JP6715497B2 - 太陽電池モジュール - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池モジュールに関し、特に樹脂基板を使用する太陽電池モジュールに関する。

太陽電池モジュールを軽量化するために、ガラス基板の代わりに樹脂基板が使用される。樹脂基板の熱膨張率は一般的にガラス基板と比較して大きいので、樹脂基板は、ガラス基板よりも、熱膨張・収縮の変位量が大きい。樹脂基板の熱膨張・収縮により、太陽電池セル間のタブ配線、封止部材に応力が加わるので、タブ配線が疲労破断する場合がある。そのために、例えば、樹脂基板上にゲル、エチレン−酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ）が順に配置されるとともに、ゲルとＥＶＡの間に太陽電池セルが配置される（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１１−４９４８５号公報

太陽電池モジュールには、ヒョウ等が衝突する場合があるので、熱膨張への対策に加えて、耐衝撃性の向上も必要とされる。ゲルは、ヒョウ等の衝突による樹脂基板のたわみをある程度吸収するが、たわんだ部分に荷重が集中する傾向にある。そのため、ゲルと太陽電池セルとが接するように配置されている場合、太陽電池セルには局所的な荷重が加わる。

本発明はこうした状況に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽電池モジュールの耐衝撃性を向上する技術を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の態様に係る太陽電池モジュールは、樹脂基板と、樹脂基板上に配置される第１樹脂層と、第１樹脂層上に配置される第２樹脂層と、第２樹脂層上に配置される光電変換部と、光電変換部と第２樹脂層との上に配置される第３樹脂層とを備える。第１樹脂層の引張弾性率は、樹脂基板、第２樹脂層、第３樹脂層のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。

図１は、本発明の実施形態１に係る太陽電池モジュールを示す上面図である。 図２は、図１の太陽電池モジュールを示す断面図である。 図３は、図２の太陽電池モジュールに加わる荷重を模式的に示す図である。 図４（ａ）−（ｂ）は、図２の太陽電池モジュールにおける中立軸を示す図である。 図５は、本発明の実施形態２に係る太陽電池モジュールを示す断面図である。 図６は、本発明の実施形態３に係る太陽電池モジュールを示す断面図である。 図７は、本発明の実施形態４に係る太陽電池モジュールを示す断面図である。 図８は、本発明の実施形態５に係る太陽電池モジュールを示す断面図である。 図９は、樹脂層の界面における光の屈折を模式的に示す図である。 図１０は、実施例７〜９の太陽電池モジュールの外観を示す図である。 図１１は、本発明の実施形態７に係る太陽電池モジュールを示す断面図である。

（実施形態１）
本実施形態を具体的に説明する前に、概要を述べる。本実施形態１は、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。この太陽電池モジュールの使用用途を拡大するために、太陽電池モジュールには軽量化が必要とされるので、ガラス基板ではなく樹脂基板が使用される。一方、太陽電池モジュールには、ヒョウ等が衝突する場合がある。ガラス基板よりも樹脂基板の方が、引張弾性率が低いので、ヒョウ等の衝突による荷重が太陽電池モジュール内部に伝わり、太陽電池セルが破損してしまうおそれがある。そのため、太陽電池モジュールには、樹脂基板を使用する場合であっても、耐衝撃性の向上が望まれる。

樹脂基板にヒョウ等が衝突した場合、衝突による荷重が樹脂基板に加わり、衝突箇所を中心にして樹脂基板はたわむ。ここで、樹脂基板と太陽電池セルとの間にゲルを配置させる場合、ゲルの引張弾性率は低いので、樹脂基板からの荷重は、ゲルにおいて低減される。しかしながら、樹脂基板のたわんだ部分がゲルにも伝わり、伝わった部分の荷重がゲルでも大きくなる。その結果、太陽電池セルには、ゲルからの局所的な荷重が加えられる。一方、太陽電池セル、隣接した太陽電池セル間のタブ配線の破損を抑制するためには、荷重が分散されている方が望ましい。

これに対応するために、本実施形態１に係る太陽電池モジュールでは、樹脂基板、ゲル、樹脂層、太陽電池セルを順に配置する。ここで、樹脂層の引張弾性率は、ゲルの引張弾性率よりも高い。そのため、樹脂層では、ゲルからの局所的な荷重が分散され、太陽電池セルには、樹脂層からの分散された荷重が加えられる。

図１は、本実施形態１に係る太陽電池モジュール１００を示す上面図である。図１に示すように、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸からなる直角座標系が規定される。ｘ軸、ｙ軸は、太陽電池モジュール１００の平面内において互いに直交する。ｚ軸は、ｘ軸およびｙ軸に垂直であり、太陽電池モジュール１００の厚み方向に延びる。また、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸のそれぞれの正の方向は、図１における矢印の方向に規定され、負の方向は、矢印と逆向きの方向に規定される。太陽電池モジュール１００を形成する２つの主表面であって、かつｘ−ｙ平面に平行な２つの主表面のうち、ｚ軸の正方向側に配置される主平面が「受光面」であり、ｚ軸の負方向側に配置される主平面が「裏面」である。なお、「受光面」とは光が主に入射する面を意味し、「裏面」とは受光面と反対側の面を意味することもある。また、ｚ軸の正方向側を「受光面側」とよび、ｚ軸の負方向側を「裏面側」とよぶこともある。

