間未満で低照度Vocが低下してきており、ひび割れの観察結果と、矛盾はない。さらに、被覆材の外観においても、初期より加工部分では白化が確認されており、これは高温高湿度試験、温湿度サイクル試験後にはさらに顕著になるため、屋根材としての美観性にも問題がある。
【０１２７】
【発明の効果】
本発明によれば光起電力素子の変形可能領域が明確になるため、多種多様な太陽電池モジュールの製品開発スピードが大幅に向上する。また、太陽電池の特性を低下させることなく、光起電力素子上を自由に加工することができるため、美観性・意匠性に優れた太陽電池モジュールとすることができる。このように成型加工した太陽電池モジュールは、長期にわたり高信頼性を確保した太陽電池モジュールとなる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の太陽電池モジュールの平面図・断面図
【図２】本発明の太陽電池モジュールで使用できる光起電力素子の一例を示す図
【図３】本発明の太陽電池モジュール生産時の積層図
【図４】図4-1は端部折り曲げ加工後の太陽電池モジュール、図4-2は最終加工後の太陽電池モジュールをそれぞれ示す図
【図５】セルブロックの平面図・断面図
【図６】実施例1の太陽電池モジュールを示す図
【図７】実施例４の太陽電池モジュールを示す図
【図８】従来の太陽電池モジュール一例を示す概略断面図
【図９】光起電力素子加工時の歪み量の一例を示すグラフを示す図
【図１０】 a-Si：Hのピーク歪み量とF.F.の関係を示す図
【符号の説明】
１０１，３０１，４０１，５０１，６０１，７０１，８０１ 光起電力素子
１０２，３０２，６０２ 繊維状無機化合物
１０３，３０３，６０３，８０２ 透明有機高分子樹脂
１０４，３０４，６０４，８０３ 表面樹脂フィルム
１０５，３０５，６０５ 裏面充填材
１０６，３０６，６０６，８０４ 裏面絶縁フィルム
１０７，３０７，６０７，８０３ 補強板
２０１ 導電性基板
２０２ 裏面反射層
２０３ 半導体光活性層
２０６ｂ，５０３ｂ マイナス側出力端子
２０７ 導電性ぺースト
２０８，５０２ 絶縁フィルム
３０８ 太陽電池モジュール
５０４ 直列部材
５０５ 半田
６０１ セルブロック
６０８ 裏面一体積層フィルム
７０２ 短辺側１８０°曲げ部分
７０３ 長辺側９０°曲げ部分[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a solar cell module and a method for manufacturing the same, and more particularly to a wide variety of highly reliable solar cell modules in which regions including photovoltaic elements are processed and a method for manufacturing the same.
[0002]
[Prior art]
In recent years, increasing awareness of energy resource protection and environmental issues has spread worldwide. Above all, oil depletion and CO 2 The fear of global warming due to emissions is serious. Thus, great expectations are placed on solar cell energy, which is a clean energy that can directly convert solar energy into electric power.
[0003]
The types of solar cells currently widely used include those using crystalline silicon and those using amorphous silicon.
[0004]
In particular, an amorphous silicon solar cell in which silicon is deposited on a conductive metal substrate and a transparent conductive layer is formed thereon is cheaper and lighter than a solar cell using crystalline silicon, and is also resistant to impact and flexibility. It is considered promising because of its rich nature. Recently, taking advantage of the characteristics of amorphous silicon solar cells, which are lightweight, shock-resistant and flexible, they have been installed on the roofs and walls of buildings. In this case, it is used as a building material by bonding a reinforcing material to the non-light-receiving surface side of the solar cell via an adhesive. By sticking the reinforcing material in this manner, the mechanical strength of the solar cell module is increased, and warpage and distortion due to temperature change can be prevented. In particular, installation on the roof is actively carried out because more sunlight can be taken in. When used as a roof, the conventional procedure was to attach a frame to a solar cell, install a frame on the roof, and then install a solar cell on it. The solar cell module can be directly installed as a roofing material by bending the reinforcing material. As a result, the cost of raw materials can be greatly reduced and the number of work processes can be reduced, so that an inexpensive solar cell module can be provided. In addition, since a frame or a frame is not required, a very light solar cell can be obtained. That is, it is possible to treat a solar cell as a metal roof that has been attracting attention in recent years because of its excellent workability, light weight, and excellent earthquake resistance.
[0005]
For example, the roofing material integrated solar cell module proposed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 07-302924 is processed in the same way as a normal roof, so it has good workability, and the conventional molding machine is used as it is for processing. Can be handled and ready. However, in this solar cell module, the photovoltaic element is located on the flat portion of the flat-sided roofing material, and the photovoltaic element has a structure that is not deformed at all.
[0006]
However, recently, there is a tendency to emphasize individual originality, which is no exception in building materials and solar cells. In order to create solar cells or building materials with a wide variety of shapes that meet various needs, it is not always necessary to keep the surface of the photovoltaic device flat, but to the entire area including the photovoltaic device. It is necessary to ensure workability.
[0007]
As an example corresponding to such diversity, JP-A-8-222752, JP-A-8-222753, and JP-B-6-5769 describe a wave-shaped solar cell module. In both cases, photovoltaic elements are arranged in a wave shape in order to improve the light utilization efficiency, and the manufacturing method is a procedure for attaching the photovoltaic elements to a steel sheet or the like processed on the corrugated sheet with an adhesive. Yes.
[0008]
Studies on the relationship between the a-Si: H layer and the amount of strain have also been reported.
[0009]
For example, Appl. Phys. Lett. 54 (17), 1989, p. 1678-1680, “Electrical properties of hydrogenated amorphous silicon layers on polymer film substrate under tensile stress”, a- on a PET substrate (100 μm thick) It has been reported that the a-Si: H layer with a Si: H single film (0.5 μm thick, mainly I-type a-Si: H) is pulled and the resistance changes in the dark state. The details of this report are as follows.
[0010]
When the a-Si: H layer is pulled up to 0.7% strain, the resistance gradually increases due to the piezo effect (reversible), and from 0.7% strain, the weak Si-Si bond is broken, so the resistance suddenly increases. Go up (irreversible). However, the a-Si: H layer whose resistance has been increased by straining more than 0.7% can also be restored by annealing at 150 ° C / 1 hour.
[0011]
In J. Appl. Phys. 66 (1), 1989, p.308-311, "Effect of mechanical strain on electrical characteristics of hydrogenated amorphous silicon junctions", the piezo effect of a-Si: H with pin junction It has been reported. The details of this report are as follows.
[0012]
When a-Si: H with a pin junction is distorted parallel to the pin junction, the current decreases by 8% in both forward and reverse directions (dark state) under a tensile stress of 7500με. In addition, the current increases by 8% under a compressive stress of 7500 με.
[0013]
Amorphous silicon solar cells, on the other hand, are generally coated with a fluorine film on the outermost surface and various organic polymer resins as fillers on the inside in order to make the solar cells lightweight by taking advantage of their flexibility. Has been done. However, when the surface is covered with a film, it becomes weaker against external impact and scratches (scratch resistance) than when it is covered with glass. In order to solve these drawbacks, a device has been devised in which the filler is impregnated with a fibrous inorganic compound such as a glass fiber nonwoven fabric to ensure the strength on the light receiving surface side.
