WO2016002721A1 - 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム - Google Patents

太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム Download PDF

Info

Publication number
WO2016002721A1
WO2016002721A1 PCT/JP2015/068693 JP2015068693W WO2016002721A1 WO 2016002721 A1 WO2016002721 A1 WO 2016002721A1 JP 2015068693 W JP2015068693 W JP 2015068693W WO 2016002721 A1 WO2016002721 A1 WO 2016002721A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
conductive
solar cell
layer
cell module
solar
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/068693
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
有史 上田
航大 中尾
哲也 京極
正孝 上田
Original Assignee
日東電工株式会社
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 日東電工株式会社 filed Critical 日東電工株式会社
Publication of WO2016002721A1 publication Critical patent/WO2016002721A1/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
    • H01L31/04—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
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/05—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a sealing film for a solar cell module and a solar cell module.
  • Solar cell modules including solar cells that convert light energy into electric power are widely used as clean power generation devices.
  • a solar battery cell a battery in which a large number of linear electrodes called finger electrodes are formed on the surface, and a bus bar electrode is arranged on the finger electrodes is widely used.
  • a solar cell module including this type of cell electric energy generated in the solar cell is taken out through the finger electrode and the bus bar electrode and supplied to the outside of the module.
  • Patent Documents 1 to 5 are listed as technical documents disclosing solar cells including finger electrodes and bus bar electrodes.
  • Patent document 6 is mentioned as a document which discloses this kind of prior art.
  • Patent Document 6 is a document relating to a solar cell module employing a back contact system in which both p-type and n-type electrodes are arranged on the back surface side.
  • Patent document 7 is a document regarding temperature rise suppression of a solar cell module.
  • Japanese Patent No. 5368022 Japanese Published Patent Publication 2012-514850 Japanese Patent No. 4684075 Japanese Patent No. 5433051 Japanese Patent Application Publication No. 2014-42000 Japanese Patent Application Publication No. 2011-238849 Japanese Patent Application Publication No. 2013-138134
  • a typical example of the conventional solar cell module is one using a pn junction type solar cell having electrodes on the front and back surfaces.
  • this solar cell an n-type electrode is disposed on the front surface side and a p-type electrode is disposed on the back surface side.
  • connection work hereinafter also referred to as wiring work
  • this kind of solar battery cell is provided with the above-described finger electrode for the purpose of improving the current collecting property. It is meaningful if a good output can be realized while using an existing solar battery cell having a finger electrode.
  • the present invention has been created in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a sealing film capable of realizing a solar cell module having excellent productivity and excellent output. Another related object is to provide a solar cell module.
  • the sealing film for solar cell modules provided with the sealing resin layer and the electroconductive part partially formed in one surface of this sealing resin layer is provided.
  • the conductive portion is composed of two or more conductive paths extending linearly on the surface of the sealing resin layer, and the two or more conductive paths are arranged in parallel with an interval.
  • the conductive path has the following condition: (1) 7.5X + 40 ⁇ Y ⁇ 80X ⁇ 50 (wherein the interval between the conductive paths is X (mm) and the width of the conductive path is Y ( ⁇ m)) 1.3 ⁇ X ⁇ 10); or (2) 4.5X + 70 ⁇ Y ⁇ 55X + 360 (where 10 ⁇ X ⁇ 75).
  • the solar cell module can be electrically connected by using the conductive portion provided on the surface of the sealing resin layer.
  • the sealing film having the above-described configuration it is not necessary to form bus bar electrodes or to individually join cells, and it is possible to improve the productivity (typically wiring workability) of the solar cell module.
  • the conductive path interval X and width Y are determined based on the conditions (1) or (2) in consideration of the loss of current (current collection loss) of the generated current and the shadow loss caused by the light shielding by the conductive part. ) Is set to satisfy.
  • the conductive portion includes a conductive material having a specific resistance of 5.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less.
  • the conductive portion is formed of a metal material.
  • an electroconductive part can exhibit favorable electrical conductivity.
  • a conductive pressure-sensitive adhesive layer is disposed on the surface of the conductive part.
  • a mesh material is disposed on one surface of the sealing resin layer, and the conductive portion constitutes a part of the mesh material.
  • an adhesion improving layer is provided on one surface of the sealing resin layer, and the conductive portion is formed on the adhesion improving layer. Yes.
  • the adhesion improving layer By providing the adhesion improving layer, the conductive portion is satisfactorily fixed to the sealing resin layer and adheres well to the solar cell.
  • a heat conductive layer is provided on one surface of the sealing resin layer, and the conductive portion is formed on the heat conductive layer.
  • the sealing film disclosed here When the sealing film disclosed here is applied to a solar battery cell having finger electrodes as described above, good output can be realized. Therefore, the said sealing film can be preferably used for a solar cell module provided with the photovoltaic cell which has a finger electrode.
  • the availability of solar cells having finger electrodes is significant in terms of effective use of existing cells, and is practically preferable.
  • a solar cell module provided with any of the sealing films disclosed herein is provided.
  • a solar cell module including the sealing film can be excellent in output and productivity.
  • a solar cell module including a conductive portion is provided.
  • the conductive portion is typically composed of two or more conductive paths extending linearly when the solar cell module is viewed from above, and the two or more conductive paths are arranged in parallel at intervals. .
  • the conductive path has the following condition: (1) 7.5X + 40 ⁇ Y ⁇ 80X-50 (where, X (mm) is the interval between the conductive paths and Y ( ⁇ m) is the width of the conductive path. 1.3 ⁇ X ⁇ 10); or (2) 4.5X + 70 ⁇ Y ⁇ 55X + 360 (however, 10 ⁇ X ⁇ 75).
  • the conductive path interval X is 13 to 20 mm, and the width Y is 200 to 1000 ⁇ m.
  • the conductive path interval X is more preferably 15 to 20 mm.
  • the conductive portion includes a conductive material having a specific resistance of 5.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less.
  • the conductive portion is formed of a metal material.
  • a conductive adhesive layer is disposed on the surface of the conductive portion.
  • an adhesion improving layer is provided, and the conductive portion is formed on the adhesion improving layer.
  • a solar battery cell having finger electrodes is provided.
  • a conductive member for a solar cell module includes two or more conductive paths extending linearly, and the two or more conductive paths are parallel to each other with a gap therebetween.
  • the conductive path has the following condition: (1) 7.5X + 40 ⁇ Y ⁇ 80X-50 (where, X (mm) is the interval between the conductive paths and Y ( ⁇ m) is the width of the conductive path. 1.3 ⁇ X ⁇ 10); or (2) 4.5X + 70 ⁇ Y ⁇ 55X + 360 (where 10 ⁇ X ⁇ 75).
  • the conductive member is disposed in the solar cell module.
  • the conductive member can be supported in an adhesion improving layer or the like and disposed in the module.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view taken along line II-II of the sealing film of FIG. It is typical sectional drawing of the sealing film which concerns on 2nd embodiment, Comprising: It is sectional drawing corresponding to FIG. It is an exploded sectional view showing typically the structure of the principal part of the solar cell module concerning a first embodiment. It is a schematic diagram which shows the photovoltaic cell side surface of the 1st sealing member in FIG. It is a schematic diagram which shows the photovoltaic cell side surface of the 2nd sealing member in FIG. It is an exploded sectional view showing typically the structure of the principal part of the solar cell module concerning a second embodiment. It is an exploded sectional view showing typically the structure of the principal part of the solar cell module concerning a third embodiment.
  • FIG. 1 is a top view schematically showing the main part of the sealing film according to the first embodiment
  • FIG. 2 is a cross-sectional view taken along the line II-II of the sealing film of FIG.
  • the sealing film 1 includes a sealing resin layer 10.
  • the sealing resin layer 10 has insulating properties and translucency, and is typically a sheet-like member formed from a sealing resin.
  • “having insulation” means a specific resistance at 25 ° C. of 1 ⁇ 10 6 ⁇ ⁇ cm or more (preferably 1 ⁇ 10 8 ⁇ ⁇ cm or more, typically 1 ⁇ 10 10 ⁇ ⁇ cm or more).
  • electric resistance for example, specific resistance
  • having translucency means that the total light transmittance specified by JIS K 7375 (2008) is 50% or more (preferably 80% or more, typically 95% or more). Say something.
  • positioning the sealing film 1 in the back surface side of the below-mentioned solar cell module the sealing resin layer 10 does not need to have translucency.
  • the sealing resin it is preferable to use an optically transparent matrix resin from the viewpoints of sealing properties, translucency, workability, weather resistance, etc., and among them, ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) Is more preferably used.
  • the sealing resin layer 10 is an EVA layer containing EVA as a main component of the resin component (a component included in excess of 50% by weight).
  • the sealing resin is typically a thermoplastic resin.
  • the sealing resin includes ethylene-vinyl ester copolymers represented by EVA, ethylene-unsaturated carboxylic acid copolymers such as ethylene- (meth) acrylic acid copolymers, and ethylene- (meth) acrylic acid.
  • It may be an ethylene-unsaturated carboxylic acid ester copolymer such as an ester.
  • a fluorine resin such as vinylidene fluoride resin or polyethylene tetrafluoroethylene
  • a polyolefin such as polyethylene, polypropylene, polybutadiene, or a modified product thereof (modified polyolefin); or a (meth) acrylic ester resin such as polymethyl methacrylate Poly (meth) acrylate (including polyacrylate and polymethacrylate); polyvinyl acetate such as polyvinyl formal, polyvinyl butyral (PVB resin), and modified PVB
  • PBT polyethylene terephthalate
  • PET polyimide
  • siloxane sol Polyurethane polystyrene, polyethersulfone, polyarylate, epoxy resin, silicone resin, ionomer, and the like.
  • these resins may be used alone or in combination of two or more.
  • the thickness of the sealing resin layer 10 is preferably about 100 to 2000 ⁇ m (for example, 200 to 1000 ⁇ m, typically 400 to 800 ⁇ m) from the viewpoints of the conductive part forming property, the solar cell sealing property, and the like. .
  • the sealing film 1 includes a plurality of conductive parts including the conductive parts 20A and 20B.
  • a plurality of conductive parts including these conductive parts 20 ⁇ / b> A and 20 ⁇ / b> B are partially formed on one surface 10 ⁇ / b> A of the sealing resin layer 10.
  • the conductive portion 20A includes a plurality of conductive paths 25Aa, 25Ab, and 25Ac. These conductive paths 25Aa, 25Ab, and 25Ac are arranged separately at a predetermined interval, and have a shape that extends linearly and in parallel on the sealing resin layer surface 10A.
  • the conductive paths 25Aa, 25Ab, and 25Ac are in the longitudinal direction so that the solar cell facing portions 30Aa, 30Ab, and 30Ac that face and come into contact with the surface of the solar battery cell are not opposed to the solar battery cell and protrude from the solar battery cell.
  • the solar cell non-opposing portions 35Aa, 35Ab, and 35Ac are arranged.
  • the electric power generated in the solar cells is collected in the solar cell facing portions 30Aa, 30Ab, 30Ac of the conductive paths 25Aa, 25Ab, 25Ac, and in the solar cell non-facing portions 35Aa, 35Ab, 35Ac, It is electrically connected to other wiring means (for example, a conductive connection portion leading to the conductive portion of the sealing film disposed on the opposite surface side of the solar battery cell).
  • other wiring means for example, a conductive connection portion leading to the conductive portion of the sealing film disposed on the opposite surface side of the solar battery cell.
  • the conductive part 20B is arranged at a distance from the conductive part 20A. More specifically, the conductive portion 20B is disposed next to the conductive portion 20A in the extending direction of the conductive paths 25Aa, 25Ab, and 25Ac, and the rest has the same configuration as the conductive portion 20A. In short, the conductive portion 20B is composed of a plurality of conductive paths 25Ba, 25Bb, 25Bc, and these conductive paths 25Ba, 25Bb, 25Bc have the same configuration (arrangement, shape, etc.) as the conductive paths 25Aa, 25Ab, 25Ac. .
  • the conductive portions 20A and 20B are intermittently arranged, so that a conductive portion pattern 22 including a plurality of conductive portions 20A and 20B is formed on the sealing resin layer surface 10A.
  • the conductive path pattern 27 including the conductive paths 25Aa, 25Ab, 25Ac, 25Ba, 25Bb, and 25Bc is formed on the sealing resin layer surface 10A.
  • This pattern can be said to be a broken line pattern in which straight lines (conductive portions) arranged in a plurality of rows at predetermined intervals are intermittent.
  • the distance X (mm) and the width Y ( ⁇ m) between the conductive paths 25Aa, 25Ab, 25Ac, 25Ba, 25Bb, and 25Bc are caused by a movement loss (current collection loss) of the generated current and light shielding by the conductive portion. It is set in consideration of shadow loss.
  • the technology disclosed herein is a condition: (1) 7.5X + 40 ⁇ Y ⁇ 80X-50 (where 1.3 ⁇ X ⁇ 10); or (2) 4.5X + 70 ⁇ Y ⁇ 55X + 360 (where 10 ⁇ X ⁇ 75);
  • the conductive path is arranged so as to satisfy the above condition.
  • X is the interval (mm) between the conductive paths
  • Y is the width ( ⁇ m) of the conductive paths.
  • the favorable output equivalent to or more than the conventional structure using a finger electrode and a bus-bar electrode can be implement
  • the total of the current collection loss and the shadow loss may be 10.6%.
  • the interval X (mm) and the width Y ( ⁇ m) of the conductive paths formed on the surface of the sealing resin layer are the above conditions (1) or (2).
  • X is preferably 1.5 or more (ie, 1.5 ⁇ X), more preferably 2 or more (ie, 2 ⁇ X), and even more preferably 4 or more (ie, 4 ⁇ X). 6 or more (that is, 6 ⁇ X) is particularly preferable, and 10 or more (that is, 10 ⁇ X) is most preferable. From the same viewpoint, X is preferably 50 or less (that is, X ⁇ 50), more preferably 30 or less (that is, X ⁇ 30), and further preferably 20 or less (that is, X ⁇ 20).
  • X and Y when 10 ⁇ X, it is preferable that X and Y satisfy the relationship of 8X + 30 ⁇ Y. Further, X and Y preferably satisfy the relationship of 10X + 50 ⁇ Y and more preferably satisfy the relationship of 15X + 40 ⁇ Y when 10 ⁇ X. From the same viewpoint, X and Y preferably satisfy the relationship of Y ⁇ 40X + 50, and more preferably satisfy the relationship of Y ⁇ 30X + 50.
  • the width Y of the conductive path is not particularly limited as long as it satisfies the above conditions, but is preferably 75 ⁇ m or more, more preferably 100 ⁇ m or more, and further preferably 200 ⁇ m or more from the viewpoint of reducing current collection loss. Particularly preferably 300 ⁇ m or more.
  • the width Y is preferably 4000 ⁇ m or less, more preferably 3000 ⁇ m or less (for example, 1500 ⁇ m or less, typically 1000 ⁇ m or less), particularly preferably 800 ⁇ m or less (more preferably 600 ⁇ m or less) from the viewpoint of reducing shadow loss. ).
  • the width Y of the conductive path is set to 300 ⁇ m or more and 800 ⁇ m or less.
  • the width Y refers to a length (width) orthogonal to the longitudinal direction of the conductive path, and can typically be the shortest width of the conductive path.
  • the distance X between the conductive paths is larger than 1.3 mm, and is preferably 1.5 mm or more, more preferably 2 mm or more, further preferably 4 mm or more, and particularly preferably 6 mm or more from the viewpoint of reducing shadow loss. And most preferably 10 mm or more (for example, 13 mm or more, typically 15 mm or more). From the viewpoint of wiring workability, the conductive path interval X is preferably set to be larger than 10 mm. For example, when a solar cell of about 15 cm ⁇ about 15 cm is used, by setting the distance X to about 20 mm, the number of conductive paths becomes 8, and both workability and power generation efficiency can be achieved at a high level. .
  • the conductive path interval X is 75 mm or less, and is preferably 50 mm or less, more preferably 30 mm or less, and even more preferably 20 mm or less from the viewpoint of reducing current collection loss.
  • the width Y is set so as to satisfy the above range (preferably 300 ⁇ m or more and 800 ⁇ m or less) and the interval X is 4 mm or more and 20 mm or less.
  • the distance X is about 10 to 30 mm (for example, 15 to 25 mm, typically 20 mm ⁇ 1 mm).
  • the interval X is a pitch, and indicates the distance between the center lines in the width direction of the conductive path.
  • the conductive path arranged on the outermost side of the solar cell surface is in the direction orthogonal to the longitudinal direction of the conductive path,
  • the distance between the outer edge (edge) of the conductive path and the cell edge is preferably about 1/2 of the distance X between the conductive paths (for example, about 1/4 to 3/4).
  • the cross-sectional area of the conductive path (cross-sectional area perpendicular to the longitudinal direction of the conductive paths), from the viewpoint of the current collector loss reduction, preferably 900 .mu.m 2 or more, more preferably 2200Myuemu 2 or more, more preferably 3800 ⁇ m 2 or more, particularly preferably 8500 ⁇ m 2 or more (for example, 17000 ⁇ m 2 or more, typically 22000 ⁇ m 2 or more).
  • the cross-sectional area is preferably 250,000 ⁇ m 2 or less, more preferably 90000 ⁇ m 2 or less, and further preferably 65000 ⁇ m 2 or less (for example, 50000 ⁇ m 2 or less, typically 25000 ⁇ m 2 or less). is there.
  • the conductive portions 20A and 20B typically include a conductive material. It is formed by applying paste using a dispenser. Thereby, a conductive path can be efficiently formed while reducing the number of parts.
  • the conductive paste include conductive components made of metallic materials such as gold, silver, copper, aluminum, iron, nickel, tin, chromium, bismuth, indium, and alloys thereof, and non-metallic conductive components such as carbon (hereinafter the same). )) And a resin component such as polyester or epoxy resin can be used in a suitable solvent to obtain a paste composition.
  • the specific resistance of the conductive material is about 5.0 ⁇ 10 ⁇ 4 ⁇ ⁇ cm or less (eg, 1.0 ⁇ 10 ⁇ 4 ⁇ ⁇ cm or less, typically 5.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less).
  • the specific resistance of the conductive component constituting the conductive paste is preferably 5.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less.
  • the formation of the conductive portions 20A and 20B is not limited to the above method, and various printing methods such as screen printing may be employed, and a low melting point (for example, a melting point of 300 ° C. or lower, preferably 250 ° C. or lower).
  • a method of melt-coating a metal material (typically an alloy) or a method of forming a conductive portion made of metal by plating or various vapor deposition methods can be preferably employed.
  • Conductive paths composed essentially of metal have the advantage of lower resistance.
  • a method in which a mesh material containing a conductive material (for example, a metal such as copper) is disposed on the surface of the sealing resin layer and at least a part of the mesh material (conductive material) is used as a conductive portion can be preferably employed.
  • the conductive portion constitutes at least a part of the mesh material.
  • the mesh material may be a composite material of the metal wires and resin fibers in which the metal wires are arranged in a stripe shape.
  • Such a mesh material may be produced by weaving metal wires into resin fibers so that the metal wires are oriented in a predetermined direction.
  • the mesh material may be a mesh material in which metal lines are regularly or irregularly arranged in a mesh pattern, or metal lines are arranged in stripes (in other words, metal lines are arranged at intervals).
  • Mesh material may be used.
  • the resin fibers include resin fibers such as PET and EVA.
  • the specific resistance of the conductive portions 20A and 20B is approximately 5.0 ⁇ 10 ⁇ 6 ⁇ ⁇ m from the viewpoint of reducing current collection loss. Or less (for example, 1.0 ⁇ 10 ⁇ 6 ⁇ ⁇ m or less), and is approximately 5.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less (for example, 1.0 ⁇ 10 ⁇ 7 ⁇ ⁇ m or less, 5 0.0 ⁇ 10 ⁇ 8 ⁇ ⁇ m or less).
  • the thickness (height) of the conductive portions 20A and 20B is preferably about 10 to 1000 ⁇ m (for example, 20 to 500 ⁇ m, typically 50 to 300 ⁇ m) from the viewpoint of conductivity and the like. Therefore, the thickness of the conductive path is preferably selected from the same range. A small height of the conductive portions 20A and 20B is preferable in terms of reducing shadow loss.
  • the solar cell module can be electrically connected by using the conductive portions 20A and 20B formed on the sealing resin layer surface 10A.
  • a plurality of solar cells Cell electrical connection can be performed collectively.
  • productivity typically wiring workability
  • the sealing film 1 in which the width Y and the interval X of the conductive paths 20A and 20B are set as described above is used at least on the front surface side (typically on the front surface side and the back surface side) of the solar battery cell having the finger electrodes. When applied to, good output can be realized. This is practically preferable in that existing solar cells having finger electrodes can be effectively used.
  • FIG. 3 is a side view schematically showing the sealing film according to the second embodiment.
  • the sealing film 2 according to the second embodiment basically has the same configuration as the sealing film according to the first embodiment except that the adhesion improving layer 50 is provided. Have. Therefore, this embodiment will be described with a focus on the adhesion improving layer 50, and description of other points will be omitted.
  • the adhesion improving layer 50 is provided on one surface 10A of the sealing resin layer 10 of the sealing film 2, and the conductive portions 20A and 20B are formed thereon. As a result, the conductive portions 20A and 20B are satisfactorily fixed to the sealing resin layer 10 via the adhesion improving layer 50, the adhesion between the conductive portions 20A and 20B and the solar cells is improved, and disconnection and displacement are performed. Deformation can be preferably prevented.
  • the adhesion improving layer 50 has insulating properties and translucency, and contains an adhesion improving agent.
  • the adhesion improver is not particularly limited as long as it can satisfactorily bond the conductive portions 20A and 20B and the sealing resin layer 10 together.
  • a silane coupling agent is preferably used as the adhesion improver.
  • the adhesion between the conductive portions 20A and 20B and the solar battery cell is improved by applying a heat treatment after applying the adhesion improver to the sealing resin layer surface 10A.
  • the usage form of an adhesive improvement agent is not limited to application
  • the thickness of the adhesion improving layer 50 is not particularly limited, and is suitably about 1 to 100 ⁇ m (for example, 3 to 50 ⁇ m, typically 5 to 30 ⁇ m) from the viewpoint of improving adhesion.
  • the sealing film according to the third embodiment basically has the same configuration as the sealing film according to the second embodiment except that a heat conductive layer is provided instead of the adhesion improving layer. Therefore, this embodiment will be described with a focus on the heat conductive layer without particularly illustrating, and description of other points will be omitted.
  • the heat conductive layer is provided in one surface of the sealing resin layer, and the electroconductive part is formed on it.
  • the heat conductive layer may be a layer having insulating properties and translucency and having a higher thermal conductivity than the sealing resin layer (for example, EVA layer).
  • EVA layer a layer containing a heat conductive material in an appropriate transparent resin material (for example, EVA), or a layer containing a transparent resin material having a higher heat conductivity than the sealing resin layer as a resin component.
  • the heat conductive material a material having a higher thermal conductivity than the sealing resin layer and hardly lowering the insulating property (in other words, hardly lowering the electric resistance) is used.
  • Specific examples include metal oxides and metal nitrides such as aluminum oxide, zirconium oxide, silicon oxide, magnesium oxide, zinc oxide, boron nitride, silicon nitride, and aluminum nitride. These can be used alone or in combination of two or more.
  • the average particle size (volume average particle size) of these heat conductive materials is not particularly limited, and those having a particle size smaller than the thickness of the heat conductive layer are preferably used.
  • the heat conductive layer may be set according to the desired heat conductivity, moldability, etc., for example, 10 to 50% by weight (typically 20 to 40% by weight). be able to.
  • the thickness of the heat conductive layer is not particularly limited, and in one preferable aspect, the heat conductive layer has the same thickness as the adhesion improving layer in the second embodiment.
  • the sealing film according to the fourth embodiment basically has the same configuration as the sealing film according to the second embodiment except that a shape-retaining layer is provided instead of the adhesion improving layer. Therefore, this embodiment will be described with a focus on the shape-retaining layer without particularly illustrating, and description of other points will be omitted.
  • the shape retaining layer can also be an adhesion improving layer.
  • the shape retaining layer is a layer that maintains the shape of the sealing resin layer and favorably maintains the contact state between the solar battery cell and the conductive portion. It is also important that the shape-retaining layer is a layer having physical properties that satisfactorily exert the sealing function of the sealing resin.
