WO2019203026A1 - 太陽電池モジュールのリサイクル方法及びリサイクル装置 - Google Patents

太陽電池モジュールのリサイクル方法及びリサイクル装置 Download PDF

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WO2019203026A1
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solar cell
cell module
cover glass
recycling
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酒井　紀行
原田　秀樹
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ソーラーフロンティア株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module recycling method and a recycling apparatus.
  • solar cell module includes various materials including rare metals and harmful substances. Therefore, if these materials can be recovered at a high yield, it can contribute to effective utilization of earth resources, reduction of product costs, and non-diffusion of harmful substances.
  • JP 2016-203061 A Japanese Patent No. 5547750
  • Patent document 1 discloses the technique which isolate
  • separation between the glass substrate and the other material is performed by cutting a sealing material that adheres the two with a blade.
  • the technique of Patent Document 1 requires a step of removing the sealing material remaining on the glass substrate. This process is, for example, a process in which the sealing material is baked at a high temperature for about 13 hours and thermally decomposed. As a result, the recycling cost becomes enormous, and the environmental load increases due to the generation of CO 2 .
  • Patent Document 2 discloses a technique for separating a back surface protective material from a glass substrate by pressing a blade against a sealing material softened by heating.
  • this technique also uses a blade to cut the sealing material that adheres the glass substrate and the back surface protective material.
  • a large amount of the sealing material remains in close contact with the glass substrate after the separation. Therefore, even in the technique of Patent Document 2, in order to remove the sealing material remaining on the glass substrate, for example, a process of baking the sealing material at a high temperature for a long time and thermally decomposing it is necessary.
  • the embodiment of the present invention proposes a recycling technique for solar cell modules capable of recovering materials at low cost and high yield.
  • the recycling method according to the embodiment of the present invention is applied to a solar cell module including a cover glass, a battery layer, and a sealing material that adheres them.
  • the interface between the cover glass and the sealing material is heated to a predetermined temperature range, and the interface is maintained from the side surface of the solar cell module to the sealing material while maintaining the predetermined temperature range. Applying force, the sealing material and the battery layer are peeled off from the interface.
  • the figure which shows the 1st example of a recycling apparatus The figure which shows the 2nd example of a recycling apparatus.
  • separation of the method of FIG. The figure which shows the relationship between module temperature and the adhesive force of a sealing material.
  • FIG. 1 shows a first example of a recycling apparatus.
  • the solar cell module recycling apparatus 10 includes a heating device 11, a separation device 12, and a control unit 13 for controlling them.
  • the heating device (heater) 11 heats the solar cell module to be recycled to a predetermined temperature range.
  • the heating device 11 sets the interface between the cover glass and the sealing material at a predetermined temperature, as will be described later. It is provided for the purpose of heating to a range. This is because the sealing material is peeled off from the cover glass together with the battery layer, as will be described later.
  • the heating device 11 has a function of locally heating the interface between the cover glass and the sealing material.
  • the heating device 11 may heat the solar cell module as a whole. Even in this case, the solar cell module can be peeled off from the cover glass together with the battery layer by heating the solar cell module to a predetermined temperature range and applying a force to the encapsulant from its side surface.
  • the type of the heating device 11 is not particularly limited.
  • a lamp heating type, a resistance heating type, a high frequency heating type, an induction heating type, or the like can be used.
  • the separation device 12 has a function of peeling the sealing material and the battery layer from the cover glass without cutting the sealing material with respect to the solar cell module heated to a predetermined temperature range by the heating device 11.
  • the separation device 12 includes a stage 121, a drive unit 122, and a separator 123.
  • the stage 121 is for installing or transporting the solar cell module.
  • the drive unit 122 sets the relative speed between the solar cell module and the separator 123 in a predetermined speed range in a direction parallel to the surface of the cover glass or the stage 121, and presses the side surface of the solar cell module against the separator. For example, the drive unit 122 sends out the solar cell module on the stage 121 in a direction toward the separator 123 within a predetermined speed range.
  • the separator 123 applies a force to the sealing material from the side surface of the solar cell module.
  • the separator 123 is not limited to a shape, fixed / movable, and the like as long as a force can be applied to the sealing material.
  • the separator 123 has a curved surface portion. This curved surface portion is effective for effectively converting the force applied to the side surface of the solar cell module into a force for peeling off the sealing material and the battery layer from the cover glass, that is, a force perpendicular to the surface of the cover glass. is there.
  • the separator 123 may be fixed, or may be movable in a direction parallel to the surface of the cover glass, specifically, a direction toward the solar cell module.
  • the control unit 13 includes a controller and a memory.
  • the controller is, for example, a CPU or MPU.
  • the memory is, for example, a RAM or a ROM.
  • the control unit 13 may be a unit incorporated in the recycling apparatus 10 or may use a general-purpose apparatus such as a personal computer.
  • the control unit 13 for example, a predetermined temperature range for heating the solar cell module in the heating device 11 and a predetermined temperature for transporting the solar cell module in the separation device 12 Control the speed range.
  • the control unit 13 sets the predetermined temperature range to 40 ° C. or higher and 140 ° C. or lower.
  • the control unit 13 sets the predetermined speed range to 24 mm / second or less (however, excluding 0 mm / second). The basis for setting these temperature ranges and speed ranges will be described later.
  • the control unit 13 determines the angle of the separator 123 and At least one of the temperatures may be controlled.
  • the control unit 13 can control the force for peeling off the sealing material and the battery layer from the cover glass by controlling the angle of the separator 123.
  • FIG. 2 shows a second example of the recycling apparatus.
  • the recycling apparatus 10 of this example is characterized in that a heating device is omitted and a heater 124 is provided in the separation device 12. Since the other points are the same as those in the first example, the same reference numerals as those used in FIG. 1 are used in FIG.
  • the heater 124 is disposed immediately below the stage 121.
  • the heater 124 may be incorporated in the stage 121.
  • the type of the heater 124 is not particularly limited, but it is desirable to use a resistance heating type that can be reduced in size, such as a hot plate.
  • the heater 124 can heat the solar cell module from the cover glass side. That is, the control unit 13 can easily set the interface between the cover glass and the sealing material of the solar cell module within a predetermined temperature range.
  • the recycling apparatus of this example it is possible to easily weaken the adhesion at the interface between the cover glass and the sealing material. As a result, it is possible to peel off the sealing material and the battery layer from the interface between the cover glass and the sealing material by executing a recycling method described later.
  • FIG. 3 shows a modification of the separation device. This modification is applicable to both the first example (FIG. 1) and the second example (FIG. 2).
  • the feature of this modification is that a roller 125 is provided in place of the stage 121 of FIGS.
  • the roller 125 has an effect of facilitating the transportation of the solar cell module by the driving unit 122.
  • the heater 124 of FIG. 2 can be provided between the rollers 125 of FIG. 3 to increase the heating efficiency of the solar cell module.
  • the kind of solar cell module that can be the target of this embodiment is not particularly limited.
  • the solar cell module to be recycled only needs to include at least a cover glass, a battery layer, and a sealing material that adheres them.
  • FIG. 4 shows a first example of a solar cell module.
  • the first example is an example of a compound solar cell module.
  • the compound solar cell module has a feature that it can be made thinner and less expensive than the silicon solar cell module.
  • the solar cell module 20 includes a battery cell portion 21, a back sheet 22, a cover glass 23, and a sealing material 24.
  • the battery cell unit 21 includes a substrate glass 21A and a battery layer 21B on the substrate glass 21A. That is, the solar cell module 20 has a structure in which the battery layer 21B is sandwiched between two glass plates (the cover glass 23 and the substrate glass 21A).
  • the substrate glass 21A can be changed to a resin substrate, a metal substrate, a flexible flexible substrate, for example, a flexible substrate having a laminated structure of stainless steel (SUS), aluminum, and aluminum oxide.
  • the substrate glass 21A may contain an alkali metal such as sodium or potassium.
  • the battery layer 21B has a function of converting light into electricity. Light enters the battery layer 21B from the cover glass 23 side.
  • the battery layer 21B has, for example, the structure shown in FIG.
  • the battery layer 21B includes a first electrode layer 211 on the substrate glass 21A, a photoelectric conversion layer 212 on the first electrode layer 211, a buffer layer 213 on the photoelectric conversion layer 212, and a buffer layer 213.
  • the first electrode layer 211 is, for example, a metal electrode layer.
  • the first electrode layer 211 is preferably provided with a material that hardly reacts with the photoelectric conversion layer 212.
  • the first electrode layer 211 can be selected from molybdenum (Mo), titanium (Ti), chromium (Cr), and the like.
  • the first electrode layer 211 may include the same material as that contained in the second electrode layer 214.
  • the thickness of the first electrode layer 211 is set to 200 nm or more and 500 nm or less.
  • the photoelectric conversion layer 212 is a polycrystalline or microcrystalline p-type compound semiconductor layer.
  • the photoelectric conversion layer 212 includes a chalcopyrite mixed crystal compound (I-III) including a group I element, a group III element, and selenium (Se) and sulfur (S) as a group VI element (chalcogen element). -(Se, S) 2 ).
  • the group I element can be selected from copper (Cu), silver (Ag), gold (Au), and the like.
  • the group III element can be selected from indium (In), gallium (Ga), aluminum (Al), and the like.
  • the photoelectric conversion layer 212 may include tellurium (Te) in addition to selenium and sulfur as a group VI element.
  • the photoelectric conversion layer 212 is thinned, and the thickness is set to 1 ⁇ m or more and 1.5 ⁇ m or less.
  • the buffer layer 213 is, for example, an n-type or i (intrinsic) type high-resistance conductive layer.
  • “high resistance” means having a resistance value higher than that of the second electrode layer 214.
  • the buffer layer 213 can be selected from compounds containing zinc (Zn), cadmium (Cd), and indium (In).
  • ZnO, ZnS, Zn (OH) 2 or a mixed crystal thereof such as Zn (O, S), Zn (O, S, OH), ZnMgO, ZnSnO, etc. There is.
  • the compound containing cadmium examples include CdS, CdO, or mixed crystals thereof such as Cd (O, S) and Cd (O, S, OH).
  • Examples of the compound containing indium include InS, InO, or In (O, S) and In (O, S, OH) which are mixed crystals thereof.