[0014]
FIG. 8 is a conventional example showing a covering configuration of such a solar cell module. In FIG. 8, 803 is a fluoride polymer thin film layer, 802 is a transparent organic polymer resin, 801 is a photovoltaic element, 804 is an insulating film, and 805 is a reinforcing plate. More specifically, the fluoride polymer thin film layer 803 is a fluororesin film such as an ETFE (ethylene-tetrafluoroethylene copolymer) film, a PVF (polyvinyl fluoride) film, and the transparent organic polymer resin 802 is EVA. (Ethylene-vinyl acetate copolymer), butyral resin, and the like. The insulating film 804 is an organic resin film such as a nylon film, a PET (polyester) film, or an aluminum laminated tedlar film. The reinforcing plate 805 is a metal such as a coated galvanized steel plate, carbon fiber, FRP (glass fiber reinforced plastic), or the like.
[0015]
[Problems to be solved by the invention]
However, Japanese Patent Laid-Open No. 07-302924, which is a flat plate solar cell module, of course, also has a photovoltaic element for wave-shaped solar cell modules such as Japanese Patent Laid-Open Nos. 8-222752, 8-222753, and 6-5769. There is no description regarding the specific stress applied to the photovoltaic device when the is processed into a wave shape. Ie
None of the displacement amount of the substrate, the displacement amount of the photovoltaic element, or the displacement amount as the solar cell module is described. In addition, there is no mention of the effects of stress and deformation and their reliability.
[0016]
Appl.Phys.Lett.54 (17), 1989, p.1678-1680, "Electrical properties of hydrogenated amorphous silicon layers on polymer film substrate under tensile stress" and J.Appl.Phys.66 (1), 1989 , p.308-311, "Effect of mechanical strain on electrical characteristics of hydrogenated amorphous silicon junctions", it is used to distort the photovoltaic element, or to modularize the photovoltaic element distorted There is no description or suggestion. Further, no reliability evaluation is performed on the solar cell module in which the photovoltaic element is distorted as described above.
[0017]
Since these are not clear, it is shy to create a solar cell module that has been processed to stress or deform the photovoltaic element. You must always consider it. Usually, since many reliability tests must be performed on one product (processed shape), it takes a very long time to commercialize one product. In other words, such a method cannot be commercialized at a speed corresponding to the current needs of solar cells and building materials that require a wide variety of products.
[0018]
As described above, in order to produce a variety of solar cell modules that are faster and more reliable, it is necessary to solve the following points.
(1) Clarify the deformable displacement region of the photovoltaic element when processing the region including the photovoltaic element.
(2) Ensure long-term reliability when the photovoltaic element is deformed.
[0019]
[Means for Solving the Problems]
As a result of intensive research and development to solve the above problems, the present inventor has found that the following method is the best.
[0020]
Solar cell module having a photovoltaic element having at least one semiconductor photoactive layer on a flexible substrate Manufacturing method In order to obtain a photovoltaic device, at least a part of the flexible substrate is pulled and deformed in a horizontal direction of the substrate material with a strain amount less than a critical value of a fill factor (hereinafter abbreviated as FF). Bending part including The solar cell module is characterized by being processed.
[0021]
(Function)
The solar cell module based on the above-described configuration includes the following aspects and exhibits remarkable effects.
[0022]
Solar cell module having a photovoltaic element having at least one semiconductor photoactive layer on a flexible substrate Manufacturing method F. at least part of the flexible substrate in the horizontal direction of the substrate material. F. By pulling and deforming with a strain amount less than the critical value, the photovoltaic device Bending part By processing
(1) Since the deformable region of the photovoltaic element is clarified, the product development speed of a wide variety of solar cell modules is greatly improved.
(2) The surface of the photovoltaic element can be freely processed without deteriorating the characteristics of the solar cell.
(3) Since the photovoltaic element can be freely processed, a solar cell module excellent in aesthetics and design can be obtained.
(4) The solar cell module after molding can also be a highly reliable solar cell module.
[0023]
The tensile deformation is within a plastic deformation region of a reinforcing material provided on the non-light-receiving surface side of the flexible substrate or the photovoltaic element, and has a strain amount less than the critical value for lowering the FF of the photovoltaic element. By
(5) Since the flexible substrate is plastically deformed, it is possible to obtain a photovoltaic element having the shape after processing.
[0024]
By covering at least the light receiving surface side of the photovoltaic element with an organic polymer resin,
(6) A flexible solar cell module can be obtained by sufficiently utilizing the flexibility of the photovoltaic element.
[0025]
By providing a reinforcing material on the non-light-receiving surface side of the solar cell module,
(7) The building material integrated solar cell module can be obtained, and the workability of the solar cell module is improved.
[0026]
By providing a transparent resin film layer on the outermost surface of the light receiving surface of the solar cell module,
(8) Since it can be a lightweight solar cell module, it has excellent earthquake resistance.
(9) Since the solar cell module can be made flexible, the design and workability are improved.
(10) Prevents external contamination during long-term outdoor exposure, and reduces the decrease in conversion efficiency of the solar cell module.
[0027]
By having the strain of the plastic deformation region, the reinforcing material,
(11) The solar cell module can be formed in various shapes without using other members.
[0028]
The plastic deformation region of the reinforcing material is only a portion not including a photovoltaic element on the light receiving surface side,
(12) While keeping the amount of strain to the photovoltaic device below the FF lowering critical value, the solar cell module can be greatly deformed to make a wide variety of products.
[0029]
The photovoltaic element is formed by forming amorphous silicon on a flexible substrate,
(13) Since both the substrate and the semiconductor layer are flexible, the reinforcing material can be processed regardless of the presence or absence of the photovoltaic element, so that various types of solar cell modules can be processed.
[0030]
When the flexible substrate is a conductive substrate,
(14) The electrode can be easily taken out because it can be handled as the negative electrode of the photovoltaic element.
[0031]
The plastic deformation region of the conductive substrate is 0.2% or more.
(15) Since the plastic deformation is performed with a small amount of strain, the photovoltaic element can be easily processed without damaging the semiconductor photoactive layer.
[0032]
When the conductive substrate is stainless steel,
(16) Because of its high resistance to corrosion, a highly reliable solar cell module can be obtained without being corroded or oxidized even when the substrate is coated with a polymer resin.
[0033]
When the flexible substrate is a resin film,
(17) The solar cell module can be an inexpensive solar cell module, and does not hinder processing, so that the solar cell module is rich in workability.
[0034]
When the reinforcing material is a metal,
(18) A solar cell module having excellent weather resistance and wear resistance. Moreover, since it is a flexible reinforcing material, workability improves.
[0035]
The solar cell module is a building material integrated solar cell module,
(19) Compared to the conventional type in which the solar cell module is installed on the building material, the building material is not required, so the solar cell module is low in cost.
(20) Furthermore, by installing on the roof or wall of a building, the installation location can be used effectively, so that power can be generated efficiently.
[0036]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Details of the experiment showing the relationship between the photovoltaic device of the present invention and the amount of strain will be described.
[0037]
A typical photovoltaic device according to the present invention has a structure in which a back surface reflection layer, a semiconductor active layer, a transparent conductive layer, and a collecting electrode are laminated on a substrate. FIG. 2 shows a schematic configuration diagram as an example, in which 201 is a conductive substrate, 202 is a back reflective layer, 203 is a semiconductor photoactive layer, 204 is a transparent conductive layer, 205 is a collecting electrode, Reference numeral 206 denotes an output terminal.
[0038]
As the substrate, metal, resin, glass, ceramics, semiconductor bulk, or the like is used. The surface may have fine irregularities. A configuration may be adopted in which light is incident from the substrate side using a transparent substrate.