  • the shape retaining layer is a layer disposed between the sealing resin layer and the conductive portion, and is preferably disposed on the entire surface of the sealing resin layer.
  • Such a shape retaining layer is typically a layer that exhibits the properties of an elastic body or a viscoelastic body in a temperature range near room temperature.
  • the viscoelastic body referred to here is a material having both properties of viscosity and elasticity, that is, a material having a property that satisfies the phase of the complex elastic modulus exceeding 0 and less than ⁇ / 2 (typically at 25 ° C. A material having the above properties).
  • the shape-retaining layer may or may not have adhesiveness (typically tackiness).
  • the shape-retaining layer may be an adhesive layer or a non-adhesive layer.
  • the “adhesive layer” refers to a SUS304 stainless steel plate as an adherend in accordance with JIS Z 0237: 2009, and a 2 kg roller is reciprocated once in a measurement environment at 23 ° C. to be bonded to the adherend. 30 minutes later, the peel strength when peeled in the direction of 180 ° at a pulling speed of 300 mm / min is 0.1 N / 20 mm or more.
  • non-adhesive layer refers to a layer that does not correspond to the adhesive layer, and typically refers to a layer having a peel strength of less than 0.1 N / 20 mm.
  • the layer that does not stick to the stainless steel plate when the 2 kg roller is reciprocated once in a measurement environment of 23 ° C. and pressed against the SUS304 stainless steel plate is a non-adhesive layer here. This is a typical example included in the concept.
  • the shape retention layer is an adhesive layer (also referred to as an adhesive layer) formed from an adhesive. Therefore, the shape retention layer forming composition according to the present embodiment is a pressure-sensitive adhesive composition.
  • the “pressure-sensitive adhesive” refers to a material that exhibits a soft solid (viscoelastic body) state in a temperature range near room temperature and has a property of easily adhering to an adherend by pressure.
  • the adhesive here is generally complex elastic modulus E * (1 Hz) as defined in “C. A. Dahlquist,“ Adhesion: Fundamental and Practice ”, McLaren & Sons, (1966) P. 143”. ⁇ 10 ⁇ 7 > dyne / cm ⁇ 2 > material (typically a material having the above properties at 25 [deg.] C.).
  • the surface of the shape-retaining layer preferably has adhesiveness.
  • the conductive portion is satisfactorily fixed to the shape retaining layer.
  • the exposed surface of the shape retaining layer is not attached to the solar battery cell when the solar cell module is constructed. Adheres well.
  • the sealing resin layer and the conductive part can be fixed favorably.
  • the surface of the shape-retaining layer is weakly adhesive or substantially non-adhesive, it can be fixed to the sealing resin layer or the conductive portion using a known adhesive, pressure-sensitive adhesive, or the like.
  • the surface of the shape-retaining layer exhibits a 180 ° peel strength (adhesive power to solar cells) of 3N / 10 mm or more with respect to the crystalline Si solar cells.
  • the adhesive strength to the solar battery cell is more preferably 5 N / 10 mm or more, further preferably 8 N / 10 mm or more (for example, 10 N / 10 mm or more, typically 12 N). / 10 mm or more).
  • the surface of the shape retention layer exhibits a 180 degree peel strength of 15 N / 10 mm or more with respect to the crystalline Si solar battery cell.
  • the upper limit of the adhesion to the solar cell on the surface of the shape-retaining layer is not particularly limited, but the adhesion is usually 50 N / 10 mm or less (for example, 30 N / 10 mm or less, typically from the viewpoint of workability such as reattachment). Is about 20 N / 10 mm or less).
  • the adherend used for the measurement of the adhesion to solar cells is a crystalline Si solar cell.
  • a crystalline Si solar cell manufactured by Q CELLS or a single crystalline Si cell manufactured by GINTECH are preferably used.
  • the measurement was carried out by firmly bonding the shape-retaining layer to the adherend by means of lamination or the like, and using a commercially available tensile tester in an atmosphere of 23 ° C. and 50% RH, a tensile speed of 30 mm / min, and a peel angle of 180 degrees. It can carry out on the conditions of.
  • the shape-retaining layer typically has translucency.
  • the total light transmittance of the shape-retaining layer is preferably 70% or more, more preferably 85% or more. In a particularly preferred embodiment, the total light transmittance of the shape retaining layer is 90% or more from the viewpoint of power generation efficiency of the solar battery cell.
  • the total light transmittance of the shape-retaining layer can be measured using a commercially available haze meter.
  • the storage elastic modulus G ′ (frequency 1 Hz, strain 0.1%, 150 ° C.) of the shape-retaining layer is preferably 5,000 Pa or more.
  • a shape-retaining layer exhibiting a storage elastic modulus G ′ that is greater than or equal to a predetermined value at high temperatures the solar cell and the conductive portion are in good contact under high temperature conditions, and under various conditions (for example, wide temperature conditions).
  • the contact state can be stably maintained.
  • the sealing film is pressed against the solar battery cell during the construction of the solar battery module, the conductive portion can be satisfactorily brought into contact with the solar cell surface even under high temperature conditions.
  • storage elastic modulus G ′ is more preferably 10,000 Pa or more, further preferably 20,000 Pa or more, particularly preferably 25,000 Pa or more (for example, 50,000 Pa or more, typically 80,000 Pa or more). is there.
  • the 150 ° C. storage elastic modulus G ′ is usually 1,000,000 Pa or less, preferably 500,000 Pa or less, more preferably 200,000 Pa or less (for example, 150,000 Pa or less, typically 100,000 or less). 000 Pa or less).
  • the storage elastic modulus G ′ (frequency 1 Hz, strain 0.1%) of the shape-retaining layer is preferably in the range of 5,000 Pa to 1,000,000 Pa in the temperature range of 80 ° C. to 150 ° C. . That the change in the storage elastic modulus G ′ in the high temperature range is within a predetermined range may mean that the physical properties of the shape retaining layer are not easily affected by the temperature change.
  • the storage elastic modulus G ′ of the shape retaining layer in the temperature range of 80 ° C. to 150 ° C. is more preferably 5,000 Pa to 500,000 Pa, still more preferably 5,000 Pa to 200,000 Pa (for example, 10,000 Pa to 100,000 Pa). ).
  • the storage elastic modulus G ′ (frequency 1 Hz, strain 0.1%) of the shape-retaining layer is preferably in the range of 5,000 Pa to 10,000,000 Pa in the temperature range of 30 ° C. to 150 ° C. . If the change in the storage elastic modulus G ′ in the above-described wide temperature range is within a predetermined range, it can mean that the physical properties of the shape-retaining layer are not easily affected by the temperature change.
  • the storage elastic modulus G ′ of the shape retaining layer in the temperature range of 30 ° C. to 150 ° C. is more preferably 5,000 Pa to 1,000,000 Pa, still more preferably 5,000 Pa to 500,000 Pa (for example, 10,000 Pa to 200 Pa). , 000 Pa).
  • the tan ⁇ of the shape retaining layer preferably has a maximum value of less than 0.4 in the temperature range of 80 ° C. to 150 ° C.
  • tan ⁇ is a value (G ′′ / G ′) obtained from loss elastic modulus G ′′ / storage elastic modulus G ′.
  • the maximum value of tan ⁇ of the shape retaining layer in the temperature range of 80 ° C. to 150 ° C. is more preferably less than 0.3.
  • the minimum value of tan ⁇ in the above temperature range can be usually 0.01 or more (for example, 0.1 or more). It is particularly preferable that the shape-retaining layer satisfies both the storage elastic modulus G ′ and the tan ⁇ .
  • the storage modulus G ′ (frequency 1 Hz, strain 0.1%, 150 ° C.) and tan ⁇ (G ′′ / G ′) and tan ⁇ (G ′′ / G ′) of the shape-retaining layer were 1 Hz and strain 0.1% using a commercially available rheometer. Measurements may be made within the specified temperature range (temperature range including 80 ° C to 150 ° C, further including temperature range including 30 ° C to 150 ° C). For example, a temperature range of 30 ° C. to 160 ° C. and a temperature increase rate of about 0.5 ° C. to 20 ° C./min (for example, 10 ° C./min) can be used. For example, it is desirable to use a shape-retaining layer having a thickness of about 2 mm and punched to a diameter of about 8 mm.
  • the shape retaining layer is preferably composed of a resin material having a melt mass flow rate (MFR) at 150 ° C. of 9 g / 10 min or less.
  • MFR melt mass flow rate
  • the shape retention layer exhibiting the above MFR can exhibit good shape retention.
  • the MFR is more preferably 3 g / 10 min or less, further preferably 1 g / 10 min or less, and particularly preferably 0.5 g / 10 min or less (for example, 0.2 g / 10 min or less).
  • MFR flows out in a fixed time using a commercially available melt indexer (for example, a tester industry product) in accordance with JIS K 7210: 1999 or ASTM D 1238 at a temperature of 150 ° C. or 190 ° C. and a load of 2.16 Kg. What is necessary is just to measure by calculating the amount of resin discharged in a unit time (10 minutes) after weighing the amount of resin that has been measured with a balance.
  • the linear expansion coefficient of the shape retaining layer is preferably less than 15% in the temperature range of ⁇ 40 ° C. to 85 ° C. According to the shape-retaining layer exhibiting the above-described linear expansion coefficient, a sealing film superior in durability is realized.
  • the linear expansion coefficient is more preferably 12% or less (for example, 10% or less).
  • the linear expansion coefficient can be measured, for example, by the following method. [Linear expansion coefficient] (Tensile mode) The shape-retaining layer is cut into a size of 10 mm in length and about 0.5 mm 2 in cross-sectional area to produce a test piece. Using this test piece, a line at ⁇ 40 ° C. to 85 ° C.
  • the expansion rate (%) is measured.
  • the shape-retaining layer is cut into a size of about 5 mm square to produce a test piece.
  • the shape-retaining layer is typically a resin layer formed from a resin material.
  • a resin layer containing a crosslinked resin as a base polymer (for example, a resin layer subjected to crosslinking treatment) is preferable.
  • the resin that forms the shape-retaining layer can be acrylic resin, EVA resin, polyolefin resin, rubber, silicone resin, polyester resin, urethane resin, polyether resin, polyamide resin, fluorine resin, etc. It may be one or more selected from various resins.
  • polyolefin resins examples include polyethylene (PE) such as low density polyethylene (LDPE) and linear low density polyethylene (LLDPE), polypropylene (PP), ethylene / ⁇ -olefin copolymers, and modified products thereof (modified polyolefins). ) And the like.
  • the acrylic resin is an acrylic polymer as a base polymer (the main component of the polymer component, that is, the component having the largest blending ratio in the polymer component, typically a component that exceeds 50% by weight).
  • the resin material The same meaning applies to EVA, polyolefin and other resins.
  • the shape retaining layer is preferably an acrylic resin layer.
  • the thickness of the shape-retaining layer is not particularly limited, and can be, for example, about 1 to 400 ⁇ m.
  • the thickness of the shape retaining layer is preferably 1 to 200 ⁇ m, more preferably 2 to 150 ⁇ m, further preferably 2 to 100 ⁇ m, and particularly preferably 5 to 75 ⁇ m.
  • the adhesion improving layer, the heat conductive layer, and the shape retaining layer are provided on the sealing resin layer, respectively, but are disclosed here.
  • the technique is not limited to this.
  • a heat conductive layer may be provided on the sealing resin layer, and an adhesion improving layer may be further provided thereon.
  • a layer having both an adhesion improving function and a heat conducting function that is, an adhesion improving / heat conducting layer
  • This adhesion improving / heat conducting layer may include, for example, an adhesion improving agent (typically a silane coupling agent) and a heat conductive material (eg metal oxide).
  • the sealing film disclosed here is not limited to the structure of the said embodiment.
  • the conductive path constituting the sealing film extends linearly in the above embodiment, but may be curved.
  • a conductive pressure-sensitive adhesive layer is disposed on the surface of the conductive portion (each conductive path) of the sealing film disclosed herein.
  • the conductive pressure-sensitive adhesive layer include a baseless pressure-sensitive adhesive sheet comprising a pressure-sensitive adhesive layer (for example, an acrylic pressure-sensitive adhesive layer) containing about 3 to 70% by weight of a conductive component (for example, silver filler).
  • the conductive portion disclosed herein is not limited to the configuration of the above embodiment.
  • the conductive portion may have a solar cell contact portion located in the solar cell facing region and a connection portion located in the solar cell non-opposing region on the surface of the sealing film.
  • a connection part can exhibit the function of the below-mentioned electroconductive connection part as a component of an electroconductive part.
  • the solar cell contact portion is a portion that contacts (typically abuts) the solar cell when sealing the solar cell, and the sealing film is expected to contact the solar cell. Means the part that is.
  • the solar cell contact portion has a shape extending toward the connection portion, and the solar cell contact portion is connected to the connection portion at one end (specifically, Can be fixed).
  • the solar cell contact portion is composed of a plurality of conductive lines (conductive paths) extending linearly on the surface of the sealing film, and the plurality of conductive lines (conductive paths) are spaced from each other. Has been placed.
  • the conductive wires extend in a straight line and are arranged in parallel at a predetermined interval.
  • the connecting portion of the conductive portion preferably has a band shape extending in a direction intersecting (specifically substantially orthogonal) with the longitudinal direction of the conductive wire.
  • One end of the conductive wire can be connected (specifically fixed) to this connection portion.
  • one end of each of the plurality of conductive lines is connected to the connection portion to be a fixed end.
  • no connection portion is arranged on the other end side of each of the plurality of conductive lines, and the other end of the conductive line is a free end in the conductive portion.
  • Such a conductive part has a comb shape when viewed from above.
  • the conductive portion has a comb shape in which a plurality of conductive lines (conductive paths) extend in a tooth shape from a connection portion serving as a base.
  • the connecting portion is typically disposed in a non-contact state with the solar battery cell when the solar battery cell is sealed with a sealing film. Therefore, it is preferable that a connection part has the strip
  • the solar cell contact part is a conductive wire made of a metal wire and the connection part is a metal sheet (typically a metal foil).
  • a metal wire made of copper, aluminum, or the like is plated with tin (Sn) or silver (Ag).
  • the plating thickness may be about 10 ⁇ m or less (for example, 3 ⁇ m or less).
  • said metal sheet typically metal foil
  • what gave at least 1 sort (s) of surface treatment of a roughening process, a rust prevention process, and an adhesive improvement process may be used preferably.
  • the conductive wire preferably has a rectangular shape in a cross section perpendicular to the longitudinal direction from the viewpoint of surface contact with the surface of the solar battery cell.
  • Suitable examples of the metal sheet include copper foil (in particular, electrolytic copper foil).
  • the sealing film having the conductive part is produced as follows, for example. That is, first, a conductive portion (also referred to as a conductive member) is manufactured by fixing a conductive line and a connecting portion at a solar cell contact portion. And by arranging the produced conductive part on the surface of the sealing resin, the adhesion improving layer described later, the heat conductive layer, and the shape-retaining layer (in the case where there are a plurality of conductive parts, each is arranged at intervals) The sealing film is produced.
  • the conductive portion may be bonded to the sealing film or the like using a known or usual bonding means such as a pressure sensitive adhesive or an adhesive.
  • a method of fixing the solar cell contact portion (for example, conductive wire) and the connection portion in the conductive portion it is preferable to employ welding.
  • the width of the connection part is preferably 0.1 cm or more from the viewpoint of smooth electrical connection of the solar cell module, and more Preferably it is 0.3 cm or more, more preferably 0.5 cm or more.
  • the width is preferably 2 cm or less, more preferably 1.5 cm or less, and further preferably 1.0 cm or less.
  • variety points out the length (width
  • the thickness (height) of the connecting portion is preferably about 10 to 500 ⁇ m (for example, 20 to 100 ⁇ m, typically 50 to 90 ⁇ m) from the viewpoint of conductivity, strength, handling properties, and workability.
  • FIG. 4 is an exploded sectional view schematically showing the structure of the main part of the solar cell module according to the first embodiment
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the solar cell side surface of the first sealing member in FIG.
  • FIG. 6 is a schematic view showing the solar cell side surface of the second sealing member in FIG. 4.
  • the solar cell module 100 includes a plurality of solar cells including solar cells 110a and 110b. Moreover, the solar cell module 100 is provided with the 1st sealing member 121 which covers the surface of the photovoltaic cell 110a, 110b, and the 2nd sealing member 122 which covers the back surface of the photovoltaic cell 110a, 110b. Furthermore, the solar cell module 100 includes a surface covering member 131 disposed outside the first sealing member 121 and a back surface covering member 132 disposed outside the second sealing member 122. The front surface covering member 131 and the rear surface covering member 132 constitute a front surface and a back surface of the solar cell module 100, respectively.
  • Solar cell group 110 composed of a plurality of solar cells including solar cells 110a and 110b is arranged in a straight line at a predetermined interval.
  • An n-type electrode (front electrode) is formed on the surface of the solar battery cells 110a and 110b, and a p-type electrode (back electrode) is formed on the back surface.
  • n-type electrode front electrode
  • p-type electrode back electrode
  • wafer-like crystalline Si cells pn junction type solar cells
  • finger electrodes are provided on the surfaces of the solar cells 110a and 110b.
  • the solar cells 110a and 110b are not provided with bus bar electrodes.
  • the type of solar cell used is not particularly limited, and may be, for example, a single crystal type or a polycrystalline type crystal Si cell, an amorphous Si cell, a compound type, an organic type solar cell, or the like.
  • the shape is not particularly limited, and may be a belt shape or the like.
  • the thickness of the solar battery cell is preferably about 300 ⁇ m or less, more preferably about 200 ⁇ m or less, and further preferably about 160 ⁇ m or less from the viewpoint of lightness and the like.
  • the solar cell modules 100 are arranged in a row so as to be parallel to the arrangement direction of the solar cell groups 110 in addition to the solar cell groups 110 arranged in a row as described above.
  • the solar battery cell group is provided.
  • the first sealing member 121 includes a sealing resin layer 123 and a plurality of first conductive portions 125 ⁇ / b> A and 125 ⁇ / b> B partially formed on the solar cell side surface 123 ⁇ / b> A of the sealing resin layer 123.
  • the first conductive portions 125 ⁇ / b> A and 125 ⁇ / b> B are separately arranged at a predetermined interval in the arrangement direction of the solar battery cell group 110.
  • the first conductive portions 125A and 125B are arranged so as to face and come into contact with the surfaces (more specifically, surface electrodes) of two adjacent solar cells 110a and 110b, respectively. Note that the first conductive portion 125A is not in contact with solar cells other than the solar cells 110a, and the first conductive portion 125B is not in contact with solar cells other than the solar cells 110b.
  • the first conductive portion 125A extends along the arrangement direction of the solar cells 110a and 110b, and thus protrudes into a region located between the solar cells 110a and 110b.
  • the first conductive portion 125A is disposed so as to have a portion 126A that protrudes into a region located between the solar cells 110a and 110b.
  • the first conductive portion 125A can be easily electrically connected to a second conductive portion 127B described later.
  • the first conductive portion 125A includes a plurality of conductive paths 125Aa, 125Ab, and 125Ac as shown in FIG.
  • These conductive paths 125Aa, 125Ab, and 125Ac extend linearly in a direction parallel to the arrangement direction of the solar battery cell group 110, and are arranged at a predetermined interval in a direction orthogonal to the arrangement direction.
  • each of the conductive paths 125Aa, 125Ab, and 125Ac has a linearly extending shape, and is arranged so as to be spaced from and parallel to each other.
  • the conductive paths 125Aa, 125Ab, and 125Ac are arranged in a region 110a ′ facing the solar battery cell 110a on the surface 123A of the sealing resin layer 123, and extend linearly between the solar battery cells 110a and 110b. Are formed so as to have portions 126Aa, 126Ab, and 126Ac that protrude from the region located in the region.
  • the first conductive portion 125B is basically configured similarly to the first conductive portion 125A, and the conductive paths 125Ba, 125Bb, and 125Bc are also configured basically similar to the conductive paths 125Aa, 125Ab, and 125Ac. The description to be omitted is omitted.
  • the second sealing member 122 also includes a sealing resin layer 124 and a plurality of second conductive parts partially formed on the solar cell side surface 124 ⁇ / b> A of the sealing resin layer 124.
  • 127A, 127B the plurality of second conductive portions 127 ⁇ / b> A and 127 ⁇ / b> B are separately arranged at a predetermined interval in the arrangement direction of the solar battery cell group 110.
  • the second conductive portions 127A and 127B are arranged so as to face and come in contact with the back surfaces (more specifically, the back surface electrodes) of two adjacent solar cells 110a and 110b. Note that the second conductive portion 127A is not in contact with solar cells other than the solar cell 110a, and the second conductive portion 127B is not in contact with solar cells other than the solar cell 110b.
  • the second conductive portion 127B extends along the arrangement direction of the solar cells 110a and 110b, and thus protrudes into a region located between the solar cells 110a and 110b.
  • the second conductive portion 127B is arranged to have a portion 128B that protrudes into a region located between the solar cells 110a and 110b.
  • the second conductive portion 127B can be easily electrically connected to the first conductive portion 125A.
  • the second conductive portion 127B includes a plurality of conductive paths 127Ba, 127Bb, and 127Bc as shown in FIG.
  • These conductive paths 127Ba, 127Bb, and 127Bc extend linearly in a direction parallel to the arrangement direction of the solar battery cell group 110, and are arranged at predetermined intervals in a direction orthogonal to the arrangement direction.
  • the conductive paths 127Ba, 127Bb, and 127Bc each have a shape that extends linearly, and are arranged so as to be spaced apart from and parallel to each other.
  • the conductive paths 127Ba, 127Bb, and 127Bc are disposed on the surface 124A of the sealing resin layer 124 in the region 110b '' facing the solar battery cell 110b, and extend linearly to form the solar battery cells 110a and 110b. It is configured to have portions 128Ba, 128Bb, and 128Bc that protrude into the region located between them.
  • the second conductive portion 127A is basically configured similarly to the second conductive portion 127B, and the conductive paths 127Aa, 127Ab, and 127Ac are also basically configured similarly to the conductive paths 127Ba, 127Bb, and 127Bc. The description to be omitted is omitted.
  • the conductive connection portion 140 is disposed between the solar cells 110a and 110b.
  • the conductive connection part 140 is disposed between the solar battery cells 110a and 110b so as to extend in a band shape in a direction orthogonal to the arrangement direction of the solar battery cell group 110.
  • the conductive connection part 140 has conductivity in the thickness direction, and thereby electrically connects the protruding part 126A of the first conductive part 125A and the protruding part 128B of the second conductive part 127B. .
  • both ends of the width direction of the conductive connection part 140 are provided.
  • Insulating portions 142a and 142b are preferably provided on the surface.
  • the insulating portions 142a and 142b can be provided by applying a known insulating resin material. Or it can also provide by coat
  • a conductive sheet 150 is used as the conductive connection portion 140.
  • the conductive sheet 150 may be selected from a conductive resin sheet in which the above-described conductive component is blended in a resin, or a metal sheet (for example, a metal foil) made of a metal such as copper or aluminum, an alloy, or the like.
  • a metal sheet for example, a metal foil
  • the conductive adhesive sheet examples include a conductive adhesive sheet, a hot melt type, a thermosetting type, a drying type, a moisture curing type, a two-component reaction curing type, an ultraviolet (UV) curing type, an anaerobic type, and a UV anaerobic type.
  • a conductive adhesive sheet can be used.
  • the adhesive component of the adhesive sheet urethane, acrylic, epoxy and other adhesive components can be used. Among these, a conductive pressure-sensitive adhesive sheet that does not require a heating operation and is excellent in handleability is particularly preferable.
  • a baseless pressure-sensitive adhesive sheet comprising a pressure-sensitive adhesive layer (for example, an acrylic pressure-sensitive adhesive layer) containing about 3 to 70% by weight of the above-described conductive component (more preferably, a silver filler), a copper foil or an aluminum foil
  • the pressure-sensitive adhesive layer may contain a tackifier, a crosslinking agent, and other additives depending on the purpose.
  • the pressure-sensitive adhesive sheet for example, those described in Japanese Patent Application Publication No. 2012-7093 can be preferably used.
