WO2013061757A1 - 合わせガラス構造太陽電池モジュール - Google Patents

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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the individual photoelectric conversion layers 113 divided by the second separation lines 114 include individual transparent electrode layers 111 divided by the first separation lines 112, and individual back electrode layers 115 divided by the third separation lines 116. It is sandwiched between.
  • a transparent electrode layer 111 is formed on the glass substrate 100 using a thermal CVD (Chemical Vapor Deposition) method or the like.
  • a SnO 2 (tin oxide) film, a ZnO (zinc oxide) film, an ITO (Indium Tin Oxide) film, or the like can be used.
  • a plurality of first separation lines 112 are formed by removing part of the transparent electrode layer 111 using a laser scribing method or the like. Thereby, the transparent electrode layer 111 is divided into a plurality.
  • a laser beam to be used for example, a fundamental wave (wavelength: 1064 nm) of a YAG (Yttrium Aluminum Garnet) laser can be used.
  • the back electrode layer 115 is covered with a sealing resin 160 provided on the back side thereof.
  • the third separation line 116 formed on the back electrode layer 115 is embedded with a sealing resin 160.
  • the sealing resin 160 is covered with a glass substrate 170 provided on the back side thereof.
  • the thickness of the sealing resin 261 with a large shrinkage located between the plurality of solar cells 110 and the glass substrate 170 is the same as the sealing resin with a small shrinkage located between the lead-out wiring and the glass substrate 170. It can shrink only to a thickness of 262.
  • FIG. 9 is a cross-sectional view showing dimensions when the sealing resin is heated to 125 ° C. and in a molten state in a laminated glass solar cell module in which the sealing resin is thinned as Comparative Example 2.
  • the first separation line 112, the second separation line 114, and the third separation line 116 are not shown for simplicity.
  • FIG. 11 is a cross-sectional view showing dimensions in the comparative example 2 after the sealing resin is thermally cured and then cooled to 25 ° C. and contracted. As shown in FIG. 11, since the thermosetting sealing resin 160 is bonded to the glass substrate 170, it cannot shrink freely even if it is cooled to 25 ° C.
  • FIG. 14 is a cross-sectional view showing dimensions in a state in which the sealing resin is cooled to 25 ° C. and contracted after being thermally cured in the present embodiment. As shown in FIG. 14, since the thermosetting sealing resin 160 is bonded to the glass substrate 170, it cannot be freely shrunk even when cooled to 25 ° C.
  • the thickness of the sealing resin 160 is normally 1.5 mm or less, but in this experimental example, the thickness was reduced to 400 ⁇ m or less.
  • the thickness of the sealing resin 160 By reducing the thickness of the sealing resin 160 to 400 ⁇ m or less, the area of the sealing resin 160 exposed to the outside at the end face of the solar cell module can be reduced, so that moisture or the like enters the solar cell module from the outside. This can be suppressed and the weather resistance of the solar cell module can be improved.

