JP2014022473A - 太陽電池モジュール - Google Patents
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Abstract
【課題】水分バリア性をさらに高め、その結果、より発電劣化現象を抑制した太陽電池モジュールを提供する。
【解決手段】本発明の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０を一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂで挟んでなり、太陽電池セル１０と一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの間には、太陽電池セル１０の両側それぞれに、太陽電池セル１０を封止する封止材１２Ａ，１２Ｂと、封止材１２Ａ，１２Ｂよりも低い透水性を有する剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂと、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着する接着材１６Ａ，１６Ｂと、を含むことを特徴とする。
【選択図】図１
【解決手段】本発明の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０を一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂで挟んでなり、太陽電池セル１０と一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの間には、太陽電池セル１０の両側それぞれに、太陽電池セル１０を封止する封止材１２Ａ，１２Ｂと、封止材１２Ａ，１２Ｂよりも低い透水性を有する剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂと、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着する接着材１６Ａ，１６Ｂと、を含むことを特徴とする。
【選択図】図１
Description
本発明は、太陽電池モジュールに関する。
太陽電池は、太陽光のエネルギーを直接電気に換える発電装置であり、発電時に二酸化炭素などの温室効果ガスを排出しないため、クリーンエネルギーの一つとして研究開発が行われ、実用化もされている。太陽電池から電力を得るため、多数の太陽電池素子（太陽電池セル）は直列または並列に接続される。さらに、太陽電池は、屋外で長期間風雨に曝されて使用されるため、太陽電池セルを樹脂などの封止材中に封じ込め、その外部をガラスやシートで保護する。このような構造を太陽電池モジュールといい、一般的には、図２に示すように、配線２０で直列または並列に接続された太陽電池セル１０の両側を、封止材１１Ａ，１１Ｂで封止し、受光面側をガラスなどの透光性基板１８で、反対側をバックシート２４で保護する構造をとる。
封止材としては、透明性、柔軟性、ガラスとの接着性、および耐熱性に優れることから、典型的には、エチレン−酢酸ビニル共重合体（以下、ＥＶＡという。）が用いられてきた。また、バックシートとしては、ポリエチレンテレフタラート（ＰＥＴ）樹脂フィルムを主材料とするものが主流であり、ＰＥＴフィルムの表面をフッ素系樹脂でコーティングしたり、水分バリア性を高めるために、アルミ層やシリカ層を蒸着したりするものも知られている。さらに、バックシートに替えてガラスを用い、封止した太陽電池セルの両側をガラスで保護するシンメトリな構造の太陽電池モジュールも知られている。
しかし、これらの太陽電池モジュールには水分バリア性に劣るという問題があった。その主原因は、ＥＶＡが吸水性の高い材料であることである。また、バックシートでは、ＰＥＴフィルムと各種コーティングまたは封止材との間に、耐水性および耐熱性の低いウレタン系接着剤が用いられている場合が多く、バックシートの接着剤の経年劣化により、水分がバックシートから太陽電池セルへと浸入してしまうことも原因の一つである。また、バックシートを用いない、ガラスによるシンメトリ構造の太陽電池モジュールの場合でも、その側部から水分が浸入してしまえば、やはり吸水性の高いＥＶＡから太陽電池セルへと水分が浸入する。このように太陽電池モジュールの外部から水分が太陽電池セルに浸入すると、ＰＩＤ（potential induced degradation）現象という発電劣化現象を招くため好ましくない。
ここで、近年、ＥＶＡに替えて水分バリア性の高い封止材の研究がなされている。特許文献１には、３層以上から構成される樹脂封止シートであって、表面層は、ポリオレフィン系樹脂を含み、前記表面層と隣接する層が、ポリプロピレン系樹脂を含む、樹脂封止シートが記載されている。また、特許文献２には、環状オレフィン系重合体を主成分とする樹脂組成物からなる（Ｉ）層と、特定の温度領域における貯蔵弾性率及びせん断弾性率が（Ｉ）層を構成する樹脂組成物より低いポリオレフィン系重合体を主成分とする樹脂組成物からなる層（ＩＩ）層とを積層してなる太陽電池封止材が記載されている。
しかしながら、本発明者らの検討によれば、特許文献１および２をはじめ従来の封止材を用いたいずれの太陽電池モジュールも、十分な水分バリア性を得ることができていないのが現状であり、太陽電池モジュールの長寿命化を十分に実現するものではなかった。
そこで本発明は、上記課題に鑑み、水分バリア性をさらに高め、その結果、より発電劣化現象を抑制した太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
上記の目的を達成するべく、本発明の要旨構成は以下のとおりである。すなわち、本発明の太陽電池モジュールは、太陽電池セルを一対の透光性基板で挟んだ太陽電池モジュールであって、前記太陽電池セルと前記一対の透光性基板との間には、前記太陽電池セルの両側それぞれに、前記太陽電池セルを封止する封止材と、前記封止材よりも低い透水性を有する剛性のプレート層とを含み、該プレート層と前記透光性基板とが接着していることを特徴とする。
ここで、前記プレート層が環状オレフィン樹脂からなることが好ましく、この場合、前記環状オレフィン樹脂のガラス転移温度が１３０〜１７０℃であることが好ましい。
また、前記プレート層の厚さが５０〜２０００μｍであることが好ましい。
前記封止材は、架橋密度が１×１０１９〜１５×１０１９個／ｃｃであるオレフィン系ゴムからなることが好ましい。その場合、前記オレフィン系ゴムは、厚さが１５０μｍ以上であり、全光線透過度が６０％以上であることが好ましく、前記オレフィン系ゴムのショアＡ硬度が４０〜７０であることが好ましい。
本発明によれば、水分バリア性をさらに高め、その結果、より発電劣化現象を抑制した太陽電池モジュールを提供することができる。
（太陽電池モジュール）