  • the conductive pressure-sensitive adhesive sheet is a double-sided pressure-sensitive adhesive sheet in which a non-conductive pressure-sensitive adhesive layer is formed on both surfaces of the above-mentioned conductive base material, and the conductive base material is partially the surface of the pressure-sensitive adhesive layer. It may be a conductive pressure-sensitive adhesive sheet exposed to the surface. Examples of such a conductive pressure-sensitive adhesive sheet include those described in Japanese Patent Application Publication No. 8-185714.
  • the thickness of the conductive connecting portion may be appropriately selected according to the thickness of the solar cell sandwiched between the sealing members.
  • the thickness is preferably about 0.5 to 2 times (eg, 0.8 to 1.2 times, typically 0.9 to 1.1 times) the thickness of the solar battery cell.
  • Wiring work is also performed on the configuration of the solar cells other than the solar cells 110a and 110b, the first conductive portions other than the first conductive portions 125A and 125B, and the second conductive portions other than the second conductive portions 127A and 127B. From the viewpoint of performing efficiently, it is preferable to basically configure the solar cells 110a and 110b, the first conductive portions 125A and 125B, and the second conductive portions 127A and 127B. More preferably, the configuration is repeated.
  • the surface covering member 131 various materials having translucency can be used.
  • the surface covering member 131 is a glass plate, a fluororesin sheet such as tetrafluoroethylene-ethylene copolymer, tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer, vinylidene fluoride resin, chlorotrifluoroethylene resin, acrylic resin, polyethylene It may be a resin sheet composed of a material such as polyester such as terephthalate (PET) or polyethylene naphthalate (PEN).
  • PET terephthalate
  • PEN polyethylene naphthalate
  • a flat plate member or a sheet member having a total light transmittance of 70% or more (for example, 90% or more, typically 95% or more) can be preferably used.
  • the total light transmittance may be measured based on JIS K 7375 (2008).
  • the thickness of the surface covering member 131 is preferably about 0.5 to 10 mm (for example, 1 to 8 mm, typically 2 to 5 mm) from the viewpoint of protection and lightness.
  • the back surface covering member 132 a flat plate member or a sheet member made of various materials exemplified as the material of the surface covering member 131 is preferably used. Especially, it is more preferable to use polyester, such as PET and PEN, as a back surface covering member forming material.
  • a corrosion resistant metal plate for example, an aluminum plate
  • a resin sheet such as an epoxy resin
  • a composite sheet such as a silica vapor deposition resin may be used.
  • the thickness of the back surface covering member 132 is preferably about 0.1 to 10 mm (for example, 0.2 to 5 mm) from the viewpoints of handleability and lightness. Note that the back surface covering member 132 does not have to be translucent.
  • the first conductive portion 125A, the conductive connection portion 140, and the second conductive portion 127B are between the surface of the solar cell 110a and the back surface of the solar cell 110b.
  • the conductive path is configured.
  • the electrical connection of the solar battery cell group 110 is realized.
  • the electrical energy generated by the solar cell group 110 is external to the solar cell module 100 via terminal bars (not shown) arranged at both ends of the solar cell module 100 in the arrangement direction of the solar cell group 110. To be supplied.
  • the technology disclosed herein is basically the same except that the first sealing member 121 having the first conductive portions 125A and 125B and the second sealing member 122 having the second conductive portions 127A and 127B are used as the sealing members.
  • first sealing member 121 having the first conductive portions 125A and 125B and the second sealing member 122 having the second conductive portions 127A and 127B are used as the sealing members.
  • the electrical connection of a photovoltaic cell group can be performed collectively by pinching
  • the electrical connection does not require solder joints, defects due to solder joints (typically cell warpage and cracking, characteristic deterioration, and flux contamination) do not occur.
  • the construction of the solar cell module 100 in general can be implemented based on the common general technical knowledge in the technical field, and does not characterize the present invention.
  • FIG. 7 is an exploded sectional view schematically showing the structure of the main part of the solar cell module according to the second embodiment.
  • the solar cell module 200 according to the second embodiment has basically the same configuration as the solar cell module according to the first embodiment except for the conductive connection portion 140. Therefore, this embodiment will be described with a focus on the conductive connection portion 140, and description of other points will be omitted.
  • the solar cell module 200 is different from the first embodiment in that a conductive layer 160 is used as the conductive connection portion 140.
  • the conductive layer 160 is stacked on the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A. More specifically, the conductive layer 160 is formed by being applied so as to extend in a band shape in a direction orthogonal to the arrangement direction of the solar battery cell group 110 between the solar battery cells 110a and 110b. Thus, the conductive layer 160 electrically connects the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A and the protruding portion 128B of the second conductive portion 127B.
  • the conductive layer 160 is spaced apart from the solar cells 110a and 110b, the insulating layers 142a and 142b are provided at both ends in the width direction of the conductive layer 160, so the solar cell 110a. , 110b is reliably prevented.
  • the conductive layer 160 and the insulating layer may be formed by separately coating using a dispenser having a three-neck nozzle.
  • a dispenser having a three-neck nozzle As the conductive layer forming material, a material capable of forming the above-described conductive portion can be used.
  • the insulating layer forming material a conventionally known resin paste mainly composed of a resin such as polyimide or polyester can be used.
  • the conductive layer 160 may be stacked on the protruding portion 128B of the second conductive portion 127B instead of the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A or instead of the portion 126A.
  • the conductive layer 160 is made of a low melting point metal having a melting point of 300 ° C. or lower (preferably 250 ° C. or lower) from metals such as the above-described conductive components (however, limited to metals) and solder (for example, lead-free solder).
  • it may be arranged in a band shape or a dot shape (also referred to as granular).
  • the dot shape is typically granular, and may be, for example, a spherical shape such as a true spherical shape or a flat spherical shape.
  • the conductive layer 160 can be a continuous or intermittent layer.
  • the conductive layer 160 is formed by using the material (for example, conductive paste) used for forming the first conductive portion 125A and the second conductive portion 127B to protrude the portion 126A protruding from the first conductive portion 125A and the second conductive portion 127B. It may be formed by applying a plurality of times to at least one of the remaining portions 128B.
  • the thickness of the conductive layer 160 is suitably in the same range as the thickness of the conductive sheet in the first embodiment.
  • FIG. 8 is an exploded sectional view schematically showing the structure of the main part of the solar cell module according to the third embodiment.
  • the solar cell module 300 according to the third embodiment is such that the projection 135 is provided on the surface of the surface covering member 131 on the solar cell group 110 side, and there is no conductive connection portion. Is different from the first embodiment. Hereinafter, the description will focus on differences from the first embodiment, and descriptions of other points will be omitted.
  • a protrusion 135 is formed on the inner surface (surface of the solar battery cell group) of the surface covering member 131.
  • the protrusion 135 is formed at a location corresponding to the position of the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A in the region located between the solar cells 110a and 110b.
  • the protrusion 135 is formed to extend in a direction orthogonal to the arrangement direction of the solar battery cell group 110. Further, there is no conductive connection between the solar cells 110a and 110b. Therefore, the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A and the protruding portion 128B of the second conductive portion 127B face each other between the solar cells 110a and 110b.
  • the solar battery cell group 110 is sandwiched between the surface covering member 131 and the back surface covering member 132 via the first sealing member 121 and the second sealing member 122. Then, the protruding portion 126A of the first conductive portion 125A is indirectly pushed up by the protrusion 135 and protrudes toward the protruding portion 128B of the second conductive portion 127B. Accordingly, the first conductive portion 125A and the second conductive portion 127B are in direct contact with each other and are electrically connected.
  • the protrusions 135 may be formed on the surface of the surface covering member 131 by using an inorganic material such as glass or an organic material such as a resin, if necessary, by an adhesive means such as an adhesive.
  • the protrusion 135 is formed on the inner surface of the surface covering member 131, but is not limited thereto, and may be formed on the inner surface of the back surface covering member 132.
  • the shape of the protrusion is not limited to the ridge, and can take various shapes.
  • the first conductive portion 125 ⁇ / b> A is not a protrusion but a spacer disposed between the front surface covering member 131 and the first sealing member 121, or between the rear surface covering member 132 and the second sealing member 122. At least one of the protruding portion 126A and the protruding portion 128B of the second conductive portion 127B may be protruded, and both may be in direct contact with each other. Even with such a configuration, the electrical connection between the first conductive portion and the second conductive portion is realized.
  • the solar cell module disclosed herein is not limited to the configuration of the above embodiment.
  • the number of solar cells arranged in the solar cell module may be two or more, and there is no particular limitation as long as it is limited.
  • a plurality of solar cells can be electrically connected in a lump. Therefore, the greater the number of solar cells, the greater the effect of improving the wiring workability.
  • the number of cells in the solar cell group is preferably 3 or more, more preferably 5 or more (for example, 7 -20, typically 8-12).
  • the solar cell group may have two or more rows (for example, 3 to 10 rows, typically 5 to 8 rows).
  • the several photovoltaic cell was comprised as a photovoltaic cell group arranged in a line
  • positioning) of a several photovoltaic cell is not limited to this, A linear form, a curve It may be a pattern, a regular pattern, or an irregular pattern.
  • interval of a photovoltaic cell does not need to be constant.
  • the electrical connection method between the first conductive portion and the second conductive portion is not limited to the method of each of the above embodiments.
  • the first conductive part and the second conductive part can be configured to be electrically connected by appropriately modifying a conventionally known wiring method.
  • the second conductive part may cover the entire back surface of the solar battery cell.
  • the matters disclosed by this specification include the following. (1) a plurality of solar cells arranged at intervals; An insulating and translucent first sealing member that covers the surfaces of the plurality of solar cells; An insulating second sealing member that covers the back surfaces of the plurality of solar cells, and
  • the first sealing member includes a sealing resin layer and a first conductive portion formed on the solar cell side surface of the sealing resin layer
  • the second sealing member includes a sealing resin layer and a second conductive part formed on the solar cell side surface of the sealing resin layer,
  • the first conductive portion is in contact with the surface of one of the solar cells adjacent to each other among the plurality of solar cells,
  • the second conductive portion is in contact with the back surface of the other solar cell of two adjacent solar cells, and the first conductive portion and the second conductive portion are configured to be electrically connected.
  • the solar cell module wherein at least the first sealing member (preferably both the first sealing member and the second sealing member) is any sealing film disclosed herein.
  • the first conductive portion has a portion that protrudes from a region located between two adjacent solar cells so as to face the surface of one of the adjacent two solar cells. Are arranged so that The second conductive portion is disposed so as to face the back surface of the other solar cell of the two adjacent solar cells and to have a portion that protrudes into a region located between the two adjacent solar cells.
  • the solar cell module according to (3), wherein the conductive connection portion is a conductive sheet.
  • the conductive connection portion is a conductive layer stacked on at least one of a protruding portion of the first conductive portion and a protruding portion of the second conductive portion.
  • the conductive connection portion is disposed so as to extend in a band shape in a direction orthogonal to the arrangement direction of the solar battery cells between two adjacent solar battery cells, (3) to (5) The solar cell module according to any one of the above.
  • the solar cell module according to (6), wherein the conductive connection portion is provided with insulating portions at both ends in the width direction.
  • a step of preparing a plurality of solar cells Forming a first conductive part on one surface of the sealing resin layer to obtain a first sealing member; Forming a second conductive portion on one surface of the sealing resin layer to obtain a second sealing member; A step of sandwiching a plurality of solar cells between the first sealing member and the second sealing member (in this step, a plurality of solar cells are arranged at intervals and two of the plurality of solar cells are adjacent to each other)
  • the first conductive part is brought into contact with the surface of one of the solar cells
  • the second conductive part is brought into contact with the back surface of the other of the two adjacent solar cells, and the first conductive part And electrically connecting the second conductive part.
  • the step of forming the first conductive part is such that the first conductive part is opposed to the surface of one solar battery cell of two adjacent solar battery cells and between the two adjacent solar battery cells.
  • the process of forming a 2nd electroconductive part is located so that the 2nd electroconductive part may be opposed to the back surface of the other photovoltaic cell of the two adjacent photovoltaic cells, and between two adjacent photovoltaic cells.
  • the manufacturing method as described in said (8) including the process arrange
  • a backsheet (trade name “KOBATEC PV KB-Z1-3”, manufactured by Kobayashi Co., Ltd.) having a thickness of 200 ⁇ m cut to 36 cm ⁇ 18 cm is prepared as a back surface covering member, and the sealing film prepared above is prepared thereon.
  • One sheet was placed so that the conductive path forming surface was the upper surface.
  • two crystalline Si solar cells (manufactured by Q CELLS) are arranged at intervals as shown in FIG. 4, and a long conductive adhesive is placed between the two cells.
  • a sheet (manufactured by Nitto Denko Corporation) was installed so that its longitudinal direction was perpendicular to the arrangement direction of the two cells.
  • This test module was installed in a solar simulator (trade name “YSS-50”, manufactured by Yamashita Denso Co., Ltd.), and the maximum electric energy was measured.
  • the conversion efficiency (power generation efficiency) obtained based on the irradiance was 6.3%. From this result, it can be seen that by applying the technique disclosed herein, the wiring workability is improved while realizing a power generation efficiency of a predetermined level or more.
  • I i is the output of the cell 1 current
  • V i is the output voltage of the cell 1
  • I i + 1 is the output current in the cell 2
  • V i + 1 is the output voltage of the cell 2
  • I ph photocurrent I s is the saturation current
  • Q are electron charges
  • n is an ideal coefficient (1 ⁇ n ⁇ 2)
  • k is a Boltzmann constant
  • T is an absolute temperature
  • R s is a series resistance
  • R p is a parallel resistance.
  • the conductive path arranged on the outermost surface of the solar battery cell has a distance between the outer edge of the conductive path and the cell edge in the direction orthogonal to the longitudinal direction of the conductive path is 1 of the interval between the conductive paths.
  • the calculation was performed on the premise of being arranged to be / 2.
  • R ⁇ is the resistance value of the semiconductor layer, the conductive path or the finger electrode, L and w are the length (mm) and the width (mm) of the solar cell, respectively, and N is the number of sections described above It is.
  • the resistance value of the semiconductor layer is 10 ⁇ / ⁇
  • A is a parallel resistance per area of one section
  • L and w are the length (mm) and width (mm) of the solar battery cell, respectively
  • N is the number of sections described above.
  • the number of sections N 100 (size of one section: length 15.5 mm ⁇ width 15.5 mm) and “a simple method for accurately evaluating solar cell parameters” (Chunfu Zhang et al., J. Appl. Phys. 110, 064504 (2011)), the loss (%) was calculated using the Lambert W function.
  • the loss (%) of the finger electrode was calculated based on a distance of 25 mm to the conductive path and a resistance value of the finger electrode of 0.001 ⁇ / m.
  • the shadow loss was determined from the total area of the conductive paths and finger electrodes occupying the surface of the solar battery cell.
  • the total (%) of the current collection loss (%) and the shadow loss (%) takes into account the correlation between the two, and the loss of the semiconductor layer is L A1 (%), and the loss when flowing through the finger electrode is L A2 (%), Where loss when flowing through the conductive path is L A3 (%) and shadow loss is L B (%), the formula: 100 ⁇ [(100 ⁇ L A1 ) ⁇ (100 ⁇ L A2 ) ⁇ (100-L A3 ) ⁇ (100-L B ) ⁇ 10 ⁇ 6 ]; It calculated
  • the current collection loss (%) was obtained from the formula: 100-[(100-L A1 ) ⁇ (100-L A2 ) ⁇ (100-L A3 ) ⁇ 10 ⁇ 4 ];
  • the loss (%) when flowing through the finger electrode was calculated based on a distance of 50 mm to the bus bar electrode and a resistance value of the finger electrode of 0.001 ⁇ / m.
  • the loss (%) when flowing through the current collector was calculated based on a wiring interval of 2 mm and a bus bar electrode resistance value of 0.001 ⁇ / m.
  • the shadow loss was determined from the total area of finger electrodes and bus bar electrodes occupying the surface of the solar battery cell. Considering the correlation of each loss, the total loss (%) was obtained. The results are shown in Table 2.
  • the total of the current collection loss and the shadow loss (output loss) is 10.6%.
  • the output Y as shown in Table 1 is set by appropriately setting the width Y and the interval X of the conductive path. It can be seen that the loss can be reduced well. From this, it turns out that according to the sealing film disclosed here, it is possible to realize a solar cell module which is excellent in productivity and shows a good output.
  • Example 1 [Production of test solar cell module]
  • a copper foil having a thickness of 75 ⁇ m was cut into a rectangular shape (band shape) having a length of 16 cm and a width of 0.5 cm.
  • an electrolytic copper foil electrolytic copper foil for rigid substrate, purity of 99.8% or more (before surface treatment)
  • the electrolytic copper foil is subjected to roughening treatment, rust prevention treatment, and adhesion improving treatment using zinc, chromium, and arsenic.
  • a copper wire width 800 ⁇ m, thickness 250 ⁇ m was prepared, and one end thereof was placed on the copper foil and fixed by welding.
  • the copper wire was fixed so that its longitudinal direction was orthogonal to the longitudinal direction of the copper foil.
  • the copper wire has a rectangular cross section.
  • the above-mentioned copper wire fixing operation was repeated along the longitudinal direction of the copper foil to obtain a comb-shaped conductive member 1 in which eight copper wires were arranged at intervals of 2 cm.
  • EVA sheet (trade name “EVASKY”, manufactured by Bridgestone) was cut into 18 cm ⁇ 18 cm to prepare a sheet-shaped sealing resin (sealing resin layer).
  • a solar cell module for test according to Example 1 was manufactured as follows using one polycrystalline Si cell manufactured by GINTECH as a crystalline Si solar cell.
  • a back sheet having a thickness of 200 ⁇ m (trade name “KOBATEC PV KB-Z1-3”, manufactured by Kobayashi Co., Ltd.) was cut into a square shape of 18 cm ⁇ 18 cm to prepare a back surface covering member.
  • an EVA sheet (trade name “EVASKY”, manufactured by Bridgestone) having a square shape of the same size as the back surface covering member and having a thickness of 450 ⁇ m was laminated.
  • Three bus bar electrodes (trade name “SSA-SPS”, solder-coated copper wire having a width of 1.5 mm and a thickness of 0.2 mm, manufactured by Hitachi Cable, Ltd.) were fixed to the back electrode of the solar battery cell by soldering.
  • the three bus bar electrodes were installed so as to extend in parallel to each other in a direction perpendicular to the direction in which the linear conductive portions constituting the finger electrodes extend, and so that one end in the longitudinal direction protrudes outward from the solar cells.
  • the photovoltaic cell which fixed the bus-bar electrode to the back surface electrode was mounted on the said EVA sheet
  • Two copper terminal bars having a width of 6 cm (trade name “A-SPS”, manufactured by Hitachi Cable Ltd.) were prepared. These copper terminal bars were respectively installed as take-out electrodes on both sides of the solar cells placed on the EVA sheet (the direction in which the bus bar electrodes extend was defined as the horizontal direction). At this time, the first terminal bar was placed so that one end in the longitudinal direction of the three bus bar electrodes protruded outward from the cell 1, and was joined to the bus bar electrodes by solder. On top of that, the sealing film with a conductive part (first sealing member) prepared above was placed.
  • the direction in which the copper wire extends in the conductive member 1 is the horizontal direction (the direction perpendicular to the direction in which the linear conductive portion that constitutes the finger electrode extends), and the copper that constitutes the conductive member 1
  • the foil overlapped with the second terminal bar.
  • Example 1 a 3.2 mm thick glass plate (manufactured by Asahi Glass Co., Ltd., white plate heat-treated glass) is disposed thereon as a surface covering member, and then a commercially available laminator (manufactured by NPC Co.) is used at 150 ° C. and 100 kPa for 5 minutes. Was laminated and cured for 15 minutes. Furthermore, the drying process was performed for 15 minutes at 150 degreeC using the commercially available ventilation constant temperature thermostat (made by Yamato Scientific).
  • the test solar cell module according to Example 1 having a configuration in which the first conductive portion and the finger electrode were electrically connected by contact was constructed.
  • Example 2 A conductive member 2 was obtained in the same manner as the conductive member 1 except that a copper wire having a width of 500 ⁇ m was used.
  • a test solar cell module according to this example was constructed in the same manner as in Example 1 except that the conductive member 2 was used instead of the conductive member 1.
  • Example 3 A conductive member 3 was obtained in the same manner as the conductive member 1 except that a copper wire having a width of 250 ⁇ m was used. A test solar cell module according to this example was constructed in the same manner as in Example 1 except that the conductive member 3 was used instead of the conductive member 1.
  • Example 4 A conductive member 4 was obtained in the same manner as the conductive member 1 except that a copper wire having a width of 100 ⁇ m and a thickness of 100 ⁇ m was used.
  • a test solar cell module according to this example was constructed in the same manner as in Example 1 except that the conductive member 4 was used instead of the conductive member 1.
  • Example 5 A conductive member 5 was obtained in the same manner as the conductive member 1 except that a copper wire having a width of 1500 ⁇ m and a thickness of 200 ⁇ m was used. A test solar cell module according to this example was constructed in the same manner as in Example 1 except that the conductive member 5 was used instead of the conductive member 1.
  • Example 6 a solar battery cell in which wiring is performed with three bus bar electrodes instead of a conductive member on both the front and rear surfaces is prepared, the solar battery cell with the bus bar electrode is used, and a sheet-like sealing resin (trade name “ A test solar cell module was constructed in the same manner as in Example 1 except that “EVASKY” (manufactured by Bridgestone Corporation, 18 cm ⁇ 18 cm) was used. This was designated as the test solar cell module of Example 6. In addition, the said bus-bar electrode is being fixed to the said photovoltaic cell with the solder.
  • the relationship between the conductive path interval X (mm) and the width Y ( ⁇ m) satisfies the formula (2): 4.5X + 70 ⁇ Y ⁇ 55X + 360 (where 10 ⁇ X ⁇ 75).
  • the power generation efficiency was improved by about 4.6%, 4.0% and 2.1%, respectively, compared with the conventional solder joint type (Example 6).
  • a good power generation rate could not be obtained. From these results, it is understood that the power generation efficiency can be improved by appropriately setting the width Y and the interval X of the conductive paths.
  • Example 4 in which the width of the conductive member was 100 ⁇ m, wire kinking occurred, and thus power generation efficiency could not be appropriately measured. Accordingly, the present invention is not limitedly interpreted. However, in the case where the conductive path is narrow, in order to prevent the productivity of the solar cell module from decreasing, the conductive path forming method and the conductive path material It is considered desirable to pay attention to the selection.

