JP2014225553A - 太陽電池モジュール - Google Patents
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Abstract
【課題】投石等の外的要因によるモジュール表面の損傷を抑制できる太陽電池モジュールを提供する。【解決手段】この太陽電池モジュールは、太陽電池セル１０と、太陽電池セルの周囲を覆う封止材層２０，４０と、太陽電池セル１０の受光面側に配置された表面保護層３０と、太陽電池セル１０の非受光面側に配置された裏面保護層５０とを備える。表面保護層３０は、樹脂フィルム３１、又は、樹脂フィルム３１とその表面に形成されたハードコート層３２からなり、樹脂フィルム３１の２７℃での硬度の値と膜厚との積、又は、樹脂フィルム３１の２７℃での硬度の値と膜厚との積と、ハードコート層３２の２７℃での硬度の値と膜厚との積との合計が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上である。【選択図】図１
Description
本発明は、投石等の外的要因による損傷を抑制できる太陽電池モジュールに関する。
太陽電池モジュールは、長期信頼性を確保するため、太陽電池セルの周囲を封止材層で覆い、更にその外側を表面保護層と裏面保護層とで覆った封止構造を取っている。
近年、軽量化、施工性および量産性の観点からプラスチックフィルム等の可撓性基板を用いた薄膜太陽電池の研究開発が進められている。薄膜太陽電池を用いた太陽電池モジュールにおいては、軽量、フレキシブル性という特徴を活かすべく、表面保護層には、フッ素樹脂フィルム等の耐候性を有する樹脂フィルム等が用いられている。また、封止材層には、エチレン−酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ）、ポリオレフィン、熱可塑性ポリウレタン等の耐熱性に優れた樹脂材料等が用いられている。
しかしながら、フッ素樹脂フィルム等の樹脂フィルムを表面保護層に使用した場合、投石等の外的要因により、キズや貫通孔等が発生し易かった。表面保護層のキズや貫通孔等が太陽電池セルまで到達すると、モジュール内部に水が浸入して、太陽電池セルの電極層や発電層などが腐食し、発電効率が低下する等の問題があった。
特許文献１には、表面側保護部材と裏面側保護部材との間に太陽電池用セルが透明接着剤層により封止されてなる太陽電池において、表面側保護部材が、有機ポリマーフィルム層と、該フィルム層の透明接着剤層に面しない側の表面に設けられた硬化性樹脂の硬化被膜からなるハードコート層とからなる太陽電池が開示されている。
特許文献１では、耐擦傷性を向上させるため、有機ポリマーフィルム層の表面にハードコート層を形成しているが、ハードコート層を形成しても、投石等の外的要因による貫通孔の発生を必ずしも抑制できるとは限らなかった。
よって、本発明の目的は、投石等の外的要因による損傷を抑制できる太陽電池モジュールを提供することにある。
本発明者らは、種々検討の結果、太陽電池モジュールの表面保護層となる樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積、又は、同樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積と、同樹脂フィルムに設けたハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積の合計を、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上とすることで、投石等の外的要因による、貫通孔の発生を抑制できることを見出し、本発明を達成するに至った。
すなわち、本発明の太陽電池モジュールの１つは、太陽電池セルと、前記太陽電池セルの周囲を覆う封止材層と、前記太陽電池セルの受光面側を覆う封止材層上に配置された表面保護層と、前記太陽電池セルの非受光面側を覆う封止材層上に配置された裏面保護層とを備える太陽電池モジュールにおいて、前記表面保護層が、樹脂フィルムからなり、該樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であることを特徴とする。
