WO2018150887A1 - 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタ - Google Patents

太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタ Download PDF

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WO2018150887A1
WO2018150887A1 PCT/JP2018/003356 JP2018003356W WO2018150887A1 WO 2018150887 A1 WO2018150887 A1 WO 2018150887A1 JP 2018003356 W JP2018003356 W JP 2018003356W WO 2018150887 A1 WO2018150887 A1 WO 2018150887A1
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solar cell
cell module
resin
surface side
interconnector
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PCT/JP2018/003356
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English (en)
French (fr)
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剛士 植田
直樹 栗副
善光 生駒
元彦 杉山
昭史 渡邊
惠美 宮崎
Original Assignee
パナソニックＩｐマネジメント株式会社
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    • 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 solar cell module and an interconnector for the solar cell module. Specifically, the present invention relates to a solar cell module and a solar cell module interconnector that suppresses deterioration of a resin forming a sealing material and improves the power generation performance of the solar cell module.
  • the solar cell module has, as a basic configuration, a surface protective layer made of a resin or the like, a light receiving surface side sealing material, a photoelectric conversion unit, a back surface side sealing material, and a back surface protective layer made of a resin or the like.
  • the configuration is provided in this order. That is, the photoelectric conversion unit is protected by covering the front and back surfaces of the photoelectric conversion unit with the front surface protective layer and the light receiving surface side sealing material, and the back surface side sealing material and the back surface protection layer.
  • a plurality of solar cells are arranged in a matrix, and adjacent solar cells are electrically connected by an interconnector (see, for example, Patent Document 1).
  • a plurality of solar cells electrically connected by an interconnector are sealed with a sealing material such as ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) (see, for example, Patent Document 2).
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the solar cell modules described in Patent Document 1 and Patent Document 2 are deteriorated in the resin forming the sealing material around the interconnector when used for a long time.
  • Such deterioration of the resin may cause not only a decrease in physical properties of the sealing material, but also a decrease in design efficiency and a decrease in power generation efficiency due to a decrease in total light transmittance.
  • Such a problem is remarkable when the surface protective layer of the solar cell module is formed of a resin.
  • the present invention has been made in view of such problems of the conventional technology. And the objective of this invention is providing the solar cell module and the interconnector for solar cell modules which suppress deterioration of resin which forms a sealing material, and improve the electric power generation performance of a solar cell module.
  • a solar cell module electrically connects solar cells and solar cells, and connects a metal base and an outer surface of the metal base.
  • An interconnector provided with a coating layer formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more, a surface protective layer made of a resin, disposed on the light receiving surface side of the solar battery cell, Is provided.
  • the solar cell module interconnector according to the second aspect of the present invention is a coating formed of a metal base and a resin that covers the outer surface of the metal base and has a total light transmittance of 80% or more. A layer.
  • FIG. 1 is a side view showing an example of an interconnector of the present embodiment.
  • FIG. 2 is a view showing a cross section taken along line AA of the interconnector of FIG.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view illustrating an example of an arrangement relationship between the interconnector and the solar battery cell.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view showing an example of the solar cell module of the present embodiment.
  • FIG. 5 is a top view showing an example of the solar cell module of the present embodiment.
  • the solar cell module and the interconnector for the solar cell module according to the present embodiment will be described in detail with reference to the drawings.
  • the dimension ratio of drawing is exaggerated on account of description, and may differ from an actual ratio.
  • the drawings are described using a rectangular coordinate system including an x-axis, a y-axis, and a z-axis, and the direction of each arrow is a positive direction.
  • a light source side such as sunlight
  • a back surface side a side opposite to the light receiving surface.
  • FIG. 1 is a side view showing an example of an interconnector 10 of the present embodiment.
  • the interconnector 10 electrically connects the light receiving surface side of the first solar cell 20 a and the back surface side of the second solar cell 20 b in series to form a solar cell string 30. can do.
  • the solar cell module interconnector 10 of this embodiment includes a metal substrate 1.
  • the interconnector 10 includes the metal substrate 1, the light receiving surface side of the first solar cell 20a and the back surface side of the second solar cell 20b can be electrically connected.
  • the solar cell module is formed by sealing the solar cell string 30 with a sealing material and sandwiching the sealing material between a front surface protective layer and a back surface protective layer made of resin or the like.
  • the sealing material used in the solar cell module is usually formed of an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) and disposed so as to be in contact with the interconnector.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the interconnector is formed of only a metal base material, there is a possibility that the resin around the interconnector may deteriorate due to continuous use of the solar cell module.
  • the solar cell module interconnector 10 of the present embodiment covers the metal base 1 and the outer surface of the metal base 1 and has a total light transmittance of 80% or more.
  • the solar cell module interconnector 10 includes such a coating layer 2, it is possible to suppress deterioration of the resin forming the sealing material due to the use of the solar cell module.
  • the reason why deterioration of the resin forming the sealing material around the interconnector 10 in this embodiment is suppressed is not certain, but is assumed to be due to the following reason.
  • metal ions may be eluted from the metal substrate.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the metal ions act as a redox catalyst, causing radicals in the encapsulant to rapidly increase and auto-oxidize the encapsulant. May promote.
  • ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) which is a sealing material is auto-oxidized, a conjugated C ⁇ C bond is generated. Therefore, when a special treatment is not applied to the metal base material, it is considered that the resin forming the sealing material is deteriorated and the sealing material is discolored.
  • the outer surface of the metal base 1 is covered with a predetermined resin. Therefore, the metal ions eluted from the metal substrate 1 are shielded by the coating layer 2, and the amount of metal ions eluted into the solar cell module sealing material or the like can be reduced. Therefore, it is considered that the degradation of the resin forming the sealing material is suppressed by the interconnector 10 of the present embodiment.
  • the components of this embodiment will be described.
  • the metal substrate 1 is preferably formed of a core material and a plating material that covers the core material.
  • the material for forming the core material is not particularly limited, and metals such as gold, silver, copper, platinum, aluminum, and nickel can be used. Among these, it is preferable that the metal substrate 1 is made of copper from the viewpoints of workability, durability, and economy.
  • the outer surface of the metal substrate 1 is covered with the coating layer 2. Therefore, even when copper is used as the metal substrate 1, the resin forming the sealing material is hardly deteriorated.
  • pure copper As copper, pure copper, a copper alloy, or the like can be used. From the viewpoint of conductivity, it is preferable to use pure copper.
  • pure copper a metal of 99.90% or more of copper defined in Japanese Industrial Standard JIS H0500: 1998 (copper product term) can be used. Specifically, oxygen-free copper, tough pitch copper, phosphorus deoxidized copper, etc. specified in JIS H0500: 1998 can be used as copper.
  • the material for forming the plating material at least one metal selected from the group consisting of tin, lead, silver and gold, and alloys thereof can be used.
  • tin, lead, silver and gold, and alloys thereof it is preferable to use silver and a silver alloy as a material for forming the plating material. Since silver and silver alloys have high reflectivity, light such as sunlight incident on the solar cell module is easily reflected without being absorbed by the metal substrate 1, and thus the reflected light of the solar cell is utilized. This is because the power generation efficiency can be improved.
  • the thickness of the plating material is not particularly limited, but is preferably 5 ⁇ m to 40 ⁇ m. By setting the thickness of the plating material in such a range, it is possible to improve the light reflectance of the surface of the metal substrate 1 while suppressing the amount of the plating material used.
  • the metal substrate 1 is preferably a metal foil.
  • the width of the metal substrate 1 is preferably 0.5 mm to 10 mm, and more preferably 1 mm to 3 mm.
  • the thickness of the metal substrate 1 is preferably 0.01 mm to 3.0 mm, and more preferably 0.05 mm to 1.0 mm.
  • the coating layer 2 covers the outer surface of the metal substrate 1. Specifically, the coating layer 2 preferably covers the outermost surface of the metal substrate 1. The aspect in which the coating layer 2 covers the outer surface of the metal substrate 1 is not particularly limited.
  • the lower surface 1a of the substantially rectangular metal base 1 in a cross-sectional view is electrically connected to the light receiving surface side collecting electrode 25 disposed on the light receiving surface side of the first solar battery cell 20a.
  • the upper surface 1 b facing the lower surface 1 a of the metal base 1 and the two side surfaces 1 c and 1 d facing each other by connecting both ends of the lower surface 1 a and the upper surface 1 b are entirely covered with the coating layer 2.
  • the coating layer 2 it is possible to suppress the elution of metal ions from the metal substrate 1, and it is possible to suppress the deterioration of the resin forming the sealing material. .
  • the interconnector 10 is connected to the back surface side as well as the light receiving surface side of the first solar battery cell 20a. That is, the lower surface 1a of the substantially rectangular metal substrate 1 in a cross-sectional view is electrically connected to the back surface side collecting electrode 29 disposed on the back surface side of the first solar battery cell 20a. And the upper surface 1b facing the lower surface 1a of the metal base 1 and the two side surfaces 1c and 1d that are connected to both ends of the lower surface 1a and the upper surface 1b and are opposed to each other are entirely covered with the coating layer 2.
  • the metal substrate 1 and the sealing material have a small area in direct contact.
  • the area in which the metal substrate 1 and the sealing material are in direct contact is preferably 10% or less, more preferably 5% or less, and even more preferably 1% or less with respect to the entire surface area of the metal substrate 1. . That is, it is most preferable that the metal substrate 1 and the sealing material are not in direct contact.
  • the covering layer 2 is made of resin.
  • resin is not specifically limited, For example, an alkyd resin, an acrylic resin, a melamine resin, a urethane resin, an epoxy resin, a silicone resin, or the like can be used.
  • polyester resins, polyamic acid resins, polyimide resins, styrene maleic acid resins, styrene maleic anhydride resins, and the like can be used.
  • various acrylic acid monomers and acrylate monomers are also applicable.
