WO2013089047A1 - 太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム - Google Patents

太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム Download PDF

Info

Publication number
WO2013089047A1
WO2013089047A1 PCT/JP2012/081875 JP2012081875W WO2013089047A1 WO 2013089047 A1 WO2013089047 A1 WO 2013089047A1 JP 2012081875 W JP2012081875 W JP 2012081875W WO 2013089047 A1 WO2013089047 A1 WO 2013089047A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solar cell
cell module
sealing material
passivation film
solar
Prior art date
Application number
PCT/JP2012/081875
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
泰史 道祖尾
土津田　義久
博之 井川
正朝 棚橋
眞次 西岡
幸平 澤田
健太朗 臼井
今瀧　智雄
伊藤　弘朗
Original Assignee
シャープ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by シャープ株式会社 filed Critical シャープ株式会社
Priority to CN201290001058.2U priority Critical patent/CN204243056U/zh
Priority to US14/364,386 priority patent/US20150287844A1/en
Publication of WO2013089047A1 publication Critical patent/WO2013089047A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0216—Coatings
    • H01L31/02161—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02167—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0216—Coatings
    • H01L31/02161—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02167—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • H01L31/02168—Coatings for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells the coatings being antireflective or having enhancing optical properties for the solar cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0224—Electrodes
    • H01L31/022408—Electrodes for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/022425—Electrodes for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • H01L31/022441—Electrode arrangements specially adapted for back-contact solar cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/0248—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies
    • H01L31/0256—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by the material
    • H01L31/0264—Inorganic materials
    • H01L31/028—Inorganic materials including, apart from doping material or other impurities, only elements of Group IV of the Periodic Table
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/06—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers
    • H01L31/068—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN homojunction type, e.g. bulk silicon PN homojunction solar cells or thin film polycrystalline silicon PN homojunction solar cells
    • H01L31/0682—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN homojunction type, e.g. bulk silicon PN homojunction solar cells or thin film polycrystalline silicon PN homojunction solar cells back-junction, i.e. rearside emitter, solar cells, e.g. interdigitated base-emitter regions back-junction cells
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S30/00—Structural details of PV modules other than those related to light conversion
    • H02S30/10—Frame structures
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
    • H02S40/30—Electrical components
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module and a solar power generation system, and more particularly to a solar cell module and a solar power generation system including solar cells having an insulating passivation film on a light receiving surface.
  • a solar cell module 1001 connects a plurality of back electrode type solar cells 1010 (hereinafter simply referred to as solar cells 1010) and adjacent solar cells 1010.
  • a frame member 1024 (holding member) for holding them.
  • a solar cell 1010 includes an n-type silicon substrate 1011 having an n-type current collecting layer 1011a and a p-type current collecting layer 1011b provided on the back surface side, and an upper surface (light receiving surface) side of the silicon substrate 1011.
  • a passivation film 1012 provided on the back surface of the silicon substrate 1011 and an n-electrode 1013 provided on the back side of the silicon substrate 1011 and electrically connected to the n-type current collecting layer 1011a and a p-type electrically connected to the p-type current collecting layer 1011b.
  • An electrode 1014 In FIG. 12, the n-electrode 1013 and the p-electrode 1014 are omitted.
  • Patent Document 1 a solar cell module in which a plurality of back electrode type solar cells are connected is disclosed in Patent Document 1, for example.
  • the inventors of the present application have a problem that when the solar cell module 1001 is irradiated with sunlight to generate power, the output of the solar cell module 1001 may decrease (power generation efficiency may decrease). I found. Specifically, as a result of various studies on the solar cell module 1001, the inventor of the present application has found that the output of the solar cell module in which electrodes are provided on the light receiving surface and the back surface that are conventionally used is unlikely to decrease. As the potential difference between the potential of the power generation circuit in the solar cell module 1001 and the potential of the frame member 1024 is larger, the output is more likely to decrease, and a water film is formed on the light receiving surface of the solar cell module 1001 due to rain or the like. We found out that the output is likely to decrease when the
  • the inventors of the present application estimated that the output of the solar cell module 1001 was reduced by the following mechanism.
  • the light receiving surface side of the solar battery cell 1010 is shown in FIG. A directional electric field E is generated. Then, electrons contained in the light-transmitting substrate 1022 and the sealing material 1021 are collected on the passivation film 1012 side by the electric field E.
  • holes should be collected in the direction of the light receiving surface of the silicon substrate 1011, that is, the side where the passivation film 1012 is formed, so as to form a pair with the electrons collected on the light receiving surface of the passivation film 1012. Force is generated.
  • the present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to reduce the output without complicating the configuration of the solar battery cell, the solar battery module, and the solar power generation system. It is providing the solar cell module and solar power generation system which can suppress this.
  • a solar cell module of the present invention includes a solar cell having an insulating passivation film on a light receiving surface, a translucent substrate disposed on the light receiving surface side of the solar cell, and a solar cell.
  • a solar cell module including a solar cell panel provided with a sealing material disposed between the cell and the light-transmitting substrate, wherein the cell upper portion located on the light receiving surface of the solar cell is 1.36. It has a sheet resistivity of ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more.
  • substrate means a board
  • the cell upper portion located on the light receiving surface of the solar cell has a sheet resistivity of 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more. Since the sealing material and the translucent substrate are laminated and disposed on the cell upper portion located on the light receiving surface of the solar battery cell, the sealing material and the translucent substrate located on the cell upper portion are arranged. At least one has an area resistivity of 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more, or the sum of the area resistivity of the sealing material and the area resistivity of the light-transmitting substrate is 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ What is necessary is just to become cm ⁇ 2 > or more.
  • the encapsulant or translucent substrate is a material that is generally insulative, there are a few free electrons in the material, but by increasing the area resistivity, the upper part of the cell The density of free electrons contained in the sealing material or the light-transmitting substrate is further reduced. For this reason, even when a high potential difference is applied across the light receiving surface of the solar battery cell, the amount of electrons to be collected on the passivation film side in the sealing material or the translucent substrate is small. The density of electrons collected on the light receiving surface side (sealing material side) can be reduced.
  • the force to collect holes on the side opposite to the light-receiving surface of the passivation film is proportional to the density of electrons collected on the light-receiving surface side (sealing material side) of the passivation film.
  • the upper portion of the cell has a sheet resistivity of 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more at 85 ° C.
  • a substance generally called an insulator tends to decrease in volume resistivity when the temperature rises. Therefore, by configuring the insulator (sealing material and translucent substrate) in the upper part of the cell so as to have a sheet resistivity of 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more even at 85 ° C., a solar cell Even when the module is used in a high temperature state, it is possible to suppress a decrease in output.
  • the solar cell includes an n-type silicon substrate, and an n-electrode and a p-electrode provided on the back surface of the silicon substrate.
  • the potential of the solar cell is often higher than the potential of the surroundings (the holding member that holds the translucent substrate or the outside of the solar cell module), and the so-called back surface electrode in which the n electrode and the p electrode are provided on the back surface
  • the output of the solar cell module is likely to decrease. Therefore, it is particularly effective when an n-type silicon substrate is used for a so-called back electrode type solar battery cell.
  • the solar cell module preferably further includes a conductive holding member that holds the edge of the solar cell panel. Thereby, the rigidity and durability of the solar cell module can be improved easily and inexpensively.
  • the forbidden band width of the passivation film is equal to or less than the photon energy contained in the light that passes through the sealing material and reaches the passivation film.
  • the passivation film can absorb photon energy contained in the light transmitted by the sealing material, so that electrons in the passivation film can be excited to reach the silicon substrate as a free electron state. That is, the passivation film functions as a conductor, and electrons collected from the sealing material to the light-receiving surface side of the passivation film can flow to the silicon substrate, so that the electrons from the sealing material are received by the light-receiving surface of the passivation film. Accumulation on the side can be suppressed, and a decrease in the output current of the solar battery cell can be prevented.
  • the forbidden band width of the passivation film is preferably not more than 3.5 eV.
  • the passivation film can absorb light having a wavelength of about 350 nm or more.
  • a typical sealing material for a solar cell module is configured to block light having a wavelength shorter than about 350 nm. For this reason, as described above, by setting the forbidden band width of the passivation film to 3.5 eV or less, the passivation film can absorb light having a wavelength of about 350 nm or more, which is light transmitted by the sealing material. .
  • the forbidden band width of the passivation film is preferably 3.1 eV or more.
  • the forbidden band width of the passivation film is set to 3.1 eV or more, and the passivation film is formed so as to transmit light having a wavelength longer than about 400 nm. Reaches the silicon substrate without being absorbed by the passivation film. Thereby, it can suppress that the electric power generation efficiency of a photovoltaic cell falls by a passivation film.
  • the passivation film preferably includes a silicon compound film. If comprised in this way, a passivation film can be formed easily. In addition, since the silicon compound and the silicon substrate have close lattice constants, crystal defects can be prevented from occurring at the interface between the silicon compound (passivation film) and the silicon substrate, and the quality of the passivation film can be improved. it can.
  • the passivation film includes an inorganic oxide film. If comprised in this way, a passivation film can be formed easily.
  • the solar power generation system of the present invention includes the solar cell module having the above configuration. If comprised in this way, the solar power generation system which can suppress that an output falls will be obtained.
  • the solar power generation system preferably includes a conductive holding member that holds the edge of the solar cell panel, the holding member is grounded, and the potential of the output terminal that outputs the generated power of the solar cell module is grounded. Above the potential.
  • the holding member has conductivity, the holding member is often grounded to ensure safety against electric shock or the like.
  • the output of the solar cell module is likely to decrease. Therefore, this is particularly effective when the conductive holding member that holds the edge of the solar cell panel is grounded and the potential of the output terminal that outputs the generated power of the solar cell module is equal to or higher than the ground potential.
  • the solar power generation system includes a plurality of solar cell modules, the holding members of all the solar cell modules are grounded, and the potential of the output terminal that outputs the generated power of the solar cell module is grounded in at least one solar cell module. It may be higher than the potential. Even with such a configuration, it is possible to suppress a decrease in the output of the solar cell module in which the potential at the output end is equal to or higher than the ground potential.
  • FIG. 3 is a diagram showing the relationship between power generation time and output in Examples 1 to 3 and Comparative Example 1. It is sectional drawing which showed the structure of the solar cell module by 2nd Embodiment of this invention.
  • the solar cell module 1 includes a plurality of back electrode type solar cells 2 (hereinafter simply referred to as solar cells 2) and a plurality of solar cells 2.
  • the connecting member 3 connected in series, the sealing material 4 covering the light receiving surface side and the back surface side of the solar cell 2, the translucent substrate 5 and the back surface protection sandwiching the solar cell 2 and the sealing material 4 in the vertical direction
  • seat 6 and the frame member 7 (holding member) holding these (solar cell panel 30) are provided.
  • a solar battery panel 30 is configured by the plurality of solar battery cells 2, the connection member 3, the sealing material 4, the translucent substrate 5, and the back surface protection sheet 6. For simplification of the drawing, only two solar cells 2 are drawn in FIG. 1, but three or more solar cells 2 may be provided.
  • the solar cell 2 includes an n-type silicon substrate 21, an insulating passivation film 22 made of a silicon nitride film formed on the upper surface (light-receiving surface) of the silicon substrate 21, and a passivation film 22.
  • An insulating antireflection film 23 made of a silicon nitride film formed thereon, and an n electrode 24 and a p electrode 25 provided on the back surface of the silicon substrate 21 are included.
  • the n-electrode 24 and the p-electrode 25 are omitted.
  • a texture structure (uneven structure) (not shown) is formed on the upper surface of the silicon substrate 21. Further, a passivation film (not shown) may be provided on the back surface of the silicon substrate 21. In this case, an opening for conducting the n-electrode 24 and the p-electrode 25 may be provided in the passivation film on the back surface.
  • the silicon substrate 21 is provided on the n-type region 21 a, the back side of the silicon substrate 21, the n-type current collecting layer 21 b having n-type impurities at a higher concentration than the n-type region 21 a, and the back side of the silicon substrate 21. And a p-type current collecting layer 21c having p-type impurities.
  • solar cells 2 When solar cells 2 are irradiated with sunlight, electron-hole pairs are generated, electrons are attracted to the n-type current collecting layer 21b, and holes are attracted to the p-type current collecting layer 21c.
  • the n-type current collection layer 21b and the p-type current collection layer 21c are in ohmic contact with the n-electrode 24 and the p-electrode 25, respectively.
  • the n electrode 24 and p electrode 25 of the adjacent photovoltaic cell 2 are electrically connected by the connection member 3 (refer FIG. 1), and the several photovoltaic cell 2 is connected in series.
  • the connecting member 3 is arranged at the output end 3a connected to the n electrode 24 of the solar battery cell 2 arranged at one end (low potential side) and at the other end (high potential side).
  • an output end 3 b connected to the p-electrode 25 of the solar battery cell 2.
  • the output ends 3a and 3b are provided to output the generated power of the solar cell module 1 (a plurality of solar cells 2).
  • the passivation film 22 has a higher refractive index than the antireflection film 23.
  • the passivation film 22 may be formed of a silicon compound film such as a silicon oxide film or a silicon carbide film instead of the silicon nitride film.
  • the passivation film 22 may be formed of a dielectric film having a passivation effect that suppresses surface recombination of carriers (electrons and holes).
  • the antireflection film 23 can be formed of various oxide films such as a silicon oxide film and a titanium oxide film instead of the silicon nitride film. Further, the antireflection film 23 can be formed of another film having an antireflection effect in combination with the passivation film 22.
  • the sealing material 4 is disposed between the solar battery cell 2 and the translucent substrate 5, and adheres the solar battery cell 2 and the translucent substrate 5. Moreover, the sealing material 4 is arrange
  • positioned below are formed of the same resin.
  • the cell upper part 4a (the part enclosed with the broken line of FIG.
  • positioned above the photovoltaic cell 2 and the connection member 3 of the sealing material 4 is formed of one layer.
  • the sealing material 4 is formed using, for example, an insulating resin that is transparent to sunlight.
  • the cell upper portion 4a of the sealing material 4 has an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more at room temperature (about 23 ° C.).
  • a material having a volume resistivity of about 3.4 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more at normal temperature (about 23 ° C.) is sealed. It can be used for the stopper 4.
  • the resin generally has a tendency that the volume resistivity decreases as the temperature rises.