[0039]
However, it is desirable to use a flexible substrate as well in order to maximize the flexibility of amorphous silicon. That is, it is desirable to use metal or resin. By making the metal, resin, etc. into a long shape, it is possible to cope with continuous film formation. Examples of the resin substrate material include polyethylene terephthalate, polyethylene naphthalate, aromatic polyester, aromatic polyamide, polysulfonic acid, polyimide, polyarylate, and polyetheretherketone. Further, it is more preferable to use a conductive substrate as the substrate because it can serve as a substrate for the photovoltaic element and can also serve as a lower electrode. Examples of the material for the conductive substrate include silicon, tantalum, molybdenum, tungsten, stainless steel, aluminum, copper, titanium, a carbon sheet, a lead-plated steel plate, a resin film on which a conductive layer is formed, and ceramics. A metal layer, a metal oxide layer, or a metal layer and a metal oxide layer may be formed on the conductive substrate 201 as the back reflective layer 202. These roles serve as a reflective layer that reflects light reaching the substrate and reuses it in the semiconductor layer. By providing irregularities on these surfaces, there is a function of extending the optical path length of the reflected light in the semiconductor layer and increasing the short-circuit current. For example, Ti, Cr, Mo, W, Al, Ag, Ni, Cu, Au, or the like is used for the metal layer, and for example, ZnO, TiO is used for the metal oxide layer. 2 , SnO 2 Etc. are used. Examples of a method for forming the metal layer and the metal oxide layer include a resistance heating vapor deposition method, an electron beam vapor deposition method, a sputtering method, plating, and printing.
[0040]
The semiconductor photoactive layer 203 is a portion that performs photoelectric conversion, and specific materials include pn junction type polycrystalline silicon, pin junction type amorphous silicon, or CuInSe. 2 , CuInS 2 , GaAs, CdS / Cu 2 S, CdS / CdTe, CdS / InP, CdTe / Cu 2 Examples thereof include compound semiconductors including Te. As a method for forming the semiconductor photoactive layer, in the case of polycrystalline silicon, a molten silicon sheet or a heat treatment of amorphous silicon, and in the case of amorphous silicon, a microwave plasma CVD method using a silane gas or the like as a raw material, a high frequency plasma CVD In the case of a compound semiconductor, there are ion plating, ion beam deposition, vacuum deposition, sputtering, and electrodeposition.
[0041]
The transparent conductive layer 204 serves as the upper electrode of the solar cell. At the same time, the irregular reflection of incident light and reflected light is increased, and the optical path length in the semiconductor layer is increased. In addition, the element of the metal layer is diffused or migrated to the semiconductor layer, thereby preventing the photovoltaic element from being shunted. Further, by having an appropriate resistance, a short circuit due to a defect such as a pinhole in the semiconductor layer is prevented. Specific resistance is 10 -8 (Ωcm) or more, 10 -1 (Ωcm) or less is desirable. Further, like the metal layer, it is preferable that the surface has irregularities. As a material to be used, for example, In 2 O Three , SnO 2 , In 2 O Three -SnO 2 (ITO), ZnO, TiO 2 , Cd 2 SnO Four There are crystalline semiconductor layers doped with high-concentration impurities. Examples of the forming method include resistance heating vapor deposition, sputtering, spraying, CVD, and impurity diffusion.
[0042]
A grid-like collecting electrode 205 (grid) may be provided on the transparent conductive layer in order to collect current efficiently. Specific examples of the material for the collector electrode 205 include Ti, Cr, Mo, W, Al, Ag, Ni, Cu, Sn, and conductive paste including silver paste. The collector electrode 205 can be formed by sputtering using a mask pattern, resistance heating, CVD, a method in which a metal film is deposited on the entire surface and then unnecessary portions are removed by etching, and patterned directly by optical CVD. There are a method of forming an electrode pattern, a method of plating after forming a negative mask of a grid electrode pattern, a method of printing a conductive paste, a method of fixing a metal wire with a conductive paste, and the like. As the conductive paste, a paste in which fine powdery silver, gold, copper, nickel, carbon or the like is dispersed in a binder polymer is usually used. Examples of the binder polymer include resins such as polyester, epoxy, acrylic, alkyd, polyvinyl acetate, rubber, urethane, and phenol.
[0043]
Finally, in order to extract the electromotive force, the plus side output terminal 206a and the minus side output terminal 206b are attached to the conductive substrate and the current collecting electrode. A method of joining a metal body such as a copper tab to the conductive substrate by spot welding or soldering is used, and a method of electrically connecting the metal body to the current collecting electrode using the conductive paste 207 or solder is used. When attaching to the current collecting electrode 205, it is desirable to provide an insulator 208 in order to prevent the output terminal from coming into contact with the conductive metal substrate or the semiconductor layer to cause a short circuit.
[0044]
The results of experiments using a photovoltaic device using a pin junction type amorphous silicon semiconductor photoactive layer are shown below.
[0045]
First, a strain gauge was attached to the non-light-receiving surface side of the substrate of the photovoltaic element. Thereafter, initial characteristics were measured. This sample is subjected to stress (strain) in the direction of pulling (extending) the photovoltaic element in the horizontal direction of the substrate by a tensile tester. In this case, the peak strain was measured at each strain until the substrate reached 12000 με (1.2% elongation). In this way, the characteristics of the samples with different amounts of strain were measured again, and finally the surface of the photovoltaic element was observed with an SEM (scanning electron microscope).
[0046]
The amount of strain can be divided into two types, that is, the amount of peak strain that occurs in the tension stage and the amount of residual strain that remains when the tension is stopped (FIG. 9). If a defect such as a crack occurs in a-Si: H at the peak strain point in the tensile stage, the defect is not restored even if there is no residual strain after that. Therefore, peak distortion is important when describing the relationship between the deformable region of the photovoltaic element and the distortion.
[0047]
The result of the above experiment is shown in FIG.
[0048]
First, the definition of the FF lowering critical value will be described with reference to FIG.
[0049]
The amount of strain of the photovoltaic element and F.I. F. Graph the change rate relationship. In that case, as shown in FIG. A decrease in F occurs. This F. F. Since the drop of the curve becomes a gentle curve, draw the tangent line as shown in the figure and set the intersection of the two tangent lines to F.C. F. Decrease critical value. In the case of FIG. 10 using a-Si: H, the intersection of the two tangents is 7000 με (0.7% strain). That is, when the peak strain is 7000 με or more, F.I. F. Decreases. Therefore, in order to process the photovoltaic element and ensure its reliability, the peak distortion amount with respect to the photovoltaic element during processing is F.D. F. It is desirable that it is less than the lower critical value (0.7% in the case of a-Si: H). Under these conditions, in order to deform the photovoltaic device, F.F. F. By using a material having a plastic deformation region below the lower critical value (0.7% in the case of a-Si: H), F.R. F. The photovoltaic element is deformed by deforming the substrate below the lower critical value (0.7% in the case of a-Si: H), and at the same time, the performance of the semiconductor photoactive layer on the substrate is not degraded. It can be a photovoltaic element.
[0050]
Here, FF will be described.
[0051]
FF = maximum power (Pm) / (short circuit current (Isc) × open circuit voltage (Voc)). That is, in terms of physical meaning, the power Pm that can be actually extracted is compared with the product of Voc, which is a value when only the voltage is extracted, and Isc, which is a value when the current is extracted to the maximum. Value. The actual value of FF is determined by the forward characteristics of the pn junction. Therefore, if a leakage current flows through a defect included in the semiconductor substrate to be used or a defect generated during the pn junction fabrication or in the subsequent manufacturing process, FF Lowers the output that should have been able to be output. In this sense, the fact that the FF is lowered after the tensile test indicates that the semiconductor layer is defective by the tensile test.
[0052]
As can be seen from the above, in the case of a-Si: H, when the peak strain is 0.7% or more, that is, when a strain higher than the FF lowering critical value is applied to the photovoltaic device, the photovoltaic device Seems to be defective.
