JP4278545B2 - Photovoltaic device - Google Patents
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Description
本発明は、光起電力装置に関し、特に、集電極を有する光起電力素子を備えた光起電力装置に関する。 The present invention relates to a photovoltaic device, and more particularly to a photovoltaic device including a photovoltaic element having a collector electrode.
従来、集電極を有する光起電力素子を備えた光起電力装置が知られている（たとえば、特許文献１参照）。 Conventionally, a photovoltaic device including a photovoltaic element having a collector electrode is known (see, for example, Patent Document 1).
図１４は、上記特許文献１に開示された光起電力素子と同様の構成を有する従来の光起電力素子の構成を示した断面図である。図１５は、図１４に示した従来の一例による光起電力素子を用いた光起電力モジュールの構成を示した断面図である。図１４を参照して、従来の一例による光起電力素子１０１では、ｎ型単結晶シリコン基板１０２の上面上に、実質的に真性のｉ型非晶質シリコン層１０３と、ｐ型非晶質シリコン層１０４と、透光性導電膜１０５とが順次形成されている。また、透光性導電膜１０５の上面上の所定領域には、樹脂硬化型の導電ペーストからなる集電極１０６が形成されている。この集電極１０６は、所定の間隔を隔てて互いに平行に延びるように形成された複数のフィンガー電極部１０６ａと、フィンガー電極部１０６ａにより収集された電流を集合させるバスバー電極部１０６ｂとによって構成されている。また、ｎ型単結晶シリコン基板１０２の下面上には、実質的に真性のｉ型非晶質シリコン層１０７と、ｎ型非晶質シリコン層１０８と、透光性導電膜１０９とが順次形成されている。また、透光性導電膜１０９の下面上の所定領域には、樹脂硬化型の導電ペーストからなる集電極１１０が形成されている。この集電極１１０は、所定の間隔を隔てて互いに平行に延びるように形成された複数のフィンガー電極部１１０ａと、フィンガー電極部１１０ａにより収集された電流を集合させるバスバー電極部（図示せず）とによって構成されている。なお、この下面側の集電極１１０のフィンガー電極部１１０ａおよびバスバー電極部（図示せず）は、それぞれ、上面側の集電極１０６のフィンガー電極部１０６ａおよびバスバー電極部１０６ｂと同様の構成を有している。
FIG. 14 is a cross-sectional view showing a configuration of a conventional photovoltaic device having the same configuration as the photovoltaic device disclosed in
また、従来、上記の光起電力素子１０１を複数備えた光起電力モジュールが知られている。この従来の光起電力モジュールでは、図１５に示すように、複数の光起電力素子１０１の各々が互いに隣接する他の光起電力素子１０１とタブ１１２により直列に接続されることによってモジュール化されている。また、タブ１１２の一方端側は、所定の光起電力素子１０１の上面側の集電極１０６のバスバー電極部１０６ｂ（図１４参照）に半田付けされるとともに、他方端側は、その所定の光起電力素子１０１に隣接する別の光起電力素子１０１の下面側の集電極１１０のバスバー電極部（図示せず）に半田付けされている。また、タブ１１２によって接続された複数の光起電力素子１０１は、充填材１１３によって覆われている。また、充填材１１３の上面上には、ガラス基板からなる表面保護材１１４が設けられている。また、充填材１１３の下面上には、ＰＥＴ（Ｐｏｌｙ Ｅｔｈｙｌｅｎｅ Ｔｅｒｅｐｈｔａｌａｔｅ）層１１５ａ／Ａｌ箔１１５ｂ／ＰＥＴ層１１５ｃの３層構造からなる裏面保護材１１５が設けられている。この裏面保護材１１５では、Ａｌ箔１１５ｂが水分をほとんど透過させないので、非常に低い水蒸気透過度を有している。この裏面保護材１１５により、光起電力モジュールの裏面側からの水分の浸入が抑制されている。
しかしながら、図１５に示した従来の光起電力モジュールでは、図１６に示すように、タブ１１２を光起電力素子１０１の下面側の集電極１１０のバスバー電極部（図示せず）に半田付けする際に、凸状に固まった半田１１２ａが形成される場合がある。この場合には、半田１１２ａと裏面保護材１１５のＡｌ箔１１５ｂとの間の距離Ａが小さくなるので、半田１１２ａとＡｌ箔１１５ｂとの間の絶縁耐圧が低下する場合がある。この場合には、絶縁不良が発生するので、光起電力モジュールの歩留まりが低下するという問題点がある。
However, in the conventional photovoltaic module shown in FIG. 15, the
一方、上記の問題点を解消するために、Ａｌ箔などの金属材料を含まない裏面保護材を用いて光起電力モジュールを構成することも考えられる。しかしながら、この場合には、裏面保護材の水蒸気透過度が大きくなるので、集電極を構成する導電ペースト中に多くの水分が浸入することに起因して導電ペーストを構成する樹脂の加水分解により集電極の接触抵抗が増加するという不都合が新たに発生する。その結果、出力が低下するので、光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力維持特性）が低下するという問題点がある。 On the other hand, in order to solve the above problems, it is conceivable to construct a photovoltaic module using a back surface protective material that does not contain a metal material such as an Al foil. However, in this case, the water vapor permeability of the back surface protective material is increased, so that a large amount of moisture permeates into the conductive paste constituting the collector electrode, thereby collecting by hydrolysis of the resin constituting the conductive paste. A new problem arises in that the contact resistance of the electrode increases. As a result, since the output is reduced, there is a problem in that the moisture resistance (output maintaining characteristic against water vapor) of the photovoltaic module is lowered.
この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、耐湿性の低下を抑制しながら、歩留まりの低下を抑制することが可能な光起電力装置を提供することである。 The present invention has been made to solve the above-described problems, and one object of the present invention is to provide a photovoltaic device capable of suppressing a decrease in yield while suppressing a decrease in moisture resistance. Is to provide a device.
上記目的を達成するために、この発明の一の局面における光起電力装置は、エポキシ樹脂を含有する樹脂材料と導電性材料とを有する集電極を含む光起電力素子と、光起電力素子の表面側に設けられたナトリウムを含有する部材と、光起電力素子の裏面側に設けられた保護層とを備え、保護層の水蒸気透過度を３０ｇ／ｍ ２ ・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下とし、樹脂材料中の前記エポキシ樹脂の含有率を、９８体積％以上とすると共に、光起電力素子のナトリウムを含有する部材側の表面に接触するようにナトリウムの透過を抑制するナトリウムブロック層を形成したことを特徴とする。 In order to achieve the above object, a photovoltaic device according to one aspect of the present invention includes a photovoltaic element including a collector electrode having a resin material containing an epoxy resin and a conductive material, and a photovoltaic element. It is provided with a sodium-containing member provided on the front surface side and a protective layer provided on the back surface side of the photovoltaic device, and the water vapor permeability of the protective layer is 30 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%). The sodium block layer which suppresses the permeation | transmission of sodium so that the content rate of the said epoxy resin in a resin material may be 98 volume% or more, and it contacts the surface of the member side containing the sodium of a photovoltaic element as follows. Is formed .
この一の局面による光起電力装置では、上記のように、集電極の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を保護層の水蒸気透過度に応じて調整しており、保護層の水蒸気透過度が高いことにより多くの水分が光起電力装置内に浸入する場合にも、加水分解しにくいエポキシ樹脂の樹脂材料中の含有率を増加させているので、樹脂材料の加水分解による集電極の劣化を抑制することができる。これにより、集電極の劣化に起因して集電極と集電極の形成された光起電力素子の表面との間の接触抵抗が増大するのを抑制することができるので、水分による光起電力装置の出力特性の低下を抑制することができる。このため、光起電力装置の耐湿性が低下するのを抑制することができる。また、この場合には、保護層の水蒸気透過度を低減するためにＡｌ箔などの金属材料を保護層に用いる必要がないので、複数の光起電力素子をタブなどの電気配線により接続して光起電力装置を構成する場合にも、電気配線を光起電力素子に接続する半田と保護層との間の絶縁耐圧が低下することがない。これにより、絶縁不良が発生するのを抑制することができるので、光起電力装置の歩留まりの低下を抑制することができる。 In the photovoltaic device according to this aspect, as described above, the content of the epoxy resin in the resin material of the collector electrode is adjusted according to the water vapor permeability of the protective layer, and the water vapor permeability of the protective layer is Even when a large amount of moisture permeates into the photovoltaic device due to its high content, the content of the epoxy resin, which is difficult to hydrolyze, is increased in the resin material, so that the collector electrode is deteriorated by hydrolysis of the resin material. Can be suppressed. Accordingly, it is possible to suppress an increase in contact resistance between the collector electrode and the surface of the photovoltaic element on which the collector electrode is formed due to deterioration of the collector electrode. It is possible to suppress a decrease in output characteristics. For this reason, it can suppress that the moisture resistance of a photovoltaic apparatus falls. In this case, since it is not necessary to use a metal material such as an Al foil for the protective layer in order to reduce the water vapor permeability of the protective layer, a plurality of photovoltaic elements are connected by electric wiring such as a tab. Even in the case of configuring a photovoltaic device, the withstand voltage between the solder connecting the electrical wiring to the photovoltaic element and the protective layer does not decrease. Thereby, since it can suppress that an insulation defect generate | occur | produces, the fall of the yield of a photovoltaic apparatus can be suppressed.
上記一の局面による光起電力装置において、具体的には、保護層の水蒸気透過度を３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下とし、樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９８体積％以上としている。このように構成すれば、保護層の水蒸気透過度が３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下の場合において、容易に、樹脂材料の加水分解による集電極の劣化を抑制することができるので、容易に、光起電力装置の耐湿性を向上させることができる。なお、保護層の水蒸気透過度が３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下であるとは、温度：４０℃、湿度：９０％の条件下において２４時間の透湿度試験を行った場合に、保護層を透過する水蒸気の量が３０ｇ／ｍ２以下であることを意味する。
さらに、上記一の局面による光起電力装置において、光起電力素子の表面側に設けられたナトリウムを含有する部材を備え、光起電力素子のナトリウムを含有する部材側の表面に接触するようにナトリウムの透過を抑制するナトリウムブロック層を形成している。このように構成すれば、光起電力装置内に浸入した水分にナトリウムを含有する部材からナトリウムが溶出することにより、ナトリウムを含有する水分が光起電力装置内に拡散した場合に、光起電力素子にナトリウムが到達したとしても、ナトリウムブロック層により光起電力素子の内部までナトリウムが到達するのを抑制することができる。これにより、光起電力素子の内部にｐ型半導体層が形成されている場合に、ナトリウムによりｐ型半導体層が劣化されたり、ｐ型半導体層中のｐ型不純物の活性化率が低下されるのを抑制することができる。その結果、光起電力装置の出力特性が低下するのを抑制することができる。
In the photovoltaic device according to the aforementioned aspect, specifically, the water vapor permeability of the protective layer 30g / m 2 · 24hrs (40 ℃, 90%) as hereinafter, the content of the epoxy resin in the resin material It is set to 98% by volume or more. If comprised in this way, when the water-vapor permeability of a protective layer is 30 g / m < 2 > * 24hrs (40 degreeC, 90%) or less, degradation of the collector electrode by hydrolysis of a resin material can be suppressed easily. Therefore, the moisture resistance of the photovoltaic device can be easily improved. The water vapor permeability of the protective layer is 30 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%) or less. A moisture permeability test for 24 hours was performed under the conditions of temperature: 40 ° C. and humidity: 90%. In this case, it means that the amount of water vapor passing through the protective layer is 30 g / m 2 or less.
