JP2014072291A - 集光型太陽光発電装置の太陽電池 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽電池セルを封止する樹脂が長期間の使用によっても割れの発生することのない、集光型太陽光発電用の太陽電池を提供する。
【解決手段】基板１２及び基板１２に載置された太陽電池セル１６を備え、入射してくる太陽光を太陽電池セル１６に集光する二次レンズ１１と太陽電池セル１６の間を第１の封止樹脂１７によって封止した集光型太陽発電用の太陽電池であって、第１の封止樹脂１７はデュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂である。
【選択図】図２

Description

本発明は、集光レンズによって集光された太陽光により発電する集光型太陽光発電装置の太陽電池に関する。

太陽エネルギを電力に変換する太陽光発電装置が実用化されている。省資源化、低コスト化を実現し、光電変換効率をさらに改善して大電力を得るために、集光レンズで集光した太陽光を集光レンズより小さい太陽電池セルに照射して電力を取り出す集光型太陽光発電装置が提案されている。

集光型太陽光発電装置は、太陽光を集光レンズで集光することから、太陽電池セルは、光学系で集光された太陽光を受光できる小さい受光面積を備えていれば良い。つまり、集光レンズの受光面積より小さいサイズの太陽電池セルで良いことから、太陽電池セルのサイズを縮小することができ、太陽光発電装置において最も高価な構成物である太陽電池セルの使用量を減らすことにより、省資源化、低コスト化を実現することができる。このような利点から、集光型太陽光発電装置は、広大な面積を利用して発電することが可能な地域などで、電力供給用に利用されつつある。

一方、太陽電池セルの位置を固定したままでは太陽光が斜光となって入射することが多くなり、太陽光を有効に利用することができない。従って、太陽を追尾して集光した太陽光を常に太陽電池セルに入射させるように構成した追尾集光型太陽光発電装置が提案されている。

ところで、上記集光型太陽光発電装置では、夜間において筐体内に結露が発生し、その水分の付着によって太陽電池セルの劣化が進行するおそれがある。この劣化を防止するため、太陽電池セルの前面を透明樹脂で封止することが行われている。しかしながら、上記透明樹脂は、たとえばシリコーン系樹脂、エポキシ樹脂などの光学特性の良い材料から構成されるが、高エネルギの太陽光が通過させられることからその劣化が進行することがさけられない、という問題があった。

この問題を解決する手段として、例えば特許文献１には、透明樹脂をさらに白色樹脂で覆う方法が提案されている。

図１３は、特許文献１に記載の従来の集光型太陽光発電装置の構造を示した図である。集光レンズ３２８によって集光された太陽光は、発電モジュール３４０へと入射する。発電モジュール３４０は、支持板３３２に密着状態で固定され且つ前記太陽電池セル３３４が中央部に載置された金属製の基台３４２と、基台３４２に立設された４本の支柱３４４を介してその基台３４２から所定距離上方に離隔した位置に設けられ、その太陽電池セル３３４の真上に位置する部分に貫通穴３４６が形成された遮光板３４８と、その遮光板３４８によって支持され、その貫通穴３４６を通過した太陽光の強度を均等化して太陽電池セル３３４の上面である受光面に導くホモジナイザ３５０とを備えている。ホモジナイザ３５０の下端面とそれに対向するように配置された太陽電池セル３３４との間には、透明樹脂３６２が充填された僅かな隙間が形成されている。この透明樹脂３６２は、水分の進入を防止するために上記隙間に充填され、耐熱性が高くかつ光学特性の良い材料たとえばゲル状のシリコーン系樹脂から構成される。そして、太陽光を遮光して透明樹脂３６２の劣化を阻止するために、遮光部材として機能する不透明着色樹脂たとえば白色樹脂３６４が、太陽電池セル３３４を中心として、ホモジナイザ３５０の下端部側面以下を覆う厚みで塗布されかつ接着されている。

このように透明樹脂３６２を太陽光から遮るための白色樹脂３６４が備えられていることから、その透明樹脂３６２が太陽光の熱により劣化して接着界面が破壊されることがなくなるので、進入する水分に起因する太陽電池セル３３４の劣化が抑制され、集光型太陽光発電装置の耐久性が高められる。

特開２００６−３１３８０９号公報

しかしながら、特許文献１に記載の発電モジュール３４０であっても、透明樹脂３６２の少なくとも中央部分は、太陽電池セル３３４への強力な太陽光を通過させなければならず、太陽光の熱による劣化は避けられない。

透明樹脂３６２が長期間強力な太陽光にさらされると、太陽光の熱による劣化により樹脂の硬化や脆化が生じる。また、集光型太陽光発電装置は、昼夜の変化や季節の変化により、大きな温度変化にさらされ、各構成部品は熱伸縮により常に応力を受けている。硬化や脆化が生じた樹脂に応力がかかると、樹脂の割れが発生しやすくなる。樹脂の割れが発生すると、割れ部で多重反射が生じ、樹脂が局所的に高温になって炭化や剥離等の不具合が生じるほか、高温によりさらに劣化が進む。このように樹脂の劣化による割れの影響は次々と波及し、発電量の低下を引き起こす。

本発明は上記の問題点に鑑みてなされたものであり、太陽電池セルを封止する樹脂が長期間の使用によっても割れの発生することのない、集光型太陽光発電用の発電モジュールを提供することを目的とする。

上記の課題を解決するために、本発明の一態様によれば、本発明にかかる太陽電池は、基板及び基板に載置された太陽電池セルを備え、太陽電池セルを第１の封止樹脂によって封止した集光型太陽発電用の太陽電池であって、第１の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂であることを特徴とする。

本発明の別の一態様によれば、第１の封止樹脂は、少なくとも３方が第２の封止樹脂に囲まれていることを特徴としても良い。

本発明の別の一態様によれば、第２の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂であることを特徴としても良い。