以下、図１を参照しつつ本発明の実施形態をより詳細に説明する。図１に示すように、本発明の一実施形態にかかる太陽電池モジュール１００は、配線２０で直列または並列に接続された複数の太陽電池セル１０を一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂで挟んでなり、太陽電池セル１０と一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの間には、太陽電池セル１０の両側それぞれに、太陽電池セル１０を封止する封止材１２Ａ，１２Ｂと、封止材１２Ａ，１２Ｂよりも低い透水性を有する剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂと、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着する接着材１６Ａ，１６Ｂと、を含む。そして、これらのモジュール構造の側部が枠体２２に保持されている。
以下、図１を参照しつつ本発明の実施形態をより詳細に説明する。図１に示すように、本発明の一実施形態にかかる太陽電池モジュール１００は、配線２０で直列または並列に接続された複数の太陽電池セル１０を一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂで挟んでなり、太陽電池セル１０と一対の透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの間には、太陽電池セル１０の両側それぞれに、太陽電池セル１０を封止する封止材１２Ａ，１２Ｂと、封止材１２Ａ，１２Ｂよりも低い透水性を有する剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂと、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着する接着材１６Ａ，１６Ｂと、を含む。そして、これらのモジュール構造の側部が枠体２２に保持されている。
太陽電池モジュール１００の特徴的構成は、太陽電池セル１０の両側に配置された剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂである。太陽電池モジュールの水分バリア性の向上については、これまで特許文献１および２のように封止材の材料自体を工夫するという限られた観点で研究がされるに留まっていた。しかし、本発明者らは、これらの技術では水分バリア性の向上が限定的であり、さらに水分バリア性を高めるためには異なる観点での研究が必要であるとの認識に至った。そして、鋭意検討の結果、封止材の材料自体を改良するのではなく、封止材の中にそもそも封止材としては機能できないような剛性を有する、水分バリアの作用に特化したプレート層を挿入するとの全く新しい着想を得た。
すなわち、太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０の両側に、封止材１２Ａ，１２Ｂよりも低い透水性を有する剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを配置することによって、封止材そのものを工夫するような従来の太陽電池モジュールに比べて水分バリア性をさらに高めることができたものである。ここで本明細書において「剛性のプレート層」とは、そのもの単独では太陽電池セルを封止できない程度の剛性を有する層を意味する。つまり、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを太陽電池セル１０に直接接触させても、空隙ができてしまい封止ができず、また、太陽電池セル１０が割れてしまう可能性もある。このため、本発明においては、封止材１２Ａ，１２Ｂが必要となり、その上に、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを設ける。さらに、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂは、それ単独では透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの十分な接着性もないため、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着する接着材１６Ａ，１６Ｂも必要となる。本発明者らは、このような構造の太陽電池モジュールが、水分バリア性をさらに高め、その結果、より発電劣化現象を抑制できることを見出し、本発明を完成するに至った。
太陽電池モジュール１００は、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを太陽電池セル１０の両側に配置した。そのため、片側に配置する場合に比べて水分バリア性向上の効果を確実に得ることができ、また、太陽電池モジュールに過剰な反りが発生することがない点でも好ましい。
さらに、太陽電池モジュール１００では、バックシートを採用せず、太陽電池セル１０の両側に透光性基板１８Ａ，１８Ｂを配置した。そのため、バックシートを用いる場合よりもモジュール内への水分の浸入を抑制でき、また、太陽電池セル１０を中心としたシンメトリな構造となるため、太陽電池モジュールに過剰な反りが発生することがない点でも好ましい。
太陽電池モジュール１００では、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを従来の透光性基板の代替として用いたのではなく、透光性基板１８Ａ，１８Ｂは存置しつつ、その内側に封止材１２Ａ，１２Ｂとともに配置した。そのため、水分バリア性を確実に得ることができる。
（プレート層）
剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを構成する材料としては、特に限定されないが、環状オレフィン樹脂からなることが好ましい。環状オレフィン樹脂からなる剛性のプレート層は、上記の水分バリア性の向上の効果を確実に得ることができる。また、環状オレフィン樹脂は、水分と同様にＰＩＤ現象との関係性が高い透光性基板から太陽電池セルへのナトリウムイオンの拡散を抑制することもできる。そのため、発電劣化現象をより確実に抑制することができる。
剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂを構成する材料としては、特に限定されないが、環状オレフィン樹脂からなることが好ましい。環状オレフィン樹脂からなる剛性のプレート層は、上記の水分バリア性の向上の効果を確実に得ることができる。また、環状オレフィン樹脂は、水分と同様にＰＩＤ現象との関係性が高い透光性基板から太陽電池セルへのナトリウムイオンの拡散を抑制することもできる。そのため、発電劣化現象をより確実に抑制することができる。
環状オレフィン樹脂を構成する環状オレフィンポリマーの種類としては、特に限定されるものではなく、具体的には１種以上の環状オレフィンを開環重合して得られる環状オレフィン重合体や、その水素化物、さらに直鎖状α−オレフィンと環状オレフィンのブロック共重合体、及び直鎖状α−オレフィンと環状オレフィンのランダム共重合体などが挙げられ、工業的に入手しやすく、特に透明性と靱性のバランスが良好であるという観点から、直鎖状α−オレフィンと環状オレフィンのランダム共重合体が好ましい。