[0053]
Actually, many cracks in the vertical direction of the flexible substrate were observed in the portion where the strain above the critical value of FF decrease was observed as a result of observation by SEM from the light receiving surface side of the photovoltaic element. Further, due to the deterioration of the solar cell characteristics at this time, it is considered that interfacial delamination of the substrate / metal layer / transparent electrode layer / semiconductor active layer / transparent electrode film or interfacial delamination within the semiconductor active layer occurs.
[0054]
Based on these matters, a method for producing an actual solar cell module will be described below. FIG. 1 shows a plan view and a cross-sectional view of an example of a solar cell module that satisfies the conditions of the present invention. In FIG. 1, 101 is a photovoltaic element, 102 is a fibrous inorganic compound, 103 is a transparent organic polymer compound, 104 is a transparent resin film located on the outermost surface, 105 is a back surface filler, 106 is a back surface insulating film, Reference numeral 107 denotes a reinforcing material. Light from the outside enters the film 103 on the outermost surface, reaches the photovoltaic element 101, and the generated electromotive force is taken out from an output terminal (not shown). The photovoltaic element 101 uses the photovoltaic element as described above.
[0055]
Next, the processing used in the present invention will be described in detail. First, after creating a flat plate solar cell module with a reinforcing material attached thereto, bending as shown in FIG. 1 is performed. In FIG. 1, bending is performed in a stepped manner in the middle of the photovoltaic element. The places where distortion occurs in this processing are stepped peaks and valleys. However, the largest distortion occurs in the stepped peak. Although distortion occurs in the valley, it is very slight.
[0056]
Although FIG. 1 shows an example of processing in a continuous staircase shape, the present invention is not limited to this. If the deformation of the flexible substrate is plastically deformed at less than the FF reduction critical value, the bent portion is provided only in a part, or has a large number of irregularities, or the flat solar cell module is pulled. Processing that gives stress may be performed. Since solar cell modules can be processed with or without photovoltaic elements, for example, a large solar cell module can be processed as a narrow stepped roof material as shown in FIG. It is excellent, and since it is not necessary to provide a joint portion for each sheet, the roof is excellent in workability with few joint portions. Moreover, it is not necessary to change the arrangement of the photovoltaic elements depending on the form of the solar cell module, and the same flat plate solar cell module can be processed into various shapes, so that the workability and productivity are excellent. Specifically, when processing a solar cell module provided with a reinforcing material, a material having a rigidity higher than that of the substrate is often used as the reinforcing material. Therefore, the solar cell module is only obtained by plastic deformation of the flexible substrate. It is difficult to maintain the processed shape as. In that case, as an example for processing the shape of the solar cell module, a method in which only the portion without the photovoltaic element is plastically deformed on the reinforcing material so that the entire reinforcing material can be maintained in shape. There is. According to this method, even in the solar cell module provided with the reinforcing material, the distortion amount of the flexible substrate can be processed as a solar cell module with the FF lowering critical value less than the critical value, and its shape can be maintained. It can be made into a solar cell module with excellent characteristics.
[0057]
Next, the covering material used in the present invention will be described in detail.
[0058]
(Fibrous inorganic compound)
Next, the fibrous inorganic compound 102 impregnated in the surface filler will be described below. First, the surface of a solar cell using amorphous silicon is covered with a polymer resin film in order to fully utilize its flexibility. However, in this case, compared to the case where the outermost surface is coated with glass, it becomes very weak against scratches from the outside.
[0059]
Moreover, the flame resistance is calculated | required by the solar cell module, especially the module installed in the roof of a house, and a wall. However, if the amount of the transparent organic polymer resin is large, the surface coating material becomes very flammable. If the amount is small, the internal photovoltaic element cannot be protected from an external impact. Therefore, in order to sufficiently protect the photovoltaic element from the external environment with a small amount of resin, a transparent polymer resin impregnated with a fibrous inorganic compound is used as a surface coating material.
[0060]
Specific examples of the fibrous inorganic compound include a glass fiber nonwoven fabric, a glass fiber woven fabric, and a glass filler. In particular, it is preferable to use a glass fiber nonwoven fabric. Glass fiber woven fabric is expensive and difficult to impregnate. Use of the glass filler does not improve the scratch resistance so much, so that it is difficult to coat the photovoltaic element with a smaller amount of the transparent organic polymer resin. In addition, for long-term use, the fibrous inorganic compound may be treated with a silane coupling agent or an organic titanate compound in the same manner as that used for the transparent organic polymer resin to ensure sufficient adhesion. desirable.
[0061]
(Filler)
The transparent organic polymer resin used as the surface filler 103 covers the unevenness of the photovoltaic element with resin, protects the element from harsh external environments such as temperature change, humidity, impact, etc. It is necessary to ensure adhesion. Therefore, weather resistance, adhesiveness, fillability, heat resistance, cold resistance and impact resistance are required. Resins that meet these requirements include polyolefin resins such as ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA), ethylene-methyl acrylate copolymer (EMA), ethylene-ethyl acrylate copolymer (EEA), and butyral resin. , Urethane resin, silicone resin and the like. Among these, EVA has a well-balanced physical property for solar cell applications and is preferably used.
[0062]
Further, since EVA has a low thermal deformation temperature as it is, it easily deforms and creeps under high temperature use, so it is desirable to crosslink to increase heat resistance. In the case of EVA, it is common to crosslink with an organic peroxide. Crosslinking with an organic peroxide is performed by free radicals generated from the organic peroxide pulling out hydrogen or halogen atoms in the resin to form a C—C bond. Thermal decomposition, redox decomposition and ionic decomposition are known as organic peroxide activation methods. In general, the thermal decomposition method is preferred. Specific examples of the chemical structure of the organic peroxide are roughly classified into hydroperoxides, dialkyl (allyl) peroxides, diacyl peroxides, peroxyketals, peroxyesters, peroxycarbonates, and ketone peroxides.
[0063]
The amount of the organic peroxide added is 0.5 to 5 parts by weight with respect to 100 parts by weight of the filler resin.
[0064]
The organic peroxide can be used in combination with the filler, and crosslinking and thermocompression bonding can be performed while heating under pressure. The heating temperature and time can be determined by the thermal decomposition temperature characteristics of each organic peroxide. In general, the heating and pressurization is completed at a temperature and time at which thermal decomposition proceeds 90%, more preferably 95% or more. Thus, the gel fraction of the filler is preferably 80% or more. Here, the gel fraction is determined by the following formula.
[0065]
Gel fraction = (weight of undissolved portion / original weight of sample) × 100 (%)
That is, when the transparent organic polymer resin is extracted with a solvent such as xylene, the crosslinked and gelled portion is not eluted, and only the uncrosslinked sol portion is eluted. A gel fraction of 100% indicates that crosslinking has been completed. Only the undissolved gel content can be obtained by evaporating xylene from which the sample remaining after the extraction is taken out.
[0066]
When the gel fraction is less than 80%, the heat resistance and creep resistance are inferior, and thus a problem arises when used under high temperatures such as summer.
[0067]
In order to efficiently perform the crosslinking reaction, it is desirable to use triallyl isocyanurate (TAIC) called a crosslinking assistant. Generally, the addition amount is 1 to 5 parts by weight with respect to 100 parts by weight of the filler resin.
[0068]
The filler material used in the present invention is excellent in weather resistance, but an ultraviolet absorber may be used in combination for further improving weather resistance or protecting the lower layer of the filler. A known compound is used as the ultraviolet absorber, but it is preferable to use a low-volatile ultraviolet absorber in consideration of the usage environment of the solar cell module. If a light stabilizer is also added in addition to the ultraviolet absorber, the filler becomes more stable against light. Specific chemical structures are roughly classified into salicylic acid, benzophenone, benzotriazole, and cyanoacrylate. It is preferable to add at least one of these ultraviolet absorbers.