Landscapes

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

Abstract

　生産性に優れ、かつ良好な出力を示す太陽電池モジュールを実現することが可能な封止フィルムを提供する。本発明により、封止樹脂層と、該封止樹脂層の一方の表面に部分的に形成された導電部と、を備えた太陽電池モジュール用封止フィルムが提供される。前記導電部は、前記封止樹脂層表面において線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行に配置されている。また、前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；を満たすように配置されている。

Description

[規則37.2に基づきISAが決定した発明の名称]　太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム
　本発明は、太陽電池モジュール用封止フィルムおよび太陽電池モジュールに関する。本出願は、２０１４年６月３０日に出願された日本国特許出願２０１４－１３５００６号に基づく優先権を主張しており、その出願の全内容は本明細書中に参照として組み入れられている。
　光エネルギーを電力に変換する太陽電池セルを備える太陽電池モジュールは、クリーンな発電装置として広く利用されている。上記太陽電池セルとしては、その表面にフィンガー電極と称される多数の線状電極が形成され、このフィンガー電極の上にバスバー電極が配置されたものが普及している。この種のセルを備える太陽電池モジュールでは、太陽電池セルにて発電された電気エネルギーは、上記フィンガー電極およびバスバー電極を通って取り出され、上記モジュールの外部に供給される。フィンガー電極とバスバー電極とを備える太陽電池セルを開示する技術文献としては、特許文献１～５が挙げられる。
　また一般に、太陽電池モジュールにおいて、太陽電池セルは絶縁性かつ透光性の封止フィルムで覆われる。この種の従来技術を開示する文献として特許文献６が挙げられる。なお、特許文献６は、裏面側にｐ型ｎ型の両電極が配置されたバックコンタクト方式を採用する太陽電池モジュールに関する文献である。特許文献７は、太陽電池モジュールの温度上昇抑制に関する文献である。
日本国特許第５３６８０２２号公報 日本国公表特許公報２０１２－５１４８５０号 日本国特許第４６８４０７５号公報 日本国特許第５４３３０５１号公報 日本国特許出願公開２０１４－４２０００号公報 日本国特許出願公開２０１１－２３８８４９号公報 日本国特許出願公開２０１３－１３８１３４号公報
　上記従来の太陽電池モジュールの典型例として、表裏面に電極を有するｐｎ接合型の太陽電池セルを用いるものが挙げられる。この太陽電池セルには、表面側にｎ型電極が配置され、裏面側にｐ型電極が配置されている。この種の太陽電池セルを備える太陽電池モジュールは、太陽電池セルの配線をはんだ等を用いて個別に接合しなければならず接続作業（以下、配線作業ともいう。）に手間と時間を要する。そのため、生産性向上には限度がある。また一般に、この種の太陽電池セルには、集電性の向上を目的として上述のフィンガー電極が設けられている。フィンガー電極を有する既存の太陽電池セルを利用しつつ、良好な出力を実現することができれば有意義である。
　本発明は、上記の事情に鑑みて創出されたものであり、生産性に優れ、かつ良好な出力を示す太陽電池モジュールを実現することが可能な封止フィルムを提供することを目的とする。関連する他の目的は、太陽電池モジュールを提供することである。
　本発明によると、封止樹脂層と、該封止樹脂層の一方の表面に部分的に形成された導電部と、を備えた太陽電池モジュール用封止フィルムが提供される。前記導電部は、前記封止樹脂層表面において線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行に配置されている。また、前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；を満たすように配置されている。
　かかる構成の封止フィルムによると、封止樹脂層表面に設けられた導電部を利用して、太陽電池モジュールの電気的接続を行うことができる。具体的には、上記構成の封止フィルムを用いることで、バスバー電極の形成やセルの個別接合が不要となり、太陽電池モジュールの生産性（典型的には配線作業性）向上が可能となる。また、上記導電パスの間隔Ｘと幅Ｙとは、発電された電流の移動ロス（集電ロス）と、導電部による遮光を原因とするシャドーロスとを考慮して条件（１）または（２）を満たすように設定されている。かかる構成の導電パスを有する封止フィルムを、フィンガー電極を有する太陽電池セルに適用すると、バスバー電極を配置した従来の構成と同等以上の良好な出力を実現することができる。このことは、フィンガー電極を有する既存の太陽電池セルを有効利用できる点で実用上好ましい。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記導電部は、比抵抗が５．０×１０－７Ω・ｍ以下の導電性材料を含む。比抵抗が所定値以下の材料を用いることにより、集電ロスは低減し、より優れた出力を実現することができる。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記導電部は、金属材料から形成されている。このように構成することで、導電部は良好な電気伝導性を発揮し得る。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記導電部の表面には導電性粘着剤層が配置されている。このように構成することで、太陽電池セルに対する封止フィルムの位置合わせがしやすくなり、太陽電池セル表面の所望の位置に導電部を当接させ、かつその状態を良好に維持することができる。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記封止樹脂層の一方の表面にはメッシュ材料が配置されており、前記導電部は、該メッシュ材料の一部を構成している。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記封止樹脂層の一方の表面には密着性向上層が設けられており、前記導電部は該密着性向上層の上に形成されている。密着性向上層を設けることで、導電部は封止樹脂層に良好に固定され、太陽電池セルによく密着する。
　ここに開示される封止フィルムの好ましい一態様では、前記封止樹脂層の一方の表面には熱伝導層が設けられており、前記導電部は該熱伝導層の上に形成されている。太陽電池セルに近い封止樹脂層表面に熱伝導層を設けることで、太陽電池セルの温度上昇は効果的に抑制され、太陽電池モジュールの発電効率は向上する。
　ここに開示される封止フィルムを、上述のように、フィンガー電極を有する太陽電池セルに適用すると、良好な出力を実現することができる。したがって、上記封止フィルムは、フィンガー電極を有する太陽電池セルを備える太陽電池モジュールに好ましく用いられ得る。フィンガー電極を有する太陽電池セルを利用できることは、既存セルを有効利用できる点で有意義であり、実用上好ましい。
　また、本発明によると、ここに開示されるいずれかの封止フィルムを備える太陽電池モジュールが提供される。上記封止フィルムを備える太陽電池モジュールは、出力および生産性に優れたものとなり得る。
　また、本発明によると、導電部を備える太陽電池モジュールが提供される。前記導電部は、典型的には前記太陽電池モジュールを上面からみたときに、線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行に配置されている。また、前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；を満たすように配置されている。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、前記導電パスの間隔Ｘは１３～２０ｍｍであり、幅Ｙは２００～１０００μｍである。前記導電パスの間隔Ｘは１５～２０ｍｍであることがより好ましい。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、前記導電部は、比抵抗が５．０×１０－７Ω・ｍ以下の導電性材料を含む。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、前記導電部は、金属材料から形成されている。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、前記導電部の表面には導電性粘着剤層が配置されている。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、密着性向上層が設けられており、前記導電部は該密着性向上層の上に形成されている。
　ここに開示される太陽電池モジュールの好ましい一態様では、フィンガー電極を有する太陽電池セルを備える。
　また、本発明によると、太陽電池モジュール用導電部材が提供される。前記導電部材は、線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行している。また、前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；を満たす。かかる構成で、上記導電部材は太陽電池モジュール内に配置される。かかる導電部材は、後述のように、密着性向上層等に支持されてモジュール内に配置され得る。
第一実施形態に係る封止フィルムの主要部を模式的に示す上面図である。 図１の封止フィルムのII－II線における断面図である。 第二実施形態に係る封止フィルムの模式的断面図であって、図２に対応する断面図である。 第一実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図である。 図４における第一封止部材の太陽電池セル側表面を示す模式図である。 図４における第二封止部材の太陽電池セル側表面を示す模式図である。 第二実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図である。 第三実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図である。
　以下、本発明の好適な実施形態を説明する。なお、本明細書において特に言及している事項以外の事柄であって本発明の実施に必要な事柄は、当該分野における従来技術に基づく当業者の設計事項として把握され得る。本発明は、本明細書に開示されている内容と当該分野における技術常識とに基づいて実施することができる。また、以下の図面において、同じ作用を奏する部材・部位には同じ符号を付して説明し、重複する説明は省略または簡略化することがある。
　図１は第一実施形態に係る封止フィルムの主要部を模式的に示す上面図であり、図２は図１の封止フィルムのII－II線における断面図である。
　図１，２に示すように、封止フィルム１は封止樹脂層１０を備える。封止樹脂層１０は、絶縁性を有し、かつ透光性を有しており、典型的には封止樹脂から形成されたシート状部材である。ここで、この明細書において「絶縁性を有する」とは、２５℃における比抵抗が１×１０６Ω・ｃｍ以上（好ましくは１×１０8Ω・ｃｍ以上、典型的には１×１０１０Ω・ｃｍ以上）であることをいう。なお、本明細書において電気抵抗（例えば比抵抗）は、特記しないかぎり２５℃における値をいうものとする。また、この明細書において「透光性を有する」とは、ＪＩＳ　Ｋ　７３７５（２００８）で規定される全光線透過率が５０％以上（好ましくは８０％以上、典型的には９５％以上）であることをいう。なお、封止フィルム１を後述の太陽電池モジュールの裏面側に配置する場合、封止樹脂層１０は透光性を有していなくてもよい。
　封止樹脂としては、封止性、透光性、加工性、耐候性等の観点から、光学的に透明なマトリックス樹脂を用いることが好ましく、なかでも、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）がより好ましく用いられる。この実施形態では、封止樹脂層１０は、樹脂成分の主成分（５０重量％を超えて含まれる成分）としてＥＶＡを含むＥＶＡ層である。上記封止樹脂は、典型的には熱可塑性樹脂である。上記封止樹脂は、ＥＶＡに代表されるエチレン－ビニルエステル共重合体の他、エチレン－（メタ）アクリル酸共重合体等のエチレン－不飽和カルボン酸共重合体、エチレン－（メタ）アクリル酸エステル等のエチレン－不飽和カルボン酸エステル共重合体等であってもよい。あるいは、フッ化ビニリデン樹脂、ポリエチレンテトラフルオロエチレン等のフッ素樹脂；ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリブタジエン、それらの変性物（変性ポリオレフィン）等のポリオレフィン類；ポリメタクリル酸メチル等の（メタ）アクリル酸エステル樹脂等のポリ（メタ）アクリレート（ポリアクリレートおよびポリメタクリレートを包含する。）；ポリビニルホルマール、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ樹脂）、変性ＰＶＢ等のポリビニルアセテート；ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）；ポリイミド；非晶質ポリカーボネート；シロキサンゾル－ゲル；ポリウレタン；ポリスチレン；ポリエーテルサルフォン；ポリアリレート；エポキシ樹脂；シリコーン樹脂；アイオノマー；等であってもよい。これらの樹脂は単独で使用してもよく、また２種以上を混合して使用してもよい。なお、上記封止樹脂は、紫外線吸収剤や光安定剤等の、この分野に公知の各種添加剤を含み得る。
　封止樹脂層１０の厚さは、導電部形成性や太陽電池セルの封止性等の観点から、１００～２０００μｍ（例えば２００～１０００μｍ、典型的には４００～８００μｍ）程度とすることが好ましい。
　封止フィルム１は、導電部２０Ａ，２０Ｂを含む複数の導電部を備える。これら導電部２０Ａ，２０Ｂを含む複数の導電部は、封止樹脂層１０の一方の表面１０Ａに部分的に形成されている。導電部２０Ａは、複数の導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃからなる。これら導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃは、所定の間隔をおいて分離して配置されており、封止樹脂層表面１０Ａにおいて直線状にかつ平行に延びる形状を有している。
　導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃはそれぞれ、その長手方向において、太陽電池セル表面と対向接触する太陽電池セル対向部分３０Ａａ，３０Ａｂ，３０Ａｃと、太陽電池セルと対向せず該太陽電池セルからはみ出すように配置される太陽電池セル非対向部分３５Ａａ，３５Ａｂ，３５Ａｃとを有する。これにより、太陽電池セルにて発電された電力は、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃの太陽電池セル対向部分３０Ａａ，３０Ａｂ，３０Ａｃに集められ、太陽電池セル非対向部分３５Ａａ，３５Ａｂ，３５Ａｃにて、他の配線手段（例えば、太陽電池セルの反対面側に配置される封止フィルムの導電部に通じる導電性接続部等）に電気的に接続される。なお図１において、太陽電池セルの配置予定部を符号４０ａ，４０ｂで示す。
　導電部２０Ｂは、導電部２０Ａと間隔をおいて配置されている。より具体的には、導電部２０Ｂは、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃの延びる方向において、導電部２０Ａの隣に配置されており、その他は導電部２０Ａと同様の構成を有する。簡潔にいうと、導電部２０Ｂは複数の導電パス２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃからなり、これら導電パス２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃは、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃと同様の構成（配置、形状等）を有する。
　上記のように導電部２０Ａ，２０Ｂが断続して配置されることによって、封止樹脂層表面１０Ａには、複数の導電部２０Ａ，２０Ｂからなる導電部パターン２２が形成されている。換言すると、封止樹脂層表面１０Ａには、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃ，２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃからなる導電パスパターン２７が形成されている。このパターンは、所定の間隔をおいて複数列に配列された直線（導電部）が断続した破線模様ということができる。このように封止フィルム１に導電部２０Ａ，２０Ｂを設けることで、従来の太陽電池セル表面に設けられていたバスバー電極（典型的には、はんだ被覆銅線）は不要となる。これにより、はんだ接合時の加熱で、セルの特性が低下したりセルに反りや割れが生じる事象が回避され得る。はんだ接合におけるフラックス汚染の問題も回避され得る。
　導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃ，２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃの間隔Ｘ（ｍｍ）と幅Ｙ（μｍ）とは、発電された電流の移動ロス（集電ロス）と、導電部による遮光を原因とするシャドーロスとを考慮して設定される。具体的には、ここに開示され技術は、条件：
　（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または
　（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；
を満たすように上記導電パスが配置された形態で実施される。ここで、Ｘは導電パスの間隔（ｍｍ）であり、Ｙは導電パスの幅（μｍ）である。これにより、フィンガー電極とバスバー電極とを利用する従来の構成と同等以上の良好な出力が実現され得る。この点について説明する。後述の実施例に記載するように、フィンガー電極を有する太陽電池セルにバスバー電極を接続する従来品では、集電ロスとシャドーロスとの合計（出力ロス）が１０．６％にもなることが本発明者らの検討によって明らかになった。そこで、出力ロスのさらなる低減を目的としてさらに検討を進めた結果、封止樹脂層表面に形成する導電パスの間隔Ｘ（ｍｍ）と幅Ｙ（μｍ）とが上記条件（１）または（２）を満たすように導電パスを配置することにより、集電ロスとシャドーロスとの合計を上記従来の構成と同等またはそれ未満に低減し得る構成が実現されたのである。
　出力ロスを高度に低減する観点から、Ｘは１．５以上（すなわち１．５≦Ｘ）が好ましく、２以上（すなわち２≦Ｘ）がより好ましく、４以上（すなわち４≦Ｘ）がさらに好ましく、６以上（すなわち６≦Ｘ）が特に好ましく、１０以上（すなわち１０≦Ｘ）が最も好ましい。同様の観点から、Ｘは５０以下（すなわちＸ≦５０）が好ましく、３０以下（すなわちＸ≦３０）がより好ましく、２０以下（すなわちＸ≦２０）がさらに好ましい。
　また、出力ロスを高レベルで低減する観点から、１０≦Ｘの場合には、ＸとＹとは、８Ｘ＋３０＜Ｙの関係を満たすことが好ましい。また、ＸとＹとは、１０≦Ｘの場合において、１０Ｘ＋５０＜Ｙの関係を満たすことがより好ましく、１５Ｘ＋４０＜Ｙの関係を満たすことがさらに好ましい。同様の観点から、ＸとＹとは、Ｙ＜４０Ｘ＋５０の関係を満たすことが好ましく、Ｙ＜３０Ｘ＋５０の関係を満たすことがより好ましい。
　導電パスの幅Ｙは、上記条件を満たす範囲内であれば特に限定されないが、集電ロス低減の観点から、好ましくは７５μｍ以上であり、より好ましくは１００μｍ以上であり、さらに好ましくは２００μｍ以上であり、特に好ましくは３００μｍ以上である。また上記幅Ｙは、シャドーロス低減の観点から、好ましくは４０００μｍ以下であり、より好ましくは３０００μｍ以下（例えば１５００μｍ以下、典型的には１０００μｍ以下）であり、特に好ましくは８００μｍ以下（さらには６００μｍ以下）である。最も好ましい一態様では、導電パスの幅Ｙは、３００μｍ以上８００μｍ以下に設定される。上記幅Ｙを上記の範囲とすることにより、相反する集電ロスとシャドーロスとが高度にバランスされ、それらの合計である出力ロスは低減する。なお、上記幅Ｙは、導電パスの長手方向に直交する長さ（幅）を指し、典型的には導電パスの最短幅であり得る。
　導電パスの間隔Ｘは、１．３ｍｍより大きく、シャドーロス低減の観点から、好ましくは１．５ｍｍ以上であり、より好ましくは２ｍｍ以上であり、さらに好ましくは４ｍｍ以上であり、特に好ましくは６ｍｍ以上であり、最も好ましくは１０ｍｍ以上（例えば１３ｍｍ以上、典型的には１５ｍｍ以上）である。配線作業性の観点から、導電パスの間隔Ｘを１０ｍｍよりも大きくすることが好ましい。例えば、約１５ｃｍ×約１５ｃｍの太陽電池セルを用いる場合は、上記間隔Ｘを凡そ２０ｍｍとすることで、導電パスの本数は８となり、作業性と発電効率とを高レベルで両立することができる。また導電パスの間隔Ｘは、７５ｍｍ以下であり、集電ロス低減の観点からは、好ましくは５０ｍｍ以下であり、より好ましくは３０ｍｍ以下であり、さらに好ましくは２０ｍｍ以下である。特に好ましい一態様では、上記幅Ｙが上記の範囲（好ましくは３００μｍ以上８００μｍ以下）を満たし、かつ上記間隔Ｘが４ｍｍ以上２０ｍｍ以下となるように設定される。上記幅Ｙおよび間隔Ｘを上記の範囲とすることにより、相反する集電ロスとシャドーロスとが高度にバランスされ、出力ロスは低減する。他の好ましい一態様では、上記幅Ｙを凡そ２５０～６５０μｍ（例えば３００～６００μｍ）の範囲内とした場合には、上記間隔Ｘを凡そ１０～３０ｍｍ（例えば１５～２５ｍｍ、典型的には２０ｍｍ±１ｍｍ）としてもよい。なお、上記間隔Ｘはピッチであり、導電パスの幅方向における中心線間の距離を指す。
　また、集電ロスとシャドーロスとを高度にバランスさせて出力ロスする低減の観点から、太陽電池セル表面において最も外方に配置される導電パスは、導電パスの長手方向に直交する方向において、該導電パスの外側端辺（端部）とセル端辺との距離が導電パスの間隔Ｘの１／２程度（例えば凡そ１／４～３／４）となるように配置されることが好ましい。
　また、導電パスの断面積（導電パスの長手方向に直交する断面積）は、集電ロス低減の観点から、好ましくは９００μｍ２以上であり、より好ましくは２２００μｍ２以上であり、さらに好ましくは３８００μｍ２以上であり、特に好ましくは８５００μｍ２以上（例えば１７０００μｍ２以上、典型的には２２０００μｍ２以上）である。上記断面積は、シャドーロス低減の観点から、好ましくは２５００００μｍ２以下であり、より好ましくは９００００μｍ２以下であり、さらに好ましくは６５０００μｍ２以下（例えば５００００μｍ２以下、典型的には２５０００μｍ２以下）である。
　導電部２０Ａ，２０Ｂ（より具体的には、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃ，２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃ）は、典型的には導電性材料を含むものであり、例えば、導電性材料としての導電性ペーストをディスペンサを用いて付与することによって形成される。これにより、部品点数を削減しつつ導電経路を効率よく形成することができる。導電性ペーストとしては、金、銀、銅、アルミニウム、鉄、ニッケル、錫、クロム、ビスマス、インジウム、それらの合金等の金属材料からなる導電成分や、カーボン等の非金属の導電成分（以下同じ。）と、ポリエステルやエポキシ樹脂等の樹脂成分とを適当な溶媒を用いて混合してなるペースト状組成物が用いられ得る。なかでも、経時安定性の観点から、導電成分として銀または銅を使用することが好ましい。導電性材料（導電性ペースト）の比抵抗は、凡そ５．０×１０－４Ω・ｃｍ以下（例えば１．０×１０－４Ω・ｃｍ以下、典型的には５．０×１０－７Ω・ｍ以下）であることが好ましい。また、導電性ペーストを構成する導電成分の比抵抗は５．０×１０－７Ω・ｍ以下であることが好ましい。