Further, in the photovoltaic device according to the above aspect, the photovoltaic device includes a member containing sodium provided on the surface side of the photovoltaic element, and is in contact with the surface of the photovoltaic element on the member side containing sodium. A sodium blocking layer that suppresses sodium permeation is formed. If comprised in this way, when the water | moisture content containing sodium spread | diffused in the photovoltaic apparatus by the elution of sodium from the member containing sodium in the water | moisture content infiltrated in the photovoltaic apparatus, photovoltaic power Even if sodium reaches the element, the sodium block layer can suppress sodium from reaching the inside of the photovoltaic element. Thereby, when the p-type semiconductor layer is formed inside the photovoltaic element, the p-type semiconductor layer is deteriorated by sodium, or the activation rate of the p-type impurity in the p-type semiconductor layer is lowered. Can be suppressed. As a result, it can suppress that the output characteristic of a photovoltaic apparatus falls.
上記一の局面による光起電力装置において、保護層の水蒸気透過度を１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下とし、樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９０体積％以上としてもよい。このように構成すれば、保護層の水蒸気透過度が１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下の場合において、容易に、樹脂材料の加水分解による集電極の劣化を抑制することができるので、容易に、光起電力装置の耐湿性を向上させることができる。なお、保護層の水蒸気透過度が１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下であるとは、温度：４０℃、湿度：９０％の条件下において２４時間の透湿度試験を行った場合に、保護層を透過する水蒸気の量が１５ｇ／ｍ２以下であることを意味する。 In the photovoltaic device according to one aspect, the coercive Mamoruso water vapor permeability of 15g / m 2 · 24hrs (40 ℃, 90%) as follows, a content of the epoxy resin in the resin material 90 vol% or more It is good . If comprised in this way, when the water-vapor permeability of a protective layer is 15 g / m < 2 > * 24hrs (40 degreeC, 90%) or less, it can suppress easily deterioration of the collector electrode by hydrolysis of a resin material. Therefore, the moisture resistance of the photovoltaic device can be easily improved. In addition, the water vapor permeability of the protective layer was 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%) or less, and the moisture permeability test was performed for 24 hours under the conditions of temperature: 40 ° C. and humidity: 90%. In this case, it means that the amount of water vapor passing through the protective layer is 15 g / m 2 or less.
上記一の局面による光起電力装置において、好ましくは、保護層は、シリコン酸化物および金属酸化物のいずれか一方からなる絶縁層を含む。このように構成すれば、水蒸気透過度の低いシリコン酸化物または金属酸化物からなる絶縁層により、保護層の水蒸気透過度を小さくすることができる。また、保護層を絶縁層により構成することによって、複数の光起電力素子を電気配線（タブ）により接続して光起電力装置を構成する場合にも、電気配線と保護層との間で絶縁不良が発生することがない。これにより、光起電力装置の耐湿性を向上させながら、絶縁不良による歩留まりの低下を抑制することができる。 In the photovoltaic device according to the above aspect, the protective layer preferably includes an insulating layer made of one of silicon oxide and metal oxide. If comprised in this way, the water vapor permeability of a protective layer can be made small by the insulating layer which consists of a silicon oxide or metal oxide with low water vapor permeability. In addition, when a photovoltaic device is configured by connecting a plurality of photovoltaic elements with electrical wiring (tabs) by forming the protective layer with an insulating layer, insulation is provided between the electrical wiring and the protective layer. No defects will occur. Thereby, it is possible to suppress a decrease in yield due to poor insulation while improving the moisture resistance of the photovoltaic device.
上記一の局面による光起電力装置において、好ましくは、保護層は、樹脂材料を含有する層を含むとともに、金属材料を含有する層を含まない。このように構成すれば、複数の光起電力素子を電気配線により接続して光起電力装置を構成する場合にも、電気配線を光起電力素子に接続する半田と保護層との間で絶縁不良が発生するのを確実に防止することができる。 In the photovoltaic device according to the above aspect, the protective layer preferably includes a layer containing a resin material and does not include a layer containing a metal material. With this configuration, even when a photovoltaic device is configured by connecting a plurality of photovoltaic elements with electrical wiring, insulation is provided between the solder that connects the electrical wiring to the photovoltaic element and the protective layer. It is possible to reliably prevent the occurrence of defects.
上記ナトリウムブロック層を含む構成において、好ましくは、ナトリウムブロック層は、酸化物、窒化物およびフッ化物からなるグループより選択される少なくとも１つの材料を含む。このような材料によりナトリウムブロック層を構成すれば、容易に、ナトリウムブロック層により光起電力素子のｐ型半導体層にナトリウムが到達するのを抑制することができる。 In the structure including the sodium blocking layer, the sodium blocking layer preferably includes at least one material selected from the group consisting of oxide, nitride, and fluoride. If a sodium block layer is comprised with such a material, it can suppress that sodium reaches | attains the p-type semiconductor layer of a photovoltaic element easily by a sodium block layer.
上記一の局面による光起電力装置において、光起電力素子は、ｎ型半導体層と、ｎ型半導体層のナトリウムを含有する部材と反対側の表面上に形成されたｐ型半導体層とを含む。このように構成すれば、ｐ型半導体層をｎ型半導体層のナトリウムを含有する部材側の表面上に形成する場合に比べて、ｐ型半導体層とナトリウムを含有する部材との間の距離を大きくすることができるので、光起電力装置内に浸入した水分にナトリウムを含有する部材からナトリウムが溶出することにより、ナトリウムが拡散される場合にも、拡散されたナトリウムがｐ型半導体層に到達するのを抑制することができる。これにより、ナトリウムによりｐ型半導体層が劣化されたり、ｐ型半導体層中のｐ型不純物の活性化率が低下されるのを抑制することができる。 In the photovoltaic device according to one aspect, an optical electromotive force element comprises an n-type semiconductor layer, a member containing sodium n-type semiconductor layer and the opposite p-type semiconductor layer formed on the surface of the . If comprised in this way, compared with the case where the p-type semiconductor layer is formed on the surface of the n-type semiconductor layer containing sodium, the distance between the p-type semiconductor layer and the sodium-containing member is increased. Since it can be enlarged, even when sodium is diffused by elution of sodium from the member containing sodium in the water that has entered the photovoltaic device, the diffused sodium reaches the p-type semiconductor layer. Can be suppressed. Thereby, it can suppress that a p-type semiconductor layer degrades with sodium or the activation rate of the p-type impurity in a p-type semiconductor layer falls.
上記一の局面による光起電力装置において、好ましくは、光起電力素子は、複数設けられているとともに、複数の光起電力素子は、電気配線により直列に接続されることによってモジュール化されている。このように構成すれば、複数の光起電力素子がモジュール化された光起電力装置において、耐湿性が低下するのを抑制しながら、歩留まりの低下を抑制することができる。 In the photovoltaic device according to the above aspect, preferably, a plurality of photovoltaic elements are provided, and the plurality of photovoltaic elements are modularized by being connected in series by electrical wiring. . If comprised in this way, in the photovoltaic apparatus with which the several photovoltaic element was modularized, the fall of a yield can be suppressed, suppressing that moisture resistance falls.
以下、本発明の実施例を具体的に説明する。 Examples of the present invention will be specifically described below.
（実施例１）
この実施例１では、集電極を構成する樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を変化させて
実施例１−１〜実施例１−５および比較例１−１〜比較例１−５による光起電力モジュールを作製するとともに、各光起電力モジュールについて温度サイクル試験、耐湿性試験および絶縁性能の評価試験を行った。
(Example 1)
In this Example 1, the content of the epoxy resin in the resin material constituting the collector electrode was changed to change the photoluminescence according to Examples 1-1 to 1-5 and Comparative Examples 1-1 to 1-5. While producing the power module, each photovoltaic module was subjected to a temperature cycle test, a moisture resistance test, and an evaluation test for insulation performance.
（実施例１−１）
図１は、本発明の実施例１−１による光起電力素子の構成を示した断面図である。図２は、図１に示した実施例１−１による光起電力素子を用いた光起電力モジュールの構成を示した断面図である。図１および図２を参照して、実施例１−１による光起電力モジュールの作製プロセスについて説明する。
(Example 1-1)
FIG. 1 is a cross-sectional view showing a configuration of a photovoltaic element according to Example 1-1 of the present invention. FIG. 2 is a cross-sectional view showing the configuration of the photovoltaic module using the photovoltaic element according to Example 1-1 shown in FIG. With reference to FIG. 1 and FIG. 2, the manufacturing process of the photovoltaic module by Example 1-1 is demonstrated.