また、「第１の部材上に第２の部材を設ける」等の記載では、特に限定しない限り、第１の部材および第２の部材が直接接触して設けられてもよく、第１の部材および第２の部材の間に他の部材が存在してもよい。上記の記載における「上」とは、ｚ軸の正方向側であってもよく、ｚ軸の負方向側であってもよい。さらに、「略」は、誤差の範囲で異なっていること、つまり実質的に同一であることを示す。

太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池セル１０、複数のタブ配線１２、複数の接続配線１４を含む。複数の太陽電池セル１０のそれぞれは、入射する光を吸収して光起電力を発生する。太陽電池セル１０は、例えば、結晶系シリコン、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）またはインジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体材料によって形成される。太陽電池セル１０の構造は、特に限定されないが、ここでは、一例として、結晶シリコンとアモルファスシリコンとが積層されているとする。図１では省略しているが、各太陽電池セル１０の受光面および裏面には、互いに平行にｘ軸方向に延びる複数のフィンガー電極と、複数のフィンガー電極に直交するようにｙ軸方向に延びる複数、例えば２本のバスバー電極とが備えられる。バスバー電極は、複数のフィンガー電極のそれぞれを接続する。

複数の太陽電池セル１０は、ｘ−ｙ平面上にマトリクス状に配列される。ここでは、ｘ軸方向に４つの太陽電池セル１０が並べられ、ｙ軸方向に５つの太陽電池セル１０が並べられる。なお、ｘ軸方向に並べられる太陽電池セル１０の数と、ｙ軸方向に並べられる太陽電池セル１０の数は、これらに限定されない。ｙ軸方向に並んで配置される５つの太陽電池セル１０は、タブ配線１２によって直列に接続され、１つの太陽電池ストリング１６が形成される。さらに、前述のごとく、ｘ軸方向に４つの太陽電池セル１０が並べられるので、ｙ軸方向に延びた太陽電池ストリング１６がｘ軸方向に４つ平行に並べられる。なお、太陽電池ストリング１６は、複数の太陽電池セル１０だけを示してもよいし、複数の太陽電池セル１０と複数のタブ配線１２との組合せを示してもよい。

太陽電池ストリング１６を形成するために、タブ配線１２は、隣接した太陽電池セル１０のうちの一方の受光面側のバスバー電極と、他方の裏面側のバスバー電極とを電気的に接続する。すなわち、隣接した太陽電池セル１０は互いにタブ配線１２で電気的に接続されている。タブ配線１２は、細長い金属箔であり、例えば、アルミニウム箔、及び銅箔にハンダや銀等をコーティングしたものが用いられる。タブ配線１２とバスバー電極との接続には樹脂が使用される。この樹脂は導電性、非導電性のいずれでもよい。非導電性の樹脂を用いる場合はタブ配線１２とバスバー電極とが直接接続されることで電気的に接続される。また、タブ配線１２とバスバー電極との接続は、樹脂ではなくハンダでもよい。

さらに、太陽電池ストリング１６のｙ軸の正方向側と負方向側において、複数の接続配線１４がｘ軸方向に延びており、接続配線１４は、隣接した２つの太陽電池ストリング１６を電気的に接続する。以上の構成において、太陽電池セル１０、太陽電池ストリング１６のそれぞれが「光電変換部」であってもよく、複数の太陽電池ストリング１６と接続配線１４との組合せが「光電変換部」であってもよい。なお、太陽電池モジュール１００の端縁部には、図示しないフレームが取り付けられてもよい。フレームは、太陽電池モジュール１００の端縁部を保護するとともに、太陽電池モジュール１００を屋根等に設置する際に利用される。

なお、隣接した光電変換部（太陽電池セル１０）は互いにタブ配線１２で電気的に接続されており、タブ配線１２は、アルミニウムにより形成されていることが好ましい。タブ配線１２としてアルミニウムを用いることにより、タブ配線１２を形成する金属の触媒反応によって、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４又は第３樹脂層２６が分解するのを抑制し、これらを形成する樹脂が変色するのを抑制することができる。なお、非めっきアルミニウムにより形成されたタブ配線１２は、銅箔を銀でめっきしたタブ配線１２よりも、樹脂の変色を抑制することができる。

図２は、太陽電池モジュール１００を示す図１のＡ−Ａ’線断面図である。太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４、太陽電池ストリング１６、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８を含む。図２の上側が裏面側に相当し、下側が受光面側に相当する。

第１樹脂基板２０は、太陽電池モジュール１００の受光面側に配置されており、太陽電池モジュール１００の表面を保護する。第１樹脂基板２０には、例えば、透光性を有するポリカーボネート樹脂が使用される。また、第１樹脂基板２０は、厚さ１ｍｍの矩形板状に形成されるが、これに限定されない。ポリカーボネート樹脂は、熱可塑性プラスチックの一種であり、その引張弾性率は２．３〜２．５ＧＰａであり、その水蒸気透過度は４０〜５０ｇ／ｍ^２／ｄａｙである。ここで、引張弾性率Ｅは、同軸方向のひずみσと応力εで表される比例定数であり、次のように示される。
Ｅ＝σ／ε
また、引張弾性率は、ヤング率ともよばれる。

