JP2012204458A - Method for manufacturing solar cell module - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a method capable of manufacturing a light and low-cost thin-film solar cell module with high mechanical and impact strengths of a surface protection layer.SOLUTION: A method for manufacturing a solar cell module comprises: a step of laminating and arranging an adhesive filling material, a water vapor barrier film, a first adhesive filling layer, and a plastic sheet which serves as a surface protection layer on a surface side of a solar cell submodule and then laminating and arranging a second adhesive filling layer and a rear surface protection layer on a rear side of the solar cell submodule; and a step of vacuum-laminating the solar cell module with a plurality of layers being laminated and arranged. The method also comprises: a step of performing heat treatment before arranging the plastic sheet which serves as the surface protection layer; a step of corona-treating a surface of the side which is in contact with the first adhesive filling layer; and a step of applying a primer to a corona-treated surface of the plastic sheet. This plastic sheet is arranged so that the surface to which the primer was applied faces the first adhesive filling layer.

Description

本発明は、光電変換層にCIGSを用いた太陽電池モジュールの製造方法に関し、特に、表面保護層の機械的強度、衝撃強度が高く、かつ軽量であり、しかも低コストに製造することができる太陽電池モジュールの製造方法に関する。   The present invention relates to a method for manufacturing a solar cell module using CIGS for a photoelectric conversion layer, and in particular, the solar protective layer has high mechanical strength and impact strength, is lightweight, and can be manufactured at low cost. The present invention relates to a method for manufacturing a battery module.

太陽電池は、光吸収により電流を発生する半導体の光吸収層を下部電極(裏面電極)と上部電極(透明電極)とで挟んだ積層構造の太陽電池セルを多数直列に接続して半導体回路を構成し、これを基板の上に形成したものである。このような構成を有する太陽電池は、クリーンなエネルギーとして注目されている。そのため、太陽電池の研究が盛んに行われるようになり、種々の観点から改良が試みられている。   A solar cell is formed by connecting a number of solar cells in a stacked structure in which a light absorption layer of a semiconductor that generates current by light absorption is sandwiched between a lower electrode (back electrode) and an upper electrode (transparent electrode). It is configured and formed on a substrate. A solar cell having such a configuration is attracting attention as clean energy. Therefore, research on solar cells has been actively conducted, and improvements have been attempted from various viewpoints.

一例として、太陽電池セルは、水分に弱く、水分が進入すると、変換効率等の特性が劣化してしまう。特に、Ib族、IIIb族、VIb元素からなるカルコパイライト構造を有するCIS(CuInSe)や、CISに、さらにGaを固溶させたCIGS(Cu(In,Ga)Se)等を、光吸収層として用いるカルコパイライト型の太陽電池セルは、透明電極としてZnO膜等が用いられるため、水分の進入によって透明電極が変質してしまう。これにより、透明電極の抵抗値が上昇し、変換効率が大幅に低下してしまう。
しかしながら、周知のように、太陽電池は、屋外に設置された架台、屋根または屋上など、屋外に設置される場合が多い。そのため、太陽電池モジュールの防水性を向上するための種々の提案がなされている(特許文献1〜7等)。
As an example, solar cells are weak in moisture, and when moisture enters, characteristics such as conversion efficiency deteriorate. In particular, CIS (CuInSe 2 ) having a chalcopyrite structure composed of Ib group, IIIb group, and VIb element, CIGS (Cu (In, Ga) Se 2 ) obtained by further dissolving Ga in CIS, and the like, absorb light. A chalcopyrite solar cell used as a layer uses a ZnO film or the like as a transparent electrode, so that the transparent electrode is altered by the ingress of moisture. As a result, the resistance value of the transparent electrode is increased, and the conversion efficiency is greatly decreased.
However, as is well known, solar cells are often installed outdoors, such as mounts, roofs or rooftops installed outdoors. Therefore, various proposals for improving the waterproofness of the solar cell module have been made (Patent Documents 1 to 7, etc.).

特許文献1には、ガラス基板上に、アルカリバリア層、金属裏面電極層、光吸収層、バッファ層、窓層の順に積層された複数のCIS系薄膜太陽電池デバイス部が導電パターンにより電気的に接続されたCIS系薄膜太陽電池サーキット(又はサブモジュール)に、加熱して重合反応を起こさせて架橋したエチレンビニルアセテート(以下、EVAという)樹脂フィルム(又はシート)を接着剤として、白板半強化ガラス等からなるカバーガラスを貼着した構造からなるCIS系薄膜太陽電池モジュールが記載されている。   In Patent Document 1, a plurality of CIS-based thin-film solar cell device portions laminated in the order of an alkali barrier layer, a metal back electrode layer, a light absorption layer, a buffer layer, and a window layer on a glass substrate are electrically connected by a conductive pattern. Semi-strengthened white plate by using an ethylene vinyl acetate (hereinafter referred to as EVA) resin film (or sheet) cross-linked by heating and causing a polymerization reaction to the connected CIS thin film solar cell circuit (or submodule) A CIS thin film solar cell module having a structure in which a cover glass made of glass or the like is attached is described.

特許文献2には、表面保護層、少なくとも透明性、クッション性を有し、かつ耐熱性を有し、熱の作用に対する非劣化ないし非分解性に優れた樹脂層からなる充填剤層、太陽電池素子、充填剤層、および裏面保護層を順次に積層し、更に、その層上あるいは層間のいずれかに、少なくとも防汚層、紫外線遮蔽層、または耐候性層の1層あるいはそれ以上を積層し、一体化した太陽電池モジュ−ルが記載されている。
特許文献2においては、表面保護層または裏面保護層が、基材フィルムの上に無機酸化物の蒸着膜を設けた蒸着フィルムからなることが記載されている。
Patent Document 2 discloses a surface protective layer, a filler layer comprising a resin layer having at least transparency, cushioning properties, heat resistance, and excellent non-degradation or non-degradability with respect to the action of heat, solar cell An element, a filler layer, and a back surface protective layer are sequentially laminated, and at least one or more of an antifouling layer, an ultraviolet shielding layer, or a weathering layer is laminated on either the layer or the interlayer. An integrated solar cell module is described.
Patent Document 2 describes that the surface protective layer or the back surface protective layer is made of a vapor deposition film in which a vapor deposition film of an inorganic oxide is provided on a base film.

特許文献3には、太陽光等を受光して発電する太陽電池サブモジュールと、この太陽電池サブモジュール全体を封止する封止材とからなる太陽電池モジュールが記載されている。この封止材は、太陽電池サブモジュールを封止して外部からの湿分流入を防ぐ保護シートであり、太陽電池モジュールの受光面側を覆う受光面側封止材と、受光面とは反対側の面を覆う背面側封止材とからなる。
この受光面側封止材と背面側封止材は、その平面のサイズが太陽電池サブモジュールの平面のサイズよりも大きく、太陽電池サブモジュールの平面全体を覆うことができる。
また、受光面側封止材及び背面側封止材は、フッ素樹脂からなるものであり、その厚さは、使用時における耐久性や軽量化の実現の観点から、厚さ50〜200μm程度が好適であることが記載されている。
Patent Document 3 describes a solar cell module including a solar cell submodule that receives sunlight and generates power and a sealing material that seals the entire solar cell submodule. This sealing material is a protective sheet that seals the solar cell sub-module and prevents moisture inflow from the outside. The light-receiving surface side sealing material that covers the light-receiving surface side of the solar cell module is opposite to the light-receiving surface. It consists of the back side sealing material which covers the surface of the side.
The light receiving surface side sealing material and the back surface side sealing material have a plane size larger than the plane size of the solar cell submodule, and can cover the entire plane of the solar cell submodule.
Moreover, the light-receiving surface side sealing material and the back surface side sealing material are made of a fluororesin, and the thickness is about 50 to 200 μm from the viewpoint of realizing durability and weight reduction during use. It is described that it is suitable.

特許文献4には、透明な合成樹脂基板と、基板上に受光面を基板に対面して且つ基板上に隙間部を設けて配列した複数個の太陽電池セルと、基板上の隙間部に配線され太陽電池セルの電極間を接続するインターコネクターと、セルの背面を被覆して基板の隙間部に接合した合成樹脂被覆体とから成る太陽電池パネルが記載されている。
また、特許文献4には、合成樹脂基板に、ポリカーボネート樹脂板若しくはメチルメタクリレート樹脂板、又はポリカーボネート樹脂とメチルメタクリレート樹脂との積層板を用いることが記載されている。
In Patent Document 4, a transparent synthetic resin substrate, a plurality of solar cells arranged on the substrate with a light receiving surface facing the substrate and a gap portion provided on the substrate, and wiring in the gap portion on the substrate In addition, a solar battery panel is described which includes an interconnector for connecting the electrodes of solar battery cells and a synthetic resin coating that covers the back surface of the cells and joins the gaps of the substrate.
Patent Document 4 describes that a polycarbonate resin plate or a methyl methacrylate resin plate, or a laminate plate of a polycarbonate resin and a methyl methacrylate resin is used for the synthetic resin substrate.

特許文献5には、太陽電池素子とこれを密封する表面保護層及び裏面保護層と両側のスペーサーとにより充填剤と太陽電池素子を密封する太陽電池モジュールにおいて、耐熱性、耐候性や防湿性等の諸機能を満たすため、太陽電池モジュールの表面保護シートとして、環状オレフィンコポリマーフィルム或いは環状オレフィンコポリマーフィルムの内面に、接着剤を介してPETフィルム、アクリル、ポリカーボネート等の樹脂フィルムを積層した表面保護シートを用いた太陽電池モジュールが記載されている。   In Patent Document 5, in a solar cell module that seals a filler and a solar cell element by a solar cell element, a surface protective layer and a back surface protective layer for sealing the solar cell element, and spacers on both sides, heat resistance, weather resistance, moisture resistance, etc. In order to satisfy these functions, as a surface protection sheet for solar cell modules, a surface protection sheet in which a resin film such as PET film, acrylic or polycarbonate is laminated on the inner surface of a cyclic olefin copolymer film or a cyclic olefin copolymer film via an adhesive A solar cell module using is described.

特許文献6には、光変換部材としての半導体光活性層を有する光起電力素子が充填材により被覆されている太陽電池モジュールが記載されている。この太陽電池モジュールは、光起電力素子の受光面側にショア硬度D50以上の樹脂からなる硬質樹脂層、熱可塑性樹脂に紫外線吸収剤を配合したものからなる接着剤層、及び最外層が受光面側からこの順序で積層されている。硬質樹脂層の厚さは25μm以上200μm以下であり、硬質樹脂層は、ポリカーボネート樹脂及びポリエステル樹脂の中から選ばれるものからなる。また、最外層を構成する樹脂がフッ素樹脂、例えば、ETFEであることが記載されている。   Patent Document 6 describes a solar cell module in which a photovoltaic element having a semiconductor photoactive layer as a light conversion member is covered with a filler. This solar cell module has a hard resin layer made of a resin having a Shore hardness of D50 or more on the light receiving surface side of the photovoltaic element, an adhesive layer made of a thermoplastic resin blended with an ultraviolet absorber, and an outermost layer having a light receiving surface. They are stacked in this order from the side. The thickness of the hard resin layer is 25 μm or more and 200 μm or less, and the hard resin layer is selected from polycarbonate resin and polyester resin. Further, it is described that the resin constituting the outermost layer is a fluororesin, for example, ETFE.

特許文献7には、以下の要件a)〜e)を同時に満たすエチレン系重合体(A)を、
エチレン性不飽和シラン化合物からなるラジカル重合性不飽和化合物(B1)と、
水酸基含有エチレン性不飽和化合物、アミノ基含有エチレン性不飽和化合物、エポキシ基含有エチレン性不飽和化合物、芳香族ビニル化合物、不飽和カルボン酸あるいはその誘導体、ビニルエステル化合物、塩化ビニルおよびカルボジイミド化合物から選ばれる少なくとも1種の化合物からなるラジカル重合性不飽和化合物(B2)で、変性して得られる変性体を含有するエチレン系樹脂組成物が記載されている。
a)密度が900〜940kg/m
b)DSCに基づく融解ピークが90〜125℃
c)JISK−6721に準拠して190℃、2.16kg荷重にて測定したメルトフローレ−ト(MFR2)が0.1〜100g/10分
d)Mw/Mnが1.2〜3.5
e)金属残渣が0.1〜50ppm
Patent Document 7 discloses an ethylene polymer (A) that simultaneously satisfies the following requirements a) to e):
A radically polymerizable unsaturated compound (B1) comprising an ethylenically unsaturated silane compound;
Selected from hydroxyl group-containing ethylenically unsaturated compounds, amino group-containing ethylenically unsaturated compounds, epoxy group-containing ethylenically unsaturated compounds, aromatic vinyl compounds, unsaturated carboxylic acids or their derivatives, vinyl ester compounds, vinyl chloride and carbodiimide compounds An ethylene-based resin composition containing a modified product obtained by modification with a radically polymerizable unsaturated compound (B2) comprising at least one kind of compound is described.
a) Density is 900-940 kg / m 3
b) 90-125 ° C melting peak based on DSC
c) Melt flow rate (MFR2) measured at 190 ° C. and 2.16 kg load in accordance with JISK-6721 is 0.1 to 100 g / 10 min d) Mw / Mn is 1.2 to 3.5
e) 0.1-50 ppm of metal residue

特許文献7においては、(i)エチレン系重合体(A)をラジカル重合性不飽和化合物(B1)で変性して得られる変性体(1)、もしくは、エチレン系重合体(A)とエチレン・α−オレフィン共重合体(C)の混合物をラジカル重合性不飽和化合物(B1)で変性して得られる変性体(3)から選ばれる変性体と、(ii)エチレン系重合体(A)をラジカル重合性不飽和化合物(B2)で変性して得られる変性体(2)、もしくは、エチレン系重合体(A)とエチレン・α−オレフィン共重合体(C)の混合物をラジカル重合性不飽和化合物(B2)で変性して得られる変性体(4)から選ばれる変性体と、を含有するエチレン系樹脂組成物が記載されている。   In Patent Document 7, (i) a modified product (1) obtained by modifying an ethylene polymer (A) with a radically polymerizable unsaturated compound (B1), or an ethylene polymer (A) and ethylene a modified product selected from a modified product (3) obtained by modifying a mixture of an α-olefin copolymer (C) with a radical polymerizable unsaturated compound (B1), and (ii) an ethylene-based polymer (A). Radical polymerizable unsaturated compound (2) obtained by modification with radical polymerizable unsaturated compound (B2) or a mixture of ethylene polymer (A) and ethylene / α-olefin copolymer (C) An ethylene resin composition containing a modified product selected from a modified product (4) obtained by modification with a compound (B2) is described.

特許文献7のエチレン系樹脂組成物は、太陽電池モジュールに利用される太陽電池封止シートに用いられる。特許文献7には、太陽電池モジュールの構成として、太陽電池モジュール用保護シート(表面保護シート)/太陽電池用封止シート/太陽電池素子/太陽電池用封止シート/太陽電池モジュール用保護シート(裏面保護シート)の構成が記載されている。
特許文献7には、太陽電池モジュールに好適に用いられる太陽電池モジュール用表面保護シートの材料として、ポリエステル樹脂、フッ素樹脂、アクリル樹脂、環状オレフィン(共)重合体、エチレン−酢酸ビニル共重合体等からなる樹脂フィルムの他、ガラス基板などが挙げられている。
The ethylene-based resin composition of Patent Document 7 is used for a solar cell encapsulating sheet used for a solar cell module. In Patent Document 7, as a configuration of the solar cell module, a solar cell module protective sheet (surface protective sheet) / solar cell sealing sheet / solar cell element / solar cell sealing sheet / solar cell module protective sheet ( The structure of the back surface protection sheet) is described.
In Patent Document 7, as a material for a solar cell module surface protective sheet suitably used for a solar cell module, polyester resin, fluororesin, acrylic resin, cyclic olefin (co) polymer, ethylene-vinyl acetate copolymer, and the like Other than the resin film made of, a glass substrate and the like are mentioned.

特開2007−123725号公報JP 2007-123725 A 特開2001−196614号公報JP 2001-196614 A 特開2009−194114号公報JP 2009-194114 A 特開平10−190034号公報Japanese Patent Laid-Open No. 10-190034 特開2006−165434号公報JP 2006-165434 A 特許第3530595号公報Japanese Patent No. 3530595 特開2011−12243号公報JP 2011-12243 A

上述のように、特許文献1は、表面保護層として、最も一般的な白板強化ガラスを設けることにより、衝撃強度、防水性を保持している。しかしながら、一般的に使われているガラスの厚さは3mmであり、厚さが3mmの場合、その重量は、7.5kg/mとなる。このため、特許文献1において、軽量化することが難しい。 As described above, Patent Document 1 retains impact strength and waterproofness by providing the most common white plate tempered glass as the surface protective layer. However, the commonly used glass has a thickness of 3 mm. When the thickness is 3 mm, the weight is 7.5 kg / m 2 . For this reason, in Patent Document 1, it is difficult to reduce the weight.

これに対して特許文献2〜7では、ガラス代替材料として、樹脂フィルムまたは樹脂シートで表面保護層を構成している。特許文献2では、透明、クッション性、耐熱性等有する樹脂としてポリエチレン、ポリプロピレン、フッ素系、ポリオレフィン、アクリル等が例示されているが、これらでは、CIGS太陽電池に要求される防水性を実現することがでない。
特許文献3では、受光面側封止材及び背面側封止材が50〜200μm厚のフッ素系フィルムを用いているものの、機械的強度、衝撃強度が弱いという問題があり、また、水蒸気バリア膜がないため、CIGS太陽電池に対して耐湿性がなく長期信頼性が得られないという問題もある。
On the other hand, in patent documents 2-7, the surface protection layer is comprised with the resin film or the resin sheet as a glass substitute material. In Patent Document 2, polyethylene, polypropylene, fluorine-based, polyolefin, acrylic, and the like are exemplified as resins having transparency, cushioning properties, heat resistance, and the like. However, in these, waterproofing required for CIGS solar cells is realized. Is not.
In patent document 3, although the light-receiving surface side sealing material and the back surface side sealing material use the fluorine-type film of 50-200 micrometers thickness, there exists a problem that mechanical strength and impact strength are weak, and also a water vapor | steam barrier film | membrane Therefore, there is also a problem that long-term reliability cannot be obtained due to lack of moisture resistance with respect to CIGS solar cells.

特許文献4では、表面保護層が合成樹脂基板からなり、ポリカーボネート、メタクリレート、両者の積層からなるが、全体構造の中に水蒸気バリア層を含まず、光吸収層にCIGS膜を用いた太陽電池(以下、CIGS太陽電池ともいう)に対して、耐湿性がなく長期信頼性が得られないという問題がある。また、モジュールの製造時において、真空ラミネート工程で、合成樹脂基板が熱収縮することにより、モジュールが反ってしまうという不具合が生ずる。
また、特許文献5では受光側の表面保護シートとして環状オレフィンポリマーフィルムの内面に接着剤を介してPET、アクリル、ポリカーボネート等の樹脂フィルムを積層した構造であるが、表面保護シートがオレフィンポリマーフィルムでは衝撃強度が弱く、しかも、CIGS太陽電池用としては水蒸気バリア性のある構成材料が必要である。
In Patent Document 4, the surface protective layer is made of a synthetic resin substrate and is made of a laminate of polycarbonate, methacrylate, and both. However, the entire structure does not include a water vapor barrier layer and uses a CIGS film as a light absorption layer ( Hereinafter, there is a problem that long-term reliability cannot be obtained due to lack of moisture resistance. In addition, when the module is manufactured, there is a problem in that the module is warped due to thermal contraction of the synthetic resin substrate in the vacuum laminating process.
Moreover, in patent document 5, although it is the structure which laminated | stacked resin films, such as PET, an acryl, and a polycarbonate, on the inner surface of the cyclic olefin polymer film as a surface protection sheet on the light-receiving side, the surface protection sheet is an olefin polymer film. The impact strength is weak, and a constituent material having a water vapor barrier property is required for CIGS solar cells.