［光起電力モジュールの作製］
まず、図１に示すように、洗浄することにより不純物が除去されたｎ型単結晶シリコン基板２を準備した。次に、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いて、ｎ型単結晶シリコン基板２の上面上にｉ型非晶質シリコン層３およびｐ型非晶質シリコン層４を順次形成した。
[Production of photovoltaic modules]
First, as shown in FIG. 1, an n-type single
次に、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いて、ｎ型単結晶シリコン基板２の下面上にｉ型非晶質シリコン層７およびｎ型非晶質シリコン層８を順次形成した。
Next, an i-type
次に、マグネトロンスパッタ法を用いて、ｐ型非晶質シリコン層４およびｎ型非晶質シリコン層８の各々の上に、ＩＴＯ（Ｉｎｄｉｕｍ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）膜からなる透光性導電膜５および９をそれぞれ形成した。
Next, by using magnetron sputtering, translucent
次に、スクリーン印刷法を用いて、透光性導電膜５の上面上および透光性導電膜９の下面上の各々の所定領域に銀（Ａｇ）からなる導電性フィラーと、樹脂材料（ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂／ウレタン樹脂が５０体積％／５０体積％）とからなる導電ペースト（銀ペースト）を塗布した。そして、その導電ペーストを２００℃で１時間乾燥することにより硬化させた。これにより、透光性導電膜５の上面上に、８０μｍの幅を有するフィンガー電極部６ａと、１．５ｍｍの幅を有するバスバー電極部６ｂとからなる集電極６を形成するとともに、透光性導電膜９の下面上に、上記フィンガー電極部６ａおよびバスバー電極部６ｂの各々と同様の構成を有するフィンガー電極部１０ａおよびバスバー電極部（図示せず）からなる集電極１０を形成した。このようにして、図１に示した実施例１−１による光起電力素子１を形成した。
Next, using a screen printing method, a conductive filler made of silver (Ag) and a resin material (bisphenol) in each predetermined region on the upper surface of the translucent
次に、上記のようにして作製した光起電力素子１を複数準備した。そして、この複数の光起電力素子１の上面側の集電極６のバスバー電極部６ｂに銅箔からなるタブ１２（図２参照）の一方端側を接続した。なお、このタブ１２は、本発明の「電気配線」の一例である。また、タブ１２のバスバー電極部６ｂへの接続は、タブ１２の表面にコーティングされた半田を加熱することによりバスバー電極部６ｂにタブ１２を半田付けすることによって行った。そして、タブ１２の他方端側を、同様のプロセスにより、隣接する別の光起電力素子１の下面側の集電極１０のバスバー電極部（図示せず）に接続した。このようにして、複数の光起電力素子１を直列に接続した。
Next, a plurality of
次に、ガラス基板からなる表面保護材１４の上にＥＶＡ（Ｅｔｈｙｌｅｎｅ Ｖｉｎｙｌ Ａｃｅｔａｔｅ）シートからなる充填材１３を載せた後、タブ１２により接続した複数の光起電力素子１を載せた。そして、その上にさらにＥＶＡシートからなる充填材１３を載せた後、３０μｍの厚みを有するＰＥＴ（Ｐｏｌｙ Ｅｔｈｙｌｅｎｅ Ｔｅｒｅｐｈｔａｌａｔｅ）の単層フィルムからなる裏面保護材１５を載せた。なお、この裏面保護材１５は、本発明の「保護層」の一例である。その後、加熱しながら加圧することによって、表面保護材１４、充填材１３、タブ１２により接続した複数の光起電力素子１および裏面保護材１５を一体化させた。このようにして、図２に示した実施例１−１による光起電力モジュールを作製した。
Next, a
なお、裏面保護材１５を一体化させるのに先立って、裏面保護材１５の水蒸気透過度をＪＩＳ Ｋ ７１２９（プラスチックフィルムおよびシートの水蒸気透過度試験方法（機器測定法））に基づいて測定した。この水蒸気透過度の測定は、図４に示すような測定装置１６を用いて行った。具体的には、測定装置１６に裏面保護材１５をセットするとともに、裏面保護材１５の下方に水を設置した。そして、裏面保護材１５の下側の雰囲気を温度：４０℃、湿度：１００％とするとともに、裏面保護材１５の上側の雰囲気を温度：４０℃、湿度：１０％（測定開始時の初期湿度）とした。この状態を保持することにより、裏面保護材１５に水蒸気を透過させた。そして、裏面保護材１５の上側における湿度の変化速度を湿度センサにより測定した。そして、測定した湿度の変化速度を、予め水蒸気透過度の知られている標準試験片を用いた場合の湿度の変化速度と比較することにより、裏面保護材の水蒸気透過度を測定した。このようにして測定した実施例１−１による裏面保護材１５の水蒸気透過度は、１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）であった。
In addition, prior to integrating the back surface
（実施例１−２）
この実施例１−２では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを７０体積％／３０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして実施例１−２による光起電力モジュールを作製した。
(Example 1-2)
In Example 1-2, as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例１−３）
この実施例１−３では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして実施例１−３による光起電力モジュールを作製した。
(Example 1-3)
In Example 1-3, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例１−４）
この実施例１−４では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして実施例１−４による光起電力モジュールを作製した。
(Example 1-4)
In Example 1-4, the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例１−５）
この実施例１−５では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして実施例１−５による光起電力モジュールを作製した。
(Example 1-5)
In Example 1-5, a resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin is used as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（比較例１−１）
この比較例１−１では、図３に示すように、裏面保護材２５として、ＰＥＴ層２５ａ（膜厚：３０μｍ）／Ａｌ箔２５ｂ（膜厚：３０μｍ）／ＰＥＴ層２５ｃ（膜厚：３０μｍ）の３層構造を有するフィルムを用いた。この裏面保護材２５の水蒸気透過度は、０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）であった。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして比較例１−１による光起電力モジュールを作製した。
(Comparative Example 1-1)
In this comparative example 1-1, as shown in FIG. 3, as the back surface protective material 25,
（比較例１−２）
この比較例１−２では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを７０体積％／３０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記比較例１−１と同様にして比較例１−２による光起電力モジュールを作製した。
(Comparative Example 1-2)
In Comparative Example 1-2, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（比較例１−３）
この比較例１−３では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記比較例１−１と同様にして比較例１−３による光起電力モジュールを作製した。
(Comparative Example 1-3)
In Comparative Example 1-3, a blending ratio of 90% by volume / 10% by volume of a bisphenol A type epoxy resin and a urethane resin as a resin material of a conductive paste (silver paste) for forming the
（比較例１−４）
この比較例１−４では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記比較例１−１と同様にして比較例１−４による光起電力モジュールを作製した。
(Comparative Example 1-4)
In Comparative Example 1-4, as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（比較例１−５）
この比較例１−５では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記比較例１−１と同様にして比較例１−５による光起電力モジュールを作製した。
(Comparative Example 1-5)
In Comparative Example 1-5, a resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin as a resin material of a conductive paste (silver paste) for forming
［温度サイクル試験］
次に、上記のようにして作製した実施例１−１〜１−５および比較例１−１〜１−５による各光起電力モジュールについて、温度サイクル試験を行った。この温度サイクル試験は、ＪＩＳ Ｃ ８９１７付属書１（規定）温度サイクル試験Ａ−１に従って行った。具体的には、まず、光起電力モジュールの初期の出力を測定した。その後、光起電力モジュールを所定の試験槽内に設置するとともに、試験槽内の温度を−４０℃から９０℃まで上昇させた後、９０℃から−４０℃まで低下させた。そして、これを１サイクルとして合計２００サイクルの試験を行った。そして、２００サイクルの試験後、再び、光起電力モジュールの出力を測定した。そして、光起電力モジュールの初期の出力に対する２００サイクルの試験後の出力の割合（％）（以下、温度サイクル試験の初期出力比という）を算出した。この温度サイクル試験の初期出力比は９５％以上であることが、温度サイクル試験の合格基準として規定されている。
[Temperature cycle test]
Next, the temperature cycle test was done about each photovoltaic module by Examples 1-1 to 1-5 and Comparative Examples 1-1 to 1-5 produced as described above. This temperature cycle test was performed according to JIS C 8917 Annex 1 (normative) temperature cycle test A-1. Specifically, first, the initial output of the photovoltaic module was measured. Then, while installing the photovoltaic module in a predetermined test tank, after raising the temperature in a test tank from -40 degreeC to 90 degreeC, it was lowered | hung from 90 degreeC to -40 degreeC. Then, a total of 200 cycles were tested with this as one cycle. And after the test of 200 cycles, the output of the photovoltaic module was measured again. Then, the ratio (%) of the output after the 200 cycles test to the initial output of the photovoltaic module (hereinafter referred to as the initial output ratio of the temperature cycle test) was calculated. The initial output ratio of the temperature cycle test is specified as 95% or more as a passing criterion of the temperature cycle test.
［耐湿性試験］
次に、実施例１−１〜１−５および比較例１−１〜１−５による各光起電力モジュールについて、耐湿性試験を行った。この耐湿性試験は、ＪＩＳ Ｃ ８９１７付属書１１（規定）耐湿性試験Ｂ−２に準じて行った。具体的には、まず、光起電力モジュールの初期の出力を測定した。その後、光起電力モジュールを温度：８５℃、湿度：８５％以上の恒温恒室槽中に１０００時間保管した。その後、光起電力装置モジュールの出力を再び測定した。そして、光起電力モジュールの初期の出力に対する１０００時間の保管後の出力の割合（％）（以下、耐湿性試験の初期出力比という）を算出した。そして、その算出した初期出力比に基づいて、光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を評価した。なお、この耐湿性試験の初期出力比は９５％以上であることが、ＪＩＳにより耐湿性試験の合格基準として規定されている。
[Moisture resistance test]
Next, a moisture resistance test was performed on each photovoltaic module according to Examples 1-1 to 1-5 and Comparative Examples 1-1 to 1-5. This moisture resistance test was performed according to JIS C 8917 Annex 11 (normative) moisture resistance test B-2. Specifically, first, the initial output of the photovoltaic module was measured. Then, the photovoltaic module was stored for 1000 hours in a thermostatic chamber with a temperature of 85 ° C. and a humidity of 85% or more. Thereafter, the output of the photovoltaic device module was measured again. And the ratio (%) of the output after 1000-hour storage with respect to the initial output of a photovoltaic module (henceforth the initial output ratio of a moisture resistance test) was computed. And based on the calculated initial output ratio, the moisture resistance of the photovoltaic module (maintenance of output against water vapor) was evaluated. In addition, it is prescribed | regulated by JIS that the initial output ratio of this moisture resistance test is 95% or more as a pass standard of a moisture resistance test.
［絶縁性能の評価試験］
次に、ＪＩＳ Ｃ ８９１８の６（性能）の（２）の絶縁抵抗測定法に準じて絶縁性能の評価試験を行った。なお、この絶縁性能の評価試験では、集電極６および１０を構成する樹脂材料中のエポキシ樹脂とウレタン樹脂との配合比によって絶縁性能は変化しないと考えられるので、実施例１−１および比較例１−１による光起電力モジュールのみについて試験を行った。絶縁性能の評価試験では、具体的には、図５に示すように、光起電力モジュールの外周に金属フレーム１７を取り付けた後、その金属フレーム１７と、光起電力モジュール内の所定の光起電力素子１との間の抵抗を絶縁抵抗計（１０００Ｖメガ）１８を用いて測定した。なお、この際、金属フレーム１７側を接地して測定を行った。そして、絶縁抵抗計１８により測定した抵抗が１０００ＭΩ以上であれば合格と判断する一方、１０００ＭΩよりも小さい場合には、絶縁不良が発生したと判断した。なお、この評価試験では、実施例１−１および比較例１−１による各１０００枚の光起電力モジュールについて試験するとともに、絶縁不良の発生率を算出した。
[Evaluation test of insulation performance]
Next, the evaluation test of the insulation performance was performed according to the insulation resistance measurement method of (2) of 6 (performance) of JIS C 8918. In this insulation performance evaluation test, it is considered that the insulation performance does not change depending on the blending ratio of the epoxy resin and the urethane resin in the resin material constituting the
上記した温度サイクル試験、耐湿性試験および絶縁性能の評価試験の結果を以下の表１に示す。 The results of the above-described temperature cycle test, moisture resistance test and insulation performance evaluation test are shown in Table 1 below.