  • the cell upper part 4a of the sealing material 4 of the solar cell module 1 has an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more even at 85 ° C. Since the sealing material 4 is often in a state of being properly cured by heat treatment or the like, and is often hardly deformed due to temperature, if the thickness of the sealing material 4 does not change with temperature, the sealing material 4 is about even at 85 ° C.
  • a material having a volume resistivity of 3.4 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more can be used for the sealing material 4. As a result, it is possible to suppress a decrease in output even when a solar cell module that can be exposed to a general outdoor climate for a long period of time becomes a high temperature state.
  • a silicone resin such as OE-6336 manufactured by Dow Corning
  • a silicone resin such as OE-6336 manufactured by Dow Corning
  • blending and composition of ethylene vinyl acetate resin currently widely used, or a thing with a high volume resistivity, such as an olefin resin, can also be used.
  • a crosslinking accelerator or an ultraviolet absorber may be added to the resin constituting the sealing material 4.
  • the translucent substrate 5 is formed using, for example, a glass substrate or PC (polycarbonate resin) that is transparent to sunlight, but is not particularly limited as long as it is transparent to sunlight.
  • PC polycarbonate resin
  • a sheet material made of a weather-resistant film that has been conventionally used can be used as the back surface protective sheet 6.
  • a sheet material made of a weather resistant film for example, an insulating film such as a PET (polyethylene terephthalate) film can be used.
  • a glass substrate may be used instead of the back surface protective sheet 6.
  • the frame member 7 holds the entire periphery of the edge of the solar cell panel 30 via the insulating end face sealing member 8.
  • the end surface sealing member 8 has water-stopping and elasticity, and the end surface of the solar cell panel 30 (the end surfaces (outer peripheral surfaces) of the translucent substrate 5, the sealing material 4, and the back surface protection sheet 6) and the frame member 7. It is arranged between.
  • the frame member 7 is made of a metal such as aluminum and has conductivity.
  • the frame member 7 is combined, for example, in a rectangular shape with a window portion formed in the center as viewed in plan. Moreover, the frame member 7 has a U-shaped cross section as shown in FIG.
  • the frame member 7 includes a locking portion 7a that is locked to the upper surface 5a of the translucent substrate 5, a back surface locking portion 7b that is locked to the back surface of the back surface protection sheet 6, and a locking portion 7a and a back surface locking portion 7b.
  • the side wall part 7c which connects these.
  • the frame member 7 is grounded via a wiring or the like (not shown) in order to ensure safety against electric shock or the like. Further, although the potentials of the output terminal 3a and the output terminal 3b are determined by the state of the connected load, in the present embodiment, the potentials of the output terminal 3a and the output terminal 3b are higher than the ground potential. Even so, it is possible to suppress a decrease in the output of the solar cell module 1 (a decrease in power generation efficiency).
  • the solar power generation system may include a plurality of solar cell modules 1.
  • the potential of the output terminal 3a and the output terminal 3b may be equal to or higher than the ground potential in all the solar cell modules 1, and the potential of the output terminal 3b in one (at least one) solar cell module 1 It may be higher than the ground potential.
  • the cell upper portion 4a of the sealing material 4 has an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more.
  • the density of free electrons per unit area is lowered. For this reason, as shown in FIG. 3, even when a high potential difference is applied across the light receiving surface of the solar battery cell 2, the amount of free electrons collected on the passivation film 22 side in the sealing material 4 is small. The density of electrons collected on the light receiving surface side (sealing material 4 side) of the passivation film 22 is reduced.
  • the force to collect holes on the side opposite to the light receiving surface side of the passivation film 22 is proportional to the density of electrons collected on the light receiving surface side (sealing material 4 side) of the passivation film 22. Therefore, by reducing the density of electrons collected on the light receiving surface side (sealing material 4 side) of the passivation film 22, it is possible to suppress movement of holes generated in the silicon substrate 21 to the passivation film 22 side. . Thereby, it can suppress that the output of the solar cell module 1 falls (power generation efficiency falls).
  • the output of the solar cell module 1 can be maintained over a long period (for example, 10 years or more).
  • the potential of the solar battery cell 2 is higher than that of the surroundings (outside of the frame member 7 and the solar battery module 1), and the n-type silicon substrate 21 is used for the back electrode type solar battery cell 2.
  • the output of the solar cell module 1 is likely to decrease. This is particularly effective when the n-type silicon substrate 21 is used.
  • the potential of the solar battery cell 2 is lower than that of the surroundings (outside of the frame member 7 and the solar battery module 1) and the p-type silicon substrate 21 is used for the back electrode type solar battery cell 2.
  • the output of the solar cell module 1 is likely to decrease.
  • the cell upper portion 4a located on the light receiving surface of the solar battery cell 2 of the sealing material 4 has a sheet resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more, so that the solar battery It is possible to suppress a decrease in the output of the module 1.
  • the cell upper portion 4a preferably has a sheet resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more at 85 ° C.
  • the insulating property (area resistivity) of the substance (sealing material 4) tends to decrease.
  • the cell upper portion 4a is configured to have an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more even at 85 ° C., so that the solar cell module 1 can be operated. Even if the temperature rises to a temperature that can be assumed, the output can be prevented from decreasing.
  • the volume resistivity inherent to the sealing material 4 and the sealing can be realized by appropriately combining the thickness of the cell upper portion 4a of the stopper 4.
  • OE-6336 silicone resin manufactured by Dow Corning has a volume resistivity of 4 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm, this resin is placed on the upper part of the cell so that the thickness is 0.5 mm.
  • the sheet resistivity of the cell upper portion 4a of the sealing material 4 can be 2 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm 2 .
  • the output of the solar cell module 1 is reduced. It's easy to do. For this reason, it is particularly effective when the potential of the output terminals 3a and 3b of the solar cell module 1 is equal to or higher than the ground potential.
  • the photovoltaic power generation system includes a plurality of solar cell modules 1 and the potentials of the output terminals 3a and 3b in the at least one solar cell module 1 are equal to or higher than the ground potential.
  • Example 1 an olefin resin having a volume resistivity of about 7.3 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm at 23 ° C. and a volume resistivity of about 3.4 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm at 85 ° C. is used.
  • the sealing material 4 was formed.
  • the thickness of the cell upper portion 4a of the sealing material 4 was about 0.4 mm.
  • the cell upper portion 4a of the sealing material 4 has an area resistivity of about 2.92 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm 2 at 23 ° C., and about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 at 85 ° C.
  • the sheet resistivity is as follows.
  • the other structure of Example 1 was the same as that of the solar cell module 1 described above.
  • Example 2 an olefin resin having a volume resistivity of about 1.3 ⁇ 10 17 ⁇ ⁇ cm at 23 ° C. and a volume resistivity of about 3.4 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm at 85 ° C. is used.
  • the sealing material 4 was formed.
  • the thickness of the cell upper portion 4a of the sealing material 4 was about 0.4 mm.
  • the cell upper portion 4a of the sealing material 4 has a sheet resistivity of about 5.2 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm 2 at 23 ° C. and about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 at 85 ° C.
  • the sheet resistivity is as follows.
  • the other structure of Example 2 was the same as that of Example 1.
  • Example 3 an olefin resin having a volume resistivity of about 1.5 ⁇ 10 17 ⁇ ⁇ cm at 23 ° C. and a volume resistivity of about 3.2 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm at 85 ° C. is used.
  • the sealing material 4 was formed.
  • the thickness of the cell upper portion 4a of the sealing material 4 was about 0.4 mm.
  • the cell upper portion 4a of the sealing material 4 has an area resistivity of about 6 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm 2 at 23 ° C. and an area of about 1.28 ⁇ 10 13 ⁇ ⁇ cm 2 at 85 ° C. Has resistivity.
  • Other structures of Example 3 were the same as those of Example 1.
  • Comparative Example 1 an ethylene vinyl acetate resin having a volume resistivity of about 2.4 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm at 23 ° C. and a volume resistivity of about 1.2 ⁇ 10 12 ⁇ ⁇ cm at 85 ° C. An encapsulant was formed using this.
  • the thickness of the upper part of the cell of the sealing material was about 0.4 mm. Thereby, the cell upper part of the sealing material has an area resistivity of about 9.6 ⁇ 10 12 ⁇ ⁇ cm 2 at 23 ° C. and an area of about 4.8 ⁇ 10 10 ⁇ ⁇ cm 2 at 85 ° C. Has resistivity.
  • the other structure of Comparative Example 1 was the same as that of Example 1.
  • the output (generated power) with respect to the power generation time was measured. Specifically, a voltage of +600 V was applied to the solar cell with reference to the light receiving surface of the solar cell module (the upper surface 5a of the translucent substrate 5), and the output after a predetermined time elapsed from the start of power generation was measured. In addition, experiments were conducted for the case where the ambient temperature was about 23 ° C and about 85 ° C. Then, normalization was performed by setting the output immediately after the start of power generation (after the lapse of 0 hours) to 1. The output immediately after the start of power generation (after the lapse of 0 hours) was measured without applying a voltage of + 600V. The result is shown in FIG.
  • Example 1 As shown in FIG. 4, in Example 1 and Example 2, there was almost no decrease in output over time.
  • Example 3 when the ambient temperature was about 23 ° C., almost no decrease in output over time was observed, and when the ambient temperature was about 85 ° C., output decreased over time.
  • Comparative Example 1 the output decreased with time.
  • the decrease in output after about 20 hours was less than 0.5% when the ambient temperature was about 23 ° C. and about 85 ° C.
  • Example 3 when the ambient temperature was about 23 ° C., the output did not decrease after about 20 hours. On the other hand, when the ambient temperature was about 85 ° C., the output decreased by about 14.2% after about 20 hours.
  • Comparative Example 1 when the ambient temperature was about 23 ° C., the output decreased by about 25.3% after about 20 hours. Further, when the ambient temperature was about 85 ° C., the output decreased by about 25.9% after about 20 hours. In Comparative Example 1, even when the ambient temperature was about 23 ° C., the output decreased by about 19.7% after about 7 hours.
  • Example 3 the output did not decrease when the ambient temperature was about 23 ° C, and the output decreased when the temperature was about 85 ° C. In Comparative Example 1, the output decreased.
  • Table 1 shows whether or not the output decreased after about 20 hours for the above experiment.
  • the sealing material 104 is formed of, for example, ethylene vinyl acetate resin.
  • an upper cell portion 105b (a portion surrounded by a broken line in FIG. 5) located on the light receiving surface of the solar battery cell 2 is about 1.36 ⁇ 10 14 at room temperature (about 23 ° C.). It has a sheet resistivity of ⁇ ⁇ cm 2 or more.
  • the translucent substrate 105 is about 4.25 ⁇ 10 14 ⁇ at room temperature (about 23 ° C.). It is preferable to have a volume resistivity of cm or more.
  • the upper cell portion 105b of the translucent substrate 105 preferably has an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more at 85 ° C., and the translucent substrate 105 has an area resistivity of about 4. It is preferable to have a volume resistivity of 25 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm or more.
  • the translucent substrate 105 can have a sheet resistivity of 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more at 85 ° C. by using, for example, glass or polycarbonate resin.
  • glass non-alkali glass such as NA35 manufactured by HOYA Corporation can be used.
  • polycarbonate resin Panlite manufactured by Teijin Chemicals Ltd. can be used.
  • the sheet resistivity can be increased.
  • a light-transmitting insulating member such as PET may be sandwiched between two general glass plates. With such a structure, it is possible to increase the area resistivity of the light-transmitting substrate 105 only with an inexpensive material, and in addition to the laminated glass structure, when the glass plate is broken, It is possible to suppress the debris from being scattered.
  • the translucent substrate 105 has an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more, so that per unit area in the cell upper portion 105 b of the translucent substrate 105.
  • the density of free electrons becomes low. For this reason, as shown in FIG. 6, even when a high potential difference is applied across the light receiving surface of the solar battery cell 2, it gathers on the passivation film 22 side (sealing material 104 side) in the translucent substrate 105. The density of free electrons is reduced. Since the sealing material 104 and the light transmitting substrate 105 are electrically connected in series, the density of electrons moving through the sealing material 104 is equal to the density of electrons moving through the light transmitting substrate 105. Become.
  • the density of electrons moving through the translucent substrate 105 is reduced as in the first embodiment. Therefore, it is possible to suppress the movement of holes generated in the silicon substrate 21 to the passivation film 22 side. Thereby, it can suppress that the output of the solar cell module 101 falls (power generation efficiency falls).
  • the present invention can be described as follows including the first and second embodiments described above. That is, the area resistivity of the upper part of the cell is sufficiently larger than the area resistivity of the passivation film 22, and the resistance of the upper part of the cell absorbs the potential difference applied from the outside of the module across the light receiving surface of the solar battery cell. In this way, the voltage applied to the passivation film 22 is reduced, and an inversion layer is prevented from being generated at the interface between the passivation film 22 and the silicon substrate 21.
  • the surface of the silicon substrate 21 is applied to the passivation film 22 when a voltage (inversion voltage) higher than a predetermined level is applied so that the silicon substrate 21 side has a high voltage.
  • a p-type inversion layer is formed. Therefore, as a result of dividing the potential difference with the silicon substrate 21 applied from the outside of the module by the area resistivity of the upper portion of the cell and the area resistivity of the passivation film 22, the voltage applied to the passivation film 22 is higher than the above-described inversion voltage. You can make it low.
  • the result is a result of examination under a predetermined cell and applied voltage conditions.
  • an example using an n-type silicon substrate has been described.
  • the present invention is not limited to this, and a p-type silicon substrate may be used.
  • the present invention is not limited to this. Even when using solar cells in which electrodes are provided on each of the light receiving surface and the back surface, the output of the solar cell module may decrease, so electrodes are provided on each of the light receiving surface and the back surface. It is also effective to apply the present invention to a solar cell module using solar cells.
  • the sealing material 204 to be disposed may be formed using a different resin.
  • the sealing material 204 disposed on the lower side of the solar battery cell 2 and the connection member 3 may not be transparent to sunlight, and may be about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more. It does not have to have sheet resistivity. Such a configuration is particularly effective when the sealing material 4 is expensive.
  • a sealing material The upper part of the cell and the other part may be formed of different resins.
  • the part other than the upper part of the cell of the sealing material may not have an area resistivity of about 1.36 ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more.
  • the intensity of the electric field generated around the light receiving surface of the solar cell arranged on the side where the potential difference from the outside of the module is large is generated around the light receiving surface of the solar cell arranged on the side where the potential difference from the outside of the module is small. Higher than the strength of the electric field. For this reason, when, for example, 10 solar cells are connected in series, only the sealing material for sealing, for example, 5 solar cells arranged on the side where the potential difference from the outside of the module is large is about 1.36. It may be formed so as to have a sheet resistivity of ⁇ 10 14 ⁇ ⁇ cm 2 or more.
  • the frame member has an example of conductivity.
  • the holding member may be formed of an insulating member, for example. If comprised in this way, since it can suppress that the intensity
  • the holding member may be formed of a conductive member (metal) and an insulating member.
  • a sealing material is a solar cell. It may be only in contact with the cell and the translucent substrate. Moreover, as long as the sealing material is arrange
  • the antireflection film is provided on the passivation film.
  • the present invention is not limited to this, and the antireflection film may be omitted.
  • the solar cell module 301 includes a plurality of back electrode type solar cells 2 (hereinafter simply referred to as solar cells 2) and a plurality of solar cells 2.