  • the buffer layer 213 may have a stacked structure of these compounds. The thickness of the buffer layer 213 is set to 10 nm or more and 100 nm or less.
  • the buffer layer 213 has the effect of improving the characteristics such as the photoelectric conversion rate, but this can be omitted.
  • the second electrode layer 214 is disposed on the photoelectric conversion layer 212.
  • the second electrode layer 214 is, for example, an n-type conductive layer.
  • the second electrode layer 214 preferably includes a material having a wide forbidden band and a sufficiently low resistance value.
  • the second electrode layer 214 is a path for light such as sunlight, it is preferable that the second electrode layer 214 has a property of transmitting light having a wavelength that can be absorbed by the photoelectric conversion layer 212. In this sense, the second electrode layer 214 is called a transparent electrode layer or a window layer.
  • the second electrode layer 214 includes a metal oxide to which a group III element (B, Al, Ga, or In) is added as a dopant.
  • the metal oxide include ZnO or SnO 2 .
  • the second electrode layer 214 is made of, for example, ITO (indium tin oxide), ITiO (indium titanium oxide), IZO (indium zinc oxide), ZTO (zinc oxide tin), FTO (fluorine-doped tin oxide), GZO (gallium doped). Zinc oxide) and the like.
  • the thickness of the second electrode layer 214 is set to 0.5 ⁇ m or more and 2.5 ⁇ m or less.
  • the back sheet 22 covers the back surface of the substrate glass 21A.
  • the back surface of the substrate glass 21A refers to a surface on the opposite side to the surface on which the battery layer 21B is provided, of the two surfaces of the substrate glass 21A.
  • the back sheet 22 includes, for example, PET (Poly Ethylene Terephthalate), metal foil (for example, aluminum foil), and the like.
  • Sealing material 24 is disposed between battery layer 21 ⁇ / b> B and cover glass 23.
  • the cover glass 23 is, for example, white plate tempered glass or a transparent resin plate.
  • the sealing material 24 includes materials such as EVA (Ethylene Vinyl Acetate), PVB (Poly Vinyl Butyral), and silicon resin.
  • EVA Ethylene Vinyl Acetate
  • PVB Poly Vinyl Butyral
  • the sealing material 24 seals the battery layer 21 ⁇ / b> B by pressurization and heating, and closely contacts the battery layer 21 ⁇ / b> B and the cover glass 23.
  • FIG. 6 shows a second example of the solar cell module.
  • the second example is an example of a silicon-based solar cell module.
  • the solar cell module 20 includes a battery cell unit 21, a back sheet 22, a cover glass 23, and a sealing material 24 that seals the battery cell unit 21.
  • the sealing material 24 adheres the back sheet 22 and the cover glass 23 to each other. That is, the battery cell unit 21 is sandwiched between the back sheet 22 and the cover glass 23.
  • the silicon-based solar battery module includes a battery cell portion 21 made of a silicon substrate as a battery layer.
  • the battery cell part 21 is sealed with the sealing material 24 similarly to the battery layer in the compound solar cell module shown in the first example.
  • the 1st example is related with the method of peeling off substrate glass from a solar cell module, leaving almost no sealing material.
  • a sealing material such as EVA has a role of preventing moisture and dust from entering the battery cell portion by embedding the cover glass and the battery cell portion while being in close contact with each other. That is, the more reliable the sealing, the more difficult it is to peel off the sealing material from the cover glass.
  • the present inventors have examined how the sealing material can be peeled off from the cover glass with almost no sealing material left on the cover glass. It has been found that the temperature, specifically the temperature at the interface between the cover glass and the sealing material, and the force applied to the solar cell module when the sealing material is peeled off are important. Based on this relationship between temperature and force, the idea of peeling off the sealing material from the cover glass has not existed conventionally.
  • FIG. 7 shows a first example of a solar cell module recycling method.
  • the solar cell module 20 as a target of recycling includes a battery cell portion 21, a cover glass 23, and a sealing material 24 that closely contacts these.
  • a cover glass separation step by peeling is executed, and the solar cell module 20 is separated into a cover glass 23 and other battery cell portions 21 and a sealing material 24.
  • the cover glass separation step by peeling is the solar cell module 20 in a state where the interface between the cover glass 23 and the sealing material 24 is set to a predetermined temperature range and the interface maintains the predetermined temperature range.
  • This is a step of applying a force to the battery cell portion 21 from the side surface (step ST01).
  • the reason why the interface between the cover glass 23 and the sealing material 24 is set to a predetermined temperature range is to weaken the adhesion between the cover glass 23 and the sealing material 24.
  • the sealing material 24 is not heated to the extent that it melts.
  • the sealing material 24 is set to the softening temperature or higher and the melting temperature or lower.
  • the reason why the force is applied to the battery cell portion 21 is to peel off the battery cell portion 21 and the sealing material 24 from the cover glass 23, starting from the portion where the force is applied.
  • the cover glass 23 can be easily and smoothly separated from the other battery cell portions 21 and the sealing material 24. Further, after this separation, the cover glass 23 is not crushed and the sealing material 24 hardly remains on the cover glass 23. That is, the sealing material 24 is not present at all on the cover glass 23 or is slightly left at the edge thereof.
  • the ratio of the weight of the sealing material 24 remaining in the glass body to the weight of the glass body as the cover glass 23 for recycling decomposed from the solar cell module 20 is 9% or less.
  • the cover glass 23 can be provided.
  • the glass body is a cover glass 23 to which no sealing material 24 is attached. Therefore, according to the method of this example, the glass material can be effectively recycled from the cover glass 23 and the cover glass 23 can be reused as it is.
  • FIG. 8 shows a comparative example of a solar cell module recycling method. Since the comparative example is difficult to peel off the sealing material 24 from the cover glass 23, the comparative example relates to a technique of cutting the sealing material 24 with a blade. In FIG. 8, the same elements as those in FIG.
  • the sealing material 24 is not peeled off from the cover glass 23, and the battery cell portion 21 and the cover glass 23 are generally separated by a cover glass separation process by cutting.
  • the cover glass separation step by cutting is a step of separating the battery cell portion 21 and the cover glass 23 by cutting the sealing material 24 with a blade (step ST11).
  • the surface of the cover glass 23 is provided with a number of fine irregularities (embosses) in order to efficiently guide sunlight to the battery cell portion 21. That is, it is extremely difficult to physically remove the sealing material 24 remaining in the recess of the cover glass 23. Therefore, in the comparative example, it is necessary to further execute a sealing material removing process on the cover glass 23 obtained by the cover glass separating process by cutting (step ST12).
  • Sealant removal step for example, a sealing material 24 was fired hot in about 13 hours, and a thermal decomposition process, as a result, the recycling cost is enormous, greater environmental impact due to the generation of CO 2 become.
  • the cover is based on the temperature of the solar cell module and the force applied to the solar cell module. It becomes possible to peel off a sealing material and a battery cell part from glass. Therefore, according to this example, it is possible to realize a solar cell module recycling technology that can recover materials at low cost and high yield.
  • the back sheet 22 is removed from the solar cell module 20 shown in FIG. 4 or FIG. Thereafter, using the heating device 11 of FIG. 1 or the heater 124 of FIG. 2, the solar cell module 20 is set to a predetermined temperature range, for example, a temperature of 40 ° C. or more and 140 ° C. or less. Thereby, the bonding force between the cover glass 23 and the sealing material 24 is weakened in advance.
  • a predetermined temperature range for example, a temperature of 40 ° C. or more and 140 ° C. or less.
  • the separator 123 is pressed against the side surface of the solar cell module 20.
  • the separator 123 is pressed against the side surface of the solar cell module 20 as a result.
  • This time is a first time when the separator 123 first contacts the side surface of the solar cell module 20.
  • the battery cell unit 21, that is, the substrate glass 21 ⁇ / b> A and the battery layer 21 ⁇ / b> B receives force from the separator 123.
  • the separator 123 when the separator 123 includes a curved surface portion, when the curved surface portion contacts the battery cell portion 21, the battery cell portion 21 receives a force F from the separator 123. A part of the force F becomes a force Fup that peels the battery cell portion 21 together with the sealing material 24 from the cover glass 23. Accordingly, as shown in FIG. 11, the battery cell portion 21 and the sealing material 24 are peeled off from the cover glass 23 starting from the contact portion between the separator 123 and the battery cell portion 21.
  • the battery cell portion 21 is peeled off from the cover glass 23 while being crushed. Therefore, the battery cell part 21 and the sealing material 24 separated from the cover glass 23 become a glass cullet as shown in FIG. A method for recovering the material in the battery cell portion 21 and the sealing material 24 from the glass cullet will be described later.
  • the contact portion between the separator 123 and the battery cell portion 21 also changes.
  • This time point is a second time point other than the first time point described above.
  • the angle (contact angle) ⁇ between the tangent L at the contact portion P and the surface of the cover glass 23 is preferably, for example, 36 ° or more and 51 ° or less. The reason will be described later.
  • the separator 123 does not contact the boundary portion X where the cover glass 23 and the sealing material 24 are separated.
  • the state of separation in the comparative example of FIG. 8 will be briefly described.
  • the battery cell unit 21 and the cover glass 23 are separated using a blade (for example, a hot knife) 126.
  • This separation is performed by cutting the sealing material 24 with the blade 126.
  • the blade 126 always contacts the boundary X where the cover glass 23 and the sealing material 24 are separated.
  • the cover glass 23 is placed on the stage 121 by feeding the solar cell panel 20 toward the separator 123 with the cover glass 23 facing downward, and pressing the side surface of the solar cell panel 20 against the separator 123.
  • the remaining battery cell portion 21 and the sealing material 24 are separated from the cover glass 23 as glass cullet.
  • the cover glass 23 can be collected in a short time and at a low cost. Further, the cover glass 23 can be reused as it is.
  • the effect that the quantity of the sealing material 24 which remains on the cover glass 23 can be reduced rather than before can be acquired.
  • the amount of the sealing material 24 remaining on the cover glass 23, that is, the degree of the effect of the method of this example can be determined by various parameters (module temperature, separator contact angle, solar cell module conveyance speed, separator temperature, etc. ) This will be described later.
  • the solar cell module to be recycled is a CIS solar cell module, which is a typical example of a compound solar cell module, and has the structure shown in FIG. 4 (with the backsheet 22 removed).