  • the resin forming the coating layer 2 is at least one of an acrylic resin and a silicone resin. This is because these resins are excellent in weather resistance and are not easily deteriorated by metal ions eluted from the metal substrate 1.
  • the acrylic resin is a resin obtained by polymerizing a monomer containing at least one of acrylate and methacrylate.
  • the acrylate include a group consisting of methyl acrylate, ethyl acrylate, butyl acrylate, 2-ethylhexyl acrylate, isobornyl acrylate, glycidyl acrylate, benzyl acrylate, stearyl acrylate, lauryl acrylate, and 2-hydroxy-3-phenoxypropyl acrylate. There may be mentioned at least one selected from the above.
  • methacrylate examples include a group consisting of methyl methacrylate, ethyl methacrylate, butyl methacrylate, 2-ethylhexyl methacrylate, isobornyl methacrylate, glycidyl methacrylate, benzyl methacrylate, stearyl methacrylate, lauryl methacrylate, and 2-hydroxy-3-phenoxypropyl methacrylate. There may be mentioned at least one selected from the above.
  • the acrylic resin can be obtained by polymerizing only a monomer containing at least one of acrylate and methacrylate.
  • the acrylic resin may be a copolymer of a monomer containing at least one of acrylate and methacrylate and a monomer having a carbon-carbon double bond.
  • the monomer having a carbon-carbon double bond include at least one selected from the group consisting of a styrene monomer, an olefin monomer, and a vinyl monomer.
  • styrene-type monomer styrene etc.
  • the olefin monomer include ethylene and propylene.
  • the vinyl monomer include vinyl chloride and vinylidene chloride. One of these monomer components may be used alone, or two or more thereof may be mixed and used.
  • Silicone resin is a polymer having a main skeleton with siloxane bonds.
  • the silicone resin can be produced using, for example, organohalosilane or organoalkoxysilane as a raw material.
  • organohalosilane include at least one selected from the group consisting of methyltrichlorosilane, dimethyldichlorosilane, trimethylchlorosilane, ethyltrichlorosilane, diethyldichlorosilane, and triethylchlorosilane.
  • the organoalkoxysilane include at least one selected from the group consisting of organomonoalkoxysilane, organodialkoxysilane, and organotrialkoxysilane.
  • the total light transmittance of the resin forming the coating layer 2 is preferably 80% or more.
  • the total light transmittance of the resin is 80% or more.
  • most of light such as sunlight can reach the metal substrate 1 as incident light without being absorbed by the coating layer 2.
  • attained the metal base material 1 is reflected by the metal base material 1, and injects into the sealing material from the coating layer 2 as reflected light.
  • the total light transmittance of the resin is 80% or more, like the incident light, most of the reflected light enters the sealing material without being absorbed by the coating layer 2.
  • part of the light incident on the sealing material is reflected by an interface between a surface protective layer 40 and a light receiving surface side sealing material 50 described later, and can reach the solar battery cell 20. That is, by setting the total light transmittance of the resin to 80% or more, the decrease in the power generation performance of the solar cell module by the interconnector 10 can be suppressed to within approximately 1%.
  • the total light transmittance of the resin is more preferably 90% or more, and further preferably 95% or more.
  • the total light transmittance is, for example, Japanese Industrial Standard JIS K7361-1: 1997 (ISO 13468-1: 1996) (Plastic-Test method for total light transmittance of transparent materials-Part 1: Single beam method) It can be measured by the method.
  • the coating layer 2 of this embodiment even if it does not provide the coating layer 2 of this embodiment, the effect which suppresses the electric power generation performance of a solar cell module can be anticipated by coat
  • the interconnector 10 of this embodiment is further provided with the predetermined coating layer 2, thereby suppressing deterioration of the resin forming the sealing material and improving the power generation performance of the solar cell module.
  • the metal substrate includes a white coating layer containing a resin and an inorganic material in order to suppress a decrease in power generation performance of the solar cell module.
  • the white coating layer is incident on the solar cell module because part of the light incident on the coating layer collides with the inorganic material in the coating layer and is diffusely reflected and absorbed by the resin in the coating layer. The light cannot be fully utilized.
  • the interconnector 10 of this embodiment includes a coating layer 2 formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more. Therefore, as described above, the light incident on the solar cell module can be fully utilized, and the power generation performance of the solar cell module can be improved.
  • the thickness of the coating layer 2 is preferably 0.01 ⁇ m to 10 ⁇ m. By setting the coating layer 2 to such a thickness, it is possible to suppress light such as sunlight from being absorbed by the coating layer 2 and to suppress elution of metal ions from the metal substrate 1. Can do.
  • the thickness of the coating layer 2 is more preferably 0.1 ⁇ m to 5 ⁇ m.
  • the solar cell module 100 of this embodiment includes the interconnector 10 described above. Specifically, as shown in FIG. 1, the solar cell module 100 of the present embodiment includes an interconnector 10 that electrically connects the solar cells 20.
  • the lower surface 1 a of the substantially rectangular metal base 1 in a cross-sectional view is electrically connected to the light receiving surface side collecting electrode 25 disposed on the light receiving surface side of the solar battery cell 20.
  • the upper surface 1 b facing the lower surface 1 a of the metal base 1 and the two side surfaces 1 c and 1 d facing each other by connecting both ends of the lower surface 1 a and the upper surface 1 b are entirely covered with the coating layer 2.
  • the coating layer 2 it is possible to suppress the elution of metal ions from the metal substrate 1, and it is possible to suppress the deterioration of the resin forming the sealing material. .
  • the interconnector 10 is connected to the back surface side as well as the light receiving surface side of the solar battery cell 20. That is, the lower surface 1 a of the substantially rectangular metal substrate 1 in a cross-sectional view is electrically connected to the back-side current collecting electrode 29 disposed on the back side of the solar battery cell 20.
  • the upper surface 1 b facing the lower surface 1 a of the metal base 1 and the two side surfaces 1 c and 1 d facing each other by connecting both ends of the lower surface 1 a and the upper surface 1 b are entirely covered with the coating layer 2.
  • the solar cell module of the present embodiment may be the embodiment shown in FIG. 3 instead of the embodiment shown in FIG. That is, the solar cell module 100 of the embodiment shown in FIG. 3 includes an interconnector 10 that electrically connects the solar cells 20, and the covering layer 2 covers at least a part of the solar cells 20 and the interconnector 10. is doing.
  • the coating layer 2 is coated so as to cover the entire upper surface 1b, side surface 1c, and side surface 1d of the metal substrate 1. Yes.
  • the light receiving surface side of the solar battery cell 20 is further covered with the coating layer 2. That is, the coating layer 2 covers at least a part of the solar battery cell 20 and the interconnector 10. More specifically, the coating layer 2 covers the entire light receiving surface of the solar battery cell 20.
  • the solar cell module 100 has such a configuration because the solar cell module 100 can be manufactured by a simple process. For example, after the metal substrate 1 is electrically connected to the solar battery cell 20, the resin layer is coated on the metal substrate 1 including the solar battery cell 20 by, for example, a spray coating method to form the coating layer 2. Can do.
  • the solar battery cell 20 includes an n-type single crystal silicon substrate 21, a light-receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22, a light-receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23, a light-receiving surface-side transparent electrode layer 24, And a light receiving surface side collector electrode 25. Further, the solar cell 20 includes a back side i-type amorphous silicon layer 26, a back side n-type amorphous silicon layer 27, a back side transparent electrode layer 28, and a back side current collecting electrode 29. . And the solar cell 20 is electrically connected by the interconnector 10 and the light-receiving surface side collector electrode 25 and / or the interconnector 10 and the back surface side collector electrode 29 being electrically connected.
  • the n-type single crystal silicon substrate 21 can be formed of, for example, single crystal silicon having a (100) plane.
  • a dopant for forming the n-type single crystal silicon substrate 21 elements such as P, N, As, and Sb can be used, for example.
  • the n-type single crystal silicon substrate 21 can have a thickness of, for example, 100 ⁇ m to 300 ⁇ m so that the solar battery cell 20 has rigidity.
  • the light receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22 is disposed on the light receiving surface side of the n-type single crystal silicon substrate 21.
  • the light-receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22 is hydrogenated and formed of substantially intrinsic amorphous silicon.
  • the thickness of the light-receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22 is not particularly limited, but may be, for example, 1 nm to 100 nm.
  • the light-receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22 can be formed on the surface of the n-type single crystal silicon substrate 21 on the light-receiving surface side by, for example, chemical vapor deposition (CVD).
  • CVD chemical vapor deposition
  • the light receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23 is disposed on the light receiving surface side of the light receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22.
  • the light-receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23 is formed of amorphous silicon that is hydrogenated and has holes as carriers.
  • the thickness of the light-receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23 is not particularly limited, but can be, for example, 1 nm to 100 nm.
  • the light-receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23 can be formed on the surface of the light-receiving surface side i-type amorphous silicon layer 22 on the light-receiving surface side by, for example, chemical vapor deposition (CVD).
  • CVD chemical vapor deposition
  • the light receiving surface side transparent electrode layer 24 is disposed on the light receiving surface side of the light receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23.
  • the light-receiving surface side transparent electrode layer 24 can be formed of indium tin oxide (ITO), tin oxide (SnO 2 ), zinc oxide (ZnO), or the like.
  • the thickness of the light-receiving surface side transparent electrode layer 24 is not particularly limited, but can be 50 nm to 200 nm.
  • the light receiving surface side transparent electrode layer 24 can be formed on the light receiving surface side surface of the light receiving surface side p-type amorphous silicon layer 23 by, for example, sputtering.
  • the light receiving surface side collecting electrode 25 is disposed on the light receiving surface side of the light receiving surface side transparent electrode layer 24.
  • the light receiving surface side collecting electrode 25 can be formed, for example, by printing and baking a silver paste containing silver particles and an epoxy resin by screen printing or the like.