  • the connecting member 3 connected in series, the sealing material 4 covering the light receiving surface side and the back surface side of the solar cell 2, the translucent substrate 5 and the back surface protection sandwiching the solar cell 2 and the sealing material 4 in the vertical direction
  • seat 6 and the frame member 7 (holding member) holding these (solar cell panel 30) are provided.
  • a solar battery panel 30 is configured by the plurality of solar battery cells 2, the connection member 3, the sealing material 4, the translucent substrate 5, and the back surface protection sheet 6. For simplification of the drawing, only two solar cells 2 are drawn in FIG. 8, but three or more solar cells 2 may be provided.
  • the solar battery cell 2 is provided on an n-type silicon substrate 21, an insulating passivation film 22 formed on the upper surface (light-receiving surface) of the silicon substrate 21, and the back surface of the silicon substrate 21.
  • an n electrode 24 and a p electrode 25 are included.
  • the n-electrode 24 and the p-electrode 25 are omitted.
  • the insulating passivation film 22 is directly formed on the light receiving surface side of the silicon substrate 21. That is, the passivation film 22 and the silicon substrate 21 are in contact with each other.
  • a texture structure (uneven structure) (not shown) is formed on the upper surface of the silicon substrate 21. Further, a passivation film (not shown) may be provided on the back surface of the silicon substrate 21. In this case, an opening for conducting the n-electrode 24 and the p-electrode 25 may be provided in the passivation film on the back surface.
  • the silicon substrate 21 is provided on the n-type region 21 a, the back side of the silicon substrate 21, the n-type current collecting layer 21 b having n-type impurities at a higher concentration than the n-type region 21 a, and the back side of the silicon substrate 21. And a p-type current collecting layer 21c having p-type impurities.
  • solar cells 2 When solar cells 2 are irradiated with sunlight, electron-hole pairs are generated, electrons are attracted to the n-type current collecting layer 21b, and holes are attracted to the p-type current collecting layer 21c.
  • the n-type current collection layer 21b and the p-type current collection layer 21c are in ohmic contact with the n-electrode 24 and the p-electrode 25, respectively.
  • the n electrode 24 and the p electrode 25 of the adjacent photovoltaic cell 2 are electrically connected by the connection member 3 (refer FIG. 8), and the several photovoltaic cell 2 is connected in series.
  • the connecting member 3 is arranged at the output end 3a connected to the n electrode 24 of the solar battery cell 2 arranged at one end (low potential side) and at the other end (high potential side).
  • an output end 3 b connected to the p-electrode 25 of the solar battery cell 2.
  • the output ends 3a and 3b are provided to output the generated power of the solar cell module 301 (a plurality of solar cells 2).
  • the silicon substrate 21 is made of crystalline silicon. Therefore, for example, as shown in FIG. 4 of JP-A-2002-231324, the solar battery cell 2 has sensitivity to light having a wavelength of about 400 nm or more and about 1100 nm or less, and is about 400 nm or less. It has almost no sensitivity to light of the wavelength.
  • the passivation film 22 has a forbidden band width equal to or less than the photon energy contained in the light that passes through the sealing material 4 and reaches the passivation film 22.
  • the sealing material 4 is formed so as to transmit light including photon energy larger than the forbidden band width of the passivation film 22.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 is preferably, for example, about 3.1 eV or more and about 3.5 eV or less.
  • the passivation film 22 can absorb light having a wavelength of about 350 nm or more transmitted through the sealing material 4.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 can transmit light having a wavelength longer than about 400 nm (can reach the silicon substrate 21). .
  • a passivation film 22 As such a passivation film 22, an SiC film (forbidden band width of about 3.26 eV), a TiO 2 film (forbidden band width of about 3.5 eV), or the like can be used.
  • a silicon nitride film As long as a silicon nitride film is used conventionally, a film whose band gap is controlled to about 3.1 eV or more and about 3.5 eV or less by adjusting the nitrogen composition ratio or the like can be used.
  • any insulator can be used as the passivation film 22 of the present invention as long as the so-called internal photoelectric effect is caused by light having a wavelength of about 350 nm or more. It is.
  • the passivation film 22 does not absorb light having a wavelength longer than about 400 nm.
  • the SiC film and the silicon nitride film whose forbidden band width is controlled to be about 3.1 eV or more and about 3.5 eV or less are examples of the “silicon compound film” of the present invention.
  • the TiO 2 film is an example of the “inorganic oxide film” in the present invention.
  • the sealing material 4 is disposed between the solar battery cell 2 and the translucent substrate 5, and adheres the solar battery cell 2 and the translucent substrate 5. Moreover, the sealing material 4 is arrange
  • FIG. The sealing material 4 is formed using, for example, an insulating resin that is transparent to sunlight.
  • the sealing material 4 can be formed of ethylene vinyl acetate resin or other resins.
  • the sealing material 4 has the characteristic which interrupts
  • the sealing material 4 may be formed of different resins on the light receiving surface side and the back surface side of the solar battery cell 2. In this case, the sealing material 4 disposed on the back surface side of the solar battery cell 2 may have a spectral transmission characteristic different from that of the sealing material 4 disposed on the light receiving surface side of the solar battery cell 2.
  • the translucent substrate 5 is formed using, for example, a glass substrate transparent to sunlight or PC (polycarbonate resin). Although the material of the translucent substrate 5 is not particularly limited, the translucent substrate 5 is not limited to light having a wavelength of about 400 nm or more and about 1100 nm or less, as in a general translucent substrate, and the passivation film 22 in the present invention. Also transmits light having a wavelength that can be absorbed by (for example, near ultraviolet light having a wavelength of about 350 nm to about 400 nm).
  • a sheet material made of a weather-resistant film that has been conventionally used can be used as the back surface protective sheet 6.
  • a sheet material made of a weather resistant film for example, an insulating film such as a PET (polyethylene terephthalate) film can be used.
  • a glass substrate may be used instead of the back surface protective sheet 6.
  • the frame member 7 holds the entire periphery of the edge of the solar cell panel 30 via the insulating end face sealing member 8.
  • the end surface sealing member 8 has water-stopping and elasticity, and the end surface of the solar cell panel 30 (the end surfaces (outer peripheral surfaces) of the translucent substrate 5, the sealing material 4, and the back surface protection sheet 6) and the frame member 7. It is arranged between.
  • the frame member 7 is made of a metal such as aluminum and has conductivity. If the frame member 7 is made of, for example, aluminum, the durability can be improved and the weight can be reduced.
  • the frame member 7 is configured in a rectangular shape with a window portion formed in the center portion when seen in a plan view. Moreover, the frame member 7 has a U-shaped cross section as shown in FIG.
  • the frame member 7 is positioned above the upper surface 5 a of the light-transmitting substrate 5 that serves as the light receiving surface of the solar cell panel 30, and holds the upper surface of the solar cell panel 30. It includes a back surface holding portion 7b that is located below and holds the lower surface of the solar cell panel 30, and a side wall portion 7c that connects the upper surface holding portion 7a and the back surface holding portion 7b.
  • the frame member 7 is grounded via a wiring (not shown) or the like in order to ensure safety against electric shock.
  • the potentials of the output terminal 3a and the output terminal 3b are determined by the state of the connected load, in this embodiment, the potentials of the output terminal 3a and the output terminal 3b are higher than the ground potential. Assumes that
  • the solar power generation system may include a plurality of solar cell modules 301.
  • the potential of the output terminal 3a and the output terminal 3b may be equal to or higher than the ground potential in all the solar cell modules 301, and the potential of the output terminal 3b in one (at least one) solar cell module 301. It may be higher than the ground potential.
  • the passivation film 22 absorbs light having a wavelength of about 350 nm or more transmitted through the sealing material 4. can do.
  • the passivation film 22 in the passivation film 22, electrons that normally fill the valence band and cannot move are excited to the conduction band beyond the forbidden band and excited to the valence band. Holes are generated so as to pair with the electrons, and the electrons and holes can move along the electric field. That is, the passivation film 22 behaves in electrical conductivity due to the internal photoelectric effect caused by the light absorption by the passivation film 22. As a result, as shown in FIG.
  • a conventional passivation film often uses a silicon oxide film (forbidden band width of about 9 eV) or a silicon nitride film (forbidden band width of about 5 to 6 eV).
  • a silicon oxide film having a forbidden band width of about 9 eV can only absorb light having a wavelength of about 140 nm or less
  • a silicon nitride film having a forbidden band width of about 5 to 6 eV can only absorb light having a wavelength of about 210 nm to about 250 nm or less. Since light having a wavelength of about 250 nm or less is blocked by a general sealing material (or air) as described above, it does not reach the passivation film. For this reason, in the conventional solar cell module, the electrons of the passivation film cannot be excited.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 is equal to or less than the photon energy contained in the light that passes through the sealing material 4 and reaches the passivation film 22.
  • the passivation film 22 can absorb the photon energy contained in the light transmitted through the sealing material 4.
  • the fact that the passivation film 22 can absorb photon energy means that electrons that normally fill the valence band and cannot move are excited to the conduction band by light.
  • holes are generated in the valence band with the excitation of electrons. As a result, electrons moved to the conduction band and holes generated in the valence band can move along the electric field as carriers.
  • the passivation film 22 is an insulator, electrons can pass through the carrier generated in the passivation film 22 as if it were a conductor. Therefore, electrons gathered from the sealing material 4 on the light-receiving surface side of the passivation film 22 can pass through the silicon substrate 21 without being accumulated near the boundary with the passivation film 22. As a result, the potential (electric field) applied between the light receiving surface side (sealing material 4 side) of the passivation film 22 and the silicon substrate 21 side is reduced, and as a result, holes generated in the silicon substrate 21 are transferred to the passivation film 22. Since it can suppress moving to the side, it can suppress that the output of the solar cell module 301 falls (power generation efficiency falls).
  • an electrode or a conductive layer may be provided on the light receiving surface of the passivation film 22.
  • the conductivity due to the internal photoelectric effect of the passivation film 22 is It may not be uniform in the solar cell plane.
  • the conductive layer for example, a film made conductive by mixing metal fine particles such as silver in a silicon nitride film or the like can be used. In this case, it is possible to provide an antireflection function by controlling the film thickness and film quality.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 is about 3.5 eV or less.
  • the passivation film 22 can absorb light having a wavelength of about 350 nm or more.
  • An ultraviolet absorber is added to the sealing material 4, and the sealing material 4 is configured to block light having a wavelength shorter than about 350 nm. Therefore, as described above, by setting the forbidden band width of the passivation film 22 to about 3.5 eV or less, the passivation film 22 absorbs light having a wavelength of about 350 nm or more, which is light transmitted through the sealing material 4. can do.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 is about 3.1 eV or more. Thereby, the passivation film 22 can transmit light having a wavelength longer than about 400 nm.
  • the relative spectral sensitivity characteristic of the solar battery cell 2 using crystalline silicon has almost no sensitivity to light having a wavelength of 400 nm or less.
  • the forbidden band width of the passivation film 22 is set to about 3.1 eV or more, and the passivation film 22 is formed so as to transmit light having a wavelength longer than about 400 nm.
  • the light having the wavelength reaches the silicon substrate 21 without being absorbed by the passivation film 22. Thereby, it can suppress that the electric power generation efficiency of the photovoltaic cell 2 falls by the passivation film 22.
  • the passivation film 22 is formed of, for example, a SiC film having a forbidden band width of about 3.26 eV, light having a wavelength of about 350 nm or more and about 380 nm or less of the light transmitted through the sealing material 4 is emitted. It can be absorbed by the passivation film 22. Further, by forming the passivation film 22 with a silicon compound such as a SiC film, the passivation film 22 made of a silicon compound can be easily formed by doping the silicon substrate 21 with an additive.
  • the silicon compound and the silicon substrate 21 have close lattice constants, it is possible to suppress the occurrence of crystal defects at the interface between the silicon compound (passivation film 22) and the silicon substrate 21 and to improve the quality as a passivation film. Can be made.
  • the passivation film 22 is formed of, for example, a TiO 2 film having a forbidden band width of about 3.5 eV, light having a wavelength of about 350 nm or more and about 354 nm or less of the light transmitted through the sealing material 4. Can be absorbed by the passivation film 22.
  • the n-type silicon substrate 21 is added to the back electrode type solar cell 2. Is likely to cause a decrease in the output of the solar cell module 301. For this reason, it is particularly effective for a photovoltaic power generation system having such a combination.
  • the potential of the solar battery cell 2 is lower than the potential of the surroundings (outside of the frame member 7 and the solar battery module 301) and the p-type silicon substrate is used for the back electrode type solar battery cell 2, the solar battery module. Since the output of 301 is likely to decrease, the present invention is effective.
  • the frame member 7 In the photovoltaic power generation system, the frame member 7 is often grounded for safety reasons, and on the other hand, the potentials of the output terminals 3a and 3b that output the generated power of the solar cell module 301 are connected to the load (power). It is often determined by the specifications and operating conditions of the conditioner. Therefore, it is often difficult to arbitrarily set the relationship between the potential of the solar battery cell 2 and the surrounding (outside of the frame member 7 or the solar battery module 301) in the solar power generation system. According to this embodiment, even if it is a case where it becomes a potential relationship where the fall of the output of the solar cell module 301 as mentioned above tends to generate
  • the photovoltaic power generation system includes a plurality of solar cell modules 301 and the potentials of the output terminals 3a and 3b in the at least one solar cell module 301 are equal to or higher than the ground potential. Even in such a configuration, since the output of a solar cell module in which the potential of the output terminal is equal to or higher than the ground potential may decrease, by applying this embodiment to at least the corresponding solar cell module, the solar cell module It becomes possible to suppress the fall of the output of a battery module.
  • the present invention is not limited to this, and a p-type silicon substrate may be used.
  • the output of the solar cell module 301 is likely to decrease. For this reason, it is particularly effective when the potential of the output terminals 3a and 3b of the solar cell module 301 is equal to or lower than the ground potential.
  • the said 3rd Embodiment demonstrated the case where the photovoltaic cell was a back surface electrode type, this invention is not limited to this. Even when using solar cells in which electrodes are provided on each of the light receiving surface and the back surface, the output of the solar cell module may decrease, so electrodes are provided on each of the light receiving surface and the back surface. It is also effective to apply the present invention to a solar cell module using solar cells.
  • the forbidden band width of the passivation film is set to 3.1 eV or more and 3.5 eV or less.
  • the forbidden band width of the passivation film may be larger than 3.5 eV as long as it is less than or equal to the photon energy contained in the light that passes through the sealing material and reaches the passivation film.
  • the sealing material transmits light having a wavelength shorter than about 350 nm
  • the forbidden band width of the passivation film may be larger than 3.5 eV.
  • the forbidden band width of the passivation film may be smaller than 3.1 eV.
  • the holding member may be formed of, for example, an insulating member. If comprised in this way, since it can suppress that the intensity
  • the holding member may be formed of a conductive member (metal) and an insulating member.
  • an antireflection film may be provided on the passivation film.
  • the antireflection film may be formed to a thickness smaller than that of the passivation film.
  • the antireflection film can be formed using various oxide films such as a silicon nitride film, a silicon oxide film, or a titanium oxide film. Further, the antireflection film can be formed of another film having an antireflection effect in combination with the passivation film.
  • an electrode or a conductive layer may be provided on the passivation film.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