[0069]
It is known that a hindered amine light stabilizer can be used as a method for imparting weather resistance in addition to the ultraviolet absorber. A hindered amine light stabilizer does not absorb ultraviolet rays like an ultraviolet absorber, but exhibits a remarkable synergistic effect when used together with an ultraviolet absorber. The amount added is generally about 0.1 to 0.3 parts by weight per 100 parts by weight of the resin. Of course, there are those that function as light stabilizers other than hindered amines, but they are often colored and are not desirable for the filler of the present invention.
[0070]
Furthermore, an antioxidant may be added to improve heat resistance and heat processability. An appropriate addition amount is 0.1 to 1 part by weight with respect to 100 parts by weight of the resin. The chemical structure of the antioxidant is roughly divided into a monophenol type, a bisphenol type, a polymer type phenol type, a sulfur type, and a phosphoric acid type.
[0071]
Furthermore, when it is assumed that the solar cell module is used in a more severe environment, it is preferable to improve the adhesion between the filler and the photovoltaic element or the surface film. The adhesion can be improved by adding a silane coupling agent or an organic titanate compound to the filler. The addition amount is preferably 0.1 to 3 parts by weight, more preferably 0.25 to 1 part by weight, based on 100 parts by weight of the filler resin. Furthermore, in order to improve the adhesion between the impregnated fibrous inorganic compound and the transparent organic polymer compound, it is effective to add a silane coupling agent or an organic titanate compound to the transparent organic polymer.
[0072]
On the other hand, in order to suppress the decrease in the amount of light reaching the photovoltaic element as much as possible, the surface filler must be transparent, specifically, 80% in the visible light wavelength region where the light transmittance is 400 nm or more and 800 nm or less. It is desirable to be above, more desirably 90% or more. In order to facilitate the incidence of light from the atmosphere, the refractive index at 25 degrees Celsius is preferably 1.1 to 2.0, and more preferably 1.1 to 1.6.
[0073]
(Surface resin film)
Since the surface resin film 104 used in the present invention is located on the outermost layer of the solar cell module, it has performance for ensuring long-term reliability in outdoor exposure of the solar cell module including weather resistance, contamination resistance, and mechanical strength. is necessary. Examples of the resin film used in the present invention include a fluororesin and an acrylic resin. Of these, fluororesins are preferred because they are excellent in weather resistance and stain resistance. Specifically, there are polyvinylidene fluoride resin, polyvinyl fluoride resin, tetrafluoroethylene-ethylene copolymer, and the like. Polyvinylidene fluoride resin is excellent in terms of weather resistance, but tetrafluoroethylene-ethylene copolymer is excellent in terms of both weather resistance and mechanical strength and transparency.
[0074]
In order to improve the adhesion with the filler, it is desirable to perform surface treatment such as corona treatment, plasma treatment, ozone treatment, UV irradiation, electron beam irradiation, flame treatment, etc. on the surface film. Specifically, the wetting index on the photovoltaic element side is preferably 34 dyne to 45 dyne. When the wetting index is 34 dyne or less, the adhesive force between the resin film and the filler is not sufficient, and the filler and the resin film are peeled off. Further, when a tetrafluoroethylene-ethylene copolymer resin film is used as the resin film, it is difficult to achieve a wetting index of 45 dyne or more.
[0075]
Further, the resin film is cracked in the stretched film. That is, when the end portion of the solar cell module is bent as in the present invention, the film is cut at the bent portion, so that peeling of the covering material and intrusion of moisture at the portion is promoted, resulting in a decrease in reliability. For this reason, a film that has not been stretched is more desirable. Specifically, in the ASTM D-882 test method, the tensile elongation at break is preferably 200% to 800% in both the longitudinal direction and the transverse direction.
[0076]
(Insulating film)
The insulating film 106 is necessary for maintaining electrical insulation between the conductive metal substrate of the photovoltaic element 101 and the outside. The material is preferably a material that has sufficient flexibility to ensure sufficient electrical insulation with the conductive metal substrate, has excellent long-term durability, and can withstand thermal expansion and contraction. Examples of the film preferably used include nylon, polyethylene terephthalate, and polycarbonate.
[0077]
(Back side filler)
The back surface filler 105 is for bonding the photovoltaic element 101 to the back surface insulating film 106. As a material, a material having sufficient flexibility that can secure sufficient adhesion to a conductive substrate, has excellent long-term durability, and can withstand thermal expansion and contraction is preferable. Suitable materials include EVA, ethylene-methyl acrylate copolymer (EMA), ethylene-ethyl acrylate copolymer (EEA), hot melt materials such as polyethylene and polyvinyl butyral, double-sided tape, and flexibility. An epoxy adhesive is mentioned. Moreover, in order to improve the adhesive force with a reinforcement board and an insulating film, you may apply | coat tackifier resin to these adhesive agent surfaces. These fillers are often the same material as the transparent polymer resin used as the filler 103 on the surface. Furthermore, for simplification of the process, a material in which the above-described adhesive layer is laminated in advance on both sides of the insulating film may be used.
[0078]
(Reinforcement plate)
In order to increase the mechanical strength of the solar cell module, to prevent distortion and warpage due to temperature changes, and to provide a roof material integrated solar cell module, a reinforcing plate is provided on the outer side of the coating film on the back surface. 107 is pasted. For example, a coated galvanized steel plate, plastic plate, FRP (glass fiber reinforced plastic) plate coated with an organic polymer resin excellent in weather resistance and rust resistance is preferable.
[0079]
A method of bending a portion including a photovoltaic element by bending the end portion by using the photovoltaic element, the filler, the surface resin film, the back surface covering material, and the reinforcing plate described above to form a flat solar cell roof. Will be described next.
[0080]
In order to cover the light receiving surface of the photovoltaic device, a method is generally used in which a transparent polymer resin 303 molded into a sheet shape is prepared and this is heat-pressed on the front and back of the device. The laminated structure at the time of producing the solar cell module is as shown in FIG. That is, the photovoltaic element 301, the fibrous inorganic compound 302, the transparent organic polymer resin 303, the front surface resin film 304, the back surface filler 305, the insulating film 306, and the reinforcing plate 307 are laminated in the order shown in the figure or in the reverse order. The solar cell module 308 is obtained by thermocompression bonding.
[0081]
In addition, the heating temperature and heating time at the time of pressure bonding are determined by the temperature and time at which the crosslinking reaction sufficiently proceeds.
[0082]
Thus, the produced solar cell module 308 is processed into a plastic deformation region by using a press molding machine, a roller former molding machine, or a bender bending molding machine to obtain a solar cell module.
[0083]
【Example】
Hereinafter, the present invention will be described in detail based on examples.
[0084]
(Example 1)
[Photovoltaic element]
First, an amorphous silicon (a-Si) solar cell (photovoltaic element) is manufactured. The manufacturing procedure will be described with reference to FIG.