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Abstract

　ガラス基板(１００)と、ガラス基板(１００)上に設けられ、互いに電気的に接続された複数の太陽電池セル(１１０)と、複数の太陽電池セル(１１０)上に設けられ、複数の太陽電池セル(１１０)の発電電力を取り出すための引出配線とを備える。また、ガラス基板(１００)と互いの間に複数の太陽電池セル(１１０)および引出配線の一部を挟んで対向するガラス基板(１７０)と、ガラス基板(１００)とガラス基板(１７０)との間に位置する複数の太陽電池セル(１１０)および引出配線の一部を封止する封止樹脂(１６０)とを備える。複数の太陽電池セル(１１０)とガラス基板(１７０)との間に位置する封止樹脂(１６１)の厚さに対して、引出配線の一部の厚さが３０％以下である。

Description

合わせガラス構造太陽電池モジュール
　本発明は、合わせガラス構造太陽電池モジュールに関する。
　合わせガラス構造太陽電池モジュールの構成を開示した先行文献として、特開２００８－２５８２６９号公報(特許文献１)がある。特許文献１に記載された合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいては、ガラス基板と保護ガラスとの間に、透明樹脂などの封止材を用いて複数の太陽電池セルおよび配線などを封止している。
特開２００８－２５８２６９号公報
　特許文献１に記載の合わせガラス構造太陽電池モジュールなどには、コスト低減のために使用部材の少量化およびモジュールの薄型化が要請される。
　本発明は上記の課題を解決するためになされたものであって、廉価で薄型の合わせガラス構造太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
　本発明に基づく合わせガラス構造太陽電池モジュールは、第１ガラス基板と、第１ガラス基板上に設けられ、互いに電気的に接続された複数の太陽電池セルと、複数の太陽電池セル上に設けられ、複数の太陽電池セルの発電電力を取り出すための引出配線とを備える。また、合わせガラス構造太陽電池モジュールは、第１ガラス基板と互いの間に複数の太陽電池セルおよび引出配線の一部を挟んで対向する第２ガラス基板と、第１ガラス基板と第２ガラス基板との間に位置する複数の太陽電池セルおよび引出配線の上記一部を封止する封止樹脂とを備える。複数の太陽電池セルと第２ガラス基板との間に位置する封止樹脂の厚さに対して、引出配線の上記一部の厚さが３０％以下である。
　好ましくは、複数の太陽電池セルと第２ガラス基板との間に位置する封止樹脂の厚さが４００μｍ以下である。
　本発明の一形態においては、封止樹脂は、１００℃以上２００℃以下の温度で熱硬化する。
　本発明の一形態においては、封止樹脂がアイオノマー樹脂を含む。
　本発明によれば、合わせガラス構造太陽電池モジュールを薄型化できる。
本発明の一実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールの構成の一部を示す分解斜視図である。 図１中の太陽電池セルをＩＩ－ＩＩ線矢印方向から見た一部断面図である。 太陽電池セル上に引出配線を設けた状態を示す斜視図である。 同実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールの構成を示す分解斜視図である。 同実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールを図２と同じ方向から見た断面図である。 比較例１として、非薄型の合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。 比較例１において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。 比較例１において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。 比較例２として、封止樹脂の厚さを薄くした合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。 比較例２において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。 比較例２において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。 同実施形態において、封止樹脂の厚さを薄くした合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。 同実施形態において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。 同実施形態において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。