　出力が低下するのを抑制することが可能な太陽電池モジュールを提供する。この太陽電池モジュール（１）は、受光面に絶縁性のパッシベーション膜（２２）を有する太陽電池セル（２）と、太陽電池セルの受光面側に配置される透光性基板（５）と、太陽電池セルおよび透光性基板を接着する封止材（４）と、を備えた太陽電池パネル（３０）を含む。太陽電池セルの受光面上に位置するセル上部分（４ａ）は、１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。

Description

太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム
　この発明は、太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムに関し、特に、受光面に絶縁性のパッシベーション膜を有する太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムに関する。
　近年、シリコン基板の裏面側にｎ電極およびｐ電極を形成した所謂裏面電極型太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールが開発されている。例えば、従来の一例による太陽電池モジュール１００１は図１２に示すように、複数の裏面電極型太陽電池セル１０１０（以後、単に太陽電池セル１０１０と称する）と、隣接する太陽電池セル１０１０同士を接続する接続部材１０２０と、太陽電池セル１０１０および接続部材１０２０を覆う封止材１０２１と、太陽電池セル１０１０、接続部材１０２０および封止材１０２１を上下方向に挟み込む透光性基板１０２２および裏面保護シート１０２３と、これらを保持する枠部材１０２４（保持部材）とを備える。太陽電池セル１０１０は図１３に示すように、裏面側にｎ型集電層１０１１ａおよびｐ型集電層１０１１ｂが設けられたｎ型のシリコン基板１０１１と、シリコン基板１０１１の上面（受光面）側に設けられたパッシベーション膜１０１２と、シリコン基板１０１１の裏面側に設けられてｎ型集電層１０１１ａに電気的に接続されたｎ電極１０１３およびｐ型集電層１０１１ｂに電気的に接続されたｐ電極１０１４とを含む。なお、図１２では、ｎ電極１０１３およびｐ電極１０１４を省略している。
　太陽電池モジュール１００１に太陽光が照射されると、シリコン基板１０１１内で電子・正孔対が生じ、電子および正孔はそれぞれｎ型集電層１０１１ａおよびｐ型集電層１０１１ｂに引き寄せられる。これにより、所定の出力（電力）が取り出される。この太陽電池セル１０１０では、シリコン基板１０１１の受光面側に電極を形成しないので、電極によるシャドーロス（電極が影になることによる光の損失）がない。
　なお、複数の裏面電極型太陽電池セルを接続した太陽電池モジュールは、例えば特許文献１に開示されている。
特開２０１０－１６０７４号公報
　しかしながら、本願発明者は、上記太陽電池モジュール１００１に太陽光を照射して発電を行うと、太陽電池モジュール１００１の出力が低下する（発電効率が低下する）場合があるという問題点が存在することを見出した。具体的には、本願発明者は、太陽電池モジュール１００１について種々検討した結果、従来から使用されている受光面と裏面とのそれぞれに電極が設けられた太陽電池モジュールでは出力の低下が起こりにくいこと、太陽電池モジュール１００１内の発電回路の電位と枠部材１０２４の電位との間の電位差が大きいほど出力の低下が起こりやすいこと、降雨などにより太陽電池モジュール１００１の受光面に水の膜が形成されている状態では出力の低下が起こりやすいこと、を突き止めた。
　これらの結果から、本願発明者は、以下のメカニズムにより太陽電池モジュール１００１の出力の低下が発生すると推定した。
　まず第１に、太陽電池セル１０１０の電位が周囲（枠部材１０２４や太陽電池モジュール１００１の外部）の電位よりも高い場合は、その電位差により太陽電池セル１０１０の受光面側には図１４に示す方向の電界Ｅが発生する。そして、透光性基板１０２２や封止材１０２１に含まれる電子が電界Ｅによりパッシベーション膜１０１２側に集められる。
　第２に、パッシベーション膜１０１２の受光面側に集められた電子と対を成すように、シリコン基板１０１１の受光面側、すなわちパッシベーション膜１０１２が形成されている側の方向に、正孔を集めようとする力が発生する。
　第３に、太陽電池セル１０１０のｐｎ接合に光が照射されることにより電子・正孔対が発生する。そして、上記正孔を集めようとする力により、発生した正孔がパッシベーション膜１０１２の方向に向かう確率が高くなり、発生した正孔がシリコン基板１０１１の裏面に設けたｐ型集電層１０１１ｂに到達する割合が低下する。シリコン基板１０１１がｎ型である場合、正孔は少数キャリアとなるため、発生した正孔がｐ型集電層１０１１ｂに到達する割合が低下することは太陽電池セル１０１０の出力電流が低下することである。すなわち、太陽電池モジュール１００１の出力が低下する（発電効率が低下する）こととなる。
　この発明は、上記の課題を解決するためになされたものであり、この発明の目的は、太陽電池セル、太陽電池モジュール、および太陽光発電システムの構成を複雑にすることなく、出力が低下するのを抑制することが可能な太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムを提供することである。
　上記目的を達成するために、この発明の太陽電池モジュールは、受光面に絶縁性のパッシベーション膜を有する太陽電池セルと、太陽電池セルの受光面側に配置される透光性基板と、太陽電池セルおよび透光性基板の間に配置される封止材と、を備えた太陽電池パネルを含む太陽電池モジュールであって、太陽電池セルの受光面上に位置するセル上部分は、１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。
　なお、本明細書および特許請求の範囲において、透光性基板とは、太陽光に対して透明な（透光性を有する）基板のことを言う。
　この発明の太陽電池モジュールでは、上記のように、太陽電池セルの受光面上に位置するセル上部分は、１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。太陽電池セルの受光面上に位置するセル上部分には、封止材と透光性基板とが積層して配置されているので、セル上部分に位置する封止材および透光性基板の少なくとも一方が１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する、または、封止材の面積抵抗率と透光性基板の面積抵抗率の和が１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上となればよい。封止材や透光性基板が一般的に絶縁性とされる物質である場合でも、物質中にはわずかに自由電子が存在しているが、面積抵抗率を増加させることで、セル上部分の封止材または透光性基板に含まれる自由電子の密度をより低くすることになる。このため、太陽電池セルの受光面を挟んで高い電位差がかかる場合であっても、封止材や透光性基板中においてパッシベーション膜側に集まろうとする電子の量が少ないため、パッシベーション膜の受光面側（封止材側）に集まる電子の密度を小さくすることができる。パッシベーション膜の受光面とは反対側（シリコン基板側）に正孔を集めようとする力は、パッシベーション膜の受光面側（封止材側）に集まる電子の密度に比例するので、パッシベーション膜の受光面側（封止材側）に集まる電子の密度を小さくすることで、シリコン基板で発生した正孔をパッシベーション膜側に集めようとする力を抑制することができる。この結果、太陽電池モジュールの出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができる。
　上記太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、セル上部分は、８５℃において１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。一般的に絶縁体と称される物質は、温度が上昇するとその物質の体積抵抗率が低下する傾向にある。したがって、セル上部分の絶縁体（封止材および透光性基板）を、８５℃においても１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有するように構成することによって、太陽電池モジュールを高温状態で使用しても出力が低下するのを抑制することができる。
　上記太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、太陽電池セルは、ｎ型のシリコン基板と、シリコン基板の裏面に設けられたｎ電極およびｐ電極とを含む。通常、太陽電池セルの電位は周囲（透光性基板を保持する保持部材や太陽電池モジュールの外部）の電位よりも高くなることが多く、ｎ電極およびｐ電極が裏面に設けられた所謂裏面電極型の太陽電池セルにｎ型のシリコン基板を用いた場合に、太陽電池モジュールの出力の低下が発生しやすい。このため、所謂裏面電極型の太陽電池セルにｎ型のシリコン基板を用いる場合に特に有効である。
　上記太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、太陽電池パネルの縁部を保持する導電性の保持部材をさらに備える。これにより、太陽電池モジュールの剛性や耐久性を容易かつ安価に向上させることができる。
　上記太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、パッシベーション膜の禁制帯幅は、封止材を透過してパッシベーション膜に到達する光に含まれる光子エネルギー以下である。これにより、パッシベーション膜は、封止材が透過する光に含まれる光子エネルギーを吸収することができるため、パッシベーション膜中の電子を励起させて自由電子状態としてシリコン基板に到達させることができる。すなわち、パッシベーション膜が導電体として機能し、封止材中からパッシベーション膜の受光面側に集められた電子をシリコン基板に流すことができるので、封止材中からの電子がパッシベーション膜の受光面側に蓄積することを抑制でき、太陽電池セルの出力電流の低下を防止できる。
　上記パッシベーション膜の禁制帯幅は光子エネルギー以下である太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、パッシベーション膜の禁制帯幅は３．５ｅＶ以下である。このように構成すれば、パッシベーション膜は約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することができる。太陽電池モジュール向けの代表的な封止材は概ね３５０ｎｍよりも短い波長の光を遮るように構成されている。このため、上記のように、パッシベーション膜の禁制帯幅を３．５ｅＶ以下にすることによって、パッシベーション膜は、封止材が透過する光である約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することができる。
　上記パッシベーション膜の禁制帯幅は光子エネルギー以下である太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、パッシベーション膜の禁制帯幅は３．１ｅＶ以上である。このように構成すれば、約４００ｎｍよりも長い波長の光はパッシベーション膜に吸収されずに透過する。結晶シリコンを用いた太陽電池セルの相対分光感度特性は、例えば特開２００２－２３１３２４号公報の図４に示されているように、４００ｎｍ以下の波長の光に対してはほとんど感度を有していない。このため、上記のように、パッシベーション膜の禁制帯幅を３．１ｅＶ以上にし、約４００ｎｍよりも長い波長の光を透過するようにパッシベーション膜を形成することによって、約４００ｎｍよりも長い波長の光はパッシベーション膜で吸収されずシリコン基板に到達する。これにより、パッシベーション膜により太陽電池セルの発電効率が低下するのを抑制することができる。
　上記パッシベーション膜の禁制帯幅は光子エネルギー以下である太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、パッシベーション膜はシリコン化合物膜を含む。このように構成すれば、パッシベーション膜を容易に形成することができる。また、シリコン化合物とシリコン基板とは格子定数が近いので、シリコン化合物（パッシベーション膜）とシリコン基板との界面で結晶欠陥が生じるのを抑制することができ、パッシベーション膜としての品質を向上させることができる。
　上記パッシベーション膜の禁制帯幅は光子エネルギー以下である太陽電池モジュールにおいて、好ましくは、パッシベーション膜は無機酸化膜を含む。このように構成すれば、パッシベーション膜を容易に形成することができる。
　この発明の太陽光発電システムは、上記の構成の太陽電池モジュールを備える。このように構成すれば、出力が低下するのを抑制することが可能な太陽光発電システムを得ることができる。
　上記太陽光発電システムにおいて、好ましくは、太陽電池パネルの縁部を保持する導電性の保持部材を備え、保持部材は接地されており、太陽電池モジュールの発電電力を出力する出力端の電位は接地電位以上である。一般的に、保持部材が導電性を有する場合、感電などに対する安全性確保のために保持部材が接地されることが多い。このように設置された太陽電池モジュールにおいて、太陽電池モジュール内部で発電している太陽電池セルの電位が接地電位以上となる場合に、太陽電池モジュールの出力の低下が発生しやすい。このため、太陽電池パネルの縁部を保持する導電性の保持部材が接地されて、太陽電池モジュールの発電電力を出力する出力端の電位が接地電位以上である場合に特に有効である。
　上記太陽光発電システムにおいて、太陽電池モジュールを複数備え、全ての太陽電池モジュールの保持部材は接地されており、少なくとも１つの太陽電池モジュールにおいて太陽電池モジュールの発電電力を出力する出力端の電位は接地電位以上であってもよい。このような構成であっても、出力端の電位が接地電位以上となる太陽電池モジュールの出力の低下を抑制することができる。
　以上のように、本発明によれば、出力が低下するのを抑制することが可能な太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムを容易に得ることができる。
本発明の第１実施形態による太陽電池モジュールの構造を示した断面図である。 図１に示した本発明の第１実施形態の裏面電極型太陽電池セルの構造を示した断面図である。 図１に示した本発明の第１実施形態の太陽電池モジュールに発生する電界による電子・正孔の動きを説明するための断面図である。 実施例１～実施例３および比較例１の発電時間と出力との関係を示した図である。 本発明の第２実施形態による太陽電池モジュールの構造を示した断面図である。 図５に示した本発明の第２実施形態の太陽電池モジュールに発生する電界による電子・正孔の動きを説明するための断面図である。 本発明の変形例による太陽電池モジュールの構造を示した断面図である。 本発明の第３実施形態による太陽電池モジュールの構造を示した断面図である。 図８に示した本発明の第３実施形態の裏面電極型太陽電池セルの構造を示した断面図である。 図８に示した本発明の第３実施形態のパッシベーション膜のエネルギーバンド図である。 図８に示した本発明の第３実施形態の太陽電池モジュールに発生する電界による電子・正孔の動きを説明するための断面図である。 従来の一例による太陽電池モジュールの構造を示した断面図である。 図１２に示した従来の一例による裏面電極型太陽電池セルの構造を示した断面図である。 図１２に示した従来の一例による太陽電池モジュールに発生する電界による電子・正孔の動きを説明するための断面図である。
　以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。なお、理解を容易にするために、断面図であってもハッチングを施さない場合がある。
＜第１実施形態＞