  • the light receiving surface side current collecting electrode 25 can include a light receiving surface side finger electrode and a light receiving surface side bus bar electrode.
  • the light-receiving surface side finger electrode is formed by arranging a plurality of metal wires substantially in parallel.
  • the finger electrode collects current generated by light such as sunlight and supplies it to the bus bar electrode.
  • the light-receiving surface side finger electrode is not particularly limited, but may have a height of 10 ⁇ m to 30 ⁇ m and a width of 100 ⁇ m to 500 ⁇ m.
  • the light-receiving surface side bus bar electrode is usually formed of 2 to 3 metal wires, and is arranged so as to intersect the finger electrode substantially perpendicularly.
  • the light-receiving surface side bus bar electrode is not particularly limited, but may have a height of 10 ⁇ m to 30 ⁇ m and a width of 100 ⁇ m to 500 ⁇ m.
  • the bus bar electrode can supply the current collected from the finger electrodes to the interconnector 10.
  • the back side i-type amorphous silicon layer 26 is disposed on the back side of the n-type single crystal silicon substrate 21.
  • the back side i-type amorphous silicon layer 26 is hydrogenated and formed of substantially intrinsic amorphous silicon.
  • the thickness of the back side i-type amorphous silicon layer 26 is not particularly limited, but can be, for example, 1 nm to 100 nm.
  • the back-side i-type amorphous silicon layer 26 can be formed on the back-side surface of the n-type single crystal silicon substrate 21 by, for example, chemical vapor deposition (CVD).
  • CVD chemical vapor deposition
  • the back side n-type amorphous silicon layer 27 is disposed on the back side of the back side i-type amorphous silicon layer 26.
  • the back side n-type amorphous silicon layer 27 is formed of amorphous silicon that is hydrogenated and has electrons as carriers.
  • the thickness of the back-side n-type amorphous silicon layer 27 is not particularly limited, but can be, for example, 1 nm to 100 nm.
  • the back-side n-type amorphous silicon layer 27 can be formed on the back-side surface of the back-side i-type amorphous silicon layer 26 by, for example, chemical vapor deposition (CVD).
  • CVD chemical vapor deposition
  • the back side transparent electrode layer 28 is disposed on the back side of the back side n-type amorphous silicon layer 27.
  • the back side transparent electrode layer 28 can be formed of indium tin oxide (ITO), tin oxide (SnO 2 ), zinc oxide (ZnO), or the like.
  • the thickness of the back side transparent electrode layer 28 is not particularly limited, but may be 50 nm to 200 nm.
  • the back side transparent electrode layer 28 can be formed on the back side surface of the back side n-type amorphous silicon layer 27 by, for example, sputtering.
  • the back side current collecting electrode 29 is disposed on the back side of the back side transparent electrode layer 28.
  • the back side collecting electrode 29 can be formed, for example, by printing and baking a silver paste containing silver particles and an epoxy resin by screen printing or the like.
  • the back surface side collecting electrode 29 can include a back surface side finger electrode and a back surface side bus bar electrode.
  • the back surface side finger electrode and the back surface side bus bar electrode may be the same as the light receiving surface side finger electrode and the light receiving surface side finger electrode, respectively.
  • the solar cells can be electrically connected to each other.
  • Resin or solder can be used to connect the interconnector 10 and the light receiving surface side collector electrode 25 and / or the interconnector 10 and the back surface side collector electrode 29.
  • the present invention is not limited to this, and a double-sided light-receiving solar cell may be used.
  • the silicon type solar cell was demonstrated as a photovoltaic cell, it is not restricted to this,
  • a compound type solar cell, an organic type solar cell, etc. can also be used.
  • compound solar cells include GaAs solar cells, CIS solar cells, CIGS solar cells, and CdTe solar cells.
  • the organic solar cell include a dye-sensitized solar cell and an organic thin film solar cell.
  • the solar cell 20 may be a heterojunction solar cell or a multijunction solar cell.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view showing an example of the solar cell module 100 of the present embodiment.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment includes a surface protective layer 40, a light receiving surface side sealing material 50, the interconnector 10, the solar battery cell 20, and the back surface side sealing material described above. 60 and a back surface protective layer 70.
  • the interconnector 10 electrically connects the solar cells 20 to form a solar cell string 30.
  • the surface protection layer 40, the light-receiving surface side sealing material 50, the photovoltaic cell string 30, the back surface side sealing material 60, and the back surface protection layer 70 are laminated
  • FIG. 5 is a top view showing an example of the solar cell module 100 of the present embodiment.
  • five solar cells 20 arranged side by side in the y-axis direction are electrically connected in series by the interconnector 10 to form one solar cell string 30.
  • the four solar cell strings 30 arranged in parallel in the x-axis direction are electrically connected in series by the interconnector 10.
  • positioning, etc. of the photovoltaic cell 20 are not limited.
  • the components of the solar cell module 100 of the present embodiment will be described.
  • the surface protective layer 40 can be disposed closer to the light receiving surface than the solar battery cell 20.
  • the surface protective layer 40 may be disposed on the outermost surface side of the solar cell module 100, but a coating layer such as an oxygen barrier layer may be provided on the light receiving surface side of the surface protective layer 40.
  • the surface protective layer 40 has a role of protecting the surface of the solar cell module 100 from foreign substances and the like.
  • a resin is used from the viewpoint of ease of molding and weight reduction. Although the resin is light in weight, the oxygen permeability tends to be high, and therefore, the resin forming the sealing material tends to be easily oxidized and deteriorated by oxygen entering from the outside of the solar cell module 100. is there.
  • the interconnector 10 of this embodiment has little elution of metal ions as described above, the sealing material is hardly decomposed due to the catalytic effect of the metal ions. Therefore, in the solar cell module 100 using the interconnector 10 of this embodiment, the resin forming the sealing material is hardly deteriorated and the weight can be reduced by using the resin as the surface protective layer 40.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment is disposed on the surface closer to the attending surface than the solar cells 20, the interconnector 10 that electrically connects the solar cells 20, and the solar cells 20.
  • a surface protective layer 40 made of As described above, the interconnector 10 includes the metal substrate 1 and the coating layer 2 that covers the outer surface of the metal substrate 1 and is formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more.
  • Examples of the resin forming the surface protective layer 40 include polycarbonate (PC), polyesters such as polyethylene terephthalate (PET), polybutylene terephthalate (PBT), and polyethylene naphthalate (PEN), amorphous polyarylate, and polyacetal (POM). ), Polyether ketone (PEK), polyether ether ketone (PEEK), polyether sulfone, modified polyphenylene ether, and the like.
  • the material which forms the surface protective layer 40 is a polycarbonate (PC) from a viewpoint of impact resistance and translucency.
  • the thickness of the surface protective layer 40 is not particularly limited as long as it plays the role of protecting the surface of the solar cell module 100, but is preferably 0.1 mm to 100 mm, and more preferably 0.5 mm to 50 mm. By setting it as such a range, the solar cell module 100 can be protected appropriately and light can be efficiently reached to the solar cell 20.
  • the total light transmittance of the surface protective layer 40 is not particularly limited, but is preferably 80% to 100%, more preferably 85% to 95%. By setting the total light transmittance of the surface protective layer 40 in such a range, light can efficiently reach the solar battery cell 20.
  • the total light transmittance can be measured by a method such as JIS K7361-1.
  • the light-receiving surface side sealing material 50 is disposed under the surface protective layer 40 and protects the solar battery cell 20 from external impact or the like. That is, the light-receiving surface side sealing material 50 can be disposed between the surface protective layer 40 and the solar battery cell 20.
  • the shape of the light-receiving surface side sealing material 50 is not particularly limited as in the case of the surface protective layer 40, and may be a polygon such as a circle, an ellipse, or a rectangle depending on the application.
  • the light-receiving surface side sealing material 50 may have a rectangular cross-sectional shape or may be curved in the stacking direction (z-axis direction) of each layer of the solar cell module 100.
  • the thickness of the light-receiving surface side sealing material 50 is not particularly limited, but is preferably 0.1 mm or more and 10 mm or less, and more preferably 0.2 mm or more and 1.0 mm or less. By setting the thickness of the light-receiving surface side sealing material 50 in such a range, the solar battery cell 20 can be appropriately protected and light can efficiently reach the solar battery cell 20.
  • the total light transmittance of the light-receiving surface side sealing material 50 is not particularly limited, but is preferably 60% to 100%, and more preferably 70% to 95%.
  • the total light transmittance of the light-receiving surface side sealing material 50 is more preferably 80% to 95%. By setting the total light transmittance of the light-receiving surface side sealing material 50 within this range, light can efficiently reach the solar battery cell 20.
  • the total light transmittance can be measured by a method such as JIS K7361-1.
  • the back surface side sealing material 60 is disposed under the light receiving surface side sealing material 50 and the solar cell string 30 and protects the solar cells 20 from an external impact or the like.
  • the material for forming the back surface side sealing material 60 may be the same material as the light receiving surface side sealing material 50, but may be formed of a material different from that of the light receiving surface side sealing material 50.
  • the tensile elastic modulus of the light receiving surface side sealing material 50 may be smaller than the tensile elastic modulus of the back surface side sealing material 60.
  • the solar battery cell 20 can be firmly fixed with the back surface side sealing material 60 while absorbing external impacts such as leopards with the light receiving surface side sealing material 50.
  • gels such as a silicone gel, an acrylic gel, and a urethane gel, are preferable.
  • an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) is preferable as a material for forming the back surface side sealing material 60.
  • the back surface protective layer 70 can be disposed under the back surface side sealing material 60.
  • the back surface protective layer 70 can protect the surface opposite to the light receiving surface of the solar cell module 100 as a back sheet.