　以下、本発明の一実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールについて説明する。以下の実施形態の説明においては、図中の同一または相当部分には同一符号を付して、その説明は繰り返さない。
　図１は、本発明の一実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールの構成の一部を示す分解斜視図である。図２は、図１中の太陽電池セルをＩＩ－ＩＩ線矢印方向から見た一部断面図である。
　図１に示すように、第１ガラス基板であるガラス基板１００上に、複数の短冊状の太陽電池セル１１０が並列に配置されている。
　図２に示すように、太陽電池セル１１０は、前面（受光面）側に位置するガラス基板１００と、ガラス基板１００の背面側に設けられた透明電極層（表面側電極層）１１１と、透明電極層１１１の背面側に設けられた光電変換層１１３と、光電変換層１１３の背面側に設けられた裏面電極層１１５とを含んでいる。
　透明電極層１１１、光電変換層１１３および裏面電極層１１５は、それぞれ所定の形状にパターニングされている。透明電極層１１１、光電変換層１１３および裏面電極層１１５のそれぞれには、太陽電池セル１１０の延在方向に沿って延びる第１分離ライン１１２、第２分離ライン１１４および第３分離ライン１１６が形成されている。
　透明電極層１１１に形成された第１分離ライン１１２は、光電変換層１１３によって埋め込まれている。光電変換層１１３に形成された第２分離ライン１１４は、裏面電極層１１５によって埋め込まれている。
　第２分離ライン１１４によって分断された個々の光電変換層１１３は、第１分離ライン１１２によって分断された個々の透明電極層１１１と、第３分離ライン１１６によって分断された個々の裏面電極層１１５とによって挟まれている。
　一の透明電極層１１１に対向する裏面電極層１１５は、光電変換層１１３を分断する第２分離ライン１１４を埋め込むように構成された部分の裏面電極層１１５（当該部分の裏面電極層１１５は、特にコンタクトラインと称される）を介して、上記一の透明電極層１１１に隣接する透明電極層１１１と接続されている。
　これにより、個々の光電変換層１１３が裏面電極層１１５および透明電極層１１１を介して相互に電気的に接続された状態となり、太陽電池ストリング１２０に含まれる複数の太陽電池セル１１０が直列に接続される。
　ここで、太陽電池セル１１０の製造方法について説明する。熱ＣＶＤ（Chemical　Vapor　Deposition）法などを用いてガラス基板１００上に透明電極層１１１を成膜する。透明電極層１１１としては、たとえばＳｎＯ2（酸化錫）膜、ＺｎＯ(酸化亜鉛)膜またはＩＴＯ（Indium　Tin　Oxide）膜などを用いることができる。
　次に、レーザスクライブ法などを用いて透明電極層１１１の一部を除去することにより、複数の第１分離ライン１１２を形成する。これにより、透明電極層１１１が複数個に分断される。使用するレーザ光としては、たとえばＹＡＧ（Yttrium　Aluminum　Garnet）レーザの基本波（波長：１０６４ｎｍ）などを用いることができる。
　その後、プラズマＣＶＤ法などを用いて透明電極層１１１上に光電変換層１１３を成膜する。光電変換層１１３としては、半導体薄膜を使用でき、たとえば非晶質シリコン薄膜からなるｐ層、ｉ層およびｎ層が順次積層された積層膜などを用いることができる。この成膜により、第１分離ライン１１２は光電変換層１１３によって埋め込まれる。
　次に、レーザスクライブ法などを用いて光電変換層１１３の一部を除去することにより、複数の第２分離ライン１１４を形成する。これにより、光電変換層１１３が複数個に分断される。使用するレーザ光としては、たとえばＹＡＧレーザの第２高調波（波長：５３２ｎｍ）などを用いることができる。
　その後、たとえばマグネトロンスパッタ法または電子ビーム蒸着法などを用いて、光電変換層１１３上に裏面電極層１１５を成膜する。裏面電極層１１５としては、たとえばＺｎＯ（酸化亜鉛）膜／Ａｇ（銀）膜、ＺｎＯ膜／Ａｌ（アルミニウム）膜、ＩＴＯ膜／Ａｇ膜、および、ＳｎＯ2膜／Ａｇ膜などの積層膜を用いることができる。この成膜により、第２分離ライン１１４は裏面電極層１１５によって埋め込まれ、上記のコンタクトラインが形成される。
　次に、レーザスクライブ法などを用いて裏面電極層１１５の一部を除去することにより、複数の第３分離ライン１１６を形成する。これにより、裏面電極層１１５が複数個に分断される。使用するレーザ光としては、たとえばＹＡＧレーザの第２高調波（波長：５３２ｎｍ）などを用いることができる。
　このように形成された太陽電池ストリング１２０の両端、言い換えると、複数の太陽電池セル１１０の並ぶ方向において端部に位置する太陽電池セル１１０は、太陽電池ストリング１２０から電力を取り出す領域である。