　まず、図１～図３を参照して、本発明の第１実施形態による太陽電池モジュール１の構造について説明する。なお、図面簡略化のため、太陽電池セルの数を省略して描いている。
　本発明の第１実施形態による太陽電池モジュール１は図１に示すように、複数の裏面電極型太陽電池セル２（以後、単に太陽電池セル２と称する）と、複数の太陽電池セル２を互いに直列に接続する接続部材３と、太陽電池セル２の受光面側および裏面側を覆う封止材４と、太陽電池セル２および封止材４を上下方向に挟み込む透光性基板５および裏面保護シート６と、これら（太陽電池パネル３０）を保持する枠部材７（保持部材）とを備えている。複数の太陽電池セル２、接続部材３、封止材４、透光性基板５および裏面保護シート６によって、太陽電池パネル３０が構成されている。なお、図面簡略化のため、図１では太陽電池セル２を２つだけ描いているが、太陽電池セル２は３つ以上設けられていてもよい。
　太陽電池セル２は図２に示すように、ｎ型のシリコン基板２１と、シリコン基板２１の上面（受光面）上に形成された窒化シリコン膜からなる絶縁性のパッシベーション膜２２と、パッシベーション膜２２上に形成された窒化シリコン膜からなる絶縁性の反射防止膜２３と、シリコン基板２１の裏面に設けられたｎ電極２４およびｐ電極２５とを含んでいる。なお、図１では、ｎ電極２４およびｐ電極２５を省略している。
　シリコン基板２１の上面には、図示しないテクスチャ構造（凹凸構造）が形成されている。また、シリコン基板２１の裏面にもパッシベーション膜（図示せず）が設けられていてもよい。この場合、裏面上のパッシベーション膜に、ｎ電極２４およびｐ電極２５を導通させるための開口部を設ければよい。
　シリコン基板２１は、ｎ型領域２１ａと、シリコン基板２１の裏面側に設けられ、ｎ型領域２１ａよりも高濃度のｎ型の不純物を有するｎ型集電層２１ｂと、シリコン基板２１の裏面側に設けられ、ｐ型の不純物を有するｐ型集電層２１ｃとを含んでいる。太陽電池セル２に太陽光が照射されると、電子・正孔対が発生し、電子はｎ型集電層２１ｂに引き寄せられ、正孔はｐ型集電層２１ｃに引き寄せられる。
　ｎ型集電層２１ｂおよびｐ型集電層２１ｃは、それぞれｎ電極２４およびｐ電極２５にオーミック接触されている。そして、隣接する太陽電池セル２のｎ電極２４とｐ電極２５とが接続部材３（図１参照）により電気的に接続されることにより、複数の太陽電池セル２が直列に接続されている。接続部材３は図１に示すように、一方端（低電位側）に配置される太陽電池セル２のｎ電極２４に接続される出力端３ａと、他方端（高電位側）に配置される太陽電池セル２のｐ電極２５に接続される出力端３ｂとを含んでいる。この出力端３ａおよび３ｂは、太陽電池モジュール１（複数の太陽電池セル２）の発電電力を出力するために設けられている。
　パッシベーション膜２２は反射防止膜２３よりも高い屈折率を有することが好ましい。パッシベーション膜２２は、窒化シリコン膜ではなく、酸化シリコン膜や炭化シリコン膜などのシリコン化合物膜により形成されていてもよい。また、パッシベーション膜２２は、キャリア（電子および正孔）の表面再結合を抑制するパッシベーション効果を有する誘電膜により形成されていてもよい。反射防止膜２３は、窒化シリコン膜ではなく、酸化シリコン膜や酸化チタン膜など様々な酸化膜により形成することが可能である。また、反射防止膜２３は、パッシベーション膜２２と併用して反射防止効果を有する他の膜によっても形成することが可能である。
　封止材４は、太陽電池セル２と透光性基板５との間に配置されており、太陽電池セル２と透光性基板５とを接着している。また、封止材４は太陽電池セル２と裏面保護シート６との間に配置されており、太陽電池セル２と裏面保護シート６とを接着している。本実施形態においては、封止材４のうちの、太陽電池セル２および接続部材３の上側に配置される部分と下側に配置される部分とは同じ樹脂により形成されている。また、封止材４の太陽電池セル２および接続部材３の上側に配置される部分のうちの、太陽電池セル２の受光面上に位置するセル上部分４ａ（図１の破線で囲った部分）とそれ以外の部分とは同じ樹脂により形成されている。すなわち、封止材４の太陽電池セル２および接続部材３の上側に配置される部分は、１つの層により形成されている。
　封止材４は例えば太陽光に対して透明な絶縁性樹脂などを用いて形成されている。封止材４のセル上部分４ａは、常温（約２３℃）において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。封止材４のセル上部分４ａが例えば約０．０４ｃｍ以上の厚みを有する場合は、常温（約２３℃）において約３．４×１０１５Ω・ｃｍ以上の体積抵抗率を有する材質を封止材４に用いることができる。また、樹脂は一般的に温度が上昇すると体積抵抗率が低下する傾向がある。一方で、ＪＩＳ　Ｃ８９９０には、長期運転に適した地上設置太陽電池モジュールの適格性試験が規定されていて、太陽電池モジュールを高温にする試験では、８５℃とすることが記されている。このため、太陽電池モジュール１の封止材４のセル上部分４ａは８５℃においても約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することが好ましい。封止材４は熱処理などによって適度に硬化した状態であることが多く、温度による変形はほとんどないことが多いため、温度によって封止材４の厚みが変化しないとすれば、８５℃においても約３．４×１０１５Ω・ｃｍ以上の体積抵抗率を有する材質を封止材４に用いることができる。これによって、一般的な屋外の気候に長期間さらされうる太陽電池モジュールが高温状態となっても出力が低下するのを抑制することができる。
　封止材４は、例えばシリコーン樹脂（ダウ・コーニング社製ＯＥ－６３３６など）を使用することが可能である。また、広く使用されているエチレンビニルアセテート樹脂の配合や組成を調整して体積抵抗率を増加させたものであったり、オレフィン系樹脂などで体積抵抗率が高いものも使用できる。また、封止材４を構成する樹脂には、架橋促進剤や紫外線吸収剤が添加されていてもよい。
　透光性基板５は、例えば太陽光に対して透明なガラス基板やＰＣ（ポリカーボネート樹脂）などを用いて形成されているが、太陽光に対して透明であれば特に限定されない。
　裏面保護シート６は、例えば従来から用いられている耐候性フィルムからなるシート材などを用いることが可能である。耐候性フィルムからなるシート材としては、例えばＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルムなどの絶縁性フィルムを用いることが可能である。なお、裏面保護シート６の代わりに例えばガラス基板を用いてもよい。
　枠部材７は、絶縁性の端面封止部材８を介して太陽電池パネル３０の縁部の全周を保持している。この端面封止部材８は、止水性および弾力性を有し、太陽電池パネル３０の端面（透光性基板５、封止材４および裏面保護シート６の端面（外周面））と枠部材７との間に配置されている。
　枠部材７は例えばアルミニウムなどの金属により形成されており、導電性を有する。枠部材７は、たとえば平面的に見て中央部に窓部が形成された矩形状に組み合わされる。また、枠部材７は図１に示すように、コの字状の断面を有する。
　枠部材７は、透光性基板５の上面５ａに係止する係止部７ａと、裏面保護シート６の裏面に係止する裏面係止部７ｂと、係止部７ａおよび裏面係止部７ｂを接続する側壁部７ｃとを含んでいる。
　上記太陽電池モジュール１を備えた太陽光発電システムでは、枠部材７は感電などに対する安全性確保のために、図示しない配線等を介して接地されている。また、出力端３ａおよび出力端３ｂの電位は接続される負荷の状態によって決定されることになるが、本実施形態においては、出力端３ａおよび出力端３ｂの電位が接地電位よりも高くなる場合であっても太陽電池モジュール１の出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができる。
　なお、太陽光発電システムは複数の太陽電池モジュール１を備えていてもよい。この場合、全ての太陽電池モジュール１において出力端３ａおよび出力端３ｂの電位が接地電位以上となっていてもよいし、１つ（少なくとも１つ）の太陽電池モジュール１において出力端３ｂの電位が接地電位よりも高くなっていてもよい。
　本実施形態の太陽電池モジュール１では、封止材４のセル上部分４ａは約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有するので、封止材４のセル上部分４ａにおける単位面積当たりの自由電子の密度が低くなる。このため、図３に示すように、太陽電池セル２の受光面を挟んで高い電位差がかかる場合であっても、封止材４中においてパッシベーション膜２２側に集まる自由電子の量が少ないので、パッシベーション膜２２の受光面側（封止材４側）に集まる電子の密度が小さくなる。パッシベーション膜２２の受光面側とは反対側（シリコン基板２１側）に正孔を集めようとする力は、パッシベーション膜２２の受光面側（封止材４側）に集まる電子の密度に比例するので、パッシベーション膜２２の受光面側（封止材４側）に集まる電子の密度を小さくすることで、シリコン基板２１で発生した正孔がパッシベーション膜２２側に移動するのを抑制することができる。これにより、太陽電池モジュール１の出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができる。
　なお、日中（発電中）にパッシベーション膜２２側に僅かに自由電子が集まったとしても、集まった自由電子が夜（非発電中）に拡散するので、パッシベーション膜２２側に自由電子が一方的に累積することがない。このため、長期（例えば１０年以上）にわたって太陽電池モジュール１の出力を維持することができる。
　また、上記のように、太陽電池セル２の電位は周囲（枠部材７や太陽電池モジュール１の外部）の電位よりも高く、裏面電極型の太陽電池セル２にｎ型のシリコン基板２１を用いた場合に、太陽電池モジュール１の出力の低下が発生しやすい。このため、ｎ型のシリコン基板２１を用いる場合に特に有効である。同様に、太陽電池セル２の電位が周囲（枠部材７や太陽電池モジュール１の外部）の電位よりも低く、裏面電極型の太陽電池セル２にｐ型のシリコン基板２１を用いた場合にも、太陽電池モジュール１の出力の低下が発生しやすい。この場合にも、封止材４の太陽電池セル２の受光面上に位置するセル上部分４ａが、約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することで、太陽電池モジュール１の出力の低下を抑制することが可能となる。
　また、上記のように、セル上部分４ａは、８５℃において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することが好ましい。一般的に、温度が上昇するとその物質（封止材４）の絶縁性（面積抵抗率）が低下する傾向にある。一方で、ＪＩＳ　Ｃ８９９０に規定されている、長期運転に適した地上設置太陽電池モジュールの適格性試験では、太陽電池モジュールは８５℃まで温度が上昇することが想定されている。したがって、上記のように、セル上部分４ａを、８５℃においても約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有するように構成することによって、太陽電池モジュール１の運転中に想定されうる温度まで上昇しても出力が低下するのを抑制することができる。
　上記のように、セル上部分４ａ（封止材４）の面積抵抗率を約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上とするには、封止材４に固有の体積抵抗率と、封止材４のセル上部分４ａの厚みとを適宜組み合わせることで実現できる。たとえば、ダウ・コーニング社製ＯＥ－６３３６シリコーン樹脂は、４×１０１６Ω・ｃｍの体積抵抗率を有しているので、この樹脂を厚さが０．５ｍｍとなるようにセル上部分に配置すると、封止材４のセル上部分４ａの面積抵抗率は、２×１０１５Ω・ｃｍ２とすることができる。
　また、特開平９－１７２３５に開示されるようなポリエチレンなど、体積抵抗率の高いオレフィン樹脂を使用することも可能である。
　また、上記のように、枠部材７が接地され、太陽電池モジュール１の発電電力を出力する出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以上である場合に、太陽電池モジュール１の出力の低下が発生しやすい。このため、太陽電池モジュール１の出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以上である場合に特に有効である。
　このことは、太陽光発電システムが複数の太陽電池モジュール１を備えている場合に、少なくとも１つの太陽電池モジュール１において出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以上である場合にも言える。
　次に、図４および表１を参照して、太陽電池モジュール１の効果を確認するために行った確認実験について説明する。この確認実験では、本実施形態に対応した実施例１～実施例３と、比較例１とを用いて、発電時間に対する出力変化を調べた。
　実施例１では、２３℃において約７．３×１０１６Ω・ｃｍの体積抵抗率を有し、８５℃において約３．４×１０１５Ω・ｃｍの体積抵抗率を有するオレフィン系樹脂を用いて封止材４を形成した。封止材４のセル上部分４ａの厚みを約０．４ｍｍにした。これにより、封止材４のセル上部分４ａは、２３℃において約２．９２×１０１５Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有し、８５℃において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有する。実施例１のその他の構造は、上記した太陽電池モジュール１と同様にした。
　実施例２では、２３℃において約１．３×１０１７Ω・ｃｍの体積抵抗率を有し、８５℃において約３．４×１０１５Ω・ｃｍの体積抵抗率を有するオレフィン系樹脂を用いて封止材４を形成した。封止材４のセル上部分４ａの厚みを約０．４ｍｍにした。これにより、封止材４のセル上部分４ａは、２３℃において約５．２×１０１５Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有し、８５℃において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有する。実施例２のその他の構造は、実施例１と同様にした。
　実施例３では、２３℃において約１．５×１０１７Ω・ｃｍの体積抵抗率を有し、８５℃において約３．２×１０１４Ω・ｃｍの体積抵抗率を有するオレフィン系樹脂を用いて封止材４を形成した。封止材４のセル上部分４ａの厚みを約０．４ｍｍにした。これにより、封止材４のセル上部分４ａは、２３℃において約６×１０１５Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有し、８５℃において約１．２８×１０１３Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有する。実施例３のその他の構造は、実施例１と同様にした。
　比較例１では、２３℃において約２．４×１０１４Ω・ｃｍの体積抵抗率を有し、８５℃において約１．２×１０１２Ω・ｃｍの体積抵抗率を有するエチレンビニルアセテート樹脂を用いて封止材を形成した。封止材のセル上部分の厚みを約０．４ｍｍにした。これにより、封止材のセル上部分は、２３℃において約９．６×１０１２Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有し、８５℃において約４．８×１０１０Ω・ｃｍ２の面積抵抗率を有する。比較例１のその他の構造は、実施例１と同様にした。
　そして、実施例１～実施例３および比較例１について、発電時間に対する出力（発電電力）を測定した。具体的には、太陽電池モジュールの受光面（透光性基板５の上面５ａ）を基準として太陽電池セルに＋６００Ｖの電圧を印加し、発電開始から所定時間経過後の出力を測定した。また、周囲温度が約２３℃の場合と約８５℃の場合とについて実験を行った。そして、発電開始直後（０時間経過後）の出力を１として規格化を行った。なお、発電開始直後（０時間経過後）の出力については、＋６００Ｖの電圧を印加せずに測定した。この結果を図４に示す。