  • the back surface protective layer 70 may be in direct contact with the back surface side sealing material 60 without providing other members between the back surface side sealing material 60 and the back surface protective layer 70 and the back surface side sealing material 60.
  • Other layers such as an adhesive layer, an oxygen and water vapor barrier layer may be provided therebetween.
  • the material for forming the back surface protective layer 70 is not particularly limited.
  • inorganic materials such as glass, metals such as aluminum, polyimide (PI), cyclic polyolefin, polycarbonate (PC), polymethyl methacrylate (PMMA), polyether ether
  • plastics such as ketone (PEEK), polystyrene (PS), polyethylene terephthalate (PET) and polyethylene naphthalate (PEN) and fiber reinforced plastic (FRP)
  • the fiber reinforced plastic (FRP) include glass fiber reinforced plastic (GFRP), carbon fiber reinforced plastic (CFRP), aramid fiber reinforced plastic (AFRP), and cellulose fiber reinforced plastic.
  • the glass fiber reinforced plastic (GFRP) include glass epoxy.
  • the back surface protective layer 70 is preferably made of glass fiber reinforced plastic. This is because glass fiber reinforced plastic (GFRP) is less likely to bend and is lightweight.
  • the back surface protective layer 70 is more preferably at least one selected from the group consisting of a honeycomb structure, a foam, and a porous body.
  • a honeycomb structure can reduce the weight of the solar cell module 100 while maintaining rigidity.
  • the material for forming the honeycomb structure, the foam, and the porous body is not particularly limited, and the above materials can be used.
  • the honeycomb structure is preferably formed of a material containing aluminum and cellulose.
  • resin materials such as a polyurethane, polyolefin, polyester, polyamide, and polyether.
  • the thickness of the back surface protective layer 70 is not particularly limited, it is preferably 0.1 mm or more and 10 mm or less, and more preferably 0.2 mm or more and 5.0 mm or less. By setting the thickness of the back surface protective layer 70 in such a range, the deflection of the back surface protective layer 70 can be suppressed and the solar cell module 100 can be further reduced in weight.
  • the solar cell module 100 preferably further includes a frame or the like as long as the effects of the present embodiment are not impaired.
  • the frame protects the edge of the solar cell module 100 and is used when the solar cell module 100 is installed on a roof or the like.
  • the solar cell module interconnector 10 covers the metal base 1 and the outer surface of the metal base 1 and is formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more.
  • Layer 2 the solar cell module interconnector 10 according to the present embodiment covers the metal base 1 and the outer surface of the metal base 1 and is formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment is disposed on the surface closer to the light receiving surface than the solar cells 20, the interconnector 10 that electrically connects the solar cells 20, and the solar cells 20, and is made of resin. And a surface protective layer 40.
  • the interconnector 10 includes the metal substrate 1 and the coating layer 2 that covers the outer surface of the metal substrate 1 and is formed of a resin having a total light transmittance of 80% or more.
  • the interconnector 10 of the present embodiment for the solar cell module 100, it is possible to suppress deterioration of the resin forming the sealing material and improve the power generation performance of the solar cell module.
  • the manufacturing method of the interconnector 10 of this embodiment includes a step of forming the coating layer 2 on the metal substrate 1.
  • the method for forming the coating layer 2 on the metal substrate 1 is not particularly limited.
  • the coating layer 2 can be formed by applying a resin melted by heating by a laminating method and cooling it.
  • the process of forming the coating layer 2 on the metal substrate 1 may be a process of applying and polymerizing the monomer component of the resin that forms the coating layer 2 on the metal substrate 1.
  • the method for applying the resin monomer component to the metal substrate 1 is not particularly limited, and examples thereof include spray coating, dip coating, flow coating, spin coating, roll coating, brush coating, and sponge coating. .
  • the monomer can be polymerized by heating to an optimum temperature for a predetermined time.
  • the manufacturing method of the solar cell module 100 of this embodiment has the process of preparing the surface protection layer 40, the light-receiving surface side sealing material 50, the solar cell string 30, the back surface side sealing material 60, and the back surface protection layer 70.
  • the solar cell string 30 can be formed by electrically connecting the interconnector 10 produced by the above-described manufacturing method to the solar cell 20 to the solar cell 20.
  • the metal base material 1 including the solar battery cells 20 is coated with a resin by, for example, a spray coating method.
  • the covering layer 2 may be formed.
  • the manufacturing method of the solar cell module 100 of the present embodiment includes the surface protective layer 40, the light receiving surface side sealing material 50, the solar cell string 30, the back surface side sealing material 60, and the back surface protective layer 70 in this order. It is provided with a step of forming by laminating from above and compressing while heating. However, the detailed steps such as compression molding by dividing each layer into several steps are not particularly limited, and molding according to the purpose can be performed.
  • the heating conditions are not particularly limited, but may be heated to about 150 ° C. in a vacuum state, for example. Heating under vacuum conditions is preferable because the bubble removal properties are further improved.
  • the resin component can be crosslinked by heating with a heater or the like while pressing each layer under atmospheric pressure.
  • a frame etc. can also be attached to the laminated body obtained by heating.
  • Example 1 A 1 mm thick surface protective layer, a 1 mm thick light-receiving surface side sealing material, a solar cell string, a 1 mm thick back surface side sealing material, and a 2 mm thick back surface protective layer are laminated in order from the top and compressed and heated at 145 ° C. Thus, a solar cell module was produced. Polyethylene terephthalate (PET) was used for the surface protective layer and the back surface protective layer. As the light-receiving surface side sealing material and the back surface side sealing material, ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) was used. The solar cell string was formed by connecting the solar cells with an interconnector.
  • PET Polyethylene terephthalate
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the interconnector was formed by coating the outer surface of the metal substrate with resin.
  • the metal base material was formed by plating tough pitch copper as a core material and silver as a plating material on the core material at a thickness of 5 ⁇ m.
  • the material which forms a coating layer was made into acrylic resin, and it formed by dip-coating and drying an acrylic lacquer (DIC company A190) to a metal base material.
  • DIC company A190 acrylic lacquer
  • a resin was coated on a 10 cm ⁇ 10 cm ⁇ 1 mm glass slide under the condition that a coating layer was formed, and the total light transmittance was measured according to JIS K7361-1: 1997. The light transmittance was 91%.
  • Example 2 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 1 except that a silicone resin was used as the coating layer instead of the acrylic resin.
  • the silicone resin was formed by dip-coating a metal substrate with a partial hydrolyzate solution of tetraalkoxysilane (Colcoat (registered trademark) N-103X, manufactured by Colcoat Co., Ltd.) and drying.
  • a resin was coated on a 10 cm ⁇ 10 cm ⁇ 1 mm glass slide under the condition that a coating layer was formed, and the total light transmittance was measured according to JIS K7361-1: 1997. The light transmittance was 91%.
  • Example 1 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 1 except that the coating layer was not used.
  • the solar cell module formed using the interconnector of Example 1 and Example 2 covered the metal substrate with a coating layer, the discoloration of the sealing material around the interconnector could not be confirmed visually.
  • the present embodiment has been described above, the present embodiment is not limited to these, and various modifications are possible within the scope of the gist of the present embodiment.
  • the surface protective layer may be formed of glass.
  • the present invention it is possible to provide a solar cell module and a solar cell module interconnector that suppress deterioration of the resin forming the sealing material and improve the power generation performance of the solar cell module.