特許文献6の太陽電池モジュールは、受光側より最外層ETFE、接着剤層、硬質樹脂層が積層され、硬質樹脂層が25〜200μm厚のポリカーボネート、エステル樹脂等で構成されている。しかしながら、特許文献6の太陽電池モジュールは、硬質樹脂層が薄いため耐衝撃性が十分ではない。また、特許文献6の太陽電池モジュールは、水蒸気バリア層が設けられていないため耐湿性も不十分であるという問題がある。   In the solar cell module of Patent Document 6, the outermost layer ETFE, the adhesive layer, and the hard resin layer are laminated from the light receiving side, and the hard resin layer is made of polycarbonate, ester resin, or the like having a thickness of 25 to 200 μm. However, since the solar cell module of Patent Document 6 has a thin hard resin layer, the impact resistance is not sufficient. Moreover, since the solar cell module of patent document 6 is not provided with the water vapor | steam barrier layer, there exists a problem that moisture resistance is also inadequate.

特許文献7には、エチレン・α−オレフィン共重合体を含むエチレン系樹脂組成物が開示されているものの、太陽電池モジュール用表面保護シートとして、ポリエステル樹脂、フッ素樹脂、アクリル樹脂、環状オレフィン(共)重合体、エチレン−酢酸ビニル共重合体等からなる樹脂フィルムが挙げられている。このため、耐衝撃性が十分ではないという問題がある。   Although Patent Document 7 discloses an ethylene-based resin composition containing an ethylene / α-olefin copolymer, a polyester resin, a fluororesin, an acrylic resin, a cyclic olefin (copolymer) is used as a surface protective sheet for a solar cell module. ) Resin films made of polymers, ethylene-vinyl acetate copolymers and the like. For this reason, there exists a problem that impact resistance is not enough.

ここで、20〜30年の長期信頼性を有する太陽電池モジュールに必要とされる特性としては、太陽電池自体の変換効率が高いことは勿論であるが、耐候性、耐熱性、難燃性、耐水性、耐湿性、耐風圧性、耐降雹性、その他の諸特性に優れていることである。また、太陽電池モジュール、パネル自体の低価格化とともに設置するための工事費の低減も必要である。従来の強化ガラスを表面保護層に使った重量の重い太陽電池パネル、太陽電池モジュールでは、一般住宅やスレート屋根等に固定するためには補強工事等のコストもかかり、全体コストを低減するためには軽量化され、性能の優れた太陽電池モジュールの実現が望まれている。   Here, as a characteristic required for the solar cell module having a long-term reliability of 20 to 30 years, it is a matter of course that the conversion efficiency of the solar cell itself is high, but weather resistance, heat resistance, flame retardancy, It is excellent in water resistance, moisture resistance, wind pressure resistance, yield resistance, and other characteristics. In addition, it is necessary to reduce the construction cost for installing the solar cell module and the panel itself together with lowering the price. In order to reduce the overall cost of conventional heavy-duty solar cell panels and solar cell modules that use tempered glass as the surface protective layer, it also takes costs such as reinforcement work to fix to ordinary houses or slate roofs, etc. It is desired to realize a solar cell module that is light in weight and excellent in performance.

本発明の目的は、前記従来技術に基づく問題点を解消し、表面保護層の機械的強度、衝撃強度が高く、かつ軽量であり、しかも低コストに製造することができる薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することにある。   An object of the present invention is to manufacture a thin-film solar cell module that eliminates the problems based on the above-described prior art, has a high mechanical strength and impact strength of the surface protective layer, is lightweight, and can be manufactured at low cost. It is to provide a method.

上記目的を達成するために、本発明の第1の態様は、太陽電池サブモジュールの表面側に接着充填材、水蒸気バリアフィルム、第1の接着充填層および表面保護層が積層して設けられ、前記太陽電池サブモジュールの裏面側に第2の接着充填層および裏面保護層が積層して設けられた太陽電池モジュールの製造方法であって、前記太陽電池サブモジュールは、金属シートの表面にアルミニウムの陽極酸化皮膜が形成された基板に、CIGS膜で構成された光吸収層が形成されたものであり、前記表面保護層および前記裏面保護層のうち、少なくとも前記表面保護層がプラスチックシートで構成されており、前記プラスチックシートを予め熱処理する工程と、前記プラスチックシートの前記第1の接着充填層と接する側の面をコロナ処理する工程と、前記プラスチックシートのコロナ処理された面にプライマーを塗布する工程と、前記太陽電池サブモジュールの表面側に、前記接着充填材、前記水蒸気バリアフィルム、前記第1の接着充填層を積層し、前記熱処理および前記コロナ処理がされ、さらにプライマーが塗布されたプラスチックシートを、前記プライマーが塗布された面を前記第1の接着充填層に向けて積層して配置するとともに、前記太陽電池サブモジュールの裏面側に第2の接着充填層および裏面保護層を積層して配置する工程と、前記複数層、積層して配置された状態で、真空ラミネートする工程とを有することを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法を提供するものである。   In order to achieve the above object, according to a first aspect of the present invention, an adhesive filler, a water vapor barrier film, a first adhesive filler layer, and a surface protective layer are provided on the surface side of the solar cell submodule, A method of manufacturing a solar cell module in which a second adhesive filling layer and a back surface protective layer are provided on the back side of the solar cell submodule, wherein the solar cell submodule is made of aluminum on the surface of a metal sheet. A substrate on which an anodized film is formed is formed with a light absorption layer composed of a CIGS film, and at least the surface protective layer of the surface protective layer and the back surface protective layer is composed of a plastic sheet. A step of heat-treating the plastic sheet in advance, and a process of corona treating the surface of the plastic sheet on the side in contact with the first adhesive filling layer. And applying a primer to the corona-treated surface of the plastic sheet; and laminating the adhesive filler, the water vapor barrier film, and the first adhesive filler layer on the surface side of the solar cell submodule, A plastic sheet that has been subjected to the heat treatment and the corona treatment, and further coated with a primer, is disposed with the surface coated with the primer facing the first adhesive filling layer, and the solar cell submodule A solar cell module comprising: a step of laminating and arranging a second adhesive filling layer and a back surface protective layer on the back surface side; and a step of vacuum laminating in a state where the plurality of layers are laminated and disposed. The manufacturing method of this is provided.

この場合、前記プラスチックシートは、ポリカーボネート樹脂またはアクリル樹脂で構成されており、前記プラスチックシートの厚さは、0.5〜2.0mmであることが好ましい。この場合、前記プラスチックシートは、ポリカーボネート樹脂で構成されていることが好ましい。
また、前記プラスチックシートの熱処理工程は、100〜140℃の温度でなされることが好ましい。
In this case, the plastic sheet is made of a polycarbonate resin or an acrylic resin, and the thickness of the plastic sheet is preferably 0.5 to 2.0 mm. In this case, the plastic sheet is preferably made of a polycarbonate resin.
Further, the heat treatment step of the plastic sheet is preferably performed at a temperature of 100 to 140 ° C.

さらに、前記プライマーは、シランカップリング剤、アルミネートカップリング剤等であるが、特にチタネートカップリング剤を使用することが好ましい。
さらに、記第1の接着充填層は、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂で構成されており、前記真空ラミネート工程の温度は120〜145℃であることが好ましい。
また、前記プラスチックシートは、前記第1の接着充填層と接する側の面にエンボス構造を備えることが好ましい。前記エンボス構造は、凹凸の高さが10〜1000μmであることが好ましい。
Furthermore, although the said primer is a silane coupling agent, an aluminate coupling agent, etc., it is preferable to use a titanate coupling agent especially.
Further, the first adhesive filling layer is made of a thermoplastic olefin polymer resin, and the temperature in the vacuum laminating step is preferably 120 to 145 ° C.
Moreover, it is preferable that the said plastic sheet is provided with an embossed structure in the surface in the side which contact | connects the said 1st adhesion filling layer. The embossed structure preferably has an unevenness height of 10 to 1000 μm.

前記積層して配置する工程は、前記裏面保護層の周縁部より5〜30mm内側に、水蒸気浸入防止のための中間シール材を配置する工程を備えることが好ましい。
前記積層して配置する工程は、前記表面保護層および裏面保護層の周縁部に、水蒸気浸入防止のための周縁シール材を配置し、前記周縁シール材の内側に前記太陽電池サブモジュール、前記接着充填材、前記水蒸気バリアフィルム、前記第1の接着充填層、前記プラスチックシート、および第2の接着充填層を積層する工程を備えることが好ましい。
前記真空ラミネート工程の後、外枠材の内側にシール材が設けられた枠部材を前記真空ラミネートしたものの周縁部に設ける工程を有することが好ましい。
The step of stacking and disposing preferably includes a step of disposing an intermediate sealing material for preventing water vapor intrusion inside 5 to 30 mm from the peripheral edge of the back surface protective layer.
In the step of stacking and arranging, a peripheral sealing material for preventing water vapor intrusion is disposed at the peripheral portions of the front surface protective layer and the back surface protective layer, and the solar cell submodule and the adhesive are disposed inside the peripheral sealing material. It is preferable to include a step of laminating the filler, the water vapor barrier film, the first adhesive filling layer, the plastic sheet, and the second adhesive filling layer.
After the vacuum laminating step, it is preferable to include a step of providing a frame member provided with a sealing material on the inner side of the outer frame material at a peripheral portion of the vacuum laminated member.

本発明によれば、白板強化ガラス並み、またはそれ以上の耐風圧性、耐降雹性等の機械的強度、衝撃強度とすることができる。しかも、同じ厚さであれば、密度がガラスの2.5g/cmに対して、プラスチックシートは1.1〜1.2g/cmなので質量を50%以下にできる。
一般的には、白板強化ガラスは厚さが3.2mmであるが、さらに、表面保護層の厚さを1〜2mmと薄くすることにより、単位面積当たりの質量を1.2〜2.4kg/mにできる。この場合、白板強化ガラスの16〜32%まで軽量化が可能となる。
According to the present invention, the mechanical strength and impact strength such as wind pressure resistance and yield resistance, which are equal to or higher than those of white tempered glass, can be obtained. And if it is the same thickness, since a density is 2.5-g / cm < 3 > of glass and a plastic sheet is 1.1-1.2 g / cm < 3 >, mass can be made 50% or less.
In general, the white tempered glass has a thickness of 3.2 mm, but further, by reducing the thickness of the surface protective layer to 1 to 2 mm, the mass per unit area is 1.2 to 2.4 kg. / M 2 . In this case, the weight can be reduced to 16 to 32% of the white plate tempered glass.

水分または水蒸気が太陽電池モジュールの表面あるいは端面(周縁部)から拡散してきて性能劣化、配線腐食等の不良を発生させることがあるが、表面側に水蒸気バリアフィルムを設け、端面(周縁部)に中間シール材、周縁シール材または枠部材を設けることにより、水分または水蒸気による性能劣化、配線腐食等の不良を、より確実に抑制することができる。仮に、水分が進入しても、太陽電池セル等の透明電極に達することを防止することができる。
このように本発明によれば、太陽電池モジュールへの水分の浸入を防止でき、長期間にわたって、安定した性能を発揮し、安定して用いることができる太陽電池モジュールを実現できる。
Moisture or water vapor may diffuse from the surface or end face (peripheral part) of the solar cell module and cause defects such as performance deterioration and wiring corrosion. However, a water vapor barrier film is provided on the front side and the end face (peripheral part) is provided. By providing the intermediate sealing material, the peripheral sealing material or the frame member, it is possible to more reliably suppress defects such as performance deterioration and wiring corrosion due to moisture or water vapor. Even if moisture enters, it is possible to prevent reaching a transparent electrode such as a solar battery cell.
As described above, according to the present invention, it is possible to realize a solar cell module that can prevent moisture from entering the solar cell module, exhibit stable performance over a long period of time, and can be used stably.

ここで、プラスチックシートを構成材とする場合、線膨張係数が大きいこと、プラスチックシートと接着充填層間の接着性が非常に悪いため、温度上昇と共に太陽電池モジュールが反ったり、太陽電池の構成層間で剥離する等の大きな問題を抱えている。このため、構成材の選択、接着性の改善が必須である。本発明によれば、太陽電池モジュールの構成材を適切に選択することにより、接着性を改善し、反り、剥離等を抑制しつつ太陽電池モジュールを製造することができる。
また、表面保護層の少なくとも接着充填層側の面をエンボス構造とすることにより、アンカー効果により表面保護層の接着性を向上させることができる。
なお、本発明の太陽電池モジュールの製造方法によれば、上述の優れた特性を有する太陽電池モジュールを好適に製造できる。
Here, when a plastic sheet is used as a constituent material, the linear expansion coefficient is large, and the adhesion between the plastic sheet and the adhesive filling layer is very poor. I have big problems such as peeling. For this reason, selection of a constituent material and improvement of adhesiveness are essential. ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, a solar cell module can be manufactured, improving adhesiveness and suppressing curvature, peeling, etc. by selecting the constituent material of a solar cell module appropriately.
Moreover, the adhesiveness of a surface protective layer can be improved by an anchor effect by making the surface by the side of the adhesion filling layer of a surface protective layer into an embossed structure.
In addition, according to the manufacturing method of the solar cell module of this invention, the solar cell module which has the above-mentioned outstanding characteristic can be manufactured suitably.

(a)は、本発明の第1の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第1の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。(A) is typical sectional drawing which shows the arrangement | positioning state of each member before the vacuum lamination of the solar cell module of the 1st Embodiment of this invention, (b) is the 1st Embodiment of this invention. It is typical sectional drawing which shows a solar cell module. 本発明の第1の実施形態の太陽電池モジュールに用いられる太陽電池サブモジュールの一例を示す模式的断面図である。It is typical sectional drawing which shows an example of the solar cell submodule used for the solar cell module of the 1st Embodiment of this invention. (a)は、本発明の第2の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第2の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。(A) is typical sectional drawing which shows the arrangement | positioning state of each member before the vacuum lamination of the solar cell module of the 2nd Embodiment of this invention, (b) is the 2nd Embodiment of this invention. It is typical sectional drawing which shows a solar cell module. (a)は、本発明の第3の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第3の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。(A) is typical sectional drawing which shows the arrangement | positioning state of each member before the vacuum lamination of the solar cell module of the 3rd Embodiment of this invention, (b) is the 3rd Embodiment of this invention. It is typical sectional drawing which shows a solar cell module. 従来の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。It is typical sectional drawing which shows the conventional solar cell module. 従来の他の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。It is typical sectional drawing which shows the other conventional solar cell module.

以下に、添付の図面に示す好適実施形態に基づいて、本発明の太陽電池モジュールの製造方法を詳細に説明する。
図1(a)は、本発明の第1の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第1の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。
Below, based on suitable embodiment shown to an accompanying drawing, the manufacturing method of the solar cell module of this invention is demonstrated in detail.
Fig.1 (a) is typical sectional drawing which shows the arrangement | positioning state of each member before the vacuum lamination of the solar cell module of the 1st Embodiment of this invention, (b) is 1st implementation of this invention. It is typical sectional drawing which shows the solar cell module of a form.

図1(b)に示すように、太陽電池モジュール10は、太陽電池サブモジュール12が接着充填材20および第2の接着充填層14によって封止されている。この接着充填材20の周囲には中間シール材18が設けられている。この中間シール材18は、太陽電池モジュール10の周縁部αから距離mの位置、すなわち、太陽電池モジュール10の内側に設けられている。この場合、中間シール材18は、各部材の周縁部αから距離m、例えば、5〜30mm内側の位置に配置される。   As shown in FIG. 1B, in the solar cell module 10, the solar cell submodule 12 is sealed with an adhesive filler 20 and a second adhesive filler layer 14. An intermediate sealing material 18 is provided around the adhesive filler 20. The intermediate sealing material 18 is provided at a position of a distance m from the peripheral edge α of the solar cell module 10, that is, inside the solar cell module 10. In this case, the intermediate sealing material 18 is disposed at a distance m, for example, 5 to 30 mm inside from the peripheral edge α of each member.

太陽電池サブモジュール12の裏面12bに第2の接着充填層14が設けられ、この第2の接着充填層14の下方にバックシート(裏面保護層)16が設けられている。
太陽電池サブモジュール12の表面12a側に、接着充填材20および中間シール材18を覆うようにして水蒸気バリアフィルム22が設けられている。この水蒸気バリアフィルム22上に第1の接着充填層24が設けられ、この第1の接着充填層24上に表面保護層26が設けられている。
太陽電池モジュール10においては、第2の接着充填層14、バックシート16、水蒸気バリアフィルム22、第1の接着充填層24および表面保護層26は、周縁部αで接合されている。
A second adhesive filling layer 14 is provided on the back surface 12 b of the solar cell submodule 12, and a back sheet (back surface protective layer) 16 is provided below the second adhesive filling layer 14.
A water vapor barrier film 22 is provided on the surface 12 a side of the solar cell submodule 12 so as to cover the adhesive filler 20 and the intermediate sealing material 18. A first adhesive filling layer 24 is provided on the water vapor barrier film 22, and a surface protective layer 26 is provided on the first adhesive filling layer 24.
In the solar cell module 10, the second adhesive filling layer 14, the back sheet 16, the water vapor barrier film 22, the first adhesive filling layer 24, and the surface protective layer 26 are joined at the peripheral edge α.

図1(b)に示す太陽電池モジュール10において、太陽電池サブモジュール12は、図2に示すように、光電変換素子である太陽電池セル40の集積構造体のことである。なお、太陽電池セル40が1つのものも太陽電池サブモジュールに含まれる。太陽電池サブモジュール12の具体例は、後に詳細に説明する。   In the solar cell module 10 shown in FIG. 1B, the solar cell submodule 12 is an integrated structure of solar cells 40 that are photoelectric conversion elements, as shown in FIG. One solar cell 40 is also included in the solar cell submodule. Specific examples of the solar cell submodule 12 will be described later in detail.

接着充填材20は、太陽電池サブモジュール12を封止するものである。この接着充填材20には、例えば、EVA(エチレンビニルアセテート)、PVB(ポリビニルブチラール)、PE(ポリエチレン)、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂等を用いることができる。これ以外にも、公知の太陽電池モジュールにおいて封止材として用いられるものが各種利用可能である。なお、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂は接着性に優れているため接着充填材20として好ましい。   The adhesive filler 20 is for sealing the solar cell submodule 12. As the adhesive filler 20, for example, EVA (ethylene vinyl acetate), PVB (polyvinyl butyral), PE (polyethylene), a thermoplastic olefin polymer resin, or the like can be used. In addition to this, various kinds of materials used as sealing materials in known solar cell modules can be used. The thermoplastic olefin polymer resin is preferable as the adhesive filler 20 because of its excellent adhesiveness.