　なお、導電部２０Ａ，２０Ｂの形成は、上記の方法に限定されず、例えば、スクリーン印刷等の各種印刷法を採用してもよく、低融点（例えば融点３００℃以下、好ましくは２５０℃以下）の金属材料（典型的には合金）を溶融塗布する方法や、めっきや各種蒸着法によって金属からなる導電部を形成する方法も好ましく採用され得る。実質的に金属から構成された導電経路は、より低抵抗であるという利点を有する。あるいはまた、導電材料（例えば銅などの金属）を含むメッシュ材料を封止樹脂層表面に配置して、該メッシュ材料の少なくとも一部（導電材料）を導電部とする方法も好ましく採用され得る。この場合、導電部は、上記メッシュ材料の少なくとも一部を構成している。典型的には、上記メッシュ材料は、金属線がストライプ状に配置された、該金属線と樹脂繊維との複合材料であり得る。このようなメッシュ材料は、金属線が所定方向に配向するように該金属線を樹脂繊維に編み込むことによって作製されたものであり得る。あるいは、上記メッシュ材料は、金属線が規則的または不規則的に網目状に配置されたメッシュ材料や、金属線がストライプ状に配置された（換言すると、金属線が間隔をおいて配列された）メッシュ材料であってもよい。上記樹脂繊維としては、例えばＰＥＴやＥＶＡ等の樹脂繊維が挙げられる。
　導電部２０Ａ，２０Ｂ（より具体的には、導電パス２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃ，２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃ）の比抵抗は、集電ロス低減の観点から、凡そ５．０×１０－６Ω・ｍ以下（例えば１．０×１０－６Ω・ｍ以下）であることが適当であり、凡そ５．０×１０－７Ω・ｍ以下（例えば１．０×１０－７Ω・ｍ以下、５．０×１０－８Ω・ｍ以下）であることが好ましい。
　導電部２０Ａ，２０Ｂの厚さ（高さ）は、導電性等の観点から、１０～１０００μｍ（例えば２０～５００μｍ、典型的には５０～３００μｍ）程度とすることが好ましい。したがって、導電パスの厚さも同様の範囲から好ましく選定される。導電部２０Ａ，２０Ｂの高さが小さいことは、シャドーロス低減性の点で好ましい。
　上記構成を有する封止フィルム１を用いることで、封止樹脂層表面１０Ａに形成された導電部２０Ａ，２０Ｂを利用して、太陽電池モジュールの電気的接続を実現することができる。例えば、封止フィルム１を２枚用意し、これら封止フィルム１の導電部２０Ａ，２０Ｂが向かいあうように該２枚の封止フィルム１で複数の太陽電池セルを挟むことにより、複数の太陽電池セルの電気的接続を一括して行うことができる。これにより、太陽電池モジュールの生産性（典型的には配線作業性）が向上する。また、上記のように導電パス２０Ａ，２０Ｂの幅Ｙと間隔Ｘとが設定された封止フィルム１を、フィンガー電極を有する太陽電池セルの少なくとも表面側（典型的には表面側および裏面側）に適用すると、良好な出力を実現することができる。このことは、フィンガー電極を有する既存の太陽電池セルを有効利用できる点で実用上好ましい。
　図３は、第二実施形態に係る封止フィルムを模式的に示す側面図である。
　図３に示すように、第二実施形態に係る封止フィルム２は、密着性向上層５０が設けられている点を除いては第一実施形態に係る封止フィルムと基本的に同じ構成を有する。したがって、この実施形態については、密着性向上層５０を中心に説明し、その他の点についての説明は省略する。
　封止フィルム２の封止樹脂層１０の一方の表面１０Ａには、密着性向上層５０が設けられており、その上に導電部２０Ａ，２０Ｂが形成されている。これにより、導電部２０Ａ，２０Ｂは、密着性向上層５０を介して封止樹脂層１０に良好に固定され、導電部２０Ａ，２０Ｂと太陽電池セルの密着性が向上し、また断線やずれ、変形が好ましく防止され得る。
　密着性向上層５０は、絶縁性と透光性とを有し、密着性向上剤を含む。密着性向上剤は、導電部２０Ａ，２０Ｂと封止樹脂層１０とを良好に接合し得るものであれば特に限定されない。本実施形態のように封止樹脂層材料としてＥＶＡが用いられる場合には、密着性向上剤としてシランカップリング剤が好ましく使用される。典型的には、密着性向上剤を上記封止樹脂層表面１０Ａに付与した後に加熱処理することで、導電部２０Ａ，２０Ｂと太陽電池セルとの密着性は向上する。なお、密着性向上剤の使用形態は塗布に限定されず、上記封止樹脂層１０に含ませて使用することも可能である。
　密着性向上層５０の厚さは特に限定されず、密着性向上等の観点から、１～１００μｍ（例えば３～５０μｍ、典型的には５～３０μｍ）程度とすることが適当である。
　第三実施形態に係る封止フィルムは、密着性向上層に代えて熱伝導層が設けられている他は基本的に第二実施形態に係る封止フィルムと同様の構成を有する。したがって、この実施形態については、特に図示することなく熱伝導層を中心に説明し、その他の点についての説明は省略する。
　第三実施形態に係る封止フィルムでは、封止樹脂層の一方の表面に熱伝導層が設けられており、その上に導電部が形成されている。このように、太陽電池セルに近い封止樹脂層表面に熱伝導層を設けることにより、太陽電池セルの温度上昇は効果的に抑制され、太陽電池モジュールの発電効率は向上する。熱伝導層は、絶縁性と透光性とを有し、封止樹脂層（例えばＥＶＡ層）よりも熱伝導率の高い層であればよい。そのような熱伝導層としては、適当な透明樹脂材料（例えばＥＶＡ）に熱伝導性材料を含ませた層や、封止樹脂層よりも熱伝導率の高い透明樹脂材料を樹脂成分として含む層が挙げられる。
　上記熱伝導性材料としては、封止樹脂層よりも高い熱伝導率を有し、かつ絶縁性を低下させ難い（換言すると、電気抵抗を低下させ難い）材料が用いられる。具体例としては、酸化アルミニウムや酸化ジルコニウム、酸化ケイ素、酸化マグネシウム、酸化亜鉛、窒化ホウ素、窒化ケイ素、窒化アルミニウム等の金属酸化物や金属窒化物が挙げられる。これらは１種を単独でまたは２種以上を組み合わせて用いることができる。これら熱伝導性材料の平均粒径（体積平均粒子径）は特に限定されず、熱伝導層の厚さよりも小さい粒径を有するものが好ましく使用される。例えば、０．１～１００μｍ（典型的には１～５０μｍ）程度の平均粒径を有するものを使用することができる。熱伝導層中における熱伝導性材料の含有量は、所望の熱伝導率や成形性等に応じて設定すればよく、例えば１０～５０重量％（典型的には２０～４０重量％）とすることができる。熱伝導層の厚さは特に限定されず、好ましい一態様では、熱伝導層は、第二実施形態における密着性向上層と同じ厚さを有する。
　第四実施形態に係る封止フィルムは、密着性向上層に代えて保形層が設けられている他は基本的に第二実施形態に係る封止フィルムと同様の構成を有する。したがって、この実施形態については、特に図示することなく保形層を中心に説明し、その他の点についての説明は省略する。なお、保形層は、密着性向上層でもあり得る。
　保形層は、封止樹脂層の形状を保持して、太陽電池セルと導電部との接触状態を良好に保持する層である。また保形層は、封止樹脂の封止機能を良好に発揮させる物性を有する層であることも重要である。封止フィルムにおいて、保形層は封止樹脂層と導電部との間に配置される層であり、好ましくは封止樹脂層表面の全体に配置される。このような保形層は、典型的には、室温付近の温度域において弾性体または粘弾性体の性質を示す層である。なお、ここでいう粘弾性体は、粘性と弾性の性質を併せ持つ材料、すなわち、複素弾性率の位相が０を超えてπ／２未満、を満たす性質を有する材料（典型的には２５℃において上記性質を有する材料）である。
　保形層は、接着性（典型的には粘着性）を有してもよく、有しなくてもよい。換言すると、保形層は、粘着層であってもよく、非粘着層であってもよい。ここで「粘着層」とは、ＪＩＳ　Ｚ　０２３７：２００９に準じて、ＳＵＳ３０４ステンレス鋼板を被着体とし、２３℃の測定環境下において２ｋｇのローラを１往復させて上記被着体に圧着してから３０分後に引張速度３００ｍｍ／分の条件で１８０°方向に剥離した場合の剥離強度が０．１Ｎ／２０ｍｍ以上である層をいう。また、「非粘着層」とは、上記粘着層に該当しない層をいい、典型的には上記剥離強度が０．１Ｎ／２０ｍｍ未満である層をいう。２３℃の測定環境下において２ｋｇのローラを１往復させてＳＵＳ３０４ステンレス鋼板に圧着した場合に該ステンレス鋼板に貼り付かない層（実質的に粘着性を示さない層）は、ここでいう非粘着層の概念に含まれる典型例である。
　本実施形態では、保形層は、粘着剤から形成された粘着層（粘着剤層ともいう。）である。したがって、本実施形態に係る保形層形成用組成物は粘着剤組成物である。なお、本明細書において「粘着剤」とは、室温付近の温度域において柔らかい固体（粘弾性体）の状態を呈し、圧力により簡単に被着体に接着する性質を有する材料をいう。ここでいう粘着剤は、「C. A. Dahlquist, “Adhesion : Fundamental and Practice”, McLaren & Sons, (1966) P. 143」に定義されているとおり、一般的に、複素引張弾性率Ｅ＊（１Ｈｚ）＜１０７ｄｙｎｅ／ｃｍ２を満たす性質を有する材料（典型的には、２５℃において上記性質を有する材料）である。
　保形層の表面は接着性を有することが好ましい。これによって、導電部は保形層に良好に固定される。また、保形層表面の導電部非形成領域が露出して封止フィルムの表面を構成している場合には、当該保形層の露出面は、太陽電池モジュール構築の際に太陽電池セルに良好に接着する。両面に接着性を有する保形層を用いることで、封止樹脂層と導電部とを良好に固定することができる。なお、保形層の表面が弱接着性であったり実質的に非接着性である場合は、公知の接着剤、粘着剤等を利用して封止樹脂層や導電部と固定され得る。
　好ましい一態様では、保形層の表面は、結晶系Ｓｉ太陽電池セルに対して３Ｎ／１０ｍｍ以上の１８０度剥離強度（対太陽電池セル接着力）を示す。上記対太陽電池セル接着力は、太陽電池セルや導電部との固定等の観点から、より好ましくは５Ｎ／１０ｍｍ以上、さらに好ましくは８Ｎ／１０ｍｍ以上（例えば１０Ｎ／１０ｍｍ以上、典型的には１２Ｎ／１０ｍｍ以上）である。特に好ましい一態様では、保形層の表面は、結晶系Ｓｉ太陽電池セルに対して１５Ｎ／１０ｍｍ以上の１８０度剥離強度を示す。保形層表面の対太陽電池セル接着力の上限は特に限定されないが、上記接着力は、貼り直し等の作業性の観点から、通常は５０Ｎ／１０ｍｍ以下（例えば３０Ｎ／１０ｍｍ以下、典型的には２０Ｎ／１０ｍｍ以下）程度である。
　上記対太陽電池セル接着力の測定に用いられる被着体は、結晶系Ｓｉ太陽電池セルである。例えば、Ｑセルズ社製の結晶系Ｓｉ太陽電池セルやＧＩＮＴＥＣＨ社製の単結晶系Ｓｉセルが好ましく用いられる。測定は、ラミネート等によって保形層を被着体にしっかりと貼り合わせた後、市販の引張試験機を用いて、２３℃、５０％ＲＨの雰囲気下、引張速度３０ｍｍ／分、剥離角度１８０度の条件で実施することができる。
　保形層は典型的には透光性を有する。保形層の全光線透過率は、好ましくは７０％以上、より好ましくは８５％以上である。特に好ましい一態様では、太陽電池セルの発電効率の観点から、保形層の全光線透過率は９０％以上である。保形層の全光線透過率は、市販のヘーズメーターを用いて測定することができる。
　保形層の貯蔵弾性率Ｇ’（周波数１Ｈｚ、歪み０．１％、１５０℃）は５，０００Ｐａ以上であることが好ましい。高温時に所定以上の貯蔵弾性率Ｇ’を示す保形層を用いることで、高温条件下において太陽電池セルと導電部とが良好に接触し、かつ様々な条件下（例えば幅広い温度条件下）において、その接触状態が安定的に維持され得る。例えば、太陽電池モジュールの構築に際して封止フィルムを太陽電池セルに押し当てたときに、高温条件下においても導電部を太陽電池セル表面に良好に当接させることができる。上記１５０℃貯蔵弾性率Ｇ’は、より好ましくは１０，０００Ｐａ以上、さらに好ましくは２０，０００Ｐａ以上、特に好ましくは２５，０００Ｐａ以上（例えば５０，０００Ｐａ以上、典型的には８０，０００Ｐａ以上）である。また、上記１５０℃貯蔵弾性率Ｇ’は、通常は１，０００，０００Ｐａ以下であり、好ましくは５００，０００Ｐａ以下、より好ましくは２００，０００Ｐａ以下（例えば１５０，０００Ｐａ以下、典型的には１００，０００Ｐａ以下）であり得る。
　また、保形層の貯蔵弾性率Ｇ’（周波数１Ｈｚ、歪み０．１％）は、８０℃～１５０℃の温度域において、５，０００Ｐａ～１，０００，０００Ｐａの範囲内にあることが好ましい。上記高温域における貯蔵弾性率Ｇ’の変化が所定の範囲内にあることは、保形層の物性が温度変化の影響を受けにくいことを意味し得る。８０℃～１５０℃の温度域における保形層の貯蔵弾性率Ｇ’は、より好ましくは５，０００Ｐａ～５００，０００Ｐａ、さらに好ましくは５，０００Ｐａ～２００，０００Ｐａ（例えば１０，０００Ｐａ～１００，０００Ｐａ）の範囲内である。
　さらに、保形層の貯蔵弾性率Ｇ’（周波数１Ｈｚ、歪み０．１％）は、３０℃～１５０℃の温度域において、５，０００Ｐａ～１０，０００，０００Ｐａの範囲内にあることが好ましい。上記のような広い温度域における貯蔵弾性率Ｇ’の変化が所定の範囲内にあることは、保形層の物性が温度変化の影響を受けにくいことを意味し得る。３０℃～１５０℃の温度域における保形層の貯蔵弾性率Ｇ’は、より好ましくは５，０００Ｐａ～１，０００，０００Ｐａ、さらに好ましくは５，０００Ｐａ～５００，０００Ｐａ（例えば１０，０００Ｐａ～２００，０００Ｐａ）の範囲内である。
　また、保形層のｔａｎδは、８０℃～１５０℃の温度域における最大値が０．４未満であることが好ましい。高温域におけるｔａｎδが所定値以下の保形層を用いることで、高温域において太陽電池セルと導電部とが良好に接触し、かつ様々な条件下（例えば幅広い温度条件下）において、その接触状態が安定的に維持され得る。例えば、太陽電池モジュールの構築に際して封止フィルムを太陽電池セルに押し当てたときに、高温条件下においても導電部を太陽電池セル表面に良好に当接させることができる。なお、ｔａｎδは、損失弾性率Ｇ”／貯蔵弾性率Ｇ’から求められる値（Ｇ”／Ｇ’）である。８０℃～１５０℃の温度域における保形層のｔａｎδの最大値は、より好ましくは０．３未満である。また、上記温度域におけるｔａｎδの最小値は、通常は０．０１以上（例えば０．１以上）であり得る。保形層は、上記貯蔵弾性率Ｇ’および上記ｔａｎδの両方を満足することが特に好ましい。
　保形層の貯蔵弾性率Ｇ’（周波数１Ｈｚ、歪み０．１％、１５０℃）およびｔａｎδ（Ｇ”／Ｇ’）は、市販のレオメーターを用いて、周波数１Ｈｚ、歪み０．１％の条件で、所定の温度範囲（８０℃～１５０℃を含む温度域、さらには３０℃～１５０℃を含む温度域）で測定すればよい。測定温度域および昇温速度は、測定装置の機種等に応じて適切に設定すればよい。例えば、３０℃～１６０℃の温度域、０．５℃～２０℃／分（例えば１０℃／分）程度の昇温速度とすることができる。測定サンプルとしては、約２ｍｍ厚とした保形層を直径８ｍｍ程度に打ち抜いたものを使用することが望ましい。
　保形層は、１５０℃におけるメルトマスフローレート（ＭＦＲ）が９ｇ／１０分以下を示す樹脂材料から構成されていることが好ましい。上記ＭＦＲを示す保形層は、良好な保形性を発揮することができる。上記ＭＦＲは、より好ましくは３ｇ／１０分以下、さらに好ましくは１ｇ／１０分以下、特に好ましくは０．５ｇ／１０分以下（例えば０．２ｇ／１０分以下）である。ＭＦＲは、市販のメルトインデクサー（例えばテスター産業社製品）を用いて、ＪＩＳ　Ｋ　７２１０：１９９９またはＡＳＴＭ　Ｄ　１２３８に準拠し、温度１５０℃または１９０℃、荷重２．１６Ｋｇの条件で一定時間に流れ出てきた樹脂量を天秤で秤量して単位時間（１０分間）に吐出した樹脂量を計算することによって測定すればよい。
　また、保形層の線膨張率は、－４０℃～８５℃の温度域において１５％未満であることが好ましい。上記の線膨張率を示す保形層によると、耐久性により優れた封止フィルムが実現される。上記線膨張率は、より好ましくは１２％以下（例えば１０％以下）である。上記線膨張率は、例えば下記の方法で測定することができる。
　［線膨張率］
　（引張モード）
　保形層を長さ１０ｍｍ×断面積約０．５ｍｍ２のサイズに切断して、試験片を作製する。この試験片につき、熱分析装置（商品名「ＥＸＳＴＡＲ６０００」、セイコーインスツル社製）を用いて、引張荷重２０ｍＮ、昇温速度１．７℃／分の条件で、－４０℃～８５℃における線膨張率（％）を測定する。上記線膨張率は次式より求められる。
　－４０℃～８５℃における線膨張率（％）＝（Ａ－Ｂ）／Ｂ×１００
　Ａ：－４０℃～８５℃における試験片の長さの最大値（ｍｍ）
　Ｂ：－４０℃～８５℃における試験片の長さの最小値（ｍｍ）
　（圧縮モード）
　保形層を約５ｍｍ角のサイズに切断して、試験片を作製する。この試験片につき、ＴＭＡ（Thermal Mechanical Analysis）装置（装置名「ＴＭＡ／ＳＳ７１００」、エスアイアイ・ナノテクノロジー社製）を用いて下記の条件で、－４０℃～８５℃における線膨張率（％）を測定する。上記線膨張率は次式より求められる。
　－４０℃～８５℃における線膨張率（％）＝（Ａ－Ｂ）／Ｂ×１００
　Ａ：－４０℃～８５℃における試験片の厚さの最大値（μｍ）
　Ｂ：－４０℃～８５℃における試験片の厚さの最小値（μｍ）
　測定条件：
　押込試験時の荷重；　９．８ｍＮ
　プローブ径；　φ３．５ｍｍ
　温度プログラム；　－６０℃→１６０℃、１０℃／分
　測定雰囲気；　Ｎ２（流量　２００ｍＬ／分）
　保形層は、典型的には、樹脂材料から形成された樹脂層である。好ましくは、架橋された樹脂をベースポリマーとして含む樹脂層（例えば、架橋処理が施された樹脂層）である。保形層を形成する樹脂は、アクリル系樹脂、ＥＶＡ系樹脂、ポリオレフィン系樹脂、ゴム類、シリコーン系樹脂、ポリエステル系樹脂、ウレタン系樹脂、ポリエーテル系樹脂、ポリアミド系樹脂、フッ素系樹脂等の各種の樹脂から選択される１種または２種以上であり得る。ポリオレフィン系樹脂としては、低密度ポリエチレン（ＬＤＰＥ）、直鎖状低密度ポリエチレン（ＬＬＤＰＥ）等のポリエチレン（ＰＥ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、エチレン・α－オレフィン共重合体、それらの変性物（変性ポリオレフィン）等が挙げられる。また、アクリル系樹脂とは、アクリル系ポリマーをベースポリマー（ポリマー成分のなかの主成分、すなわちポリマー成分のなかで配合割合の最も大きい成分、典型的には５０重量％を超えて含まれる成分）とする樹脂材料をいう。ＥＶＡ系、ポリオレフィン系その他の樹脂についても同様の意味である。保形層は、好ましくはアクリル系樹脂層である。
　保形層の厚さは特に制限されず、例えば１～４００μｍ程度であり得る。通常、保形層の厚さは、１～２００μｍが好ましく、２～１５０μｍがより好ましく、２～１００μｍがさらに好ましく、５～７５μｍが特に好ましい。
　なお、上記第二実施形態、第三実施形態および第四実施形態では、封止樹脂層の上に密着性向上層、熱伝導層および保形層をそれぞれ設けていたが、ここに開示される技術はこれに限定されない。例えば、封止樹脂層の上に熱伝導層を設け、その上にさらに密着性向上層を設けてもよい。また、好ましい一態様では、封止樹脂層の表面に、密着性向上機能と熱伝導機能の両方の機能を併せ持つ層（すなわち密着性向上／熱伝導層）を設けることもできる。この密着性向上／熱伝導層は、例えば、密着性向上剤（典型的にはシランカップリング剤）と熱伝導性材料（例えば金属酸化物）とを含むものであり得る。
　また、ここに開示される封止フィルムは、上記実施形態の構成に限定されない。例えば、封止フィルムを構成する導電パスは、上記実施形態では直線状に延びていたが、曲線状であってもよい。
　さらに、ここに開示される封止フィルムの導電部（各導電パス）の表面には、導電性粘着剤層が配置されていることが好ましい。これにより、太陽電池セル表面と導電部との位置合わせ（仮固定）がしやすくなり、太陽電池セル表面の所望の位置に導電部を当接させ、かつその状態を確実に維持することができる。導電性粘着剤層の好適例としては、導電成分（例えば銀フィラー）を３～７０重量％程度含む粘着剤層（例えばアクリル系粘着剤層）からなる基材レスの粘着シートが挙げられる。
　さらに、ここに開示される導電部は、上記実施形態の構成に限定されない。例えば、導電部は、封止フィルムの表面において、太陽電池セル対向領域に位置する太陽電池セル接触部分と、太陽電池セル非対向領域に位置する接続部分と、を有するものであってもよい。このような接続部分は、導電部の構成要素として、後述の導電性接続部の機能を発揮し得る。なお、太陽電池セル接触部分は、太陽電池セルを封止するときに太陽電池セルと接触（典型的には当接）する部分であり、封止フィルムにおいては、太陽電池セルとの接触が予定されている部分を意味する。かかる構成の導電部において、上記太陽電池セル接触部分は、上記接続部分に向かって延びる形状を有しており、上記太陽電池セル接触部分は、その一端にて接続部分に接続（具体的には固定）されたものであり得る。また、太陽電池セル接触部分は、封止フィルムの表面において、線状に延びる複数の導電線（導電パス）から構成されており、これら複数の導電線（導電パス）は、互いに間隔をおいて配置されている。典型的には、導電線は直線状に延びており、所定の間隔をおいて平行に配置されている。
　上記導電部の接続部分は、導電線の長手方向と交差（具体的にはほぼ直交）する方向に延びる帯形状を有することが好ましい。この接続部分に導電線の一端は接続（具体的には固定）され得る。この場合、複数の導電線の各々の一端は、接続部分と接続して固定端となっている。その一方で、複数の導電線の各々の他端側には接続部分は配置されておらず、導電部において、導電線の他端は自由端となっている。このような導電部は、上面から見たときに櫛形状を有する。換言すると、導電部は、基部となる接続部分から複数の導電線（導電パス）が歯状に延びた櫛形状を有する。上記接続部分は、典型的には、封止フィルムで太陽電池セルを封止するときに太陽電池セルと非接触の状態で配置される。そのため、接続部分は、例えば太陽電池セルの配列方向（導電線の長手方向でもあり得る。）と交差（具体的には直交）する方向に延びる帯形状を有することが好ましい。
　上記のような導電部の一典型例として、太陽電池セル接触部分が金属ワイヤーからなる導電線であり、その接続部分が金属シート（典型的には金属箔）である導電部が挙げられる。上記金属ワイヤーの例としては、銅やアルミニウム等の金属ワイヤーに錫（Ｓｎ）や銀（Ａｇ）等のめっきコーティングが施されたものが挙げられる。そのめっき厚は１０μｍ以下（例えば３μｍ以下）程度であり得る。上記金属シート（典型的には金属箔）としては、粗化処理や防錆処理、密着性向上処理の少なくとも１種の表面処理が施されたものが好ましく用いられ得る。上記導電線は、太陽電池セル表面との面接触の観点から、その長手方向に直交する断面において長方形状を有することが好ましい。金属シートの好適例としては銅箔（なかでも電解銅箔）が挙げられる。上記導電部を有する封止フィルムは、例えば次のようにして作製される。すなわち、まず、太陽電池セル接触部分の導電線と接続部分とを固定して、導電部（導電部材ともいう。）を作製する。そして、作製した導電部を封止樹脂や後述の密着性向上層、熱伝導層、保形層の表面に配置することによって（導電部が複数の場合には、各々を間隔をおいて配置することによって）、封止フィルムは作製される。なお、導電部は、例えば粘着剤や接着剤等の公知ないし慣用の接着手段を用いて封止フィルム等に接着されてもよい。導電部における太陽電池セル接触部分（例えば導電線）と接続部分との固定方法としては、溶接を採用することが好ましい。