前記環状オレフィンポリマーを構成する環状オレフィンの種類は、特に限定されるものではないが、ビシクロヘプト−２−エン（２−ノルボルネン）及びその誘導体、例えば、ノルボルネン、６−メチルノルボルネン、６−エチルノルボルネン、６−ｎ−ブチルノルボルネン、５−プロピルノルボルネン、１−メチルノルボルネン、７−メチルノルボルネン、５，６−ジメチルノルボルネン、５−フェニルノルボルネン、５−ベンジルノルボルネンやテトラシクロ−３−ドデセン、８−エチルテトラシクロ−３−ドデセン、８−ヘキシルテトラシクロ３−ドデセン、１０−ジメチルテトラシクロ−３−ドデセン、５，１０−ジメチルテトラシクロ−３−ドデセンなどが挙げられる。
前記環状オレフィンと共重合する直鎖状α−オレフィンの種類としては特に限定されるものではないが、通常、炭素数２〜２０の直鎖状α−オレフィンが好適に用いられる。ここで環状オレフィンと共重合する直鎖状α−オレフィンとしては、エチレン、プロピレン、１−ブテン、１−ペンテン、１−ヘキセン、１−ヘプテン、１−オクテン、１−ノネン、１−デセンなどが挙げられる。
剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂに用いる環状オレフィン樹脂のガラス転移温度Ｔｇは、１３０〜１７０℃であることが好ましく、１３５〜１６０℃であることがより好ましい。太陽電池モジュールを製造する際のラミネート工程では、プレス板温度は通常１５０℃程度となるが、Ｔｇが１３０℃以上であれば、環状オレフィン樹脂が剛性のプレート層として防水性の機能を確実に発現する。また、太陽電池モジュールの使用時、太陽電池セルの周辺はホットスポット現象により１３０℃近くになるが、Ｔｇが１３０℃以上であれば、ホットスポット現象により環状オレフィン樹脂が溶融し、変形するおそれが少なく、水分バリア性の経時劣化のおそれが少ない。また、Ｔｇが１７０℃以下であれば、使用中に何らかの衝撃で剛性のプレートが割れてしまう可能性も低いため好ましい。なお、本明細書において「環状オレフィン樹脂のガラス転移温度Ｔｇ」は、ＪＩＳ Ｋ７１２１に記載されたＤＳＣ法によって、昇温速度１０℃／分の条件で測定した値とする。
剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂの厚さは５０〜２０００μｍであることが好ましい。５０μｍ以上の場合、水分バリア性向上の効果を確実に得ることができ、また、太陽電池モジュールの機械強度を十分に確保することができる。また、２０００μｍ以下の場合、剛性のプレート１４Ａ，１４Ｂに過剰の反りが生じることがなく、封止材１２Ａ，１２Ｂや接着材１６Ａ，１６Ｂからの剥がれのおそれが少ない。
（太陽電池セル）
太陽電池セル１０は、半導体の光起電力効果を利用して発電できるものであれば特に制限はなく、たとえば、シリコン（単結晶系、多結晶系、非結晶（アモルファス）系）、化合物半導体（３−５族、２−６族、その他）等を用いることができる。また、太陽電池モジュールの両面透明であるということを活かして、両面発電セルの適用が好ましい。
太陽電池セル１０は、半導体の光起電力効果を利用して発電できるものであれば特に制限はなく、たとえば、シリコン（単結晶系、多結晶系、非結晶（アモルファス）系）、化合物半導体（３−５族、２−６族、その他）等を用いることができる。また、太陽電池モジュールの両面透明であるということを活かして、両面発電セルの適用が好ましい。
（封止材）
封止材１２Ａ，１２Ｂを構成する材料としては、太陽電池モジュールを製造する際のラミネート工程によって十分に溶融し、かつ、架橋反応により硬化する任意の材料であれば特に限定されないが、本発明においてはオレフィン系ゴムからなることが好ましい。オレフィン系ゴムは、環状オレフィン樹脂との接着性が非常に良好なので、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂが環状オレフィン樹脂からなる場合に、封止材として特に好適である。また、オレフィン系ゴムは、封止材として一般的に用いられるＥＶＡよりも水分バリア性に優れる点でも好ましい。
封止材１２Ａ，１２Ｂを構成する材料としては、太陽電池モジュールを製造する際のラミネート工程によって十分に溶融し、かつ、架橋反応により硬化する任意の材料であれば特に限定されないが、本発明においてはオレフィン系ゴムからなることが好ましい。オレフィン系ゴムは、環状オレフィン樹脂との接着性が非常に良好なので、剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂが環状オレフィン樹脂からなる場合に、封止材として特に好適である。また、オレフィン系ゴムは、封止材として一般的に用いられるＥＶＡよりも水分バリア性に優れる点でも好ましい。
オレフィン系ゴムとしては、エチレン・α−オレフィン・非共役ジエン共重合体ゴムや、エチレン・α−オレフィン共重合体ゴムを好適に用いることができる。以下、これらについて詳細を説明する。
＜α−オレフィン＞
共重合体ゴムに用いられるα−オレフィンは、炭素数２〜８が好ましく、単独でも２種以上混合しても差し支えない。炭素数２〜８のα−オレフィンとしては、プロピレン、１−ブテン、１−ヘキセン、１−オクテンなどが例示されるが、特に炭素数３のプロピレンを好ましく用いることができる。
共重合体ゴムに用いられるα−オレフィンは、炭素数２〜８が好ましく、単独でも２種以上混合しても差し支えない。炭素数２〜８のα−オレフィンとしては、プロピレン、１−ブテン、１−ヘキセン、１−オクテンなどが例示されるが、特に炭素数３のプロピレンを好ましく用いることができる。
＜非共役ジエン＞
共重合体ゴムに用いられる非共役ジエンは、任意の非共役ジエンを用いることができ、単独でも２種以上混合しても差し支えない。例えば、１，４−ヘキサジエン、１，６−オクタジエン、２−メチル−１，５−ヘキサジエン、６−メチル−１，５−ヘプタジエン、７−メチル−１，６−オクタジエンなどの鎖状非共役ジエン化合物、ビニルシクロヘキセン、シクロヘキサジエン、メチルテトラヒドロインデン、５−ビニル−２−ノルボルネン、５−エチリデン−２−ノルボルネン、５−メチレン−２−ノルボルネン、５−イソプロピリデン−２−ノルボルネン、６−クロロメチル−５−イソプロペニル−２−ノルボルネンなどの環状非共役ジエン化合物を例示することができる。これらの中でも、好ましい非共役ジエンは、５−エチリデン−２−ノルボルネンである。
共重合体ゴムに用いられる非共役ジエンは、任意の非共役ジエンを用いることができ、単独でも２種以上混合しても差し支えない。例えば、１，４−ヘキサジエン、１，６−オクタジエン、２−メチル−１，５−ヘキサジエン、６−メチル−１，５−ヘプタジエン、７−メチル−１，６−オクタジエンなどの鎖状非共役ジエン化合物、ビニルシクロヘキセン、シクロヘキサジエン、メチルテトラヒドロインデン、５−ビニル−２−ノルボルネン、５−エチリデン−２−ノルボルネン、５−メチレン−２−ノルボルネン、５−イソプロピリデン−２−ノルボルネン、６−クロロメチル−５−イソプロペニル−２−ノルボルネンなどの環状非共役ジエン化合物を例示することができる。これらの中でも、好ましい非共役ジエンは、５−エチリデン−２−ノルボルネンである。
＜有機過酸化物＞