  • FIG. 14 shows the relationship between the module temperature and the adhesion of the sealing material.
  • the sealing material has a role of firmly adhering the cover glass and the battery cell part at room temperature (RT) in order to prevent moisture and dust from entering the battery cell part. Therefore, here, the adhesion of the sealing material at room temperature, for example, about 20 ° C. is assumed to be 100%, and it will be verified how this adhesion changes depending on the module temperature.
  • the adhesion of the sealing material decreases as the module temperature, that is, the temperature at the interface between the cover glass and the sealing material increases.
  • the sealing material is EVA.
  • the adhesion of the sealing material decreases to about half (about 50%) of the adhesion at room temperature.
  • the adhesion of the sealing material is reduced to about 25% of the adhesion at room temperature, and when the module temperature is 120 ° C., the adhesion of the sealing material is It decreases to about 10% of the adhesion force.
  • cover glass separation step by peeling as described above, the lower the adhesive strength of the sealing material, the better. However, if the adhesive strength is generally 50% or less of the adhesive strength at room temperature, the glass material will be described later.
  • Cover glass that does not interfere with recycling can be collected.
  • the cover glass that does not hinder the recycling of the glass material means a cover glass in which the weight ratio of the remaining sealing material is 9% or less.
  • the weight ratio of the remaining sealing material is defined as (B / A) ⁇ 100 “%”, where A is the weight of the cover glass and B is the weight of the sealing material remaining on the cover glass. Shall be.
  • the module temperature is desirably 40 ° C. or higher in order to recover the cover glass without any hindrance.
  • the sealing material needs to be not lower than the softening temperature and not higher than the melting temperature.
  • the module temperature is desirably 140 ° C. or lower.
  • the module temperature is preferably within the range of T2, that is, 60 ° C. or higher and 140 ° C. or lower in order to further recover the cover glass without any trouble.
  • the module temperature is T3. It is desirable to be within the range, that is, 120 ° C. or more and 140 ° C. or less.
  • FIG. 15 shows the relationship between the contact angle of the separator and the remaining sealing material.
  • the contact angle of the separator is an angle formed by a tangent line at the contact portion between the separator and the battery cell portion and the surface of the cover glass (or the surface of the stage).
  • the angle ⁇ formed between the tangent L at the contact portion P and the surface of the cover glass 23 is defined as the contact angle of the separator.
  • the contact angle of the separator can be changed by changing the shape of the separator, in particular, the shape of the curved surface portion, or changing the angle of the separator when the side surface of the solar cell module is pressed against the separator. .
  • the angle of the separator when the side surface of the solar cell module is pressed against the separator can be easily changed when the separator 123 can rotate around the rotation axis O as shown in FIG. Become.
  • the horizontal axis indicates the module temperature [° C.]
  • the vertical axis indicates the weight ratio (B / A) ⁇ 100 [%] of the remaining sealing material. Then, the contact of the separator necessary for making the weight ratio of the remaining sealing material 9% or less within the module temperature range T1 (40 ° C. ⁇ T1 ⁇ 140 ° C.) in which the effect of the first example can be obtained. The figure shows the angle verified.
  • the contact angle of the separator was prepared in four types (36 °, 41 °, 46 °, 51 °). According to the figure, it is understood that the weight ratio of the remaining sealing material is 9% or less when the contact angle of the separator is in the range of 36 ° to 51 °. Further, according to the figure, it can be seen that the weight ratio of the remaining sealing material becomes the largest at the point where the module temperature is the lowest (40 ° C.). Moreover, at the module temperature of 40 ° C., the contact angle of the separator with the largest weight ratio of the remaining sealing material is 36 ° (minimum value) and 51 ° (maximum value).
  • the contact angle of the separator is preferably 36 ° or more and 51 ° or less.
  • the module temperature has the effect that the adhesion of the sealing material (EVA) is minimized within a range T3 of 120 ° C. or higher and 140 ° C. or lower. Accordingly, in FIG. 15, when the weight ratio of the remaining sealing material is changed depending on the contact angle of the separator within this temperature range T3, the contact angle of the separator is 36 ° or more and 51 ° or less. It can be seen that the weight ratio of the sealing material can be 3% or less. Therefore, in order to obtain an effect that the weight ratio of the remaining sealing material is 3% or less within the module temperature T3, the contact angle of the separator is preferably 36 ° or more and 51 ° or less.
  • the parameters that determine the degree of the effect according to the first example described above include the transport speed of the solar cell module, the separator temperature, and the like, in addition to the module temperature and the contact angle of the separator.
  • the relative speed between the solar cell module and the separator is set to a predetermined speed range, and the side surface of the solar cell module is Pressed against the separator. Therefore, the relationship between the predetermined speed range, for example, the conveyance speed of the solar cell module (when the separator is stopped) and the weight ratio of the remaining sealing material was verified.
  • the transport speed of the solar cell module is, for example, 24 mm / s or less (however, 0 mm / s).
  • the conveyance speed of the solar cell module can be set to 3 mm / s or more and 24 mm / s or less, for example.
  • the separator temperature also affects the weight ratio of the remaining sealing material. However, as verified by experiment, the separator temperature does not affect the weight ratio of the remaining sealing material unless it becomes extremely large. For example, when the separator temperature exceeds about 140 ° C., the separator acts in a direction that deteriorates the peeling of the sealing material. When the separator temperature exceeds about 200 ° C., the weight ratio of the remaining sealing material is extremely increased. This is considered to be due to the occurrence of acetic acid detachment in the sealing material (EVA) when the separator temperature exceeds about 140 ° C.
  • EVA acetic acid detachment in the sealing material
  • the separator temperature is 140 ° C. or lower, like the module temperature. As described above, this is consistent with the weight ratio of the remaining sealing material being 9% or less when the module temperature is 140 ° C. or less.
  • the role of the separator is to peel the battery cell part together with the sealing material from the cover glass, and the adjustment of the adhesion of the sealing material is performed by the module temperature. That is, it is sufficient that the separator temperature is maintained at room temperature, and this is desirable from the viewpoint of the controllability of the recycling method and the effect of this embodiment.
  • the cover glass that does not hinder the recycling of the glass material can be easily collected. That is, according to the first example, it is possible to realize a solar cell module recycling technique that can recover materials at low cost and high yield.
  • a 2nd example is related with the whole flow of the recycling method of a solar cell module containing the method which concerns on the above-mentioned 1st example.
  • the second example is a technique for recovering all materials constituting the solar cell module as a recycling target with high yield, low cost, and low environmental load.
  • the recycling method according to the second example has the following three steps. 1) Cover glass separation step (step ST01) 2) Lift-off process (step ST02) 3) Extraction process (step ST03)
  • the cover glass separation step (step ST01) is a cover glass separation step by peeling which has already been described with reference to FIG. 7 and FIGS.
  • the solar cell module is separated into a cover glass and other glass cullet (battery cell part and sealing material).
  • the lift-off process (step ST02) is a process of recovering the substrate glass and the sealing material from the glass cullet by dissolving the battery layer in the battery cell portion using the solution.
  • the extraction step (step ST03) is a step of recovering various materials contained in the solution by extracting various materials contained in the solution from the solution containing the dissolved battery layer.
  • step ST02 Since the lift-off process (step ST02) and the extraction process (step ST03) are processes using a solution, they are referred to as a liquid phase recycling process.
  • the solar cell module to be recycled is a CIS solar cell module and has the structure shown in FIG. 4 (however, including a frame not shown).
  • the frame is removed from the solar cell module 20 to be recycled through the frame removal process.
  • the frame includes a material such as aluminum or an aluminum alloy, for example.
  • the back sheet is peeled off from the solar cell module 20 by the back sheet removing step.
  • the frame removal step and the backsheet removal step are performed by a well-known method.
  • the cover glass 23 is peeled off from the solar cell module 20 by the cover glass separation step (step ST01).
  • the ratio of the weight of the sealing material 24 remaining in the glass body to the weight of the glass body is 9% or less. Therefore, the amount of the sealing material remaining on the cover glass 23 is very small. As a result, the glass material can be effectively recycled from the cover glass 23 and the cover glass 23 can be reused as it is.
  • the glass cullet other than the cover glass 23 obtained by the cover glass separation step includes the battery cell portion 21 and the sealing material 24.
  • the battery cell unit 21 includes, for example, a substrate glass 21A and a battery layer 21B.
  • the battery layer 21 ⁇ / b> B includes a first electrode layer 211, a photoelectric conversion layer 212, a buffer layer 213, and a second electrode layer 214.
  • the photoelectric conversion layer 212 includes, for example, Cu (In x , Ga 1-x ) (Se y , S 1-y ) 2 , where 0 ⁇ x ⁇ 1 and 0 ⁇ y ⁇ 1.
  • the battery layer 21B is generally referred to as a CIS type.
  • the glass cullet includes the broken substrate glass 21A, the sealing material 24, and the dissolved battery layer 21B by dissolving the battery layer 21B using the dissolving liquid 31 in the lift-off process (step ST02).
  • the solution is separated into the solution 31.
  • the solution 31 is a nitric acid solution
  • the CIS type battery layer 21B is dissolved in the nitric acid solution.
  • the substrate glass 21A and the sealing material 24 sandwiching the battery layer 21B are not dissolved in the nitric acid solution, they are separated from each other while being solid (lift-off process). Further, since the substrate glass 21A is heavy, the substrate glass 21A sinks to the bottom of the nitric acid solution tank 32, and the sealing material 24 floats on the nitric acid solution tank 32 because of its light weight.
  • the substrate glass 21A and the sealing material 24 are separated from each other and collected separately by a lift-off process in which the glass cullet is immersed in the solution 31. Further, by this lift-off process, the CIS type battery layer 21B is recovered in a state of being dissolved in the solution 31 (liquid phase recycling process).
  • an extraction step (step ST03) is performed in order to recover various materials from the solution 31 after removing the substrate glass 21A and the sealing material 24.
  • copper (Cu), indium (In), selenium (Se), gallium (Ga), sulfur (S), zinc (Zn), etc. contained in the CIS type battery layer 21B are sequentially recovered.
  • the recovery rate can be 90% or more.
  • the CIS type battery layer has been collected by, for example, polishing the battery layer and making it into powder (powder collection step).