本発明の別の一態様によれば、第１の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが４８以下の樹脂であることを特徴としても良い。

本発明によれば、太陽電池セルを封止する樹脂が長期間の使用によっても割れの発生することのない、集光型太陽光発電用の太陽電池を得ることができる。

本発明の実施形態１にかかる集光型太陽光発電装置の太陽電池を集光レンズと共に示した側面図である。 本発明の実施形態１にかかる太陽電池のみを示した図である。 本発明の実施形態１にかかる太陽電池の上面図である。 本発明の実施形態１にかかる太陽電池の上面図である。 溝部の効果を説明する図である。 ポッティング材の注入時の様子を示した図である。 太陽電池の製造時の位置決めに用いる冶具を説明した図である。 複数の太陽電池を直列に接続した様子を示した図である。 連結配線の別の例を示した図である。 本発明の実施形態２にかかる太陽電池を示した図である。 本発明の実施形態３にかかる太陽電池を示した図である。 実施例および比較例の試験結果を示した図である。 従来の集光型太陽光発電装置の構造を示した図である。

以下、本発明の実施形態を図面を用いて説明する。図面や以下の記述中で示す内容は例示であって、本発明の範囲は，図面や以下の記述中で示すものに限定されない。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表わすものとする。

＜実施形態１＞
図１は、本発明の実施形態１にかかる集光型太陽光発電装置の太陽電池１を、集光レンズ２と共に示した側面図である。太陽電池１は概略構造のみを示している。太陽電池１は、引用文献１の発電モジュール３４０に相当する。

太陽電池１は、二次レンズ１１を備えている。太陽光は、集光レンズ２によって集光され、二次レンズ１１に入射する。なお、図１では二次レンズ１１は単純なドーム形状であるが、これ以外の形状でも良い。

図２は、太陽電池１のみを示した図である。図２（ａ）は側面図であり、図２（ｂ）及び図２（ｃ）は上面図である。図２（ｂ）は通常の上面図であり、図２（ｃ）は、一部の部材を透視して点線で示している。図２に示していない内部の部材や構造については後述する。

基板１２の上にはプラス電極１３とマイナス電極１４が形成されている。また、基板１２の下には金属板１５が形成されている。樹脂封止部１７は、プラス電極１３の一部、マイナス電極１４の一部及び太陽電池セル（図示せず）等を封止している。従って、図２（ａ）で示しているプラス電極１３は、樹脂封止部１７に封止されていない露出部分のみである。樹脂封止部１７の上には二次レンズ１１が接着されている。

基板１２は、放熱の観点から熱伝導率の高い物質、例えばアルミナ、窒化珪素、窒化アルミニウムを用いる。

プラス電極１３とマイナス電極１４は、銅、アルミニウムを用いる。電極の厚さは、電気抵抗や放熱性を考慮して決める。これらの電極は、エッチングにより形成する。プラス電極１３とマイナス電極１４の詳細については後で詳述する。

金属板１５は、プラス電極１３及びマイナス電極１４と同じ材質、厚さで形成することが好ましい。基板１２の両面に同一の材質及び厚さの金属部材を接着することで、基板１２の反りを防止できるためである。また、金属板１５は、後述する熱拡散板に、半田付けもしくは熱伝導性接着剤によって接着される。

太陽電池セル１６は、太陽光を入射して光電変換を行うものであり、プラス電極１３の上に半田付けされている。樹脂封止部１７内に封止されているため、図２（ａ）及び図２（ｂ）には示していないが、図２（ｃ）には点線で示している。詳細は後述する。

樹脂封止部１７には、太陽光を透過させる透明な樹脂を用いる。詳細は後述する。

本実施形態の二次レンズ１１は、図２（ｂ）に示すように、円形の周囲４か所を切り落とした略正方形の形状をしている。ただしこの形状に限られるわけではなく、円形であっても構わない。

二次レンズ１１は、集光レンズ２によって集光された太陽光をさらに集光し、太陽電池セル１６へと導く。また、太陽光の位置ずれが発生した場合でも、ずれた太陽光を太陽電池セル１６へと導く。従って、集光レンズ２の仕様や太陽電池セル１６の寸法等や、太陽光の位置ずれを発生させる様々な要因を考慮し、所定の領域内に太陽光を集めるよう設計する。

二次レンズ１１はこのように設計されたものであるため、二次レンズ１１と樹脂封止部１７の接着面（以下これを二次レンズ１１の底面と呼ぶ）には、逆に太陽光の位置ずれが発生した場合でも太陽光が照射されない領域が生じる。これを本発明では死角領域と呼ぶ。図２（ａ）及び図２（ｃ）に死角領域１８を示している。図２（ｃ）では、死角領域１８を二次レンズ１１の上から透視して示している。本実施形態における死角領域１８はこのように、二次レンズ１１の底面の中央の円形の領域を除く周囲の領域である。本実施形態では、中央の円形の領域の直径は、周囲４か所を切り落とす前の二次レンズ１１の直径の５０％の大きさとしている。また、Ａ−Ａ’で示した、死角領域１８の最も幅の狭い部分の寸法は、周囲４か所を切り落とす前の二次レンズ１１の直径の２０％としている。なお、死角領域１８は、設計によってはこれ以外の大きさや形状となることは言うまでもない。

なお、二次レンズ１１の材料としては、太陽電池セル１６の感度波長領域において高い透過率を有し、耐候性や耐熱性を有するものが好ましい。例えば、ガラスや、アクリル、ポリカーボネート等が挙げられるが、これらに限定されるものではなく、これら材料の複数層からなるものでもよい。