オレフィン系ゴムは、架橋剤として有機過酸化物を含むことが好ましい。有機過酸化物を用いると、他の架橋剤を用いるのと比較して長期耐熱安定性に優れ、また、架橋剤のブリードによる他の材料への汚染がない点で好ましい。有機過酸化物としては、ジアシルパーオキサイド、アルキルパーオキシエステル、パーオキシジカーボネート、パーオキシカーボネート、パーオキシケタール、ジアルキルパーオキサイド、ハイドロパーオキサイド、ケトンパーオキサイドなどが挙げられ、具体的には、３−ヒドロキシ−１，１−ジメチルブチルパーオキシネオデカノエート、α−クミルパーオキシネオデカノエート、１，１，３，３−テトラメチルブチルパーオキシネオデカノエート、ｔ−アミルパーオキシネオデカノエート、ｔ−ブチルパーオキシネオデカノエート、ジ（２−エチルヘキシル）パーオキシジカーボネート、ジ（セカンダリーブチル）パーオキシジカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシネオヘプタノエート、ｔ−アミルパーオキシピバレート、ｔ−ブチルパーオキシピバレート、ジイソノナノイルパーオキサイド、ジラウロイルパーオキサイド、１，１，３，３−テトラメチルブチルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ジベンゾイルパーオキサイド、ｔ−アミルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ｔ−ブチルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ｔ−ブチルパーオキシイソブチレート、1，1−ジ（ｔ−アミルパーオキシ）シクロヘキサン、ｔ−アミルパーオキシイソノナノエート、ｔ−アミルパーオキシノルマルオクトエート、1，1−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）シクロヘキサン、ｔ−アミルパーオキシイソプロピルカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシイソプロピルカーボネート、ｔ−アミルパーオキシ２−エチルヘキシルカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシ２−エチルヘキシルカーボネート、ｔ−アミルパーオキシベンゾエート、ｔ−アミルパーオキシアセテート、ｔ−ブチルパーオキシアセテート、ｔ−ブチルパーオキシイソノナノエート、ｔ−ブチルパーオキシベンゾエート、２，２−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ブタン、n−ブチル４，４−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）バレレート、メチルエチルケトンパーオキサイド、エチル３，３−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ブチレート、１，３−ジ（２−ｔ−ブチルパーオキシイソプロピル）ベンゼン、ジクミルパーオキサイド、２，５−ジメチル−２，５−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ヘキサン、ジ−ｔ−アミルパーオキサイド、ジ−ｔ−ブチルパーオキサイド、１，１，３，３−テトラメチルブチルハイドロパーオキサイド、２，５−ジメチル−２，５−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ヘキシン−３、ｔ−アミルハイドロパーオキサイド、ｔ−ブチルハイドロパーオキサイドなどが挙げられる。また、有機過酸化物の添加量は、オレフィン系ゴム１００質量部に対して、０．１〜１０質量部であることが好ましく、０．１〜５質量部がより好ましい。さらに、取扱いの安全性の観点からパラフィンオイルなどで希釈してあっても良い。
オレフィン系ゴムは、架橋剤として有機過酸化物を含むことが好ましい。有機過酸化物を用いると、他の架橋剤を用いるのと比較して長期耐熱安定性に優れ、また、架橋剤のブリードによる他の材料への汚染がない点で好ましい。有機過酸化物としては、ジアシルパーオキサイド、アルキルパーオキシエステル、パーオキシジカーボネート、パーオキシカーボネート、パーオキシケタール、ジアルキルパーオキサイド、ハイドロパーオキサイド、ケトンパーオキサイドなどが挙げられ、具体的には、３−ヒドロキシ−１，１−ジメチルブチルパーオキシネオデカノエート、α−クミルパーオキシネオデカノエート、１，１，３，３−テトラメチルブチルパーオキシネオデカノエート、ｔ−アミルパーオキシネオデカノエート、ｔ−ブチルパーオキシネオデカノエート、ジ（２−エチルヘキシル）パーオキシジカーボネート、ジ（セカンダリーブチル）パーオキシジカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシネオヘプタノエート、ｔ−アミルパーオキシピバレート、ｔ−ブチルパーオキシピバレート、ジイソノナノイルパーオキサイド、ジラウロイルパーオキサイド、１，１，３，３−テトラメチルブチルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ジベンゾイルパーオキサイド、ｔ−アミルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ｔ−ブチルパーオキシ−２−エチルヘキサノエート、ｔ−ブチルパーオキシイソブチレート、1，1−ジ（ｔ−アミルパーオキシ）シクロヘキサン、ｔ−アミルパーオキシイソノナノエート、ｔ−アミルパーオキシノルマルオクトエート、1，1−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）シクロヘキサン、ｔ−アミルパーオキシイソプロピルカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシイソプロピルカーボネート、ｔ−アミルパーオキシ２−エチルヘキシルカーボネート、ｔ−ブチルパーオキシ２−エチルヘキシルカーボネート、ｔ−アミルパーオキシベンゾエート、ｔ−アミルパーオキシアセテート、ｔ−ブチルパーオキシアセテート、ｔ−ブチルパーオキシイソノナノエート、ｔ−ブチルパーオキシベンゾエート、２，２−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ブタン、n−ブチル４，４−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）バレレート、メチルエチルケトンパーオキサイド、エチル３，３−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ブチレート、１，３−ジ（２−ｔ−ブチルパーオキシイソプロピル）ベンゼン、ジクミルパーオキサイド、２，５−ジメチル−２，５−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ヘキサン、ジ−ｔ−アミルパーオキサイド、ジ−ｔ−ブチルパーオキサイド、１，１，３，３−テトラメチルブチルハイドロパーオキサイド、２，５−ジメチル−２，５−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ヘキシン−３、ｔ−アミルハイドロパーオキサイド、ｔ−ブチルハイドロパーオキサイドなどが挙げられる。また、有機過酸化物の添加量は、オレフィン系ゴム１００質量部に対して、０．１〜１０質量部であることが好ましく、０．１〜５質量部がより好ましい。さらに、取扱いの安全性の観点からパラフィンオイルなどで希釈してあっても良い。