第１樹脂層２２は、第１樹脂基板２０のｚ軸の負方向側に配置される。第１樹脂層２２として、引張弾性率が０．０００００１〜０．００１ＧＰａであり、損失係数が０．１〜０．５２であるゲルが使用される。このようなゲルは、例えば、シリコーンゲル、アクリルゲル、ウレタンゲル等である。シリコーンゲルについて、引張弾性率は０．０００００５ＧＰａであり、水蒸気透過度は３００〜２５００ｇ／ｍ^２／ｄａｙである。損失係数は、貯蔵剪断弾性率（Ｇ’）と損失剪断弾性率（Ｇ”）の比Ｇ”／Ｇ’であり、ｔａｎδで示される。損失係数は、材料が変形する際に材料がどのくらいエネルギーを吸収するかを示しており、ｔａｎδの値が大きいほどエネルギーを吸収する。この損失係数は、動的粘弾性測定装置によって測定される。第１樹脂層２２は、透光性を有するとともに、第１樹脂基板２０におけるｘ−ｙ平面と略同一寸法の面を有する矩形状のシート材によって形成される。なお、第１樹脂層２２は、液状であってもよい。

第２樹脂層２４は、第１樹脂層２２のｚ軸の負方向側に配置される。第２樹脂層２４として、例えば、ＥＶＡ、ＰＶＢ（ポリビニルブチラール）、ポリイミド等の樹脂フィルムのような熱可塑性樹脂が使用される。なお、熱硬化性樹脂が使用されてもよい。ここでは、特にＥＶＡが使用されるとする。ＥＶＡについて、引張弾性率は０．０１〜０．２５ＧＰａであり、水蒸気透過度は３０〜５０ｇ／ｍ^２／ｄａｙであり、損失係数は０．０５である。第２樹脂層２４は、透光性を有するとともに、第１樹脂基板２０におけるｘ−ｙ平面と略同一寸法の面を有する矩形状のシート材によって形成される。

太陽電池ストリング１６は、前述のごとく、ｙ軸方向に並んだ複数の太陽電池セル１０が、タブ配線１２によって接続されることによって形成される。また、太陽電池ストリング１６のｙ軸の正方向側端と負方向側端に、接続配線１４が接続される。このような接続配線１４、太陽電池ストリング１６は、第２樹脂層２４のｚ軸の負方向側に配置される。また、複数の太陽電池セル１０のそれぞれは、受光面および裏面を有する平板状に形成される。

第３樹脂層２６は、接続配線１４、太陽電池ストリング１６と第２樹脂層２４のｚ軸の負方向側に配置される。そのため、接続配線１４、太陽電池ストリング１６は、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とによって密封される。具体的には、太陽電池セル１０の受光面が第２樹脂層２４と接するように配置され、太陽電池セル１０の裏面が第３樹脂層２６と接するように配置される。第３樹脂層２６は、第２樹脂層２４と同一の材料で形成されてもよく、第２樹脂層２４と異なった材料で形成されてもよい。後者の場合、第３樹脂層２６には、第２樹脂層２４の引張弾性率よりも小さい引張弾性率を有する材料が使用される。例えば、第２樹脂層２４には、引張弾性率が０．２ＧＰａより大きくなるＥＶＡが使用され、第３樹脂層２６には、０．２ＧＰａより小さい引張弾性率の充填材が使用される。また、第２樹脂層２４には、引張弾性率が０．２ＧＰａより大きくなる充填材が使用され、第３樹脂層２６には、引張弾性率が０．２ＧＰａより小さくなるＥＶＡが使用されてもよい。

このような構成に対して、荷重が加わった場合を説明する。図３は、太陽電池モジュール１００に加わる荷重を模式的に示す。図３は、図２の一部を示した部分断面図であるが、ｚ軸の方向が逆になっており、図３の上側が受光面側に相当する。第１樹脂基板２０には、受光面側から荷重Ｓ１が加えられる。ここでは、荷重Ｓ１として、ヒョウの衝突による局所的な荷重を想定する。前述した第１樹脂基板２０の引張弾性率は、ガラス基板の弾性率の７０ＧＰａよりも小さいので、第１樹脂基板２０では、受けた荷重Ｓ１に対してｚ軸の負方向にたわむことによって、荷重Ｓ２が生じる。荷重Ｓ２は、たわみに応じたｘ−ｙ平面での局所的な荷重である。

第１樹脂層２２は、第１樹脂基板２０、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６のそれぞれの引張弾性率よりも小さい引張弾性率を有し、かつそれらよりも大きい損失係数を有するので、第１樹脂基板２０のたわみをある程度吸収する。これは、第１樹脂層２２における荷重Ｓ３の大きさは、第１樹脂基板２０における荷重Ｓ２の大きさよりも小さいことに相当する。しかしながら、荷重Ｓ３は、荷重Ｓ２と同様に、ｚ軸の負方向を向いたｘ−ｙ平面での局所的な荷重である。