図３は、太陽電池１の上面図であって、図３（ａ）は二次レンズ１１を取り外した状態を示し、図３（ｂ）はさらに死角領域１８を重ねて示したものである。

樹脂封止部１７は略正方形の形状であり、第１の封止樹脂であるポッティング材２０と、第２の封止樹脂であるダム材１９からなる。ダム材１９はコの字型で、開口部をプラス電極１３の露出部分とは反対側の辺に有する。ポッティング材２０は、ダム材１９に囲まれた内部に形成されている。ダム材１９とポッティング材２０は、前記のように太陽光を透過させる透明な樹脂を用いる。本実施形態では、熱硬化性のシリコーン樹脂を用いる。

ポッティング材２０は、透明度が特に高いシリコーン樹脂が好ましい。また、ポッティング材２０の厚さは薄いほうが好ましい。ポッティング材２０での太陽光の吸収による損失を減らすと共に、太陽光の吸収による温度上昇を抑えるためである。例えば、ポッティング材２０の全光線透過率が９５％以上であることが好ましく、ポッティング材２０の厚さが最薄部で１．０ｍｍ以下であることが好ましい。本実施形態では、０．７ｍｍとしている。

一方、このように透明度が特に高いシリコーン樹脂は、一般に熱硬化前の粘度が低く、所定の厚さ・形状に形成するのが容易ではない。そこで、熱硬化前の粘度がより高いシリコーン樹脂をダム材１９に用いる。ダム材１９を囲いとして用い、その中にポッティング材２０を流し込んでから熱硬化させることにより、硬化前のポッティング材２０の流出を防ぐことができ、ポッティング材２０を所定の厚さ・形状に形成することが容易となる。

ポッティング材２０は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることが好ましい。ポッティング材２０のデュロメータタイプＡ硬さが５５以下であると、長期間の使用で太陽光の熱による劣化が生じても割れが生じないためである。その根拠については後述する。

また、熱硬化後のダム材１９の硬度は、熱硬化後のポッティング材２０の硬度より高いことが好ましい。これにより熱硬化後のダム材１９はより変形しにくく、二次レンズ２２をしっかりと支える。

一方、上記のように、透明度が特に高いシリコーン樹脂は一般に熱硬化前の粘度が低い。また高価である。さらに、発電効率に関与しないダム材１９に、透明度が特に高いシリコーン樹脂を用いる必要はない。従って、ダム材１９には、ポッティング材２０より透明度の劣るシリコーン樹脂を用いている。

このため、ダム材１９は太陽光を吸収しやすく、温度が上昇して劣化が生じ、剥離や割れなどの破損が発生する問題がある。そこで本発明では、ダム材１９を太陽光が当たらない位置に配置することにより、この問題を解決している。図３（ｂ）に示すように、ダム材１９は死角領域１８内に形成されている。従って、集光された太陽光の位置ずれが発生してもダム材１９に太陽光が照射されることは無いため、ダム材１９の破損を防止できる。なお、太陽光の熱の影響を避けるためには、ダム材１９を太陽光が照射される領域からできるだけ離すことが好ましいことから、死角領域１８内でもできるだけ周辺部分に配置することが好ましい。

ダム材１９は、上記の通り太陽光が照射されることは無いため、太陽光の熱による劣化は少ない。それでも長期間の使用では徐々に劣化が進むため、ポッティング材２０と同様にデュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることがより好ましい。つまり、樹脂封止部１７全体として、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることがより好ましい。

図４は、太陽電池１の上面図であって、図４（ａ）は二次レンズ１１及び樹脂封止部１７を取り外した状態を示し、図４（ｂ）はさらに死角領域１８を重ねて示したものである。

プラス電極１３とマイナス電極１４は、前記の通り基板１２の上に形成されている。プラス電極１３の上には、太陽電池セル１６とダイオード２２が半田付けされている。

プラス電極１３とマイナス電極１４の片側は、上記の通り樹脂封止部１７により封止されている。一方、プラス電極１３とマイナス電極１４の逆側は露出している。これを電極露出部と呼ぶ。この電極露出部は、複数の基板１２を接続する際の配線を接続するために用いる。図４に示すように、プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部は、離間して並置され、かつ間に他の部材を挟まないように形成されている。その効果は後で図８を用いて説明する。

太陽電池セル１６は、上記の通り太陽光を入射して光電変換を行うものであり、両面に電極を備えている。太陽電池セル１６はプラス電極１３の上にリフロー炉を用いて半田付けされる。従って太陽電池セル１６の片方の電極はプラス電極１３に接続されている。太陽電池セル１６のもう一方の電極は、配線２１によりマイナス電極１４に接続されている。太陽電池セル１６は、発電効率の高い３接合型の化合物太陽電池であることが好ましい。しかし、これに限るものではなく、単結晶、または多結晶のシリコン太陽電池セルや３接合以外の多接合型化合物太陽電池セルなどでも良い。

配線２１には、例えばアルミ線を用いる。なお、図４（ａ）では太陽電池セル１６の両端部に各１本の配線２１を用いているが、配線２１の本数はこの限りではない。

ダイオード２２も両面に電極を備える。ダイオード２２は、プラス電極１３の上にリフロー炉を用いて半田付けされる。従ってダイオード２２の片方の電極はプラス電極１３に接続されている。ダイオード２２のもう一方の電極は、配線２３によりマイナス電極１４に接続されている。従って、ダイオード２２は太陽電池セル１６と並列に接続されている。

ダイオード２２は、太陽電池セル１６が太陽光の遮断などにより抵抗として動作する場合の電流経路を確保するものであり、例えば複数の太陽電池セル１６を接続して使用した場合に、特定の太陽電池セル１６が発電機能を果たさないときでも全体として発電機能を維持できる構成とするものである。

ダイオード２２の配線２３の下方には、プラス電極１３とマイナス電極１４の間に溝部２４を設けている。溝部２４は、ダイオード２２から配線２３が導出されている側で、ダイオード２２の端部とプラス電極１３のエッジの距離を短くするために設けられたものである、溝部２４には電極は形成されておらず、基板１２が露出している。溝部２４では、それより以外の部分よりプラス電極１３とマイナス電極１４の間隔が広くなっている。その詳細や効果は後で図５を用いて説明する。