上記表１から、実施例１−１〜１−５および比較例１−１〜１−５では、温度サイクル試験の初期出力比が９８％以上になることがわかる。すなわち、実施例１−１〜１−５および比較例１−１〜１−５では、全て、温度サイクル試験の合格基準である初期出力比９５％以上を満たすことがわかった。これにより、ＰＥＴの単層フィルムからなる裏面保護材１５（図２参照）を用いた光起電力モジュール（実施例１−１〜１−５）と、ＰＥＴ層２５ａ／Ａｌ箔２５ｂ／ＰＥＴ層２５ｃの３層構造からなる裏面保護材２５（図２参照）を用いた光起電力モジュール（比較例１−１〜１−５）とにおいて、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が５０体積％〜１００体積％（ウレタン樹脂の含有率：５０体積％〜０体積％）の場合に、温度サイクル試験に合格することが判明した。
From Table 1 above, it can be seen that in Examples 1-1 to 1-5 and Comparative Examples 1-1 to 1-5, the initial output ratio of the temperature cycle test is 98% or more. That is, in Examples 1-1 to 1-5 and Comparative Examples 1-1 to 1-5, it was found that all satisfied an initial output ratio of 95% or more, which is a pass criterion for the temperature cycle test. Thereby, the photovoltaic module (Examples 1-1 to 1-5) using the back surface protection material 15 (refer FIG. 2) which consists of a single layer film of PET,
また、上記表１から、エポキシ樹脂の含有率が１００体積％（ウレタン樹脂の含有率：０体積％）の場合の温度サイクル試験の初期出力比（実施例１−５および比較例１−５：９８％）は、エポキシ樹脂の含有率が５０体積％〜９８体積％（ウレタン樹脂の含有率：５０体積％〜２体積％）の場合の温度サイクル試験の初期出力比（実施例１−１〜１−４および比較例１−１〜１−４：９９％）に比べて、１％小さいことがわかる。これは、次のような理由によると考えられる。すなわち、エポキシ樹脂が硬く脆い性質を有していることにより、樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が１００体積％（ウレタン樹脂の含有率：０体積％）の場合には、集電極６および１０が硬く脆い性質を有する。この場合には、温度サイクル試験中に集電極６および１０と、光起電力素子１の集電極６および１０以外の部分とで膨張率および収縮率に差が生じることによって、集電極６および１０のフィンガー電極部６ａおよび１０ａにクラックが生じる場合がある。これにより、フィンガー電極部６ａおよび１０ａのクラックが生じた部分で抵抗損失が発生することにより出力が低下するので、実施例１−５および比較例１−５では、実施例１−１〜１−４および比較例１−１〜１−４に比べて、初期出力比が１％小さくなったと考えられる。
Moreover, from the said Table 1, the initial stage output ratio (Example 1-5 and Comparative Example 1-5 :) of the temperature cycle test in case the content rate of an epoxy resin is 100 volume% (urethane resin content rate: 0 volume%): 98%) is the initial output ratio of the temperature cycle test when the epoxy resin content is 50% by volume to 98% by volume (urethane resin content: 50% by volume to 2% by volume) (Examples 1-1 to 1-1). 1-4 and Comparative Examples 1-1 to 1-4: 99%). This is considered to be due to the following reasons. That is, since the epoxy resin has a hard and brittle property, when the content of the epoxy resin in the resin material is 100% by volume (the content of the urethane resin: 0% by volume), the
また、上記表１から、実施例１−３〜１−５では、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上（実施例１−３：９５％、実施例１−４：９６％、実施例１−５：９７％）になる一方、実施例１−１および１−２では、耐湿性試験の初期出力比が９０％以下（実施例１−１：７５％、実施例１−２：９０％）になることがわかる。すなわち、実施例１−３〜１−５では、耐湿性試験の合格基準（初期出力比９５％以上）を満たす一方、実施例１−１および１−２では、耐湿性試験の合格基準（初期出力比９５％以上）を満たさないことがわかった。これにより、ＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））からなる裏面保護材１５を用いた光起電力モジュール（実施例１−１〜１−５）において、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％以下）にすれば、耐湿性試験に合格することが判明した。
From Table 1 above, in Examples 1-3 to 1-5, the initial output ratio of the moisture resistance test was 95% or more (Examples 1-3: 95%, Examples 1-4: 96%, Examples On the other hand, in Examples 1-1 and 1-2, the initial output ratio of the moisture resistance test is 90% or less (Example 1-1: 75%, Example 1-2: 90). %). That is, in Examples 1-3 to 1-5, the acceptance criteria for the moisture resistance test (initial output ratio of 95% or more) are satisfied, while in Examples 1-1 and 1-2, the acceptance criteria for the moisture resistance test (initial It was found that the output ratio was not more than 95%. Thus, a photovoltaic module (Example 1-) using a back surface
上記の結果は、以下の理由によると考えられる。すなわち、裏面保護材１５（図２参照）がＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））からなる場合には、裏面保護材１５を透過して光起電力モジュール内に多くの水分が浸入する。この際、ウレタン樹脂は加水分解しやすいので、光起電力モジュール内に浸入した水分により集電極６および１０中のウレタン樹脂が加水分解されることによって、集電極６および１０が劣化する。これにより、集電極６および透光性導電膜５と、集電極１０および透光性導電膜９との各々の界面における接触抵抗が増大するので、光起電力素子１の出力が低下する。このため、光起電力モジュールの出力が低下する。一方、エポキシ樹脂は、ウレタン樹脂に比べて加水分解しにくいので、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が大きくなるとともに、ウレタン樹脂の含有率が小さくなるにつれて、集電極６および１０が劣化しにくくなる。これにより、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が大きくなるとともに、ウレタン樹脂の含有率が小さくなるにつれて、光起電力モジュールの出力は低下しにくくなる。その結果、裏面保護材１５がＰＥＴの単層フィルムからなる光起電力モジュール（実施例１−１〜１−５）において、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％以下）の場合に、耐湿性試験の初期特性比が９５％以上になったと考えられる。
The above results are considered to be due to the following reasons. That is, when the back surface protection material 15 (see FIG. 2) is made of a PET single-layer film (film thickness: 30 μm, water vapor transmission rate: 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)), the back surface protection material A large amount of moisture penetrates into the photovoltaic module through 15. At this time, since the urethane resin is easily hydrolyzed, the
また、上記表１から、比較例１−１〜１−５では、耐湿性試験の合格基準である初期出力比９５％以上（比較例１−１：９７％、比較例１−２：９８％、比較例１−３〜１−５：９９％）を満たすことがわかる。これは、比較例１−１〜１−５では、ＰＥＴ層２５ａ／Ａｌ箔２５ｂ／ＰＥＴ層２５ｃの３層構造からなる裏面保護材２５（図３参照）の水蒸気透過度が０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）であるため光起電力モジュール内にほとんど水分が浸入しないので、加水分解による集電極６および１０の劣化がほとんど生じないことによると考えられる。
From Table 1 above, in Comparative Examples 1-1 to 1-5, an initial output ratio of 95% or more, which is a pass criterion for the moisture resistance test (Comparative Example 1-1: 97%, Comparative Example 1-2: 98%) Comparative Examples 1-3 to 1-5: 99%) are found to be satisfied. In Comparative Examples 1-1 to 1-5, the water vapor permeability of the back surface protective material 25 (see FIG. 3) having a three-layer structure of
また、上記表１から、絶縁性能の評価試験において、実施例１−１では絶縁不良の発生率が０％であるのに対して、比較例１−１では１％の絶縁不良が発生することがわかる。これは、次の理由によると考えられる。すなわち、比較例１−１による光起電力モジュールでは、裏面保護材２５（図３参照）にＡｌ箔２５ｂを用いているので、タブ１２を集電極１０（図１参照）に接続するための半田とＡｌ箔２５ｂとの間の距離が小さくなることに起因して半田とＡｌ箔２５ｂとの間の絶縁耐圧が低下する場合がある。これにより、１％の絶縁不良が発生したと考えられる。一方、実施例１−１では、裏面保護材１５（図２参照）にＡｌ箔などの金属材料を用いてないので、絶縁不良は発生しない。これにより、実施例１−１では、絶縁不良の発生率が０％になったと考えられる。上記の結果から、Ａｌ箔などの金属材料を含まない裏面保護材１５を用いることが絶縁不良による光起電力モジュールの歩留まりの低下を抑制するために好ましいことが判明した。
Also, from Table 1 above, in the insulation performance evaluation test, the occurrence rate of insulation failure is 0% in Example 1-1, whereas 1% insulation failure occurs in Comparative Example 1-1. I understand. This is considered to be due to the following reason. That is, in the photovoltaic module according to Comparative Example 1-1, since the Al foil 25b is used for the back surface protection member 25 (see FIG. 3), the solder for connecting the
（実施例２）
この実施例２では、裏面保護材の水蒸気透過度による光起電力モジュールの耐湿性を評価するために種々の構成を有する裏面保護材を用いて実施例２−１〜２−２５および比較例２−１による光起電力モジュールを作製するとともに、各光起電力モジュールについて耐湿性試験を行った。なお、以下の実施例２−１〜２−２５および比較例２−１では、光起電力モジュールを作製するのに先立って、上記実施例１−１と同様の方法で裏面保護材の水蒸気透過度を測定した。
(Example 2)
In this Example 2, Examples 2-1 to 2-25 and Comparative Example 2 were used by using the back surface protective material having various configurations in order to evaluate the moisture resistance of the photovoltaic module due to the water vapor permeability of the back surface protective material. A photovoltaic module according to -1 was produced, and each photovoltaic module was subjected to a moisture resistance test. In Examples 2-1 to 2-25 and Comparative Example 2-1, the water vapor permeation of the back surface protective material was performed in the same manner as in Example 1-1 prior to producing the photovoltaic module. The degree was measured.
（実施例２−１）
この実施例２−１では、裏面保護材１５（図２参照）として、ＰＶＦ（ポリフッ化ビニル）の単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９５体積％／５体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例１−１と同様にして実施例２−１による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-1)
In this Example 2-1, as the back surface protection material 15 (see FIG. 2), a single layer film of PVF (polyvinyl fluoride) (film thickness: 30 μm, water vapor permeability: 30 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90 %)) Was used. Further, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the collector electrodes 6 and 10 (see FIG. 1), a bisphenol A type epoxy resin and a urethane resin are mixed at a mixing ratio of 95% by volume / 5% by volume. The compounded resin material was used. Except for this, a photovoltaic module according to Example 2-1 was produced in the same manner as in Example 1-1.
（実施例２−２）
この実施例２−２では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−２による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-2)
In Example 2-2, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−３）
この実施例２−３では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−３による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-3)
In Example 2-3, the resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−４）
この実施例２−４では、裏面保護材１５（図２参照）として、ＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを８０体積％／２０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−４による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-4)
In this Example 2-4, a single layer film of PET (film thickness: 30 μm, water vapor permeability: 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is used as the back surface protective material 15 (see FIG. 2). It was. Further, as a resin material of a conductive paste (silver paste) for forming the collector electrodes 6 and 10 (see FIG. 1), a bisphenol A type epoxy resin and a urethane resin are mixed at a mixing ratio of 80% by volume / 20% by volume. The compounded resin material was used. Other than this, a photovoltaic module according to Example 2-4 was fabricated in the same manner as in Example 2-1.