Abstract

太陽電池モジュール（１００）は、太陽電池セル（２０）と、太陽電池セル（２０）同士を電気的に接続し、金属基材（１）と、金属基材（１）の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層（２）と、を備えるインターコネクタ（１０）と、太陽電池セル（２０）よりも受光面側の表面に配置され、樹脂からなる表面保護層（４０）と、を備える。また、太陽電池モジュール用インターコネクタ（１０）は、金属基材（１）と、金属基材（１）の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層（２）と、を備える。

Description

太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタ
　本発明は、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタに関する。詳細には、本発明は、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制し、太陽電池モジュールの発電性能を向上させる太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタに関する。
　近年、環境保護の観点から、光エネルギーを電気エネルギーに変換する太陽光発電が注目されており、様々な太陽電池モジュールが提案されている。太陽電池モジュールは、基本的な構成として、樹脂等からなる表面保護層と、受光面側封止材と、光電変換部と、裏面側封止材と、樹脂等からなる裏面保護層と、をこの順に備えた構成になっている。つまり、光電変換部の表裏面を、表面保護層及び受光面側封止材と、裏面側封止材及び裏面保護層とで覆うことで、光電変換部の保護を図っている。このような構成において、光電変換部においては、複数の太陽電池セルがマトリックス状に配列され、隣接する太陽電池セル同士はインターコネクタによって電気的に接続される（例えば、特許文献１参照）。通常、インターコネクタによって電気的に接続された複数の太陽電池セルはエチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）などの封止材により封止される（例えば、特許文献２参照）。
特開２０１２－１３４２１０号公報 特開２００５－２５２１１７号公報
　しかしながら、特許文献１及び特許文献２に記載されたような太陽電池モジュールは、長期間使用することにより、インターコネクタの周囲の封止材を形成する樹脂が劣化してしまう。このような樹脂の劣化は、封止材の物理的特性の低下だけでなく、意匠性の低下や、全光線透過率の低下による発電効率の低下を引き起こすおそれがある。このような課題は、太陽電池モジュールの表面保護層が樹脂により形成されている場合には、顕著である。
　本発明は、このような従来技術の有する課題に鑑みてなされたものである。そして、本発明の目的は、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制し、太陽電池モジュールの発電性能を向上させる太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタを提供することにある。
　上記課題を解決するために、本発明の第一の態様に係る太陽電池モジュールは、太陽電池セルと、太陽電池セル同士を電気的に接続し、金属基材と、金属基材の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層と、を備えるインターコネクタと、太陽電池セルよりも受光面側の表面に配置され、樹脂からなる表面保護層と、を備える。
　また、本発明の第二の態様に係る太陽電池モジュール用インターコネクタは、金属基材と、金属基材の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層と、を備える。
図１は、本実施形態のインターコネクタの一例を示す側面図である。 図２は、図１のインターコネクタのＡ－Ａ線における断面を示す図である。 図３は、インターコネクタと太陽電池セルとの配置関係の一例を示す断面図である。 図４は、本実施形態の太陽電池モジュールの一例を示す断面図である。 図５は、本実施形態の太陽電池モジュールの一例を示す上面図である。
　以下、図面を用いて本実施形態に係る太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタについて詳細に説明する。なお、図面の寸法比率は説明の都合上誇張されており、実際の比率と異なる場合がある。また、図面は、便宜上、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸からなる直角座標系を用いて説明しており、それぞれ矢印の方向を正の方向とする。また、便宜上、太陽電池モジュールに対し、太陽光などの光源側を受光面側、受光面と反対側を裏面側という。
　［インターコネクタ１０］
　図１は、本実施形態のインターコネクタ１０の一例を示す側面図である。図１に示すように、インターコネクタ１０は、第１太陽電池セル２０ａの受光面側と、第２太陽電池セル２０ｂの裏面側とを電気的に直列に接続し、太陽電池セルストリング３０を形成することができる。なお、第１太陽電池セル２０ａ及び第２太陽電池セル２０ｂは、以降で説明する太陽電池セル２０と対応している。
　本実施形態の太陽電池モジュール用インターコネクタ１０は、金属基材１を備える。インターコネクタ１０が金属基材１を備えることにより、第１太陽電池セル２０ａの受光面側と、第２太陽電池セル２０ｂの裏面側とを電気的に接続することができる。
　一方、太陽電池モジュールは、太陽電池セルストリング３０を封止材により封止し、封止材を樹脂等からなる表面保護層及び裏面保護層で挟むことにより形成される。また、太陽電池モジュールに用いられる封止材は、通常、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）により形成され、インターコネクタと接触するようにして配置される。
　しかしながら、インターコネクタが金属基材のみにより形成されている場合、太陽電池モジュールの継続的な使用により、インターコネクタの周囲の樹脂が劣化するおそれがある。
　そこで、図２に示すように、本実施形態の太陽電池モジュール用インターコネクタ１０は、金属基材１と、金属基材１の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層２と、を備える。
　本実施形態では、太陽電池モジュール用インターコネクタ１０がこのような被覆層２を備えることにより、太陽電池モジュールの使用による封止材を形成する樹脂の劣化を抑制することができる。本実施形態におけるインターコネクタ１０周囲の封止材を形成する樹脂の劣化が抑制された理由は定かではないが、以下の理由によるものと想定される。
　すなわち、金属基材は金属により形成されているため、金属基材から金属イオンが溶出するおそれがある。金属イオンが封止材であるエチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）に溶出した場合、金属イオンはレドックス触媒として働き、封止材内のラジカルを急激に増加させ、封止材の自動酸化を促進するおそれがある。封止材であるエチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）が自動酸化されると、共役Ｃ＝Ｃ結合が生じる。そのため、金属基材に特別な処置を施していない場合は、封止材を形成する樹脂が劣化し、封止材が変色してしまうと考えられる。
　自動酸化は、光や熱の存在などにより促進される傾向にあるため、屋外で暴露され、高温環境下にさらされる可能性が高い太陽電池モジュールでは、封止材を形成する樹脂の劣化が促進されやすい。また、このような樹脂の劣化は、封止材の物理的特性の低下だけでなく、意匠性の低下や、全光線透過率の低下による発電効率の低下をも引き起こすおそれがある。そのため、このような封止材を形成する樹脂の劣化を改善することが望まれる。
　一方、本実施形態の太陽電池モジュール用インターコネクタ１０は、金属基材１の外表面が所定の樹脂により被覆されている。そのため、金属基材１から溶出する金属イオンが被覆層２で遮蔽され、太陽電池モジュールの封止材などに溶出する金属イオンの量を低減させることができる。したがって、本実施形態のインターコネクタ１０により、封止材を形成する樹脂の劣化が抑制されたと考えられる。以下、本実施形態の構成要素について説明する。
（金属基材１）
　金属基材１は、芯材と、芯材を被覆するめっき材により形成することが好ましい。芯材を形成する材料としては、特に限定されず、金、銀、銅、白金、アルミニウム、ニッケルなどの金属を用いることができる。これらのなかでも、加工性、耐久性及び経済性などの観点から、金属基材１が銅により形成されていることが好ましい。
　なお、銅は上記のような好ましい特性を有するものの、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）に対する触媒活性が高い傾向にある。しかしながら、本実施形態では、金属基材１の外表面が被覆層２により被覆されている。そのため、金属基材１として銅を用いた場合であっても、封止材を形成する樹脂の劣化が生じにくい。
　銅としては、純銅、銅合金などを用いることができるが、導電率の観点からは、純銅を用いることが好ましい。純銅としては、日本工業規格ＪＩＳ　Ｈ０５００：１９９８（伸銅品用語）に規定された銅９９．９０％以上の金属を用いることができる。具体的には、銅として、ＪＩＳ　Ｈ０５００：１９９８に規定された無酸素銅、タフピッチ銅、りん脱酸銅などを用いることができる。
　めっき材を形成する材料としては、錫、鉛、銀及び金からなる群より選択される少なくとも１以上の金属並びにこれらの合金などを用いることができる。これらの中でも、めっき材を形成する材料として、銀及び銀合金を用いることが好ましい。銀及び銀合金は反射率が高いことから、太陽電池モジュールに入射した太陽光などの光が、金属基材１で吸収されずに反射されやすくため、この反射光を利用して太陽電池セルの発電効率を向上させることができるためである。
　めっき材の厚みは特に限定されないが、５μｍ～４０μｍであることが好ましい。めっき材の厚みをこのような範囲とすることにより、めっき材の使用量を抑えつつも、金属基材１表面の光の反射率を向上させることができる。
　金属基材１は、金属箔であることが好ましい。具体的には、金属基材１の幅は、０．５ｍｍ～１０ｍｍであることが好ましく、１ｍｍ～３ｍｍであることがより好ましい。また、金属基材１の厚みは、０．０１ｍｍ～３．０ｍｍであることが好ましく、０．０５ｍｍ～１．０ｍｍであることがより好ましい。
（被覆層２）
　被覆層２は金属基材１の外表面を被覆する。具体的には、被覆層２は金属基材１の最表面を被覆していることが好ましい。被覆層２が金属基材１の外表面を被覆する態様は特に限定されない。
　図２の実施形態では、断面視で略矩形状の金属基材１の下面１ａが第１太陽電池セル２０ａの受光面側に配置された受光面側集電電極２５と電気的に接続されている。そして、金属基材１の下面１ａと対向する上面１ｂ並びに下面１ａ及び上面１ｂの両端を接続して互いに対向する２つの側面１ｃ及び側面１ｄが、被覆層２によって全体的に覆われている。このように、金属基材１を被覆層２で覆うことにより、金属基材１から金属イオンが溶出するのを抑制することができ、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制することができる。
　また、図２の実施形態では、第１太陽電池セル２０ａの受光面側と同様に、裏面側にもインターコネクタ１０が接続されている。すなわち、断面視で略矩形状の金属基材１の下面１ａが第１太陽電池セル２０ａの裏面側に配置された裏面側集電電極２９と電気的に接続されている。そして、金属基材１の下面１ａと対向する上面１ｂ並びに下面１ａ及び上面１ｂの両端と接続して互いに対向する２つの側面１ｃ及び側面１ｄが、被覆層２によって全体的に覆われている。
　太陽電池モジュールにインターコネクタ１０を用いる場合、金属基材１と封止材とが直接接触する面積が小さい方が好ましい。具体的には、金属基材１と封止材とが直接接触する面積は、金属基材１の表面積全体に対し、１０％以下が好ましく、５％以下がより好ましく、１％以下がさらに好ましい。すなわち、金属基材１と封止材とは、直接接触しないことが最も好ましい。