ダイオード２２もダム材１９と同様に、太陽光が当たって温度が上昇すると破損する恐れがある。そこで本発明では、ダイオード２２を太陽光が当たらない位置に配置することにより、この問題を解決している。図４（ｂ）に示すように、ダイオード２２は死角領域１８内に配置されている。従って、集光された太陽光の位置ずれが発生してもダイオード２２に太陽光が照射されることは無いため、ダイオード２２の破損を防止できる。なお、太陽光の熱の影響を避けるためには、ダイオード２２を太陽光が照射される領域からできるだけ離すことが好ましいことから、死角領域１８内でもできるだけ周辺部分に配置することが好ましい。

以上のように本実施例では、太陽電池セル１６の前面に二次レンズ１１を配することにより、集光レンズ２によって集光された太陽光をさらに集光して太陽電池セル１６に導くことや、太陽光の位置ずれが発生した場合でもずれた太陽光を太陽電池セル１６へと導くことを可能としている。また、ダム材１９やダイオード２２のように太陽の熱によって破損の恐れがある部品を、二次レンズ１１の死角領域１８に配置することにより、集光された太陽光の位置ずれが発生しても太陽光がこれらの部品に当たることが無く、破損を防止することができる。

さらに、二次レンズ１１の死角領域１８を利用することにより、ダム材１９及びダイオード２２をコンパクトに配置することが可能となる。従って、本発明によれば太陽電池１を小型にすることができ、より少ない部材で製造可能となり、軽量化にも貢献する。

配線２３には、例えばアルミ線を用いる。なお、図４（ａ）では１本の配線２３を用いているが、配線２３の本数はこの限りではない。

次に、溝部２４の効果についてより詳細に説明する。

図５は、図４で示した溝部２４の効果を説明する図である。図５ではダム材１９を形成する領域を重ねて示している。図５（ａ）は上面図であり、図５（ｂ）は図５（ａ）においてＢ−Ｂ’で示した線における断面図を示している。

図５（ａ）及び図５（ｂ）に示すように、配線２３はダム材１９によって封止されている。また上記の通り、プラス電極１３とマイナス電極１４の間に溝部２４を設けている。溝部２４を設けることにより、ダイオード２２がマイナス電極１４に向き合う辺と、プラス電極１３のエッジの距離は短くなる。これにより、例えば封止工程において、熱硬化前のダム材１９の上に二次レンズ１１を載置した時の圧力により配線２３が撓んでも、プラス電極１３に接触して短絡することを防止できる。これにより信頼性の高い太陽電池１が得られる。もちろん、通常の状態でも、配線２３とプラス電極１３は接触していないことは言うまでもない。

また、配線２３は全体がダム材１９によって封止されている。特に、配線２３の両端の付け根部分がダム材１９によって封止されている。ダム材１９によって配線２３の付け根部分が封止されていることにより、配線２３がダイオード２２やマイナス電極１４から剥離することを防止でき、信頼性が高くなる。なお、前記の通り、熱硬化後のダム材１９の硬度は熱硬化後のポッティング材２０の硬度より高いことが好ましく、この場合は、ダム材１９が配線２３の付け根部分を保護する効果はポッティング材２０より高い。

また、図５（ａ）に示すように、配線２１のマイナス電極１４側の付け根部分もダム材１９により封止されていることから、上記と同様に配線２１の剥離が防止でき、信頼性が高くなる効果を有する。

次に、ポッティング材２０の注入方法について、より詳細に説明する。

図６は、ポッティング材２０の注入時の様子を示した図である。図６（ａ）は、太陽電池１の上面図であり、図６（ｂ）は側面図である。図６（ｃ）は図６（ｂ）の中空パイプ２５近辺を拡大して示した図である。図６（ａ）〜（ｃ）は、ダム材１９は載置されているがポッティング材２０は載置されていない状態を示している。また、二次レンズ１１は外形のみを点線で表している。

まず、基板１２の上に熱硬化前のダム材１９を所定の形状に載置する。熱硬化前のダム材１９は上記の通り粘度が高いため、基板１２上を流れて広がることは無い。次に、熱硬化前のダム材１９の上に二次レンズ１１を所定の位置に載置する。次に、基板１２、熱硬化前のダム材１９及び二次レンズ１１で囲まれた空洞部分の端に中空パイプ２５を挿入し、中空パイプ２５から熱硬化前のポッティング材２０を注入する。その後、ダム材１９とポッティング材２０を熱硬化させて、樹脂封止部１７を形成する。

ここで、図６（ａ）〜（ｃ）に示すように、ダム材１９の開口部側において、基板１２の端部は、二次レンズ１１の外縁部より、基板１２の面に平行な方向で外側に突出している。また、ダム材１９の開口部側において、プラス電極１３及びマイナス電極１４の端部は、二次レンズ１１の外縁部より内側に位置している。このような構造にすることにより、基板１２の突出部をガイドにして中空パイプ２５を容易に挿入できる。具体的には、図６（ｃ）に示すように、まず基板１２の先端部分に中空パイプ２５を接触させる。次に、中空パイプ２５を接触させたまま矢印Ｃで示すように二次レンズ１１の下方に動かし、基板１２、熱硬化前のダム材１９及び二次レンズ１１で囲まれた空洞部分の開口部から内部へと挿入する。プラス電極１３及びマイナス電極１４の端部は、二次レンズ１１の端部より内側に位置していることから、中空パイプ２５は電極に当たることなく内部へと挿入できる。このように、高さの低い開口部に中空パイプ２５を挿入する作業が容易に行えるようになり、作業性が向上する。

さらに、上記のように、ダム材１９の開口部側において、プラス電極１３及びマイナス電極１４の端部は二次レンズ１１の端部より内側に位置していることにより、図６（ｃ）においてＤ−Ｄ’で示した開口部の高さをより高くすることができることから、ポッティング材２０の注入速度を増加させることができ、作業性が向上する。