（実施例２−５）
この実施例２−５では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−４と同様にして実施例２−５による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-5)
In Example 2-5, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−６）
この実施例２−６では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９５体積％／５体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−４と同様にして実施例２−６による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-6)
In Example 2-6, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−７）
この実施例２−７では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−４と同様にして実施例２−７による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-7)
In this Example 2-7, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−８）
この実施例２−８では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−４と同様にして実施例２−８による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-8)
In this Example 2-8, a resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−９）
この実施例２−９では、図６に示すように、裏面保護材３５として、ＰＥＴ層３５ａ（膜厚：３０μｍ）／ＰＥＴ層３５ｂ（膜厚：３０μｍ）の２層構造を有するフィルム（合計膜厚：６０μｍ、水蒸気透過度：８ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。なお、この裏面保護材３５は、本発明の「保護層」の一例である。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−９による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-9)
In Example 2-9, as shown in FIG. 6, a film having a two-layer structure of
（実施例２−１０）
この実施例２−１０では、図７に示すように、裏面保護材４５として、ＰＥＴ層４５ａ（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層４５ｂ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層４５ｃ（膜厚：３０μｍ）の３層構造を有するフィルム（合計膜厚：６０μｍ、水蒸気透過度：１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。なお、この裏面保護材４５は、本発明の「保護層」の一例であり、ＳｉＯ２層４５ｂは、本発明の「絶縁層」の一例である。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−１０による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-10)
In Example 2-10, as shown in FIG. 7, as the back surface
（実施例２−１１）
この実施例２−１１では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９５体積％／５体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１０と同様にして実施例２−１１による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-11)
In this Example 2-11, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−１２）
この実施例２−１２では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１０と同様にして実施例２−１２による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-12)
In this Example 2-12, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−１３）
この実施例２−１３では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１０と同様にして実施例２−１３による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-13)
In this Example 2-13, a resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−１４）
この実施例２−１４では、実施例２−１０による裏面保護材４５（図７参照）のＳｉＯ２層４５ｂ（膜厚：１０ｎｍ）をＡｌ２Ｏ３層４５ｄ（膜厚：１０ｎｍ）で置き換えた。なお、このＡｌ２Ｏ３層４５ｄは、本発明の「絶縁層」の一例である。すなわち、裏面保護材４５として、ＰＥＴ層４５ａ（膜厚：３０μｍ）／Ａｌ２Ｏ３層４５ｄ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層４５ｃ（膜厚：３０μｍ）の３層構造を有するフィルム（合計膜厚：６０μｍ、水蒸気透過度：１．５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−１４による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-14)
In Example 2-14, the SiO 2 layer 45b (film thickness: 10 nm) of the back surface protective material 45 (see FIG. 7) according to Example 2-10 was replaced with an Al 2 O 3 layer 45d (film thickness: 10 nm). . The Al 2 O 3 layer 45d is an example of the “insulating layer” in the present invention. That is, as the back surface
（実施例２−１５）
この実施例２−１５では、実施例２−１０による裏面保護材４５（図７参照）のＰＥＴ層４５ａの膜厚を増加させたフィルムを用いた。すなわち、裏面保護材４５として、ＰＥＴ層４５ａ（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層４５ｂ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層４５ｃ（膜厚：３０μｍ）の３層構造を有するフィルム（合計膜厚：３３０μｍ、水蒸気透過度：０．１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを７０体積％／３０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−１５による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-15)
In Example 2-15, a film in which the film thickness of the
（実施例２−１６）
この実施例２−１６では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを８０体積％／２０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１５と同様にして実施例２−１６による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-16)
In this Example 2-16, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−１７）
この実施例２−１７では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１５と同様にして実施例２−１７による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-17)
In this Example 2-17, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−１８）
この実施例２−１８では、図８に示すように、裏面保護材５５として、ＰＥＴ層５５ａ（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層５５ｂ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層５５ｃ（膜厚：３０μｍ）／ＰＶＤＣ（ポリフッ化ビニリデン）層５５ｄ（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層５５ｅ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層５５ｆ（膜厚：３００μｍ）の６層構造を有するフィルム（合計膜厚：６６０μｍ、水蒸気透過度：０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。なお、この裏面保護材５５は、本発明の「保護層」の一例である。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを６０体積％／４０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−１８による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-18)
In Example 2-18, as shown in FIG. 8, as the back surface
（実施例２−１９）
この実施例２−１９では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを７０体積％／３０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−１９による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-19)
In this Example 2-19, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２０）
この実施例２−２０では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを８０体積％／２０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−２０による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-20)
In Example 2-20, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２１）
この実施例２−２１では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−２１による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-21)
In this Example 2-21, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２２）
この実施例２−２２では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９５体積％／５体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−２２による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-22)
In this Example 2-22, as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２３）
この実施例２−２３では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９８体積％／２体積％の配合比で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−２３による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-23)
In this Example 2-23, as a resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２４）
この実施例２−２４では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂が１００体積％（ウレタン樹脂：０体積％）の樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１８と同様にして実施例２−２４による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-24)
In this Example 2-24, a resin material of 100% by volume (urethane resin: 0% by volume) of bisphenol A type epoxy resin as the resin material of the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例２−２５）
この実施例２−２５では、図９に示すように、実施例２−１８による裏面保護材５５（図８参照）の合計膜厚（６６０μｍ）と実質的に同じ厚みを有するＰＥＴの単層フィルム（膜厚：６６０μｍ、水蒸気透過度：１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を裏面保護材６５として用いた。なお、この裏面保護材６５は、本発明の「保護層」の一例である。また、集電極６および１０（図１参照）を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％で配合した樹脂材料を用いた。これ以外は、上記実施例２−１と同様にして実施例２−２５による光起電力モジュールを作製した。
(Example 2-25)
In Example 2-25, as shown in FIG. 9, a PET single-layer film having substantially the same thickness as the total thickness (660 μm) of the back surface protective material 55 (see FIG. 8) according to Example 2-18. (Film thickness: 660 μm, water vapor permeability: 1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) was used as the back surface
（比較例２−１）
この比較例２−１では、上記比較例１−３と同様にして比較例２−１による光起電力モジュールを作製した。
［耐湿性試験］
次に、上記のようにして作製した実施例２−１〜２−２５および比較例２−１による光起電力モジュールについて、耐湿性試験を行った。この耐湿性試験では、上記実施例１と同様の１０００時間の耐湿性試験に加えて、より長期の耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を評価するために２０００時間の耐湿性試験を行った。この２０００時間の耐湿性試験は、温度：８５℃、湿度：８５％以上の恒温恒室槽中に光起電力モジュールを２０００時間保管すること以外は、上記した１０００時間の耐湿性試験と同様にして行った。その結果を、以下の表２に示す。
(Comparative Example 2-1)
In Comparative Example 2-1, a photovoltaic module according to Comparative Example 2-1 was produced in the same manner as Comparative Example 1-3.
[Moisture resistance test]
Next, a moisture resistance test was performed on the photovoltaic modules according to Examples 2-1 to 2-25 and Comparative Example 2-1, which were manufactured as described above. In this moisture resistance test, in addition to the same 1000 hour moisture resistance test as in Example 1, a 2000 hour moisture resistance test was conducted in order to evaluate the longer term moisture resistance (maintenance of output against water vapor). . The 2000 hour humidity resistance test is the same as the 1000 hour humidity resistance test described above except that the photovoltaic module is stored for 2000 hours in a constant temperature and temperature chamber of 85 ° C. and humidity of 85% or more. I went. The results are shown in Table 2 below.
上記表２の１０００時間の耐湿性試験の結果から、裏面保護材の水蒸気透過度が０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１８〜２−２４）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が７０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：３０体積％以下）の実施例２−１９〜２−２４において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が０．１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１５〜２−１７）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が８０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：２０体積％以下）の実施例２−１６および２−１７において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１０〜２−１３）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％以下）の実施例２−１０〜２−１３において、耐湿性試験の初期出力比が９６％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−４〜２−８）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％以下）の実施例２−５〜２−８において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１〜２−３）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９８体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：２体積％以下）の実施例２−２および２−３において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。上記の結果から、裏面保護材の水蒸気透過度が０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）から３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）へ徐々に大きくなるのに伴って、光起電力モジュール内により多くの水分が浸入する場合にも、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を７０体積％から９８体積％へ裏面保護材の水蒸気透過度に応じて増加させることにより、１０００時間の耐湿性試験の合格基準（初期出力比：９５％以上）を満たすことがわかった。また、裏面保護材の水蒸気透過度が３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下の場合には、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９８体積％以上にすれば、１０００時間の耐湿性試験の合格基準（初期出力比：９５％以上）を満たすことがわかった。また、裏面保護材の水蒸気透過度が１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下の場合には、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９０体積％以上にすれば、１０００時間の耐湿性試験の合格基準（初期出力比：９５％以上）を満たすことがわかった。
From the results of the 1000-hour humidity resistance test shown in Table 2 above, a photovoltaic module (Examples 2-18 to 2 ) having a water vapor permeability of 0.02 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%) of the back surface protective material. −24), in Examples 2-19 to 2-24, in which the content of the epoxy resin in the resin material of the
また、上記表２の２０００時間の耐湿性試験の結果から、裏面保護材の水蒸気透過度が０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１８〜２−２４）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９０体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％以下）の実施例２−２１〜２−２４において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が０．１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１５〜２−１７）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９０体積％（ウレタン樹脂の含有率：１０体積％）の実施例２−１７において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１０〜２−１３）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が９５体積％以上（ウレタン樹脂の含有率：５体積％以下）の実施例２−１１〜２−１３において、耐湿性試験の初期出力比が９５％以上になることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−４〜２−８）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が１００体積％（ウレタン樹脂の含有率：０体積％）の実施例２−８であっても、耐湿性試験の初期出力比が９４％であることがわかる。また、裏面保護材の水蒸気透過度が３０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）の光起電力モジュール（実施例２−１〜２−３）では、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率が１００体積％（ウレタン樹脂の含有率：０体積％）の実施例２−３であっても、耐湿性試験の初期出力比が９３％であることがわかる。上記の結果から、裏面保護材の水蒸気透過度が１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下の場合には、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９５体積％以上にすれば、２０００時間の耐湿性試験の初期出力比を９５％以上にすることができることがわかった。これにより、集電極６および１０の樹脂材料中のエポキシ樹脂の含有率を９５体積％以上にすることが、より長期にわたって良好な耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を得るために好ましいことが判明した。
Moreover, from the result of the moisture resistance test for 2000 hours shown in Table 2 above, a photovoltaic module (Example 2-18) in which the water vapor permeability of the back surface protective material is 0.02 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%). ˜2-24), in Examples 2-21 to 2-24 in which the epoxy resin content in the resin material of the
また、上記表２から、２層のＰＥＴ層（膜厚３０μｍ）／ＰＥＴ層（膜厚３０μｍ）からなる裏面保護材を用いた実施例２−９による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９６％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９３％）は、それぞれ、単層のＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）からなる裏面保護材を用いた実施例２−５による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９０％）に比べて大きいことがわかる。これは、実施例２−９による裏面保護材の水蒸気透過度（８ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））が、実施例２−５による裏面保護材の水蒸気透過度（１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて小さいことに起因すると考えられる。この結果から、水蒸気透過度が比較的高いＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））であっても、実施例２−９（図６参照）のように、２層重ねて膜厚を増加させることによって水蒸気透過度が低下することがわかった。そして、そのＰＥＴの２層構造のフィルムを裏面保護材に用いることによって光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を向上させることができることが判明した。 Further, from Table 2 above, the initial output ratio of the 1000-hour humidity resistance test according to Example 2-9 using the back surface protective material composed of two PET layers (film thickness 30 μm) / PET layer (film thickness 30 μm) ( 96%) and the initial output ratio (93%) of the 2000 hour humidity resistance test are 1000 hours according to Example 2-5 using a back surface protective material consisting of a single PET layer (film thickness: 30 μm), respectively. It can be seen that it is larger than the initial output ratio (95%) of the moisture resistance test and the initial output ratio (90%) of the humidity resistance test of 2000 hours. This is because the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-9 (8 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-5 (15 g / m). This is considered to be caused by the fact that it is smaller than 2.24 hrs (40 ° C., 90%). From this result, even in the case of a PET layer having a relatively high water vapor permeability (film thickness: 30 μm, water vapor permeability: 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)), Example 2-9 (FIG. 6) It was found that the water vapor permeability was lowered by increasing the film thickness by stacking two layers as shown in FIG. And it became clear that the moisture resistance (maintenance characteristics of the output against water vapor) of the photovoltaic module can be improved by using the film having the two-layer structure of PET as the back surface protective material.