本発明の太陽電池モジュールのもう１つは、太陽電池セルと、前記太陽電池セルの周囲を覆う封止材層と、前記太陽電池セルの受光面側を覆う封止材層上に配置された表面保護層と、前記太陽電池セルの非受光面側を覆う封止材層上に配置された裏面保護層とを備える太陽電池モジュールにおいて、前記表面保護層が、樹脂フィルムとその表面に形成されたハードコート層とからなり、前記樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積と、前記ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積の合計が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であることを特徴とする。
本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記ハードコート層は、膜厚が１〜２５μｍ、２７℃での硬度が３００ＭＰａ以上であることが好ましい。
本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積が２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であることが好ましい。
本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記ハードコート層の水蒸気透過率が、前記表面保護層の水蒸気透過率よりも大きいことが好ましい。
本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記ハードコート層は、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、エポキシ樹脂及びフッ素樹脂から選ばれる１種以上の透明樹脂で構成されていることが好ましい。
本発明の太陽電池モジュールによれば、表面保護層が、樹脂フィルム、又は、樹脂フィルムの表面にハードコート層が形成されたものからなり、樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積、又は、樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積と、ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積の合計が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であるので、表面保護層に傷や貫通孔等が発生することを抑制できる。このため、降雨等によるモジュール内部への水の浸入等を抑制でき、長期にわたって優れた発電特性を得ることができる。
本発明の太陽電池モジュールについて、図１を用いて説明する。
この太陽電池モジュールは、太陽電池セル１０と、太陽電池セルの受光面側１０ｂを覆う封止材層２０上に配置された表面保護層３０と、太陽電池セルの非受光面側１０ａを覆う封止材層４０上に配置された裏面保護層５０とを備える。
なお、本発明において、受光面とは、太陽電池セルが太陽光を受光する側の面のことである。また、非受光面とは、太陽電池セルが太陽光を受光する面の反対面を意味する。
太陽電池セル１０の構造としては、特に限定は無い。例えば、図３に示される構造等が挙げられる。図３に示される構造の太陽電池セルは、基板１１の片面に、第１電極層１２、光電変換層１３及び第２電極層１４が順次積層して構成された素子１５が複数形成されている。そして、図示しないが、それぞれの素子１５が直列及び／又は並列に接続している。また、上記のように同一基板上に複数の素子が形成される場合もあれば、一つの基板上に一つの素子が形成され、それらの素子同士が直列及び／又は並列に接続する場合もある。
また、太陽電池セル１０は、図４に示す構造をなすものであってもよい。図４に示される構造の太陽電池セルは、基板１１の受光面側１０ｂに、第１電極層１２、光電変換層１３、第２電極層１４を順次積層して構成された素子１５が複数形成され、基板１１の非受光面側１０ａに、第３電極層１６が複数形成され、隣接する素子１５どうしが、次に示す態様で第３電極層１６を介して電気的に直列接続している。