さらに、上記のように、ダム材１９の開口部側において、基板１２の端部を二次レンズ１１の外縁部より突出させることにより、この突出部を太陽電池１の製造時の位置決めの基準として利用することが可能であり、作業性が向上する。これについてさらに詳細に説明する。

図７は、太陽電池１の製造時の位置決めに用いる冶具を説明した図である。図７（ａ）は、太陽電池１が冶具２６に挿入された様子の斜視図である。図７（ａ）に示すように、太陽電池１は上下逆にして冶具２６に挿入する。従って金属板１５が上になっている。またこの時、樹脂封止部１７、すなわちダム材１９及びポッティング材２０は、熱硬化前である。

図７（ｂ）は、図７（ａ）において矢印Ｅで示した一点鎖線部分の断面を示している。図７（ｂ）に示すように、冶具２６は矢印Ｆ及び矢印Ｇの位置において基板１２が引っかかる形状を有しており、太陽電池１を挿入すれば基板１２が所定の位置に収まる。また、冶具２６には二次レンズ１１が収まる空洞が形成されており、太陽電池１を挿入すれば二次レンズ１１が所定の位置に収まる。従って、冶具２６に太陽電池１を挿入し、上から押圧すれば、基板１２及び二次レンズ１１が共に所定の位置に収まり、二次レンズ１１が太陽電池セル１６に対して所定の位置・距離に調整される。この状態で太陽電池１を加熱し、樹脂封止部１７を熱硬化させることにより、二次レンズ１１が所定の位置・距離に載置された太陽電池１を製造することができる。

このように、ダム材１９の開口部側において、基板１２の端部を二次レンズ１１の端部より突出させることにより、この突出部を太陽電池１の製造時の位置決めの基準として利用することが可能であり、太陽電池１を正確にかつ素早く製造することが可能となる。

次に、プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部を離間して並置して、かつ間に他の部材を挟まないように形成している効果について説明する。

図８は、複数の太陽電池１を直列に接続した様子を示した図である。図８（ａ）において、複数の太陽電池１は、熱拡散板２７の上に接着されている。より具体的には、太陽電池１の裏面の金属板１５を熱拡散板２７に半田付けもしくは熱伝導性接着剤によって接着する。連結配線２８は、太陽電池１間を接続している。連結配線２８は、連結導体２９とそれを被覆する絶縁被覆材３０からなる。連結導体２９は、例えば銅、銅合金、アルミニウム、アルミニウム合金で形成される。

連結導体２９とプラス電極１３あるいはマイナス電極１４の電極露出部は、例えば溶接によって接続する。この時、プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部を離間して並置して、かつ間に他の部材を挟まないように形成していることから、同時に溶接することが可能である。従って溶接作業を素早く行うことができ、作業性が良くなる。

また、図８に示すように、各太陽電池１の溶接個所は横方向に一直線上に並ぶ。従って溶接時には、熱拡散板２７または溶接装置を横方向に移動させるだけで順次溶接ができ、縦方向に動かす必要はない。従って溶接装置の構造を単純化でき、溶接の精度向上や溶接装置の信頼性向上を実現することができる。

図８（ｂ）は、上記溶接後に、プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部及び連結導体２９を樹脂封止した様子を示した図である。プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部及び連結導体２９は活電部であり、露出したままでは水滴付着によりショートが発生するなど、耐候性・信頼性に問題がある。そこで、活電部封止部３１によりこれらを封止する。この時、プラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部を離間して並置して、かつ間に他の部材を挟まないように形成していることから、２つの電極を同時に封止できる。従って封止作業を素早く行うことができ、作業性が良くなる。また、封止に用いる樹脂が少量で済む。

図９は、連結配線の別の例を示した図である。図９（ａ）、（ｂ）は、連結配線２８ａを示した図であり、図９（ａ）は上面図、図９（ｂ）は側面図である。連結配線２８ａは、連結導体２９ａとそれを被覆する絶縁被覆材３０ａからなる。連結導体２９ａは、絶縁被覆材３０ａ内部に存在する部分は、点線で示している。絶縁被覆材３０ａは、複数の連結導体２９ａを被覆しており、一つながりになっている。また、絶縁被覆材３０ａには上面及び下面に被覆開口部３２があり、連結導体２９ａの一部である導体露出部３３が上面及び下面に露出している。導体露出部３３の間には、導体露出部３３の無い導体間開口部３４が存在する。導体露出部３３は、連結導体２９ａを太陽電池１のプラス電極１３及びマイナス電極１４の電極露出部に溶接するために用いる。このような連結配線２８ａは、コイル状に巻いておくことが可能である。

図９（ｃ）は、連結配線２８ａを太陽電池１の上に載置した状態を示している。導体間開口部３４からプラス電極１３あるいはマイナス電極１４の一部が見えている。導体露出部３３とプラス電極１３あるいはマイナス電極１４の電極露出部は、例えば溶接によって接続されている。連結配線２８ａは、絶縁被覆材３０ａにより複数の連結導体２９ａが繋がっているため、一本の連結配線２８ａを載置することで複数の連結導体２９ａが所定の位置に載置される。従って、図８に示した連結導体２９に比べて太陽電池１に載置する際の作業性が向上する。

なお、このように絶縁被覆材３０ａにより複数の連結導体２９ａが繋がった連結配線２８ａを用いることができるのは、太陽電池１のプラス電極１３とマイナス電極１４の電極露出部を離間して並置して、かつ間に他の部材を挟まないように形成しているためである。