また、上記表２から、実施例２−１０による２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９４％）と、実施例２−１４による２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９４％）とは、それぞれ、実施例２−９による２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９３％）に比べて大きいことがわかる。これは、実施例２−１０による裏面保護材の水蒸気透過度（１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））と、実施例２−１４による裏面保護材の水蒸気透過度（１．５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））とが、実施例２−９による水蒸気透過度（８ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて小さいことに起因すると考えられる。この結果から、２層のＰＥＴ層間に水蒸気透過度の低いＳｉＯ２層やＡｌ２Ｏ３層の絶縁層を挟んだ構成を有する裏面保護材（実施例２−１０および２−１４）では、２層のＰＥＴ層のみを積層した裏面保護材（実施例２−９）に比べて、水蒸気透過度を低下させることができることが判明した。また、そのＰＥＴ層／ＳｉＯ２層／ＰＥＴ層またはＰＥＴ層／Ａｌ２Ｏ３層／ＰＥＴ層の構成を有する裏面保護材を用いることによって、光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を向上させることができることが判明した。なお、ＳｉＯ２層およびＡｌ２Ｏ３層は絶縁層であるため、タブ１２を光起電力素子１の集電極１０に取り付ける半田とＳｉＯ２層およびＡｌ２Ｏ３層との距離が小さくなった場合にも、絶縁不良は発生しない。これにより、絶縁不良に起因する歩留まりの低下が生じるのを抑制することができる。
From Table 2 above, the initial output ratio (94%) of the 2000 hour humidity resistance test according to Example 2-10 and the initial output ratio (94%) of the 2000 hour humidity resistance test according to Example 2-14 Are larger than the initial output ratio (93%) of the moisture resistance test of 2000 hours according to Example 2-9. This is because the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-10 (1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) and the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-14 (1.5 g). / M 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is considered to be smaller than the water vapor permeability (8 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) according to Example 2-9. . From this result, in the back surface protective material (Examples 2-10 and 2-14) having a structure in which an SiO 2 layer having a low water vapor transmission rate and an Al 2 O 3 insulating layer are sandwiched between two PET layers, 2 It was found that the water vapor permeability can be reduced as compared with the back surface protective material (Example 2-9) in which only the PET layer of the layer is laminated. Further, by using a back surface protective material having the structure of the PET layer / SiO 2 layer / PET layer or PET layer / Al 2 O 3 layer / PET layer, the photovoltaic module has moisture resistance (maintenance of output against water vapor). ) Can be improved. Since the SiO 2 layer and the Al 2 O 3 layer are insulating layers, the distance between the solder for attaching the
また、上記表２から、実施例２−１７による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９７％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％）は、それぞれ、実施例２−１０による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９６％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９４％）に比べて大きいことがわかる。これは、実施例２−１７による裏面保護材の水蒸気透過度（０．１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））が、実施例２−１０による裏面保護材の水蒸気透過度（１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて小さいことに起因すると考えられる。この結果から、実施例２−１７のようにＰＥＴ層／ＳｉＯ２層／ＰＥＴ層の３層構造を有する裏面保護材において、一方のＰＥＴ層の膜厚を３００μｍに増加させることによって、そのＰＥＴ層の膜厚が３０μｍの場合（実施例２−１０）よりも裏面保護材の水蒸気透過度を低下させることができることが判明した。また、実施例２−１７では、一方のＰＥＴ層の膜厚を３００μｍに増加させたＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）からなる裏面保護材を用いることによって、実施例２−１０に比べて、光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を向上させることができることが判明した。 Further, from Table 2 above, the initial output ratio (97%) of the 1000 hour humidity resistance test according to Example 2-17 and the initial output ratio (95%) of the 2000 hour humidity resistance test are shown in Example 2- It can be seen that it is larger than the initial output ratio (96%) of the 1000 hour humidity resistance test according to 10 and the initial output ratio (94%) of the 2000 hour humidity resistance test. This is because the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-17 (0.1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-10 (1 g). / M 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)). From this result, in the back surface protective material having a three-layer structure of PET layer / SiO 2 layer / PET layer as in Example 2-17, by increasing the thickness of one PET layer to 300 μm, the PET layer It has been found that the water vapor permeability of the back surface protective material can be lowered as compared with the case where the film thickness is 30 μm (Example 2-10). In Example 2-17, from the PET layer (film thickness: 300 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 30 μm) in which the film thickness of one PET layer was increased to 300 μm. It was found that by using the back surface protective material, the moisture resistance of the photovoltaic module (maintenance of output against water vapor) can be improved as compared with Example 2-10.
また、上記表２から、実施例２−２１による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９８％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％）は、それぞれ、実施例２−１７による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９７％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％）に比べて大きいことがわかる。これは、実施例２−２１による裏面保護材の水蒸気透過度（０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））が、実施例２−１７による裏面保護材の水蒸気透過度（０．１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて小さいことに起因すると考えられる。この結果から、ＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）の３層構造の裏面保護材（実施例２−１７）に、さらに、ＰＶＤＣ層（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）の３層を積層して形成した６層構造の裏面保護材（実施例２−２１）では、ＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）の３層構造からなる裏面保護材（実施例２−１７）に比べて、水蒸気透過度を低下させることができることが判明した。また、実施例２−２１では、その６層構造の裏面保護材を用いることによって、３層構造の裏面保護材を用いた実施例２−１７に比べて光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）を向上させることができることが判明した。 Further, from Table 2 above, the initial output ratio (98%) of the 1000 hour humidity resistance test according to Example 2-21 and the initial output ratio (95%) of the 2000 hour humidity resistance test are shown in Example 2- It can be seen that the initial output ratio (97%) of the 1000 hour humidity resistance test according to 17 and the initial output ratio (95%) of the 2000 hour humidity resistance test are large. This is because the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-21 (0.02 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-17 (0 .1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)). From this result, the back surface protective material (Example 2-17) having a three-layer structure of PET layer (film thickness: 300 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 30 μm), Back surface protective material having a 6-layer structure formed by laminating three layers of PVDC layer (film thickness: 30 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 300 μm) (Example 2-21) Then, compared with the back surface protective material (Example 2-17) having a three-layer structure of PET layer (film thickness: 300 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 30 μm), water vapor It has been found that the transmission can be reduced. Moreover, in Example 2-21, by using the back surface protective material of the 6-layer structure, the moisture resistance (with respect to water vapor) of the photovoltaic module compared to Example 2-17 using the back surface protective material of the 3 layer structure is increased. It has been found that the output maintaining characteristics can be improved.
また、上記表２から、実施例２−２５による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９６％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９２％）は、それぞれ、実施例２−２１による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９８％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％）に比べて小さいことがわかる。これは、実施例２−２５による裏面保護材の水蒸気透過度（１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））が、実施例２−２１による裏面保護材の水蒸気透過度（０．０２ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて大きいことに起因すると考えられる。この結果から、ＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）／ＰＶＤＣ層（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３００μｍ）の６層構造の裏面保護材（実施例２−２１）に比べて、その６層構造の裏面保護材の合計膜厚（６６０μｍ）と同等の膜厚を有するＰＥＴの単層フィルムからなる裏面保護材（実施例２−２５）では、水蒸気透過度が大きくなることが判明した。また、６層構造の裏面保護材と同等の膜厚を有するＰＥＴの単層フィルムを裏面保護材に用いた場合（実施例２−２５）には、６層構造の裏面保護材を用いた場合（実施例２−２１）ほど、光起電力モジュールの耐湿性（水蒸気に対する出力の維持特性）が向上しないことが判明した。 Further, from Table 2 above, the initial output ratio (96%) of the 1000 hour humidity resistance test and the initial output ratio (92%) of the 2000 hour humidity resistance test according to Example 2-25 are the same as those of Example 2- It can be seen that it is smaller than the initial output ratio (98%) of the 1000 hour humidity resistance test according to 21 and the initial output ratio (95%) of the 2000 hour humidity resistance test. This is because the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-25 (1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is the water vapor permeability of the back surface protective material according to Example 2-21 (0.02 g). / M 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)). From this result, PET layer (film thickness: 300 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 30 μm) / PVDC layer (film thickness: 30 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET layer (film thickness: 300 μm) has a film thickness equivalent to the total film thickness (660 μm) of the 6-layer structure of the back surface protection material (Example 2-21) compared to the 6 layer structure of the back surface protection material (Example 2-21) It was found that the back surface protective material (Example 2-25) made of a PET single-layer film has a high water vapor permeability. In addition, when a PET single-layer film having a film thickness equivalent to that of a 6-layer back surface protective material is used as the back surface protective material (Example 2-25), a 6-layer back surface protective material is used. It was found that the moisture resistance of the photovoltaic module (maintenance of output against water vapor) was not improved as much as (Example 2-21).