　導電部における接続部分が線状（帯状ともいう。）に延びる形状を有する場合、接続部分の幅は、太陽電池モジュールの円滑な電気的接続の観点から、好ましくは０．１ｃｍ以上であり、より好ましくは０．３ｃｍ以上であり、さらに好ましくは０．５ｃｍ以上である。また上記幅は、好ましくは２ｃｍ以下であり、より好ましくは１．５ｃｍ以下であり、さらに好ましくは１．０ｃｍ以下である。なお、上記幅は、接続部分の長手方向に直交する長さ（幅）を指す。接続部分の厚さ（高さ）は、導電性、強度、ハンドリング性および作業性の観点から、１０～５００μｍ（例えば２０～１００μｍ、典型的には５０～９０μｍ）程度とすることが好ましい。
　次に、上述の第一実施形態に係る封止フィルムを用いて作製される太陽電池モジュールについて説明する。
　図４は第一実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図であり、図５は図４における第一封止部材の太陽電池セル側表面を示す模式図であり、図６は図４における第二封止部材の太陽電池セル側表面を示す模式図である。
　図４に示すように、この実施形態に係る太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂを含む複数の太陽電池セルを備える。また、太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの表面を覆う第一封止部材１２１と、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの裏面を覆う第二封止部材１２２と、を備える。さらに、太陽電池モジュール１００は、第一封止部材１２１の外方に配置された表面被覆部材１３１と、第二封止部材１２２の外方に配置された裏面被覆部材１３２と、を備える。表面被覆部材１３１および裏面被覆部材１３２は、それぞれ太陽電池モジュール１００の表（おもて）面および裏（うら）面を構成している。
　太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂを含む複数の太陽電池セルからなる太陽電池セル群１１０は、所定の間隔をおいて直線状に一列に配列されている。太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの表面にはｎ型電極（表面電極）が形成されており、裏面にはｐ型電極（裏面電極）が形成されている。この実施形態では、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂとして、厚さ１８０～２００μｍ程度のウエハ状の結晶系Ｓｉセル（ｐｎ接合型の太陽電池セル）が用いられている。特に図示しないが、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの表面には、フィンガー電極が設けられている。なお、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂには、バスバー電極は設けられていない。
　使用される太陽電池セルの種類は特に限定されず、例えば単結晶型や多結晶型の結晶系Ｓｉセル、アモルファス系Ｓｉセル、化合物系、有機系等の太陽電池セルであってもよい。形状も特に限定されず、帯状等であってもよい。太陽電池セルの厚さは、軽量性等の観点から、好ましくは３００μｍ以下程度であり、より好ましくは２００μｍ以下、さらに好ましくは１６０μｍ以下程度であり得る。なお、特に図示しないが、太陽電池モジュール１００は、上記のように一列に配列された太陽電池セル群１１０に加えて、太陽電池セル群１１０の配列方向に平行するように一列に配列された他の太陽電池セル群を備える。
　第一封止部材１２１および第二封止部材１２２としては、それぞれ第一実施形態の封止フィルム１が用いられている。第一封止部材１２１は、封止樹脂層１２３と、封止樹脂層１２３の太陽電池セル側表面１２３Ａに部分的に形成された複数の第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂと、を備える。具体的には、第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂは、太陽電池セル群１１０の配列方向において所定の間隔をおいて分離して配置されている。第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂは、隣りあう２つの太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの表面（より具体的には表面電極）にそれぞれ対向接触するように配置されている。なお、第一導電部１２５Ａは、太陽電池セル１１０ａ以外の太陽電池セルとは接触しておらず、第一導電部１２５Ｂは、太陽電池セル１１０ｂ以外の太陽電池セルとは接触していない。
　第一導電部１２５Ａは、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの配列方向に沿って延びることにより、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出している。換言すると、第一導電部１２５Ａは、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出した部分１２６Ａを有するように配置されている。このように、第一導電部１２５Ａにはみ出した部分１２６Ａを設けることにより、第一導電部１２５Ａは、後述の第二導電部１２７Ｂと電気的に接続しやすい構成となる。
　第一封止部材１２１において、第一導電部１２５Ａは、より具体的には図５に示すように複数の導電パス１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃから構成されている。これら導電パス１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃは、太陽電池セル群１１０の配列方向に平行する方向に線状に延びており、該配列方向に直交する方向に所定の間隔をおいて配置されている。より具体的には、導電パス１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃは、それぞれ直線状に延びる形状を有しており、互いに間隔をおいて、かつ平行するように配置されている。導電パス１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃは、封止樹脂層１２３の表面１２３Ａにおいて太陽電池セル１１０ａとの対向領域１１０ａ’に配置されており、かつ、線状に延びて、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出した部分１２６Ａａ，１２６Ａｂ，１２６Ａｃを有するようにそれぞれ構成されている。
　第一導電部１２５Ｂは第一導電部１２５Ａと基本的に同様に構成されており、導電パス１２５Ｂａ，１２５Ｂｂ，１２５Ｂｃも導電パス１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃと基本的に同様に構成されているので、重複する説明は省略する。
　第二封止部材１２２も、第一封止部材１２１と同様に、封止樹脂層１２４と、封止樹脂層１２４の太陽電池セル側表面１２４Ａに部分的に形成された複数の第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂと、を備える。具体的には、これら複数の第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂは、太陽電池セル群１１０の配列方向において所定の間隔をおいて分離して配置されている。第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂは、隣りあう２つの太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの裏面（より具体的には裏面電極）にそれぞれ対向接触するように配置されている。なお、第二導電部１２７Ａは、太陽電池セル１１０ａ以外の太陽電池セルとは接触しておらず、第二導電部１２７Ｂは、太陽電池セル１１０ｂ以外の太陽電池セルとは接触していない。
　第二導電部１２７Ｂは、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂの配列方向に沿って延びることにより、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出している。換言すると、第二導電部１２７Ｂは、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出した部分１２８Ｂを有するように配置されている。このように、第二導電部１２７Ｂにはみ出した部分１２８Ｂを設けることにより、第二導電部１２７Ｂは、第一導電部１２５Ａと電気的に接続しやすい構成となる。
　第二封止部材１２２において、第二導電部１２７Ｂは、より具体的には図６に示すように複数の導電パス１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃから構成されている。これら導電パス１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃは、太陽電池セル群１１０の配列方向に平行する方向に線状に延びており、該配列方向に直交する方向に所定の間隔をおいて配置されている。より具体的には、導電パス１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃは、それぞれ直線状に延びる形状を有しており、互いに間隔をおいて、かつ平行するように配置されている。導電パス１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃは、封止樹脂層１２４の表面１２４Ａにおいて太陽電池セル１１０ｂとの対向領域１１０ｂ'’に配置されており、かつ、線状に延びて、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にはみ出した部分１２８Ｂａ，１２８Ｂｂ，１２８Ｂｃを有するように構成されている。
　第二導電部１２７Ａは第二導電部１２７Ｂと基本的に同様に構成されており、導電パス１２７Ａａ，１２７Ａｂ，１２７Ａｃも導電パス１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃと基本的に同様に構成されているので、重複する説明は省略する。
　図４に戻って、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだには、導電性接続部１４０が配置されている。導電性接続部１４０は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだにて、太陽電池セル群１１０の配列方向と直交する方向に帯状に延びるように配置されている。導電性接続部１４０は、厚さ方向に導電性を有しており、これによって、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａと第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂとを電気的に接続する。導電性接続部１４０は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂと間隔をおいて配置されているが、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂとの短絡を確実に防止するため、導電性接続部１４０の幅方向の両端に絶縁部１４２ａ，１４２ｂを設けることが好ましい。絶縁部１４２ａ，１４２ｂは、公知の絶縁性樹脂材料を塗布することにより設けることができる。あるいは、ポリイミドテープ等の公知の絶縁樹脂シートを被覆することによって設けることもできる。
　この実施形態では、導電性接続部１４０として導電性シート１５０が用いられている。導電性シート１５０は、上述の導電成分が樹脂中に配合された導電性樹脂シートや、銅、アルミニウム等の金属、合金等からなる金属シート（例えば金属箔）から選択され得る。なかでも、位置合わせや作業性に優れることから、導電性シート１５０として、少なくとも一方の表面（典型的には両面）に接着性を有する導電性接着シートを用いることが好ましい。
　導電性接着シートとしては、導電性粘着シートや、ホットメルト型、熱硬化型、乾燥型、湿気硬化型、２液反応硬化型、紫外線（ＵＶ）硬化型、嫌気型、ＵＶ嫌気型等の各種導電性接着シートを用いることができる。上記接着シートの接着剤成分としては、ウレタン系、アクリル系、エポキシ系等の接着剤成分が用いられ得る。なかでも、加熱作業が不要であり、取扱い性に優れる導電性粘着シートが特に好ましい。典型的には、上述の導電成分（より好ましくは銀フィラー）を３～７０重量％程度含む粘着剤層（例えばアクリル系粘着剤層）からなる基材レスの粘着シートや、銅箔やアルミニウム箔等の金属箔基材の少なくとも一方の表面（典型的には両面）に前述の粘着剤層が形成されてなる粘着シートが好ましく使用される。上記粘着剤層には、目的に応じて粘着付与剤や架橋剤その他の添加剤が含まれ得る。上記粘着シートとしては、例えば日本国特許出願公開２０１２－７０９３号公報に記載されているものが好ましく使用され得る。あるいはまた、導電性粘着シートは、上述の導電性基材の両面に非導電性粘着剤層が形成されてなる両面粘着シートであって、該導電性基材が部分的に粘着剤層の表面に露出してなる導電性粘着シートであってもよい。そのような導電性粘着シートとしては、例えば日本国特許出願公開平８－１８５７１４号公報に記載されているものが挙げられる。
　導電性接続部（具体的には導電性シート）の厚さは、同じく上記封止部材に挟まれる太陽電池セルの厚さに応じて適宜選定すればよい。上記厚さは、太陽電池セルの厚さの０．５～２倍（例えば０．８～１．２倍、典型的には０．９～１．１倍）程度とすることが好ましい。
　なお、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂ以外の太陽電池セルや、第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂ以外の第一導電部、第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂ以外の第二導電部の構成についても、配線作業を効率よく行う観点から、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂや、第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂ、第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂからなる構成単位と基本的に同様に構成することが好ましく、同様の構成単位が繰り返されるように構成することがより好ましい。
　表面被覆部材１３１としては、透光性を有する各種材料が使用され得る。表面被覆部材１３１は、ガラス板や、テトラフルオロエチレン－エチレン共重合体、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、フッ化ビニリデン樹脂、クロロトリフルオロエチレン樹脂等のフッ素樹脂シート、アクリル樹脂、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）やポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）等のポリエステル等の材料から構成された樹脂シートであり得る。例えば、全光線透過率が７０％以上（例えば９０％以上、典型的には９５％以上）の平板状部材またはシート状部材が好ましく用いられ得る。上記全光線透過率は、ＪＩＳ　Ｋ　７３７５（２００８）に基づいて測定すればよい。表面被覆部材１３１の厚さは、保護性や軽量性等の観点から、０．５～１０ｍｍ（例えば１～８ｍｍ、典型的には２～５ｍｍ）程度とすることが好ましい。
　裏面被覆部材１３２としては、表面被覆部材１３１の材料として例示した各種材料からなる平板状部材またはシート状部材が好ましく使用される。なかでも、裏面被覆部材形成材料として、ＰＥＴやＰＥＮ等のポリエステルを使用することがより好ましい。あるいは、裏面被覆部材１３２として、耐食性を有する金属板（例えばアルミニウム板）や、エポキシ樹脂等の樹脂シート、シリカ蒸着樹脂等の複合シートを用いてもよい。裏面被覆部材１３２の厚さは、取扱い性や軽量性等の観点から、０．１～１０ｍｍ（例えば０．２～５ｍｍ）程度とすることが好ましい。なお、裏面被覆部材１３２は透光性を有していなくてもよい。
　上述のように構成することにより、太陽電池モジュール１００において、第一導電部１２５Ａと導電性接続部１４０と第二導電部１２７Ｂとは、太陽電池セル１１０ａの表面および太陽電池セル１１０ｂの裏面のあいだの導電経路を構成する。その結果、太陽電池セル群１１０の電気的接続が実現される。太陽電池セル群１１０にて発電された電気エネルギーは、太陽電池モジュール１００において太陽電池セル群１１０の配列方向の両端に配置された端子バー（図示せず）を介して、太陽電池モジュール１００の外部に供給される。ここに開示される技術は、封止部材として、第一導電部１２５Ａ，１２５Ｂを有する第一封止部材１２１、第二導電部１２７Ａ，１２７Ｂを有する第二封止部材１２２を使用する他は基本的に従来公知の既存の構成を利用して実施することができるので、設備全体を置き換える必要がなく実用上の利点が大きい。
　また、上記のように構成すると、予め導電部を形成した封止部材で太陽電池セル群を挟むことにより、太陽電池セル群の電気的接続を一括して行うことができる。そのため、従来の配線手法（典型的には、はんだ等を用いて行う手法）と比べて、配線作業の負担を大幅に軽減することができる。要するに、複数の太陽電池セルの配線作業性が飛躍的に向上する。また、上記構成は強度面にも優れることから、例えば封止部材の応力等に起因する断線等の不具合も防止される。さらに、上記電気的接続ははんだ接合を必要としないため、はんだ接合による不具合（典型的には、セルの反りや割れ、特性低下、フラックス汚染）が生じない。なお、太陽電池モジュール１００の構築一般については、当該技術分野における技術常識に基づき実施可能であり、本発明を特徴づけるものではないので説明は省略する。
　図７は、第二実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図である。
　図７に示すように、第二実施形態に係る太陽電池モジュール２００は、導電性接続部１４０を除いては第一実施形態に係る太陽電池モジュールと基本的に同じ構成を有する。したがって、この実施形態については、導電性接続部１４０を中心に説明し、その他の点についての説明は省略する。
　太陽電池モジュール２００は、導電性接続部１４０として導電層１６０が用いられている点が第一実施形態と異なる。この導電層１６０は、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａの上に積層されている。より具体的には、導電層１６０は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだにて、太陽電池セル群１１０の配列方向と直交する方向に帯状に延びるように塗布されることによって形成されている。これによって、導電層１６０は、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａと、第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂとを電気的に接続する。導電層１６０は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂと間隔をおいて配置されているが、導電層１６０の幅方向の両端に絶縁部１４２ａ，１４２ｂとして絶縁層が設けられているので、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂとの短絡は確実に防止される。導電層１６０および絶縁層は、三口ノズルを有するディスペンサを用いて塗り分けることにより形成すればよい。導電層形成材料としては、上述の導電部を形成し得る材料を用いることができる。絶縁層形成材料としては、ポリイミドやポリエステル等の樹脂を主成分とする従来公知の樹脂ペースト等を用いることができる。
　なお、この実施形態において、導電層１６０は、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａに加えて、あるいは当該部分１２６Ａではなく、第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂに積層されていてもよい。また、導電層１６０は、例えば、上述の導電成分（ただし金属に限る。）やはんだ（例えば鉛フリーはんだ）等の金属のなかから融点３００℃以下（好ましくは２５０℃以下）の低融点金属を、帯状やドット状（粒状ともいう。）に配置してなるものであってもよい。なお、ドット状とは典型的には粒状であり、例えば真球状、扁平球状等の球状であり得る。導電層１６０は、連続または断続した層であり得る。あるいは、導電層１６０は、第一導電部１２５Ａおよび第二導電部１２７Ｂの形成に用いた材料（例えば導電性ペースト）を、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａおよび第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂの少なくとも一方に対して複数回塗布することによって形成されたものであってもよい。導電層１６０の厚さは、第一実施形態における導電性シートの厚さと同様の範囲とすることが適当である。
　図８は、第三実施形態に係る太陽電池モジュールの主要部の構造を模式的に示す分解断面図である。
　図８に示すように、第三実施形態に係る太陽電池モジュール３００は、表面被覆部材１３１の太陽電池セル群１１０側表面に突起１３５が設けられている点、および導電性接続部が存在しない点が第一実施形態と異なる。以下、第一実施形態との相違点を中心に説明し、その他の点についての説明は省略する。
　表面被覆部材１３１の内表面（太陽電池セル群側表面）には、突起１３５が形成されている。この突起１３５は、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだに位置する領域にて、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａの位置に対応する箇所に形成されている。この実施形態では、突起１３５は、太陽電池セル群１１０の配列方向と直交する方向に延びるように形成されている。また、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだには導電性接続部は存在しない。そのため、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａと第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂとは、太陽電池セル１１０ａ，１１０ｂのあいだにて対向している。この構成において、太陽電池セル群１１０を、第一封止部材１２１、第二封止部材１２２を介して表面被覆部材１３１と裏面被覆部材１３２とで挟みこむ。すると、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａが、突起１３５により間接的に押し上げられて第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂの方に突出する。これにより、第一導電部１２５Ａと第二導電部１２７Ｂ同士が直接接触して両者は電気的に接続する。突起１３５は、ガラス等の無機材料や樹脂等の有機材料を用いて、必要に応じて接着剤等の接着手段により表面被覆部材１３１の表面に形成すればよい。