以上、本実施形態の太陽電池１の構造及び各構成部材の作製方法を説明した。この太陽電池１全体の製造方法の概略をまとめると以下の通りである。

まず、両面に金属板を貼り付けた基板を所定の寸法に切断し、エッチングによりプラス電極１３及びマイナス電極１４を形成し、基板１２を作製する。

次に、プラス電極１３の上の所定領域に太陽電池セル１６およびダイオード２２載置用のパッドを形成する。

次に、太陽電池セル１６とダイオード２２を、リフロー炉を用いて半田付けする。

次に、太陽電池セル１６及びダイオード２２をマイナス電極１４に、配線２１及び配線２３で接続する。

次に、上記部材が載置された基板１２の上に熱硬化前のダム材１９を所定の形状になるよう載置し、さらに二次レンズ１１を載置した後、基板１２、熱硬化前のダム材１９及び二次レンズ１１で囲まれた空洞部分に熱硬化前のポッティング材２０を注入する。

次に、上記部材が載置された基板１２を冶具２６に挿入し、上から押圧して形状を整えた後、熱処理してダム材１９及びポッティング材２０を熱硬化させる。以上により太陽電池１を作製できる。

＜実施形態２＞
図１０は、本発明の実施形態２にかかる太陽電池１０１を示した図である。図１０（ａ）は側面図である。図１０（ｂ）は上面図であって、二次レンズ１１１及び樹脂封止部１１７を取り外した状態を示している。また、図１０（ｂ）は、二次レンズ１１１の死角領域１１８及びダム材１１９が載置される領域を重ねて示している。

実施形態２にかかる太陽電池１０１が実施形態１にかかる太陽電池１と相違する点は、以下の通りである。まず、二次レンズ１１１と樹脂封止部１１７がより基板の中央に寄っている。また、マイナス電極１１４の電極露出部は、基板１１２上で、太陽電池セル１１６を挟んでプラス電極１１３の反対側へと移動しており、プラス電極１１３とマイナス電極１１４の形状自体も変わっている。また、ダム材１１９は、プラス電極１１３及びマイナス電極１１４の露出部の存在しない方向に開口部を有する。基板１１２はダム材１１９の開口部の方向に拡大されている。また、ダイオード１２２の位置が移動しており、これに伴って配線１２３と溝部１２４も移動している。なお、図１０（ｂ）では、ダム材１１９の開口部は図面の下方向にあるが、上方向でも構わない。

一方、太陽電池セル１１６、配線１２１は、実施形態１にかかる太陽電池１と同様である。

このような太陽電池１０１は、実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、ダム材１１９及びダイオード１２２は死角領域１１８に形成されている。従って太陽電池１と同様に、集光された太陽光の位置ずれが発生しても、ダム材１１９やダイオード１２２のように太陽の熱によって破損の恐れがある部品に太陽光が当たることが無く、破損を防止することができる。また、ダム材１１９及びダイオード１２２をコンパクトに配置することができる。

また、太陽電池１０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、溝部１２４が設けられている。従って太陽電池１と同様に、配線１２３がプラス電極１１３に接触して短絡することを防止できる。

また、太陽電池１０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、配線１２３の両端の付け根部分がダム材１１９によって封止されている。従って太陽電池１と同様に、配線１２３がダイオード１２２やマイナス電極１１４から剥離することを防止でき、信頼性が高くなる。配線１２１のマイナス電極１１４側の付け根部分についても同様である。

また、太陽電池１０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、ダム材１１９の開口部側の基板１１２の端部は、二次レンズ１１１の外縁部より、基板１１２の面に平行な方向で外側に突出している。また、ダム材１１９の開口部側において、プラス電極１１３の端部は、二次レンズ１１１の外縁部より内側に位置している。従って太陽電池１と同様に、ダム材１１９の開口部からポッティング材（図示せず）を注入する際に中空パイプを挿入する作業が容易に行える。また、ポッティング材の注入速度を増加させることができる。また、基板１１２の突出部を太陽電池１０１の製造時の位置決めの基準として利用することが可能である。

従って、以上の点については、太陽電池１０１は、実施形態１にかかる太陽電池１と同様の効果を有する。

ポッティング材は、透明度が特に高いシリコーン樹脂が好ましく、厚さが薄いほうが好ましい。ポッティング材での太陽光の吸収による損失を減らすと共に、太陽光の吸収による温度上昇を抑えるためである。例えば、ポッティング材の全光線透過率が９５％以上であることが好ましく、ポッティング材の厚さが最薄部で１．０ｍｍ以下であることが好ましい。本実施形態では、０．７ｍｍとしている。デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることが好ましい。ポッティング材のデュロメータタイプＡ硬さが５５以下であると、長期間の使用で太陽光の熱による劣化が生じても割れが生じないためである。

ダム材１１９は、上記の通り太陽光が照射されることは無いため、太陽光の熱による劣化は少ない。それでも長期間の使用では徐々に劣化が進むため、ポッティング材と同様にデュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることがより好ましい。つまり、樹脂封止部１１７全体として、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることがより好ましい。

＜実施形態３＞
図１１は、本発明の実施形態３にかかる太陽電池２０１を示した図である。図１１（ａ）は側面図である。本実施形態は、実施形態１にかかる太陽電池１における二次レンズ１１の代わりに、平面状の透明部材である被覆板２３２を用いている。その他の部材は実施形態１と同様である。

被覆板２３２は集光機能を有しておらず、太陽電池セル２１６の受光面を保護し耐候性を持たせることを主な目的としている。被覆板２３２の材料としては、二次レンズ１１と同様に、太陽電池セル２１６の感度波長領域において高い透過率を有し、耐候性や耐熱性を有するものが好ましい。例えば、ガラスや、アクリル、ポリカーボネート等が挙げられるが、これらに限定されるものではなく、これら材料の複数層からなるものでもよい。