　被覆層２は樹脂により形成される。樹脂の種類は特に限定されないが、例えばアルキッド系樹脂、アクリル系樹脂、メラミン系樹脂、ウレタン系樹脂、エポキシ系樹脂、シリコーン系樹脂などを用いることができる。また、ポリエステル系樹脂、ポリアミド酸系樹脂、ポリイミド系樹脂、スチレンマレイン酸系樹脂、スチレン無水マレイン酸系樹脂なども使用することができる。さらに、各種のアクリル酸系モノマー、アクリレート系モノマーも適用可能である。これらのなかでも、被覆層２を形成する樹脂は、アクリル樹脂及びシリコーン樹脂の少なくともいずれか一方であることが好ましい。これらの樹脂は、耐候性に優れており、金属基材１から溶出した金属イオンにより劣化しにくいためである。
　アクリル樹脂は、アクリレート又はメタクリレートの少なくともいずれか一方を含有するモノマーを重合して得られる樹脂である。アクリレートとしては、例えば、メチルアクリレート、エチルアクリレート、ブチルアクリレート、２－エチルヘキシルアクリレート、イソボルニルアクリレート、グリシジルアクリレート、ベンジルアクリレート、ステアリルアクリレート、ラウリルアクリレート、及び２－ヒドロキシ－３－フェノキシプロピルアクリレートからなる群より選ばれる少なくとも一種を挙げることができる。メタクリレートとしては、例えば、メチルメタクリレート、エチルメタクリレート、ブチルメタクリレート、２－エチルヘキシルメタクリレート、イソボルニルメタクリレート、グリシジルメタクリレート、ベンジルメタクリレート、ステアリルメタクリレート、ラウリルメタクリレート、及び２－ヒドロキシ－３－フェノキシプロピルメタクリレートからなる群より選ばれる少なくとも一種を挙げることができる。
　アクリル樹脂は、アクリレート及びメタクリレートの少なくともいずれか一方を含有するモノマーのみを重合して得ることができる。また、アクリル樹脂は、アクリレート又はメタクリレートの少なくともいずれか一方を含有するモノマーと、炭素－炭素二重結合を有するモノマーとの共重合体であってもよい。炭素－炭素二重結合を有するモノマーとしては、スチレン系モノマー、オレフィン系モノマー、及びビニル系モノマーからなる群より選ばれる少なくとも一種を挙げることができる。また、スチレン系モノマーとしては、例えば、スチレンなどが挙げられる。オレフィン系モノマーとしては、例えば、エチレン及びプロピレンなどが挙げられる。ビニル系モノマーとしては、例えば、塩化ビニル及び塩化ビニリデンなどが挙げられる。上記のモノマー成分は、一種を単独で用いてもよく、二種以上を混合して用いてもよい。
　シリコーン樹脂はシロキサン結合よる主骨格を持つポリマーである。シリコーン樹脂は、例えば、オルガノハロシラン、オルガノアルコキシシランを原料として生成することができる。オルガノハロシランとしては、例えば、メチルトリクロロシラン、ジメチルジクロロシラン、トリメチルクロロシラン、エチルトリクロロシラン、ジエチルジクロロシラン、トリエチルクロロシランからなる群より選択される少なくとも１種が挙げられる。また、オルガノアルコキシシランとしては、例えば、オルガノモノアルコキシシラン、オルガノジアルコキシシラン及びオルガノトリアルコキシシランからなる群より選択される少なくとも１種が挙げられる。
　なお、被覆層２を形成する樹脂に、本実施形態の要旨を逸脱しない範囲において、酸化防止剤、レベリング剤などの種々の添加剤を添加してもよい。
　被覆層２を形成する樹脂の全光線透過率が８０％以上であることが好ましい。樹脂の全光線透過率を８０％以上とすることにより、太陽光などの光の大部分が被覆層２に吸収されずに入射光として金属基材１に到達することができる。そして、金属基材１に到達した光は、金属基材１で反射され、反射光として被覆層２から封止材へ入射する。このとき、樹脂の全光線透過率が８０％以上であるため、入射光と同様に、反射光の大部分が被覆層２に吸収されずに封止材へ入射する。ここで、封止材に入射した光の一部は、後述する表面保護層４０と受光面側封止材５０の界面などにより反射され、太陽電池セル２０に到達することができる。すなわち、樹脂の全光線透過率を８０％以上とすることにより、インターコネクタ１０による太陽電池モジュールの発電性能の低下をおおよそ１％以内に抑制することができる。
　樹脂の全光線透過率は９０％以上であることがより好ましく、９５％以上であることがさらに好ましい。また、全光線透過率は、例えば日本工業規格ＪＩＳ　Ｋ７３６１－１：１９９７（ＩＳＯ　１３４６８－１：１９９６）（プラスチック－透明材料の全光線透過率の試験方法－第１部：シングルビーム法）などの方法により測定することができる。
　なお、本実施形態の被覆層２を設けなくても、金属基材１の芯材を反射率の高いめっき材で被覆することにより、太陽電池モジュールの発電性能の低下を抑制する効果が期待できる。しかし、金属基材１の芯材から溶出する金属イオンの量を十分に低減させるには、めっき材を相当程度厚く塗布する必要があり、コスト増加の要因となってしまう。そのため、本実施形態のインターコネクタ１０は、所定の被覆層２をさらに備えることにより、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制し、太陽電池モジュールの発電性能を向上させている。
　また、太陽電池モジュールの発電性能の低下を抑制するため、金属基材を、樹脂及び無機材料などを含む白色の被覆層で覆うことも考えられる。しかし、白色の被覆層は、被覆層に入射した光の一部が被覆層内の無機材料に衝突して乱反射するとともに、被覆層内の樹脂に吸収されてしまうため、太陽電池モジュールに入射した光を十分に活用することができない。一方、本実施形態のインターコネクタ１０は、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層２を備える。そのため、上述の通り、太陽電池モジュールに入射した光を十分に活用することができ、太陽電池モジュールの発電性能を向上させることができる。
　被覆層２の厚みが０．０１μｍ～１０μｍであることが好ましい。被覆層２をこのような厚みとすることにより、太陽光などの光が被覆層２で吸収されるのを抑制することができ、かつ、金属基材１からの金属イオンの溶出を抑制することができる。なお、被覆層２の厚みは、０．１μｍ～５μｍであることがより好ましい。
　［太陽電池モジュール１００］
　本実施形態の太陽電池モジュール１００は上述したインターコネクタ１０を備える。具体的には、図１に示すように、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル２０同士を電気的に接続するインターコネクタ１０を備える。
　そして、図２の実施形態では、断面視で略矩形状の金属基材１の下面１ａが太陽電池セル２０の受光面側に配置された受光面側集電電極２５と電気的に接続されている。そして、金属基材１の下面１ａと対向する上面１ｂ並びに下面１ａ及び上面１ｂの両端を接続して互いに対向する２つの側面１ｃ及び側面１ｄが、被覆層２によって全体的に覆われている。このように、金属基材１を被覆層２で覆うことにより、金属基材１から金属イオンが溶出するのを抑制することができ、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制することができる。
　また、図２の実施形態では、太陽電池セル２０の受光面側と同様に、裏面側もインターコネクタ１０が接続されている。すなわち、断面視で略矩形状の金属基材１の下面１ａが太陽電池セル２０の裏面側に配置された裏面側集電電極２９と電気的に接続されている。そして、金属基材１の下面１ａと対向する上面１ｂ並びに下面１ａ及び上面１ｂの両端を接続して互いに対向する２つの側面１ｃ及び側面１ｄが、被覆層２によって全体的に覆われている。
　本実施形態の太陽電池モジュールは、図２に示す実施形態に代えて、図３に示す実施形態としてもよい。すなわち、図３に示す実施形態の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル２０同士を電気的に接続するインターコネクタ１０を備え、被覆層２は太陽電池セル２０の少なくとも一部及びインターコネクタ１０を被覆している。
　具体的には、図２で示す実施形態と同様に、図３で示す実施形態では、被覆層２は、金属基材１の上面１ｂ、側面１ｃ及び側面１ｄの全体を覆うように被覆している。そして、図３で示す実施形態では、太陽電池セル２０の受光面側が被覆層２でさらに覆われている。すなわち、被覆層２が太陽電池セル２０の少なくとも一部及びインターコネクタ１０を被覆している。より具体的には、被覆層２が太陽電池セル２０の受光面全体を被覆している。太陽電池モジュール１００をこのような構成とすることにより、簡易な工程で太陽電池モジュール１００を作製することができるため好ましい。例えば、太陽電池セル２０に金属基材１を電気的に接続した後、例えばスプレーコーティング法などにより、太陽電池セル２０を含めて金属基材１に樹脂を被覆させて被覆層２を形成することができる。
　なお、図２及び図３では、太陽電池セル２０として、シリコン系太陽電池を用いた例を示している。太陽電池セル２０は、ｎ型単結晶シリコン基板２１と、受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２と、受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３と、受光面側透明電極層２４と、受光面側集電電極２５と、を備える。また、太陽電池セル２０は、裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６と、裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７と、裏面側透明電極層２８と、裏面側集電電極２９と、を備える。そして、インターコネクタ１０と受光面側集電電極２５、及び／又はインターコネクタ１０と裏面側集電電極２９が電気的に接続されることで、太陽電池セル２０同士が電気的に接続される。
　ｎ型単結晶シリコン基板２１は、例えば（１００）面を有する単結晶シリコンにより形成することができる。ｎ型単結晶シリコン基板２１を形成するためのドーパントとしては、例えばＰ，Ｎ，Ａｓ，Ｓｂなどの元素を用いることができる。ｎ型単結晶シリコン基板２１は、太陽電池セル２０が剛性を有するように、例えば１００μｍ～３００μｍの厚みにすることができる。ｎ型単結晶シリコン基板２１の表面には、太陽光などの光を太陽電池セルの内部に閉じ込めて、光の吸収効率を向上させるため、１μｍ～１００μｍの高さの微細な凹凸を有するテクスチャー構造が形成されていることが好ましい。
　受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２はｎ型単結晶シリコン基板２１の受光面側に配置される。受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２は、水素化され、実質的に真性な非晶質シリコンにより形成されている。受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２の厚みは特に限定されないが、例えば１ｎｍ～１００ｎｍとすることができる。受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２は、例えば化学気相成長法（ＣＶＤ法）などによって、ｎ型単結晶シリコン基板２１の受光面側の表面に形成することができる。
　受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３は受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２の受光面側に配置される。受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３は、水素化され、キャリアとしての正孔を有する非晶質シリコンにより形成されている。受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３を形成するためのドーパントとしては、例えばＢ，Ａｌ，Ｇａ，Ｉｎなどの元素を用いることができる。受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３の厚みは特に限定されないが、例えば１ｎｍ～１００ｎｍとすることができる。受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３は、例えば化学気相成長法（ＣＶＤ法）などによって、受光面側ｉ型非晶質シリコン層２２の受光面側の表面に形成することができる。