  • the recovery rate of various materials by this powder recovery process was limited to 1% or less because of the limitation of purity due to the nature of powder.
  • the liquid phase recycling process is a very excellent technique because the recovery rate of various materials contained in the battery layer is improved in each stage.
  • the liquid phase recycling step a chemical solution that dissolves the CIS type battery layer 21 ⁇ / b> B, for example, a nitric acid solution is used as the solution 31. This means that it is not necessary to use an organic solvent for dissolving the sealing material 24 such as EVA.
  • the recycling cost required for collecting various materials is 40 yen / kg or less, specifically about 34 yen / kg can be realized.
  • the recycling cost required to recover various materials is approximately 57 yen / kg. It is very effective from the aspect.
  • this numerical value of about 34 yen / kg corresponds to 4.1 yen / W when converted to the cost per 1 W of rated output of the solar cell module.
  • the recycling cost can be less than 10% of the manufacturing cost.
  • ⁇ Musubi> As described above, according to the embodiment of the present invention, it is possible to realize a solar cell module recycling technology capable of recovering materials at low cost and high yield.
  • the cover glass can be recovered at a low cost and with a high yield, and the firing / decomposition step of the sealing material is unnecessary, so that CO 2 is not discharged and the environmental load can be reduced.
  • the substrate glass can be recovered at a low cost and with a high yield, and safety is also improved because no organic solvent is used.
  • the sealing material since the sealing material is not decomposed, the sealing material can also be collected.
  • various materials contained in the battery layer can be recovered at a low cost and in a high yield by chemically removing various materials from the solution, and there is also an effect of non-diffusion of harmful substances. realizable.

Abstract

リサイクル方法は、カバーガラス２３と、電池層２１Ｂと、これらを密着する封止材２４と、を備える太陽電池モジュール２０に適用される。リサイクル方法は、カバーガラス２３と封止材２４との界面を所定の温度範囲に加熱し、その界面が所定の温度範囲を維持した状態で太陽電池モジュール２０の側面から封止材２４に力を加えて、その界面から封止材２４及び電池層２１Ｂを引き剥がす。

Description

太陽電池モジュールのリサイクル方法及びリサイクル装置
　本発明は、太陽電池モジュールのリサイクル方法及びリサイクル装置に関する。
　太陽光発電は、再生可能エネルギーによる発電として注目される。これに伴い、今後、大量の太陽電池モジュールが各地に設置されることが予想される。そこで関心を集めているのが、使用済みの太陽電池モジュールをリサイクルするための仕組みや技術である。
　太陽電池モジュールのリサイクルにおいて重要な点は、如何に低コストでリサイクルを実現するか、及び如何に高収率で材料を回収できるか、にある。リサイクルの低コスト化は、コストペイバックタイムの短縮化を実現し、さらにはリサイクルコストを製品の販売価格に含めることを可能とする。また、太陽電池モジュールは、希少金属や有害物質を含む様々な材料を備える。従って、これらの材料を高収率で回収できれば、地球資源の有効活用、製品コストの低下、及び有害物質の非拡散に貢献できる。
特開２０１６－２０３０６１号公報 特許第５５７４７５０号公報
　特許文献１は、太陽電池モジュールのリサイクルにおいて、ブレード（刃）を用いてガラス基板と他の材料とを分離する技術を開示する。しかし、ガラス基板と他の材料との分離は、両者を密着する封止材をブレードにより切断することにより行われる。この場合、その分離後において、大量の封止材は、ガラス基板上に密着したまま残存する。従って、特許文献１の技術では、ガラス基板上に残存した封止材を除去する工程が必要となる。この工程は、例えば、封止材を高温で約１３時間焼成し、かつ熱分解する工程であり、結果として、リサイクルコストが膨大となると共に、ＣＯ２の発生により環境負荷も大きくなる。
　また、特許文献２は、加熱により軟化した封止材にブレードを押し当て、ガラス基板から裏面保護材を分離する技術を開示する。しかし、この技術も、ブレードを用いて、ガラス基板と裏面保護材とを密着する封止材を切断する。この場合、特許文献１に開示される技術と同様に、その分離後において、大量の封止材は、ガラス基板上に密着したまま残存する。従って、特許文献２の技術でも、ガラス基板上に残存した封止材を除去するために、例えば、封止材を高温で長時間焼成し、かつ熱分解する工程が必要となる。
　本発明の実施形態は、低コスト及び高収率で材料を回収可能な太陽電池モジュールのリサイクル技術を提案する。
　本発明の実施形態に係わるリサイクル方法は、カバーガラスと、電池層と、これらを密着する封止材と、を備える太陽電池モジュールに適用される。前記リサイクル方法は、前記カバーガラスと前記封止材との界面を所定の温度範囲に加熱し、前記界面が前記所定の温度範囲を維持した状態で前記太陽電池モジュールの側面から前記封止材に力を加えて、前記界面から前記封止材及び前記電池層を引き剥がす。
　本発明の実施形態によれば、低コスト及び高収率で材料を回収可能な太陽電池モジュールのリサイクル技術を実現できる。
リサイクル装置の第１の例を示す図。 リサイクル装置の第２の例を示す図。 分離装置の変形例を示す図。 太陽電池モジュールの第１の例を示す図。 電池層の例を示す図。 太陽電池モジュールの第２の例を示す図。 リサイクル方法の第１の例を示す図。 リサイクル方法の比較例を示す図。 図７の方法の第１の時点での分離の様子を示す図。 第１の時点での分離の様子を詳細に示す図。 図７の方法の第２の時点での分離の様子を示す図。 第２の時点での分離の様子を詳細に示す図。 図８の方法の分離の様子を示す図。 モジュール温度と封止材の密着力との関係を示す図。 セパレータの接触角度と残存封止材との関係を示す図。 リサイクル方法の第２の例を示す図。
　以下、図面を参照しながら実施形態を説明する。
　実施形態では、その説明を分かり易くするため、本発明の主要部以外の構造又は要素については、簡略化又は省略して説明する。また、図面において、同じ要素には、同じ符号を付すことにする。尚、図面において、各要素の厚さ、形状などは、模式的に示したもので、実際の厚さや形状などを示すものではない。
　＜太陽電池モジュールのリサイクル装置＞
　まず、太陽電池モジュールのリサイクル装置の例を説明する。
　図１は、リサイクル装置の第１の例を示す。
　太陽電池モジュールのリサイクル装置１０は、加熱装置１１と、分離装置１２と、これらを制御する制御部１３と、を備える。
　加熱装置（ヒータ）１１は、リサイクルの対象としての太陽電池モジュールを所定の温度範囲に加熱する。例えば、太陽電池モジュールがカバーガラスと、電池層と、これらを密着する封止材と、を備える場合、加熱装置１１は、後述するように、カバーガラスと封止材との界面を所定の温度範囲に加熱することを目的に設けられる。これは、後述するように、封止材を電池層と共にカバーガラスから引き剥がすためである。
　従って、加熱装置１１は、カバーガラスと封止材との界面を局所的に加熱できる機能を有するのが望ましい。しかし、加熱装置１１は、太陽電池モジュールを全体的に加熱するものであってもよい。この場合でも、太陽電池モジュールを所定の温度範囲に加熱し、かつ封止材にその側面から力を加えることで、封止材を電池層と共にカバーガラスから引き剥がすことができるからである。
　このようなことから、加熱装置１１の種類は、特に限定されない。加熱装置１１は、ランプ加熱タイプ、抵抗加熱タイプ、高周波加熱タイプ、誘導加熱タイプなどを利用可能である。
　分離装置１２は、加熱装置１１により所定の温度範囲に加熱された太陽電池モジュールに対して、封止材を切断することなく、封止材及び電池層をカバーガラスから引き剥がす機能を有する。分離装置１２は、ステージ１２１と、駆動部１２２と、セパレータ１２３と、を備える。ステージ１２１は、太陽電池モジュールを設置又は搬送するためのものである。駆動部１２２は、カバーガラス又はステージ１２１の表面に平行な方向において、太陽電池モジュールとセパレータ１２３との相対速度を所定の速度範囲とし、かつ前記太陽電池モジュールの側面を前記セパレータに押し当てる。例えば、駆動部１２２は、ステージ１２１上の太陽電池モジュールを、セパレータ１２３に向かう方向に所定の速度範囲で送り出す。