図１１（ｂ）は上面図であって、被覆板２３２を取り外した状態を示している。樹脂被覆部２１７は、実施形態１と同様にダム材２１９およびポッティング材２２０からなる。

ポッティング材２２０は、実施形態１のポッティング材２０と同様、透明度が特に高いシリコーン樹脂が好ましく、厚さが薄いほうが好ましい。ポッティング材２２０での太陽光の吸収による損失を減らすと共に、太陽光の吸収による温度上昇を抑えるためである。例えば、ポッティング材２２０の全光線透過率が９５％以上であることが好ましく、ポッティング材２２０の厚さが最薄部で１．０ｍｍ以下であることが好ましい。本実施形態では、０．７ｍｍとしている。また、ポッティング材２２０は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることが好ましい。ポッティング材２２０のデュロメータタイプＡ硬さが５５以下であると、長期間の使用で太陽光の熱による劣化が生じても割れが生じないためである。

一方、ダム材２１９に関しては、本実施形態では実施形態１と違って二次レンズを用いていないことから、集光された太陽光の位置ずれが発生した場合、ダム材２１９に太陽光が照射される場合がある。このことからダム材２１９もポッティング材２２０と同様、透明度が特に高いシリコーン樹脂を用いることが好ましい。太陽光の吸収による温度上昇を抑えるためである。また、ダム材２１９もポッティング材２２０と同様、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることが好ましい。ダム材２１９でもポッティング材２２０と同様の劣化が生じるためである。

図１１（ｃ）は上面図であって、被覆板２３２および樹脂封止部２１７を取り外した状態を示している。また、図１１（ｃ）は、被覆板２３２の外形を点線で示し、ダム材２１９が載置される領域を重ねて示している。ここで、本実施形態では二次レンズを用いていないことから、集光された太陽光の位置ずれが発生した場合、ダイオード２２２に太陽光が照射される場合がある。従って、ダイオード２２２の上部に太陽光を反射させる反射部を設ける等の対策を行うことが好ましい。

なお、基板２１２、プラス電極２１３、マイナス電極２１４、金属板２１５、太陽電池セル２１６、配線２２１、ダイオード２２２、配線２２３、溝部２２４については、実施形態１と同様である。

このような太陽電池２０１は、実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、溝部２２４が設けられている。従って太陽電池１と同様に、配線２２３がプラス電極２１３に接触して短絡することを防止できる。

また、太陽電池２０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、配線２２３の両端の付け根部分がダム材２１９によって封止されている。従って太陽電池１と同様に、配線２２３がダイオード２２２やマイナス電極２１４から剥離することを防止でき、信頼性が高くなる。配線２２１のマイナス電極２１４側の付け根部分についても同様である。

また、太陽電池２０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、ダム材２１９の開口部側の基板２１２の端部は、被覆板２３２の外縁部より、基板２１２の面に平行な方向で外側に突出している。また、ダム材２１９の開口部側において、プラス電極２１３の端部は、被覆板２３２の外縁部より内側に位置している。従って太陽電池１と同様に、ダム材２１９の開口部からポッティング材を注入する際に中空パイプを挿入する作業が容易に行える。また、ポッティング材の注入速度を増加させることができる。また、基板２１２の突出部を太陽電池２０１の製造時の位置決めの基準として利用することが可能である。

また、太陽電池２０１は実施形態１にかかる太陽電池１と同様に、プラス電極２１３とマイナス電極２１４の電極露出部は、離間して並置され、かつ間に他の部材を挟まないように形成されている。従って太陽電池１と同様に、溶接作業を素早く行うことができ、作業性が良くなる。また、溶接装置の構造を単純化でき、溶接の精度向上や溶接装置の信頼性向上を実現することができる。さらに、２つの電極を同時に封止できることから、封止作業を素早く行うことができ、作業性が良くなる。また、封止に用いる樹脂が少量で済む。

従って、以上の点については、太陽電池２０１は、実施形態１にかかる太陽電池１と同様の効果を有する。

＜実施例および比較例＞
上記では、少なくともポッティング材は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂を用いることが好ましく、長期間の使用で太陽光の熱による劣化が生じても割れが生じないことを述べた。この効果を確認するため、本発明の発明者は以下の試験を行った。

実施例１、２および比較例として、デュロメータタイプＡ硬さの異なる３種類のシリコーン樹脂を用いたサンプルを作製した。サンプルは、実施例１、２および比較例についてそれぞれ２種類作製した。

一つはシリコーン樹脂の硬度を調べるためのサンプルであり、各シリコーン樹脂のみを厚さ０．７ｍｍの円盤状に硬化させたものを３個作製した。

もう一つはシリコーン樹脂の割れを調べるためのサンプルであり、上記の実施形態１に記載の太陽電池１において、ポッティング材２０に各シリコーン樹脂を用いた太陽電池１を実際に作製した。ポッティング材２０の厚さは、最薄部で製造公差も考慮し０．５ｍｍとした。このサンプルを６個作製した。

作製したサンプルの試験は以下のように行った。

シリコーン樹脂の硬度を測定するためのサンプルについては、作製後および加速劣化試験後にサンプルのデュロメータタイプＡ硬さを測定し、それぞれについて３個の平均値を求めた。

シリコーン樹脂の割れを調べるためのサンプルについては、３個は作製後の初期状態で信頼性評価試験を実施し、サンプルのポッティング材２０の信頼性、すなわち割れが発生しているかを調べた。残りの３個は、加速劣化試験を行った後に信頼性評価試験を実施し、サンプルのポッティング材２０の信頼性、すなわち割れが発生しているかを調べた。

信頼性評価試験は、温度サイクル試験であって、１時間で−４０℃から＋１２５℃の温度変化を１サイクルとし、これを１２５０サイクル行った。加速劣化試験は、１８０℃で２０００時間の条件で行った。この加速劣化試験は、３０年の屋外使用に相当する。