すなわち、素子１５の両端部には、基板１１上に第１電極層１２、光電変換層１３が順次積層され、第２電極層１４が設けられていない接続部１５ａ，１５ａが設けられている。また、第３電極層１６は、素子１５とほぼ同じ間隔で、かつ、隣接する一方の素子側にずれて分割されている。また、各素子１５には、第３電極層１６、基板１１、第１電極層１２、光電変換層１３、第２電極層１４を貫通して形成された第１貫通孔１７が、所定間隔で複数形成されている。そして、第１貫通孔１７の内壁において、第２電極層１４と第３電極層１６とが、導体層１８ａにより電気的に接続している。また、第１電極層１２は、光電変換層１３で覆われて、第２電極層１４、導体層１８ａ及び第３電極層１６と絶縁されている。また、接続部１５ａには、第３電極層１６、基板１１、第１電極層１２、光電変換層１３を貫通して形成された第２貫通孔１９が形成されている。そして、第２貫通孔１９の内壁において、第３電極層１６と第１電極層１２とが、導体層１８ｂにより電気的に接続している。
素子１５での発電により発生した電流は、光電変換層１３から第２電極層１４へと流れ、第１貫通孔１７を通って、素子１５の第２電極層１４から、第３電極層１６へと流れる。そして、第３電極層１６に移動した電流は、接続部１５ａへと移動し、第２貫通孔１９を通って、隣接する素子１５の第１電極層１２へと流れる。このようにして、この太陽電池セル１０は、第１貫通孔１７、第２貫通孔１９を介して、それぞれの素子１５が直列接続している。このような構造は、ＳＣＡＦ(Ｓｅｒｉｅｓ Ｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎ ｔｈｒｏｕｇｈ Ａｐｅｒｔｕｒｅｓ ｆｏｒｍｅｄ ｏｎ Ｆｉｌｍ)構造と呼ばれており、例えば、特開平６―３４２９２４号公報などに記載される方法で製造できる。
太陽電池セルの基板１１は、絶縁性及び耐熱性を有するものであればよく、特に限定は無い。例えば、可撓性フィルム基板、ガラス基板、絶縁層でコーティングされたステンレス基板等が挙げられる。可撓性フィルム基板としては、ポリイミド、ポリエチレンナフタレート、ポリエーテルサルフォン、ポリエチレンテレフタレート、アラミドなどで構成されたフィルム基板が挙げられる。可撓性フィルム基板を用いることで、フレキシブルな太陽電池セルとすることができる。なお、基板１１が光入射側に配される場合には、基板１１は光透過性の材料で構成すべきことはいうまでもない。
太陽電池セルの第１電極層１２及び第２電極層１４のうち、光入射側に配置される電極層は、ＩＴＯ、ＳｎＯ、ＺｎＯなどの透明導電性酸化物で形成される。
また、第１電極層１２、第２電極層１４のうち、光入射側とは反対側に配置される電極層、及び第３電極層１６は、Ａｇ、Ｎｉ、Ａｌ、Ｍｏ及びこれらの合金などの導電性金属で形成されることが好ましい。また、これらの導電性金属で形成される層（以下、導電性金属層という）に、ＩＴＯ、ＳｎＯ、ＺｎＯなどの透明導電性酸化物で形成される層（以下、透明導電性酸化物層という）が積層されていてもよい。
各電極層の形成方法は特に限定は無い。各種電極材料を、蒸着法、スパッタ法、鍍金など当該技術において知られている任意の方法で製膜して形成できる。
光電変換層１３としては、特に限定はない。微結晶シリコン系光電変換層、アモルファスシリコン系光電変換層、アモルファスシリコンゲルマニウム系光電変換層、ＣＩＳ系光電変換層、ＣＺＴＳ系光電変換層等が挙げられる。ＣＩＳ系光電変換層としては、ＣｕＩｎＳｅ２、ＣｕＧａＳｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）２等のＣＩＳ系半導体化合物で形成された光電変換層が挙げられる。ＣＺＴＳ系光電変換層としては、Ｃｕ２ＺｎＳｎＳｅ４、Ｃｕ２ＺｎＳｎ（Ｓ，Ｓｅ）４等のＣＺＴＳ系半導体化合物で形成された光電変換層が挙げられる。更に、光電変換層は、半導体セルが複数層積層した多接合構造であってもよい。
図１に再び戻ると、太陽電池セルの非受光面側１０ａには、封止材層４０が配置され、さらにその外側に裏面保護層５０が配置されている。
封止材層４０は、耐熱性を有する材料で構成されていることが好ましい。例えば、ポリエチレン、エチレン／酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリイミド、ポリビニル、エポキシ樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、フッ素樹脂、アイオノマー等が挙げられる。
封止材層４０の線膨脹係数は、１０〜５００［×１０−５／℃］が好ましく、１０〜１００［×１０−５／℃］がより好ましい。封止材層４０の線膨脹係数が上記範囲内であれば、太陽電池セル１０との応力差を小さくでき、密着性を高めることができる。なお、本発明において線膨脹係数は、ＴＭＡ法（ＪＩＳ Ｋ ７１９７）で測定した値である。