＜シランカップリング剤＞
オレフィン系ゴムは、シリコンセルやバスバーなどの太陽電池モジュール内で接する部分との接着性を向上させるために、添加剤としてシランカップリング剤を含むことが好ましい。シランカップリング剤としては、ビニル系、エポキシ系、スチリル系、メタクリル系、アクリル系、アミノ系、ウレイド系、メルカプト系、スルフィド系、イソシアネート系のものが挙げられ、具体的には、ビニルトリメトキシシラン、ビニルトリエトキシシラン、２−（３，４−エポキシシクロヘキシル）エチルトリメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルメチルジメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルトリメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルメチルジエトキシシラン、３−グリシドキシプロピルトリエトキシシラン、ｐ−スチリルトリメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルメチルジメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルトリメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルメチルジエトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルトリエトキシシラン、３−アクリロキシプロピルトリメトキシシラン、Ｎ−２−（アミノエチル）−３−アミノプロピルメチルジメトキシシラン、Ｎ−２−（アミノエチル）−３−アミノプロピルトリメトキシシラン、３−アミノプロピルトリメトキシシラン、３−アミノプロピルトリエトキシシラン、３−トリエトキシシリル−Ｎ−（１，３−ジメチル−ブチリデン）プロピルアミンＮ−フェニル−３−アミノプロピルトリメトキシシラン、Ｎ−（ビニルベンジル）−２−アミノエチル−３−アミノプロピルトリメトキシシランの塩酸塩、３−ウレイドプロピルトリエトキシシラン３−メルカプトプロピルメチルジメトキシシラン、３−メルカプトプロピルトリメトキシシランビス（トリエトキシシリルプロピル）テトラスルフィド、３−イソシアネートプロピルトリエトキシシランなどを好適に用いることができる。また、シランカップリング剤の添加量は、オレフィン系ゴム１００質量部に対して、１０質量部以下であることが好ましく、５質量部以下であることがより好ましい。さらに、接着性を発現させるためには０．１質量部以上であることが好ましく、０．２質量部以上であることがより好ましい。
オレフィン系ゴムは、シリコンセルやバスバーなどの太陽電池モジュール内で接する部分との接着性を向上させるために、添加剤としてシランカップリング剤を含むことが好ましい。シランカップリング剤としては、ビニル系、エポキシ系、スチリル系、メタクリル系、アクリル系、アミノ系、ウレイド系、メルカプト系、スルフィド系、イソシアネート系のものが挙げられ、具体的には、ビニルトリメトキシシラン、ビニルトリエトキシシラン、２−（３，４−エポキシシクロヘキシル）エチルトリメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルメチルジメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルトリメトキシシラン、３−グリシドキシプロピルメチルジエトキシシラン、３−グリシドキシプロピルトリエトキシシラン、ｐ−スチリルトリメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルメチルジメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルトリメトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルメチルジエトキシシラン、３−メタクリロキシプロピルトリエトキシシラン、３−アクリロキシプロピルトリメトキシシラン、Ｎ−２−（アミノエチル）−３−アミノプロピルメチルジメトキシシラン、Ｎ−２−（アミノエチル）−３−アミノプロピルトリメトキシシラン、３−アミノプロピルトリメトキシシラン、３−アミノプロピルトリエトキシシラン、３−トリエトキシシリル−Ｎ−（１，３−ジメチル−ブチリデン）プロピルアミンＮ−フェニル−３−アミノプロピルトリメトキシシラン、Ｎ−（ビニルベンジル）−２−アミノエチル−３−アミノプロピルトリメトキシシランの塩酸塩、３−ウレイドプロピルトリエトキシシラン３−メルカプトプロピルメチルジメトキシシラン、３−メルカプトプロピルトリメトキシシランビス（トリエトキシシリルプロピル）テトラスルフィド、３−イソシアネートプロピルトリエトキシシランなどを好適に用いることができる。また、シランカップリング剤の添加量は、オレフィン系ゴム１００質量部に対して、１０質量部以下であることが好ましく、５質量部以下であることがより好ましい。さらに、接着性を発現させるためには０．１質量部以上であることが好ましく、０．２質量部以上であることがより好ましい。
オレフィン系ゴムによる封止材は、太陽電池セルの表面からの厚さが１５０μｍ以上であることが好ましく、３００〜８００μｍであることがより好ましく、また、全光線透過度が６０％以上であることが好ましい。厚さが１５０μｍ以上の場合、封止材による水分バリアの効果を確実に得ることができるからであり、８００μｍ以下であれば、封止材のコストが高くなりすぎることもないからである。また、全光線透過度が６０％以上の場合、モジュールの発電効率が良好だからである。
オレフィン系ゴムのショアＡ硬度が４０〜７０であることが好ましい。４０以上であれば、封止材の機械的強度が不足することがなく、７０以下であれば、太陽電池モジュールの運搬中に太陽電池セルに割れが発生するおそれが少ない。
オレフィン系ゴムの架橋密度は、１×１０１９〜１５×１０１９個／ｃｃであることが好ましい。１×１０１９個／ｃｃ以下では、封止材としてのシール機能が低下するおそれがあり、１５×１０１９個／ｃｃ以上では、脆く少しの衝撃で割れてしまうおそれがあるからである。なお、本明細書において「オレフィン系ゴムの架橋密度」とは、後述の実施例に記載の方法で測定した値とする。
（接着材）