中間シール材18は、太陽電池サブモジュール12への接着充填材20からの水分の浸入を抑制するためのものである。この中間シール材18により、水分または水蒸気による性能劣化、配線腐食等の不良を、より確実に抑制することができる。
中間シール材18は、太陽電池モジュール10の周縁部αから距離mの位置に設けられる。この距離mは、製造上のバラツキおよびモジュール効率を下げない距離として、5〜30mmであることが好ましい。中間シール材18の幅は、5〜20mmが好ましい。
中間シール材18は、例えば、熱可塑性を示すブチルゴム、ポリイソプレン、イソプレン、ポリオレフィン等が用いられる。
The intermediate sealing material 18 is for suppressing the penetration of moisture from the adhesive filler 20 into the solar cell submodule 12. The intermediate sealing material 18 can more reliably suppress defects such as performance deterioration and wiring corrosion due to moisture or water vapor.
The intermediate sealing material 18 is provided at a distance m from the peripheral edge α of the solar cell module 10. This distance m is preferably 5 to 30 mm as a distance that does not reduce manufacturing variations and module efficiency. The width of the intermediate sealing material 18 is preferably 5 to 20 mm.
For the intermediate sealing material 18, for example, butyl rubber, polyisoprene, isoprene, polyolefin, or the like that exhibits thermoplasticity is used.

第2の接着充填層14は、バックシート16を接着するためのものである。この第2の接着充填層14は、例えば、接着充填材20と同じものを用いることができる。このため、詳細な説明は省略する。   The second adhesive filling layer 14 is for adhering the back sheet 16. For example, the same adhesive filler 20 as the adhesive filler 20 can be used for the second adhesive filler layer 14. For this reason, detailed description is omitted.

バックシート16は、太陽電池モジュール10を裏側から保護するものである。
バックシート16には、例えば、PET(ポリエチレンテレフタレート)、PEN(ポリエチレンナフタレート)、PVF(ポリフッ化ビニル)等の樹脂フィルムでアルミニウム箔を挟んだ構造のものが用いられるが、その構成については、特に限定されるものではない。
バックシート16としては、フィルムに限定されるものではなく、ガルバリウム鋼板、ステンレス鋼板、アルミニウムとステンレス鋼のクラッド鋼板等の金属板等を用いることができる。これ以外にも、公知の太陽電池モジュールにおいて、バックシート16または支持体として用いられているものが各種利用可能である。バックシート16としては、特に、軽量化のために鋼板でなく、ゴム系シート、モジュールの反り対策のため、後に詳述する表面保護層26と同様のプラスチックシートまたはプラスチック樹脂ハニカム構造体等を使うことも可能である。
The back sheet 16 protects the solar cell module 10 from the back side.
For example, the back sheet 16 has a structure in which an aluminum foil is sandwiched between resin films such as PET (polyethylene terephthalate), PEN (polyethylene naphthalate), and PVF (polyvinyl fluoride). It is not particularly limited.
The back sheet 16 is not limited to a film, and a metal plate such as a galvalume steel plate, a stainless steel plate, and a clad steel plate of aluminum and stainless steel can be used. In addition to this, various known solar cell modules that are used as the back sheet 16 or the support can be used. As the back sheet 16, in particular, a plastic sheet or a plastic resin honeycomb structure similar to the surface protective layer 26 described in detail later is used in order to prevent warpage of the rubber sheet and the module, not a steel plate for weight reduction. It is also possible.

水蒸気バリアフィルム22は、太陽電池サブモジュール12を水分から保護するためのものである。水蒸気バリアフィルム22は、特に限定は無く、公知のいわゆる水蒸気バリアフィルムを各種利用可能である。
水蒸気バリアフィルム22としては、特に、水蒸気透過率が1×10−2(g/(m・day))以下である水蒸気バリアフィルムが好ましく利用される。このような水蒸気バリアフィルム22を用いることにより、より確実に長期にわたって太陽電池モジュール10の水分による劣化を防止できる。
The water vapor barrier film 22 is for protecting the solar cell submodule 12 from moisture. The water vapor barrier film 22 is not particularly limited, and various known water vapor barrier films can be used.
As the water vapor barrier film 22, a water vapor barrier film having a water vapor transmission rate of 1 × 10 −2 (g / (m 2 · day)) or less is particularly preferably used. By using such a water vapor barrier film 22, it is possible to more reliably prevent the solar cell module 10 from being deteriorated by moisture over a long period of time.

水蒸気バリアフィルム22の好適な一例としては、厚さが50〜100μm程度のPETフィルム、PENフィルム等の各種の樹脂フィルム(プラスチックフィルム)を基材として、水蒸気バリア性(ガスバリア性)を発現する無機化合物の層(以下、無機層ともいう)を形成してなる水蒸気バリアフィルムが挙げられる。
なお、水蒸気バリアフィルム22において、必要な透明性を確保することができれば、ガス水蒸気バリアフィルム22の表面には、密着層、平坦化層、反射防止層等の各種の機能を発現する層が1層以上、形成されていてもよい。
As a suitable example of the water vapor barrier film 22, an inorganic material that exhibits water vapor barrier properties (gas barrier properties) using various resin films (plastic films) such as PET films and PEN films having a thickness of about 50 to 100 μm as a base material. A water vapor barrier film formed by forming a compound layer (hereinafter also referred to as an inorganic layer) may be mentioned.
In the water vapor barrier film 22, if the required transparency can be ensured, the surface of the gas water vapor barrier film 22 has 1 layer exhibiting various functions such as an adhesion layer, a planarization layer, and an antireflection layer. More than one layer may be formed.

水蒸気バリアフィルム22において、水蒸気バリア性を発現する無機化合物は、例えば、ダイヤモンド様化合物、金属酸化物、金属窒化物、金属炭化物、金属酸化窒化物または金属酸化炭化物である。また、上記無機化合物は、例えば、ダイヤモンド様炭素(DLC)、ケイ素を含むダイヤモンド様炭素、Si、Al、In、Sn、Zn、Ti、Cu、CeもしくはTaから選ばれる1種以上の金属を含む酸化物、窒化物、炭化物、酸化窒化物、または酸化炭化物等が例示される。
これらの中でも、Si、Al、In、Sn、Zn、およびTiから選ばれる金属の酸化物、窒化物または酸化窒化物が好ましく、特に、SiもしくはAlの金属酸化物、窒化物または酸化窒化物が好ましい。
これらの無機層は、例えば、プラズマCVD法、スパッタリング法等によって成膜される。
In the water vapor barrier film 22, the inorganic compound exhibiting the water vapor barrier property is, for example, a diamond-like compound, a metal oxide, a metal nitride, a metal carbide, a metal oxynitride, or a metal oxycarbide. The inorganic compound contains, for example, one or more metals selected from diamond-like carbon (DLC), diamond-like carbon containing silicon, Si, Al, In, Sn, Zn, Ti, Cu, Ce, or Ta. Examples thereof include oxides, nitrides, carbides, oxynitrides, and oxide carbides.
Among these, a metal oxide, nitride, or oxynitride selected from Si, Al, In, Sn, Zn, and Ti is preferable. In particular, a metal oxide, nitride, or oxynitride of Si or Al is preferable. preferable.
These inorganic layers are formed by, for example, a plasma CVD method, a sputtering method, or the like.

水蒸気バリアフィルム22のより好適な一例として、PETフィルム、PENフィルム等の各種の樹脂フィルムを基材として、下地層としての有機化合物の層(以下、有機層ともいう)を有し、この有機層上に、上述の無機層を成膜してなる水蒸気バリアフィルムが挙げられる。この水蒸気バリアフィルム22によれば、より高い水蒸気バリア性を得ることができる。
このような有機層上に上述の無機層を成膜してなる水蒸気バリアフィルム22は、PETフィルム、PENフィルム等の各種の樹脂フィルム(基材)を通じた水分拡散を防止するため、有機層および無機層が形成された面を下の太陽電池サブモジュール12側に配置することが好ましい。
As a more preferable example of the water vapor barrier film 22, various organic resin films such as a PET film and a PEN film are used as a base material, and an organic compound layer (hereinafter also referred to as an organic layer) is used as an underlayer. A water vapor barrier film formed by forming the above-described inorganic layer on the top is mentioned. According to this water vapor barrier film 22, higher water vapor barrier properties can be obtained.
The water vapor barrier film 22 formed by depositing the above-described inorganic layer on such an organic layer prevents the water diffusion through various resin films (base materials) such as a PET film and a PEN film. It is preferable to arrange the surface on which the inorganic layer is formed on the lower solar cell submodule 12 side.

なお、下地層となる有機化合物としては、アクリル樹脂、メタクリル樹脂、エポキシ樹脂、ポリエステル、メタクリル酸―マレイン酸共重合体、ポリスチレン、透明フッ素樹脂、ポリイミド、フッ素化ポリイミド、ポリアミド、ポリアミドイミド、ポリエーテルイミド、セルロースアシレート、ポリウレタン、ポリエーテルケトン、ポリカーボネート、フルオレン環変性ポリカーボネート、脂環変性ポリカーボネート、またはフルオレン環変性ポリエステル等が例示される。これらのうち、特に、アクリル樹脂およびメタクリル樹脂が好ましい。
このような有機層は、例えば、ロールコート法、スプレーコート法などの公知の塗布手段を用いる塗布法、フラッシュ蒸着法等によって成膜される。
In addition, as an organic compound used as an underlayer, acrylic resin, methacrylic resin, epoxy resin, polyester, methacrylic acid-maleic acid copolymer, polystyrene, transparent fluororesin, polyimide, fluorinated polyimide, polyamide, polyamideimide, polyether Examples include imide, cellulose acylate, polyurethane, polyether ketone, polycarbonate, fluorene ring-modified polycarbonate, alicyclic ring-modified polycarbonate, and fluorene ring-modified polyester. Of these, acrylic resins and methacrylic resins are particularly preferable.
Such an organic layer is formed by, for example, a coating method using a known coating means such as a roll coating method or a spray coating method, a flash vapor deposition method, or the like.

第1の接着充填層24は、ガス水蒸気バリアフィルム22と表面保護層26とを接着するためのものである。この第1の接着充填層24は、例えば、接着充填材20と同じものを用いることができる。このため、詳細な説明は省略する。
なお、第1の接着充填層24においても、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂は接着性に優れているため最適である。
The first adhesive filling layer 24 is for bonding the gas water vapor barrier film 22 and the surface protective layer 26. As the first adhesive filling layer 24, for example, the same one as the adhesive filling material 20 can be used. For this reason, detailed description is omitted.
In the first adhesive filling layer 24 as well, the thermoplastic olefin polymer resin is optimal because it is excellent in adhesiveness.

表面保護層26は、太陽電池モジュール10を屋外に設置した場合、雨、雹、あられ、雪、石等がぶつかることがあるが、これらによって外部から加わる外力、衝撃等から太陽電池サブモジュール12を保護するものであり、耐風圧性、耐降雹性等の機械的強度、衝撃強度が高いものが用いられる。
また、表面保護層26は、汚れ等から太陽電池モジュール10を保護するとともに、汚れ等による太陽電池サブモジュール12への入射光量の低下を抑制するものである。
When the solar cell module 10 is installed outdoors, the surface protective layer 26 may come into contact with rain, hail, hail, snow, stones, and the like. A protective material having high mechanical strength such as wind pressure resistance and drooping resistance, and high impact strength is used.
The surface protective layer 26 protects the solar cell module 10 from dirt and the like, and suppresses a decrease in the amount of incident light on the solar cell submodule 12 due to dirt and the like.

表面保護層26は、プラスチックシートにより構成されるものであり、透明性、耐候性、耐熱性、難燃性、耐水性、耐湿性、耐風圧性、耐降雹性、耐薬品性その他の諸特性に優れていることが必要である。この表面保護層26は、例えば、ポリカーボネート樹脂、アクリル樹脂もしくはメタクリル樹脂、またはこれらの積層体により構成されるものである。表面保護層26においては、耐候性としてUV光による構造劣化、黄変があるがUV吸収剤をこれらの樹脂に混ぜることで改善することができる。さらに、耐擦傷性を保有させるために、表面保護層26の表面にハードコート層として無機コート層を設けてもよい。
なお、表面保護層26の厚さ(プラスチックシートの厚さ)は、例えば、0.5〜2.0mmであり、好ましくは1.0〜1.5mmである。
表面保護層26の厚さが0.5mm未満では、外部から加わる外力、衝撃等から太陽電池サブモジュール12を十分に保護することができない。一方、表面保護層26の厚さが2.0mmを超えると、真空ラミネート時に上下方向で温度分布が大きくなり、表面保護層26が反ってしまうことがある。また、材料コストからも薄いほうが望ましい。
The surface protective layer 26 is composed of a plastic sheet, and has various properties such as transparency, weather resistance, heat resistance, flame resistance, water resistance, moisture resistance, wind pressure resistance, yield resistance, chemical resistance, and others. It must be excellent. The surface protective layer 26 is made of, for example, polycarbonate resin, acrylic resin or methacrylic resin, or a laminate thereof. In the surface protective layer 26, there are structural deterioration due to UV light and yellowing as weather resistance, but it can be improved by mixing a UV absorber with these resins. Furthermore, an inorganic coat layer may be provided as a hard coat layer on the surface of the surface protective layer 26 in order to retain scratch resistance.
In addition, the thickness of the surface protective layer 26 (the thickness of the plastic sheet) is, for example, 0.5 to 2.0 mm, and preferably 1.0 to 1.5 mm.
If the thickness of the surface protective layer 26 is less than 0.5 mm, the solar cell submodule 12 cannot be sufficiently protected from external force applied from the outside, impact, or the like. On the other hand, if the thickness of the surface protective layer 26 exceeds 2.0 mm, the temperature distribution increases in the vertical direction during vacuum lamination, and the surface protective layer 26 may be warped. Further, it is desirable that the material is thin in view of material cost.

なお、表面保護層26を構成するプラスチックシートは、真空ラミネートする前に、プラスチックシートを予め100℃〜140℃、好ましくは120℃〜130℃で熱処理することにより、表面保護層26を構成するプラスチックシートの熱収縮を抑制し、このプラスチックシートの残留応力の緩和をすることが可能であり、真空ラミネート時の反りを抑制できる。この場合、熱処理時間は、例えば、0.5〜10時間であり、好ましくは1〜3時間である。
また、熱処理することにより、真空ラミネートの際に生じる熱収縮によって、表面保護層26にしわ等が発生することが抑制されて、太陽電池サブモジュール12への入射光量の低下を抑制することもできる。
また、プラスチックシートの製造において押出法で製造すると、引き出し方向(RD方向)に残留歪が発生し、これを真空ラミネートするとこの歪を開放するため反りが発生する。これに対して予め熱処理をすることで熱収縮率は0.04%以下にすることができる。
In addition, the plastic sheet which comprises the surface protective layer 26 is a plastic sheet which comprises the surface protective layer 26 by heat-processing a plastic sheet beforehand at 100 to 140 degreeC, Preferably it is 120 to 130 degreeC, before vacuum laminating. It is possible to suppress thermal contraction of the sheet, relieve the residual stress of the plastic sheet, and suppress warping during vacuum lamination. In this case, the heat treatment time is, for example, 0.5 to 10 hours, preferably 1 to 3 hours.
Further, the heat treatment suppresses the generation of wrinkles and the like in the surface protective layer 26 due to the thermal contraction that occurs during the vacuum lamination, and the decrease in the amount of light incident on the solar cell submodule 12 can also be suppressed. .
Further, when the plastic sheet is manufactured by an extrusion method, residual strain is generated in the drawing direction (RD direction), and when this is vacuum-laminated, warping occurs to release the strain. On the other hand, the heat shrinkage rate can be reduced to 0.04% or less by performing heat treatment in advance.

本実施形態においては、表面保護層26を構成するプラスチックシートと第1の接着充填層24の接着性を向上させるため、第1の接着充填層24と接着される表面保護層26の裏面26b(プラスチックシートの裏面)にコロナ放電処理を行い、コロナ処理後、更にプライマーとしてシランカップリング剤、アルミネートカップリング剤またはチタネートカップリング剤を表面保護層26の裏面26bに塗布した後、室温で0.5〜2時間、乾燥させる。この後、プライマーが塗布された面を第1の接着充填層24に向けて表面保護層26が配置される。なお、表面保護層26を構成するプラスチックシートがポリカーボネートの場合、プライマーとしてチタネートカップリング剤が好適である。
後述するように、表面保護層26を構成するプラスチックシートは、コロナ処理およびプライマーが塗布された面、すなわち、裏面26bを第1の接着充填層24に向けて配置される。
In the present embodiment, in order to improve the adhesion between the plastic sheet constituting the surface protective layer 26 and the first adhesive filling layer 24, the back surface 26b of the surface protective layer 26 bonded to the first adhesive filling layer 24 ( The corona discharge treatment is performed on the back surface of the plastic sheet, and after corona treatment, a silane coupling agent, aluminate coupling agent, or titanate coupling agent is further applied as a primer to the back surface 26b of the surface protective layer 26, and then at room temperature. Dry for 5 to 2 hours. Thereafter, the surface protective layer 26 is disposed with the surface coated with the primer facing the first adhesive filling layer 24. In addition, when the plastic sheet which comprises the surface protective layer 26 is a polycarbonate, a titanate coupling agent is suitable as a primer.
As will be described later, the plastic sheet constituting the surface protective layer 26 is disposed with the corona treatment and the surface coated with the primer, that is, the back surface 26 b facing the first adhesive filling layer 24.

表面保護層26を構成するプラスチックシートにおいては、少なくとも第1の接着充填層24側の面26b(以下、裏面26bともいう)を、エンボス構造としてもよい。このエンボス構造の凹凸の高さは、例えば、10〜1000μmである。
このように、エンボス構造をつくることでアンカー効果により第1の接着充填層24との接着性を向上させることができる。なお、エンボス構造は、例えば、プラスチックシートをガラス転移点以上に加熱して形成される。
In the plastic sheet constituting the surface protective layer 26, at least the surface 26b (hereinafter also referred to as the back surface 26b) on the first adhesive filling layer 24 side may have an embossed structure. The height of the unevenness of this embossed structure is, for example, 10 to 1000 μm.
Thus, by making the embossed structure, the adhesion with the first adhesive filling layer 24 can be improved by the anchor effect. The embossed structure is formed, for example, by heating a plastic sheet above the glass transition point.

表面保護層26を構成するプラスチックシートがポリカーボネートの場合、例えば、エンボスの型として真空ラミネート時に使用するグラスクロスの凹凸を使い、140〜160℃で15〜30分間、真空ラミネーターによりプレスすることにより容易に作製することができる。もちろん、エンボス構造の作製には、型を使った他の熱プレス法を用いることもできる。   When the plastic sheet constituting the surface protective layer 26 is polycarbonate, for example, it is easy to use the unevenness of the glass cloth used at the time of vacuum lamination as an embossing mold and press it with a vacuum laminator at 140 to 160 ° C. for 15 to 30 minutes Can be produced. Of course, other hot pressing methods using a mold can be used for producing the embossed structure.