　なお、この実施形態では、突起１３５は表面被覆部材１３１の内表面に形成されていたが、これに限定されず、裏面被覆部材１３２の内表面に形成されていてもよい。突起の形状も突条に限定されず、種々の形状をとり得る。また、突起ではなく、表面被覆部材１３１と第一封止部材１２１とのあいだ、あるいは裏面被覆部材１３２と第二封止部材１２２とのあいだに配置されたスペーサ等によって、第一導電部１２５Ａのはみ出した部分１２６Ａと第二導電部１２７Ｂのはみ出した部分１２８Ｂのうち少なくとも一方の部分を突出させて、両者を直接接触させてもよい。このような構成によっても、第一導電部と第二導電部との電気的接続は実現される。
　また、ここに開示される太陽電池モジュールは、上記実施形態の構成に限定されない。例えば、太陽電池モジュールに配置される太陽電池セルの個数は２以上であればよく、その限りにおいて特に制限はない。ここに開示される技術によると、複数の太陽電池セルを一括して電気的に接続し得ることから、太陽電池セルの個数は多いほど配線作業性の改善効果は大きい。例えば、複数の太陽電池セルを、一列に配列された太陽電池セル群として構成する場合には、当該太陽電池セル群におけるセル数は、好ましくは３以上であり、より好ましくは５以上（例えば７～２０、典型的には８～１２）である。また、太陽電池セル群は、２列以上（例えば３～１０列、典型的には５～８列）であり得る。
　また、上記実施形態では、複数の太陽電池セルは一列に配列された太陽電池セル群として構成されていたが、複数の太陽電池セルの配列（配置）はこれに限定されず、直線状、曲線状、規則的なパターン、あるいは不規則的なパターンであってもよい。また、太陽電池セルの間隔は一定でなくてもよい。
　さらに、第一導電部と第二導電部との電気的接続方法についても、上記各実施形態の方法に限定されない。従来公知の配線手法を適宜改変するなどして、第一導電部と第二導電部とを電気的に接続するように構成することができる。なお、第二導電部は太陽電池セルの裏面全体を覆うものであってもよい。
　この明細書により開示される事項には以下のものが含まれる。
（１）　間隔をおいて配列される複数の太陽電池セルと、
　複数の太陽電池セルの表面を覆う絶縁性かつ透光性の第一封止部材と、
　複数の太陽電池セルの裏面を覆う絶縁性の第二封止部材と、を備えており、
　第一封止部材は、封止樹脂層と、封止樹脂層の太陽電池セル側表面に形成された第一導電部と、を備えており、
　第二封止部材は、封止樹脂層と、封止樹脂層の太陽電池セル側表面に形成された第二導電部と、を備えており、
　第一導電部は、複数の太陽電池セルのうち隣りあう２つの太陽電池セルの一方の太陽電池セルの表面に接触しており、
　第二導電部は、隣りあう２つの太陽電池セルの他方の太陽電池セルの裏面に接触しており、かつ
　第一導電部と第二導電部とは電気的に接続されるように構成されており、
　少なくとも第一封止部材（好ましくは、第一封止部材および第二封止部材の両方）は、ここに開示されるいずれかの封止フィルムである、太陽電池モジュール。
（２）　第一導電部は、隣りあう２つの太陽電池セルの一方の太陽電池セルの表面と対向するように、かつ隣りあう２つの太陽電池セルのあいだに位置する領域にはみ出した部分を有するように配置されており、
　第二導電部は、隣りあう２つの太陽電池セルの他方の太陽電池セルの裏面と対向するように、かつ隣りあう２つの太陽電池セルのあいだに位置する領域にはみ出した部分を有するように配置されている、上記（１）に記載の太陽電池モジュール。
（３）　第一導電部のはみ出した部分と第二導電部のはみ出した部分とは、導電性接続部を介して電気的に接続している、上記（２）に記載の太陽電池モジュール。
（４）　導電性接続部は導電性シートである、上記（３）に記載の太陽電池モジュール。
（５）　導電性接続部は、第一導電部のはみ出した部分および第二導電部のはみ出した部分の少なくとも一方に積層された導電層である、上記（３）に記載の太陽電池モジュール。
（６）　導電性接続部は、隣りあう２つの太陽電池セルのあいだにて、太陽電池セルの配列方向と直交する方向に帯状に延びるように配置されている、上記（３）～（５）のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
（７）　導電性接続部は、その幅方向の両端に絶縁部が設けられている、上記（６）に記載の太陽電池モジュール。
（８）　複数の太陽電池セルを用意する工程と；
　封止樹脂層の一方の表面に第一導電部を形成して第一封止部材を得る工程と；
　封止樹脂層の一方の表面に第二導電部を形成して第二封止部材を得る工程と；
　第一封止部材と第二封止部材とで複数の太陽電池セルを挟む工程と（この工程において、複数の太陽電池セルを間隔をおいて配列し、複数の太陽電池セルのうち隣りあう２つの太陽電池セルの一方の太陽電池セルの表面に第一導電部を接触させ、隣りあう２つの太陽電池セルの他方の太陽電池セルの裏面に第二導電部を接触させ、かつ第一導電部と第二導電部とを電気的に接続するように構成する。）；
を包含し、
　少なくとも第一封止部材（好ましくは、第一封止部材および第二封止部材の両方）は、ここに開示されるいずれかの封止フィルムである、太陽電池モジュールの製造方法。
（９）　第一導電部を形成する工程は、第一導電部を、隣りあう２つの太陽電池セルの一方の太陽電池セルの表面と対向するように、かつ隣りあう２つの太陽電池セルのあいだに位置する領域にはみ出した部分を有するように配置する工程を含み、
　第二導電部を形成する工程は、第二導電部を、隣りあう２つの太陽電池セルの他方の太陽電池セルの裏面と対向するように、かつ隣りあう２つの太陽電池セルのあいだに位置する領域にはみ出した部分を有するように配置する工程を含む、上記（８）に記載の製造方法。
（１０）　第一導電部のはみ出した部分と第二導電部のはみ出した部分とを、導電性接続部を介して電気的に接続する、上記（９）に記載の製造方法。
（１１）　導電性接続部を、隣りあう２つの太陽電池セルのあいだにて、太陽電池セルの配列方向と直交する方向に帯状に延びるように配置する、上記（１０）に記載の製造方法。
（１２）　導電性接続部の幅方向の両端に絶縁部を設ける、上記（１１）に記載の製造方法。
（１３）　第一封止部材の封止樹脂層表面に第一導電部を形成する前に、当該表面に対して密着性向上層（好ましくはシランカップリング剤層）を形成する工程と；
　第二封止部材の封止樹脂層表面に第二導電部を形成する前に、当該表面に対して密着性向上層（好ましくはシランカップリング剤層）を形成する工程と；を含む、上記（８）～（１２）のいずれかに記載の製造方法。
　以下、本発明に関する実施例を説明するが、本発明をかかる具体例に示すものに限定することを意図したものではない。なお、以下の説明中の「部」および「％」は、特に断りがない限り重量基準である。
　≪参考実験例≫
　３６ｃｍ×１８ｃｍにカットした厚さ４５０μｍのＥＶＡフィルム（商品名「ＥＶＡＳＣ　ファストキュアタイプ」、サンビック社製）を封止樹脂層（ＥＶＡ層）として２枚用意し、各ＥＶＡ層の表面にシランカップリング剤（信越化学社製）をワイヤーバーを用いて塗布し、６０℃で２分間乾燥させた。上記各ＥＶＡ層のシランカップリング剤塗布面に導電性ペースト（商品名「ペルトロンＫ－３１０５」、ペルノックス社製、導電成分：Ａｇ、樹脂成分：ポリエステル樹脂、比抵抗：６．５×１０－５Ω・ｃｍ）をディスペンサ（武蔵エンジニアリング社製）を用いて塗布することにより、図１に示すような導電パスパターン２７（各パスの太さ：２００μｍ）が封止樹脂層１０の表面１０Ａに形成された封止フィルム１を２枚作製した。
　裏面被覆部材として、３６ｃｍ×１８ｃｍにカットした厚さ２００μｍのバックシート（商品名「コバテックＰＶ　ＫＢ－Ｚ１－３」、コバヤシ社製）を用意し、その上に、上記で作製した封止フィルムの１枚を、導電パス形成面が上面となるように設置した。当該封止フィルム上に、結晶系Ｓｉ太陽電池セル（Ｑセルズ社製）２枚を図４に示すように間隔をおいて配置し、２枚のセルのあいだに、長尺状の導電性粘着シート（日東電工社製）をその長手方向が２枚のセルの配列方向と直交する方向となるように設置した。その上に、上記で作製した封止フィルムのもう１枚を導電パス形成面が下面となるように設置した。さらにその上に表面被覆部材として厚さ３．２ｍｍのガラス板（旭硝子社製、白板熱処理ガラス）を配置した後、市販のラミネータ（ＮＰＣ社製）を用いて１４０℃、７０ｋＰａ、１５分間の条件でラミネートを行い、図４に示すような断面構造を有する試験用太陽電池モジュールを構築した。なお、太陽電池セルの配列方向において２枚のセルの両外方には、幅６ｃｍの端子バー（商品名「Ａ－ＳＰＳ」、日立電線社製）がそれぞれ配置されており、当該２本の端子バーは、各セルより外方にはみ出した導電パスパターンと接触している。
　この試験用モジュールをソーラーシミュレータ（商品名「ＹＳＳ－５０」、山下電装社製）に設置して最大電力量を測定した。放射照度に基づき変換効率（発電効率）を求めたところ６．３％であった。この結果から、ここに開示される技術を適用することで、所定以上の発電効率を実現しつつ、配線作業性が向上することがわかる。
　≪実験例１≫
　さらに、図１に示す封止フィルムにおいて、導電パスの幅Ｙ（μｍ）と間隔Ｘ（ｍｍ）とを変更したときの出力ロス（％）を下記の方法により求めた。結果を表１に示す。
　［出力ロスの算出方法］
　表面にフィンガー電極（配置間隔２．４μｍ）を有する１５５ｍｍ×１５５ｍｍサイズの結晶系Ｓｉ太陽電池セルにつき、その表面における集電ロス、シャドーロス、それらの合計である出力ロスを求めた。
　集電ロスは下記の方法により求めた。
　太陽電池セル１（セル１）から太陽電池セル２（セル２）に電気的接続がなされる等価回路において、出力電流と出力電圧との関係は、
　Ｉｉ＋１＝Ｉｉ＋Ｉｐｈ－Ｉｓ{ｅｘｐ（ｑＶｉ＋１／ｎｋＴ）－１}－Ｖｉ＋１／Ｒｐ
　Ｖｉ＋１＝Ｖｉ－ＩｉＲｓ
から求められる。ここで、Ｉｉはセル１における出力電流、Ｖｉはセル１における出力電圧、Ｉｉ＋１はセル２における出力電流、Ｖｉ＋１はセル２における出力電圧、Ｉｐｈは光電流、Ｉｓは飽和電流、ｑは電子の電荷、ｎは理想係数（１≦ｎ≦２）、ｋはボルツマン定数、Ｔは絶対温度、Ｒｓは直列抵抗、Ｒｐは並列抵抗をそれぞれ表わす。上記関係式を、一枚のセル表面をＮ区画に等分割して得られる各区画に対して適用することにより、半導体層（透明電極）、フィンガー電極または導電パスを流れるときのロス（％）を求めた。ｎは便宜的に１．３５と仮定した。なお、太陽電池セル表面において最も外方に配置される導電パスは、導電パスの長手方向に直交する方向において、該導電パスの外側端辺とセル端辺との距離が導電パスの間隔の１／２となるように配置した前提で計算を行った。
　直列抵抗（Ｒｓ）としては、式：Ｒｓ＝Ｒ□Ｌ／Ｎｗ；より求めた値を採用した。ここで、Ｒ□は、半導体層、導電パスまたはフィンガー電極の抵抗値であり、Ｌおよびｗは、それぞれ太陽電池セルの長さ（ｍｍ）および幅（ｍｍ）であり、Ｎは上述の区画数である。半導体層の抵抗値としては１０Ω／□を、導電パスの抵抗値としては銅の比抵抗（１．６８×１０－８Ω）×長さ／断面積から得られる値を、フィンガー電極の抵抗として５０Ω／ｍ（断面積：１／２πｒ２、ｒ＝２５μｍ）を採用した。
　並列抵抗（Ｒｐ）としては、式：Ｒｐ＝ＡＮ／ｗＬ；より求めた値を採用した。ここで、Ａは、一区画の面積当たりの並列抵抗であり、Ｌおよびｗは、それぞれ太陽電池セルの長さ（ｍｍ）および幅（ｍｍ）であり、Ｎは上述の区画数である。
　半導体層の影響については、区画数Ｎ＝２００（一区画のサイズ：長さ１５．５ｍｍ×幅７．７５ｍｍ）とし、導電パスまでの距離を１ｍｍとしたときを基準としてロス（％）を計算した。
　フィンガー電極および導電パスの影響については、区画数Ｎ＝１００（一区画のサイズ：長さ１５．５ｍｍ×幅１５．５ｍｍ）とし、「太陽電池の簡便なパラメータの正確な評価方法」（Chunfu Zhang et al., J.Appl.Phys. 110, 064504(2011)）を参照してLambertＷ関数を利用して、ロス（％）を計算した。フィンガー電極のロス（％）は、導電パスまでの距離２５ｍｍ、フィンガー電極の抵抗値０．００１Ω／ｍを基準として計算した。
　シャドーロスは、太陽電池セル表面に占める導電パスおよびフィンガー電極の総面積から求めた。
　集電ロス（％）とシャドーロス（％）との合計（％）は、両者の相関を考慮して、半導体層のロスをＬＡ１（％）とし、フィンガー電極を流れるときのロスをＬＡ２（％）とし、導電パスを流れるときのロスをＬＡ３（％）とし、シャドーロスをＬＢ（％）としたとき、式：１００－［（１００－ＬＡ１）×（１００－ＬＡ２）×（１００－ＬＡ３）×（１００－ＬＢ）×１０－６］；より求めた。後述の市販品におけるロスの合計についても同様の方法に基づいて求めた。また集電ロス（％）は、式：１００－［（１００－ＬＡ１）×（１００－ＬＡ２）×（１００－ＬＡ３）×１０－４］；より求めた。
　また、フィンガー電極を有する太陽電池セルにバスバー電極で配線を行った市販品（フィンガー電極の配置間隔：２．４μｍ（セル１枚当たりの電極本数６４本）、バスバー電極の本数：セル１枚当たり２本）についての出力ロス（％）を上記と同様の方法により求めた。直列抵抗（Ｒｓ）については、フィンガー電極の抵抗値（Ｒ□）として５０Ω／ｍ（断面積：１／２πｒ２、ｒ＝２５μｍ）を、バスバー電極の抵抗値（Ｒ□）として０．０７５Ω／ｍ（断面積：幅１．５ｍｍ×厚さ１５０μｍ）をそれぞれ採用した。半導体層の影響については、区画数Ｎ＝２００（一区画のサイズ：長さ１５．５ｍｍ×幅７．７５ｍｍ）とし、配線までの距離を１ｍｍとしたときを基準としてロス（％）を計算した。フィンガー電極、バスバー電極（集電材）の影響については、区画数Ｎ＝１００とし、「太陽電池の簡便なパラメータの正確な評価方法」（Chunfu Zhang et al., J.Appl.Phys. 110, 064504(2011)）を参照してLambertＷ関数を利用して、ロス（％）を計算した。フィンガー電極を流れるときのロス（％）は、バスバー電極までの距離５０ｍｍ、フィンガー電極の抵抗値０．００１Ω／ｍを基準として計算した。集電材を流れるときのロス（％）は、配線間隔２ｍｍ、バスバー電極の抵抗値０．００１Ω／ｍを基準として計算した。
　シャドーロスは、太陽電池セル表面に占めるフィンガー電極およびバスバー電極の総面積から求めた。
　各ロスの相関を考慮して、ロスの合計（％）を求めた。結果を表２に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　表２に示されるように、フィンガー電極を有する太陽電池セルにバスバー電極を接続した従来品では、集電ロスとシャドーロスとの合計（出力ロス）が１０．６％にもなった。これに対して、封止樹脂層表面に導電部（導電パス）を設ける封止フィルムでは、導電パスの幅Ｙと間隔Ｘとを適切に設定することで、表１に示されるように、出力ロスを良好に低減し得ることがわかる。このことから、ここに開示される封止フィルムによると、生産性に優れ、かつ良好な出力を示す太陽電池モジュールを実現し得ることがわかる。
　≪実験例２≫
　＜例１＞
　［試験用太陽電池モジュールの作製］
　（導電部材１）
　厚さ７５μｍの銅箔を、長さ１６ｃｍ、幅０．５ｃｍの長方形状（帯状）にカットした。銅箔としては、電解銅箔（リジット基板用電解銅箔、純度９９．８％以上（表面処理前））を用いた。なお、この電解銅箔には、亜鉛、クロム、ヒ素を用いて、粗化処理、防錆処理、密着性向上処理が施されている。次いで、銅ワイヤー（幅８００μｍ、厚さ２５０μｍ）を用意し、その一端を上記銅箔上に配置して溶接固定した。銅ワイヤーは、その長手方向が上記銅箔の長手方向に直交するように固定した。上記銅ワイヤーの断面は、矩形状である。上記の銅ワイヤーの固定作業を上記銅箔の長手方向に沿って繰り返し、銅ワイヤーが２ｃｍ間隔で８本配列された櫛形の導電部材１を得た。
　（封止樹脂）
　厚さ４５０μｍのＥＶＡシート（商品名「ＥＶＡＳＫＹ」、ブリヂストン社製）を１８ｃｍ×１８ｃｍにカットし、シート状封止樹脂（封止樹脂層）を用意した。
　（導電部付き封止フィルム）
　上記シート状封止樹脂の一方の表面に表面処理を施した後、当該表面処理面にアクリル系粘着剤を積層し、さらに上記で得た導電部材１を配置して、導電部付き封止フィルムを得た。表面処理は、コロナ処理装置（例えば春日電機社製）を用いたコロナ処理、大気圧プラズマ処理装置（例えば積水化学工業社製）を用いた大気圧プラズマ処理およびシランカップリング剤（商品名「ＫＢＭ－５０３」、信越化学社製）の塗布のうち適切な処理を単独でまたは組み合わせて行った。
　（太陽電池モジュール）
　太陽電池セルとして、結晶系Ｓｉ太陽電池セルとしてＧＩＮＴＥＣＨ社製の多結晶Ｓｉセルを１つ使用して、以下のようにして例１に係る試験用太陽電池モジュールを作製した。
　厚さ２００μｍのバックシート（商品名「コバテックＰＶ　ＫＢ－Ｚ１－３」、コバヤシ社製）を１８ｃｍ×１８ｃｍの正方形状にカットして、裏面被覆部材を用意した。この裏面被覆部材の上に、該裏面被覆部材と同じサイズの正方形状であって厚さが４５０μｍのＥＶＡシート（商品名「ＥＶＡＳＫＹ」、ブリヂストン社製）を積層した。
　太陽電池セルの裏面電極にバスバー電極（商品名「ＳＳＡ－ＳＰＳ」、幅１．５ｍｍ、厚さ０．２ｍｍのはんだ被覆銅線、日立電線社製）を３本、はんだ接合により固定した。上記３本のバスバー電極は、フィンガー電極を構成する直線状導電部の延びる方向と直交する方向に互いに平行に延び、長手方向の一端が太陽電池セルの外方にはみ出すように設置した。このように裏面電極にバスバー電極を固定した太陽電池セルを、上記バスバー電極がはみ出した部分を含めて、上記裏面被覆部材に積層された上記ＥＶＡシートの上に載置した。
　幅６ｃｍの銅製端子バー（商品名「Ａ－ＳＰＳ」、日立電線社製）を２本用意した。これらの銅製端子バーを、上記ＥＶＡシート上に載置された太陽電池セルの両横（バスバー電極の延びる方向を横方向とする。）に、取出し電極としてそれぞれ設置した。このとき、１本目の上記端子バーは、上記３本のバスバー電極の長手方向の一端がセル１の外方にはみ出した部分に重ねて配置し、それらのバスバー電極とはんだで接合した。
　その上に、上記で用意した導電部付き封止フィルム（第一封止部材）を載置した。このとき、上記導電部材１（第一導電部）における銅ワイヤーの延びる方向が横方向（フィンガー電極を構成する直線状導電部の延びる方向と直交する方向）となり、上記導電部材１を構成する銅箔が２本目の上記端子バーに重なるようにした。これにより、上記導電部材１を構成する銅ワイヤーとフィンガー電極とを当接させ、また上記導電部材１を構成する銅箔と２本目の上記端子バーとを当接させた。
　さらにその上に表面被覆部材として厚さ３．２ｍｍのガラス板（旭硝子社製、白板熱処理ガラス）を配置した後、市販のラミネータ（ＮＰＣ社製）を用いて１５０℃、１００ｋＰａ、５分間の条件でラミネートを行い、１５分間のキュアを実施した。さらに、市販の送風定温恒温器（ヤマト科学社製）を用いて１５０℃、１５分間の乾燥処理を行った。このようにして、第１導電部とフィンガー電極とが当接により電気的に接続した構成の、例１に係る試験用太陽電池モジュールを構築した。
　＜例２＞
　銅ワイヤーとして、幅が５００μｍのものを用いた他は上記導電部材１と同様にして導電部材２を得た。導電部材１に代えて導電部材２を使用した他は例１と同様にして、本例に係る試験用太陽電池モジュールを構築した。
　＜例３＞
　銅ワイヤーとして、幅が２５０μｍのものを用いた他は上記導電部材１と同様にして導電部材３を得た。導電部材１に代えて導電部材３を使用した他は例１と同様にして、本例に係る試験用太陽電池モジュールを構築した。
　＜例４＞
　銅ワイヤーとして、幅が１００μｍ、厚さが１００μｍのものを用いた他は上記導電部材１と同様にして導電部材４を得た。導電部材１に代えて導電部材４を使用した他は例１と同様にして、本例に係る試験用太陽電池モジュールを構築した。
　＜例５＞
　銅ワイヤーとして、幅が１５００μｍ、厚さが２００μｍのものを用いた他は上記導電部材１と同様にして導電部材５を得た。導電部材１に代えて導電部材５を使用した他は例１と同様にして、本例に係る試験用太陽電池モジュールを構築した。
　＜例６＞
　また対比のため、表裏面ともに導電部材ではなくバスバー電極３本で配線を行った太陽電池セルを用意し、当該バスバー電極付き太陽電池セルを用い、かつ上下ともシート状封止樹脂（商品名「ＥＶＡＳＫＹ」、ブリヂストン社製、１８ｃｍ×１８ｃｍ）を用いた他は例１と同様にして試験用太陽電池モジュールを構築した。これを例６の試験用太陽電池モジュールとした。なお、上記バスバー電極は、上記太陽電池セルにはんだで固定されている。
　［光電変換効率の測定］
　得られた試験用太陽電池モジュールにつき、光変換効率を、ＪＩＳ　Ｃ　８９１３：２００５に準拠し、ソーラーシミュレータ（装置名「ＸＥＳ－４５０Ｓ１」、三永電機製作所製）を用いて下記の条件で測定した。
　（測定条件）
　電圧スイープ法
　スタート電圧：　－０．０１Ｖ
　ストップ電圧：　０．８Ｖ
　ステップ：　０．０２Ｖ
　制限電流：　１００００Ａ
　保持時間：　２６．６８ｍｓ
　光量：Reference PV CELL（商品名「ＡＫ－２００」、コニカミノルタ社製）を用いて短絡電流が約１２９ｍＡ（±３％）になるよう調整した。
　上記評価の結果を表３に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000003
　表３に示されるように、導電パスの間隔Ｘ（ｍｍ）と幅Ｙ（μｍ）との関係が式（２）：４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；を満足する例１、２および３では、従来のはんだ接合型（例６）と比べて、それぞれ約４．６％、４．０％、２．１％の発電効率の改善を実現することができた。一方、導電パスの間隔Ｘ（ｍｍ）と幅Ｙ（μｍ）との関係が上記式（２）を満足しない例４～６では、良好な発電光率を得ることができなかった。これらの結果から、導電パスの幅Ｙと間隔Ｘとを適切に設定することで、発電効率が向上し得ることがわかる。なお、導電部材の幅が１００μｍであった例４では、ワイヤーよじれが生じたため、発電効率の測定を適切に実施することができなかった。このことによって、本発明は限定的に解釈されるものではないが、導電パスを細幅とする場合には、太陽電池モジュールの生産性の低下を防ぐため、導電パス形成方法や導電パス材料の選択等に留意することが望ましいと考えられる。
　以上、本発明の具体例を詳細に説明したが、これらは例示にすぎず、特許請求の範囲を限定するものではない。特許請求の範囲に記載の技術には、以上に例示した具体例を様々に変形、変更したものが含まれる。
　　Ｘ　　（導電パスの）間隔
　　Ｙ　　（導電パスの）幅
　　１，２　　封止フィルム
　１０　　封止樹脂層
　１０Ａ　　封止樹脂層表面
　２０Ａ，２０Ｂ　　導電部
　２２　　導電部パターン
　２５Ａａ，２５Ａｂ，２５Ａｃ　　導電パス
　２５Ｂａ，２５Ｂｂ，２５Ｂｃ　　導電パス
　２７　　導電パスパターン
　３０Ａａ，３０Ａｂ，３０Ａｃ　　太陽電池セル対向部分
　３５Ａａ，３５Ａｂ，３５Ａｃ　　太陽電池セル非対向部分
　４０ａ，４０ｂ　　太陽電池セルの配置予定部
　５０　　密着性向上層
１００，２００，３００　　太陽電池モジュール
１１０　　太陽電池セル群
１１０ａ，１１０ｂ　　太陽電池セル
１２１　　第一封止部材
１２２　　第二封止部材
１２３　　封止樹脂層
１２３Ａ　　封止樹脂層表面
１２４　　封止樹脂層
１２４Ａ　　封止樹脂層表面
１２５Ａ，１２５Ｂ　　第一導電部
１２５Ａａ，１２５Ａｂ，１２５Ａｃ　　導電パス
１２５Ｂａ，１２５Ｂｂ，１２５Ｂｃ　　導電パス
１２６Ａ，１２６Ｂ　　（第一導電部の）はみ出した部分
１２７Ａ，１２７Ｂ　　第二導電部
１２７Ａａ，１２７Ａｂ，１２７Ａｃ　　導電パス
１２７Ｂａ，１２７Ｂｂ，１２７Ｂｃ　　導電パス
１２８Ａ，１２８Ｂ　　（第二導電部の）はみ出した部分
１３１　　表面被覆部材
１３２　　裏面被覆部材
１３５　　突起
１４０　　導電性接続部
１４２ａ，１４２ｂ　　絶縁部
１５０　　導電性シート
１６０　　導電層