第２樹脂層２４は、第１樹脂層２２と比較して、大きい引張弾性率と小さい損失係数を有する。つまり、第２樹脂層２４は、第１樹脂層２２よりも硬く形成されている。そのため、第２樹脂層２４は、荷重Ｓ３によって、ｘ−ｙ平面で面押しされることによって、荷重Ｓ３よりもｘ−ｙ平面で分散し、かつｚ軸の負方向を向いた荷重Ｓ４を生じる。つまり、荷重Ｓ４は、荷重Ｓ１と比較して、小さく、かつｘ−ｙ平面で分散している。

太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４に加えられる荷重Ｓ４が、小さく、かつｘ−ｙ平面で分散しているので、太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４が破損するおそれは低減される。また、第３樹脂層２６が、第２樹脂層２４と同一の材料で形成されている場合、太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４を封止している第２樹脂層２４と第３樹脂層２６のそれぞれの引張弾性率と損失係数も同一になる。それらが同一であると、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６の境界部分であっても、荷重が連続するので、太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４に加えられる荷重の方向の多様性が制限される。一方、第３樹脂層２６が、第２樹脂層２４よりも小さい引張弾性率の材料で形成されている場合、第３樹脂層２６において荷重がさらに吸収される。図２に戻る。

第２樹脂基板２８は、第３樹脂層２６のｚ軸の負方向側に配置される。第２樹脂基板２８は、バックシートとして太陽電池モジュール１００の裏面側を保護する。そのため、第１樹脂基板２０を樹脂基板とよぶ場合に、第２樹脂基板２８は別の樹脂基板に相当する。第２樹脂基板２８には、例えば、ガラスエポキシ樹脂が使用される。ガラスエポキシ樹脂の引張弾性率は２０〜２５ＧＰａであるので、第２樹脂基板２８の引張弾性率は、第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きくなる。

なお、第２樹脂基板２８には、第１樹脂基板２０と同様にポリカーボネート樹脂が使用されてもよい。その場合、第２樹脂基板２８の引張弾性率を第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きくするために、第２樹脂基板２８は、第１樹脂基板２０よりもｚ軸方向に厚くなるように形成される。さらに、第２樹脂基板２８には、ＦＲＰ（Ｆｉｂｅｒ Ｒｅｉｎｆｏｒｃｅｄ Ｐｌａｓｔｉｃ）が使用されていてもよい。具体的には、第２樹脂基板２８には、ＧＦＲＰ（Ｇｌａｓｓ Ｆｉｂｅｒ Ｒｅｉｎｆｏｒｃｅｄ Ｐｌａｓｔｉｃ）、ＣＦＲＰ（Ｃａｒｂｏｎ Ｆｉｂｅｒ Ｒｅｉｎｆｏｒｃｅｄ Ｐｌａｓｔｉｃｓ）が使用されてもよい。ＧＦＲＰの引張弾性率は５〜３０ＧＰａであり、ＣＦＲＰの引張弾性率は１０〜１５０ＧＰａである。

ここでは、第２樹脂基板２８の引張弾性率を第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きくする理由を図４（ａ）−（ｂ）を使用しながら説明する。図４（ａ）は、太陽電池モジュール１００における中立軸３０を示す。図４（ａ）は、図２の一部を示した部分断面図であるが、ｚ軸の方向が逆になっており、図４（ａ）の上側が受光面側に相当する。ここでは、太陽電池モジュール１００よりもｚ軸の正方向側にポイントＰを想定するとともに、ポイントＰを中心にして、太陽電池モジュール１００の裏面側が突出するように、太陽電池モジュール１００に対して曲げモーメントを加えた場合を想定する。

第２樹脂基板２８の引張弾性率が第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きい場合、第３樹脂層２６に中立軸３０が存在する。中立軸３０とは、材料に曲げモーメントを加えても、材料が負荷を受けない部分のことである。さらに、中立軸３０からポイントＰに向かう部分には、圧縮応力が加わり、中立軸３０からポイントＰの逆方向の部分には、引張応力が加わる。そのため、第２樹脂基板２８と第１樹脂基板２０との厚みが同じであれば、第２樹脂基板２８の引張弾性率が第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きい場合、太陽電池セル１０には圧縮応力が加わる。太陽電池セル１０は、一般的に引張応力に弱いが、圧縮応力に強い。このように、第２樹脂基板２８の引張弾性率を第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きくすることよって、太陽電池セル１０の破損の発生が抑制される。

図４（ｂ）は、太陽電池モジュール１００の比較対象となる太陽電池モジュール２００を示す。太陽電池モジュール２００における太陽電池セル２１０、第１樹脂基板２２０、第１樹脂層２２２、第２樹脂層２２４、第３樹脂層２２６は、太陽電池セル１０、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６にそれぞれ対応する。一方、第２樹脂基板２２８は、第１樹脂基板２２０よりも引張弾性率が小さい材料によって形成される。このような違いによって、中立軸２３０は、中立軸３０よりもポイントＰ側の第２樹脂層２２４に存在する。そのため、太陽電池セル２１０には引張応力が加わり、図４（ａ）の場合よりも太陽電池セル２１０の破損の発生が生じやすくなる。図２に戻る。