　ここで、複数の太陽電池セル１１０から発電電力を取り出す引出配線について説明する。図１に示すように、太陽電池ストリング１２０の両端に位置する太陽電池セル１１０のそれぞれに対向してバスバー１３０が配置される。バスバー１３０は、細長い板状の金属箔で形成されている。バスバー１３０は、バスバー１３０の延在方向における略中央の位置で、リード線１４０の一端に位置する接続部１４１と接続されている。
　リード線１４０は、バスバー１３０の延在方向に対して交差する方向に延在している。リード線１４０は、細長い板状の金属箔で形成されている。リード線１４０の他端には、リード線１４０の延在方向に対して直交するように屈曲した端子部１４２が設けられている。リード線１４０の両端以外の太陽電池セル１１０に対向する側には、絶縁性膜１５０が被覆されている。
　バスバー１３０およびリード線１４０により、複数の太陽電池セル１１０の発電電力を取り出すための引出配線が構成されている。バスバー１３０とリード線１４０とは、バスバー１３０が太陽電池セル１１０に接続される前に予め半田などにより接続されている。
　太陽電池ストリング１２０の一方端がプラス側であれば、他方端はマイナス側である。したがって、バスバー１３０およびリード線１４０は、プラス側およびマイナス側にそれぞれ配置されて一対の引出配線を構成している。
　図３は、太陽電池セル上に引出配線を設けた状態を示す斜視図である。図４は、本実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールの構成を示す分解斜視図である。図５は、本実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールを図２と同じ方向から見た一部断面図である。
　図３に示すように、バスバー１３０は、裏面電極層１１５に予め塗布された導電性ペーストを介して裏面電極層１１５に接続される。その結果、太陽電池ストリング１２０のプラス側およびマイナス側が、一対の引出配線の端子部１４２に引き出される。
　図４に示すように、合わせガラス構造太陽電池モジュールは、ガラス基板１００と互いの間に複数の太陽電池セル１１０および引出配線の端子部１４２以外の部分を挟んで対向する第２ガラス基板であるガラス基板１７０を含む。ガラス基板１７０には、引出配線の端子部１４２を挿通させる開口部１７０ｈが形成されている。
　また、合わせガラス構造太陽電池モジュールは、ガラス基板１００とガラス基板１７０との間に位置する複数の太陽電池セル１１０および引出配線の端子部１４２以外の部分を封止する封止樹脂１６０を含む。封止樹脂１６０には、引出配線の端子部１４２を挿通させる開口部１６０ｈが形成されている。封止樹脂１６０としては、たとえばＰＥＴ（ポリエチレンテレフタラート）樹脂、ＥＶＡ(エチレン酢酸ビニル共重合樹脂)またはアイオノマー樹脂などを用いることができる。
　封止樹脂１６０およびガラス基板１７０を配置した後、真空ラミネート装置によりガラス基板１００とガラス基板１７０との外側から挟み込むように加圧しつつ加熱して、封止樹脂１６０を溶融させた後、硬化させる。このときの加熱温度は、１００℃以上２００℃以下である。このようにして、合わせガラス構造太陽電池モジュールが形成される。
　形成された合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいては、図５に示すように、裏面電極層１１５は、その背面側に設けられた封止樹脂１６０によって覆われている。裏面電極層１１５に形成された第３分離ライン１１６は、封止樹脂１６０によって埋め込まれている。封止樹脂１６０は、その背面側に設けられたガラス基板１７０によって覆われている。
　封止樹脂１６０およびガラス基板１７０の外側に引き出された引出配線の端子部１４２には、ガラス基板１７０の背面側において図示しない端子ボックスが取付けられる。
　上記のように形成される合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて薄型化を図る場合、太陽電池セル１１０内の透明電極層１１１と光電変換層１１３との間、または、光電変換層１１３と裏面電極層１１５との間で剥離が起きる可能性があることを本発明者は発見した。
　以下、太陽電池セル１１０内の透明電極層１１１と光電変換層１１３との間、または、光電変換層１１３と裏面電極層１１５との間で起きる剥離、およびその解決方法について詳細に説明する。
　図６は、比較例１として、非薄型の合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。なお、図６においては、簡単のため、第１分離ライン１１２、第２分離ライン１１４および第３分離ライン１１６は記載していない。
　図６に示すように、比較例１において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂２６０ａのうち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂２６１ａの厚さをＬ1とする。また、比較例１において、ガラス基板１００とガラス基板１７０との間に位置する引出配線の一部であるバスバー２３０およびリード線の接続部２４１の厚さをｄ1とする。