　セパレータ１２３は、太陽電池モジュールの側面から封止材に力を加える。セパレータ１２３は、封止材に力を加えることが可能であれば、形状、固定／可動などに制限されることはない。例えば、同図では、セパレータ１２３は、曲面部を有する。この曲面部は、太陽電池モジュールの側面に印加される力を、封止材及び電池層をカバーガラスから引き剥がす力、即ち、カバーガラスの表面に垂直な力に有効に変換するために有効である。また、セパレータ１２３は、固定されていてもよいし、又はカバーガラスの表面に平行な方向、具体的には、太陽電池モジュールに向かう方向に可動であってもよい。
　制御部１３は、コントローラ及びメモリを含む。コントローラは、例えば、ＣＰＵ、ＭＰＵなどである。メモリは、例えば、ＲＡＭ、ＲＯＭなどである。制御部１３は、リサイクル装置１０内に組み込まれたユニットでもよいし、又はパソコンなどの汎用装置を利用してもよい。
　制御部１３は、封止材を電池層と共にカバーガラスから引き剥がすために、例えば、加熱装置１１において太陽電池モジュールを加熱する所定の温度範囲、及び分離装置１２において太陽電池モジュールを搬送する所定の速度範囲を制御する。例えば、制御部１３は、所定の温度範囲を、４０℃以上、１４０℃以下に設定する。また、制御部１３は、所定の速度範囲を、２４ｍｍ／秒以下（但し、０ｍｍ／秒を除く）に設定する。これらの温度範囲及び速度範囲に設定する根拠については、後述する。
　尚、セパレータ１２３の角度（後述するセパレータの接触角度に対応）が回転軸Ｏを中心に変更可能であり、かつセパレータ１２３の温度が変更可能である場合、制御部１３は、セパレータ１２３の角度及び温度のうちの少なくとも１つを制御してもよい。例えば、制御部１３は、セパレータ１２３の角度を制御することで、上述の封止材及び電池層をカバーガラスから引き剥がす力を制御可能となる。
　このようなリサイクル装置によれば、後述するリサイクル方法を実行することで、カバーガラスと封止材との界面から、封止材及び電池層を引き剥がすことが可能となる。即ち、太陽電池モジュールのリサイクルにおいて、カバーガラスは、粉砕されず、かつ封止材は、カバーガラス上にほとんど残らない。従って、ガラス材料が有効にリサイクル可能となると共に、カバーガラスをそのまま再利用することも可能となる。
　図２は、リサイクル装置の第２の例を示す。
　本例のリサイクル装置１０は、第１の例と比べると、加熱装置を省略し、かつ分離装置１２内にヒータ１２４を設けた点に特徴を有する。それ以外の点については、第１の例と同じであるため、図１で使用した符号と同じ符号を図２でも使用することにより、その詳細な説明を省略する。
　ヒータ１２４は、ステージ１２１の直下に配置される。ヒータ１２４は、ステージ１２１の内部に組み込まれていてもよい。ヒータ１２４の種類は、特に限定されないが、小型化が可能な抵抗加熱タイプ、例えば、ホットプレートなどを利用するのが望ましい。
　リサイクルの対象としての太陽電池モジュールがカバーガラス側を下にしてステージ１２１上に配置される場合、ヒータ１２４は、カバーガラス側から太陽電池モジュールを加熱することができる。即ち、制御部１３は、太陽電池モジュールのカバーガラスと封止材との界面を所定の温度範囲に設定することが容易となる。
　従って、本例のリサイクル装置を用いれば、カバーガラスと封止材との界面における密着力を弱めることが容易に可能となる。その結果、後述するリサイクル方法を実行することで、カバーガラスと封止材との界面から、封止材及び電池層を引き剥がすことが可能となる。
　図３は、分離装置の変形例を示す。
　この変形例は、第１の例（図１）及び第２の例（図２）の双方に適用可能である。
　この変形例の特徴は、図１及び図２のステージ１２１に代えて、ローラー１２５を設けた点にある。ローラー１２５は、駆動部１２２による太陽電池モジュールの搬送を容易化する効果を有する。また、この変形例を第２の例に適用した場合、図２のヒータ１２４を図３のローラー１２５の間にそれぞれ設け、太陽電池モジュールの加熱効率を高めることも可能である。
　＜太陽電池モジュール＞
　次に、太陽電池モジュールの例を説明する。
　本実施形態の対象となり得る太陽電池モジュールの種類は、特に制限されない。リサイクルの対象としての太陽電池モジュールは、少なくともカバーガラスと、電池層と、これらを密着する封止材と、を備えていればよい。
　以下では、本実施形態の対象となり得る太陽電池モジュールの例として、化合物系太陽電池モジュールと、シリコン系太陽電池モジュールと、の２つを説明する。
　図４は、太陽電池モジュールの第１の例を示す。
　第１の例は、化合物系太陽電池モジュールの例である。化合物系太陽電池モジュールは、シリコン系太陽電池モジュールに比べて、薄膜化及び低コスト化が可能であるという特徴を有する。
　太陽電池モジュール２０は、電池セル部２１と、バックシート２２と、カバーガラス２３と、封止材２４と、を備える。電池セル部２１は、基板ガラス２１Ａと、基板ガラス２１Ａ上の電池層２１Ｂと、を備える。即ち、太陽電池モジュール２０は、電池層２１Ｂが２枚のガラス板（カバーガラス２３と基板ガラス２１Ａ）に挟まれる構造を有する。
　但し、基板ガラス２１Ａは、樹脂基板、金属基板、柔軟性のあるフレキシブル基板、例えば、ステンレス鋼（ＳＵＳ）、アルミニウム、及び、酸化アルミニウムの積層構造を有するフレキシブル基板など、に変更可能である。また、基板ガラス２１Ａは、ナトリウム、カリウムなどのアルカリ金属を含んでもよい。
　電池層２１Ｂは、光を電気に変換する機能を有する。光は、カバーガラス２３側から電池層２１Ｂに入射される。電池層２１Ｂは、例えば、図５に示す構造を有する。
　図５において、電池層２１Ｂは、基板ガラス２１Ａ上の第１の電極層２１１と、第１の電極層２１１上の光電変換層２１２と、光電変換層２１２上のバッファ層２１３と、バッファ層２１３上の第２の電極層２１４と、を備える。
　第１の電極層２１１は、例えば、金属電極層である。第１の電極層２１１は、光電変換層２１２との反応が発生し難い材料を備えるのが望ましい。第１の電極層２１１は、モリブデン（Mo）、チタン（Ti）、クロム（Cr）などから選択可能である。第１の電極層２１１は、第２の電極層２１４内に含まれる材料と同じ材料を含んでもよい。第１の電極層２１１の厚さは、２００ｎｍ以上、５００ｎｍ以下に設定される。
　光電変換層２１２は、多結晶又は微結晶のｐ型化合物半導体層である。例えば、光電変換層２１２は、I族元素と、III族元素と、VI族元素（カルコゲン元素）としてセレン（Se）及び硫黄（S）と、を含むカルコパイライト構造の混晶化合物（I-III-(Se, S)2）を備える。I族元素は、銅（Cu）、銀（Ag）、金（Au）などから選択可能である。III族元素は、インジウム（In）、ガリウム（Ga）、アルミニウム（Al）などから選択可能である。また、光電変換層２１２は、VI族元素として、セレン及び硫黄の他に、テルル（Te）などを含んでもよい。光電変換層２１２は、薄膜化され、その厚さは、１μｍ以上、１．５μｍ以下に設定される。
　バッファ層２１３は、例えば、ｎ型又はi（intrinsic）型高抵抗導電層である。ここで言う「高抵抗」とは、第２の電極層２１４の抵抗値よりも高い抵抗値を有するという意味である。バッファ層２１３は、亜鉛（Zn）、カドミウム（Cd）、インジウム（In）を含む化合物から選択可能である。亜鉛を含む化合物としては、例えば、ZnO、ZnS、Zn(OH)2、又は、これらの混晶であるZn(O, S)、Zn(O, S, OH)、さらには、ZnMgO、ZnSnOなど、がある。カドミウムを含む化合物としては、例えば、CdS、CdO、又は、これらの混晶であるCd(O, S)、Cd(O, S, OH)がある。インジウムを含む化合物としては、例えば、InS、InO、又は、これらの混晶であるIn(O, S)、In(O, S, OH)がある。また、バッファ層２１３は、これらの化合物の積層構造を有してもよい。バッファ層２１３の厚さは、１０ｎｍ以上、１００ｎｍ以下に設定される。
　バッファ層２１３は、光電変換率などの特性を向上させる効果を有するが、これを省略することも可能である。バッファ層２１３が省略される場合、第２の電極層２１４は、光電変換層２１２上に配置される。
　第２の電極層２１４は、例えば、ｎ型導電層である。第２の電極層２１４は、例えば、禁制帯幅が広く、抵抗値が十分に低い材料を備えるのが望ましい。また、第２の電極層２１４は、太陽光などの光の通り道となるため、光電変換層２１２が吸収可能な波長の光を透過する性質を持つのが望ましい。この意味から、第２の電極層２１４は、透明電極層又は窓層と呼ばれる。
　第２の電極層２１４は、例えば、III族元素（B、Al、Ga、又は、In）がドーパントとして添加された酸化金属を備える。酸化金属の例としては、ZnO、又は、SnO2がある。第２の電極層２１４は、例えば、ITO（酸化インジウムスズ）、ITiO（酸化インジウムチタン）、IZO（酸化インジウム亜鉛）、ZTO（酸化亜鉛スズ）、FTO（フッ素ドープト酸化スズ）、GZO（ガリウムドープト酸化亜鉛）など、から選択可能である。第２の電極層２１４の厚さは、０．５μｍ以上、２．５μｍ以下に設定される。
　図４の説明に戻る。
　バックシート２２は、基板ガラス２１Ａの裏面を覆う。ここで、基板ガラス２１Ａの裏面とは、基板ガラス２１Ａの２つの表面のうち、電池層２１Ｂが設けられる表面とは反対側の表面のことを言うものとする。バックシート２２は、例えば、ＰＥＴ（Poly Ethylene Terephthalate）、金属箔（例えば、アルミニウム箔）などを備える。
　封止材２４は、電池層２１Ｂとカバーガラス２３との間に配置される。カバーガラス２３は、例えば、白板強化ガラス、透明な樹脂板などである。封止材２４は、例えば、ＥＶＡ（Ethylene Vinyl Acetate）、ＰＶＢ（Poly Vinyl Butyral）、シリコン樹脂など、の材料を備える。封止材２４は、加圧及び加熱により、電池層２１Ｂを封止すると共に、電池層２１Ｂとカバーガラス２３とを互いに密着する。
　図６は、太陽電池モジュールの第２の例を示す。
　第２の例は、シリコン系太陽電池モジュールの例である。
　太陽電池モジュール２０は、電池セル部２１と、バックシート２２と、カバーガラス２３と、電池セル部２１を封止する封止材２４と、を備える。封止材２４は、バックシート２２及びカバーガラス２３を互いに密着する。即ち、電池セル部２１は、バックシート２２とカバーガラス２３との間に挟み込まれる。