これまでは、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性の向上を目的として、第１樹脂基板２０等の引張弾性率を中心に説明した。以下では、太陽電池モジュール１００の耐水性の向上を目的とした観点から説明する。前述のごとく、太陽電池モジュール１００を軽量化するために、第１樹脂基板２０には、ガラス基板ではなく、ポリカーボネート樹脂が使用される。ガラス基板の水蒸気透過度はほぼ０であるが、ポリカーボネート樹脂の水蒸気透過度は４０〜５０ｇ／ｍ^２／ｄａｙであるので、後者の方が水分を透過しやすい。このような状況下において、耐水性を向上するために、第１樹脂層２２の水蒸気透過度よりも小さい水蒸気透過度を有する第２樹脂層２４が使用される。第２樹脂層２４を使用することにより、太陽電池セル１０に水分が到達する可能性が低減される。

以下では、太陽電池モジュール１００に対する衝撃落下試験結果を説明することによって、太陽電池モジュール１００の効果を説明する。表１は、太陽電池モジュール１００に対する衝撃落下試験結果を示す。ここでは、衝撃落下試験として、ＪＩＳ Ｃ８９１７：２００５「結晶系太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」の「附属書７ 降ひょう（雹）試験 Ａ−８」に規定された試験がなされる。実施例１では、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８が、ポリカーボネート樹脂、シリコーンゲル、充填材、充填材、ガラスエポキシ樹脂で形成される。実施例１では、鋼球あるいは氷球を１００ｃｍから落下させた場合であっても、破壊されない。

一方、比較例１では、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８に対応するように、ポリカーボネート樹脂、充填材、充填材、充填材、ガラスエポキシ樹脂が使用される。比較例１では、鋼球あるいは氷球を５０ｃｍから落下させた場合に破壊されないが、１００ｃｍ、８０ｃｍから落下させた場合に破壊される。さらに、比較例２では、第１樹脂基板２０、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８に対応するように、ガラス、充填材、充填材、ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）樹脂が使用される。比較例２では、鋼球あるいは氷球を１００ｃｍから落下させた場合であっても、破壊されない。つまり、実施例１の耐衝撃性は、比較例１の耐衝撃性よりも向上している。一方、試験の範囲において、実施例１の耐衝撃性は、比較例２の耐衝撃性と同等である。

次に、別の樹脂基板の曲げ剛性を、樹脂基板の曲げ剛性より大きくした場合の例を説明する。本実施形態の太陽電池モジュール１００において、別の樹脂基板（第２樹脂基板２８）の曲げ剛性は、樹脂基板（第１樹脂基板２０）の曲げ剛性よりも大きいことが好ましい。具体的には、第２樹脂基板２８の１ｍ幅当たりの曲げ剛性は、第１樹脂基板２０の１ｍ幅当たりの曲げ剛性よりも大きいことが好ましい。このようにすることにより、ヒョウ等の衝突に対する太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を向上させることができる。

なお、曲げ剛性は、次の式（１）のように、表される。
［数１］
曲げ剛性（Ｎ・ｍ^２）＝曲げ弾性率（Ｐａ）×断面二次モーメント（ｍ^４） （１）

曲げ弾性率は、次のように、ＪＩＳ Ｋ７１７１：２０１６（プラスチック−曲げ特性の求め方）により測定することができる。なお、曲げ弾性率は、例えば、試験温度２５℃、試験速度５ｍｍ／ｍｉｎで試験片を圧縮することにより測定することができる。
［数２］
Ｅ_ｆ＝（σ_ｆ２−σ_ｆ１）／（ε_ｆ２−ε_ｆ１） （２）
上記式（２）において、Ｅ_ｆは曲げ弾性率（Ｐａ）、σ_ｆ１はたわみｓ_１で測定した曲げ応力（Ｐａ）、σ_ｆ２はたわみｓ_２で測定した曲げ応力（Ｐａ）、ε_ｆｉは曲げひずみ（ε_１＝０．０００５及びε_２＝０．００２５）を表す。

たわみは、次の式（３）によって算出される。
［数３］
ｓ_ｉ＝ε_ｆｉＬ^２／６ｈ （３）
上記式（３）において、ｓ_ｉはたわみ（ｍｍ）、ε_ｆｉは曲げひずみ（ε_１＝０．０００５及びε_２＝０．００２５）、Ｌは支点間距離（ｍｍ）、ｈは試験片の平均厚さ（ｍｍ）を表す。

断面二次モーメントは、断面が直方体の場合、次の式（４）のように、表される。
［数４］
Ｉ＝ｂｈ^３／１２ （４）
上記式（４）において、Ｉは断面二次モーメント（ｍ^４）、ｂは断面の幅（ｍ）、ｈは断面の高さ（ｍ）を表す。

第２樹脂基板２８の曲げ剛性を第１樹脂基板２０の曲げ剛性よりも小さくした場合の耐衝撃性を、以下の実施例により評価した。ただし、本実施形態はこれらの実施例に限定されるものではない。

［実施例２］
厚さ１ｍｍの第１樹脂基板、厚さ１ｍｍの第１樹脂層、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、厚さ１ｍｍの第２樹脂基板を上から順に積層して１４５℃で減圧しながら圧縮加熱することにより太陽電池モジュールを作製した。第１樹脂基板は、ポリカーボネート（ＰＣ）を用いた。第１樹脂層は、ゲルを用いた。第２樹脂層は、ポリオレフィン（ＰＯ）を用いた。光電変換部は、太陽電池セルを用いた。第３樹脂層は、ポリオレフィン（ＰＯ）を用いた。第２樹脂基板は、ポリカーボネート（ＰＣ）（曲げ弾性率２．３ＧＰａ）を用いた。