　すると、比較例１において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂２６０ａのうち、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂２６２ａの厚さは、Ｌ1－ｄ1となる。
　溶融した封止樹脂２６０ａは、１００℃以上２００℃以下の温度で熱硬化する。図７は、比較例１において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。ここで、封止樹脂の線膨張係数をα×１０-2／Ｋとする。
　ガラス基板１７０が配置されていない状態において１００℃だけ冷却されて、熱硬化した封止樹脂２６０ｂが収縮した場合、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂２６１ｂの厚さの収縮量はＬ1×αとなる。一方、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂２６２ｂの厚さの収縮量は、(Ｌ1－ｄ1)×αとなる。
　図７に示すように、封止樹脂２６１ｂと封止樹脂２６２ｂとの厚さの収縮量の違いは、ｄ1×αとなる。すなわち、引出配線の厚さに比例して封止樹脂の厚さの収縮量に差が生じることになる。
　図８は、比較例１において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。図８に示すように、熱硬化した封止樹脂２６０は、ガラス基板１７０と接着しているため２５℃まで冷却されても自由に収縮することができない。
　すなわち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の多い封止樹脂２６１の厚さは、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の少ない封止樹脂２６２の厚さまでしか収縮できない。
　すると、封止樹脂２６１に内部応力が発生する。この内部応力により、図８中の矢印１０で示すように、ガラス基板１７０および太陽電池セル１１０には厚さ方向の引張応力が負荷される。
　次に、封止樹脂の厚さを薄くして薄型化を図った比較例２の合わせガラス構造太陽電池モジュールについて説明する。
　図９は、比較例２として、封止樹脂の厚さを薄くした合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。なお、図９においては、簡単のため、第１分離ライン１１２、第２分離ライン１１４および第３分離ライン１１６は記載していない。
　図９に示すように、比較例２において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂１６０ａのうち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１ａの厚さをＬ2とする。なお、Ｌ1＞Ｌ2である。また、比較例２において、ガラス基板１００とガラス基板１７０との間に位置する引出配線の一部であるバスバー２３０およびリード線の接続部２４１の厚さをｄ1とする。
　すると、比較例２において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂１６０ａのうち、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６２ａの厚さは、Ｌ2－ｄ1となる。
　図１０は、比較例２において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。
　ガラス基板１７０が配置されていない状態において１００℃だけ冷却されて、熱硬化した封止樹脂１６０ｂが収縮した場合、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１ｂの厚さの収縮量はＬ2×αとなる。一方、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６２ｂの厚さの収縮量は、(Ｌ2－ｄ1)×αとなる。
　図１０に示すように、封止樹脂１６１ｂと封止樹脂１６２ｂとの厚さの収縮量の違いは、ｄ1×αとなる。すなわち、比較例２においても、引出配線の厚さに比例して封止樹脂の厚さの収縮量に差が生じることになる。比較例２においては封止樹脂１６０の厚さが比較例１より薄いため、封止樹脂の厚さに対する封止樹脂の収縮量の差の割合は、比較例２の方が比較例１より大きくなる。
　図１１は、比較例２において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。図１１に示すように、熱硬化した封止樹脂１６０は、ガラス基板１７０と接着しているため２５℃まで冷却されても自由に収縮することができない。