　シリコン系太陽電池モジュールは、電池層として、シリコン基板からなる電池セル部２１を備えている。電池セル部２１は、第１の例に示した化合物系太陽電池モジュールにおける電池層と同様に、封止材２４により封止される。
　尚、バックシート２２、カバーガラス２３、及び封止材２４については、第１の例と同じであるため、ここでの説明を省略する。
　＜太陽電池モジュールのリサイクル方法＞
　次に、太陽電池モジュールのリサイクル方法の例を説明する。
　・第１の例
　第１の例は、太陽電池モジュールから基板ガラスを、封止材をほとんど残さず引き剥がす方法に関する。
　太陽電池モジュールのリサイクルにおける技術的な課題の一つは、カバーガラスから封止材を如何に効率的に引き剥がすかにある。例えば、ＥＶＡなどの封止材は、上述したように、カバーガラスと電池セル部との間を密着しながら埋め込むことで、電池セル部への水分や塵などの侵入を防ぐ役割を有する。即ち、より確実な封止を実現するほど、カバーガラスから封止材を引き剥がすことが難しくなる。
　そこで、本発明者らは、如何にしたらカバーガラス上に封止材をほとんど残すことなく、カバーガラスから封止材を引き剥がすことができるかを検討したところ、そのためには、太陽電池モジュールの温度、具体的には、カバーガラスと封止材との界面の温度と、封止材を引き剥がすときに太陽電池モジュールに加える力と、が重要であることを見出した。この温度と力との関係に基づき、封止材をカバーガラスから引き剥がすという思想は、従来、存在しなかったものである。
　図７は、太陽電池モジュールのリサイクル方法の第１の例を示す。
　リサイクルの対象としての太陽電池モジュール２０は、前提として、電池セル部２１と、カバーガラス２３と、これらを密着する封止材２４と、を備えるものとする。
　同図に示すように、本例では、引き剥がしによるカバーガラス分離工程を実行し、太陽電池モジュール２０を、カバーガラス２３と、それ以外の電池セル部２１及び封止材２４と、に分離する。ここで、引き剥がしによるカバーガラス分離工程とは、カバーガラス２３と封止材２４との界面を所定の温度範囲に設定し、かつその界面が所定の温度範囲を維持した状態で太陽電池モジュール２０の側面から電池セル部２１に力を印加する工程のことである（ステップＳＴ０１）。
　カバーガラス２３と封止材２４との界面を所定の温度範囲に設定するのは、カバーガラス２３と封止材２４との密着力を弱めるためである。但し、封止材２４は、溶けるほどまでには加熱しない。本例では、封止材２４は、軟化温度以上、溶解温度以下に設定される。また、電池セル部２１に力を印加するのは、その力が印加された部分を起点にして、電池セル部２１及び封止材２４をカバーガラス２３から引き剥がすためである。
　このように、第１の例の方法によれば、カバーガラス２３と、それ以外の電池セル部２１及び封止材２４と、の分離を、簡易かつスムーズに行うことができる。また、この分離後において、カバーガラス２３は、粉砕されず、かつ封止材２４は、カバーガラス２３上にほとんど残らない。即ち、封止材２４は、カバーガラス２３上に全く存在しないか、又はその縁部に少し残存する程度である。
　結果として、本例の方法によれば、太陽電池モジュール２０から分解されたリサイクル用のカバーガラス２３として、ガラス本体の重量に対する、ガラス本体に残存した封止材２４の重量の比が９％以下のカバーガラス２３を提供可能となる。但し、ガラス本体とは、封止材２４が全く付着していないカバーガラス２３のことである。従って、本例の方法によれば、カバーガラス２３からガラス材料を有効にリサイクル可能となると共に、カバーガラス２３をそのまま再利用することも可能となる。
　図８は、太陽電池モジュールのリサイクル方法の比較例を示す。
　比較例は、カバーガラス２３から封止材２４を引き剥がすことが難しいことから、封止材２４をブレードにより切断する技術に関する。尚、図８において、図７と同じ要素には同じ符号を付すことにより、両者の比較を容易化する。
　従来は、カバーガラス２３から封止材２４を引き剥がすということはせず、切断によるカバーガラス分離工程により、電池セル部２１とカバーガラス２３とを分離するのが一般的である。ここで、切断によるカバーガラス分離工程とは、ブレードにより封止材２４を切断することで、電池セル部２１とカバーガラス２３とを分離する工程のことである（ステップＳＴ１１）。
　しかし、この場合、封止材２４は、カバーガラス２３上に大量に残存する。しかも、カバーガラス２３の表面は、太陽光を効率的に電池セル部２１に導くために、微細な凹凸（エンボス）が多数設けられている。即ち、カバーガラス２３の凹部内に残存した封止材２４を物理的に取り除くことは、極めて困難である。従って、比較例では、切断によるカバーガラス分離工程により得られるカバーガラス２３に対して、さらに、封止材除去工程を実行する必要がある（ステップＳＴ１２）。
　封止材除去工程は、例えば、封止材２４を高温で約１３時間焼成し、かつ熱分解する工程であり、結果として、リサイクルコストが膨大となると共に、ＣＯ２の発生により環境負荷も大きくなる。
　以上、図７及び図８の比較から明らかなように、太陽電池モジュールのリサイクル方法の第１の例によれば、太陽電池モジュールの温度と、太陽電池モジュールに印加する力と、に基づき、カバーガラスから封止材及び電池セル部を引き剥がすことが可能となる。従って、本例によれば、低コスト及び高収率で材料を回収可能な太陽電池モジュールのリサイクル技術を実現できる。
　次に、図９乃至図１３を参照しつつ、太陽電池モジュールのリサイクル方法の第１の例の詳細を説明する。尚、図９乃至図１３において、既に説明した図１乃至図８に示す要素と同じ要素には同じ符号を付すことにより、その詳細な説明を省略する。
　まず、例えば、図４又は図６に示す太陽電池モジュール２０からバックシート２２を除去する。この後、図１の加熱装置１１又は図２のヒータ１２４を用いて、太陽電池モジュール２０を所定の温度範囲、例えば、４０℃以上、１４０℃以下の温度に設定する。これにより、予め、カバーガラス２３と封止材２４との間の結合力を弱めておく。
　この後、図９に示すように、セパレータ１２３を太陽電池モジュール２０の側面に押し当てる。例えば、セパレータ１２３を静止させた状態で、太陽電池モジュール２０をステージ１２１の上面に平行な方向に移動させることで、結果として、セパレータ１２３を太陽電池モジュール２０の側面に押し当てる。この時点は、セパレータ１２３が太陽電池モジュール２０の側面に最初に接触する第１の時点である。この時、電池セル部２１、即ち、基板ガラス２１Ａ及び電池層２１Ｂは、セパレータ１２３から力を受ける。
　例えば、図１０に示すように、セパレータ１２３が曲面部を備える場合、その曲面部が電池セル部２１に接触すると、電池セル部２１は、セパレータ１２３から力Ｆを受ける。この力Ｆの一部は、電池セル部２１を封止材２４と共にカバーガラス２３から引き剥がす力Ｆｕｐとなる。従って、図１１に示すように、電池セル部２１及び封止材２４は、セパレータ１２３と電池セル部２１との接触部を起点に、カバーガラス２３から引き剥がされていく。
　ここで、図１１に示すように、電池セル部２１は、粉砕されながら、カバーガラス２３から引き剥がされる。従って、カバーガラス２３から分離された電池セル部２１及び封止材２４は、図７に示すように、ガラスカレットとなる。このガラスカレットから電池セル部２１内の材料、及び封止材２４を回収する方法については、後述する。
　また、図１１に示すように、セパレータ１２３が電池セル部２１とカバーガラス２３との間に入り込むと、セパレータ１２３と電池セル部２１との接触部も変わる。この時点は、上述の第１の時点以外の第２の時点である。この時、図１２に示すように、接触部Ｐにおいて、電池セル部２１は、セパレータ１２３から力Ｆを受ける。また、接触部Ｐにおける接線Ｌとカバーガラス２３の表面とのなす角度（接触角度）θは、例えば、３６°以上、５１°以下であるのが望ましい。その根拠については、後述する。
　また、第２の時点では、セパレータ１２３は、カバーガラス２３と封止材２４とが分離される境界部Ｘに接触しない。
　ここで、簡単に、図８の比較例での分離の様子を説明する。
　図１３に示すように、比較例では、ブレード（例えば、ホットナイフ）１２６を用いて、電池セル部２１とカバーガラス２３とを分離する。この分離は、ブレード１２６により封止材２４を切断することにより行う。この時、ブレード１２６は、常に、カバーガラス２３と封止材２４とが分離される境界部Ｘに接触する。
　このように、カバーガラス２３が下に向いた状態で太陽電池パネル２０をセパレータ１２３に向かって送り出し、かつ太陽電池パネル２０の側面をセパレータ１２３に押し当てることで、カバーガラス２３のみがステージ１２１上に残ってそのまま流れ、それ以外の電池セル部２１及び封止材２４は、ガラスカレットとして、カバーガラス２３から分離される。
　また、封止材２４は、カバーガラス２３上にほとんど残らないため、カバーガラス２３の回収を短時間かつ低コストで行うことができる。また、カバーガラス２３をそのまま再利用することも可能となる。
　尚、本例の方法を用いれば、従来よりもカバーガラス２３上に残存する封止材２４の量を減らすことができるという効果を得ることができる。但し、カバーガラス２３上に残存する封止材２４の量、即ち、本例の方法による効果の程度は、種々のパラメータ（モジュール温度、セパレータの接触角度、太陽電池モジュールの搬送速度、セパレータ温度など）により変わる。これについては、後述する。
　・実験例
　次に、上述の第１の例に係る効果の程度を決めるパラメータの例を説明する。以下に説明するパラメータにおける数値限定は、実験結果に基づくものである。リサイクルの対象としての太陽電池モジュールは、化合物系太陽電池モジュールの代表例であるＣＩＳ系太陽電池モジュールとし、かつ図４に示す構造（但し、バックシート２２が除去された状態のもの）を有するものとする。
　　［モジュール温度］
　図１４は、モジュール温度と封止材の密着力との関係を示す。
　封止材は、電池セル部への水分や塵などの侵入を防止するため、室温（ＲＴ）においてカバーガラスと電池セル部とを強固に密着させる役割を有する。従って、ここでは、室温、例えば、約２０℃における封止材の密着力を１００％とし、モジュール温度によってこの密着力がどのように変化するかを検証する。
　同図によれば、封止材の密着力、即ち、カバーガラスに対する密着力は、モジュール温度、即ち、カバーガラスと封止材との界面の温度が上昇するにつれて低下することが分かる。但し、封止材は、ＥＶＡとする。例えば、モジュール温度が４０℃になると、封止材の密着力は、室温のときの密着力の約半分（約５０％）に低下する。また、モジュール温度が６０℃になると、封止材の密着力は、室温のときの密着力の約２５％に低下し、モジュール温度が１２０℃になると、封止材の密着力は、室温のときの密着力の約１０％に低下する。