裏面保護層５０は、防水性、耐熱性、耐候性に優れた材料で構成されていることが好ましい。例えば、シリコーン樹脂シート、アクリル樹脂シート、ポリエステル樹脂（ＰＥＴなど）シート、ポリカーボネート樹脂シート、フッ素樹脂シート等の樹脂シート、ＳＵＳ鋼板、Ａｌ板など金属板、及び金属板の表面を、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、ポリエステル樹脂、ポリカーボネート樹脂、フッ素樹脂等の樹脂でコーティングした樹脂コーティング板等が挙げられる。
なお、封止材層４０、裏面保護層５０は、太陽電池セルの非受光面側に配置されるため、透明性を有さない、あるいは、透明性の低い材料で構成されていてもよい。
太陽電池セルの受光面側１０ｂには、封止材層２０が配置され、さらにその外側に、表面保護層３０が配置されている。
封止材層２０は、透明性及び耐熱性を有する材料が好ましい。例えば、ポリエチレン、エチレン／酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリイミド、ポリビニル、エポキシ樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、フッ素樹脂、アイオノマー等が挙げられる。
封止材層２０の線膨脹係数は、１０〜５００［×１０−５／℃］が好ましく、１０〜１００［×１０−５／℃］がより好ましい。封止材層２０の線膨脹係数が上記範囲内であれば、太陽電池セル１０との応力差を小さくでき、密着性を高めることができる。
封止材層２０の水蒸気透過率は、表面保護層３０よりも大きいことが好ましく、具体的には、０．１〜１００ｇ／ｍ２・２４Ｈが好ましく、１．０〜５０ｇ／ｍ２・２４Ｈがより好ましい。なお、本発明において水蒸気透過率は、感湿センサ法（ＪＩＳ Ｋ ７１２９）で測定した値である。
表面保護層３０は、２７℃での硬度の値と膜厚との積が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上である樹脂フィルム３１で構成されている。樹脂フィルム３１の２７℃での硬度の値と膜厚との積は、３０００［ＭＰａ・μｍ］以上がより好ましく、６０００〜２００００［ＭＰａ・μｍ］が特に好ましい。上記値が２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であれば、傷や貫通孔等の発生を効果的に抑制できる。更には、上記値が３０００［ＭＰａ・μｍ］以上であれば、傷や貫通孔等の発生をより効果的に抑制できる。
なお、本発明において、硬度は、ナノインデンテーション法により測定した値である。すなわち、試験温度２７℃で、測定装置として「ＥＮＴ−１１００」（エリオニクス社）を用い、先端形状が三角錐で先端角が１１５°のプローブを、最大押込み強さ０．５ｍＮ、加重増加・減速速度０．０５ｍＮ／ｓ、最大加重保持時間５秒でサンプルに押込み、押込み力と押込み深さとの関係から硬度を測定した。
樹脂フィルム３１の２７℃での硬度は、５０ＭＰａ以上が好ましく、６０〜１００ＭＰａがより好ましく、７０〜９５ＭＰａが特に好ましい。樹脂フィルム３１の硬度が５０ＭＰａ未満であると、補強効果が不十分となる傾向にある。更には、樹脂フィルム３１の膜厚を大きくする必要があり、太陽電池の重量やコストが増加したり、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にある。また、樹脂フィルム３１の硬度が高すぎると、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にあるので、上限は２００ＭＰａが好ましい。
樹脂フィルム３１の膜厚は、５０〜２５０μｍが好ましく、７５〜１００μｍがより好ましい。２５μｍ未満であると、補強効果が不十分となる傾向にある。２５０μｍを超えると、太陽電池の重量やコストが増加したり、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にある。
樹脂フィルム３１の材質は、透明性、耐候性及び耐熱性に優れたものであればよい。例えば、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、ポリエステル樹脂、ポリカーボネート樹脂、フッ素樹脂等が挙げられる。なかでも、耐候性に優れるということからフッ素樹脂が好ましい。フッ素樹脂としては、テトラフルオロエチレン−エチレン共重合体（ＥＴＦＥ）、テトラフルオロエチレン−ヘキサフルオロプロピレン共重合体（ＦＥＰ）、テトラフルオロエチレン−パーフルオロアルキルビニルエーテル共重合体（ＰＦＡ）、ポリフッ化ビニル（ＰＶＦ）、ポリフッ化ビニリデン（ＰＶＤＦ）等が挙げられる。