接着材１６Ａ，１６Ｂとしては、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着することができる任意の材料を用いることができるが、例えばＥＶＡのように、封止材として用いられてきた任意の材料やデュポン製のアイオノマー樹脂などを挙げることができる。なかでもＥＶＡは、透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの接着性が良好であるため好ましい。接着材１６Ａ，１６Ｂの厚さは、確実な接着を実現する観点から３００μｍ以上とし、接着材のコストの観点から８００μｍ以下とすることが好ましい。
接着材１６Ａ，１６Ｂとしては、プレート層１４Ａ，１４Ｂと透光性基板１８Ａ，１８Ｂとを接着することができる任意の材料を用いることができるが、例えばＥＶＡのように、封止材として用いられてきた任意の材料やデュポン製のアイオノマー樹脂などを挙げることができる。なかでもＥＶＡは、透光性基板１８Ａ，１８Ｂとの接着性が良好であるため好ましい。接着材１６Ａ，１６Ｂの厚さは、確実な接着を実現する観点から３００μｍ以上とし、接着材のコストの観点から８００μｍ以下とすることが好ましい。
（透光性基板）
透光性基板１８Ａ，１８Ｂとしては、例えば厚さ０．５〜３．５ｍｍの、ガラス、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂などからなる基板が使用される。特に、透光性基板１８Ａ，１８Ｂとして、化学強化ガラスを用いれば、太陽電池モジュールの強度を保ちつつ、厚さを薄くできるため軽量化が可能となるので好ましい。
透光性基板１８Ａ，１８Ｂとしては、例えば厚さ０．５〜３．５ｍｍの、ガラス、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂などからなる基板が使用される。特に、透光性基板１８Ａ，１８Ｂとして、化学強化ガラスを用いれば、太陽電池モジュールの強度を保ちつつ、厚さを薄くできるため軽量化が可能となるので好ましい。
（他の実施形態）
上記の実施形態では、太陽電池セル１０の両側にそれぞれ１層のプレート層を設けたが、本発明は、これに限定されず、複数層のプレート層を設けてもよい。この場合、複数層の環状オレフィン樹脂からなるプレート層を配置し、封止材としてはオレフィン系ゴムを用い、プレート層間の接着材はオレフィン系ゴムまたはＥＶＡとし、プレート層と透光性基板との接着材はＥＶＡとすることが好ましい。
上記の実施形態では、太陽電池セル１０の両側にそれぞれ１層のプレート層を設けたが、本発明は、これに限定されず、複数層のプレート層を設けてもよい。この場合、複数層の環状オレフィン樹脂からなるプレート層を配置し、封止材としてはオレフィン系ゴムを用い、プレート層間の接着材はオレフィン系ゴムまたはＥＶＡとし、プレート層と透光性基板との接着材はＥＶＡとすることが好ましい。
（太陽電池モジュールの製造方法）
太陽電池モジュール１００の製造方法は特に限定されないが、例えば、配線２０で直列または並列に接続された複数の太陽電池セル１０と上記各種材料を図１の層構成となるように積層し、真空ラミネート装置を用いて、プレス板温度１５０℃程度、プレス時間５分程度の条件で真空ラミネートすることにより製造することができる。このとき、真空ラミネートにより封止材１２Ａ，１２Ｂおよび接着材１６Ａ，１６Ｂは十分に溶融する。剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂは、真空ラミネートの成形温度では封止材として機能できない程度の剛性を維持する。
太陽電池モジュール１００の製造方法は特に限定されないが、例えば、配線２０で直列または並列に接続された複数の太陽電池セル１０と上記各種材料を図１の層構成となるように積層し、真空ラミネート装置を用いて、プレス板温度１５０℃程度、プレス時間５分程度の条件で真空ラミネートすることにより製造することができる。このとき、真空ラミネートにより封止材１２Ａ，１２Ｂおよび接着材１６Ａ，１６Ｂは十分に溶融する。剛性のプレート層１４Ａ，１４Ｂは、真空ラミネートの成形温度では封止材として機能できない程度の剛性を維持する。
製造する太陽電池モジュールの材料として以下を用意した。
＜太陽電池セル＞
多結晶シリコンセル（Ｑ−ＣＥＬＬＳ ＳＥ社製）を配線（日立電線株式会社製、無鉛はんだタイプ）によって、６×８列に直列接続し、約１８０Ｗの出力が可能な配列とした。
＜太陽電池セル＞
多結晶シリコンセル（Ｑ−ＣＥＬＬＳ ＳＥ社製）を配線（日立電線株式会社製、無鉛はんだタイプ）によって、６×８列に直列接続し、約１８０Ｗの出力が可能な配列とした。
＜封止材＞
オレフィン系ゴム（三井化学株式会社製、ＥＰＴ４０２１：９５質量部、ＥＰＴ３０７２ＥＭ：５質量部）と、シランカップリング剤（ビニルシラン：０．５質量部）と、有機過酸化物（ｔｅｒｔ−ブチルパーオキシ−２−エチルヘキシルモノカーボネート：２質量部）とを、５０リットルニーダーを用いて２０分間１００℃以下の温度で混練りを行い、ロールにて厚み６００μｍのシート状にした封止材を使用した。また、このシート状封止材の全光線透過度は７０％、ショアＡ硬度は５０であった。以下、この封止材をＥＰＤＭ−１と記す。なお、全光線透過度は、ヘイズメーターＮＤＨ５０００（日本電色工業株式会社製）を用い、ＪＩＳ Ｋ７３６１−１に従って測定した。
オレフィン系ゴム（三井化学株式会社製、ＥＰＴ４０２１：９５質量部、ＥＰＴ３０７２ＥＭ：５質量部）と、シランカップリング剤（ビニルシラン：０．５質量部）と、有機過酸化物（ｔｅｒｔ−ブチルパーオキシ−２−エチルヘキシルモノカーボネート：２質量部）とを、５０リットルニーダーを用いて２０分間１００℃以下の温度で混練りを行い、ロールにて厚み６００μｍのシート状にした封止材を使用した。また、このシート状封止材の全光線透過度は７０％、ショアＡ硬度は５０であった。以下、この封止材をＥＰＤＭ−１と記す。なお、全光線透過度は、ヘイズメーターＮＤＨ５０００（日本電色工業株式会社製）を用い、ＪＩＳ Ｋ７３６１−１に従って測定した。
また、有機過酸化物の添加量を３．６質量部および０．３質量部とした以外は同様の方法で作製した２種類の封止材も用意した。以下、それぞれの封止材をＥＰＤＭ−２およびＥＰＤＭ−３と記す。なお、ＥＰＤＭ−２の全光線透過度は７０％、ショアＡ硬度は５３、ＥＰＤＭ−３の全光線透過度は７０％、ショアＡ硬度は４５であった。
＜剛性のプレート層＞
Topas Advanced Polymers社製の環状オレフィン・コポリマー ＴＯＰＡＳ（登録商標）を用いた。厚みは１ｍｍとした。以下、Ｔｇ：１５８℃のものをＣＯＣ−Ａ、Ｔｇ：１３８℃のものをＣＯＣ−Ｂと記す。
Topas Advanced Polymers社製の環状オレフィン・コポリマー ＴＯＰＡＳ（登録商標）を用いた。厚みは１ｍｍとした。以下、Ｔｇ：１５８℃のものをＣＯＣ−Ａ、Ｔｇ：１３８℃のものをＣＯＣ−Ｂと記す。
＜プレート層に代わる封止材＞
後述の比較例３で用いる第２の封止材として、Topas Advanced Polymers社製の環状オレフィン・コポリマー ＴＯＰＡＳ（登録商標）のＴｇ：２５℃のものを用意した。厚みは１ｍｍとした。以下、ＣＯＣ−Ｃと記す。
後述の比較例３で用いる第２の封止材として、Topas Advanced Polymers社製の環状オレフィン・コポリマー ＴＯＰＡＳ（登録商標）のＴｇ：２５℃のものを用意した。厚みは１ｍｍとした。以下、ＣＯＣ−Ｃと記す。