　図４に示すように、実施例１および実施例２では時間の経過による出力の低下がほとんど見られなかった。実施例３では、周囲温度が約２３℃の場合は時間の経過による出力の低下がほとんど見られず、周囲温度が約８５℃の場合は時間の経過による出力の低下が見られた。比較例１では時間の経過による出力の低下が見られた。
　具体的には、実施例１および実施例２では、周囲温度が約２３℃の場合も約８５℃の場合も約２０時間経過後における出力の低下は０．５％未満であった。
　実施例３では、周囲温度が約２３℃の場合は、約２０時間経過後に出力は低下しなかった。その一方、周囲温度が約８５℃の場合は、約２０時間経過後に約１４．２％出力が低下した。
　比較例１では、周囲温度が約２３℃の場合は、約２０時間経過後に約２５．３％出力が低下した。また、周囲温度が約８５℃の場合は、約２０時間経過後に約２５．９％出力が低下した。なお、比較例１では、周囲温度が約２３℃の場合であっても、約７時間経過後には約１９．７％出力が低下した。
　約２０時間経過後の出力低下が５％以上の場合に出力が低下したと判定し、約２０時間経過後の出力の低下が５％未満である場合に出力が低下していないと判定するとすると、実施例１および実施例２では出力が低下しなかった。実施例３では周囲温度が約２３℃の場合は出力が低下せず、約８５℃の場合は出力が低下した。比較例１では出力が低下した。
　以上の実験について、約２０時間経過後の出力低下の有無を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示すように、封止材のセル上部分の面積抵抗率が約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の場合に、太陽電池モジュールの出力の低下を抑制することが可能であることが判明した。
＜第２実施形態＞
　第２実施形態の太陽電池モジュール１０１では図５に示すように、封止材１０４は例えばエチレンビニルアセテート樹脂などにより形成されている。
　透光性基板１０５のうちの、太陽電池セル２の受光面上に位置するセル上部分１０５ｂ（図５の破線で囲った部分）は、常温（約２３℃）において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有する。透光性基板１０５のセル上部分１０５ｂが典型的な太陽電池モジュールと同じ約３．２ｍｍの厚みを有する場合、透光性基板１０５は常温（約２３℃）において約４．２５×１０１４Ω・ｃｍ以上の体積抵抗率を有することが好ましい。また、透光性基板１０５のセル上部分１０５ｂは８５℃において約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することが好ましく、透光性基板１０５は８５℃において約４．２５×１０１４Ω・ｃｍ以上の体積抵抗率を有することが好ましい。
　透光性基板１０５には、例えばガラスやポリカーボネート樹脂などを使用することで、８５℃において１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することができる。ガラスの一例としては、ＨＯＹＡ株式会社製のＮＡ３５などの無アルカリガラスが使用できる。また、ポリカーボネート樹脂の一例としては、帝人化成株式会社製のパンライトなどが使用できる。また、透光性基板１０５を複層構造にしても面積抵抗率を高くすることが可能である。例えば２枚の一般的なガラス板の間にＰＥＴなどの透光性の絶縁性部材を挟んでもよい。このような構造にすれば、安価な材料のみで透光性基板１０５の面積抵抗率を高くすることが可能であることに加え、合わせガラス構造とすることでガラス板が割れた場合にガラスの破片が飛散するのを抑制することが可能である。
　本実施形態の太陽電池モジュール１０１では、透光性基板１０５は約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有するので、透光性基板１０５のセル上部分１０５ｂにおける単位面積当たりの自由電子の密度が低くなる。このため、図６に示すように、太陽電池セル２の受光面を挟んで高い電位差がかかる場合であっても、透光性基板１０５中においてパッシベーション膜２２側（封止材１０４側）に集まる自由電子の密度が小さくなる。封止材１０４と透光性基板１０５とは電気的に直列つなぎとなっているので、封止材１０４中を移動する電子の密度と透光性基板１０５中を移動する電子の密度とは等しくなる。したがって、透光性基板１０５中を移動する電子の密度を小さくすることで、第１実施形態と同様に、パッシベーション膜２２の受光面側（封止材１０４側）に集まる電子の密度が小さくなり、これにより、シリコン基板２１で発生した正孔がパッシベーション膜２２側に移動するのを抑制することが可能である。これにより、太陽電池モジュール１０１の出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができる。
　第２実施形態のその他の構造は、上記第１実施形態と同様である。
　本発明は、上述した第１および第２実施形態を含めて、以下のように説明することもできる。すなわち、セル上部分の面積抵抗率がパッシベーション膜２２の面積抵抗率と比べて十分大きく、太陽電池セルの受光面を挟んでモジュール外部から印加される電位差を、セル上部分の抵抗が殆ど吸収することで、パッシベーション膜２２にかかる電圧が小さくなり、パッシベーション膜２２とシリコン基板２１との界面に反転層が発生しないようにする、ということである。たとえば、シリコン基板２１のパッシベーション膜２２との境界がｎ型である場合、パッシベーション膜２２に、シリコン基板２１側が高い電圧となるように所定以上の電圧（反転電圧）をかけるとシリコン基板２１の表面にｐ型の反転層ができる。したがって、モジュール外部から印加されるシリコン基板２１との電位差をセル上部分の面積抵抗率とパッシベーション膜２２の面積抵抗率とで分圧した結果、パッシベーション膜２２にかかる電圧が上記した反転電圧よりも低いようにすればよいことになる。上述した実施形態では所定のセルや印加電圧条件で検討した結果であるが、セルのパッシベーション膜２２の構成を変更して、セル上部分の面積抵抗率や反転電圧が変わった場合、もしくは外部印加電圧が変わった場合であっても、上述した関係を満たすようにすれば、太陽電池モジュール１の出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができるものである。
　なお、上記第１、第２実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した第１、第２実施形態および実施例の説明ではなく請求の範囲によって示され、さらに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。
　例えば、上記第１および第２実施形態では、ｎ型のシリコン基板を用いた例について示したが、本発明はこれに限らず、ｐ型のシリコン基板を用いてもよい。
　また、上記第１および第２実施形態では、太陽電池セルが裏面電極型である場合について説明したが、本発明はこれに限らない。受光面と裏面とのそれぞれに電極が設けられた太陽電池セルを用いた場合であっても、太陽電池モジュールの出力が低下する場合があるので、受光面と裏面とのそれぞれに電極が設けられた太陽電池セルを用いた太陽電池モジュールに本発明を適用しても有効である。
　また、上記第１および第２実施形態では、封止材のうちの、太陽電池セルおよび接続部材の上側に配置される部分と下側に配置される部分とを同じ樹脂により形成した例について示したが、本発明はこれに限らない。例えば図７に示した本発明の変形例による太陽電池モジュールのように、太陽電池セル２および接続部材３の上側に配置される封止材４と太陽電池セル２および接続部材３の下側に配置される封止材２０４とを異なる樹脂を用いて形成してもよい。この場合、太陽電池セル２および接続部材３の下側に配置される封止材２０４は、太陽光に対して透明でなくてもよいし、約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有さなくてもよい。このような構成は、封止材４が高価である場合に特に有効である。
　また、上記第１および第２実施形態では、封止材のセル上部分とそれ以外の部分とが同じ樹脂により形成されている例について示したが、本発明はこれに限らず、封止材のセル上部分とそれ以外の部分とを異なる樹脂により形成してもよい。この場合、封止材のセル上部分以外の部分は、約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有さなくてもよい。
　また、モジュール外部との電位差が大きい側に配置される太陽電池セルの受光面周辺に発生する電界の強度は、モジュール外部との電位差が小さい側に配置される太陽電池セルの受光面周辺に発生する電界の強度に比べて高くなる。このため、太陽電池セルが例えば１０個直列接続されている場合、モジュール外部との電位差が大きい側に配置される例えば５個の太陽電池セルを封止する封止材のみを、約１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有するように形成してもよい。
　また、上記第１および第２実施形態では、枠部材（保持部材）が導電性を有する例について示したが、保持部材は例えば絶縁性部材により形成されていてもよい。このように構成すれば、太陽電池セルの受光面周辺に発生する電界の強度が高くなるのを抑制することができるので、太陽電池モジュールの出力が低下するのをより抑制することができる。また、保持部材は、導電性部材（金属）と絶縁性部材とにより形成されていてもよい。
　また、上記第１および第２実施形態では、封止材が太陽電池セルと透光性基板とを接着している例について示したが、本発明はこれに限らず、封止材は太陽電池セルと透光性基板とに接触しているだけでもよい。また、封止材は太陽電池セルと透光性基板との間に配置されていれば、太陽電池セルおよび透光性基板に接触していなくてもよい。
　また、上記第１および第２実施形態では、パッシベーション膜上に反射防止膜を設けた例について示したが、本発明はこれに限らず、反射防止膜は無くてもよい。
＜第３実施形態＞
　図８～図１１を参照して、本発明の第３実施形態による太陽電池モジュール３０１の構造について説明する。なお、図面簡略化のため、太陽電池セルの数を省略して描いている。
　本発明の第３実施形態による太陽電池モジュール３０１は図８に示すように、複数の裏面電極型太陽電池セル２（以後、単に太陽電池セル２と称する）と、複数の太陽電池セル２を互いに直列に接続する接続部材３と、太陽電池セル２の受光面側および裏面側を覆う封止材４と、太陽電池セル２および封止材４を上下方向に挟み込む透光性基板５および裏面保護シート６と、これら（太陽電池パネル３０）を保持する枠部材７（保持部材）とを備えている。複数の太陽電池セル２、接続部材３、封止材４、透光性基板５および裏面保護シート６によって、太陽電池パネル３０が構成されている。なお、図面簡略化のため、図８では太陽電池セル２を２つだけ描いているが、太陽電池セル２は３つ以上設けられていてもよい。
　太陽電池セル２は図９に示すように、ｎ型のシリコン基板２１と、シリコン基板２１の上面（受光面）上に形成された絶縁性のパッシベーション膜２２と、シリコン基板２１の裏面に設けられたｎ電極２４およびｐ電極２５とを含んでいる。なお、図８では、ｎ電極２４およびｐ電極２５を省略している。なお、本実施形態において、絶縁性のパッシベーション膜２２はシリコン基板２１の受光面側に直接形成されている。すなわち、パッシベーション膜２２とシリコン基板２１とは接触している。
　シリコン基板２１の上面には、図示しないテクスチャ構造（凹凸構造）が形成されている。また、シリコン基板２１の裏面にもパッシベーション膜（図示せず）が設けられていてもよい。この場合、裏面上のパッシベーション膜に、ｎ電極２４およびｐ電極２５を導通させるための開口部を設ければよい。
　シリコン基板２１は、ｎ型領域２１ａと、シリコン基板２１の裏面側に設けられ、ｎ型領域２１ａよりも高濃度のｎ型の不純物を有するｎ型集電層２１ｂと、シリコン基板２１の裏面側に設けられ、ｐ型の不純物を有するｐ型集電層２１ｃとを含んでいる。太陽電池セル２に太陽光が照射されると、電子・正孔対が発生し、電子はｎ型集電層２１ｂに引き寄せられ、正孔はｐ型集電層２１ｃに引き寄せられる。
　ｎ型集電層２１ｂおよびｐ型集電層２１ｃは、それぞれｎ電極２４およびｐ電極２５にオーミック接触されている。そして、隣接する太陽電池セル２のｎ電極２４とｐ電極２５とが接続部材３（図８参照）により電気的に接続されることにより、複数の太陽電池セル２が直列に接続されている。接続部材３は図８に示すように、一方端（低電位側）に配置される太陽電池セル２のｎ電極２４に接続される出力端３ａと、他方端（高電位側）に配置される太陽電池セル２のｐ電極２５に接続される出力端３ｂとを含んでいる。この出力端３ａおよび３ｂは、太陽電池モジュール３０１（複数の太陽電池セル２）の発電電力を出力するために設けられている。
　シリコン基板２１は結晶シリコンにより形成されている。このため、例えば特開２００２－２３１３２４号公報の図４に示されているように、太陽電池セル２は約４００ｎｍ以上約１１００ｎｍ以下の波長の光に対して感度を有しており、約４００ｎｍ以下の波長の光に対してはほとんど感度を有していない。
　パッシベーション膜２２は、封止材４を透過してパッシベーション膜２２に到達する光に含まれる光子エネルギー以下の禁制帯幅を有する。言い換えると、封止材４は、パッシベーション膜２２の禁制帯幅よりも大きい光子エネルギーを含む光を透過するように形成されている。パッシベーション膜２２の禁制帯幅は、例えば約３．１ｅＶ以上約３．５ｅＶ以下であることが好ましい。パッシベーション膜２２の禁制帯幅を例えば約３．５ｅＶ以下にすることによって、パッシベーション膜２２は、封止材４を透過した約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することが可能となる。また、パッシベーション膜２２の禁制帯幅を例えば約３．１ｅＶ以上にすることによって、パッシベーション膜２２は、約４００ｎｍよりも長い波長の光を透過する（シリコン基板２１に到達させる）ことが可能となる。
　このようなパッシベーション膜２２としては、ＳｉＣ膜（禁制帯幅約３．２６ｅＶ）やＴｉＯ２膜（禁制帯幅約３．５ｅＶ）などを用いることが可能である。また、従来から用いられている窒化シリコン膜であれば、窒素組成比の調整などにより禁制帯幅を約３．１ｅＶ以上約３．５ｅＶ以下に制御されているものが使用可能である。すなわち、光子により電子が励起され、シリコン基板２１に電子が移動可能となる、いわゆる内部光電効果が約３５０ｎｍ以上の波長の光によって引き起こされる絶縁体であれば、本発明のパッシベーション膜２２として使用可能である。さらに、約４００ｎｍよりも長い波長の光は吸収しないパッシベーション膜２２であることがより好ましい。なお、ＳｉＣ膜と禁制帯幅が約３．１ｅＶ以上約３．５ｅＶ以下に制御された窒化シリコン膜とは、本発明の「シリコン化合物膜」の一例である。また、ＴｉＯ２膜は、本発明の「無機酸化膜」の一例である。
　封止材４は、太陽電池セル２と透光性基板５との間に配置されており、太陽電池セル２と透光性基板５とを接着している。また、封止材４は太陽電池セル２と裏面保護シート６との間に配置されており、太陽電池セル２と裏面保護シート６とを接着している。封止材４は例えば太陽光に対して透明な絶縁性樹脂などを用いて形成されている。例えば封止材４は、エチレンビニルアセテート樹脂や、その他の樹脂により形成することが可能である。