この太陽電池モジュールは、以下のようにして製造できる。
まず、太陽電池セルの受光面側１０ｂに、封止材層２０と樹脂フィルム３１（表面保護層３０）とを配置し、太陽電池セルの非受光面側１０ａに、封止材層４０と裏面保護層５０とを配置する。そして、太陽電池セル１０の受光面側及び非受光面側を、樹脂フィルム３１と裏面保護層２２とでラミネートして封止する。このようにして、図１に示す太陽電池モジュールを製造できる。
また、受光面側１０ｂに、封止材層２０を配置する前に、太陽電池セル１０の受光面側１０ｂを仮封止材層で仮ラミネートしても良い。太陽電池セル１０としてフレキシブルタイプの薄膜太陽電池を用いた場合、反りが発生することがあるが、太陽電池セル１０の受光面側を仮封止材層で仮ラミネートすることで、反りの発生を防止できる。
次に、本発明の太陽電池モジュールの第２の実施形態について、図２を用いて説明する。
この太陽電池モジュールは、表面保護層３０’が、樹脂フィルム３１の表面にハードコート層３２が形成されたもので構成され、樹脂フィルム３１の２７℃での硬度の値と膜厚との積と、ハードコート層３２の２７℃での硬度の値と膜厚との積との合計が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上とされている。
樹脂フィルム３１の２７℃での硬度は、４０ＭＰａ以上が好ましく、５０〜２００ＭＰａがより好ましく、５０〜１００ＭＰａが特に好ましい。樹脂フィルム３１の硬度が４０ＭＰａ未満であると、樹脂フィルム３１やハードコート層３２の膜厚を大きくしたり、ハードコート層３２の硬度を高める必要があるので、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にある。また、樹脂フィルム３１の硬度が高すぎると、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にあるので、上限は２００ＭＰａが好ましい。
樹脂フィルム３１の膜厚は、２５〜２５０μｍが好ましく、５０〜１００μｍがより好ましい。２５μｍ未満であると、補強効果が不十分となる傾向にある。２５０μｍを超えると、太陽電池の重量やコストが増加したり、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にある。
樹脂フィルム３１の２７℃での硬度の値と膜厚との積は、１０００［ＭＰａ・μｍ］以上が好ましく、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上がより好ましく、３０００〜１００００［ＭＰａ・μｍ］が特に好ましい。上記値が１０００［ＭＰａ・μｍ］以上であれば、傷や貫通孔等の発生を効果的に抑制できる。
樹脂フィルム３１の材質は、上述した第１の実施形態と同様のものを用いることができる。
樹脂フィルム３１上に形成されるハードコート層３２の２７℃での硬度は、３００ＭＰａ以上が好ましく、４００〜１０００ＭＰａが好ましい。ハードコート層３２の硬度が３００ＭＰａ以上とすることで、貫通孔等の発生を効果的に抑制できる。更には、４００ＭＰａ以上とすることで、貫通孔等の発生をより効果的に抑制できる。また、ハードコート層３２の硬度が高すぎると、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にあるので、上限は１０００ＭＰａが好ましい。
ハードコート層３２の膜厚は、１〜２５μｍが好ましく、３〜１０μｍがより好ましい。１μｍ未満であると、補強効果が不十分である。２５μｍを超えると、応力差によってハードコート層３２と樹脂フィルム３１との間で剥離が生じたり、割れが生じることがある。また、太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下する傾向にある。
ハードコート層３２の２７℃での硬度と、膜厚との積は、１０００［ＭＰａ・μｍ］以上が好ましく、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上がより好ましく、５０００〜１０００［ＭＰａ・μｍ］が特に好ましい。上記値が１０００［ＭＰａ・μｍ］以上であれば、傷や貫通孔等の発生を効果的に抑制できる。