　すなわち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の多い封止樹脂１６１の厚さは、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の少ない封止樹脂１６２の厚さまでしか収縮できない。
　上記のように、封止樹脂の厚さに対する封止樹脂の収縮量の差の割合は、比較例２の方が比較例１より大きくなるため、封止樹脂１６１に比較例１より大きな内部応力が発生する。この内部応力により、図１１中の矢印２０で示すように、ガラス基板１７０および太陽電池セル１１０には比較例１より大きな厚さ方向の引張応力が負荷される。
　この場合、太陽電池セル１１０内において、透明電極層１１１と光電変換層１１３との間、または、裏面電極層１１５と光電変換層１１３との間において、剥離が生じることがある。
　そこで、本実施形態においては、封止樹脂の厚さに対応して引出配線の厚さを薄くすることにより、封止樹脂内に発生する内部応力を緩和した。図１２は、本実施形態において、封止樹脂の厚さを薄くした合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて封止樹脂が１２５℃まで加熱されて溶融状態であるときの寸法を示す断面図である。なお、図１２においては、簡単のため、第１分離ライン１１２、第２分離ライン１１４および第３分離ライン１１６は記載していない。
　図１２に示すように、本実施形態において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂１６０ａのうち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１ａの厚さをＬ2とする。Ｌ2は、たとえば、１．５ｍｍ以下である。また、本実施形態において、ガラス基板１００とガラス基板１７０との間に位置する引出配線の一部であるバスバー１３０およびリード線１４０の接続部１４１の厚さをｄ2とする。なお、ｄ1＞ｄ2である。
　すると、本実施形態において、真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂１６０ａのうち、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６２ａの厚さは、Ｌ2－ｄ2となる。
　図１３は、本実施形態において封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて自由に収縮した状態の寸法を示す断面図である。
　ガラス基板１７０が配置されていない状態において１００℃だけ冷却されて、熱硬化した封止樹脂１６０ｂが収縮した場合、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１ｂの厚さの収縮量はＬ2×αとなる。一方、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６２ｂの厚さの収縮量は、(Ｌ2－ｄ2)×αとなる。
　図１３に示すように、封止樹脂１６１ｂと封止樹脂１６２ｂとの厚さの収縮量の違いは、ｄ2×αとなる。すなわち、本実施形態においても、引出配線の厚さに比例して封止樹脂の厚さの収縮量に差が生じることになる。本実施形態においては、引出配線の厚さが比較例２より薄いため、封止樹脂の厚さの収縮量の差は比較例２より小さくなる。
　図１４は、本実施形態において、封止樹脂が熱硬化した後、２５℃まで冷却されて収縮した状態の寸法を示す断面図である。図１４に示すように、熱硬化した封止樹脂１６０は、ガラス基板１７０と接着しているため２５℃まで冷却されても自由に収縮することができない。
　すなわち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の多い封止樹脂１６１の厚さは、引出配線とガラス基板１７０との間に位置する収縮量の少ない封止樹脂１６２の厚さまでしか収縮できない。
　上記のように、本実施形態においては封止樹脂の厚さの収縮量の差が比較例２より小さくなるため、封止樹脂１６１に比較例２より小さな内部応力が発生する。この内部応力により、図１４中の矢印３０で示すように、ガラス基板１７０および太陽電池セル１１０には比較例２より小さな厚さ方向の引張応力が負荷される。
　このように、封止樹脂の厚さに対応して引出配線の厚さを薄くすることにより、封止樹脂内に発生する内部応力を緩和することができる。その結果、薄型化した合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて、太陽電池セル１１０内で膜剥離が発生することを抑制することができる。
　以下、封止樹脂の厚さと引出配線の厚さとを変化させて、太陽電池セル１１０内における剥離発生の有無を確認した実験例について説明する。
　(実験例)
　封止樹脂１６０として、アイオノマー樹脂を含むハイミラン(登録商標)を用いて本実施形態に係る合わせガラス構造太陽電池モジュールと同様の構成を有する合わせガラス構造太陽電池モジュールを作製した。