また、上記表２から比較例２−１による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９９％）および２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９８％）は、それぞれ、上記実施例２−５、２−９、２−１０、２−１４、２−１７、２−２１および２−２５による１０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９５％〜９８％）、および、２０００時間の耐湿性試験の初期出力比（９０％〜９５％）に比べて大きいことがわかる。これは、比較例２−１による裏面保護材では、水蒸気透過度が０ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）であり、裏面保護材を介して水蒸気が実質的に浸入しないためであると考えられる。しかしながら、上記実施例１による絶縁性能の評価試験の結果（表１参照）からわかるように、ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）／Ａｌ箔（膜厚：３０μｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）からなる裏面保護材を用いた場合（比較例２−１の場合）には、絶縁不良が発生することに起因して歩留まりが低下するため、比較例２−１によるＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）／Ａｌ箔（膜厚：３０μｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）からなる裏面保護材を用いるのは好ましくないことがわかる。 Also, from Table 2 above, the initial output ratio (99%) of the 1000 hour humidity resistance test according to Comparative Example 2-1 and the initial output ratio (98%) of the 2000 hour humidity resistance test are shown in Example 2- 5, 2-9, 2-10, 2-14, 2-17, 2-21 and 2-25, initial output ratio (95% to 98%) of 1000 hours of moisture resistance test, and 2000 hours of moisture resistance It can be seen that it is larger than the initial output ratio (90% to 95%) of the property test. This is because the back surface protective material according to Comparative Example 2-1 has a water vapor permeability of 0 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%), and water vapor does not substantially enter through the back surface protective material. it is conceivable that. However, as can be seen from the results of the insulation performance evaluation test in Example 1 (see Table 1), PET layer (film thickness: 30 μm) / Al foil (film thickness: 30 μm) / PET layer (film thickness: 30 μm) In the case of using the back surface protective material made of (in the case of Comparative Example 2-1), since the yield is reduced due to the occurrence of insulation failure, the PET layer according to Comparative Example 2-1 (film thickness: 30 μm) ) / Al foil (film thickness: 30 [mu] m) / PET layer (film thickness: 30 [mu] m) is not preferable.
（実施例３）
この実施例３では、浸入した水分に伴って拡散されるナトリウムの影響を抑制するための構成を有する実施例３−１〜３−６による光起電力モジュールを作製した。そして、その作製した各光起電力モジュールを用いて、表面保護材（ガラス基板）から溶出したナトリウムが出力特性に与える影響について評価した。
(Example 3)
In Example 3, a photovoltaic module according to Examples 3-1 to 3-6 having a configuration for suppressing the influence of sodium diffused with the infiltrated moisture was produced. And the influence which the sodium eluted from the surface protection material (glass substrate) has on the output characteristics was evaluated using each of the produced photovoltaic modules.
（実施例３−１）
この実施例３−１では、上記実施例２−２と同様にして実施例３−１による光起電力モジュールを作製した。すなわち、この実施例３−１では、集電極６および１０を形成するための導電ペースト（銀ペースト）の樹脂材料として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂とウレタン樹脂とを９０体積％／１０体積％で配合した樹脂材料を用いた。また、裏面保護材１５（図２参照）として、ＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、ナトリウムを約１５質量％含有するソーダガラスにより表面保護材１４を形成した。なお、この表面保護材１４は、本発明の「ナトリウムを含有する部材」の一例である。
(Example 3-1)
In Example 3-1, a photovoltaic module according to Example 3-1 was produced in the same manner as in Example 2-2. That is, in Example 3-1, as a resin material for the conductive paste (silver paste) for forming the
（実施例３−２）
この実施例３−２では、図１０に示すように、スパッタ法により、表面保護材１４の下面上に１００ｎｍの厚みを有するＳｉＯ２層からなるナトリウムブロック層６６を形成した。これ以外は、上記実施例３−１と同様にして実施例３−２による光起電力モジュールを作製した。
(Example 3-2)
In Example 3-2, as shown in FIG. 10, a
（実施例３−３）
この実施例３−３では、図１１に示すように、スパッタ法により、光起電力素子１の表面保護材１４（図２参照）側の透光性導電膜５上に１００ｎｍの厚みを有するＳｉＯ２層からなるナトリウムブロック層７６を形成した。これ以外は、上記実施例３−１と同様にして実施例３−３による光起電力モジュールを作製した。
(Example 3-3)
In Example 3-3, as shown in FIG. 11, SiO having a thickness of 100 nm is formed on the transparent
（実施例３−４）
この実施例３−４では、図１２に示すように、光起電力素子１と表面保護材１４との間に充填材１３、ＰＥＴの単層フィルム（膜厚：１５０μｍ）からなるナトリウムブロック層８６および充填材１３を順次積層した。これ以外は、上記実施例３−１と同様にして実施例３−４による光起電力モジュールを作製した。
(Example 3-4)
In Example 3-4, as shown in FIG. 12, a
（実施例３−５）
この実施例３−５では、光起電力素子１（図１参照）の上下を反対にして光起電力モジュール内に配置した。すなわち、ｐ型非晶質シリコン層４がｎ型単結晶シリコン基板２の表面保護材１４（図２参照）と反対側の表面上に位置するとともに、ｎ型非晶質シリコン層８（図１参照）がｎ型単結晶シリコン基板２の表面保護材１４（図２参照）側の表面上に位置するように光起電力素子１を配置した。これ以外は、上記実施例３−１と同様にして実施例３−５による光起電力モジュールを作製した。なお、このｎ型単結晶シリコン基板２は、本発明の「ｎ型半導体層」の一例であり、ｐ型非晶質シリコン層４は、本発明の「ｐ型半導体層」の一例である。
(Example 3-5)
In this Example 3-5, the photovoltaic device 1 (see FIG. 1) was placed upside down in the photovoltaic module. That is, the p-type amorphous silicon layer 4 is located on the surface of the n-type single
（実施例３−６）
この実施例３−６では、図１３に示すように、裏面保護材４５として、ＰＥＴ層４５ａ（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層４５ｂ（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層４５ｃ（膜厚：３０μｍ）の３層構造を有するフィルム（合計膜厚：６０μｍ、水蒸気透過度：１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いた。また、表面保護材１４の下面上に１００ｎｍの厚みを有するＳｉＯ２層からなるナトリウムブロック層６６をスパッタ法により形成した。これ以外は、上記実施例３−１と同様にして実施例３−６による光起電力モジュールを作製した。
［表面保護材のナトリウムによる影響の評価試験］
次に、上記のようにして作製した実施例３−１〜３−６による光起電力モジュールについて、表面保護材のナトリウムによる影響の評価試験を行った。この評価試験は、上記実施例２による１０００時間の耐湿性試験および２０００時間の耐湿性試験と同様にして行った。その結果を、以下の表３に示す。
(Example 3-6)
In Example 3-6, as shown in FIG. 13, as the back surface
[Evaluation test of the effect of sodium on the surface protective material]
Next, about the photovoltaic module by Examples 3-1 to 3-6 produced as mentioned above, the evaluation test of the influence by sodium of a surface protection material was done. This evaluation test was performed in the same manner as the 1000-hour moisture resistance test and the 2000-hour moisture resistance test according to Example 2 described above. The results are shown in Table 3 below.
上記表３の１０００時間のナトリウムによる影響の評価試験の結果から、実施例３−２〜３−５による初期出力比（９７％）は、実施例３−１による初期出力比（９５％）に比べて、２％大きいことがわかる。また、上記表３の２０００時間のナトリウムによる影響の評価試験の結果から、実施例３−２〜３−５による初期出力比（９５％）は、実施例３−１による初期出力比（９０％）に比べて、５％大きいことがわかる。 From the results of the evaluation test of the influence of 1000 hours of sodium in Table 3 above, the initial output ratio (97%) according to Examples 3-2 to 3-5 is changed to the initial output ratio (95%) according to Example 3-1. Compared to 2% larger. Moreover, from the result of the evaluation test of the influence of 2000 hours of sodium in Table 3 above, the initial output ratio (95%) of Examples 3-2 to 3-5 is the initial output ratio (90%) of Example 3-1. ) Is 5% larger.