また、バックシート16を表面保護層26と同一のプラスチックシートを使うことにより表面保護層26による反りを相殺することで、真空ラミネート時に発生する反りを抑制できる。更には、表面保護層26を構成するプラスチックシート下に設ける第1の接着充填層24として、ホットメルト型接着樹脂フィルムで溶融接着温度の低い、例えば、ウレタン系の接着樹脂フィルムを用いても、真空ラミネート時に発生する反りを抑制することができる。   Further, by using the same plastic sheet as the surface protective layer 26 for the back sheet 16, the warpage caused by the surface protective layer 26 can be offset, thereby suppressing the warpage that occurs during vacuum lamination. Further, as the first adhesive filling layer 24 provided under the plastic sheet constituting the surface protective layer 26, a hot melt type adhesive resin film having a low melt adhesion temperature, for example, a urethane type adhesive resin film, Warpage that occurs during vacuum lamination can be suppressed.

また、太陽電池モジュール10の耐熱性、難燃性を強化するために、表面保護層26の表面26aに、ETFE(テトラフルオロエチレン)、PTFE(ポリテトラフルオロエチレン)、PFA(パーフルオロアルコキシエチレン)、PVDF(ポリビニリデンフロライド)、FEP(四フッ化エチレン・六フッ化プロピレン共重合体)等のフッ素系透明樹脂フィルムを設けてもよい。この場合、例えば、フッ素系透明樹脂フィルムは接着充填層を介して設ける。また、表面保護層26を構成するプラスチックシート上に共押出法等によりフッ素系透明樹脂フィルムを一体シートにしてもよい。
なお、フッ素系樹脂フィルムは、例えば、厚さが20〜100μmである。
Further, in order to enhance the heat resistance and flame retardancy of the solar cell module 10, ETFE (tetrafluoroethylene), PTFE (polytetrafluoroethylene), PFA (perfluoroalkoxyethylene) is formed on the surface 26 a of the surface protective layer 26. Fluorine-based transparent resin films such as PVDF (polyvinylidene fluoride) and FEP (tetrafluoroethylene / hexafluoropropylene copolymer) may be provided. In this case, for example, the fluorinated transparent resin film is provided via an adhesive filling layer. Further, a fluorine-based transparent resin film may be formed on the plastic sheet constituting the surface protective layer 26 by a coextrusion method or the like.
In addition, the fluororesin film has a thickness of 20 to 100 μm, for example.

本実施形態の太陽電池モジュール10は、以下のようにして作製することができる。
まず、図1(a)に示すように、太陽電池サブモジュール12の裏面12b側に、第2の接着充填層14、バックシート16を積層して配置する。次に、太陽電池サブモジュール12の表面12a側に、接着充填材20、この接着充填材20の周囲に中間シール材18を周縁部αから距離m、例えば、5〜30mm内側の位置に配置し、さらに水蒸気バリアフィルム22を接着充填材20および中間シール材18を覆うようにして積層して配置する。
水蒸気バリアフィルム22上に第1の接着充填層24を配置し、さらに第1の接着充填層24上に表面保護層26を配置する。これにより、図1(a)に示すように各部材が積層して配置された状態になる。
なお、表面保護層26は、例えば、上述の条件等の予め熱処理しおき、さらに、第1の接着充填層24と接着する裏面26bにコロナ処理およびプライマー塗布されている。
The solar cell module 10 of the present embodiment can be manufactured as follows.
First, as shown to Fig.1 (a), the 2nd adhesion filling layer 14 and the back sheet | seat 16 are laminated | stacked and arrange | positioned at the back surface 12b side of the solar cell submodule 12. FIG. Next, on the surface 12 a side of the solar cell submodule 12, the adhesive filler 20 and the intermediate sealing material 18 around the adhesive filler 20 are arranged at a distance m from the peripheral portion α, for example, 5-30 mm inside. Further, the water vapor barrier film 22 is laminated and disposed so as to cover the adhesive filler 20 and the intermediate sealing material 18.
A first adhesive filling layer 24 is disposed on the water vapor barrier film 22, and a surface protective layer 26 is disposed on the first adhesive filling layer 24. Thereby, as shown to Fig.1 (a), it will be in the state by which each member was laminated | stacked and arrange | positioned.
The surface protective layer 26 is heat-treated in advance, for example, under the above-described conditions, and is further subjected to corona treatment and primer application on the back surface 26b bonded to the first adhesive filling layer 24.

その後、各部材が積層して配置された状態で、例えば、昇降手段、緩衝板、および加熱手段を有する真空ラミネーターを用いて、例えば、温度125〜140℃で、真空/プレス/保持のトータル15〜30分の条件で真空ラミネートする。これにより、図1(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10が作製される。   Thereafter, in a state where the respective members are stacked and arranged, for example, using a vacuum laminator having a lifting means, a buffer plate, and a heating means, for example, at a temperature of 125 to 140 ° C., a total of 15 vacuum / press / holds. Vacuum laminate for ~ 30 minutes. Thereby, the solar cell module 10 of this embodiment shown in FIG.1 (b) is produced.

次に、本実施形態の太陽電池サブモジュール12について、図2を参照して詳細に説明する。
図2に示すように、太陽電池サブモジュール12は、基板50の上に、下部電極32、光吸収層34、バッファ層36、および上部電極38からなる太陽電池セル40を、複数、直列接合してなるものである。この太陽電池セル(光電変換素子)40は、光吸収層34としてCIGSの半導体化合物を用いるものである。太陽電池サブモジュール12は、第1の導電部材42と、第2の導電部材44とを有する。
Next, the solar cell submodule 12 of this embodiment will be described in detail with reference to FIG.
As shown in FIG. 2, the solar cell submodule 12 has a plurality of solar cells 40 including a lower electrode 32, a light absorption layer 34, a buffer layer 36, and an upper electrode 38 connected in series on a substrate 50. It will be. This solar cell (photoelectric conversion element) 40 uses a CIGS semiconductor compound as the light absorption layer 34. The solar cell submodule 12 has a first conductive member 42 and a second conductive member 44.

太陽電池サブモジュール12において、基板50は、基材52と、Al(アルミニウム)層54と、絶縁層56とから構成されるフレキシブル基板である。
基材52とAl層54とは、一体的に形成されている。さらに、絶縁層56は、Al層54の表面を陽極酸化してなる、Alのポーラス構造の陽極酸化膜である。なお、基材52とAl層54とが積層されて一体化されたクラッド基板を金属基板55という。
In the solar cell submodule 12, the substrate 50 is a flexible substrate including a base material 52, an Al (aluminum) layer 54, and an insulating layer 56.
The base material 52 and the Al layer 54 are integrally formed. The insulating layer 56 is an anodic oxide film having an Al porous structure formed by anodizing the surface of the Al layer 54. The clad substrate in which the base material 52 and the Al layer 54 are laminated and integrated is referred to as a metal substrate 55.

本発明の太陽電池サブモジュール12においては、基板50を構成する(金属)基材52として、軟鋼、耐熱鋼、またはステンレス鋼が用いられる。
また、基材52の厚さにも、特に限定はないが、可撓性と強度(剛性)とのバランス、ハンドリング性等を考慮すると、10〜1000μmであるのが好ましい。
In the solar cell submodule 12 of the present invention, mild steel, heat resistant steel, or stainless steel is used as the (metal) base material 52 constituting the substrate 50.
The thickness of the substrate 52 is not particularly limited, but is preferably 10 to 1000 μm in consideration of the balance between flexibility and strength (rigidity), handling properties, and the like.

Al層54は、Alを主成分とする層で、AlやAl合金が、各種、利用可能である。特に、不純物の少ない、99質量%以上の純度のAlであることが好ましい。純度としては、例えば、99.99質量%Al、99.96質量%Al、99.9質量%Al、99.85質量%Al、99.7質量%Al、99.5質量%Al等が好ましい。
また、高純度Alではなくても、工業用Alも利用可能である。工業用Alを用いることにより、コストの点で有利である。ただし、絶縁層56の絶縁性の点で、Al中にSiが析出していないことが重要である。
The Al layer 54 is a layer mainly composed of Al, and various types of Al and Al alloys can be used. In particular, Al having a purity of 99% by mass or more with few impurities is preferable. As purity, for example, 99.99 mass% Al, 99.96 mass% Al, 99.9 mass% Al, 99.85 mass% Al, 99.7 mass% Al, 99.5 mass% Al, etc. are preferable. .
Moreover, even if it is not high purity Al, industrial Al can also be utilized. Use of industrial Al is advantageous in terms of cost. However, it is important that Si is not precipitated in Al in terms of the insulating property of the insulating layer 56.

Al層54の厚さは、特に限定はなく、適宜、選択できるが、太陽電池サブモジュール12となった状態において、0.1μm以上であり、かつ基材52の厚さ以下であるのが好ましい。
なお、Al層54は、Al表面の前処理、陽極酸化による絶縁層56の形成、光吸収層34の成膜時のAl層54と基材52との面における金属間化合物の生成等によって、厚さが、減少する。従って、後述するAl層54の形成時における厚さは、これらに起因する厚さ減少を加味して、太陽電池サブモジュール12となった状態で、基材52と絶縁層56との間にAl層54が残存している厚さとすることが、重要である。このため、Al層54の厚さとしては、陽極酸化による絶縁層を形成するため10〜50μm必要とされる。
The thickness of the Al layer 54 is not particularly limited and can be appropriately selected. In the state where the solar cell submodule 12 is obtained, the thickness of the Al layer 54 is preferably 0.1 μm or more and less than the thickness of the base material 52. .
The Al layer 54 is formed by pretreatment of the Al surface, formation of the insulating layer 56 by anodic oxidation, generation of an intermetallic compound on the surface of the Al layer 54 and the substrate 52 during the formation of the light absorption layer 34, and the like. The thickness decreases. Therefore, the thickness at the time of forming an Al layer 54 to be described later is Al between the base material 52 and the insulating layer 56 in a state where the solar cell submodule 12 is formed in consideration of thickness reduction due to these. It is important that the thickness be such that layer 54 remains. For this reason, the thickness of the Al layer 54 is required to be 10 to 50 μm in order to form an insulating layer by anodic oxidation.

Al層54の上(基材52と反対側面)には、絶縁層56が形成される。絶縁層56は、Al層54の表面を陽極酸化してなる、Alの陽極酸化膜である。
ここで、絶縁層56は、Alを陽極酸化してなる各種の陽極酸化膜が利用可能であるが、ポーラス型の陽極酸化膜であることが好ましい。この陽極酸化膜は、数10nmの細孔を有する酸化アルミナ被膜であり、被膜ヤング率が低いことにより、曲げ耐性や高温時の熱膨張差により生じるクラック耐性が高いものとなる。
An insulating layer 56 is formed on the Al layer 54 (on the side opposite to the substrate 52). The insulating layer 56 is an Al anodic oxide film formed by anodizing the surface of the Al layer 54.
Here, various anodic oxide films formed by anodizing Al can be used for the insulating layer 56, but a porous anodic oxide film is preferable. This anodic oxide film is an alumina oxide film having pores of several tens of nanometers. Since the Young's modulus of the film is low, the film is highly resistant to bending and cracking caused by a difference in thermal expansion at high temperatures.

絶縁層56の厚さは2μm以上が好ましく、5μm以上が更に好ましい。絶縁層56の厚さが過度に厚い場合、可撓性が低下すること、および絶縁層56の形成に要するコスト、時間がかかるため好ましくない。現実的には、絶縁層56の厚さは、最大50μm以下、好ましくは30μm以下である。このため、絶縁層56の好ましい厚さは、2〜50μmである。   The thickness of the insulating layer 56 is preferably 2 μm or more, and more preferably 5 μm or more. When the thickness of the insulating layer 56 is excessively large, it is not preferable because flexibility is lowered and cost and time required for forming the insulating layer 56 are required. Actually, the thickness of the insulating layer 56 is 50 μm or less, preferably 30 μm or less at maximum. For this reason, the preferable thickness of the insulating layer 56 is 2 to 50 μm.

本実施形態の太陽電池モジュール10はリジッド型であるが、太陽電池サブモジュール12にフレキシブル基板を用い、例えば、厚さ50〜200μmの金属基板55上に、陽極酸化により複数の細孔を有する絶縁層56(絶縁性酸化膜)が形成されたものであり、高い絶縁性が確保されている。
本実施形態の太陽電池サブモジュール12に用いられる基板50は、Al層54を陽極酸化して絶縁層56を形成した後、特定の封孔処理をしてもよい。その製造工程には、必須の工程以外の各種の工程が含まれていてもよい。例えば、付着している圧延油を除く脱脂工程、Al層54の表面のスマットを溶解するデスマット処理工程、Al層54の表面を粗面化する粗面化処理工程、Al層54の表面に陽極酸化皮膜を形成させる陽極酸化処理工程および陽極酸化皮膜のマイクロポアを封孔する封孔処理を経て基板50とすることが好ましい。
Although the solar cell module 10 of this embodiment is a rigid type, a flexible substrate is used for the solar cell submodule 12, and for example, an insulation having a plurality of pores by anodization on a metal substrate 55 having a thickness of 50 to 200 μm. A layer 56 (insulating oxide film) is formed, and high insulation is ensured.
The substrate 50 used in the solar cell submodule 12 of this embodiment may be subjected to a specific sealing process after the Al layer 54 is anodized to form the insulating layer 56. The manufacturing process may include various processes other than the essential processes. For example, a degreasing process for removing the adhering rolling oil, a desmutting process for dissolving the smut on the surface of the Al layer 54, a roughening process for roughening the surface of the Al layer 54, and an anode on the surface of the Al layer 54 The substrate 50 is preferably subjected to an anodizing process for forming an oxide film and a sealing process for sealing the micropores of the anodized film.

なお、基板50は、基材52、Al層54および絶縁層56の全てを、可撓性を有するもの、すなわち、フレキシブルなものとすることにより、基板50全体として、フレキシブルなものになる。これにより、例えば、ロールツーロール方式で、基板50の絶縁層56側に、後述するアルカリ供給層、下部電極、光吸収層、上部電極等を形成することができる。
本発明においては、1回のロール巻出から巻取までの間に、複数の層を連続して製膜することにより太陽電池構造を作製してもよいし、ロール巻出、製膜、巻取の工程を複数回行うことによって太陽電池構造を形成してもよい。また、後述するように各製膜工程の合間に素子を分離、集積させるためのスクライブ工程をロールツーロール方式での製造に加えることで複数の太陽電池セル40を電気的に直列接続させた集積型太陽電池サブモジュールを作製することができる。
In addition, the board | substrate 50 becomes flexible as the board | substrate 50 whole by making all the base material 52, Al layer 54, and the insulating layer 56 have flexibility, ie, a flexible thing. Thereby, for example, an alkali supply layer, a lower electrode, a light absorption layer, an upper electrode, and the like described later can be formed on the insulating layer 56 side of the substrate 50 by a roll-to-roll method.
In the present invention, a solar cell structure may be produced by continuously forming a plurality of layers from one roll unwinding to winding, or roll unwinding, film forming, winding The solar cell structure may be formed by performing the taking step a plurality of times. Further, as will be described later, an integration in which a plurality of solar cells 40 are electrically connected in series by adding a scribing process for separating and integrating the elements between the respective film forming processes to the production by the roll-to-roll method. Type solar cell submodule can be manufactured.

本発明においては、基材52の一面のみにAl層54および絶縁層56を形成するのに限定はされず、基材52の両面に、Al層54および絶縁層56を形成したものを基板としてもよく、Al層が単層、すなわち、Al基板に上述の陽極酸化膜により構成される絶縁層が設けられたものであってもよい。
なお、金属基板としては、陽極酸化により金属基板表面上に生成する金属酸化膜が絶縁体である材料を利用することができる。このため、アルミニウム(Al)以外にも、具体的には、ジルコニウム(Zr)、チタン(Ti)、マグネシウム(Mg)、銅(Cu)、ニオブ(Nb)及びタンタル(Ta)等、並びにそれらの合金を用いることができる。コストや太陽電池モジュールに要求される特性の観点から、アルミニウムが最も好ましい。
また、耐熱性向上のために軟鋼、ステンレス鋼等の鉄鋼板上に上記金属の層を圧延または溶融メッキにより形成した所謂、クラッド材であっても良い。
In the present invention, the Al layer 54 and the insulating layer 56 are not limited to be formed only on one surface of the base material 52, and the substrate in which the Al layer 54 and the insulating layer 56 are formed on both surfaces of the base material 52 is used. Alternatively, the Al layer may be a single layer, that is, an Al substrate provided with an insulating layer composed of the above-described anodized film.
As the metal substrate, a material in which a metal oxide film formed on the surface of the metal substrate by anodic oxidation is an insulator can be used. Therefore, in addition to aluminum (Al), specifically, zirconium (Zr), titanium (Ti), magnesium (Mg), copper (Cu), niobium (Nb), tantalum (Ta), etc., and their Alloys can be used. Aluminum is most preferable from the viewpoint of cost and characteristics required for the solar cell module.
Further, a so-called clad material may be used in which the metal layer is formed by rolling or hot dipping on a steel plate such as mild steel or stainless steel in order to improve heat resistance.

ここで、絶縁層56(基板50)と下部電極32との間、すなわち、絶縁層56の表面56aにアルカリ供給層58(光吸収層34へのアルカリ金属の供給源)が形成されている。
アルカリ金属(特にNa)が、CIGSからなる光吸収層34に拡散されると光電変換効率が高くなることが知られている。
このアルカリ供給層58は、光吸収層34にアルカリ金属を供給するための層であり、アルカリ金属を含む化合物の層である。本発明においては、絶縁層56と下部電極32との間に、このようなアルカリ供給層58を有することにより、光吸収層34の成膜時に、下部電極32を通してアルカリ金属が光吸収層34に拡散し、光吸収層34の変換効率を向上することができる。
Here, an alkali supply layer 58 (an alkali metal supply source to the light absorption layer 34) is formed between the insulating layer 56 (substrate 50) and the lower electrode 32, that is, on the surface 56a of the insulating layer 56.
It is known that when an alkali metal (particularly Na) is diffused into the light absorption layer 34 made of CIGS, the photoelectric conversion efficiency is increased.
The alkali supply layer 58 is a layer for supplying an alkali metal to the light absorption layer 34 and is a layer of a compound containing an alkali metal. In the present invention, such an alkali supply layer 58 is provided between the insulating layer 56 and the lower electrode 32, so that when the light absorption layer 34 is formed, the alkali metal passes through the lower electrode 32 to the light absorption layer 34. It can diffuse and improve the conversion efficiency of the light absorption layer 34.

アルカリ供給層58には、限定はなく、NaO2、Na2S、Na2Se、NaCl、NaF、モリブデン酸ナトリウム塩など、アルカリ金属を含む化合物(アルカリ金属化合物を含む組成物)を主成分とするものが、各種、利用可能である。特に、SiO2(酸化ケイ素)を主成分としてNaO2(酸化ナトリウム)を含む化合物であるのが好ましい。
なお、SiOとNaOの化合物は、耐湿性に乏しく、Na成分が分離して炭酸塩になり易いので、Caを添加した金属成分はSi−Na−Caの3成分とした酸化物がより好ましい。
The alkali supply layer 58 is not limited, and a compound containing an alkali metal (a composition containing an alkali metal compound) such as NaO 2 , Na 2 S, Na 2 Se, NaCl, NaF, or sodium molybdate is a main component. Various things are available. In particular, a compound containing SiO 2 (silicon oxide) as a main component and NaO 2 (sodium oxide) is preferable.
The compound of SiO 2 and NaO 2 have poor moisture resistance, since tends to carbonate was separated Na component, a metal component with added Ca more oxide that was three components Si-Na-Ca preferable.