[0085]
On the cleaned stainless steel substrate 201, an Al layer (thickness 5000 mm) and a ZnO layer (thickness 5000 mm) are sequentially formed as the back reflecting layer 202 by sputtering. Next, SiH is performed by plasma CVD. Four And PH Three And H 2 From the mixed gas of n-type a-Si layer, SiH Four And H 2 I-type a-Si layer from SiH Four And BF Three And H 2 A p-type microcrystalline μc-Si layer is formed from this mixed gas, and the n layer thickness is 150 Å / i layer thickness is 4000 Å / p layer thickness is 100 Å / n layer thickness is 100 Å / i layer thickness is 800 Å / p layer thickness. A tandem a-Si photoelectric conversion semiconductor layer 203 having a layer structure of 100 Å was formed. Next, as the transparent conductive layer 204, In 2 O Three Thin film (film thickness 700mm) 2 It was formed by vapor-depositing In by a resistance heating method in an atmosphere. Further, a grid electrode 205 for current collection is formed by screen printing of silver paste, and finally a copper tab is attached to the stainless steel substrate as the negative output terminal 206a using a solder 207, and a tin foil tape is used as the positive output terminal 206b. Was attached to the current collecting electrode 205 with solder 207 as an output terminal to obtain a photovoltaic element.
[0086]
[Cell block]
A method for manufacturing a solar battery cell block by connecting five elements in series will be described with reference to FIG.
[0087]
After the five elements are arranged in a horizontal row, the plus side terminal 503a of one of the adjacent elements and the minus side terminal 503b of the other element are connected with a copper tab 504 using solder 505. In addition, five elements were serialized in this way to create a serialized cell block. The copper tab connected to the output terminal of the endmost element was turned to the back surface to create a back surface collecting electrode so that output could be taken out from a hole in the back surface coating layer described later (not shown).
[0088]
In this way, a solar battery cell block was completed.
[0089]
〔modularization〕
A method for producing a solar cell module by covering the above elements will be described with reference to FIG. A cell block 601, a fibrous inorganic compound (40 g / m 2) 602, a light-receiving surface side transparent organic polymer resin 603, a front surface resin film 604, a back surface integrated laminated film 606, and a reinforcing plate 607 are prepared. It was created by laminating.
[0090]
A decorative tape 608 was laminated on the positive output terminal 609 of the cell block.
[0091]
<Fibrous inorganic compound>
Fibrous inorganic compound (40 g / m2)
A glass nonwoven fabric having a basis weight of 40 g / m 2, a thickness of 200 μm, a binder acrylic resin content of 4.0%, a wire diameter of 10 μm, and a fiber length of 13 mm was prepared.
[0092]
<Light-receiving side transparent organic polymer resin>
A 460 μm EVA sheet prepared by mixing an ethylene-vinyl acetate copolymer (vinyl acetate 25% by weight), a crosslinking agent, an ultraviolet absorber, an antioxidant, and a light stabilizer as a filler was prepared.
[0093]
<Surface resin film>
An unstretched ethylene-tetrafluoroethylene film (ETFE) 50 μm was prepared as a surface resin film. Note that the surface in contact with the filler was previously subjected to plasma treatment.
[0094]
<Back side integrated laminated film>
Biaxially stretched polyethylene terephthalate as an insulating film and monolithic laminated film, adhesive layer, prescription-filled ethylene-vinyl acetate copolymer (25% by weight vinyl acetate, thickness 225 μm) used as light-receiving surface side organic polymer resin An integrated laminated film having a total thickness of 550 μm was prepared by integrally laminating films (PET) (thickness: 100 μm) in the order of EVA / PET / EVA.
[0095]
<Reinforcing plate>
As a reinforcing plate, a galvalume steel plate (aluminum / zinc alloy-plated steel plate with 55% aluminum, 43.4% zinc, and 1.6% silicon) integrated with polyester paint on one side and glass fiber on the other side. A steel sheet coated with paint was prepared. The thickness was a 400 μm steel plate.
[0096]
<Decorative tape>
As a decorative tape, a polyethylene terephthalate (PET) film (thickness 50 μm, color black) tape was prepared.
[0097]
<Plate solar cell module>
This laminate was heated in a vacuum using a single vacuum laminating apparatus to produce a flat plate solar cell module. The vacuum conditions at that time were evacuation for 30 minutes at an exhaust rate of 76 Torr / sec. And a vacuum degree of 5 Torr. Thereafter, the laminating apparatus was put into a 160 ° hot air oven and heated for 50 minutes. EVA at this time is placed in an environment of 140 degrees or more and 15 minutes or more. Thereby, EVA was melted and crosslinked.
[0098]
[Roller former processing]
Next, as shown in FIG. 4-1, the end portion of the solar cell module not including the photovoltaic element was bent by a roller former molding machine. At this time, the photovoltaic element portion is molded so as not to hit the roller.
[0099]
〔Press working〕
Next, as shown in FIG. 4B, the reinforcing plate was bent by a press molding machine regardless of the presence or absence of the photovoltaic element. The press working was performed in such a manner that the solar cell module was sandwiched between a lower mold having a convex part and an upper mold having a concave part. At this time, the pressing conditions were adjusted so that the peak strain amount of the flexible substrate of the photovoltaic element was 0.6% (residual strain amount 0.4%).
[0100]
Finally, an electric power extraction wire is attached from the back surface of the solar cell module. A hole is made in advance in the reinforcing material that is in contact with the terminal extraction portion of the photovoltaic element group, and the positive and negative output terminals are taken out therefrom. Furthermore, a polycarbonate terminal box is provided in the take-out portion for insulation protection and waterproofing. As the cable, a cable wire having a connector at the tip is used.
[0101]
(Example 2)
In Example 1, pressing was performed such that the peak strain amount of the flexible substrate of the photovoltaic element was 0.3% (residual strain amount 0.1%). A solar cell module was prepared in the same manner as in Example 1 except for the pressing conditions.
[0102]
Example 3
In Example 1, a solar cell module was prepared in the same manner except that a polyimide film was used as the substrate of the photovoltaic element.
[0103]
(Example 4)
The solar cell module of Example 4 is shown in FIG.
[0104]
As in Example 1, a photovoltaic device was prepared, and the other steps were shown below.
[0105]
[Cell block]
The said element was connected in series 5 and the photovoltaic cell block was created. The creation method is the same as in the first embodiment.
[0106]
[Flat plate solar cell module]
A flat solar cell module was prepared in the same manner as in Example 1 using the five series solar cell blocks.
[0107]
[End bending]
Cut 4 corners of flat panel solar cell module with corner share. Thereafter, the end portion on the short side was folded 180 °, and the long side was bent 90 ° to the light receiving surface side by bender processing. The rising height of the bent portion on the long side was 25 mm.
[0108]
〔Press working〕
A curvature part was provided by press working. The solar cell module was sandwiched between a lower mold having a convex part and an upper mold having a concave part. Press working was performed so that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic device was 0.6% (residual strain amount 0.4%).
[0109]
(Example 5)
In Example 4, a solar cell module was prepared in the same manner except that a polyimide film was used as the substrate of the photovoltaic element.
[0110]
(Comparative Example 1)
A solar cell module was produced in the same manner as in Example 1 except that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic device was 0.9% (residual strain amount 0.7%).
[0111]
(Comparative Example 2)
A solar cell module was prepared in the same manner as in Example 1 except that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic element was 1.4% (residual strain amount 1.2%).
[0112]
(Comparative Example 3)
A solar cell module was produced in the same manner as in Example 1 except that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic device was 4.8% (residual strain amount 4.4%).
[0113]
(Comparative Example 4)
A solar cell module was prepared in the same manner as in Example 3 except that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic element was 1.4% (residual strain amount 1.2%).
[0114]
(Comparative Example 5)
In Example 4, a solar cell module was produced in the same manner except that the peak strain amount of the substrate of the photovoltaic element was 1.4% (residual strain amount 1.2%).
[0115]
The following items were evaluated. The results are shown in Table 1.