＜接着材＞
サンビック株式会社製ＥＶＡ（厚さ０．５ｍｍ）と三井化学東セロ株式会社製ＥＶＡ（厚さ０．５ｍｍ）を用意した。前者をＥＶＡ−１、後者をＥＶＡ−２と記す。
サンビック株式会社製ＥＶＡ（厚さ０．５ｍｍ）と三井化学東セロ株式会社製ＥＶＡ（厚さ０．５ｍｍ）を用意した。前者をＥＶＡ−１、後者をＥＶＡ−２と記す。
＜透光性基板＞
旭硝子株式会社製ガラス（厚さ３．２ｍｍ）を透光性基板として用いた。
旭硝子株式会社製ガラス（厚さ３．２ｍｍ）を透光性基板として用いた。
＜バックシート＞
比較例１，２では、東洋アルミニウム株式会社製バックシートを用いた。
比較例１，２では、東洋アルミニウム株式会社製バックシートを用いた。
（実施例１）
まず、ガラス上にＥＶＡ−１を用意した。その上に順次、ＣＯＣ−Ａ、ＥＰＤＭ−１、太陽電池セル、ＥＰＤＭ−１、ＣＯＣ−Ａ、ＥＶＡ−１、ガラスを積層し、真空ラミネーター（日清紡メカトロニクス株式会社製、製品名：ＰＶＬ１５３７Ｎ）を用いて、熱板温度：１５０℃、加工時間４０分（内訳、真空引き：５分、プレス：５分、圧力保持：３０分）にて、真空ラミネートを行った。端子ボックスと接続させる配線部分は、真空ラミネート前に２枚のＣＯＣ−Ａの間からＥＰＤＭ−１を通じて外にはみ出させておき、真空ラミネート後に端子ボックスと接続した。ポッティング材（Dow Corning社製、ＰＶ−７３１１）を使用して端子ボックスを固定し、太陽電池モジュールを得た。
まず、ガラス上にＥＶＡ−１を用意した。その上に順次、ＣＯＣ−Ａ、ＥＰＤＭ−１、太陽電池セル、ＥＰＤＭ−１、ＣＯＣ−Ａ、ＥＶＡ−１、ガラスを積層し、真空ラミネーター（日清紡メカトロニクス株式会社製、製品名：ＰＶＬ１５３７Ｎ）を用いて、熱板温度：１５０℃、加工時間４０分（内訳、真空引き：５分、プレス：５分、圧力保持：３０分）にて、真空ラミネートを行った。端子ボックスと接続させる配線部分は、真空ラミネート前に２枚のＣＯＣ−Ａの間からＥＰＤＭ−１を通じて外にはみ出させておき、真空ラミネート後に端子ボックスと接続した。ポッティング材（Dow Corning社製、ＰＶ−７３１１）を使用して端子ボックスを固定し、太陽電池モジュールを得た。
（実施例２）
ＣＯＣ−ＡおよびＥＰＤＭ−１に替えて、それぞれＣＯＣ−ＢおよびＥＰＤＭ−２を用いたこと以外は実施例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。
ＣＯＣ−ＡおよびＥＰＤＭ−１に替えて、それぞれＣＯＣ−ＢおよびＥＰＤＭ−２を用いたこと以外は実施例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。
（比較例１）
まず、ガラス上にＥＶＡ−１を用意した。その上に順次、太陽電池セル、ＥＶＡ−１、バックシートを積層し、上記の真空ラミネーターを用いて、熱板温度：１５０℃、加工時間３０分（内訳、真空引き：５分、プレス：５分、圧力保持：２０分）にて、真空ラミネートを行った。端子ボックスと接続する配線部分は、真空ラミネート前にバックシートに切り込みを入れて外に出しておき、真空ラミネート後に端子ボックスと接続した。上記のポッティング材を使用して端子ボックスを取り付け、シリコンシール材（モメンティブ・パフォーマンス・マテリアルズ社製）を用いて、アルミフレームの枠組みを行い、太陽電池モジュールを得た。
まず、ガラス上にＥＶＡ−１を用意した。その上に順次、太陽電池セル、ＥＶＡ−１、バックシートを積層し、上記の真空ラミネーターを用いて、熱板温度：１５０℃、加工時間３０分（内訳、真空引き：５分、プレス：５分、圧力保持：２０分）にて、真空ラミネートを行った。端子ボックスと接続する配線部分は、真空ラミネート前にバックシートに切り込みを入れて外に出しておき、真空ラミネート後に端子ボックスと接続した。上記のポッティング材を使用して端子ボックスを取り付け、シリコンシール材（モメンティブ・パフォーマンス・マテリアルズ社製）を用いて、アルミフレームの枠組みを行い、太陽電池モジュールを得た。
（比較例２）
ＥＶＡ−１に替えてＥＶＡ−２を用いたこと以外は比較例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。
ＥＶＡ−１に替えてＥＶＡ−２を用いたこと以外は比較例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。
（比較例３）
ＣＯＣ−ＡおよびＥＰＤＭ−１に替えて、それぞれＣＯＣ−ＣおよびＥＰＤＭ−３を用いたこと以外は実施例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。この比較例では、真空ラミネートの結果、ＣＯＣ−Ｃ（Ｔｇ：２５℃）は完全に溶融し、ＥＰＤＭ−１とともに太陽電池セルの封止材となった。
ＣＯＣ−ＡおよびＥＰＤＭ−１に替えて、それぞれＣＯＣ−ＣおよびＥＰＤＭ−３を用いたこと以外は実施例１と同様にして太陽電池モジュールを得た。この比較例では、真空ラミネートの結果、ＣＯＣ−Ｃ（Ｔｇ：２５℃）は完全に溶融し、ＥＰＤＭ−１とともに太陽電池セルの封止材となった。
これらの太陽電池モジュールに対して、以下の評価を行った。
＜オレフィン系ゴム封止材の架橋密度＞
架橋密度は、以下の溶剤膨潤法（Ｆｌｏｒｙ―Ｒｅｈｎｅｒ法）と呼ばれる方法によって測定した。太陽電池モジュールを破壊して、太陽電池モジュール上部の横バスバー付近の封止材を１ｇ採取した。その後、ＪＩＳ Ｋ６２５８に準拠し、３７℃のトルエン１００ｍｌ中に７２時間浸漬し膨潤させ、平衡膨潤を利用した下記Ｆｌｏｒｙ−Ｒｅｈｎｅｒの式（式１）から求めた。
ν＝ＮＡ{ＶＲ＋ｌｎ（１−ＶＲ）＋μＶＲ ２}／{−Ｖ０（ＶＲ １／３−ＶＲ／２）} （式１）
ν：架橋密度（個／ｃｃ）
ＮＡ：アボガドロ定数（ｍｏｌ−１）
ＶＲ：膨潤したゴムシート部材中における純ゴムの容積分率
μ：ゴム−溶剤トルエン間の相互作用定数（０．４９）
Ｖ０：トルエンの分子容（１０８．１５ｃｃ／ｍｏｌ）
なお、ＶＲは次式（式２）より求めた。また、Ｖｒ及びＶｓは質量から比重により体積換算した。
ＶＲ＝Ｖｒ／（Ｖｒ＋Ｖｓ） （式２）
Ｖｒ：試験片中の純ゴム容量（ｃｃ）
Ｖｓ：試験片に吸収された溶剤の容量（ｃｃ）
＜オレフィン系ゴム封止材の架橋密度＞
架橋密度は、以下の溶剤膨潤法（Ｆｌｏｒｙ―Ｒｅｈｎｅｒ法）と呼ばれる方法によって測定した。太陽電池モジュールを破壊して、太陽電池モジュール上部の横バスバー付近の封止材を１ｇ採取した。その後、ＪＩＳ Ｋ６２５８に準拠し、３７℃のトルエン１００ｍｌ中に７２時間浸漬し膨潤させ、平衡膨潤を利用した下記Ｆｌｏｒｙ−Ｒｅｈｎｅｒの式（式１）から求めた。
ν＝ＮＡ{ＶＲ＋ｌｎ（１−ＶＲ）＋μＶＲ ２}／{−Ｖ０（ＶＲ １／３−ＶＲ／２）} （式１）
ν：架橋密度（個／ｃｃ）
ＮＡ：アボガドロ定数（ｍｏｌ−１）
ＶＲ：膨潤したゴムシート部材中における純ゴムの容積分率
μ：ゴム−溶剤トルエン間の相互作用定数（０．４９）
Ｖ０：トルエンの分子容（１０８．１５ｃｃ／ｍｏｌ）
なお、ＶＲは次式（式２）より求めた。また、Ｖｒ及びＶｓは質量から比重により体積換算した。
ＶＲ＝Ｖｒ／（Ｖｒ＋Ｖｓ） （式２）
Ｖｒ：試験片中の純ゴム容量（ｃｃ）