ハードコート層３２の水蒸気透過率は、樹脂フィルム３１よりも大きいことが好ましく、具体的には、１〜２０ｇ／ｍ２・２４Ｈが好ましい。ハードコート層３２の水蒸気透過率を、樹脂フィルム３１よりも大きくすることで、封止材層等の加水分解や熱分解によって、太陽電池モジュールの内部に酢酸イオン等の各種イオンや水蒸気が発生しても、これらを内部に留まらせることなく速やかに外部に逃がすことができる。
ハードコート層３２の材質は、透明性及び耐熱性を有するものが好ましい。例えば、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、エポキシ樹脂、フッ素樹脂等の透明樹脂が挙げられる。
ハードコート層３２は、コーティング液を、ロールコータ、バーコータ、マイクログラビア等の各種塗布方法で樹脂フィルム３１上に塗布し、紫外線硬化、熱硬化、常温硬化等の方法で乾燥及び硬化して形成できる。
この太陽電池モジュールは、以下のようにして製造できる。
まず、太陽電池セルの受光面側１０ｂに、封止材層２０と樹脂フィルム３１とを配置し、太陽電池セルの非受光面側１０ａに、封止材層４０と裏面保護層５０とを配置する。次に、太陽電池セル１０の受光面側及び非受光面側を、樹脂フィルム３１と裏面保護層２２とでラミネートして封止する。そして、樹脂フィルム３１の表面に、コーティング液を、ロールコータ、バーコータ、マイクログラビア等の各種塗布方法で塗布し、紫外線硬化、熱硬化、常温硬化等の方法で乾燥及び硬化してハードコート層３２を形成する。このようにして、図２に示す太陽電池モジュールを製造できる。
また、図２に示す太陽電池モジュールは、次のようにして製造することもできる。
まず、樹脂フィルム３１の表面に、コーティング液を塗布し、乾燥及び硬化してハードコート層３２を形成する。次に、太陽電池セルの受光面側１０ｂに、封止材層２０と、ハードコート層３２を形成した樹脂フィルム３１（表面保護層３０’）とを配置し、太陽電池セルの非受光面側１０ａに、封止材層４０と裏面保護層５０とを配置する。そして、太陽電池セル１０の受光面側及び非受光面側を、樹脂フィルム３１と裏面保護層２２とでラミネートして封止する。このようにして図２に示す太陽電池モジュールを製造できる。
以下に本発明の実施例を示すが、これによって本発明の内容は制限されるものではない。なお、以下の製造例において使用した各層の水蒸気透過率は、感湿センサ法（ＪＩＳ Ｋ ７１２９）で測定した。また、硬度は、ナノインデンテーション法により、試験温度２７℃で、測定装置として「ＥＮＴ−１１００」（エリオニクス社）を用い、先端形状が三角錐で先端角が１１５°のプローブを、最大押込み強さ０．５ｍＮ、加重増加・減速速度０．０５ｍＮ／ｓ、最大加重保持時間５秒でサンプルに押込み、押込み力と押込み深さとの関係から硬度を測定した。
（試験例）
太陽電池セルの受光面側に、膜厚１５０μｍのポリエチレンシートを配置し、ポリエチレンシートを１００℃に加熱して熱ラミネート法で太陽電池セルの受光面をポリエチレンシートでラミネートした。次に、ポリエチレンシート上に、厚さ４００μｍのポリエチレンシートと、以下の表１，２に示す表面保護層とを配置した。また、太陽電池セルの非受光面側に、厚さ４００μｍのポリエチレンシートと、厚さ２５μｍのＥＴＦＥシートを配置した。そして、真空ラミネート法で、太陽電池セルをラミネートして太陽電池モジュールを製造した。
各太陽電池モジュールを屋外に１年間暴露し、暴露後の太陽電池モジュール表面の孔発生数を、探傷法により測定した。すなわち、暴露後の太陽電池モジュールの表面保護層に、赤色浸透液（商品名「ＮＲＣ−ＡＬＩＩ」、太陽物産株式会社製）を塗布した。塗布後４日経過後に、赤色浸透液を太陽電池モジュールの表面保護層から洗浄除去し、孔が発生している箇所は、赤い斑点として現れるので、赤い斑点の数を光学顕微鏡で観察して測定した。結果を表１，２にまとめて記す。
太陽電池セルの受光面側に、膜厚１５０μｍのポリエチレンシートを配置し、ポリエチレンシートを１００℃に加熱して熱ラミネート法で太陽電池セルの受光面をポリエチレンシートでラミネートした。次に、ポリエチレンシート上に、厚さ４００μｍのポリエチレンシートと、以下の表１，２に示す表面保護層とを配置した。また、太陽電池セルの非受光面側に、厚さ４００μｍのポリエチレンシートと、厚さ２５μｍのＥＴＦＥシートを配置した。そして、真空ラミネート法で、太陽電池セルをラミネートして太陽電池モジュールを製造した。