　薄型の合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいては、封止樹脂１６０の厚さは、通常１．５ｍｍ以下とされるが、本実験例では４００μｍ以下まで薄くした。封止樹脂１６０の厚さを４００μｍ以下まで薄くすることによって、太陽電池モジュールの端面において外部に曝される封止樹脂１６０の面積を小さくできるため、外部から太陽電池モジュール内へ水分などが浸入することを抑制して太陽電池モジュールの耐候性を向上できる。
　真空ラミネート装置により１２５℃まで加熱されて溶融した封止樹脂１６０のうち、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１の厚さをＬ3とする。また、ガラス基板１００とガラス基板１７０との間に位置する引出配線の一部であるバスバー１３０およびリード線１４０の接続部１４１の厚さをｄ3とする。
　比較例においては、Ｌ3＝３００μｍ、ｄ3＝１２０μｍ、(ｄ3／Ｌ3)×１００＝４０％とした。実施例１においては、Ｌ3＝３００μｍ、ｄ3＝５２μｍ、(ｄ3／Ｌ3)×１００＝１７％とした。実施例２においては、Ｌ3＝４００μｍ、ｄ3＝１２０μｍ、(ｄ3／Ｌ3)×１００＝３０％とした。
　太陽電池セル１１０内の剥離の有無を確認したところ、比較例においてバスバー１３０に沿って発生した剥離が発見され、実施例１および実施例２においては剥離が発見されなかった。
　このように、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１の厚さを４００μｍ以下として薄型化した合わせガラス構造太陽電池モジュールにおいて、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１の厚さに対して、引出配線の一部(バスバー１３０およびリード線１４０の接続部１４１)の厚さを３０％以下とすることにより、封止樹脂１６１に発生する内部応力を緩和して、太陽電池セル１１０内での膜剥離の発生を抑制することができる。
　その結果、合わせガラス構造太陽電池モジュールの薄型化を図りつつ不良率の増加を抑制し、透光性の高い合わせガラス構造太陽電池モジュールを安定して製造できる。
　ただし、引出配線の厚さを薄くしすぎると、引出配線の電気抵抗の増加、配線強度の低下および配線部材の生産性の低下などの問題が発生するため、複数の太陽電池セル１１０とガラス基板１７０との間に位置する封止樹脂１６１の厚さに対して、引出配線の一部(バスバー１３０およびリード線１４０の接続部１４１)の厚さを１７％以上とすることが好ましい。
　今回開示された実施形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　１００，１７０　ガラス基板、１１０　太陽電池セル、１１１　透明電極層、１１２　第１分離ライン、１１３　光電変換層、１１４　第２分離ライン、１１５　裏面電極層、１１６　第３分離ライン、１２０　太陽電池ストリング、１３０，２３０　バスバー、１４０，２４１　リード線、１４１　接続部、１４２　端子部、１５０　絶縁性膜、１６０，１６０ａ，１６０ｂ，１６１，１６１ａ，１６１ｂ，１６２，１６２ａ，１６２ｂ，２６０，２６０ａ，２６０ｂ，２６１，２６１ａ，２６１ｂ，２６２，２６２ａ，２６２ｂ　封止樹脂、１６０ｈ，１７０ｈ　開口部。

Claims (4)

  1. 　第１ガラス基板(１００)と、
    　前記第１ガラス基板(１００)上に設けられ、互いに電気的に接続された複数の太陽電池セル(１１０)と、
    　前記複数の太陽電池セル(１１０)上に設けられ、前記複数の太陽電池セル(１１０)の発電電力を取り出すための引出配線と、
    　前記第１ガラス基板(１００)と互いの間に前記複数の太陽電池セル(１１０)および前記引出配線の一部を挟んで対向する第２ガラス基板(１７０)と、
    　前記第１ガラス基板(１００)と前記第２ガラス基板(１７０)との間に位置する前記複数の太陽電池セル(１１０)および前記引出配線の前記一部を封止する封止樹脂(１６０)と
    を備え、
    　前記複数の太陽電池セル(１１０)と前記第２ガラス基板(１７０)との間に位置する前記封止樹脂(１６１)の厚さに対して、前記引出配線の前記一部の厚さが３０％以下である、合わせガラス構造太陽電池モジュール。
  2. 　前記複数の太陽電池セル(１１０)と前記第２ガラス基板(１７０)との間に位置する前記封止樹脂(１６１)の厚さが４００μｍ以下である、請求項１に記載の合わせガラス構造太陽電池モジュール。
  3. 　前記封止樹脂(１６０)は、１００℃以上２００℃以下の温度で熱硬化する、請求項１または２に記載の合わせガラス構造太陽電池モジュール。
  4. 　前記封止樹脂(１６０)がアイオノマー樹脂を含む、請求項３に記載の合わせガラス構造太陽電池モジュール。
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