なお、本発明においては、光吸収層34へのアルカリ金属供給源は、アルカリ供給層58のみに限定はされない。
例えば、絶縁層56が、前述のポーラス型の陽極酸化膜である場合には、アルカリ供給層58に加え、絶縁層56のポーラスの中にもアルカリ金属を含む化合物を導入して、光吸収層34へのアルカリ金属供給源としてもよい。あるいは、特にアルカリ供給層58を有さず、絶縁層56のポーラスの中のみにアルカリ金属を含む化合物を導入して、光吸収層34へのアルカリ金属供給源としてもよい。
一例として、スパッタリングによってアルカリ供給層58を成膜した場合には、絶縁層56中にはアルカリ金属を含む化合物が存在しない、アルカリ供給層58のみを成膜することができる。また、絶縁層56はポーラス型陽極酸化膜であり、かつ、アルカリ供給層58をゾルゲル反応や珪酸Na水溶液の脱水乾燥によって成膜した場合には、アルカリ供給層58のみならず、絶縁層56のポーラス層中にもアルカリ金属を含む化合物を導入して、絶縁層56およびアルカリ供給層58の両者を、光吸収層34へのアルカリ金属供給源とすることができる。
In the present invention, the alkali metal supply source to the light absorption layer 34 is not limited to the alkali supply layer 58 alone.
For example, when the insulating layer 56 is the above-described porous anodic oxide film, a compound containing an alkali metal is introduced into the porous layer of the insulating layer 56 in addition to the alkali supply layer 58, so that the light absorption layer 34 may be an alkali metal supply source. Alternatively, the alkali supply layer 58 may not be provided, and a compound containing an alkali metal may be introduced only into the porous layer of the insulating layer 56 to serve as an alkali metal supply source to the light absorption layer 34.
As an example, when the alkali supply layer 58 is formed by sputtering, only the alkali supply layer 58 in which no compound containing an alkali metal exists in the insulating layer 56 can be formed. In addition, the insulating layer 56 is a porous anodic oxide film, and when the alkali supply layer 58 is formed by sol-gel reaction or dehydration drying of a sodium silicate aqueous solution, not only the alkali supply layer 58 but also the insulating layer 56 is formed. By introducing a compound containing an alkali metal into the porous layer, both the insulating layer 56 and the alkali supply layer 58 can serve as an alkali metal supply source to the light absorption layer 34.

太陽電池サブモジュール12において、下部電極32は、隣り合う下部電極32と所定の間隙33を設けて配列されて、アルカリ供給層58の上に形成されている。また、各下部電極32の間隙33を埋めつつ、光吸収層34が下部電極32の上に形成されている。この光吸収層34の表面にバッファ層36が形成されている。
光吸収層34とバッファ層36とは、下部電極32の上で、所定の間隙37を設けて配列される。なお、下部電極32の間隙33と、光吸収層34(バッファ層36)との間隙37は、太陽電池セル40の配列方向の異なる位置に形成される。
In the solar cell submodule 12, the lower electrode 32 is formed on the alkali supply layer 58 so as to be arranged with a predetermined gap 33 from the adjacent lower electrode 32. Further, a light absorption layer 34 is formed on the lower electrode 32 while filling the gaps 33 of the lower electrodes 32. A buffer layer 36 is formed on the surface of the light absorption layer 34.
The light absorption layer 34 and the buffer layer 36 are arranged on the lower electrode 32 with a predetermined gap 37. Note that the gap 33 between the lower electrode 32 and the light absorption layer 34 (buffer layer 36) are formed at different positions in the arrangement direction of the solar cells 40.

さらに、光吸収層34(バッファ層36)の間隙37を埋めるように、バッファ層36の表面に上部電極38が形成されている。
上部電極38、バッファ層36および光吸収層34は、所定の間隙39を設けて、配列される。また、この間隔39は、前記下部電極32の間隙と、光吸収層34(バッファ層36)との間隙とは異なる位置に設けられる。
太陽電池サブモジュール12において、各太陽電池セル40は、下部電極32と上部電極38により、基板50の長手方向(矢印L方向)に、電気的に直列に接続されている。
Further, an upper electrode 38 is formed on the surface of the buffer layer 36 so as to fill the gap 37 of the light absorption layer 34 (buffer layer 36).
The upper electrode 38, the buffer layer 36 and the light absorption layer 34 are arranged with a predetermined gap 39. The gap 39 is provided at a position different from the gap between the lower electrode 32 and the gap between the light absorption layer 34 (buffer layer 36).
In the solar battery submodule 12, each solar battery cell 40 is electrically connected in series in the longitudinal direction of the substrate 50 (arrow L direction) by the lower electrode 32 and the upper electrode 38.

下部電極32は、例えば、Mo電極で構成される。光吸収層34は、光電変換機能を有する半導体化合物、例えば、CIGS膜で構成される。さらに、バッファ層36は、例えば、CdSで構成され、上部電極38は、例えば、ZnOで構成される。
なお、太陽電池セル40は、基板50の長手方向Lと直交する幅方向に長く伸びて形成されている。このため、下部電極32等も基板50の幅方向に長く伸びている。
The lower electrode 32 is composed of, for example, a Mo electrode. The light absorption layer 34 is composed of a semiconductor compound having a photoelectric conversion function, for example, a CIGS film. Further, the buffer layer 36 is made of, for example, CdS, and the upper electrode 38 is made of, for example, ZnO.
The solar battery cell 40 is formed to extend long in the width direction orthogonal to the longitudinal direction L of the substrate 50. For this reason, the lower electrode 32 and the like also extend long in the width direction of the substrate 50.

図2に示すように、右端の下部電極32上に第1の導電部材42が接続されている。この第1の導電部材42は、後述する負極からの出力を外部に取り出すためのものである。
第1の導電部材42は、例えば、細長い帯状の部材であり、基板50の幅方向に略直線状に伸びて、右端の下部電極32上に接続されている。また、図2に示すように、第1の導電部材42は、例えば、銅リボン42aがインジウム銅合金の被覆材42bで被覆されたものである。この第1の導電部材42は、例えば、超音波半田により下部電極32に接続される。あるいは第1の導電部材42は、銅箔にIn−Snを溶融メッキし、エンボス構造を有する導電テープであってもよく、この導電テープはローラーによる圧着により下部電極32に貼り合せることにより接続される。
As shown in FIG. 2, a first conductive member 42 is connected on the lower electrode 32 at the right end. The first conductive member 42 is for taking out an output from a negative electrode to be described later.
The first conductive member 42 is, for example, an elongated belt-like member, extends substantially linearly in the width direction of the substrate 50, and is connected to the lower electrode 32 at the right end. As shown in FIG. 2, the first conductive member 42 is, for example, a copper ribbon 42 a covered with a coating material 42 b made of indium copper alloy. The first conductive member 42 is connected to the lower electrode 32 by, for example, ultrasonic soldering. Alternatively, the first conductive member 42 may be a conductive tape having an embossed structure formed by hot-plating In-Sn on a copper foil, and this conductive tape is connected by being bonded to the lower electrode 32 by pressure bonding with a roller. The

他方、左端の下部電極32上には、第2の導電部材44が形成される。
第2の導電部材44は、後述する正極からの出力を外部に取り出すためのもので、第1の導電部材42と同様に細長い帯状の部材であり、基板50の幅方向に略直線状に伸びて、左端の下部電極32に接続されている。
第2の導電部材44は、第1の導電部材42と同様の構成のものであり、例えば、銅リボン44aがインジウム銅合金の被覆材44bで被覆されたものであるが、同様に導電テープにより接続してもよい。
On the other hand, a second conductive member 44 is formed on the lower electrode 32 at the left end.
The second conductive member 44 is for taking out the output from the positive electrode, which will be described later, to the outside. Like the first conductive member 42, the second conductive member 44 is a strip-like member that extends substantially linearly in the width direction of the substrate 50. And connected to the lower electrode 32 at the left end.
The second conductive member 44 has the same configuration as that of the first conductive member 42. For example, the copper ribbon 44a is coated with a coating material 44b of indium copper alloy. You may connect.

なお、本実施形態の太陽電池セル40の光吸収層34は、CIGSで構成されており、公知のCIGS系の太陽電池の製造方法により製造することができる。   In addition, the light absorption layer 34 of the photovoltaic cell 40 of this embodiment is comprised by CIGS, and can be manufactured with the manufacturing method of a well-known CIGS type solar cell.

太陽電池サブモジュール12では、太陽電池セル40に、上部電極38側から光が入射されると、この光が上部電極38およびバッファ層36を通過し、光吸収層34で起電力が発生し、例えば、上部電極38から下部電極32に向かう電流が発生する。なお、図2に示す矢印は、電流の向きを示すものであり、電子の移動方向は、電流の向きとは逆になる。このため、光電変換部48では、図2中、左端の下部電極32が正極(プラス極)になり、右端の下部電極32が負極(マイナス極)になる。   In the solar cell submodule 12, when light enters the solar cell 40 from the upper electrode 38 side, this light passes through the upper electrode 38 and the buffer layer 36, and an electromotive force is generated in the light absorption layer 34. For example, a current from the upper electrode 38 toward the lower electrode 32 is generated. Note that the arrows shown in FIG. 2 indicate the direction of current, and the direction of movement of electrons is opposite to the direction of current. For this reason, in the photoelectric conversion unit 48, the leftmost lower electrode 32 in FIG. 2 is a positive electrode (positive electrode), and the rightmost lower electrode 32 is a negative electrode (negative electrode).

本実施形態において、太陽電池サブモジュール12で発生した電力を、第1の導電部材42と第2の導電部材44から、太陽電池サブモジュール12の外部に取り出すことができる。
なお、本実施形態において、第1の導電部材42が負極であり、第2の導電部材44が正極である。また、第1の導電部材42と第2の導電部材44とは極性が逆であってもよく、太陽電池セル40の構成、太陽電池サブモジュール12構成等に応じて、適宜変わるものである。
また、本実施形態においては、各太陽電池セル40を、下部電極32と上部電極38により基板50の長手方向Lに直列接続されるように形成したが、これに限定されるものではない。例えば、各太陽電池セル40が、下部電極32と上部電極38により幅方向に直列接続されるように、各太陽電池セル40を形成してもよい。
In the present embodiment, the electric power generated in the solar cell submodule 12 can be taken out of the solar cell submodule 12 from the first conductive member 42 and the second conductive member 44.
In the present embodiment, the first conductive member 42 is a negative electrode, and the second conductive member 44 is a positive electrode. Further, the first conductive member 42 and the second conductive member 44 may have opposite polarities, and are appropriately changed depending on the configuration of the solar battery cell 40, the solar battery submodule 12 configuration, and the like.
Moreover, in this embodiment, although each photovoltaic cell 40 was formed so that it might be connected in series with the longitudinal direction L of the board | substrate 50 by the lower electrode 32 and the upper electrode 38, it is not limited to this. For example, each solar battery cell 40 may be formed such that each solar battery cell 40 is connected in series in the width direction by the lower electrode 32 and the upper electrode 38.

太陽電池セル40において、下部電極32および上部電極38は、いずれも光吸収層34で発生した電流を取り出すためのものである。下部電極32および上部電極38は、いずれも導電性材料からなる。光入射側の上部電極38は透光性を有する必要がある。   In the solar cell 40, the lower electrode 32 and the upper electrode 38 are both for taking out the current generated in the light absorption layer 34. Both the lower electrode 32 and the upper electrode 38 are made of a conductive material. The upper electrode 38 on the light incident side needs to have translucency.

下部電極(裏面電極)32は、例えば、Mo、Cr、またはW、およびこれらを組合わせたものにより構成される。この下部電極32は、単層構造でもよいし、2層構造等の積層構造でもよい。下部電極32は、Moで構成することが好ましい。
下部電極32は、厚さが100nm以上であることが好ましく、0.45〜1.0μmであることがより好ましい。
また、下部電極32の形成方法は、特に制限されるものではなく、電子ビーム蒸着法、スパッタリング法等の気相成膜法により形成することができる。
The lower electrode (back electrode) 32 is made of, for example, Mo, Cr, or W, and a combination thereof. The lower electrode 32 may have a single layer structure or a laminated structure such as a two-layer structure. The lower electrode 32 is preferably made of Mo.
The lower electrode 32 preferably has a thickness of 100 nm or more, and more preferably 0.45 to 1.0 μm.
The method for forming the lower electrode 32 is not particularly limited, and can be formed by a vapor phase film forming method such as an electron beam evaporation method or a sputtering method.

上部電極(透明電極)38は、例えば、Al、B、Ga、In、Sb等が添加されたZnO、ITO(インジウム錫酸化物)やSnO、および、これらを組合わせたものにより構成される。この上部電極38は、単層構造でもよいし、2層構造等の積層構造でもよい。また、上部電極38の厚さは、特に制限されるものではなく、0.3〜1μmが好ましい。
また、上部電極38の形成方法は、特に制限されるものではなく、電子ビーム蒸着法、スパッタリング法等の気相成膜法または塗布法により形成することができる。
The upper electrode (transparent electrode) 38 is composed of, for example, ZnO to which Al, B, Ga, In, Sb or the like is added, ITO (indium tin oxide), SnO 2 , or a combination thereof. . The upper electrode 38 may have a single layer structure or a laminated structure such as a two-layer structure. Further, the thickness of the upper electrode 38 is not particularly limited, and is preferably 0.3 to 1 μm.
The formation method of the upper electrode 38 is not particularly limited, and can be formed by a vapor deposition method such as an electron beam evaporation method or a sputtering method, or a coating method.

バッファ層36は、上部電極38の形成時の光吸収層34を保護すること、上部電極38に入射した光を光吸収層34まで透過させるために形成されている。
このバッファ層36は、例えば、CdS、ZnS、ZnO、ZnMgO、またはZnS(O、OH)およびこれらの組合わせたものにより構成される。
バッファ層36は、厚さが、0.03〜0.1μmが好ましい。また、このバッファ層36は、例えば、CBD(ケミカルバス)法により形成される。
The buffer layer 36 is formed to protect the light absorption layer 34 when the upper electrode 38 is formed and to transmit light incident on the upper electrode 38 to the light absorption layer 34.
The buffer layer 36 is made of, for example, CdS, ZnS, ZnO, ZnMgO, ZnS (O, OH), or a combination thereof.
The buffer layer 36 preferably has a thickness of 0.03 to 0.1 μm. The buffer layer 36 is formed by, for example, a CBD (chemical bath) method.

光吸収層34は、上部電極38およびバッファ層36を通過して到達した光を吸収して電流が発生する層であり、光電変換機能を有する。光吸収層34は、CIGS膜で構成されており、CIGS膜はカルコパイライト結晶構造を有する半導体からなる。CIGS膜の組成は、例えば、Cu(In1-xGax)Se2(CIGS)である。 The light absorption layer 34 is a layer that absorbs light that has passed through the upper electrode 38 and the buffer layer 36 and generates a current, and has a photoelectric conversion function. The light absorption layer 34 is composed of a CIGS film, and the CIGS film is made of a semiconductor having a chalcopyrite crystal structure. The composition of the CIGS film is, for example, Cu (In 1-x Ga x ) Se 2 (CIGS).

CIGS膜の形成方法としては、1)多源蒸着法、2)セレン化法、3)スパッタ法、4)ハイブリッドスパッタ法、および5)メカノケミカルプロセス法等が知られている。
その他のCIGSの成膜法としては、スクリーン印刷法、近接昇華法、MOCVD法、及びスプレー法(ウェット成膜法)などが挙げられる。例えば、スクリーン印刷法(ウェット成膜法)またはスプレー法(ウェット成膜法)等で、Ib族元素、IIIb族元素、及びVIb族元素を含む微粒子膜を基板上に形成し、熱分解処理(この際、VIb族元素雰囲気での熱分解処理でもよい)を実施するなどにより、所望の組成の結晶を得ることができる(特開平9−74065号公報、特開平9−74213号公報等)。
このような成膜方法は、基板上でCIGSを形成する際にいずれも500℃以上であれば、良好な光電変換効率を示すが、ロールツーロール方式での製造を考慮すると、プロセス時間が短い多源蒸着法が好ましい。とりわけ、バイレイヤー法が好適である。
As a CIGS film forming method, 1) a multi-source deposition method, 2) a selenization method, 3) a sputtering method, 4) a hybrid sputtering method, and 5) a mechanochemical process method are known.
Other CIGS film formation methods include screen printing, proximity sublimation, MOCVD, and spray (wet film formation). For example, a fine particle film containing a group Ib element, a group IIIb element, and a group VIb element is formed on a substrate by a screen printing method (wet film forming method) or a spray method (wet film forming method), and then pyrolyzed ( At this time, a crystal having a desired composition can be obtained by performing a thermal decomposition treatment in a VIb group element atmosphere (JP-A-9-74065, JP-A-9-74213, etc.).
Such a film forming method shows good photoelectric conversion efficiency if CIGS is formed on the substrate as long as the temperature is 500 ° C. or higher, but the process time is short in consideration of manufacturing in a roll-to-roll method. Multisource deposition is preferred. In particular, the bilayer method is suitable.

前述のように、本発明の太陽電池サブモジュール12は、前述の基板50の上に、太陽電池セル40を直列接合して作製して、製造するが、その製造方法は、公知の各種の太陽電池と同様に行えばよい。
以下、図2に示す太陽電池サブモジュール12の製造方法の一例を説明する。
As described above, the solar cell sub-module 12 of the present invention is manufactured by manufacturing the solar cells 40 in series on the substrate 50 described above. What is necessary is just to perform like a battery.
Hereinafter, an example of the manufacturing method of the solar cell submodule 12 shown in FIG. 2 will be described.

まず、上述のようにして形成された基板50を用意する。次に、基板50の絶縁層56の表面に、例えば、ソーダ石灰ガラスをターゲットとして用いるスパッタリングや、SiおよびNaを含むアルコキシドからを用いたゾルゲル法によって、アルカリ供給層58を成膜する。
次に、アルカリ供給層58の表面に下部電極32となるMo膜を、例えば、成膜装置を用いて、スパッタ法により形成する。
次に、例えばレーザースクライブ法を用いて、Mo膜の所定位置をスクライブして、基板50の幅方向に伸びた間隙33を形成する。これにより、間隙33により互いに分離された下部電極32が形成される。
First, the substrate 50 formed as described above is prepared. Next, the alkali supply layer 58 is formed on the surface of the insulating layer 56 of the substrate 50 by, for example, sputtering using soda lime glass as a target or a sol-gel method using an alkoxide containing Si and Na.
Next, a Mo film to be the lower electrode 32 is formed on the surface of the alkali supply layer 58 by sputtering using, for example, a film forming apparatus.
Next, using a laser scribing method, for example, a predetermined position of the Mo film is scribed to form a gap 33 extending in the width direction of the substrate 50. Thereby, the lower electrodes 32 separated from each other by the gap 33 are formed.