［実施例３］
第２樹脂基板をガラスエポキシ（曲げ弾性率２０ＧＰａ）とした以外は、実施例２と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例４］
第２樹脂基板をガラスエポキシ（曲げ弾性率２０ＧＰａ）とし、第２樹脂基板の厚さを２ｍｍとした以外は、実施例２と同様に太陽電池モジュールを作製した。

（耐衝撃性）
耐衝撃性は、ＪＩＳ Ｃ８９１７：１９９８（結晶系太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法）の附属書７に規定の降ひょう試験に準拠し、以下のような試験条件にて試験を実施した。すなわち、各例の太陽電池モジュールに、質量２２７±２ｇ、直径約３８ｍｍの鋼球を１ｍ及び２０ｃｍの高さから力を加えずに、太陽電池モジュールの第１樹脂基板２０の中心点に落下させた。そして、１ｍの高さにおいて光電変換部が破損しなかったものを○、２０ｃｍの高さにおいて光電変換部が破損せず１ｍの高さにおいて光電変換部が破損したものを△、２０ｃｍの高さにおいて光電変換部が破損したものを×と評価した。なお、曲げ剛性は、実施例２の曲げ剛性を１とした場合の比率で示してある。

各実施例の耐衝撃性を降ひょう試験により評価したところ、表２のように、実施例２及び３の太陽電池モジュールにおいては、２０ｃｍの高さにおいて光電変換部が破損しなかったが、１ｍの高さにおいて光電変換部が破損した。一方、実施例４の太陽電池モジュールにおいては、１ｍの高さにおいても光電変換部が破損しなかった。

実施例２〜４の結果より、第２樹脂基板２８の曲げ剛性が、第１樹脂基板２０の曲げ剛性より大きい場合に、耐衝撃性が向上することが確認できた。おそらく、第２樹脂基板２８の曲げ剛性が大きいことにより、衝撃時のモジュール全体のたわみを抑制することができ、太陽電池モジュール１００の破壊が抑制できたものと考えられる。そのため、本実施形態においては、第２樹脂基板２８の曲げ剛性は、第１樹脂基板２０の曲げ剛性よりも大きいことが好ましい。すなわち、太陽電池モジュール１００は、第３樹脂層２６上に配置され、第１樹脂基板２０よりも大きい曲げ剛性を有する第２樹脂基板２８をさらに備えることが好ましい。

また、特に限定されないが、第２樹脂基板２８の熱膨張率は、第１樹脂基板２０の熱膨張率よりも小さいことが好ましい。このようにすることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が向上し、温度変化によるタブ配線１２の切断を抑制することができる。

第２樹脂基板２８の線膨張率を第１樹脂基板２０の線膨張率よりも小さくした場合の耐熱衝撃性を、以下の実施例により評価した。ただし、本実施形態はこれらの実施例に限定されるものではない。

［実施例５］
厚さ１ｍｍの第１樹脂基板、厚さ１ｍｍの第１樹脂層、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、厚さ２ｍｍの第２樹脂基板を上から順に積層して１４５℃で減圧しながら圧縮加熱することにより太陽電池モジュールを作製した。第１樹脂基板２０は、ポリカーボネート（ＰＣ）（線膨張率７０×１０^−６Ｋ^−１）を用いた。第１樹脂層は、ゲルを用いた。第２樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。光電変換部は、太陽電池セルを用いた。第３樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。第２樹脂基板は、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）（線膨張率２．５×１０^−６Ｋ^−１）を用いた。

［実施例６］
第２樹脂基板にガラスエポキシ（線膨張率２０×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［比較例３］
第２樹脂基板にガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［比較例４］
第１樹脂層を設けないこと以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［比較例５］
第１樹脂層を設けず、第２樹脂基板にガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［比較例６］
第１樹脂層を設けず、第２樹脂基板にガラスエポキシ（線膨張率２０×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［比較例７］
第１樹脂層を設けず、第２樹脂基板にポリカーボネート（ＰＣ）（線膨張率７０×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

（耐熱衝撃性）
耐熱衝撃性は、ＪＩＳ Ｃ８９９０：２００９（ＩＥＣ６１２１５：２００５）（地上設置の結晶シリコン太陽電池（ＰＶ）モジュール−設計適格性確認及び形式認証のための要求事項）の温度サイクル試験に準じ、以下のような試験条件にて試験を実施した。すなわち、各実施例の太陽電池モジュールを試験槽内に設置し、太陽電池モジュールの温度を−４０℃±２℃と＋８５℃±２℃との間で周期的に変化させた。このような温度サイクル試験を２５サイクル、５０サイクル及び２００サイクル行った後、目視にて太陽電池セルを互いに接続するタブ配線を確認した。そして、２００サイクルでタブ配線が切断しなかったものを◎、５０サイクルでタブ配線が切断せず２００サイクルでタブ配線が切断したものを○と評価した。また、２５サイクルでタブ配線が切断せず５０サイクルでタブ配線が切断したものを△、２５サイクルでタブ配線が切断したものを×と評価した。なお、下限と上限との間の温度変化速度を約１．４℃／時間、下限温度の保持時間を６０分、上限温度の保持時間を１時間２０分とし、１サイクルの時間を５時間２０分とした。また、温度サイクル試験は少なくとも３回実施した。