表１に、実施例１、２および比較例の試験結果を示す。

「デュロメータタイプＡ硬さ」の欄は、実施例１、２および比較例のそれぞれについて、３個のサンプルのデュロメータタイプＡ硬さの平均値を示している。「信頼性評価試験結果」の欄は、３個のサンプルのうち、一つもシリコーン樹脂の割れが発生していなければ「○」、一つでもシリコーン樹脂の割れが発生していれば「×」と記載している。

「デュロメータタイプＡ硬さ」の欄を見ると、実施例１、２および比較例のいずれも、初期状態より加速劣化試験後の方が、デュロメータタイプＡ硬さが上昇していた。すなわち、熱によりシリコーン樹脂が硬化していた。

「信頼性評価試験結果」の欄を見ると、実施例１および実施例２は初期状態および加速劣化試験後のいずれでも信頼性に問題は無かった。これに対し、比較例は、初期状態では信頼性に問題が無いものの、加速劣化試験後には信頼性に問題が生じていた。なお、比較例は試験に用いた３個の太陽電池１全てに割れが発生していた。

また、図１２は、実施例１、２および比較例の、サンプルの初期状態のシリコーン樹脂のデュロメータタイプＡ硬さと、加速劣化試験後のシリコーン樹脂のデュロメータタイプＡ硬さの関係を図示したものである。横軸が初期状態のデュロメータタイプＡ硬さ、縦軸が加速劣化試験後のデュロメータタイプＡ硬さである。図１２によれば、実施例１、２および比較例の試験結果はほぼ直線上に並んでおり、これらの関係は直線によってよく近似できるものと考えられる。

以上の試験結果より、ポッティング材２０に用いるシリコーン樹脂は、加速劣化試験、言い換えれば３０年の屋外使用による劣化で硬さが上昇し、硬くなりすぎると比較例のように割れが発生するようになり、信頼性に問題が生じることが分かった。このことから、３０年の屋外使用によってシリコーン樹脂の硬さが上昇した後でも割れの発生しない硬さに止まるよう、初期状態でのシリコーン樹脂の硬さを選択すれば、上記の信頼性の問題を防ぐことができると考えられる。

表１に示した試験結果を見ると、少なくともデュロメータタイプＡ硬さが６５のシリコーン樹脂は、信頼性に問題ないことがわかる。従って、３０年の屋外使用後のシリコーン樹脂のデュロメータタイプＡ硬さが少なくとも６５以下であれば良いと考えられる。ここで、図１２において点線Ｈ及び点線Ｉで示したように、加速劣化試験後のデュロメータタイプＡ硬さが６５のシリコーン樹脂は、初期状態でのデュロメータタイプＡ硬さが５５であると考えられる。

すなわち、ポッティング材２０として、初期状態でのデュロメータタイプＡ硬さが５５以下のシリコーン樹脂を用いれば、加速劣化試験後、言い換えれば３０年の屋外使用後のポッティング材２０のデュロメータタイプＡ硬さは６５以下であり、割れは発生しないものと考えられる。従って、ポッティング材２０として、初期状態でのデュロメータタイプＡ硬さが５５以下のシリコーン樹脂を用いることが好ましい。

さらに、実施例２の結果によれば、ポッティング材２０として、初期状態でのデュロメータタイプＡ硬さが４８のシリコーン樹脂を用いれば、加速劣化試験後、言い換えれば３０年の屋外使用後のデュロメータタイプＡ硬さは５５であり、ポッティング材２０に割れは発生しなかった。従って、ポッティング材２０として、初期状態でのデュロメータタイプＡ硬さが４８以下のシリコーン樹脂を用いることがより好ましい。

なお、上記の実施形態１及び２に記載の太陽電池は、ダイオードを二次レンズの死角領域内に配置することにより、太陽光の熱による破損を防止していた。この効果は、樹脂封止部がダム材とポッティング材の２種類の樹脂から形成されておらず、１種類の樹脂により形成されていても、同じ効果を得ることができる。

また、上記の実施形態１〜３に記載の太陽電池は、プラス電極の上に太陽電池セルとダイオードを載置したが、マイナス電極の上に太陽電池セルとダイオードを載置しても良い。また、プラス電極の上に太陽電池セルを載置し、マイナス電極の上にダイオードを載置してもよい。逆に、マイナス電極の上に太陽電池セルを載置し、プラス電極の上にダイオードを載置してもよい。

以上、本発明の実施形態１〜３について具体的に説明を行ったが、本発明はそれらに限定されるものではない。上述した３つの実施形態に開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。

１、１０１、２０１：太陽電池
２：集光レンズ
１１：二次レンズ
１２、１１２、２１２：基板
１３、１１３、２１３：プラス電極
１４、１１４、２１４：マイナス電極
１５、１１５、２１５：金属板
１６、１１６、２１６：太陽電池セル
１７、１１７、２１７：樹脂封止部
１８、１１８：死角領域
１９、１１９、２１９：ダム材
２０、２２０：ポッティング材
２１、１２１、２２１：配線
２２、１２２、２２２：ダイオード
２３、１２３、２２３：配線
２４、１２４、２２４：溝部
２５：中空パイプ
２６：冶具
２７：熱拡散板
２８、２８ａ：連結配線
２９、２９ａ：連結導体
３０、３０ａ：絶縁被覆材
３１：活電部封止部
３２：被覆開口部
３３：導体露出部
３４：導体間開口部
２３２：被覆板

Claims (4)

1. 基板及び前記基板に載置された太陽電池セルを備え、前記太陽電池セルを第１の封止樹脂によって封止した集光型太陽発電用の太陽電池であって、
   前記第１の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂である
   ことを特徴とする太陽電池。
2. 前記第１の封止樹脂は、少なくとも３方が第２の封止樹脂に囲まれていることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池。
3. 前記第２の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが５５以下の樹脂であることを特徴とする請求項２に記載の太陽電池。
4. 前記第１の封止樹脂は、デュロメータタイプＡ硬さが４８以下の樹脂であることを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の太陽電池。