次に、下部電極32を覆い、かつ間隙33を埋めるように、光吸収層34(p型半導体層)として、CIGS膜を形成する。このCIGS膜は、前述の何れか成膜方法により、形成される。
次に、光吸収層34(CIGS膜)上にバッファ層36となるCdS層(n型半導体層)を、例えば、CBD(ケミカルバス)法により形成する。これにより、pn接合半導体層が構成される。
次に、間隙33とは太陽電池セル40の配列方向に異なる所定位置を、例えばレーザースクライブ法を用いてスクライブして、基板50の幅方向に伸びた、下部電極32にまで達する間隙37を形成する。
Next, a CIGS film is formed as a light absorption layer 34 (p-type semiconductor layer) so as to cover the lower electrode 32 and fill the gap 33. This CIGS film is formed by any of the film forming methods described above.
Next, a CdS layer (n-type semiconductor layer) to be the buffer layer 36 is formed on the light absorption layer 34 (CIGS film) by, for example, a CBD (chemical bath) method. Thereby, a pn junction semiconductor layer is formed.
Next, a gap 37 extending in the width direction of the substrate 50 and reaching the lower electrode 32 is formed by scribing a predetermined position different from the gap 33 in the arrangement direction of the solar cells 40 using, for example, a laser scribing method. To do.

次に、バッファ層36上に、間隙37を埋めるように、上部電極38となる、例えば、ITO層、Al、B、Ga、Sb等が添加されたZnO層を、スパッタ法や塗布法により形成する。
次に、間隙33および37とは、太陽電池セル40の配列方向に異なる所定位置を、例えばレーザースクライブ法を用いてスクライブして、基板50の幅方向に伸びた、下部電極32にまで達する間隙39を形成する。これにより、太陽電池セル40が形成される。
Next, on the buffer layer 36, for example, an ITO layer, a ZnO layer to which Al, B, Ga, Sb, or the like is added is formed by sputtering or coating so as to fill the gap 37. To do.
Next, the gaps 33 and 37 are gaps reaching a lower electrode 32 extending in the width direction of the substrate 50 by scribing a predetermined position different in the arrangement direction of the solar cells 40 using, for example, a laser scribing method. 39 is formed. Thereby, the photovoltaic cell 40 is formed.

次に、基板50の長手方向Lにおける左右側の端の下部電極32上に形成された各太陽電池セル40を、例えば、レーザースクライブまたはメカニカルスクラブにより取り除いて、下部電極32を表出させる。次に、右側の端の下部電極32上に第1の導電部材42を、左側の端の下部電極32上に第2の導電部材44を、例えば、導電性テープを用いて接続する。
これにより、図2に示すように、複数の太陽電池セル40が電気的に直列に接続された太陽電池サブモジュール12を製造することができる。
Next, the solar cells 40 formed on the lower electrodes 32 at the left and right ends in the longitudinal direction L of the substrate 50 are removed by, for example, laser scribing or mechanical scrub, and the lower electrodes 32 are exposed. Next, the first conductive member 42 is connected to the lower electrode 32 at the right end, and the second conductive member 44 is connected to the lower electrode 32 at the left end using, for example, a conductive tape.
Thereby, as shown in FIG. 2, the solar cell submodule 12 in which the plurality of solar cells 40 are electrically connected in series can be manufactured.

図1(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10においては、白板強化ガラス並み、またはそれ以上の耐風圧性、耐降雹性等の機械的強度、衝撃強度とすることができる。しかも、同じ厚さであれば、密度がガラスの2.5g/cmに対して、プラスチックシートは1.1〜1.2g/cmなので質量を50%以下にできる。
一般的には、白板強化ガラスは厚さが3.2mmであるが、さらに、表面保護層の厚さを1〜2mmと薄くすることにより、単位面積当たりの質量を1.2〜2.4kg/mにできる。この場合、白板強化ガラスの16〜32%まで軽量化が可能となる。
In the solar cell module 10 of the present embodiment shown in FIG. 1 (b), the mechanical strength such as wind pressure resistance and sag resistance, and impact strength can be set to be equal to or higher than those of white sheet tempered glass. And if it is the same thickness, since a density is 2.5-g / cm < 3 > of glass and a plastic sheet is 1.1-1.2 g / cm < 3 >, mass can be made 50% or less.
In general, the white tempered glass has a thickness of 3.2 mm, but further, by reducing the thickness of the surface protective layer to 1 to 2 mm, the mass per unit area is 1.2 to 2.4 kg. / M 2 . In this case, the weight can be reduced to 16 to 32% of the white plate tempered glass.

ここで、太陽電池モジュール10のように、表面保護層にプラスチックシートを用いる場合、線膨張係数が大きいこと、プラスチックシートと接着充填層間の接着性が非常に悪い。このため、温度上昇と共に太陽電池モジュールが反ったり、太陽電池の構成層間で剥離する等の大きな問題を抱えている。そこで、構成材の選択、接着性の改善が必須である。本実施形態の太陽電池モジュールによれば、これらの対策として、表面保護層にとなるポリカーボネートシートに予めの熱処理を行い、それに引き続きコロナ処理、チタネートカップリング剤からなるプライマー塗布および乾燥を行い、第1の接着充填層24に熱可塑性オレフィン系重合体樹脂を用いることにより、接着性を改善し、反り、剥離等を抑制しつつ太陽電池モジュールを製造することができる。   Here, when a plastic sheet is used for the surface protective layer as in the solar cell module 10, the linear expansion coefficient is large and the adhesion between the plastic sheet and the adhesive filling layer is very poor. For this reason, the solar cell module has major problems such as warping as the temperature rises or peeling between constituent layers of the solar cell. Therefore, it is essential to select constituent materials and improve adhesion. According to the solar cell module of the present embodiment, as a countermeasure for this, a heat treatment is performed in advance on the polycarbonate sheet to be the surface protective layer, followed by corona treatment, primer application of a titanate coupling agent and drying, By using a thermoplastic olefin polymer resin for one adhesive filling layer 24, it is possible to manufacture a solar cell module while improving adhesion and suppressing warpage, peeling and the like.

水分または水蒸気が太陽電池モジュールの表面あるいは端面(周縁部)から拡散してきて性能劣化、配線腐食等の不良を発生させることがあるが、表面側に水蒸気バリアフィルム22を設け、端面(周縁部)に中間シール材18を設けることにより、水分または水蒸気による性能劣化、配線腐食等の不良を、より確実に抑制することができる。仮に、水分が進入しても、太陽電池セル等の透明電極に達することを防止することができる。
特に、水蒸気バリアフィルム22は、有機層および無機層が形成された面を向けて太陽電池サブモジュール側に配置することにより、基材を通じた水分拡散も防止することができる。
このように本発明によれば、太陽電池モジュールへの水分の浸入を防止でき、長期間にわたって、安定した性能を発揮し、安定して用いることができる太陽電池モジュールを実現できる。
Moisture or water vapor may diffuse from the surface or end face (peripheral part) of the solar cell module and cause defects such as performance degradation and wiring corrosion. However, a water vapor barrier film 22 is provided on the front side and the end face (peripheral part). By providing the intermediate seal material 18 on the surface, it is possible to more reliably suppress defects such as performance deterioration and wiring corrosion due to moisture or water vapor. Even if moisture enters, it is possible to prevent reaching a transparent electrode such as a solar battery cell.
In particular, the water vapor barrier film 22 can prevent moisture diffusion through the base material by disposing it on the solar cell submodule side with the surface on which the organic layer and the inorganic layer are formed.
As described above, according to the present invention, it is possible to realize a solar cell module that can prevent moisture from entering the solar cell module, exhibit stable performance over a long period of time, and can be used stably.

太陽電池サブモジュール12としてガラス基板でなく、ロールツーロール製造方式で製造可能な金属シートの表面にアルミニウムの陽極酸化皮膜が形成された基板を用いて、光吸収層としてCIGS膜を形成することにより、軽量、かつ低コストの太陽電池モジュールを得ることができる。
なお、本実施形態の太陽電池モジュール10の製造方法によれば、上述の優れた特性を有する太陽電池モジュール10を好適に製造することができる。
By forming a CIGS film as a light-absorbing layer using a substrate in which an anodized film of aluminum is formed on the surface of a metal sheet that can be manufactured by a roll-to-roll manufacturing method, instead of a glass substrate as the solar cell submodule 12 A light-weight and low-cost solar cell module can be obtained.
In addition, according to the manufacturing method of the solar cell module 10 of this embodiment, the solar cell module 10 which has the above-mentioned outstanding characteristic can be manufactured suitably.

ここで、従来の太陽電池モジュールの模式的断面図を図5および図6に示す。図5に示す従来の太陽電池モジュール100aは、太陽電池サブモジュール110が接着充填層102によって包囲されており、この接着充填層102の上面に表面保護層104が設けられている。また、この接着充填層102の下面に裏面保護層106が設けられている。
また、図6の従来の太陽電池モジュール100bは、図5に示す太陽電池モジュール100aに比して、側端面108にシール材112が設けられている点が異なり、それ以外の構成は太陽電池モジュール100aと同じである。
Here, the typical sectional view of the conventional solar cell module is shown in FIG. 5 and FIG. In a conventional solar cell module 100 a shown in FIG. 5, a solar cell submodule 110 is surrounded by an adhesive filling layer 102, and a surface protective layer 104 is provided on the upper surface of the adhesive filling layer 102. Further, a back surface protective layer 106 is provided on the lower surface of the adhesive filling layer 102.
Further, the conventional solar cell module 100b of FIG. 6 differs from the solar cell module 100a shown in FIG. 5 in that a sealing material 112 is provided on the side end face 108, and the other configuration is a solar cell module. The same as 100a.

一般に太陽電池サブモジュールの表面は、ITO膜、ZnO(Al)膜、ZnO(B)膜等の透明導電膜で形成されている。これらの透明導電膜はその材質上、非常に水分に弱い。図5に示す構成の太陽電池モジュール100aの場合、太陽電池サブモジュール110を包囲している接着充填層102の側端面108は外部に晒されており、この側端面108から水分が浸入して太陽電池サブモジュール110の表面に到達し、透明導電膜の抵抗を上昇させたり、透明導電膜下の接合部に達してリーク電流を発生させたりして、太陽電池モジュールの特性を劣化させるという問題を引き起こす。   In general, the surface of the solar cell submodule is formed of a transparent conductive film such as an ITO film, a ZnO (Al) film, or a ZnO (B) film. These transparent conductive films are very sensitive to moisture due to their materials. In the case of the solar cell module 100a having the configuration shown in FIG. 5, the side end face 108 of the adhesive filling layer 102 surrounding the solar cell submodule 110 is exposed to the outside, and moisture enters the side end face 108 to It reaches the surface of the battery submodule 110 and raises the resistance of the transparent conductive film, or reaches the junction under the transparent conductive film to generate a leakage current, thereby deteriorating the characteristics of the solar cell module. cause.

これに対して,図6に示す構成の太陽電池モジュール100bの場合には、接着充填層102の側端面108がシール材112によって覆われているため、一見すると側端面108からの水分浸入を阻止できるように見える。しかし、高温、高湿の環境下において接着充填層102、表面保護層104、裏面保護層106等の熱膨張および熱収縮の差異によって、太陽電池モジュール100bの外周が屈曲し、シール材112の周縁部が剥離したり、または一部空洞が発生して水分がそこから内部に浸入したりするため、結果として太陽電池モジュール100bの側端面108からの水分侵入を阻止することはできない。   On the other hand, in the case of the solar cell module 100b having the configuration shown in FIG. 6, since the side end face 108 of the adhesive filling layer 102 is covered with the sealing material 112, at first glance, moisture intrusion from the side end face 108 is prevented. Looks like you can. However, the outer periphery of the solar cell module 100b bends due to the difference in thermal expansion and contraction of the adhesive filling layer 102, the surface protective layer 104, the back surface protective layer 106, etc. in a high temperature and high humidity environment, and the peripheral edge of the sealing material 112 As a result, the intrusion of moisture from the side end face 108 of the solar cell module 100b cannot be prevented.

これに対して、図1(b)に示す太陽電池モジュール10は、中間シール材18をバックシート16の周縁より内側に配置することによって、中間シール材18は水蒸気バリアフィルム22とバックシート16が接合した太陽電池モジュール10の内部に位置するために外部に晒されることがなく、熱膨張および熱収縮の差異によって中間シール材18が屈曲したり、剥離したりといった問題を生じることがない。また、中間シール材18は少なくとも太陽電池サブモジュール12の裏面12bから水蒸気バリアフィルム22まで設けられ、中間シール材18が水蒸気バリアフィルム22に当接して接着充填材20をシールするので、接着充填材20側面からの水分浸入を阻止することが可能となり、少なくとも太陽電池サブモジュール12の表面12a側(上側)からの水分浸入を抑制することができる。また、水分と接着充填材20を構成する接着剤の反応によって生成する腐食物質,例えば、酢酸の生成を軽減することができ、長期間にわたって安定した性能を発揮することができる太陽電池モジュール10とすることができる。   On the other hand, in the solar cell module 10 shown in FIG. 1B, the intermediate seal material 18 is arranged on the inner side of the periphery of the back sheet 16, so that the water vapor barrier film 22 and the back sheet 16 have Since it is located inside the solar cell module 10 joined, it is not exposed to the outside, and the intermediate sealing material 18 is not bent or peeled off due to the difference between thermal expansion and thermal contraction. The intermediate sealing material 18 is provided at least from the back surface 12b of the solar cell submodule 12 to the water vapor barrier film 22, and the intermediate sealing material 18 contacts the water vapor barrier film 22 and seals the adhesive filling material 20. It becomes possible to prevent moisture from entering from the 20 side surfaces, and at least moisture entry from the surface 12a side (upper side) of the solar cell submodule 12 can be suppressed. In addition, the solar cell module 10 can reduce the generation of corrosive substances generated by the reaction of moisture and the adhesive constituting the adhesive filler 20, for example, acetic acid, and can exhibit stable performance over a long period of time. can do.

なお、図1(b)に示す太陽電池モジュール10において、中間シール材18は太陽電池サブモジュール12の裏面12bから水蒸気バリアフィルム22まで設けられている構成としたが、中間シール材18をバックシート16にも当接させて第2の接着剤層14を分離するように構成してもよい。このような構成とすれば、中間シール材18によって、第2の接着剤層14からの水分侵入も抑制することが可能となり、水分と第2の接着剤層14の反応によって生成する腐食物質をより効果的に軽減することが可能となり、太陽電池サブモジュール12の透明電極の変質による抵抗向上による太陽電池サブモジュール12の変換効率低下を抑制して、長期間にわたって安定した性能を発揮することができる太陽電池モジュール10とすることができる。   In the solar cell module 10 shown in FIG. 1B, the intermediate sealing material 18 is provided from the back surface 12b of the solar cell submodule 12 to the water vapor barrier film 22, but the intermediate sealing material 18 is used as a back sheet. 16, the second adhesive layer 14 may be separated by contacting it. With such a configuration, the intermediate sealing material 18 can also suppress moisture intrusion from the second adhesive layer 14, and corrosive substances generated by the reaction between the moisture and the second adhesive layer 14 can be prevented. It becomes possible to reduce more effectively, and it is possible to suppress a decrease in conversion efficiency of the solar cell submodule 12 due to an improvement in resistance due to alteration of the transparent electrode of the solar cell submodule 12 and to exhibit stable performance over a long period of time. The solar cell module 10 can be made.

次に、第2の実施形態について説明する。
図3(a)は、本発明の第2の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第2の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。
なお、本実施形態において、図1(a)、(b)に示す第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同一構成物には同一符号を付して、その詳細な説明は省略する。
Next, a second embodiment will be described.
Fig.3 (a) is typical sectional drawing which shows the arrangement | positioning state of each member before the vacuum lamination of the solar cell module of the 2nd Embodiment of this invention, (b) is 2nd implementation of this invention. It is typical sectional drawing which shows the solar cell module of a form.
In addition, in this embodiment, the same code | symbol is attached | subjected to the same structure as the solar cell module 10 of 1st Embodiment shown to Fig.1 (a), (b), and the detailed description is abbreviate | omitted.

図3(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10aは、第1の実施形態の太陽電池モジュール10(図1(b)参照)に比して、接着充填材20と第2の接着充填層14とで太陽電池サブモジュール12を封止する構造、および中間シール材18が設けられておらず、バックシート16と表面保護層26との間に周囲を囲む周縁シール材19が設けられている構造が異なり、それ以外の構成は、第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同様の構成であるため、その詳細な説明は省略する。   The solar cell module 10a of the present embodiment shown in FIG. 3B is compared with the solar cell module 10 of the first embodiment (see FIG. 1B) and the adhesive filler 20 and the second adhesive filling. The structure for sealing the solar cell submodule 12 with the layer 14 and the intermediate seal material 18 are not provided, and the peripheral seal material 19 is provided between the back sheet 16 and the surface protective layer 26 to surround the periphery. The other structures are different, and the other configurations are the same as those of the solar cell module 10 of the first embodiment, and thus detailed description thereof is omitted.

図3(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10aにおいて、周縁シール材19は、第1の実施形態の中間シール材18と同様に太陽電池モジュール10aの機械的耐性を上げること、および太陽電池モジュール10aの周縁からの水分拡散耐性および耐湿性を上げるためのものである。この周縁シール材19は、中間シール材18と同じものを用いることができ、例えば、熱可塑性を示すブチルゴム、ポリイソプレン、イソプレン、ポリオレフィンが用いられる。   In the solar cell module 10a of the present embodiment shown in FIG. 3B, the peripheral sealing material 19 increases the mechanical resistance of the solar cell module 10a as well as the intermediate sealing material 18 of the first embodiment. This is to increase moisture diffusion resistance and moisture resistance from the periphery of the battery module 10a. The peripheral sealing material 19 can be the same as the intermediate sealing material 18, and for example, butyl rubber, polyisoprene, isoprene or polyolefin showing thermoplasticity is used.

本実施形態の太陽電池モジュール10aは、以下のようにして作製することができる。
まず、図3(a)に示すように、太陽電池サブモジュール12の裏面12b側に、第2の接着充填層14、バックシート16を積層して配置する。次に、太陽電池サブモジュール12の表面12a側に、第1の実施形態と同様に、接着充填材20、水蒸気バリアフィルム22、第1の接着充填層24および表面保護層26を配置する。
さらに、バックシート16と表面保護層26との間に、第2の接着充填層14、バックシート16、接着充填材20、水蒸気バリアフィルム22および第1の接着充填層24の周囲を囲むように、周縁シール材19を配置する。これにより、図3(a)に示すように各部材が積層して配置された状態になる。
その後、各部材が積層して配置された状態で、例えば、昇降手段、緩衝板、および加熱手段を有する真空ラミネーターを用いて、例えば、温度120〜145℃で、真空/プレス/保持のトータル15〜30分の条件で真空ラミネートする。これにより、図3(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10aが作製される。
なお、太陽電池モジュール10aの作製に際し、周縁シール材19を表面保護層26の裏面26bに貼り付けておき、太陽電池モジュール10の各部材を積層した後、仮止めし、真空ラミネートしてもよい。
The solar cell module 10a of this embodiment can be produced as follows.
First, as shown in FIG. 3A, the second adhesive filling layer 14 and the back sheet 16 are laminated and disposed on the back surface 12 b side of the solar cell submodule 12. Next, as in the first embodiment, the adhesive filler 20, the water vapor barrier film 22, the first adhesive filler layer 24, and the surface protective layer 26 are disposed on the surface 12a side of the solar cell submodule 12.
Further, the second adhesive filling layer 14, the back sheet 16, the adhesive filler 20, the water vapor barrier film 22, and the first adhesive filling layer 24 are surrounded between the back sheet 16 and the surface protective layer 26. The peripheral seal material 19 is disposed. Thereby, as shown to Fig.3 (a), it will be in the state by which each member was laminated | stacked and arrange | positioned.
Thereafter, in a state where the respective members are stacked and arranged, for example, using a vacuum laminator having an elevating means, a buffer plate, and a heating means, for example, at a temperature of 120 to 145 ° C., a total of 15 vacuum / press / holds. Vacuum laminate for ~ 30 minutes. Thereby, the solar cell module 10a of this embodiment shown in FIG.3 (b) is produced.
In manufacturing the solar cell module 10a, the peripheral sealing material 19 may be attached to the back surface 26b of the surface protective layer 26, and each member of the solar cell module 10 may be laminated, temporarily fixed, and vacuum laminated. .