　上述の引き剥がしによるカバーガラス分離工程において、封止材の密着力は、低ければ低いほど望ましいが、概ね、室温のときの密着力の５０％以下にしておけば、後述するように、ガラス材料のリサイクルに支障のないカバーガラスを回収できる。ここで、ガラス材料のリサイクルに支障のないカバーガラスとは、残存封止材の重量比が９％以下のカバーガラスを意味する。また、残存封止材の重量比とは、カバーガラスの重量をＡとし、カバーガラス上に残存する封止材の重量をＢとした場合に、（Ｂ／Ａ）×１００「％」で定義されるものとする。
　従って、封止材がＥＶＡの場合、カバーガラスの回収を概ね支障なく行うために、モジュール温度は、４０℃以上であるのが望ましい。また、既に述べたように、封止材は、軟化温度以上、溶解温度以下であることが必要である。この点を考慮すると、ＥＶＡの場合、モジュール温度は、１４０℃以下であるのが望ましい。結果として、モジュール温度がＴ１の範囲内、即ち、４０℃以上、１４０℃以下において、カバーガラスの回収を簡易に行うことができるという効果が得られる。
　また、封止材がＥＶＡの場合、カバーガラスの回収をさらに支障なく行うために、モジュール温度は、Ｔ２の範囲内、即ち、６０℃以上、１４０℃以下であるのが望ましい。さらに、後述するように、残存封止材の重量比が３％以下のカバーガラスを実現し、上述の引き剥がしによるカバーガラス分離工程による最大の効果を得るためには、モジュール温度は、Ｔ３の範囲内、即ち、１２０℃以上、１４０℃以下であるのが望ましい。
　次に、上述の第１の例に係る効果を表す指標としての残存封止材の重量比がモジュール温度以外の他のパラメータによってどのように変化するかを検証する。
　　［セパレータの接触角度］
　図１５は、セパレータの接触角度と残存封止材との関係を示す。
　セパレータの接触角度とは、セパレータと電池セル部との接触部における接線とカバーガラスの表面（又はステージの表面）とのなす角度のことである。例えば、図１２に示すように、接触部Ｐにおける接線Ｌとカバーガラス２３の表面とのなす角度θのことを、セパレータの接触角度と定義する。
　セパレータの接触角度は、セパレータの形状、特に、曲面部の形状を変えたり、又は太陽電池モジュールの側面をセパレータに押し当てるときのセパレータの角度を変えたりすることで、変化させることが可能である。また、太陽電池モジュールの側面をセパレータに押し当てるときのセパレータの角度は、例えば、図１に示すように、セパレータ１２３が回転軸Ｏを中心に回転可能である場合には、容易に変更可能となる。
　同図において、横軸は、モジュール温度［℃］を示し、縦軸は、残存封止材の重量比（Ｂ／Ａ）×１００［％］を示す。そして、上述の第１の例による効果が得られるモジュール温度の範囲Ｔ１（４０℃≦Ｔ１≦１４０℃）内において、残存封止材の重量比を９％以下にするために必要なセパレータの接触角度を検証したのが同図である。
　セパレータの接触角度は、４種類（３６°、４１°、４６°、５１°）を用意した。同図によれば、セパレータの接触角度が３６°以上、５１°以下の範囲内において、残存封止材の重量比は、９％以下になることが分かる。また、同図によれば、モジュール温度が最も低い点（４０℃）において、残存封止材の重量比が最も大きくなることが分かる。しかも、モジュール温度４０℃において、残存封止材の重量比が最も大きくなるセパレータの接触角度は、３６°（最小値）と５１°（最大値）である。
　即ち、セパレータの接触角度が３６°を下回るか、又は５１°を超えると、モジュール温度がＴ１の範囲内において、残存封止材の重量比が９％を超える可能性があることが容易に予測される。従って、モジュール温度がＴ１の範囲内で残存封止材の重量比が９％以下になるという効果を得るためには、セパレータの接触角度は、３６°以上、５１°以下であるのが望ましい。
　また、モジュール温度は、図１４で説明したように、１２０℃以上、１４０℃以下の範囲Ｔ３内において、封止材（ＥＶＡ）の密着力を最も低くするという効果を奏する。そこで、図１５において、この温度範囲Ｔ３内で、セパレータの接触角度により残存封止材の重量比がどのようになるかを見ると、セパレータの接触角度が３６°以上、５１°以下で、残存封止材の重量比を３％以下にできることが分かる。従って、モジュール温度がＴ３の範囲内で残存封止材の重量比が３％以下になるという効果を得るためには、セパレータの接触角度は、３６°以上、５１°以下であるのが望ましい。
　　［その他のパラメータ］
　上述の第１の例に係る効果の程度を決めるパラメータは、モジュール温度及びセパレータの接触角度以外に、太陽電池モジュールの搬送速度、セパレータ温度などがある。
　太陽電池モジュールのリサイクルにおいては、上述したように、カバーガラスの表面に平行な方向において、太陽電池モジュールとセパレータとの相対速度は、所定の速度範囲に設定され、かつ太陽電池モジュールの側面は、セパレータに押し当てられる。そこで、この所定の速度範囲、例えば、太陽電池モジュールの搬送速度（セパレータが停止している場合）と残存封止材の重量比との関係を検証した。その結果、モジュール温度がＴ１の範囲内で残存封止材の重量比が９％以下になるという効果を得るためには、太陽電池モジュールの搬送速度は、例えば２４ｍｍ／ｓ以下（但し、０ｍｍ／ｓを除く）とすることができる。
　即ち、太陽電池モジュールの搬送速度は、遅ければ遅いほど、言い換えれば、封止材をカバーガラスから剥がす速度は、ゆっくりであればあるほど、カバーガラス上に残存する封止材の量が減ることが判明した。しかし、太陽電池モジュールの搬送速度が遅いと、リサイクルにおけるスループットが悪くなる恐れが生じる。そこで、このスループットを考慮すると、太陽電池モジュールの搬送速度は、例えば３ｍｍ／ｓ以上、２４ｍｍ／ｓ以下とすることができる。
　セパレータ温度も、残存封止材の重量比に影響を及ぼす。しかし、実験により検証したところ、セパレータ温度は、極端に大きくならない限り、残存封止材の重量比に影響を与えない。例えば、セパレータ温度は、約１４０℃を超えた時点から、封止材の剥離を悪化させる方向に作用し、約２００℃を超えると、残存封止材の重量比を極端に増大させる。これは、セパレータ温度が約１４０℃を超えると、封止材（ＥＶＡ）中の酢酸の離脱が発生することに一因があると考えられる。
　従って、セパレータ温度は、モジュール温度と同様に、１４０℃以下であるのが望ましい。これは、上述したように、モジュール温度が１４０℃以下のときに残存封止材の重量比を９％以下にできることに整合する。但し、セパレータの役割は、電池セル部を封止材と共にカバーガラスから引き剥がすことにあり、封止材の密着力の調整は、モジュール温度により行う。即ち、セパレータ温度は、室温に維持されていれば十分であり、かつそのほうがリサイクル方法の制御性及び本実施の形態による効果の面から望ましい。
　以上、説明したように、第１の例によれば、ガラス材料のリサイクルに支障のないカバーガラスを簡易に回収できる。即ち、第１の例によれば、低コスト及び高収率で材料を回収可能な太陽電池モジュールのリサイクル技術を実現できる。
　・第２の例
　第２の例は、上述の第１の例に係る方法を含む太陽電池モジュールのリサイクル方法の全体フローに関する。第２の例は、リサイクルの対象としての太陽電池モジュールからそれらを構成する全ての材料を高収率、低コスト、かつ低環境負荷で回収する技術である。
　第２の例に係るリサイクル方法は、以下の３つの工程を有することを特徴とする。
　１）　カバーガラス分離工程（ステップＳＴ０１）
　２）　リフトオフ工程（ステップＳＴ０２）
　３）　抽出工程（ステップＳＴ０３）
　カバーガラス分離工程（ステップＳＴ０１）は、図７及び図９～図１２で既に説明した引き剥がしによるカバーガラス分離工程である。この工程において、太陽電池モジュールは、カバーガラスと、それ以外のガラスカレット（電池セル部及び封止材）と、に分離される。また、リフトオフ工程（ステップＳＴ０２）は、溶解液を用いて電池セル部のうち電池層を溶解することで、このガラスカレットから基板ガラスと封止材とを回収する工程である。さらに、抽出工程（ステップＳＴ０３）は、溶解された電池層を含む溶解液から溶解液中に含まれる各種材料を抽出することで、溶解液中に含まれる各種材料を回収する工程である。
　リフトオフ工程（ステップＳＴ０２）及び抽出工程（ステップＳＴ０３）は、溶解液を用いる工程であることから、液相リサイクル工程と称される。
　以下、図１６を参照しながら、第２の例に係る太陽電池モジュールのリサイクル方法を説明する。尚、リサイクルの対象としての太陽電池モジュールは、ＣＩＳ系太陽電池モジュールとし、かつ図４に示す構造（但し、図示しないフレームを含む状態のもの）を有するものとする。
　まず、フレーム除去工程により、リサイクルの対象としての太陽電池モジュール２０からフレームを取り外す。ここで、フレームは、例えば、アルミニウム、アルミニウム合金などの材料を備える。続けて、バックシート除去工程により、太陽電池モジュール２０からバックシートを引き剥がす。フレーム除去工程及びバックシート除去工程は、周知の方法により実行される。
　次に、カバーガラス分離工程（ステップＳＴ０１）により、太陽電池モジュール２０からカバーガラス２３を引き剥がす。この工程により得られるカバーガラス２３は、既に説明したように、例えば、ガラス本体の重量に対する、ガラス本体に残存した封止材２４の重量の比が９％以下である。従って、カバーガラス２３に残存する封止材は、微量であり、結果として、カバーガラス２３からガラス材料を有効にリサイクル可能となると共に、カバーガラス２３をそのまま再利用することも可能となる。
　一方、カバーガラス分離工程により得られるカバーガラス２３以外のガラスカレットは、電池セル部２１及び封止材２４を含む。また、電池セル部２１は、例えば、基板ガラス２１Ａと、電池層２１Ｂと、を含む。電池層２１Ｂは、例えば、図５に示すように、第１の電極層２１１と、光電変換層２１２と、バッファ層２１３と、第２の電極層２１４と、を含む。光電変換層２１２は、例えば、Cu(Inx, Ga1-x)(Sey, S1-y)2、但し、０≦ｘ≦１、０＜ｙ＜１を備える。電池層２１Ｂの主要部である光電変換層２１２がCu、In、及びSeを含む場合、電池層２１Ｂは、一般的に、ＣＩＳ型と称される。
　このように、ガラスカレットは、割れた基板ガラス２１Ａと、電池層２１Ｂと、封止材２４と、が互いに密着した状態を有する。そこで、ガラスカレットは、リフトオフ工程（ステップＳＴ０２）により、溶解液３１を用いて電池層２１Ｂを溶解することで、割れた基板ガラス２１Ａと、封止材２４と、溶解された電池層２１Ｂを含む溶解液３１と、に分離される。
　例えば、溶解液３１が硝酸溶液である場合、例えば、ＣＩＳ型の電池層２１Ｂは、硝酸溶液中に溶解される。一方、電池層２１Ｂを挟み込んでいた基板ガラス２１Ａ及び封止材２４は、硝酸溶液中に溶解されないため、互いに固体のまま分離される（リフトオフ工程）。また、基板ガラス２１Ａは、重量が重いので硝酸溶液の槽３２の底部に沈んだ状態となり、かつ封止材２４は、重量が軽いので硝酸溶液の槽３２の上部に浮いた状態となる。