 

Claims (18)

  1. 　導電部を備える太陽電池モジュールであって、
    　前記導電部は、線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行に配置されており、
    　前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：
    　（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または
    　（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；
    を満たすように配置されている、太陽電池モジュール。
  2. 　前記導電パスの間隔Ｘは１３～２０ｍｍであり、幅Ｙは２００～１０００μｍである、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記導電パスの間隔Ｘは１５～２０ｍｍである、請求項２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記導電部は、比抵抗が５．０×１０－７Ω・ｍ以下の導電性材料を含む、請求項１～３のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記導電部は、金属材料から形成されている、請求項１～４のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記導電部の表面には導電性粘着剤層が配置されている、請求項１～５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　密着性向上層が設けられており、前記導電部は該密着性向上層の上に形成されている、請求項１～６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　フィンガー電極を有する太陽電池セルを備える、請求項１～７のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　太陽電池モジュール用導電部材であって、
    　前記導電部材は、線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行しており、
    　前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：
    　（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または
    　（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；
    を満たす、太陽電池モジュール用導電部材。
  10. 　封止樹脂層と、該封止樹脂層の一方の表面に部分的に形成された導電部と、を備えた太陽電池モジュール用封止フィルムであって、
    　前記導電部は、前記封止樹脂層表面において線状に延びる２以上の導電パスからなり、かつ該２以上の導電パスは間隔をおいて平行に配置されており、
    　前記導電パスは、該導電パスの間隔をＸ（ｍｍ）とし、該導電パスの幅をＹ（μｍ）としたとき、条件：
    　（１）７．５Ｘ＋４０＜Ｙ＜８０Ｘ－５０　（ただし、１．３＜Ｘ≦１０）；または
    　（２）４．５Ｘ＋７０≦Ｙ≦５５Ｘ＋３６０　（ただし、１０＜Ｘ≦７５）；
    を満たすように配置されている、封止フィルム。
  11. 　前記導電部は、比抵抗が５．０×１０－７Ω・ｍ以下の導電性材料を含む、請求項１０に記載の封止フィルム。
  12. 　前記導電部は、金属材料から形成されている、請求項１０または１１に記載の封止フィルム。
  13. 　前記導電部の表面には導電性粘着剤層が配置されている、請求項１０～１２のいずれか一項に記載の封止フィルム。
  14. 　前記封止樹脂層の一方の表面にはメッシュ材料が配置されており、前記導電部は、該メッシュ材料の一部を構成している、請求項１０～１３のいずれか一項に記載の封止フィルム。
  15. 　前記封止樹脂層の一方の表面には密着性向上層が設けられており、前記導電部は該密着性向上層の上に形成されている、請求項１０～１４のいずれか一項に記載の封止フィルム。
  16. 　前記封止樹脂層の一方の表面には熱伝導層が設けられており、前記導電部は該熱伝導層の上に形成されている、請求項１０～１５のいずれか一項に記載の封止フィルム。
  17. 　フィンガー電極を有する太陽電池セルを備える太陽電池モジュールに用いられる、請求項１０～１６のいずれか一項に記載の封止フィルム。
  18. 　請求項１０～１７のいずれか一項に記載の封止フィルムを備える、太陽電池モジュール。
     
PCT/JP2015/068693 2014-06-30 2015-06-29 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム WO2016002721A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014-135006 2014-06-30
JP2014135006 2014-06-30

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016002721A1 true WO2016002721A1 (ja) 2016-01-07

Family

ID=55019253

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/068693 WO2016002721A1 (ja) 2014-06-30 2015-06-29 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP2016027640A (ja)
TW (1) TW201607065A (ja)
WO (1) WO2016002721A1 (ja)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111354808A (zh) * 2018-12-20 2020-06-30 广东汉能薄膜太阳能有限公司 一种太阳能芯片及其制备方法
JP7512022B2 (ja) * 2019-08-30 2024-07-08 パナソニックホールディングス株式会社 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール作製方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2009147050A (ja) * 2007-12-13 2009-07-02 Bridgestone Corp 太陽電池及びその製造方法
JP2011142127A (ja) * 2009-12-11 2011-07-21 Hitachi Chem Co Ltd 太陽電池構造体及びその製造方法
JP2012009706A (ja) * 2010-06-25 2012-01-12 Asahi Kasei E-Materials Corp 太陽電池モジュール及びその製造方法
WO2014050193A1 (ja) * 2012-09-28 2014-04-03 シャープ株式会社 光電変換モジュール
JP2014103301A (ja) * 2012-11-21 2014-06-05 Choshu Industry Co Ltd 光発電装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2009147050A (ja) * 2007-12-13 2009-07-02 Bridgestone Corp 太陽電池及びその製造方法
JP2011142127A (ja) * 2009-12-11 2011-07-21 Hitachi Chem Co Ltd 太陽電池構造体及びその製造方法
JP2012009706A (ja) * 2010-06-25 2012-01-12 Asahi Kasei E-Materials Corp 太陽電池モジュール及びその製造方法
WO2014050193A1 (ja) * 2012-09-28 2014-04-03 シャープ株式会社 光電変換モジュール
JP2014103301A (ja) * 2012-11-21 2014-06-05 Choshu Industry Co Ltd 光発電装置

Also Published As

Publication number Publication date
TW201607065A (zh) 2016-02-16
JP2016027640A (ja) 2016-02-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015133632A1 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用封止材、それらの製造方法
US20200350454A1 (en) Photovoltaic module interconnect joints
US20160079459A1 (en) Solar cell module
US20120240985A1 (en) Solar cell string and solar cell module using same
JP5014503B2 (ja) 太陽電池セル及び太陽電池モジュール
JP2008135655A (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、及び太陽電池セル
KR20150088784A (ko) 광발전 장치
US10115852B2 (en) Solar cell module
JP5798772B2 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法、タブ線
WO2018180922A1 (ja) 太陽電池モジュールおよびその製造方法
JP2010239167A (ja) 太陽電池モジュール
KR20130036326A (ko) 태양 전지 모듈, 태양 전지 모듈의 제조 방법
US20130125951A1 (en) Solar cell module and method of manufacturing solar cell module
EP2818882A1 (en) Solar cell module manufacturing method, solar cell output measurement method, and solar cell output measurement jig
WO2016002721A1 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム
WO2016002720A1 (ja) 太陽電池モジュール、太陽電池モジュール用導電部材および封止フィルム
JP2012164954A (ja) 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法
EP2897177A1 (en) Wiring material, solar cell module, and method for manufacturing solar cell module
WO2013154188A1 (ja) 太陽電池セル
WO2015037213A1 (ja) 太陽電池セル、太陽電池モジュール及びその製造方法
JP5014502B2 (ja) 太陽電池セルの製造方法及び太陽電池モジュールの製造方法
JP2015185695A (ja) 太陽電池モジュール及びその製造方法
JP2016225446A (ja) 太陽電池モジュール用封止シートおよび太陽電池モジュール
WO2016157682A1 (ja) 太陽電池モジュール
JP2015233096A (ja) 太陽電池ユニット及び太陽電池ユニットの製造方法

Legal Events

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

Ref document number: 15815741

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15815741

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1