　受光面側透明電極層２４は、受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３の受光面側に配置される。受光面側透明電極層２４は、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）、酸化スズ（ＳｎＯ２）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）などにより形成することができる。受光面側透明電極層２４の厚みは特に限定されないが、５０ｎｍ～２００ｎｍとすることができる。受光面側透明電極層２４は、例えばスパッタリングなどによって、受光面側ｐ型非晶質シリコン層２３の受光面側の表面に形成することができる。
　受光面側集電電極２５は、受光面側透明電極層２４の受光面側に配置される。受光面側集電電極２５は、例えば、銀粒子とエポキシ樹脂とを含む銀ペーストなどをスクリーン印刷などにより印刷して焼成することにより形成することができる。受光面側集電電極２５は、受光面側フィンガー電極と、受光面側バスバー電極と、を含めることができる。
　受光面側フィンガー電極は、複数の金属線が略平行に配置されることにより形成される。フィンガー電極は、太陽光などの光により生じた電流を集電し、バスバー電極に供給する。受光面側フィンガー電極は、特に限定されないが、高さを１０μｍ～３０μｍ、幅を１００μｍ～５００μｍとすることができる。
　受光面側バスバー電極は、通常、２～３本の金属線により形成され、フィンガー電極と略垂直に交差するように配置される。受光面側バスバー電極は、特に限定されないが、高さを１０μｍ～３０μｍ、幅を１００μｍ～５００μｍとすることができる。バスバー電極は、フィンガー電極から集められた電流を、インターコネクタ１０へ供給することができる。
　裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６はｎ型単結晶シリコン基板２１の裏面側に配置される。裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６は、水素化され、実質的に真性な非晶質シリコンにより形成されている。裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６の厚みは特に限定されないが、例えば１ｎｍ～１００ｎｍとすることができる。裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６は、例えば化学気相成長法（ＣＶＤ法）などによって、ｎ型単結晶シリコン基板２１の裏面側の表面に形成することができる。
　裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７は裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６の裏面側に配置される。裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７は、水素化され、キャリアとしての電子を有する非晶質シリコンにより形成されている。裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７を形成するためのドーパントとしては、例えばＰ，Ｎ，Ａｓ，Ｓｂなどの元素を用いることができる。裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７の厚みは特に限定されないが、例えば１ｎｍ～１００ｎｍとすることができる。裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７は、例えば化学気相成長法（ＣＶＤ法）などによって、裏面側ｉ型非晶質シリコン層２６の裏面側の表面に形成することができる。
　裏面側透明電極層２８は、裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７の裏面側に配置される。裏面側透明電極層２８は、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）、酸化スズ（ＳｎＯ２）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）などにより形成することができる。裏面側透明電極層２８の厚みは特に限定されないが、５０ｎｍ～２００ｎｍとすることができる。裏面側透明電極層２８は、例えばスパッタリングなどによって、裏面側ｎ型非晶質シリコン層２７の裏面側の表面に形成することができる。
　裏面側集電電極２９は、裏面側透明電極層２８の裏面側に配置される。裏面側集電電極２９は、例えば、銀粒子とエポキシ樹脂とを含む銀ペーストなどをスクリーン印刷などにより印刷して焼成することにより形成することができる。裏面側集電電極２９は、裏面側フィンガー電極と、裏面側バスバー電極と、を含めることができる。裏面側フィンガー電極及び裏面側バスバー電極は、受光面側フィンガー電極及び受光面側フィンガー電極とそれぞれ同様のものとすることができる。
　インターコネクタ１０と受光面側集電電極２５、及び／又はインターコネクタ１０と裏面側集電電極２９が電気的に接続されることで、太陽電池セル同士を電気的に接続することができる。インターコネクタ１０と受光面側集電電極２５、及び／又はインターコネクタ１０と裏面側集電電極２９の接続には、樹脂やはんだを使用することができる。
　なお、片面受光型の太陽電池セルについて説明したが、これに限られず、両面受光型の太陽電池セルとしてもよい。また、太陽電池セルとしてシリコン系太陽電池について説明したが、これに限られず、例えば化合物系太陽電池、有機系太陽電池などを用いることもできる。化合物系太陽電池としては、ＧａＡｓ系太陽電池、ＣＩＳ系太陽電池、ＣＩＧＳ系太陽電池、ＣｄＴｅ系太陽電池などが挙げられる。有機系太陽電池としては、色素増感太陽電池、有機薄膜太陽電池などが挙げられる。また、太陽電池セル２０は、ヘテロ接合型太陽電池や多接合型太陽電池であってもよい。
　図４は、本実施形態の太陽電池モジュール１００の一例を示す断面図である。図４に示すように、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、表面保護層４０と、受光面側封止材５０と、上述したインターコネクタ１０と、太陽電池セル２０と、裏面側封止材６０と、裏面保護層７０と、を備える。インターコネクタ１０は、太陽電池セル２０同士を電気的に接続し、太陽電池セルストリング３０を形成している。そして、表面保護層４０、受光面側封止材５０、太陽電池セルストリング３０、裏面側封止材６０、裏面保護層７０が、上から順番に積層されている。
　図５は、本実施形態の太陽電池モジュール１００の一例を示す上面図である。図５の実施形態では、ｙ軸方向に並んで配置される５つの太陽電池セル２０が、インターコネクタ１０によって電気的に直列に接続され、１つの太陽電池セルストリング３０が形成されている。また、図５の実施形態では、ｘ軸方向に平行に並んで配置される４つの太陽電池セルストリング３０が、インターコネクタ１０によって電気的に直列に接続されている。なお、図５では一例を示したが、太陽電池セル２０の数や配置などは限定されない。以下、本実施形態の太陽電池モジュール１００の構成要素について説明する。
　（表面保護層４０）
　表面保護層４０は、太陽電池セル２０よりも受光面側に配置することができる。表面保護層４０は、太陽電池モジュール１００における最表面側に配置してもよいが、表面保護層４０よりも受光面側に酸素バリア層などの被覆層を設けてもよい。表面保護層４０は、太陽電池モジュール１００の表面を異物などから保護する役割を有する。表面保護層４０を形成する材料としては、成形の容易性及び軽量化の観点より、樹脂を用いる。なお、樹脂は軽量ではあるものの、酸素透過度が高い傾向にあるため、太陽電池モジュール１００の外部より進入してくる酸素により、封止材を形成する樹脂が自動酸化して劣化しやすい傾向にある。しかしながら、本実施形態のインターコネクタ１０は、上述のように金属イオンの溶出が少ないため、封止材が金属イオンの触媒効果により分解しにくい。そのため、本実施形態のインターコネクタ１０を用いた太陽電池モジュール１００は、表面保護層４０として樹脂を用いることで、封止材を形成する樹脂が劣化しにくく、軽量化が図れる。
　すなわち、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル２０と、太陽電池セル２０同士を電気的に接続するインターコネクタ１０と、太陽電池セル２０よりも受講面側の表面に配置され、樹脂からなる表面保護層４０と、を備える。上述の通り、インターコネクタ１０は、金属基材１と、金属基材１の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層２と、を備える。
　表面保護層４０を形成する樹脂としては、例えば、ポリカーボネート（ＰＣ）、並びにポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリブチレンテレフタレート（ＰＢＴ）及びポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）などのポリエステル、非晶ポリアリレート、ポリアセタール（ＰＯＭ）、ポリエーテルケトン（ＰＥＫ）、ポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）、ポリエーテルサルフォン、変性ポリフェニレンエーテルなどを用いることができる。これらの中でも、耐衝撃性及び透光性の観点より、表面保護層４０を形成する材料は、ポリカーボネート（ＰＣ）であることが好ましい。
　表面保護層４０の厚みは、太陽電池モジュール１００の表面を保護する役割を果たす限り特に限定されないが、０．１ｍｍ～１００ｍｍとすることが好ましく、０．５ｍｍ～５０ｍｍとすることがより好ましい。このような範囲とすることによって、太陽電池モジュール１００を適切に保護し、光を太陽電池セル２０に効率よく到達させることができる。
　表面保護層４０の全光線透過率は特に限定されないが、８０％～１００％であることが好ましく、８５％～９５％であることがより好ましい。表面保護層４０の全光線透過率をこのような範囲とすることにより、光を効率よく太陽電池セル２０へ到達させることができる。全光線透過率は、例えばＪＩＳ　Ｋ７３６１－１などの方法により測定することができる。
（受光面側封止材５０）
　受光面側封止材５０は、表面保護層４０の下に配置され、外部の衝撃などから太陽電池セル２０を保護する。すなわち、受光面側封止材５０は、表面保護層４０と太陽電池セル２０との間に配置することができる。受光面側封止材５０の形状は、表面保護層４０と同様に、特に限定されず、用途に応じて円形、楕円形、矩形などの多角形とすることができる。また、表面保護層４０と同様に、受光面側封止材５０の断面形状は矩形であっても、太陽電池モジュール１００の各層の積層方向（ｚ軸方向）に湾曲していてもよい。
　受光面側封止材５０の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上１．０ｍｍ以下であることがより好ましい。受光面側封止材５０の厚みをこのような範囲とすることによって、太陽電池セル２０を適切に保護し、光を太陽電池セル２０に効率よく到達させることができる。
　受光面側封止材５０の全光線透過率は特に限定されないが、６０％～１００％であることが好ましく、７０％～９５％であることがより好ましい。また、受光面側封止材５０の全光線透過率は８０％～９５％であることがさらに好ましい。受光面側封止材５０の全光線透過率をこの範囲とすることにより、光を効率よく太陽電池セル２０へ到達させることができる。全光線透過率は、例えば、ＪＩＳ　Ｋ７３６１－１などの方法により測定することができる。
（裏面側封止材６０）
　裏面側封止材６０は、受光面側封止材５０及び太陽電池セルストリング３０の下に配置され、外部の衝撃などから太陽電池セル２０を保護する。裏面側封止材６０を形成する材料は、受光面側封止材５０と同様の材料を用いてもよいが、受光面側封止材５０と異なる材料により形成してもよい。