各実施例の耐熱衝撃性を温度サイクル試験により評価したところ、表３のように、実施例５の太陽電池モジュールにおいては、２００サイクル後であってもタブ配線は切断しなかった。一方、比較例３及び４の太陽電池モジュールにおいては、５０サイクル後ではタブ配線は切断しなかったが、２００サイクル後ではタブ配線が切断した。また、実施例６及び比較例５の太陽電池モジュールにおいては、２５サイクル後ではタブ配線は切断しなかったが、５０サイクル後ではタブ配線が切断した。また、比較例６及び比較例７の太陽電池モジュールにおいては、２５サイクル後でもタブ配線が切断した。そのため、第２樹脂基板２８の線膨張率を第１樹脂基板２０の線膨張率よりも小さくすることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができることが確認できた。また、実施例５，実施例６及び比較例３、並びに比較例４〜６の比較により、引張弾性率の比較的小さいゲルを第１樹脂層に用いることにより、耐熱衝撃性を向上させることも確認できた。

実施例５及び６並びに比較例３〜７の結果より、第２樹脂基板２８の線膨張率が、第１樹脂基板２０の線膨張率より小さい場合に、耐熱衝撃性が向上することが確認できた。おそらく、第２樹脂基板２８の熱膨張率が小さいことにより、光電変換部周辺の樹脂層の熱伸縮を抑制することができ、タブ配線の切断が抑制できたものと考えられる。そのため、本実施形態においては、第２樹脂基板２８の熱膨張率は、第１樹脂基板２０の熱膨張率よりも小さいことが好ましい。すなわち、太陽電池モジュール１００は、第３樹脂層２６上に配置され、第１樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する第２樹脂基板２８をさらに備えることが好ましい。

第２樹脂基板２８の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上５．０ｍｍ以下であることがより好ましい。このような範囲とすることによって、第２樹脂基板２８のたわみを抑制し、太陽電池モジュール１００をより軽量化できる。

第２樹脂基板２８の引張弾性率は特に限定されないが、１．０ＧＰａ以上２００ＧＰａ以下であることが好ましく、１０ＧＰａ以上１００ＧＰａ以下であることがより好ましい。また第２樹脂基板２８の引張弾性率は、第１樹脂層２２よりも大きいことが好ましい。すなわち、第１樹脂層２２の引張弾性率は、第１樹脂基板２０、第３樹脂層２６及び第２樹脂基板２８のそれぞれの引張弾性率よりも小さいことが好ましい。

これまで説明した太陽電池モジュール１００の製造方法を説明する。太陽電池モジュール１００は、太陽電池ストリング１６を、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８によってラミネートすることにより製造される。ラミネート装置では、例えばヒーター上に、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２を構成する樹脂シート、第２樹脂層２４を構成する樹脂シート、太陽電池セル１０のストリング、第３樹脂層２６を構成する樹脂シート、第２樹脂基板２８が順に積層される。この積層体は、例えば真空状態で１５０℃程度に加熱される。その後、大気圧下でヒーター側に各構成部材を押し付けながら加熱を継続し、樹脂シートの樹脂成分を架橋させる。さらに、この積層体にフレームが取り付けられることによって、太陽電池モジュール１００が得られる。

本実施形態によれば、第１樹脂層２２の引張弾性率を、第１樹脂基板２０、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６のそれぞれの引張弾性率よりも小さくするので、外部からの荷重を第１樹脂層２２において小さくできる。また、太陽電池セル１０等に接している第２樹脂層２４の引張弾性率を第１樹脂層２２の引張弾性率よりも大きくするので、荷重を分散させることができる。また、太陽電池セル１０等に加わる荷重は、小さくされ、かつ分散されているので、太陽電池セル１０等の破損を抑制できる。また、太陽電池セル１０等の破損が抑制されるので、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を向上できる。

また、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とによって太陽電池セル１０等を挟むので、太陽電池セル１０等を安定するように固定できる。また、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とによって太陽電池セル１０等が密封されるので、太陽電池セル１０等をより固定できる。また、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とが同一の材料で形成された場合は、太陽電池セル１０等に加わる荷重の方向がさまざまになることを抑制できる。また、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とを異なった材料で形成し、第３樹脂層２６の引張弾性率を第２樹脂層２４の引張弾性率よりも小さくした場合は、太陽電池セル１０等に加わる荷重を低減できる。

また、第３樹脂層２６上に第２樹脂基板２８が配置されるので、裏面側からも太陽電池モジュール１００を保護できる。また、第２樹脂基板２８の引張弾性率が第１樹脂基板２０の引張弾性率よりも大きいので、太陽電池セル１０に引張応力が加わる状況の発生を抑制できる。また、太陽電池セル１０に引張応力が加わる状況の発生が抑制されるので、太陽電池セル１０の破損の発生を抑制できる。また、第２樹脂層２４の水蒸気透過度が、第１樹脂層２２の水蒸気透過度よりも小さいので、水分が太陽電池セル１０に到達することを抑制できる。また、太陽電池セル１０への水分の到達が抑制されるので、太陽電池セル１０の故障発生を抑制できる。