各太陽電池モジュールを屋外に１年間暴露し、暴露後の太陽電池モジュール表面の孔発生数を、探傷法により測定した。すなわち、暴露後の太陽電池モジュールの表面保護層に、赤色浸透液（商品名「ＮＲＣ−ＡＬＩＩ」、太陽物産株式会社製）を塗布した。塗布後４日経過後に、赤色浸透液を太陽電池モジュールの表面保護層から洗浄除去し、孔が発生している箇所は、赤い斑点として現れるので、赤い斑点の数を光学顕微鏡で観察して測定した。結果を表１，２にまとめて記す。
表１の例１と例２〜５との比較から、樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積を２０００［ＭＰａ・μｍ］以上とすることで、孔発生頻度を大幅に低減できることが分かった。
また、表２の例６，７と例８〜１１との比較から、樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積と、ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積との合計を２０００［ＭＰａ・μｍ］以上とすることで、孔発生頻度を大幅に低減できることが分かった。
１０：太陽電池セル
１１：基板
１２：第１電極層
１３：光電変換層
１４：第２電極層
１５：素子
１６：第３電極層
２０：封止材層
３０、３０’：表面保護層
３１：樹脂フィルム
３２：ハードコート層
４０：封止材層
５０：裏面保護層
１１：基板
１２：第１電極層
１３：光電変換層
１４：第２電極層
１５：素子
１６：第３電極層
２０：封止材層
３０、３０’：表面保護層
３１：樹脂フィルム
３２：ハードコート層
４０：封止材層
５０：裏面保護層
Claims (6)
- 太陽電池セルと、前記太陽電池セルの周囲を覆う封止材層と、前記太陽電池セルの受光面側を覆う封止材層上に配置された表面保護層と、前記太陽電池セルの非受光面側を覆う封止材層上に配置された裏面保護層とを備える太陽電池モジュールにおいて、
前記表面保護層が、樹脂フィルムからなり、該樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。 - 太陽電池セルと、前記太陽電池セルの周囲を覆う封止材層と、前記太陽電池セルの受光面側を覆う封止材層上に配置された表面保護層と、前記太陽電池セルの非受光面側を覆う封止材層上に配置された裏面保護層とを備える太陽電池モジュールにおいて、
前記表面保護層が、樹脂フィルムとその表面に形成されたハードコート層とからなり、前記樹脂フィルムの２７℃での硬度の値と膜厚との積と、前記ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積の合計が、２０００［ＭＰａ・μｍ］以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。 - 前記ハードコート層は、膜厚が１〜２５μｍ、２７℃での硬度が３００ＭＰａ以上である請求項２に記載の太陽電池モジュール。
- 前記ハードコート層の２７℃での硬度の値と膜厚との積が２０００［ＭＰａ・μｍ］以上である請求項２又は３に記載の太陽電池モジュール。
- 前記ハードコート層の水蒸気透過率が、前記表面保護層の水蒸気透過率よりも大きい請求項２〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
- 前記ハードコート層は、シリコーン樹脂、アクリル樹脂、エポキシ樹脂及びフッ素樹脂から選ばれる１種以上の透明樹脂で構成されている請求項２〜５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
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-
2013
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|---|---|---|---|---|
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| CN114503286A (zh) * | 2019-10-11 | 2022-05-13 | 京瓷株式会社 | 太阳能电池模块 |
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