なお、本実施形態においても、太陽電池モジュール10aを作製する際、第1の実施形態と同様に、表面保護層26の表面26a上に、上述のフッ素系透明樹脂フィルムを積層して配置し、この状態で真空ラミネートをして、太陽電電池モジュールを作製することもできる。
本実施形態の太陽電池モジュール10aにおいては、周縁シール材19を設けており、第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同様の効果を得ることができる。
In addition, also in this embodiment, when producing the solar cell module 10a, similarly to the first embodiment, on the surface 26a of the surface protective layer 26, the above-described fluorine-based transparent resin film is laminated and disposed. In this state, the solar cell module can be manufactured by vacuum lamination.
In the solar cell module 10a of this embodiment, the periphery sealing material 19 is provided, and the same effect as the solar cell module 10 of 1st Embodiment can be acquired.

次に、第3の実施形態について説明する。
図4(a)は、本発明の第3の実施形態の太陽電池モジュールの真空ラミネート前の各部材の配置状態を示す模式的断面図であり、(b)は、本発明の第3の実施形態の太陽電池モジュールを示す模式的断面図である。
なお、本実施形態において、図1(a)、(b)に示す第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同一構成物には同一符号を付して、その詳細な説明は省略する。
Next, a third embodiment will be described.
FIG. 4A is a schematic cross-sectional view showing the arrangement state of each member before vacuum lamination of the solar cell module of the third embodiment of the present invention, and FIG. 4B is the third embodiment of the present invention. It is typical sectional drawing which shows the solar cell module of a form.
In addition, in this embodiment, the same code | symbol is attached | subjected to the same structure as the solar cell module 10 of 1st Embodiment shown to Fig.1 (a), (b), and the detailed description is abbreviate | omitted.

図4(b)に示すように、本実施形態の太陽電池モジュール10bは、第1の実施形態の太陽電池モジュール10(図1(a)および(b)参照)に比して、接着充填材20と第2の接着充填層14とにより太陽電池サブモジュール12が封止されており、中間シール材18が設けられていない点、太陽電池サブモジュール12、第2の接着充填層14、バックシート16、水蒸気バリアフィルム22、第1の接着充填層24および表面保護層26からなる太陽電池積層体30の周縁部βに枠部材60が設けられている点が異なり、それ以外の構成は、第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同様の構成であるため、その詳細な説明は省略する。   As shown in FIG.4 (b), the solar cell module 10b of this embodiment is an adhesive filler compared with the solar cell module 10 (refer Fig.1 (a) and (b)) of 1st Embodiment. 20 and the second adhesive filling layer 14 are sealed with the solar cell submodule 12 and the intermediate sealing material 18 is not provided. The solar cell submodule 12, the second adhesive filling layer 14, and the back sheet 16, the frame member 60 is provided at the peripheral edge β of the solar cell laminate 30 including the water vapor barrier film 22, the first adhesive filling layer 24, and the surface protective layer 26. Since it is the structure similar to the solar cell module 10 of 1 embodiment, the detailed description is abbreviate | omitted.

本実施形態の太陽電池モジュール10bにおいて、枠部材60は、太陽電池モジュール10aの機械耐性を向上させるとともに、第1の実施形態の中間シール材18と同様に周縁部βからの水分拡散耐性および耐湿性を向上させるためのものである。枠部材60は、外縁シール材62および外枠材64とからなり、内側に外縁シール材62が設けられ、外側に外枠材64が設けられる。   In the solar cell module 10b of the present embodiment, the frame member 60 improves the mechanical resistance of the solar cell module 10a, and in addition to the moisture diffusion resistance and moisture resistance from the peripheral edge β as in the intermediate sealing material 18 of the first embodiment. It is for improving the property. The frame member 60 includes an outer edge sealing material 62 and an outer frame material 64, the outer edge sealing material 62 is provided on the inner side, and the outer frame material 64 is provided on the outer side.

外縁シール材62は、例えば、熱可塑性を示すブチルゴム、ポリイソプレン、イソプレン、ポリオレフィンが用いられる。
外枠材64は、箔状のもので構成しても、フレーム状のもので構成してもよい。外枠材64は、例えば、アルミニウム、アルミニウム合金、銅、銅合金を用いて形成することができる。また、外枠材64として、例えば、金属箔を用いた場合、アルミニウム、アルミニウム合金、銅、銅合金を用いることができる。金属箔の厚さは、例えば、50〜300μmである。金属箔は、粘着材が予め設けられたものであってもよい。
For the outer edge sealing material 62, for example, butyl rubber, polyisoprene, isoprene, or polyolefin exhibiting thermoplasticity is used.
The outer frame member 64 may be formed of a foil shape or a frame shape. The outer frame material 64 can be formed using, for example, aluminum, an aluminum alloy, copper, or a copper alloy. For example, when a metal foil is used as the outer frame member 64, aluminum, an aluminum alloy, copper, or a copper alloy can be used. The thickness of the metal foil is, for example, 50 to 300 μm. The metal foil may be provided with an adhesive material in advance.

なお、外枠材64には、太陽電池モジュール10bの美観、意匠性の観点から金属箔に黒色PETフィルムが接着された金属箔テープを用いてもよい。
更に耐湿性が求められる場合、例えば、外縁シール材62にブチルゴムが用いられ、外枠材64にL字状のアルミフレームが用いられる。
本実施形態の太陽電池モジュール10bにおいても、第1の実施形態と同様に、表面保護層26の表面26aに上述のフッ素系透明樹脂フィルムを設けることができる。
The outer frame member 64 may be a metal foil tape in which a black PET film is bonded to a metal foil from the viewpoint of the aesthetics and design of the solar cell module 10b.
When further moisture resistance is required, for example, butyl rubber is used for the outer edge sealing material 62, and an L-shaped aluminum frame is used for the outer frame material 64.
Also in the solar cell module 10b of this embodiment, the above-mentioned fluorine-based transparent resin film can be provided on the surface 26a of the surface protective layer 26 as in the first embodiment.

本実施形態の太陽電池モジュール10aは、以下のようにして作製することができる。まず、太陽電池サブモジュール12の裏面12b側に、第1の実施形態と同様に、第2の接着充填層14、バックシート16を積層して配置する。次に、太陽電池サブモジュール12の表面12a側に、第1の実施形態と同様に、接着充填材20、水蒸気バリアフィルム22、第1の接着充填層24および表面保護層26を積層して配置する。これにより、図4(a)に示すように各部材が積層して配置された状態になる。その後、各部材が積層して配置された状態で、第1の実施形態と同様に、例えば、温度120〜145℃で、真空/プレス/保持のトータル15〜30分の条件で真空ラミネートする。これにより、太陽電池積層体30が形成される。
その後、太陽電池積層体30の周縁部βならびに表面保護層26表面の一部およびバックシート16の表面の一部を覆うように、枠部材60の外縁シール材62を設ける。その後、外縁シール材62上に外枠材64を接着する。これにより、図4(b)に示す本実施形態の太陽電池モジュール10bが作製される。
The solar cell module 10a of this embodiment can be produced as follows. First, the second adhesive filling layer 14 and the back sheet 16 are laminated and disposed on the back surface 12b side of the solar cell submodule 12 as in the first embodiment. Next, as in the first embodiment, the adhesive filler 20, the water vapor barrier film 22, the first adhesive filler layer 24, and the surface protective layer 26 are laminated and disposed on the surface 12a side of the solar cell submodule 12. To do. Thereby, as shown to Fig.4 (a), it will be in the state by which each member was laminated | stacked and arrange | positioned. Thereafter, in a state where the respective members are stacked and arranged, similarly to the first embodiment, for example, vacuum lamination is performed at a temperature of 120 to 145 ° C. under conditions of vacuum / press / hold for a total of 15 to 30 minutes. Thereby, the solar cell laminated body 30 is formed.
Thereafter, the outer edge sealing material 62 of the frame member 60 is provided so as to cover the peripheral edge β of the solar cell stack 30, a part of the surface protective layer 26 surface, and a part of the surface of the backsheet 16. Thereafter, the outer frame material 64 is bonded onto the outer edge sealing material 62. Thereby, the solar cell module 10b of this embodiment shown in FIG.4 (b) is produced.

なお、本実施形態においても、太陽電池モジュール10bを作製する際、第1の実施形態と同様に、表面保護層26の表面26a上に、上述のフッ素系透明樹脂フィルムを積層して配置し、この状態で真空ラミネートをして、太陽電電池モジュールを作製することもできる。
本実施形態の太陽電池モジュール10bにおいては、枠部材60を設けることにより、第1の実施形態の太陽電池モジュール10と同様の効果を得ることができる。さらに、機械的耐性、ならびに水分拡散耐性および耐湿性をより向上させることができる。
In the present embodiment, when the solar cell module 10b is manufactured, the above-described fluorine-based transparent resin film is laminated on the surface 26a of the surface protective layer 26, as in the first embodiment, In this state, the solar cell module can be manufactured by vacuum lamination.
In the solar cell module 10b of the present embodiment, by providing the frame member 60, the same effect as that of the solar cell module 10 of the first embodiment can be obtained. Furthermore, mechanical resistance, moisture diffusion resistance and moisture resistance can be further improved.

本発明は、基本的に以上のように構成されるものである。以上、本発明の太陽電池モジュールの製造方法について詳細に説明したが、本発明は上記実施形態に限定されず、本発明の主旨を逸脱しない範囲において、種々の改良または変更をしてもよいのはもちろんである。さらに、機械的耐性、ならびに水分拡散耐性および耐湿性をより向上させることができる。   The present invention is basically configured as described above. As mentioned above, although the manufacturing method of the solar cell module of this invention was demonstrated in detail, this invention is not limited to the said embodiment, You may make various improvement or change in the range which does not deviate from the main point of this invention. Of course. Furthermore, mechanical resistance, moisture diffusion resistance and moisture resistance can be further improved.

以下、本発明の太陽電池モジュールについて、より具体的に説明する。
本実施例においては、太陽電池モジュール構造の接着性の検討のため、表面保護層(ポリカーボネート)/接着充填層/裏面保護層(ポリカーボネート)の構造を有する実験例1〜4の試験構造体を作製した。そして、実験例1〜4の試験構造体について、表面保護層を構成するポリカーボネートの表面処理条件を変えて作製し、85℃、85%RH 500HRダンプヒートテストを行った後、接着テストを行った。
Hereinafter, the solar cell module of the present invention will be described more specifically.
In this example, in order to examine the adhesiveness of the solar cell module structure, test structures of Experimental Examples 1 to 4 having a structure of a surface protective layer (polycarbonate) / adhesive filling layer / back surface protective layer (polycarbonate) were prepared. did. And about the test structure of Experimental example 1-4, it changed and produced the surface treatment conditions of the polycarbonate which comprises a surface protective layer, and after performing 85 degreeC and 85% RH 500HR dump heat test, the adhesion test was done. .

実験例1〜4の試験構造体において、表面保護層および裏面保護層には、ポリカーボネートを用いた。このポリカーボネートには、厚さが1mmのユーピロンNF−2000(三井ガス化学社製)を用いた。なお、実験例1〜4の試験構造体のサイズは、幅が15mm、長さが150mmである。
接着充填層については、オレフィン(下記表1で「オレフィン」と表記)として熱可塑性オレフィン系重合体樹脂封止材Z68(DNP社製)を用い、EVA(下記表1で「EVA」と表記)として三井化学ファブロ株式会社製ソーラーエバ(EVA)を用いた。
プライマーとしては、東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤である1200 OS((下記表1で「プライマーA」と表記))、またはDY39−067((下記表1で「プライマーB」と表記)を用いた。
In the test structures of Experimental Examples 1 to 4, polycarbonate was used for the surface protective layer and the back surface protective layer. For this polycarbonate, Iupilon NF-2000 (manufactured by Mitsui Gas Chemical Co., Ltd.) having a thickness of 1 mm was used. Note that the test structures of Experimental Examples 1 to 4 have a width of 15 mm and a length of 150 mm.
For the adhesive filling layer, a thermoplastic olefin polymer resin sealing material Z68 (manufactured by DNP) is used as the olefin (indicated as “olefin” in Table 1 below), and EVA (indicated as “EVA” in Table 1 below). As a result, Solar Eva (EVA) manufactured by Mitsui Chemicals Fabro Co., Ltd. was used.
As a primer, 1200 OS which is a titanate coupling agent of Toray Dow Corning Co., Ltd. (indicated as “Primer A” in Table 1 below) or DY39-067 (indicated as “Primer B” in Table 1 below) Was used.

実験例1〜4の試験構造体において、表面保護層に用いるポリカーボネートシートについては予め125℃で3時間、空気中で熱処理した。   In the test structures of Experimental Examples 1 to 4, the polycarbonate sheet used for the surface protective layer was previously heat-treated in air at 125 ° C. for 3 hours.

実験例1は、プライマーを塗布しないものである。実験例1においては、ポリカーボネートシートをコロナ処理することなく、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。また、実験例1については、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面をコロナ処理した後、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
コロナ処理については、春日電機製コロナ放電機を用いて、パワー150W、処理速度0.5m/分で、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面をコロナ処理して、親水性とした。
In Experimental Example 1, a primer is not applied. In Experimental Example 1, a test structure was obtained by adhering polycarbonate to an adhesive filling layer using olefin or EVA without subjecting the polycarbonate sheet to corona treatment. For Experimental Example 1, the adhesion surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer was corona-treated, and then the polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA to obtain a test structure.
Regarding the corona treatment, using a corona discharger manufactured by Kasuga Denki, the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer was corona treated at a power of 150 W and a treatment speed of 0.5 m / min to make it hydrophilic.

実験例2は、コロナ処理しない場合には、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤である1200 OS(プライマーA)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
実験例2において、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面を実験例1と同じ条件でコロナ処理した後、この接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤である1200 OS(プライマーA)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
In Experimental Example 2, when corona treatment was not performed, 1200 OS (primer A), which is a titanate coupling agent of Toray Dow Corning Co., Ltd., was impregnated into Ben cotton as a primer on the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer. Then, after drying at room temperature for 1 hour, polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA to obtain a test structure.
In Experimental Example 2, the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer was subjected to corona treatment under the same conditions as in Experimental Example 1, and then 1200 OS (primer as a titanate coupling agent of Toray Dow Corning Co., Ltd.) was used as a primer on this adhesive surface. A) was soaked in Ben cotton and then dried at room temperature for 1 hour, and then a polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA to obtain a test structure.

実験例3は、コロナ処理しない場合には、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤であるDY39−067(プライマーB)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
実験例3において、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面を実験例1と同じ条件でコロナ処理した後、この接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤であるDY39−067(プライマーB)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
In Experimental Example 3, when corona treatment is not performed, DY39-067 (primer B), which is a titanate coupling agent of Toray Dow Corning Co., is impregnated into Ben cotton as a primer on the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer. Then, after drying at room temperature for 1 hour, a polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA to obtain a test structure.
In Experimental Example 3, the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer was subjected to corona treatment under the same conditions as in Experimental Example 1, and then DY39-067, a titanate coupling agent manufactured by Toray Dow Corning, was used as a primer on this adhesive surface. Primer B) was soaked in Ben cotton and then dried at room temperature for 1 hour, and then a polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA to obtain a test structure.

実験例4は、エンボスシートの接着充填層との接着面にエンボスを形成した後、コロナ処理しない場合には、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤であるDY39−067(プライマーB)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
実験例4において、エンボスシートの接着充填層との接着面にエンボスを形成した後、ポリカーボネートシートの接着充填層との接着面を実験例1と同じ条件でコロナ処理した後、この接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤であるDY39−067(プライマーB)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥した後に、接着充填層にオレフィンまたはEVAを用いてポリカーボネートを接着して、試験構造体を得た。
なお、エンボス構造は、ポリカーボネートシートの片面にグラスクロス(中興化成製 FGF−400−22)をポリカーボネート上に被せて温度155℃で30分、真空ラミネーターでプレスすることにより形成した。
In Experimental Example 4, after embossing was formed on the adhesive surface of the embossed sheet with the adhesive filling layer, and when corona treatment was not performed, the titanate cup of Toray Dow Corning Co., Ltd. was used as a primer on the adhesive surface with the adhesive filling layer of the polycarbonate sheet. The ring structure DY39-067 (Primer B) was soaked in Ben cotton and then dried at room temperature for 1 hour, and then the polycarbonate was adhered to the adhesive filling layer using olefin or EVA. Got.
In Experimental Example 4, after embossing was formed on the adhesive surface of the embossed sheet with the adhesive filling layer, the adhesive surface of the polycarbonate sheet with the adhesive filling layer was subjected to corona treatment under the same conditions as in Experimental Example 1, and then a primer was applied to this adhesive surface. DY39-067 (Primer B), a titanate coupling agent manufactured by Toray Dow Corning Co., Ltd., was soaked in Ben cotton and then dried at room temperature for 1 hour, and then olefin or EVA was used for the adhesive filling layer. The test structure was obtained by bonding polycarbonate.
The embossed structure was formed by placing a glass cloth (FGF-400-22 manufactured by Chuko Kasei) on one side of a polycarbonate sheet and pressing it with a vacuum laminator at a temperature of 155 ° C. for 30 minutes.

各実験例1〜4の接着テストの試験結果を下記表1に示す。
下記表1に示す接着テストは、引張り試験機によるT字剥離法により、大きさが15mm×150mmの積層試験構造体について、上下のポリカーボネートシートを180°方向に、剥離速度10cm/分で引張り、そのときの剥離する強度を測定した。下記表1に示す接着テストの評価は、接着テストによる剥離強度が5N以上のものを◎とし、2N以上5N未満のものを○とし、1N以上2N未満のものを△とし、1N以下のものを×とした。
The test results of the adhesion test in each of Experimental Examples 1 to 4 are shown in Table 1 below.
In the adhesion test shown in Table 1 below, a laminated test structure having a size of 15 mm × 150 mm was pulled by a T-type peeling method using a tensile tester, and the upper and lower polycarbonate sheets were pulled in a 180 ° direction at a peeling rate of 10 cm / min. The peel strength at that time was measured. Evaluation of the adhesion test shown in Table 1 below is that the peel strength by the adhesion test is 5N or more, ◎, 2N or more and less than 5N is ◯, 1N or more and less than 2N is △, and 1N or less. X.