これは、以下の理由によると考えられる。すなわち、実施例３−１〜３−５では、裏面保護材１５としてＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を用いているので、評価試験中に光起電力モジュールの裏面側から多くの水分が浸入する。この浸入した水分がソーダガラス（ナトリウム含有率：約１５質量％）からなる表面保護材１４に到達すると、表面保護材１４中のナトリウムが水分中に溶出するとともに、そのナトリウムの溶出した水分が光起電力モジュール内を拡散する。この際、実施例３−１では、ナトリウムの透過を抑制するためのナトリウムブロック層を設けていないため、ナトリウムが光起電力素子１（図１参照）に到達する。これにより、ナトリウムが光起電力素子１のｐ型非晶質シリコン層４を劣化させたり、ｐ型非晶質シリコン層４中のｐ型不純物を不活性化させることなどによって、光起電力素子１の出力が低下される。
This is considered to be due to the following reason. That is, in Examples 3-1 to 3-5, a single layer film of PET (film thickness: 30 μm, water vapor permeability: 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is used as the back surface
一方、実施例３−２（図１０参照）では、ＳｉＯ２層からなるナトリウムブロック層６６を表面保護材１４の下面上に設けるとともに、実施例３−４（図１２参照）では、ＰＥＴの単層フィルムからなるナトリウムブロック層８６を表面保護材１４と光起電力素子１との間に設けているので、ナトリウムブロック層６６および８６によりナトリウムが光起電力素子１に到達するのが抑制される。これにより、ナトリウムがｐ型非晶質シリコン層４（図１参照）に到達するのが抑制される。また、実施例３−３（図１１参照）では、ＳｉＯ２層からなるナトリウムブロック層７６を光起電力素子１の表面保護材１４（図２参照）側の透光性導電膜５上に形成しているので、ナトリウムが光起電力素子１に到達したとしても、ｐ型非晶質シリコン層４まで到達するのが抑制される。また、実施例３−５では、ｐ型非晶質シリコン層４がｎ型単結晶シリコン基板２の表面保護材１４（図２参照）と反対側の表面上に位置しているので、ｐ型非晶質シリコン層４がｎ型単結晶シリコン基板２の表面保護材１４側の表面上に位置する場合に比べて、ｐ型非晶質シリコン層４と表面保護材１４との間の距離が大きくなる。このため、実施例３−５では、ナトリウムがｐ型非晶質シリコン層４に到達するのが抑制される。上記のように、実施例３−２〜３−５では、ナトリウムがｐ型非晶質シリコン層４に到達するのが抑制されるので、ナトリウムによってｐ型非晶質シリコン層４が劣化されたり、ｐ型非晶質シリコン層４のｐ型不純物の活性化率が低下されるのを抑制することができると考えられる。その結果、実施例３−２〜３−５では、上記の評価試験によって出力が低下するのが抑制されるので、実施例３−１に比べて、評価試験における初期出力比が大きくなったと考えられる。
On the other hand, in Example 3-2 (see FIG. 10), a
また、上記表３の結果から、水蒸気透過度が比較的高いＰＥＴの単層フィルム（膜厚：３０μｍ、水蒸気透過度：１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））を裏面保護材１５として用いた場合にも、上記実施例３−２〜３−５のように、ナトリウムが光起電力素子１のｐ型非晶質シリコン層４に到達するのを抑制するように構成すれば、１０００時間の評価試験（耐湿性試験）の合格基準（初期出力比：９５％以上）を満たすことができるとともに、２０００時間の評価試験（耐湿性試験）においても９５％以上の初期出力比が得られることが判明した。
Further, from the results of Table 3 above, a single layer film of PET having a relatively high water vapor permeability (film thickness: 30 μm, water vapor permeability: 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) is used as the back surface
また、上記表３の１０００時間の評価試験の結果から、実施例３−６による初期出力比（９８％）は、実施例３−２による初期出力比（９７％）に比べて、１％大きいことがわかる。また、上記表３の２０００時間の評価試験の結果から、表面保護材の下面上にナトリウムブロック層を形成するとともに、ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）／ＳｉＯ２層（膜厚：１０ｎｍ）／ＰＥＴ層（膜厚：３０μｍ）からなる裏面保護材を用いた実施例３−６による初期出力比（９６％）は、表面保護材の下面上にナトリウムブロック層を形成するとともに、ＰＥＴ（膜厚：３０μｍ）の単層からなる裏面保護材を用いた実施例３−２による初期出力比（９５％）に比べて、１％大きいことがわかる。これは、次の理由によると考えられる。すなわち、実施例３−６による裏面保護材４５（図１３参照）の水蒸気透過度（１ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））は、実施例３−２による裏面保護材１５（図２参照）の水蒸気透過度（１５ｇ／ｍ２・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％））に比べて小さいので、実施例３−６では実施例３−２に比べて、光起電力モジュール内に浸入する水分が減少される。これにより、１０００時間および２０００時間の評価試験の初期出力比が大きくなったと考えられる。この結果から、実施例３−６のように表面保護材の下面上にナトリウムブロック層を形成するとともに、水蒸気透過度の低い裏面保護材を用いることが初期出力比を向上させるために好ましいことが判明した。
Moreover, from the result of the 1000-hour evaluation test of Table 3 above, the initial output ratio (98%) according to Example 3-6 is 1% larger than the initial output ratio (97%) according to Example 3-2. I understand that. Moreover, from the result of the evaluation test for 2000 hours in Table 3 above, a sodium block layer was formed on the lower surface of the surface protective material, and a PET layer (film thickness: 30 μm) / SiO 2 layer (film thickness: 10 nm) / PET The initial output ratio (96%) according to Example 3-6 using a back surface protective material composed of a layer (film thickness: 30 μm) formed a sodium block layer on the lower surface of the surface protective material and PET (film thickness: It can be seen that it is 1% larger than the initial output ratio (95%) of Example 3-2 using the back surface protective material consisting of a single layer of 30 μm). This is considered to be due to the following reason. That is, the water vapor permeability (1 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%)) of the back surface protective material 45 (see FIG. 13) according to Example 3-6 is the back surface
なお、今回開示された実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施例の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。 In addition, it should be thought that the Example disclosed this time is an illustration and restrictive at no points. The scope of the present invention is shown not by the above description of the embodiments but by the scope of claims for patent, and further includes meanings equivalent to the scope of claims for patent and all modifications within the scope.
たとえば、上記実施例では、集電極の樹脂材料中のエポキシ樹脂として、ビスフェノールＡ型のエポキシ樹脂を用いたが、本発明はこれに限らず、集電極の樹脂材料中のエポキシ樹脂として、ビスフェノールＡ型以外のエポキシ樹脂を用いてもよい。たとえば、スチルベン系およびビフェニル系などの２官能化合物を原料とするエポキシ樹脂や、ポリフェノール系およびフェノールノボラック系などの多官能フェノール化合物を原料とするエポキシ樹脂や、ジシクロペンタジエン系／フェノール系重化合物を原料とするエポキシ樹脂などを用いてもよい。これらのエポキシ樹脂を用いた場合にも上記実施例と同様の効果を得ることができる。 For example, in the above embodiment, bisphenol A type epoxy resin is used as the epoxy resin in the resin material of the collector electrode. However, the present invention is not limited to this, and bisphenol A is used as the epoxy resin in the resin material of the collector electrode. Epoxy resins other than the mold may be used. For example, epoxy resins made from bifunctional compounds such as stilbene and biphenyl, epoxy resins made from polyfunctional phenolic compounds such as polyphenols and phenol novolacs, and dicyclopentadiene / phenolic heavy compounds An epoxy resin as a raw material may be used. Even when these epoxy resins are used, it is possible to obtain the same effect as in the above-described embodiment.
また、上記実施例では、集電極を形成するための導電ペーストに含有される導電性フィラーとして銀（Ａｇ）を用いたが、本発明はこれに限らず、導電性を有する材料であれば、銀（Ａｇ）以外の材料を導電性フィラーとして用いることができる。たとえば、銅、ニッケル、アルミニウムなどの金属や、炭素などを導電性フィラーの材料として用いることができる。 Moreover, in the said Example, although silver (Ag) was used as an electroconductive filler contained in the electrically conductive paste for forming a collector electrode, this invention is not restricted to this, If it is a material which has electroconductivity, Materials other than silver (Ag) can be used as the conductive filler. For example, metals such as copper, nickel, and aluminum, carbon, and the like can be used as the conductive filler material.
また、上記実施例では、両面ＨＩＴ構造を有する光起電力素子を用いた光起電力モジュールを例にとって説明したが、本発明はこれに限らず、単結晶シリコン系、多結晶シリコン系、薄膜シリコン系、化合物半導体系、色素増感系、有機系などの種々の光起電力素子を用いた光起電力モジュールについて本発明を適用することができる。 In the above embodiment, the photovoltaic module using the photovoltaic element having the double-sided HIT structure has been described as an example. However, the present invention is not limited to this, and the present invention is not limited to this. The present invention can be applied to a photovoltaic module using various photovoltaic elements such as a system, a compound semiconductor system, a dye-sensitized system, and an organic system.
また、上記実施例２では、水分の浸入を抑制する機能を有する絶縁層としてＳｉＯ２層やＡｌ２Ｏ３層を裏面保護材に用いた例について示したが、本発明はこれに限らず、水分の浸入を抑制する機能を有する層であれば、ＳｉＯ２やＡｌ２Ｏ３以外の材料からなる絶縁層を裏面保護材に用いてもよい。たとえば、ＳｉＯ２やＡｌ２Ｏ３以外の酸化物からなる絶縁層や、有機酸系の膜からなる絶縁層などを裏面保護材に用いることができる。 Further, in the second embodiment, although the SiO 2 layer and the Al 2 O 3 layer as an insulating layer having a function of suppressing penetration of moisture shown for example using the back surface protective member, the present invention is not limited to this, An insulating layer made of a material other than SiO 2 or Al 2 O 3 may be used as the back surface protection material as long as it has a function of suppressing moisture intrusion. For example, an insulating layer made of an oxide other than SiO 2 or Al 2 O 3 or an insulating layer made of an organic acid film can be used as the back surface protective material.
また、上記実施例３では、ＳｉＯ２層によってナトリウムブロック層を構成したが、本発明はこれに限らず、窒化物やフッ化物などのナトリウムブロック効果を有する材料であれば、ＳｉＯ２以外の材料からなる層によってナトリウムブロック層を構成してもよい。たとえば、ＳｉＮや、ＭｇＦ２や、ＴｉＯ２などの材料からなる層によってナトリウムブロック層を構成してもよい。このような材料からなる層によってナトリウムブロック層を構成した場合にも、上記実施例３と同様の効果を得ることができると考えられる。 In Example 3 above, the sodium block layer is composed of the SiO 2 layer. However, the present invention is not limited to this, and any material other than SiO 2 can be used as long as it is a material having a sodium blocking effect such as nitride or fluoride. The sodium block layer may be composed of a layer made of For example, the sodium block layer may be composed of a layer made of a material such as SiN, MgF 2 or TiO 2 . Even when the sodium block layer is formed of a layer made of such a material, it is considered that the same effect as in Example 3 can be obtained.
１ 光起電力素子
２ ｎ型単結晶シリコン基板
３、７ ｉ型非晶質シリコン層
４ ｐ型非晶質シリコン層
５ 透光性導電膜
６、１０ 集電極
６ａ、１０ａ フィンガー電極部
６ｂ バスバー電極部
８ ｎ型非晶質シリコン層
１２ タブ（電気配線）
１３ 充填材
１４ 表面保護材（ナトリウムを含有する部材）
１５、２５、３５、４５、５５、６５ 裏面保護材（保護層）
６６、７６、８６ ナトリウムブロック層
DESCRIPTION OF
13
15, 25, 35, 45, 55, 65 Back surface protective material (protective layer)
66, 76, 86 Sodium block layer
Claims (7)
前記光起電力素子の表面側に設けられたナトリウムを含有する部材と、
前記光起電力素子の裏面側に設けられた保護層とを備え、
前記保護層の水蒸気透過度を３０ｇ／ｍ ２ ・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下とし、
前記樹脂材料中の前記エポキシ樹脂の含有率を９８体積％以上とすると共に、
前記光起電力素子の前記ナトリウムを含有する部材側の表面に接触するようにナトリウムの透過を抑制するナトリウムブロック層を形成したことを特徴とする光起電力装置。 A photovoltaic element including a collector electrode having a resin material containing an epoxy resin and a conductive material;
A member containing sodium provided on the surface side of the photovoltaic element;
A protective layer provided on the back side of the photovoltaic element,
The water vapor permeability of the protective layer is 30 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%) or less,
While making the content rate of the said epoxy resin in the said resin material 98 volume% or more,
A photovoltaic device, wherein a sodium block layer that suppresses permeation of sodium is formed so as to be in contact with the surface of the photovoltaic element on the side containing the sodium .
前記光起電力素子の表面側に設けられたナトリウムを含有する部材と、
前記光起電力素子の裏面側に設けられた保護層とを備え、
前記保護層の水蒸気透過度を１５ｇ／ｍ ２ ・２４ｈｒｓ（４０℃，９０％）以下とし、
前記樹脂材料中の前記エポキシ樹脂の含有率を９０体積％以上とすると共に、
前記光起電力素子の前記ナトリウムを含有する部材側の表面に接触するようにナトリウムの透過を抑制するナトリウムブロック層を形成したことを特徴とする光起電力装置。 A photovoltaic element including a collector electrode having a resin material containing an epoxy resin and a conductive material;
A member containing sodium provided on the surface side of the photovoltaic element;
A protective layer provided on the back side of the photovoltaic element,
The water vapor permeability of the protective layer is 15 g / m 2 · 24 hrs (40 ° C., 90%) or less,
While making the content rate of the said epoxy resin in the said resin material 90 volume% or more,
A photovoltaic device, wherein a sodium block layer that suppresses permeation of sodium is formed so as to be in contact with the surface of the photovoltaic element on the side containing the sodium .
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