Ｖｓ：試験片に吸収された溶剤の容量（ｃｃ）
＜プレッシャークッカー試験（ＰＣＴ）＞
ＰＣＴは、太陽電池モジュールのような樹脂封止された電子部品などが高温高湿に曝された場合の耐性を評価する試験である。ＰＣＴサンプルとして、アルミフレーム及び端子ボックスを取り付けないこと以外は実施例および比較例記載のモジュール構成であり、多結晶シリコンセルを２×２列に配列し、約１５Ｗの出力可能な４０ｃｍ角サイズの太陽電池モジュールを用意した。これら試験サンプルを試験槽（温度：１３０℃、相対湿度：１００％、圧力：２．８ａｔｍ）に４８時間載置し、その後、太陽電池モジュール側面のＥＰＤＭ−１とＣＯＣ−Ａ、ＥＰＤＭ−２とＣＯＣ−Ｂ、ＥＰＤＭ−３とＣＯＣ−Ｃ、ＥＶＡ−１とガラス、ＥＶＡ−１とバックシート、ＥＶＡ−２とガラス、およびＥＶＡ−２とバックシートの各々の界面にマイナスドライバーを差し込み、回転させることで、各２層間の界面の接着性を評価した。評価基準は以下の通りとした。評価結果を表１に示す。
◎：マイナスドライバーを回転させても全く剥がすことができない。
○：剥がすことができない部分がモジュール面積の５０％残る。
×：剥がすことができない部分がモジュール面積の１０％以下、もしくは試験槽から取り出した際に部材が崩壊している。
ＰＣＴは、太陽電池モジュールのような樹脂封止された電子部品などが高温高湿に曝された場合の耐性を評価する試験である。ＰＣＴサンプルとして、アルミフレーム及び端子ボックスを取り付けないこと以外は実施例および比較例記載のモジュール構成であり、多結晶シリコンセルを２×２列に配列し、約１５Ｗの出力可能な４０ｃｍ角サイズの太陽電池モジュールを用意した。これら試験サンプルを試験槽（温度：１３０℃、相対湿度：１００％、圧力：２．８ａｔｍ）に４８時間載置し、その後、太陽電池モジュール側面のＥＰＤＭ−１とＣＯＣ−Ａ、ＥＰＤＭ−２とＣＯＣ−Ｂ、ＥＰＤＭ−３とＣＯＣ−Ｃ、ＥＶＡ−１とガラス、ＥＶＡ−１とバックシート、ＥＶＡ−２とガラス、およびＥＶＡ−２とバックシートの各々の界面にマイナスドライバーを差し込み、回転させることで、各２層間の界面の接着性を評価した。評価基準は以下の通りとした。評価結果を表１に示す。
◎：マイナスドライバーを回転させても全く剥がすことができない。
○：剥がすことができない部分がモジュール面積の５０％残る。
×：剥がすことができない部分がモジュール面積の１０％以下、もしくは試験槽から取り出した際に部材が崩壊している。
（バス試験）
バス試験は、太陽電池モジュールの水分バリア性を評価する試験である。太陽電池モジュールを９０℃の温水に１６８時間水没させ、その後、横バスバー付近の封止材の白濁具合を目視で観察した。評価基準は以下のとおりとした。評価結果を表１に示す。
◎：白い曇りがなく、横バスバーの金属光沢も全く変化がない。
○：水分により、白く曇っている。
×：白い曇りが強いため、横バスバーがほとんど見えない。
バス試験は、太陽電池モジュールの水分バリア性を評価する試験である。太陽電池モジュールを９０℃の温水に１６８時間水没させ、その後、横バスバー付近の封止材の白濁具合を目視で観察した。評価基準は以下のとおりとした。評価結果を表１に示す。
◎：白い曇りがなく、横バスバーの金属光沢も全く変化がない。
○：水分により、白く曇っている。
×：白い曇りが強いため、横バスバーがほとんど見えない。
（ＰＩＤ試験）
ＰＩＤ試験は、太陽電池モジュールの発電劣化現象に対する耐性を評価する試験である。予め太陽電池モジュールの出力をソーラーシミュレータにより測定した。その後、太陽電池モジュールを９０℃の温水に４８時間水没させ、その後、引き上げて即座に８５℃、８５％湿度のチャンバー中に入れて、−１０００Ｖの電圧を６時間印加した後、太陽電池モジュールを取り出し、再度出力をソーラーシミュレータにより測定した。太陽電池モジュールの発電劣化度を以下の式にて算出した。評価結果を表１に示す。
発電劣化度（％）＝（水没前最高出力−水没後最高出力）／水没前最高出力×１００
ＰＩＤ試験は、太陽電池モジュールの発電劣化現象に対する耐性を評価する試験である。予め太陽電池モジュールの出力をソーラーシミュレータにより測定した。その後、太陽電池モジュールを９０℃の温水に４８時間水没させ、その後、引き上げて即座に８５℃、８５％湿度のチャンバー中に入れて、−１０００Ｖの電圧を６時間印加した後、太陽電池モジュールを取り出し、再度出力をソーラーシミュレータにより測定した。太陽電池モジュールの発電劣化度を以下の式にて算出した。評価結果を表１に示す。
発電劣化度（％）＝（水没前最高出力−水没後最高出力）／水没前最高出力×１００
表１に示すように、実施例１，２では比較例１〜３に比べて水分バリア性を高め、その結果、発電劣化現象を抑制できた。
本発明によれば、水分バリア性をさらに高め、その結果、より発電劣化現象を抑制した太陽電池モジュールを提供することができる。
１００ 太陽電池モジュール
１０ 太陽電池セル
１２Ａ，１２Ｂ 封止材
１４Ａ，１４Ｂ プレート層
１６Ａ，１６Ｂ 接着材
１８Ａ，１８Ｂ 透光性基板
２０ 配線
２２ 枠体
１０ 太陽電池セル
１２Ａ，１２Ｂ 封止材
１４Ａ，１４Ｂ プレート層
１６Ａ，１６Ｂ 接着材
１８Ａ，１８Ｂ 透光性基板
２０ 配線
２２ 枠体
Claims (7)
- 太陽電池セルを一対の透光性基板で挟んだ太陽電池モジュールであって、
前記太陽電池セルと前記一対の透光性基板との間には、前記太陽電池セルの両側それぞれに、前記太陽電池セルを封止する封止材と、前記封止材よりも低い透水性を有する剛性のプレート層とを含み、該プレート層と前記透光性基板とが接着していることを特徴とする太陽電池モジュール。 - 前記プレート層が環状オレフィン樹脂からなる請求項１に記載の太陽電池モジュール。
- 前記環状オレフィン樹脂のガラス転移温度が１３０〜１７０℃である請求項２に記載の太陽電池モジュール。
- 前記プレート層の厚さが５０〜２０００μｍである請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
- 前記封止材は、架橋密度が１×１０１９〜１５×１０１９個／ｃｃであるオレフィン系ゴムからなる請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
- 前記オレフィン系ゴムは、厚さが１５０μｍ以上であり、全光線透過度が６０％以上である請求項５に記載の太陽電池モジュール。
- 前記オレフィン系ゴムのショアＡ硬度が４０〜７０である請求項５または６に記載の太陽電池モジュール。
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| JP2012158042A JP2014022473A (ja) | 2012-07-13 | 2012-07-13 | 太陽電池モジュール |
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- 2012-07-13 JP JP2012158042A patent/JP2014022473A/ja active Pending
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