　一般的に太陽電池モジュールの封止材４を構成する樹脂には、紫外線による変質により黄変や分解などの劣化が起こるのを防止するために紫外線吸収剤が添加されていることが多い。このため、封止材４は約３５０ｎｍよりも短い波長の光を遮る特性を有している。すなわち、封止材４は、約４００ｎｍ以上約１１００ｎｍ以下の波長の光だけでなく、本発明におけるパッシベーション膜２２で吸収可能な波長の光（例えば約３５０ｎｍ以上約４００ｎｍ以下の波長の近紫外線光）も透過する特性を有する。なお、封止材４は太陽電池セル２の受光面側と裏面側とで異なる樹脂により形成されていてもよい。この場合、太陽電池セル２の裏面側に配置される封止材４は太陽電池セル２の受光面側に配置される封止材４とは異なる分光透過特性であっても構わない。
　透光性基板５は、例えば太陽光に対して透明なガラス基板やＰＣ（ポリカーボネート樹脂）などを用いて形成されている。透光性基板５の材質は特に限定されないが、透光性基板５は、一般的な透光性基板と同様、約４００ｎｍ以上約１１００ｎｍ以下の波長の光だけでなく、本発明におけるパッシベーション膜２２で吸収可能な波長の光（例えば約３５０ｎｍ以上約４００ｎｍ以下の波長の近紫外線光）も透過する。
　裏面保護シート６は、例えば従来から用いられている耐候性フィルムからなるシート材などを用いることが可能である。耐候性フィルムからなるシート材としては、例えばＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルムなどの絶縁性フィルムを用いることが可能である。なお、裏面保護シート６の代わりに例えばガラス基板を用いてもよい。
　枠部材７は、絶縁性の端面封止部材８を介して太陽電池パネル３０の縁部の全周を保持している。この端面封止部材８は、止水性および弾力性を有し、太陽電池パネル３０の端面（透光性基板５、封止材４および裏面保護シート６の端面（外周面））と枠部材７との間に配置されている。
　枠部材７は例えばアルミニウムなどの金属により形成されており、導電性を有する。枠部材７を例えばアルミニウムにより形成すれば、耐久性を向上させることが可能であるとともに、軽量化することが可能である。枠部材７は、平面的に見て中央部に窓部が形成された矩形状に構成されている。また、枠部材７は図８に示すように、コの字状の断面を有する。
　枠部材７は、太陽電池パネル３０の受光面となる透光性基板５の上面５ａよりも上方に位置して太陽電池パネル３０の上面を保持する上面保持部７ａと、裏面保護シート６の裏面よりも下方に位置して太陽電池パネル３０の下面を保持する裏面保持部７ｂと、上面保持部７ａおよび裏面保持部７ｂを接続する側壁部７ｃとを含んでいる。
　上記太陽電池モジュール３０１を備えた太陽光発電システムでは、枠部材７は感電などに対する安全性確保のために、図示しない配線等を介して接地されている。また、出力端３ａおよび出力端３ｂの電位は接続される負荷の状態によって決定されることになるが、本実施形態においては、出力端３ａおよび出力端３ｂの電位が接地電位よりも高くなっている場合を想定している。
　なお、太陽光発電システムは複数の太陽電池モジュール３０１を備えていてもよい。この場合、全ての太陽電池モジュール３０１において出力端３ａおよび出力端３ｂの電位が接地電位以上となっていてもよいし、１つ（少なくとも１つ）の太陽電池モジュール３０１において出力端３ｂの電位が接地電位よりも高くなっていてもよい。
　本実施形態の太陽電池モジュール３０１では、パッシベーション膜２２の禁制帯幅を例えば約３．５ｅＶ以下にすることによって、パッシベーション膜２２は、封止材４を透過した約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することができる。これにより、図１０に示すように、パッシベーション膜２２において、通常は価電子帯に充満して動けなくなっている電子が禁制帯を越えて伝導帯に励起されるとともに、価電子帯には励起された電子と対をなすように正孔が発生し、この電子および正孔は電界に沿って移動できるようになる。すなわち、パッシベーション膜２２が光を吸収することによる内部光電効果によって、パッシベーション膜２２が電気伝導性の挙動を振舞うことになる。これにより、図１１に示すように、太陽電池セル２の受光面周辺に電界が発生した場合に、封止材４中の電子はパッシベーション膜２２との境界部近傍に集まろうとするが、この電子が実質的にパッシベーション膜２２を通り抜けてシリコン基板２１に到達するような挙動とすることができる。これにより、パッシベーション膜２２と封止材４との境界部近傍に電子が蓄積するのを抑制することが可能となる。パッシベーション膜２２と封止材４との境界部近傍における電子の密度（電荷密度）が減少すれば、パッシベーション膜２２とシリコン基板２１との境界部近傍にかかる電界が小さくなるので、発生した正孔がパッシベーション膜２２の方向に向かう力が小さくなって、発生した正孔はｐ型集電層２１ｃに到達し易くなり、太陽電池セル２から取り出せる出力電流の低下を抑制できる。
　なお、従来のパッシベーション膜では、酸化シリコン膜（禁制帯幅約９ｅＶ）や窒化シリコン膜（禁制帯幅約５～６ｅＶ）を用いることが多い。禁制帯幅約９ｅＶの酸化シリコン膜は約１４０ｎｍ以下の波長の光しか吸収できず、禁制帯幅約５～６ｅＶの窒化シリコン膜は約２１０ｎｍ～約２５０ｎｍ以下の波長の光しか吸収できない。約２５０ｎｍ以下の波長の光は、上記のように一般的な封止材（または大気）により遮られるので、パッシベーション膜まで到達しない。このため、従来の太陽電池モジュールでは、パッシベーション膜の電子を励起することができない。
　第３実施形態のその他の構造は、上記第１および第２実施形態と同様である。
　本実施形態では、上記のように、パッシベーション膜２２の禁制帯幅は、封止材４を透過してパッシベーション膜２２に到達する光に含まれる光子エネルギー以下である。これにより、パッシベーション膜２２は、封止材４が透過する光に含まれる光子エネルギーを吸収することができる。パッシベーション膜２２が光子エネルギーを吸収することができるということは、通常は価電子帯に充満して動けなくなっている電子が光により伝導帯に励起されることを意味する。また、電子の励起に伴い価電子帯には正孔が発生する。これにより、伝導帯に移った電子および価電子帯に発生した正孔はキャリアとして電界に沿って移動できるようになる。すなわち、パッシベーション膜２２は絶縁体であるにもかかわらず、パッシベーション膜２２の中に発生したキャリアによって、さも導電体であるかのように電子が通り抜けることができる。したがって、封止材４中からパッシベーション膜２２の受光面側に集まってきた電子を、パッシベーション膜２２との境界部近傍に蓄積させずにシリコン基板２１に通り抜けさせることができる。これによって、パッシベーション膜２２の受光面側（封止材４側）とシリコン基板２１側との間にかかる電位（電界）が小さくなり、その結果、シリコン基板２１で発生した正孔がパッシベーション膜２２側に移動するのを抑制することができるので、太陽電池モジュール３０１の出力が低下する（発電効率が低下する）のを抑制することができる。
　また、パッシベーション膜２２の受光面に電極や導電層を設けてもよい。パッシベーション膜２２の膜質や膜厚がセル面内で均一になっていない場合や、封止材４の分光透過特性が面内で均一でない場合は、パッシベーション膜２２の内部光電効果による導電性が、太陽電池セル面内で一様とならない場合がある。パッシベーション膜２２の受光面に電極や導電層を設けることで、パッシベーション膜２２の受光面における電子の移動も向上する。このため、パッシベーション膜２２の導電効果が小さい領域ができたとしても、パッシベーション膜２２の導電効果がより大きい領域に電子が移動することによって、太陽電池セル面内全域において電子の蓄積を防止することができ、太陽電池モジュール３０１の出力が低下する（発電効率が低下する）のをより抑制することができる。上記の導電層としては、たとえば窒化シリコン膜などに銀などの金属微粒子を混合させて導電性とした膜などが使用できる。この場合には、膜厚および膜質を制御することによって、反射防止機能を持たせることも可能である。このように太陽電池セル２の受光面側に電極や導電層を設ける場合は、太陽電池セル２のシリコン基板２１に入射する光が多少損失することは避けられないが、太陽電池セル面内全域における電子の蓄積を確実に抑制できるので、より確実に太陽電池セル２の出力低下を防止することが可能となる。
　また、上記のように、パッシベーション膜２２の禁制帯幅は約３．５ｅＶ以下である。これにより、パッシベーション膜２２は約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することができる。封止材４には紫外線吸収剤が添加されていて、封止材４は約３５０ｎｍよりも短い波長の光を遮るように構成されている。このため、上記のように、パッシベーション膜２２の禁制帯幅を約３．５ｅＶ以下にすることによって、パッシベーション膜２２は、封止材４が透過する光である約３５０ｎｍ以上の波長の光を吸収することができる。
　また、上記のように、パッシベーション膜２２の禁制帯幅は約３．１ｅＶ以上である。これにより、パッシベーション膜２２は約４００ｎｍよりも長い波長の光を透過することができる。結晶シリコンを用いた太陽電池セル２の相対分光感度特性は、４００ｎｍ以下の波長の光に対してはほとんど感度を有しない。このため、上記のように、パッシベーション膜２２の禁制帯幅を約３．１ｅＶ以上にし、約４００ｎｍよりも長い波長の光を透過するようにパッシベーション膜２２を形成することによって、約４００ｎｍよりも長い波長の光はパッシベーション膜２２で吸収されずシリコン基板２１に到達する。これにより、パッシベーション膜２２により太陽電池セル２の発電効率が低下するのを抑制することができる。
　また、上記のように、パッシベーション膜２２を禁制帯幅が約３．２６ｅＶのたとえばＳｉＣ膜により形成すれば、封止材４が透過する光のうちの約３５０ｎｍ以上約３８０ｎｍ以下の波長の光を、パッシベーション膜２２により、吸収することができる。また、パッシベーション膜２２をＳｉＣ膜などのシリコン化合物により形成することによって、シリコン基板２１上に添加物をドープすることにより、シリコン化合物からなるパッシベーション膜２２を容易に形成することができる。また、シリコン化合物とシリコン基板２１とは格子定数が近いので、シリコン化合物（パッシベーション膜２２）とシリコン基板２１との界面で結晶欠陥が生じるのを抑制することができ、パッシベーション膜としての品質を向上させることができる。
　また、上記のように、パッシベーション膜２２を禁制帯幅が約３．５ｅＶのたとえばＴｉＯ２膜により形成すれば、封止材４が透過する光のうちの約３５０ｎｍ以上約３５４ｎｍ以下の波長の光を、パッシベーション膜２２により、吸収することができる。
　また、上記のように、太陽電池セル２の電位が周囲（枠部材７や太陽電池モジュール３０１の外部）の電位よりも高い場合に、裏面電極型の太陽電池セル２にｎ型のシリコン基板２１を用いると、太陽電池モジュール３０１の出力の低下が発生しやすい。このため、このような組み合わせとなる太陽光発電システムに特に有効である。同様に、太陽電池セル２の電位が周囲（枠部材７や太陽電池モジュール３０１の外部）の電位よりも低く、裏面電極型の太陽電池セル２にｐ型のシリコン基板を用いる場合も太陽電池モジュール３０１の出力の低下が発生しやすいため、本発明が有効となる。
　太陽光発電システムにおいては枠部材７が安全上の理由などにより接地されることが多く、一方で、太陽電池モジュール３０１の発電電力を出力する出力端３ａおよび３ｂの電位は接続される負荷（パワーコンディショナーなど）の仕様や動作状況などによって決定されることが多い。したがって、太陽光発電システムにおいて太陽電池セル２の電位と周囲（枠部材７や太陽電池モジュール３０１の外部）の電位との関係を任意に設定することは困難であることが多い。本実施形態によれば、上記のような太陽電池モジュール３０１の出力の低下が発生しやすい電位関係となる場合であっても、太陽電池モジュール３０１の出力の低下を抑制することが可能となる。
　このことは、太陽光発電システムが複数の太陽電池モジュール３０１を備えている場合に、少なくとも１つの太陽電池モジュール３０１において出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以上である場合にも言える。このような構成であっても、出力端の電位が接地電位以上となる太陽電池モジュールは出力が低下するおそれがあるため、少なくとも該当する太陽電池モジュールに本実施形態を適用することで、その太陽電池モジュールの出力の低下を抑制することが可能となる。
　なお、上記第３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、上記した第３実施形態の説明ではなく請求の範囲によって示され、さらに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。
　例えば、上記第３実施形態では、ｎ型のシリコン基板を用いた例について示したが、本発明はこれに限らず、ｐ型のシリコン基板を用いてもよい。この場合は、枠部材７が接地され、太陽電池モジュール３０１の発電電力を出力する出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以下である場合に、太陽電池モジュール３０１の出力の低下が発生しやすい。このため、太陽電池モジュール３０１の出力端３ａおよび３ｂの電位が接地電位以下である場合に特に有効である。
　また、上記第３実施形態では、太陽電池セルが裏面電極型である場合について説明したが、本発明はこれに限らない。受光面と裏面とのそれぞれに電極が設けられた太陽電池セルを用いた場合であっても、太陽電池モジュールの出力が低下する場合があるので、受光面と裏面とのそれぞれに電極が設けられた太陽電池セルを用いた太陽電池モジュールに本発明を適用しても有効である。
　また、上記第３実施形態では、パッシベーション膜の禁制帯幅を３．１ｅＶ以上３．５ｅＶ以下にした例について説明したが、本発明はこれに限らない。パッシベーション膜の禁制帯幅は、封止材を透過してパッシベーション膜に到達する光に含まれる光子エネルギー以下であれば、３．５ｅＶより大きくてもよい。例えば、封止材が約３５０ｎｍよりも短い波長の光を透過する場合は、パッシベーション膜の禁制帯幅は３．５ｅＶより大きくてもよい。また、約４００ｎｍよりも長い波長の光の一部をパッシベーション膜が吸収しても太陽電池モジュールの出力がほとんど低下しない場合は、パッシベーション膜の禁制帯幅は３．１ｅＶより小さくてもよい。
　また、上記第３実施形態では、枠部材（保持部材）が導電性を有する例について示したが、保持部材は例えば絶縁性部材により形成されていてもよい。このように構成すれば、太陽電池セルの受光面にかかる電界の強度が高くなるのを抑制することができるので、太陽電池モジュールの出力が低下するのをより抑制することができる。また、保持部材は、導電性部材（金属）と絶縁性部材とにより形成されていてもよい。
　また、パッシベーション膜上に反射防止膜を設けてもよい。この場合、反射防止膜はパッシベーション膜よりも小さい厚みに形成されてもよい。また、反射防止膜は、窒化シリコン膜、酸化シリコン膜または酸化チタン膜など様々な酸化膜により形成することが可能である。また、反射防止膜は、パッシベーション膜と併用して反射防止効果を有する他の膜によっても形成することが可能である。
　また、パッシベーション膜に電極や導電層を設けてもよい。このように構成すれば、パッシベーション膜の膜質や膜厚がセル面内で均一になっていない場合や、封止材の分光透過特性が面内で均一でない場合であっても、太陽電池セル面内全域における電子の蓄積を確実に抑制できるので、太陽電池セルの出力低下をより確実に防止することが可能となる。この場合、パッシベーション膜の上に反射防止膜を設けている場合は、反射防止膜を導電層としてもよい。
　また、上述した実施形態、実施例および変形例の構成を適宜組み合わせて得られる構成についても、本発明の技術的範囲に含まれる。
　１、１０１、３０１　太陽電池モジュール
　２　裏面電極型太陽電池セル（太陽電池セル）
　３ａ、３ｂ　出力端
　４、１０４　封止材
　４ａ　セル上部分
　５、１０５　透光性基板
　１０５ｂ　セル上部分
　７　枠部材（保持部材）
　２１　シリコン基板
　２２　パッシベーション膜
　２４　ｎ電極
　２５　ｐ電極
　３０　太陽電池パネル