　従って、基板ガラス２１Ａ及び封止材２４は、ガラスカレットを溶解液３１中に浸すリフトオフ工程により、互いに分離され、かつ別々に回収される。また、このリフトオフ工程により、ＣＩＳ型の電池層２１Ｂは、溶解液３１中に溶解された状態で回収される（液相リサイクル工程）。
　最後に、基板ガラス２１Ａ及び封止材２４を取り除いた後の溶解液３１から各種材料を回収するために、抽出工程（ステップＳＴ０３）が実行される。この抽出工程により、ＣＩＳ型の電池層２１Ｂ内に含まれる銅（Cu）、インジウム（In）、セレン（Se）、ガリウム（Ga）、硫黄（S）、亜鉛（Zn）など、を順次回収する場合、それらの回収率は、９０％以上を実現できる。
　従来、ＣＩＳ型の電池層の回収は、例えば、電池層を研磨し、かつ粉体にすることにより行っていた（粉体回収工程）。この粉体回収工程による各種材料の回収率は、粉体という性質から純度の向上に限界があり、１％以下であった。このような実情を鑑みると、液相リサイクル工程は、電池層内に含まれる各種材料の回収率が各段に向上することから、非常に優れた技術と言うことができる。
　また、セレンは、有害物質であることから、液相リサイクル工程によりセレンを高い回収率で回収することは、有害物質の非拡散という観点からも望ましい。さらに、液相リサイクル工程は、溶解液３１として、ＣＩＳ型の電池層２１Ｂを溶解する薬液、例えば、硝酸溶液を使用する。これは、例えば、ＥＶＡなどの封止材２４を溶解するための有機溶剤を使用しなくてよいことを意味する。
　上述のカバーガラス分離工程、リフトオフ工程、及び抽出工程を用いた太陽電池モジュールのリサイクル方法によれば、各種材料を回収するまでに要するリサイクルコストは、40円/kg以下、具体的には、約34円/kgを実現できる。従来の手法（図８＋粉体回収工程）の場合、各種材料を回収するまでに要するリサイクルコストは、約57円/kgであることからすれば、第２の例に係る方法は、リサイクルコストの面からも非常に有効である。
　尚、この約34円/kgという数値は、太陽電池モジュールの定格出力１Ｗ当たりのコストに換算すると、4.1円/Wに相当する。即ち、太陽電池パネルの定格出力１Ｗ当たりの製造コストが60～70円/Wであると仮定すると、リサイクルコストは、その製造コストの1割以下を実現できる。
　＜むすび＞
　以上、説明したように、本発明の実施形態によれば、低コスト及び高収率で材料を回収可能な太陽電池モジュールのリサイクル技術を実現できる。
　即ち、カバーガラス分離工程によれば、低コスト及び高収率でカバーガラスを回収でき、かつ封止材の焼成／分解工程が不要なため、ＣＯ２の排出がなく、環境負荷も小さくできる。また、リフトオフ工程によれば、低コスト及び高収率で基板ガラスを回収でき、かつ有機溶剤を使用しないため、安全性も向上できる。また、リフトオフ工程によれば、封止材が分解されないため、封止材も回収可能となる。さらに、抽出工程によれば、溶解液中から各種材料を化学的に取り出すことで、電池層内に含まれる各種材料を低コスト及び高収率で回収でき、かつ有害物質の非拡散という効果も実現できる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これら実施形態は、一例として提示したものであり、本発明の範囲を限定することを意図しない。これら実施形態は、上述以外の様々な形態で実施することが可能であり、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置換、変更など、を行える。これら実施形態及びその変形は、本発明の範囲及び要旨に含まれると共に、特許請求の範囲に記載された発明及びその均等物についても、本発明の範囲及び要旨に含まれる。
　本出願は２０１８年４月１９日に出願した日本国特許出願２０１８－０８０７１６号に基づく優先権を主張するものであり、日本国特許出願２０１８－０８０７１６号の全内容を本出願に援用する。
１０：太陽電池モジュールのリサイクル装置、１１：加熱装置、１２：分離装置、１２１：ステージ、１２２：駆動部、１２３：セパレータ、１２４：ヒータ、１２５：ローラー、１２６：ブレード、１３：制御部、２０：太陽電離モジュール、２１：電池セル部、２１Ａ：基板ガラス、２１Ｂ：電池層、２１１：第１の電極層、２１２：光電変換層、２１３：バッファ層、２１４：第２の電極層、２２：バックシート、２３：カバーガラス、２４：封止材、３１：溶解液、３２：槽

 

Claims (18)

  1. 　カバーガラスと、電池層と、これらを密着する封止材と、を備える太陽電池モジュールのリサイクル方法において、
    　前記カバーガラスと前記封止材との界面を所定の温度範囲に加熱し、
    　前記界面が前記所定の温度範囲を維持した状態で前記太陽電池モジュールの側面から前記封止材に力を加えて、前記界面から前記封止材及び前記電池層を引き剥がす、
    　太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  2. 　前記所定の温度範囲は、前記封止材の軟化温度以上、溶解温度以下である、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  3. 　前記封止材は、ＥＶＡであり、
    　前記所定の温度範囲は、４０℃以上、１４０℃以下である、
    　請求項２に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  4. 　前記力は、セパレータにより加えられ、
    　前記セパレータは、前記太陽電池モジュールの側面に最初に接触する第１の時点以外の第２の時点において、前記カバーガラスと前記封止材とが分離される境界部に接触しない、
    　請求項３に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  5. 　前記セパレータは、前記第２の時点において、前記封止材に接触する接触部を有し、
    　前記接触部の接線と前記カバーガラスの表面とのなす角度は、３６°以上、５１°以下である、
    　請求項４に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  6. 　前記カバーガラスの表面に平行な方向において、前記太陽電池モジュールと前記セパレータとの相対速度を所定の速度範囲とし、かつ前記太陽電池モジュールの側面を前記セパレータに押し当てることで、前記力を発生させる、
    　請求項４又は５に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  7. 　前記セパレータの温度は、室温に維持される、
    　請求項４乃至６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  8. 　前記電池層は、ＣＩＳ型の電池層である、
    　請求項１乃至７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  9. 　前記封止材及び前記電池層を前記カバーガラスから引き剥がした後において、前記カバーガラスに残存する前記封止材の重量は、前記カバーガラスの重量の９％以下である、
    　請求項１乃至８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  10. 　前記電池層が基板ガラス上に配置され、かつ前記カバーガラスと前記基板ガラスとの間に挟まれる構造の太陽電池モジュールである場合に、前記基板ガラスに前記力を加えて、前記基板ガラスを粉砕しながら、前記封止材、前記電池層、及び前記基板ガラスを前記カバーガラスから引き剥がす、
    　請求項１乃至９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  11. 　前記カバーガラスから引き剥がされた前記封止材、前記電池層、及び前記基板ガラスを溶解液に浸すことにより、前記電池層を溶解し、かつ前記基板ガラスと前記封止材とを分離し、
    　前記基板ガラスと前記封止材とを別々に回収する、
    　請求項１０に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  12. 　前記基板ガラス及び前記封止材は、前記溶解液中において両者の重量差を利用することにより別々に回収される、
    　請求項１１に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  13. 　前記溶解液は、硝酸溶液である、
    　請求項１２に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  14. 　前記電池層内に含まれる各材料は、前記溶解液から前記基板ガラスと前記封止材とを回収した後、前記溶解液から抽出することにより回収される、
    　請求項１１乃至１３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールのリサイクル方法。
  15. 　カバーガラスと、電池層と、これらを密着する封止材と、を備える太陽電池モジュールのリサイクル装置において、
    　前記カバーガラスと前記封止材との界面を所定の温度範囲に加熱するヒータと、
    　前記太陽電池モジュールの側面から前記封止材に力を加えるセパレータと、
    　前記カバーガラスの表面に平行な方向において、前記太陽電池モジュールと前記セパレータとの間に相対速度を発生させる駆動部と、
    　前記ヒータ及び前記駆動部を制御する制御部と、を備え、
    　前記制御部は、
    　前記ヒータにより前記界面を前記所定の温度範囲に設定し、
    　前記界面が前記所定の温度範囲を維持した状態で、前記駆動部により前記太陽電池モジュールの側面から前記封止材に前記力を加えて、前記界面から前記封止材及び前記電池層を引き剥がす、
    　太陽電池モジュールのリサイクル装置。
  16. 　前記ヒータは、前記カバーガラス側から前記界面を前記所定の温度範囲に加熱する、
    　請求項１５に記載の太陽電池モジュールのリサイクル装置。
  17. 　太陽電池モジュールから取り外されたリサイクル用のカバーガラスであって、
    　ガラス本体と、
    　前記ガラス本体に付着した封止材と、を備え、
    　前記封止材は、前記太陽電池モジュール内の電池層を封止する材料であり、
    　前記封止材の重量は、前記ガラス本体の重量の９％以下である、
    　カバーガラス。
  18. 　前記封止材は、前記ガラス本体の縁部のみに付着する、
    　請求項１７に記載のカバーガラス。

     
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