Figure 2012204458
Figure 2012204458

上記表1に示すように、プライマー塗布およびコロナ処理することにより、表面保護層にポリカーボネートを用いた場合でも、その接着性を向上させることができる。   As shown in Table 1 above, even when polycarbonate is used for the surface protective layer, the adhesion can be improved by applying the primer and applying a corona treatment.

本実施例においては、以下に示す実施例1〜3および比較例1、2の太陽電池モジュールを作製し、その性能を評価した。   In this example, the solar cell modules of Examples 1 to 3 and Comparative Examples 1 and 2 shown below were produced and their performance was evaluated.

(実施例1)
サブストレート構造を有する、CIGS膜を光吸収層に用いた太陽電池サブモジュール12を備える図1(b)に示す太陽電池モジュール10を作製した。
水蒸気バリアフィルム22には、PETフィルムを基材に用い、有機層および無機層を積層したものを用いた。この水蒸気バリアフィルム22の有機層および無機層面が形成された面を、基材を通じた水分拡散を防止するため下の太陽電池サブモジュール12側に配置した。
Example 1
A solar cell module 10 having a substrate structure and including a solar cell submodule 12 using a CIGS film as a light absorption layer was manufactured as shown in FIG.
As the water vapor barrier film 22, a PET film was used as a base material, and an organic layer and an inorganic layer were laminated. The surface on which the organic layer and inorganic layer surfaces of the water vapor barrier film 22 were formed was disposed on the lower solar cell submodule 12 side in order to prevent moisture diffusion through the substrate.

第1の接着充填層24には、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂封止材Z68(DNP社製)を用いた。接着充填材20、および第2の接着充填層14には、三井化学ファブロ株式会社製ソーラーエバ(EVA)を用いた。
表面保護層26には、後述の熱処理を施したポリカーボネートシートを用い、このポリカーボネートシートには、厚さが1mmのユーピロンNF−2000(三井ガス化学社製)を用いた。
この表面保護層26となるポリカーボネートシートには、真空ラミネート工程での熱収縮による反りを抑制するために、予め125℃で3時間、空気中で熱処理した。
その後、第1の接着充填層24との接着面に、コロナ処理を施した。このコロナ処理については、春日電機製コロナ放電機を用いて、パワー150W、処理速度0.5m/分でコロナ処理して、親水性とした。
コロナ処理後の接着面にプライマーとして東レ・ダウコーニング社のチタネートカップリング剤であるDY39−067(プライマーB)を、ベンコットンにしみ込ませて塗り、その後、室温で1時間乾燥させた。
For the first adhesive filling layer 24, a thermoplastic olefin polymer resin sealing material Z68 (manufactured by DNP) was used. Mitsui Chemicals Fabro Solar Eva (EVA) was used for the adhesive filler 20 and the second adhesive filler layer 14.
For the surface protective layer 26, a polycarbonate sheet subjected to heat treatment described later was used, and for this polycarbonate sheet, Iupilon NF-2000 (manufactured by Mitsui Gas Chemical Co., Ltd.) having a thickness of 1 mm was used.
The polycarbonate sheet to be the surface protective layer 26 was previously heat treated in air at 125 ° C. for 3 hours in order to suppress warpage due to heat shrinkage in the vacuum laminating process.
Thereafter, the corona treatment was performed on the adhesive surface with the first adhesive filling layer 24. About this corona treatment, it was made hydrophilic by corona treatment using a corona discharger manufactured by Kasuga Electric at a power of 150 W and a treatment speed of 0.5 m / min.
DY39-067 (primer B), which is a titanate coupling agent manufactured by Toray Dow Corning Co., was applied as a primer to the adhesive surface after the corona treatment, soaked in Ben cotton, and then dried at room temperature for 1 hour.

さらに、バックシート16には、反りを抑制するためエム・エー・パッケージ社製のバックシート(PVF/Al/PVF)、EVA層、0.5mm厚のユーピロンNF−2000NSの3層構造のシートを用いた。
また、中間シール材18としては、横浜ゴム社製のホットメルトブチルゴム(M−155)のシート材を用い、口状に切り抜き、中間シール材18の幅5mmとし、中間シール材18の外周と太陽電池モジュール10周縁部との距離を10mmとした。
実施例1の作製に際して、このような材料を積層して配置した状態で、昇降手段、緩衝板、および加熱手段を有する真空ラミネーターを用いて、140℃の温度で真空/プレス/保持のトータル20分のラミネート条件で太陽電池モジュール10を作製した。
Further, in order to suppress warpage, the back sheet 16 is a sheet having a three-layer structure of a back sheet (PVF / Al / PVF), EVA layer, 0.5 mm thick Iupilon NF-2000NS manufactured by M Package. Using.
Moreover, as the intermediate sealing material 18, a sheet material of hot melt butyl rubber (M-155) manufactured by Yokohama Rubber Co., Ltd. is used, cut into a mouth shape, the width of the intermediate sealing material 18 is 5 mm, the outer periphery of the intermediate sealing material 18 and the sun. The distance from the periphery of the battery module 10 was 10 mm.
In the production of Example 1, a total of 20 vacuums / presses / holds at a temperature of 140 ° C. using a vacuum laminator having lifting and lowering means, buffer plates, and heating means in a state where such materials are laminated and arranged. The solar cell module 10 was produced under the lamination conditions for 1 minute.

(実施例2)
図3(b)に示す太陽電池モジュール10aを作製した。なお、中間シール材18を設けることなく、周縁シール材19を設けた以外は、実施例1と同じものを用いた。
周縁シール材19には、サエス・ゲッターズ社のB−Dryテープ(10mm幅)を用いた。
実施例2の作製に際して、周縁シール材19を予め表面保護層(ポリカーボネートシート)に貼り付けて、その内側に上述の各シートを積層して、積層したものをテープで仮止めし、この状態で、昇降手段、緩衝板、および加熱手段を有する真空ラミネーターを用いて、140℃の温度で真空/プレス/保持のトータル20分のラミネート条件で太陽電池モジュール10aを作製した。
(Example 2)
A solar cell module 10a shown in FIG. In addition, the same thing as Example 1 was used except having provided the peripheral sealing material 19 without providing the intermediate sealing material 18.
B-Dry tape (10 mm width) manufactured by SAES Getters was used for the peripheral sealing material 19.
In the production of Example 2, the peripheral sealing material 19 was previously attached to the surface protective layer (polycarbonate sheet), the above-mentioned respective sheets were laminated on the inside, and the laminated ones were temporarily fixed with a tape. Then, using a vacuum laminator having a lifting means, a buffer plate, and a heating means, a solar cell module 10a was produced at a temperature of 140 ° C. under lamination conditions of vacuum / press / hold for a total of 20 minutes.

(実施例3)
図4(b)に示す太陽電池モジュール10bを作製した。なお、実施例3の太陽電池モジュール10bは、中間シール材18を設けることなく、枠部材60を設けたものである。
実施例3においては、枠部材60以外、実施例1と同じものを用いた。枠部材60には、外縁シール材62としてシリコーンシール材を用いた。シリコーンシール材には、信越化学工業(株)のRTVシール材KE−45を用いた。また、外枠材64にL字状のアルミフレームを用いた。
実施例3の作製に際して、実施例2と同様にして、ラミネートしたものを作製し、その後、L字状のアルミフレーム溝に予めシリコーンシール材を塗布して埋め込んでおき、ラミネートしたものの4辺をアルミフレームの溝にセットしてアルミフレームをネジ止めして固定した。その後、室温で7日放置してシリコーンシール材を硬化させて枠部材60を設け、太陽電池モジュール10bを作製した。
(Example 3)
A solar cell module 10b shown in FIG. 4B was produced. In addition, the solar cell module 10b of Example 3 is provided with the frame member 60 without providing the intermediate sealing material 18.
In Example 3, the same thing as Example 1 except the frame member 60 was used. A silicone seal material is used for the frame member 60 as the outer edge seal material 62. The RTV sealing material KE-45 of Shin-Etsu Chemical Co., Ltd. was used for the silicone sealing material. Further, an L-shaped aluminum frame was used for the outer frame member 64.
In the production of Example 3, a laminated material was produced in the same manner as in Example 2, and then a silicone sealant was applied and embedded in the L-shaped aluminum frame groove in advance, and the four sides of the laminated material were The aluminum frame was fixed by screwing it in the groove of the aluminum frame. Thereafter, the frame was formed by allowing the silicone sealing material to harden for 7 days at room temperature, thereby providing the solar cell module 10b.

(比較例1)
図1(b)に示す太陽電池モジュール10を作製した。なお、比較例1は、表面保護層26となるポリカーボネートシートに、実施例1と同じ条件で予め熱処理するものの、コロナ処理およびプライマー塗布をしない点で異なり、それ以外は、実施例1と同じ構成とし、実施例1と同じ製造条件で太陽電池モジュール10を作製した。
(Comparative Example 1)
A solar cell module 10 shown in FIG. Comparative Example 1 is the same as Example 1 except that the polycarbonate sheet to be the surface protective layer 26 is pre-heated under the same conditions as in Example 1 but is not subjected to corona treatment and primer application. The solar cell module 10 was manufactured under the same manufacturing conditions as in Example 1.

(比較例2)
図3(b)に示す太陽電池モジュール10aを作製した。なお、比較例2は、表面保護層26となるポリカーボネートシートに、実施例1と同じ条件で予め熱処理するものの、コロナ処理およびプライマー塗布をしない点で異なり、それ以外は、実施例2と同じ構成とし、実施例2と同じ製造条件で太陽電池モジュール10aを作製した。
(Comparative Example 2)
A solar cell module 10a shown in FIG. In Comparative Example 2, the polycarbonate sheet to be the surface protective layer 26 was previously heat-treated under the same conditions as in Example 1, but was different in that no corona treatment and primer application were performed. Otherwise, the same configuration as in Example 2 A solar cell module 10a was produced under the same manufacturing conditions as in Example 2.

作製した実施例1〜3および比較例1、2の5種の太陽電池モジュールについて、ダンプヒートテスト(温度85℃、湿度85%RHの環境に1000時間放置)後の変換効率を測定した。その結果を下記表2に示す。   With respect to the five types of solar cell modules of Examples 1 to 3 and Comparative Examples 1 and 2, the conversion efficiency after a dump heat test (left in an environment of temperature 85 ° C. and humidity 85% RH for 1000 hours) was measured. The results are shown in Table 2 below.

ダンプヒートテストにおいては、太陽電池モジュールの変換効率が初期値の90%以上を保持したものを○と評価し、太陽電池モジュールの変換効率が初期値の80%以上90%未満であったものを△と評価し、太陽電池モジュールの変換効率が初期値の60%以上80%未満であったものを×と評価した。   In the dump heat test, when the conversion efficiency of the solar cell module maintained 90% or more of the initial value, it was evaluated as ○, and the conversion efficiency of the solar cell module was 80% or more and less than 90% of the initial value. It evaluated as (triangle | delta) and the thing whose conversion efficiency of the solar cell module was 60% or more and less than 80% of the initial value was evaluated as x.

Figure 2012204458
Figure 2012204458

上記表2に示すように、実施例1〜3はいずれも、ダンプヒートテスト後の変換効率について良好な結果が得られた。一方、比較例1、2は、ダンプヒートテスト後、変換効率が劣化し、良好な結果が得られなかった。
なお、比較例1は、表面保護層と水蒸気バリアフィルムの間で剥離が生じた。しかしながら、水分拡散は水蒸気バリアフィルムがあるため、劣化が抑えられた。
また、比較例2では、表面保護層と水蒸気バリアフィルムの間、及び周縁シールも剥離した。このため、比較例2では、周縁からの水分拡散が比較例1に比して大きくなり、劣化が大きいと推測される。
以上の結果より、本発明の効果は明らかである。
As shown in Table 2 above, in all of Examples 1 to 3, good results were obtained regarding the conversion efficiency after the dump heat test. On the other hand, in Comparative Examples 1 and 2, the conversion efficiency deteriorated after the dump heat test, and good results were not obtained.
In Comparative Example 1, peeling occurred between the surface protective layer and the water vapor barrier film. However, since water diffusion has a water vapor barrier film, deterioration was suppressed.
Moreover, in the comparative example 2, the periphery seal | sticker also peeled between the surface protective layer and the water vapor | steam barrier film. For this reason, in the comparative example 2, it is estimated that the water | moisture-content diffusion from a periphery becomes large compared with the comparative example 1, and deterioration is large.
From the above results, the effects of the present invention are clear.

10、10a、10b 太陽電池モジュール
12 太陽電池サブモジュール
14 第2の接着充填層
16 バックシート
18 中間シール材
19 周縁シール材
20 接着充填材
22 バリアフィルム
24 第1の接着充填層
26 表面保護層
40 太陽電池セル
50 基板
60 枠部材
62 外縁シール材
64 外枠材
DESCRIPTION OF SYMBOLS 10, 10a, 10b Solar cell module 12 Solar cell submodule 14 2nd adhesion filling layer 16 Back sheet 18 Intermediate sealing material 19 Peripheral sealing material 20 Adhesion filling material 22 Barrier film 24 1st adhesion filling layer 26 Surface protective layer 40 Solar cell 50 Substrate 60 Frame member 62 Outer edge seal material 64 Outer frame material

Claims (11)

太陽電池サブモジュールの表面側に接着充填材、水蒸気バリアフィルム、第1の接着充填層および表面保護層が積層して設けられ、前記太陽電池サブモジュールの裏面側に第2の接着充填層および裏面保護層が積層して設けられた太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記太陽電池サブモジュールは、金属シートの表面にアルミニウムの陽極酸化皮膜が形成された基板に、CIGS膜で構成された光吸収層が形成されたものであり、
前記表面保護層および前記裏面保護層のうち、少なくとも前記表面保護層がプラスチックシートで構成されており、
前記プラスチックシートを予め熱処理する工程と、
前記プラスチックシートの前記第1の接着充填層と接する側の面をコロナ処理する工程と、
前記プラスチックシートのコロナ処理された面にプライマーを塗布する工程と、
前記太陽電池サブモジュールの表面側に、前記接着充填材、前記水蒸気バリアフィルム、前記第1の接着充填層を積層し、前記熱処理および前記コロナ処理がされ、さらにプライマーが塗布されたプラスチックシートを、前記プライマーが塗布された面を前記第1の接着充填層に向けて積層して配置するとともに、前記太陽電池サブモジュールの裏面側に第2の接着充填層および裏面保護層を積層して配置する工程と、
前記複数層、積層して配置された状態で、真空ラミネートする工程とを有することを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
An adhesive filler, a water vapor barrier film, a first adhesive filling layer, and a surface protective layer are provided on the front side of the solar cell submodule, and the second adhesive filling layer and the back side are provided on the back side of the solar cell submodule. A method for manufacturing a solar cell module in which a protective layer is provided by being laminated,
The solar cell submodule is a substrate in which an anodized film of aluminum is formed on the surface of a metal sheet, and a light absorption layer composed of a CIGS film is formed.
Of the surface protective layer and the back surface protective layer, at least the surface protective layer is composed of a plastic sheet,
Pre-treating the plastic sheet in advance;
Corona treating the surface of the plastic sheet on the side in contact with the first adhesive filling layer;
Applying a primer to the corona treated surface of the plastic sheet;
On the surface side of the solar cell submodule, the adhesive filler, the water vapor barrier film, the first adhesive filling layer are laminated, the heat treatment and the corona treatment, and a plastic sheet coated with a primer, The surface coated with the primer is laminated and arranged toward the first adhesive filling layer, and the second adhesion filling layer and the back surface protective layer are laminated and arranged on the back surface side of the solar cell submodule. Process,
And a step of vacuum laminating in a state where the plurality of layers are stacked and disposed.
前記プラスチックシートは、ポリカーボネート樹脂またはアクリル樹脂で構成されており、前記プラスチックシートの厚さは、0.5〜2.0mmである請求項1に記載の太陽電池モジュールの製造方法の製造方法。   The method for manufacturing a solar cell module according to claim 1, wherein the plastic sheet is made of polycarbonate resin or acrylic resin, and the thickness of the plastic sheet is 0.5 to 2.0 mm. 前記プラスチックシートの熱処理工程は、100〜140℃の温度でなされる請求項1または2に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 1 or 2, wherein the heat treatment step of the plastic sheet is performed at a temperature of 100 to 140 ° C. 前記プライマーは、シランカップリング剤、アルミネートカップリング剤、またはチタネートカップリング剤を有する請求項1〜3のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   The said primer has a silane coupling agent, an aluminate coupling agent, or a titanate coupling agent, The manufacturing method of the solar cell module of any one of Claims 1-3. 前記第1の接着充填層は、熱可塑性オレフィン系重合体樹脂で構成されており、
前記真空ラミネート工程の温度は120〜145℃である請求項1〜4のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
The first adhesive filling layer is composed of a thermoplastic olefin polymer resin,
The temperature of the said vacuum lamination process is 120-145 degreeC, The manufacturing method of the solar cell module of any one of Claims 1-4.
前記プラスチックシートは、ポリカーボネート樹脂で構成されている請求項1〜5のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   The said plastic sheet is a manufacturing method of the solar cell module of any one of Claims 1-5 comprised by polycarbonate resin. 前記プラスチックシートは、前記第1の接着充填層と接する側の面にエンボス構造を備える請求項1〜6のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   The said plastic sheet is a manufacturing method of the solar cell module of any one of Claims 1-6 provided with an embossed structure in the surface of the side which contact | connects the said 1st adhesion filling layer. 前記エンボス構造は、凹凸の高さが10〜1000μmである請求項7に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 7, wherein the embossed structure has an unevenness height of 10 to 1000 μm. 前記積層して配置する工程は、前記裏面保護層の周縁部より5〜30mm内側に、水蒸気浸入防止のための中間シール材を配置する工程を備える請求項1〜8のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   The step of stacking and arranging includes a step of arranging an intermediate sealing material for preventing water vapor intrusion inside 5 to 30 mm from the peripheral edge of the back surface protective layer. Manufacturing method for solar cell module. 前記積層して配置する工程は、前記表面保護層および裏面保護層の周縁部に、水蒸気浸入防止のための周縁シール材を配置し、前記周縁シール材の内側に前記太陽電池サブモジュール、前記接着充填材、前記水蒸気バリアフィルム、前記第1の接着充填層、前記プラスチックシート、および第2の接着充填層を積層する工程を備える請求項1〜8のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   In the step of stacking and arranging, a peripheral sealing material for preventing water vapor intrusion is disposed at the peripheral portions of the front surface protective layer and the back surface protective layer, and the solar cell submodule and the adhesive are disposed inside the peripheral sealing material. The solar cell module according to any one of claims 1 to 8, further comprising a step of laminating a filler, the water vapor barrier film, the first adhesive filling layer, the plastic sheet, and a second adhesive filling layer. Production method. 前記真空ラミネート工程の後、外枠材の内側にシール材が設けられた枠部材を前記真空ラミネートしたものの周縁部に設ける工程を有する請求項1〜9のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。   The solar cell module according to any one of claims 1 to 9, further comprising, after the vacuum laminating step, a step of providing a frame member provided with a seal material on the inner side of an outer frame member on a peripheral portion of the vacuum laminated member. Manufacturing method.
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