Claims (15)

  1. 　受光面に絶縁性のパッシベーション膜を有する太陽電池セルと、
    　前記太陽電池セルの受光面側に配置される透光性基板と、
    　前記太陽電池セルおよび前記透光性基板の間に配置される封止材と、
    　を備えた太陽電池パネルを含む太陽電池モジュールであって、
    　前記太陽電池セルの受光面上に位置するセル上部分は、１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することを特徴とする太陽電池モジュール。
  2. 　前記セル上部分は、８５℃において１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記セル上部分は、２３℃において２．９２×１０１５Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することを特徴とする請求項２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記セル上部分は、２３℃以上８５℃以下の領域において、面積抵抗率が１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上、６×１０１５Ω・ｃｍ２以下であることを特徴とする請求項１～３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記封止材が１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することを特徴とする請求項１～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記太陽電池セルの受光面側とは反対側に配置される裏面封止材をさらに備え、該裏面封止材は前記封止材と同じ材質であることを特徴とする請求項５に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記太陽電池セルの受光面側とは反対側に配置される裏面封止材をさらに備え、該裏面封止材は１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２未満の面積抵抗率を有することを特徴とする請求項５に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記透光性基板が１．３６×１０１４Ω・ｃｍ２以上の面積抵抗率を有することを特徴とする請求項１～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記太陽電池セルは、ｎ型のシリコン基板と、前記シリコン基板の裏面に設けられたｎ電極およびｐ電極とを含むことを特徴とする請求項１～８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　前記太陽電池パネルの縁部を保持する導電性の保持部材をさらに備えることを特徴とする請求項１～９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  11. 　前記パッシベーション膜の禁制帯幅は、前記封止材を透過して前記パッシベーション膜に到達する光に含まれる光子エネルギー以下であることを特徴とする請求項１～１０のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  12. 　前記パッシベーション膜の禁制帯幅は３．５ｅＶ以下であることを特徴とする請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　請求項１～１２のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを備えることを特徴とする太陽光発電システム。
  14. 　前記太陽電池パネルの縁部を保持する導電性の保持部材を備え、
    　前記保持部材は接地されており、
    　前記太陽電池モジュールの発電電力を出力する出力端の電位は接地電位以上であることを特徴とする請求項１３に記載の太陽光発電システム。
  15. 　前記太陽電池モジュールを複数備え、
    　全ての前記太陽電池モジュールの前記保持部材は接地されており、
    　少なくとも１つの前記太陽電池モジュールにおいて前記太陽電池モジュールの発電電力を出力する出力端の電位は接地電位以上であることを特徴とする請求項１３に記載の太陽光発電システム。
PCT/JP2012/081875 2011-12-12 2012-12-10 太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム WO2013089047A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201290001058.2U CN204243056U (zh) 2011-12-12 2012-12-10 太阳能电池模块及太阳光发电系统
US14/364,386 US20150287844A1 (en) 2011-12-12 2012-12-10 Solar battery module and solar power generation system

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011271294 2011-12-12
JP2011271303 2011-12-12
JP2011-271303 2011-12-12
JP2011-271294 2011-12-12

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013089047A1 true WO2013089047A1 (ja) 2013-06-20

Family

ID=48612495

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/081875 WO2013089047A1 (ja) 2011-12-12 2012-12-10 太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20150287844A1 (ja)
JP (1) JPWO2013089047A1 (ja)
CN (1) CN204243056U (ja)
TW (1) TW201334206A (ja)
WO (1) WO2013089047A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016111257A1 (ja) * 2015-01-08 2016-07-14 日立化成株式会社 太陽電池モジュール及びそれに用いられる太陽電池の封止樹脂

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10554072B1 (en) * 2015-02-26 2020-02-04 Amazon Technologies, Inc. Initiating commands for in-package device by light-energy
CN108630763B (zh) * 2018-06-12 2024-02-13 苏州阿特斯阳光电力科技有限公司 一种光电转换装置及其制备方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005126708A (ja) * 2003-10-03 2005-05-19 Du Pont Mitsui Polychem Co Ltd 太陽電池封止材用シート
WO2010060944A1 (de) * 2008-11-28 2010-06-03 Schott Solar Ag Verfahren zur herstellung eines metallkontakts auf einem mit einer schicht versehenen halbleitersubstrat
WO2011093360A1 (ja) * 2010-02-01 2011-08-04 シャープ株式会社 裏面電極型太陽電池の製造方法、裏面電極型太陽電池および裏面電極型太陽電池モジュール
WO2011096389A1 (ja) * 2010-02-02 2011-08-11 日本ゼオン株式会社 太陽電池素子封止用樹脂組成物及び太陽電池モジュール

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5741370A (en) * 1996-06-27 1998-04-21 Evergreen Solar, Inc. Solar cell modules with improved backskin and methods for forming same
KR101318541B1 (ko) * 2004-12-30 2013-10-16 그라세 게엠베하 운트 캄파니 카게 가요성 흡착체
JP2010272658A (ja) * 2009-05-21 2010-12-02 Sekisui Chem Co Ltd 太陽電池用封止シート及びこれを用いた太陽電池モジュール
JP2011077160A (ja) * 2009-09-29 2011-04-14 Denki Kagaku Kogyo Kk 太陽電池モジュール

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005126708A (ja) * 2003-10-03 2005-05-19 Du Pont Mitsui Polychem Co Ltd 太陽電池封止材用シート
WO2010060944A1 (de) * 2008-11-28 2010-06-03 Schott Solar Ag Verfahren zur herstellung eines metallkontakts auf einem mit einer schicht versehenen halbleitersubstrat
WO2011093360A1 (ja) * 2010-02-01 2011-08-04 シャープ株式会社 裏面電極型太陽電池の製造方法、裏面電極型太陽電池および裏面電極型太陽電池モジュール
WO2011096389A1 (ja) * 2010-02-02 2011-08-11 日本ゼオン株式会社 太陽電池素子封止用樹脂組成物及び太陽電池モジュール

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016111257A1 (ja) * 2015-01-08 2016-07-14 日立化成株式会社 太陽電池モジュール及びそれに用いられる太陽電池の封止樹脂

Also Published As

Publication number Publication date
TW201334206A (zh) 2013-08-16
CN204243056U (zh) 2015-04-01
US20150287844A1 (en) 2015-10-08
JPWO2013089047A1 (ja) 2015-04-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101652607B1 (ko) 직렬 연결형 박막 태양광 모듈 및 박막 태양 전지의 직렬 연결 방법
JP5642355B2 (ja) 太陽電池モジュール
WO2013089047A1 (ja) 太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム
KR20110045246A (ko) 태양 전지 셀 및 이를 구비한 태양 전지 모듈
US9209335B2 (en) Solar cell system
EP2667419A2 (en) Solar cell and module thereof
US20220102565A1 (en) Photovoltaic cell, manufacturing method thereof, and photovoltaic battery module
KR101909143B1 (ko) 양면 수광형 태양전지
KR20120079590A (ko) 태양 전지 모듈
US20140332062A1 (en) Solar cell apparatus
KR102101728B1 (ko) 태양 전지 모듈
KR102173647B1 (ko) 태양전지 모듈
KR102243640B1 (ko) 태양 전지 모듈
KR101072073B1 (ko) 태양광 발전장치
KR101898858B1 (ko) 태양 전지
JP2013229359A (ja) 太陽電池パネル、太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム
US20180212084A1 (en) Porous silicon nanowire photovoltaic cell
TW201414001A (zh) 用於太陽能電池之經特意摻雜的氧化鎘層
KR102628295B1 (ko) 태양광 모듈의 제조 방법
KR20120043241A (ko) 태양전지 모듈
KR101273186B1 (ko) 태양광 발전장치
KR101905169B1 (ko) 태양 전지 셀 및 이를 구비한 태양 전지 모듈
US20140102521A1 (en) Thin film silicon solar cell
KR101221870B1 (ko) 태양 전지
KR20130049898A (ko) 태양전지 모듈 및 이를 구비한 태양광 발전 시스템

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201290001058.2

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12857794

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2013549242

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14364386

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12857794

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1