[0116]
[Table 1]
Figure 0003754806
[0117]
● Initial appearance
Initial appearances such as poor filling of the solar cell module (final form) and scratches on the surface of the solar cell were evaluated. At the same time, the solar cell module after processing was evaluated in terms of aesthetics as a building material and a roofing material. The evaluation results are shown in Table 1 based on the following evaluation criteria.
◎: Defects in appearance are completely excellent in aesthetics as building materials and roofing materials, ○: Defects in appearance are slight but impractical, ×: Poor filling, scratches on the surface When the appearance defects are very large, or the aesthetics of building materials and roofing materials are significantly impaired.
[0118]
● High temperature and high humidity test
After the solar cell module was put in an environment of 85 degrees / 85% (relative humidity) for 3000 hours, the solar cell module was taken out and the change in appearance was visually observed. Moreover, the conversion efficiency under light irradiation of AM 1.5 and 100 mW / cm 2 was measured, and the rate of change from the initial value before the input was obtained. The evaluation results are shown in Table 1 based on the following evaluation criteria.
Appearance) ◎: When there are no defects in appearance, ○: When there are some defects in appearance but cannot be used practically, ×: When there are extremely large defects in appearance, such as peeling.
Conversion efficiency) ◎: When the change in conversion efficiency is less than 1.0%, ○: When the change in conversion efficiency is 1.0% or more and less than 3.0%, △: When the change in conversion efficiency is 3.0% to 5.0%, X: When the change in conversion efficiency is 5.0% or more.
[0119]
Temperature / humidity cycle test
The solar cell module was subjected to a temperature / humidity cycle test of −40 degrees / 0.5 hours: 85 degrees / 85% (relative humidity) / 20 hours 100 times, and then the solar cell module was taken out and visually observed for changes in appearance. . Moreover, the conversion efficiency under light irradiation of AM 1.5 and 100 mW / cm 2 was measured, and the rate of change from the initial value before the input was obtained. The evaluation results are shown in Table 1 based on the following evaluation criteria.
Appearance) ◎: When there are no defects in appearance, ○: When there are some defects in appearance but cannot be used practically, ×: When there are extremely large defects in appearance, such as peeling.
Conversion efficiency) ◎: When the change in conversion efficiency is less than 1.0%, ○: When the change in conversion efficiency is 1.0% or more and less than 3.0%, △: When the change in conversion efficiency is 3.0% to 5.0%, X: When the change in conversion efficiency is 5.0% or more.
[0120]
● Forward bias high temperature high humidity storage (HHFB test)
The solar cell module is put in an environment of 85 degrees / 85% (relative humidity). In this case, light is prevented from entering the test body by either making the inside of the test machine a light-shielding environment or shielding the light-receiving surface side of the test body. In this environment, wiring is performed so that the optimum operating voltage (Vmp) can be applied in the forward direction of the internal PV circuit (diode component) of the solar cell, and after 2000 hours, the solar cell module is taken out, and the photovoltaic element 1 The low illuminance Voc (open voltage (Voc) under illuminance 200 Lx) was measured for each cell, and the rate of change from the initial value before injection was determined. The decrease in the low illuminance Voc represents a decrease in the resistance of the shunt resistor due to a junction defect inside the photovoltaic element. That is, it represents an increase in internal defects.
The evaluation results are shown in Table 1 with the following evaluation criteria.
A: When the change in low illumination Voc is less than 1.0%, ○: When the change in low illumination Voc is 1.0% or more and less than 3.0%, Δ: The change in low illumination Voc is 3 When it is 0.0% or more and less than 5.0%, x: When the change in low illuminance Voc is 5.0% or more.
[0121]
● Reverse bias storage at high temperature and high humidity (HHRB test)
The solar cell module is put in an environment of 85 degrees / 85% (relative humidity). In this case, light is prevented from entering the test body by either making the inside of the test machine a light-shielding environment or shielding the light-receiving surface side of the test body. In this environment, wiring is performed so that the operation voltage (Vf) of the bypass diode can be applied in the reverse direction of the internal PV circuit (diode component) of the solar cell, and after 2000 hours, the solar cell module is taken out and photovoltaic power is applied. The low illuminance Voc (open circuit voltage (Voc) under illuminance 200 Lx) was measured for each element cell, and the rate of change from the initial value before injection was determined. The decrease in the low illuminance Voc represents a decrease in the resistance of the shunt resistor due to a junction defect inside the photovoltaic element. That is, it represents an increase in internal defects.
The evaluation results are shown in Table 1 with the following evaluation criteria.
A: When the change in low illumination Voc is less than 1.0%, ○: When the change in low illumination Voc is 1.0% or more and less than 3.0%, Δ: The change in low illumination Voc is 3 When it is 0.0% or more and less than 5.0%, x: When the change in low illuminance Voc is 5.0% or more.
[0122]
● Outdoor exposure
The solar cell module was installed outdoors (4-1-1 Kizugawadai, Kizu-cho, Soraku-gun, Kyoto, Outdoor Exposure Field, Canon Inc. Ecology Research Laboratories) and evaluated after 3 months, 6 months, and 12 months. The low illuminance Voc (open voltage (Voc) under illuminance 200 Lx) was measured for each cell of the photovoltaic element, and the rate of change from the initial value before charging was determined.
Evaluation was performed according to the following criteria.
A: When the change in low illumination Voc is less than 1.0%, ○: When the change in low illumination Voc is 1.0% or more and less than 3.0%, Δ: The change in low illumination Voc is 3 When it is 0.0% or more and less than 5.0%, x: When the change in low illuminance Voc is 5.0% or more.
[0123]
● SEM observation
In the solar cell module, the place considered to have the largest amount of strain was cut out and observed with a scanning electron microscope (SEM).
Evaluation was performed according to the following criteria.
○: When no crack was confirmed on the surface of the photovoltaic element, ×: When crack was confirmed on the surface of the photovoltaic element.
[0124]
As is clear from Table 1, the solar cell modules of the examples also have good initial appearance and appearance after the high temperature and high humidity test and temperature and humidity cycle test. The solar cell module in Example 2 also has a slightly unsatisfactory processing because the residual strain is as small as 0.1%, but this is not a problem level. Also, from the viewpoint of electrical characteristics, there is no decrease in low illuminance Voc in forward and reverse bias high temperature and high humidity tests (HHFB and HHRB). As a result of 12 months of outdoor exposure, no performance degradation or defects were observed. As a result of observing the surface of the photovoltaic element of the solar cell module of the example with SEM, no crack was observed, and there was no contradiction with the above test results, and a highly reliable solar cell module could be produced.
[0125]
On the other hand, in the solar cell module of Comparative Example 1 in which the peak strain amount during processing was 0.9% and the residual strain amount was 0.7%, cracks were observed by SEM observation. This is because the photovoltaic device once received a strain of 0.9% at the time of processing, and it seems that a crack occurred on the surface of the device at this point. When this sample was subjected to forward and reverse bias tests, the low illuminance Voc decreased in the vicinity of 1500 hours. In outdoor exposure, the low-intensity Voc gradually decreased from around 6 months of exposure.
[0126]
In the solar cell modules of Comparative Examples 2, 4, and 5 in which the peak strain amount during processing was 1.4% and the residual strain amount was 1.2%, many cracks were observed by SEM observation. In the HHFB and HHRB tests, the low illuminance Voc decreased in the vicinity of 1200 hours. Even in the outdoor exposure test, the low-light Voc declined in the third month of exposure. Further, the appearance after the high-temperature and high-humidity test and the temperature-humidity cycle test is not a problem level, but a slight whitening of the coating material has occurred. In the solar cell module of Comparative Example 3 in which the peak strain amount during processing was 4.8% and the residual strain amount was 4.4%, there is a possibility that the initial appearance after processing may be bent on the photovoltaic element visually. I understand (the color has changed). Of course, very many cracks have been confirmed by observation with SEM. Even in the HHFB and HHRB tests, the low illuminance Voc has decreased in less than 1000 hours, which is consistent with the observation of cracks. Furthermore, in the appearance of the covering material, whitening has been confirmed in the processed part from the beginning, and this becomes even more prominent after the high temperature and high humidity test and the temperature and humidity cycle test. is there.