　受光面側封止材５０と裏面側封止材６０を異なる材料で形成する場合、受光面側封止材５０の引張弾性率は、裏面側封止材６０の引張弾性率よりも小さいことが好ましい。このような構成とすることで、ヒョウなどの外部衝撃を受光面側封止材５０で吸収しつつ、太陽電池セル２０を裏面側封止材６０で強固に固定することができる。なお、受光面側封止材５０を形成する材料としては、シリコーンゲル、アクリルゲル及びウレタンゲルなどのゲルが好ましい。また、裏面側封止材６０を形成する材料としては、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）が好ましい。
　（裏面保護層７０）
　裏面保護層７０は裏面側封止材６０の下に配置することができる。裏面保護層７０は、バックシートとして太陽電池モジュール１００の受光面と反対側の面を保護することができる。裏面保護層７０は、裏面側封止材６０との間に他の部材を設けず、裏面側封止材６０と直接接触させてもよく、裏面保護層７０と裏面側封止材６０との間に、接着層、酸素及び水蒸気バリア層など他の層を設けてもよい。
　裏面保護層７０を形成する材料は特に限定されず、例えば、ガラスなどの無機材料、アルミニウムなどの金属、ポリイミド（ＰＩ）、環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）及びポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）などのプラスチック及び繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）としては、ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）、アラミド繊維強化プラスチック（ＡＦＲＰ）、セルロース繊維強化プラスチックなどが挙げられる。ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）としては、ガラスエポキシなどが挙げられる。なお、裏面保護層７０は、ガラス繊維強化プラスチックにより形成されていることが好ましい。ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）はたわみが生じにくく、軽量であるためである。
　また、裏面保護層７０は、ハニカム構造体、発泡体及び多孔質体からなる群より選択される少なくとも１つであることがより好ましい。このような構造体は、剛性を維持しつつ、太陽電池モジュール１００を軽量化することができる。ハニカム構造体、発泡体及び多孔質体を形成する材料は特に限定されず、上述のような材料を用いることができる。なお、剛性及び軽量化の観点より、ハニカム構造体は、アルミニウム、セルロースを含む材料により形成されていることが好ましい。また、発泡体及び多孔質体の少なくともいずれか一方は、ポリウレタン、ポリオレフィン、ポリエステル、ポリアミド、ポリエーテルなどの樹脂材料により形成されていることが好ましい。
　裏面保護層７０の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上５．０ｍｍ以下であることがより好ましい。裏面保護層７０の厚みをこのような範囲とすることによって、裏面保護層７０のたわみを抑制し、太陽電池モジュール１００をより軽量化することができる。
　太陽電池モジュール１００は、本実施形態の効果を損なわない範囲で、フレームなどをさらに備えることが好ましい。なお、フレームは、太陽電池モジュール１００の端縁部を保護するとともに、太陽電池モジュール１００を屋根等に設置する際に利用される。
　以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール用インターコネクタ１０は、金属基材１と、金属基材１の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層２と、を備える。
　本実施形態の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル２０と、太陽電池セル２０同士を電気的に接続するインターコネクタ１０と、太陽電池セル２０よりも受光面側の表面に配置され、樹脂からなる表面保護層４０と、を備える。上述の通り、インターコネクタ１０は、金属基材１と、金属基材１の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層２と、を備える。
　そのため、本実施形態のインターコネクタ１０を太陽電池モジュール１００に用いることで、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制し、太陽電池モジュールの発電性能を向上させることができる。
［インターコネクタの製造方法］
　本実施形態のインターコネクタ１０の製造方法は、金属基材１に被覆層２を形成する工程を備える。金属基材１に被覆層２を形成する方法は特に限定されず、例えば、加熱により溶融した樹脂をラミネート法などにより塗布して冷却することにより形成することができる。また、金属基材１に被覆層２を形成する工程は、金属基材１に被覆層２を形成する樹脂のモノマー成分を塗布して重合する工程であってもよい。
　金属基材１に樹脂のモノマー成分を塗布する方法は特に限定されず、スプレーコーティング法、ディップコーティング法、フローコーティング法、スピンコーティング法、ロールコーティング法、刷毛塗り、スポンジ塗りなどの方法が挙げられる。モノマーは、最適な温度に所定の時間加熱することにより重合することができる。
［太陽電池モジュールの製造方法］
　本実施形態の太陽電池モジュール１００の製造方法は、表面保護層４０、受光面側封止材５０、太陽電池セルストリング３０、裏面側封止材６０、裏面保護層７０を準備する工程を有する。
　太陽電池セルストリング３０は、太陽電池セル２０に上述の製造方法により作製したインターコネクタ１０を、太陽電池セル２０に電気的に接続することにより形成することができる。ただし、製造工程を短縮するため、太陽電池セル２０に金属基材１を電気的に接続した後、例えばスプレーコーティング法などにより、太陽電池セル２０を含めて金属基材１に樹脂を被覆させて被覆層２を形成してもよい。
　次に、本実施形態の太陽電池モジュール１００の製造方法は、表面保護層４０、受光面側封止材５０、太陽電池セルストリング３０、裏面側封止材６０、裏面保護層７０をこの順番に上から積層して、加熱しながら圧縮することで成形する工程を備える。ただし、各層を数工程に分けて圧縮成形するなど、詳細な工程については特に限定されず、目的に応じた成形をすることができる。
　加熱条件は特に限定されないが、例えば、真空状態で１５０℃程度に加熱すればよい。真空条件で加熱した場合は、泡抜け性がさらに向上するため好ましい。真空加熱の後、大気圧下において、各層を加圧しながらヒーターなどにより加熱して、樹脂成分を架橋することもできる。また、加熱により得られた積層体には、フレームなどを取り付けることもできる。
　以下、本実施形態を実施例及び比較例によりさらに詳細に説明するが、本実施形態はこれら実施例に限定されるものではない。
［実施例１］
　１ｍｍ厚の表面保護層、１ｍｍ厚の受光面側封止材、太陽電池セルストリング、１ｍｍ厚の裏面側封止材、２ｍｍ厚の裏面保護層を上から順に積層して１４５℃で圧縮加熱することにより太陽電池モジュールを作製した。表面保護層及び裏面保護層は、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）を用いた。受光面側封止材及び裏面側封止材は、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。太陽電池セルストリングは、太陽電池セル同士をインターコネクタで接続することにより形成した。
　インターコネクタは、金属基材の外表面を樹脂で被覆することにより形成した。なお、金属基材はタフピッチ銅を芯材として、めっき材としての銀を芯材に厚さ５μｍでめっきすることにより形成した。また、被覆層を形成する材料はアクリル樹脂とし、アクリルラッカー（ＤＩＣ社　Ａ１９０）を金属基材にディップコーティングして乾燥させることにより形成した。なお、全光線透過率測定用として、１０ｃｍ×１０ｃｍ×１ｍｍのスライドガラス上に、被覆層を形成した条件で樹脂を被覆し、ＪＩＳ　Ｋ７３６１－１：１９９７に従って全光線透過率を測定したところ、全光線透過率は９１％であった。
［実施例２］
　アクリル樹脂に代えてシリコーン樹脂を被覆層として用いた以外は、実施例１と同様の方法により太陽電池モジュールを作製した。なお、シリコーン樹脂は、テトラアルコキシシランの部分加水分解物溶液（コルコート株式会社製　コルコート（登録商標）Ｎ－１０３Ｘ）を金属基材にディップコーティングして乾燥させることにより形成した。なお、全光線透過率測定用として、１０ｃｍ×１０ｃｍ×１ｍｍのスライドガラス上に、被覆層を形成した条件で樹脂を被覆し、ＪＩＳ　Ｋ７３６１－１：１９９７に従って全光線透過率を測定したところ、全光線透過率は９１％であった。
［比較例１］
　被覆層を用いないこと以外は、実施例１と同様の方法により太陽電池モジュールを作製した。
　［評価］
　各例で得られた太陽電池モジュールを、１０日間、１２０℃で加温し、封止材の表面が変色していないか目視により観察した。各例の詳細と評価結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　実施例１及び実施例２のインターコネクタを用いて形成した太陽電池モジュールは、金属基材を被覆層で被覆したため、インターコネクタ周辺の封止材の変色は目視で確認できなかった。
　一方、比較例１のインターコネクタを用いて形成した太陽電池モジュールは、金属基材を被覆層で被覆していないため、インターコネクタ周辺の封止材が茶色に変色しているのが目視にて確認された。
　特願２０１７－０２７８２３号（出願日：２０１７年２月１７日）の全内容は、ここに援用される。
　以上、本実施形態を説明したが、本実施形態はこれらに限定されるものではなく、本実施形態の要旨の範囲内で種々の変形が可能である。例えば、上述した実施形態では、表面保護層が樹脂により形成されている例を説明したが、表面保護層はガラスにより形成されていてもよい。
　本発明によれば、封止材を形成する樹脂の劣化を抑制し、太陽電池モジュールの発電性能を向上させる太陽電池モジュール及び太陽電池モジュール用インターコネクタを提供することができる。
　１　　　金属基材
　２　　　被覆層
　１０　　インターコネクタ
　２０　　太陽電池セル
　１００　太陽電池モジュール

Claims (7)

  1. 　太陽電池セルと、
    　前記太陽電池セル同士を電気的に接続し、金属基材と、前記金属基材の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層と、を備えるインターコネクタと、
    　前記太陽電池セルよりも受光面側の表面に配置され、樹脂からなる表面保護層と、
    　を備える太陽電池モジュール。
  2. 　前記被覆層は前記太陽電池セルの少なくとも一部及び前記インターコネクタを被覆する請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記金属基材が銅により形成されている請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記被覆層は前記金属基材の最表面を被覆している請求項１～３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記被覆層を形成する前記樹脂は、アクリル樹脂及びシリコーン樹脂の少なくともいずれか一方である請求項１～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記被覆層の厚みが０．０１μｍ～１０μｍである請求項１～５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　金属基材と、
    　前記金属基材の外表面を被覆し、全光線透過率が８０％以上である樹脂により形成された被覆層と、を備える太陽電池モジュール用インターコネクタ。
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