[0127]
【The invention's effect】
According to the present invention, since the deformable region of the photovoltaic element is clarified, the product development speed of various types of solar cell modules is greatly improved. Moreover, since it is possible to freely process the photovoltaic element without deteriorating the characteristics of the solar cell, a solar cell module excellent in aesthetics and design can be obtained. The solar cell module thus molded is a solar cell module that ensures high reliability over a long period of time.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a plan view and a cross-sectional view of a solar cell module of the present invention.
FIG. 2 is a diagram showing an example of a photovoltaic element that can be used in the solar cell module of the present invention.
FIG. 3 is a lamination diagram when producing the solar cell module of the present invention.
FIG. 4-1 shows a solar cell module after end bending, and FIG. 4-2 shows a solar cell module after final processing.
FIG. 5 is a plan view / cross-sectional view of a cell block.
6 is a diagram showing a solar cell module of Example 1. FIG.
7 is a diagram showing a solar cell module of Example 4. FIG.
FIG. 8 is a schematic cross-sectional view showing an example of a conventional solar cell module
FIG. 9 is a graph showing an example of a strain amount when processing a photovoltaic device
FIG. 10 is a graph showing the relationship between the peak strain of a-Si: H and FF.
[Explanation of symbols]
101, 301, 401, 501, 601, 701, 801 Photovoltaic element
102,302,602 Fibrous inorganic compound
103,303,603,802 Transparent organic polymer resin
104,304,604,803 Surface resin film
105,305,605 Back surface filler
106,306,606,804 Backside insulation film
107,307,607,803 Reinforcing plate
201 conductive substrate
202 Back reflective layer
203 semiconductor photoactive layer
206b, 503b Negative output terminal
207 conductive paste
208,502 Insulating film
308 Solar cell module
504 Inline member
505 Solder
601 cell block
608 Back side integrated laminated film
702 Short side 180 ° bent part
703 Long side 90 ° bend

Claims (17)

可撓性基板上に半導体光活性層を少なくとも一層有する光起電力素子を有した太陽電池モジュールの製造方法において、前記可撓性基板の少なくとも一部を基板材料の水平方向に、Ｆ．Ｆ．低下臨界値未満の歪み量で引っ張り変形させることにより、光起電力素子を含む部分を曲げ加工したことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。In the method for manufacturing a solar cell module having a photovoltaic element having at least one semiconductor photoactive layer on a flexible substrate, at least a part of the flexible substrate in the horizontal direction of the substrate material; F. A method for manufacturing a solar cell module, wherein a portion including a photovoltaic element is bent by tensile deformation with a strain amount less than a lower critical value. 前記引っ張り変形が前記可撓性基板又は、前記光起電力素子の非受光面側に設けられた補強材の塑性変形領域内且つ前記光起電力素子のＦ．Ｆ．低下臨界値未満の歪み量をもつことを特徴とする請求項１記載の太陽電池モジュールの製造方法。The tensile deformation is within the plastic deformation region of the flexible substrate or the reinforcing material provided on the non-light-receiving surface side of the photovoltaic element, and the F.F. F. Method of manufacturing a solar cell module according to claim 1, characterized by having a strain amount of less than decrease threshold. 前記曲げ加工する手段が、プレス成型によることを特徴とする請求項１乃至２記載の太陽電池モジュールの製造方法。It said bending to means, a method for manufacturing a solar cell module according to claim 1 or 2, wherein the by press molding. 前記曲げ加工する手段が、水平方向に引っ張ることによることを特徴とする請求項１乃至３記載の太陽電池モジュールの製造方法。Said bending to means, The method according to claim 1 to 3 solar cell module wherein a by pulling horizontally. 前記光起電力素子の少なくとも光受光面側が有機高分子樹脂で被覆されたことを特徴とする請求項１乃至４記載の太陽電池モジュールの製造方法。The method according to claim 1 to 4 solar cell module according at least a light receiving surface side is characterized in that it is coated with an organic polymer resin of the photovoltaic element. 前記光起電力素子の非受光面側に補強材を設けたことを特徴とする請求項１乃至５記載の太陽電池モジュール製造方法。Solar cell module manufacturing method of claims 1 to 5, wherein in that a reinforcement on the non-light-receiving side of the photovoltaic element. 前記太陽電池モジュールの受光面側最表面に透明樹脂フィルム層を設けることを特徴とする請求項１乃至６記載の太陽電池モジュールの製造方法。Method for manufacturing a solar cell module according to claim 1 to 6, wherein the provision of the transparent resin film layer on the light-receiving surface side outermost surface of the solar cell module. 前記補強材が塑性変形領域の歪みを持つことを特徴とする請求項１乃至７記載の太陽電池モジュールの製造方法。Method for manufacturing a solar cell module according to claim 1 to 7 wherein the reinforcing material is characterized by having a distortion of the plastic deformation region. 前記補強材の塑性変形領域が、受光面側に光起電力素子を含まない部分のみであり、それにより太陽電池モジュールが加工され、形状を維持するような請求項１乃至８記載の太陽電池モジュールの製造方法。The plastic deformation region of the reinforcing member is only a portion not including the photovoltaic element on the light-receiving surface side, whereby the solar cell module is processed, the solar cell module according to claim 1 to 8, wherein to maintain the shape Manufacturing method. 前記光半導体活性層がアモルファスシリコンであることを特徴とした請求項１乃至９記載の太陽電池モジュールの製造方法。The method according to claim 1 to 9 solar cell module according to wherein the optical semiconductor active layer is an amorphous silicon. 前記Ｆ．Ｆ．低下臨界値の歪み量が０．７％であることを特徴とする請求項１０記載の太陽電池モジュールの製造方法。F. above. F. The method for manufacturing a solar cell module according to claim 10 , wherein the strain amount of the lower critical value is 0.7%. 前記可撓性基板が導電性基板であることを特徴とする請求項１乃至１１記載の太陽電池モジュールの製造方法。The process according to claim 1 to 11 solar cell module, wherein the said flexible substrate is a conductive substrate. 前記導電性基板の塑性変形領域が０．２％以上であることを特徴とする請求項１乃至１２記載の太陽電池モジュールの製造方法。Method of manufacturing a solar cell module according to claim 1 to 12, wherein the plastic deformation region of the conductive substrate is not less than 0.2%. 前記導電性基板がステンレス鋼であることを特徴とする請求項１２乃至１３記載の太陽電池モジュールの製造方法。Method of manufacturing a solar cell module according to claim 12 or 13, wherein said conductive substrate is stainless steel. 前記可撓性基板が樹脂フィルムであることを特徴とする請求項１乃至１３記載の太陽電池モジュールの製造方法。The method according to claim 1 to 13 solar cell module, wherein the said flexible substrate is a resin film. 前記補強材が、金属であることを特徴とする請求項６記載の太陽電池モジュールの製造方法。The method for manufacturing a solar cell module according to claim 6 , wherein the reinforcing material is a metal. 前記太陽電池モジュールが、建材一体型太陽電池モジュールであることを特徴とする請求項１乃至１６記載の太陽電池モジュールの製造方法。The solar cell module, a method for manufacturing a solar battery module of claims 1 to 16, wherein it is a building material integrated solar cell module.
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