本実施形態の概要は、次の通りである。本実施形態のある態様の太陽電池モジュール１００は、樹脂基板（第１樹脂基板２０）と、第１樹脂層２２と、第２樹脂層２４と、第２樹脂層２４上に配置される光電変換部（太陽電池セル１０、太陽電池ストリング１６）と、第３樹脂層２６とを備える。第１樹脂層２２は、樹脂基板上に配置される。第２樹脂層２４は、第１樹脂層２２上に配置される。第３樹脂層２６は、光電変換部と第２樹脂層２４との上に配置される。第１樹脂層２２の引張弾性率は、樹脂基板、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。

第２樹脂層２４の水蒸気透過度は、第１樹脂層２２の水蒸気透過度よりも小さくてもよい。

光電変換部は、受光面および裏面を有する平板状に形成され、光電変換部の受光面は、第２樹脂層２４と接するように配置され、光電変換部の裏面は、第３樹脂層２６と接するように配置されてもよい。

光電変換部は、第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とによって密封されてもよい。

第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とは、同一の材料で形成されてもよい。

第２樹脂層２４と第３樹脂層２６とは、異なった材料で形成され、第３樹脂層２６の引張弾性率は、第２樹脂層２４の引張弾性率よりも小さくてもよい。

第３樹脂層２６上に配置される別の樹脂基板（第２樹脂基板２８）をさらに備えてもよい。

別の樹脂基板の引張弾性率は、樹脂基板の引張弾性率よりも大きくてもよい。

本実施形態の他の態様の太陽電池モジュール１００は、樹脂基板（第１樹脂基板２０）と、第１樹脂層２２と、第２樹脂層２４と、第２樹脂層２４上に配置される光電変換部（太陽電池セル１０、太陽電池ストリング１６）と、第３樹脂層２６とを備える。第１樹脂層２２は、樹脂基板上に配置される。第２樹脂層２４は、第１樹脂層２２上に配置される。第３樹脂層２６は、光電変換部と第２樹脂層２４との上に配置される。隣接した光電変換部は互いにタブ配線１２で電気的に接続されている。第１樹脂層２２の引張弾性率は、樹脂基板、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。

（実施形態２）
次に、実施形態２を説明する。実施形態２は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、樹脂基板を使用する場合であっても、耐衝撃性の向上が望まれる。実施形態２に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、ｚ軸方向の構成の対称性を向上することによって、そりの発生を抑制する。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

図５は、本実施形態２に係る太陽電池モジュール１００を示す断面図である。図５は、図２と同様に示される。太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４、太陽電池ストリング１６、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８、第４樹脂層４０を含む。太陽電池セル１０、タブ配線１２、接続配線１４、太陽電池ストリング１６、第１樹脂基板２０、第１樹脂層２２、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８は、これまでと同様であるので、ここでは説明を省略する。

第４樹脂層４０は、第２樹脂基板２８と第３樹脂層２６との間に配置される。第４樹脂層４０には、第１樹脂層２２と同様に、シリコーンゲル、アクリルゲル、ウレタンゲル等のゲルが使用され、例えば、第１樹脂層２２と同一の材料が使用される。そのため、第４樹脂層４０の引張弾性率は、第１樹脂基板２０、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８のそれぞれの引張弾性率よりも小さくされる。

本実施形態によれば、第２樹脂基板２８と第３樹脂層２６との間に第４樹脂層４０が配置される。第４樹脂層４０の引張弾性率が、第１樹脂基板２０、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、第２樹脂基板２８のそれぞれの引張弾性率よりも小さいので、厚さ方向の構成の対称性を向上できる。また、厚さ方向の構成の対称性が向上されるので、太陽電池モジュール１００におけるそりの発生を抑制できる。また、太陽電池モジュール１００におけるそりの発生が抑制されるので、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を向上できる。

本実施形態の概要は、次の通りである。別の樹脂基板（第２樹脂基板２８）と第３樹脂層２６との間に配置される第４樹脂層４０をさらに備えてもよい。第４樹脂層４０の引張弾性率は、樹脂基板（第１樹脂基板２０）、第２樹脂層２４、第３樹脂層２６、別の樹脂基板のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。

（実施形態３）
次に、実施形態３を説明する。実施形態３は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、樹脂基板を使用する場合であっても、耐熱衝撃性の向上が望まれる。実施形態３に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、太陽電池モジュールが低熱膨張層をさらに備えることにより、耐熱衝撃性を向上させる。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

＜低熱膨張層５０＞
第２樹脂基板２８の線膨張率を第１樹脂基板２０の線膨張率より小さくすることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることが実施例５及び６並びに比較例３〜７により確認できている。このような効果は、光電変換部１０と第２樹脂基板２８との間に、低熱膨張層５０を設けることによっても実現することができる。そのため、低熱膨張層５０は、光電変換部１０と第２樹脂基板２８との間に配置されることが好ましい。具体的には、図６に示すように、太陽電池モジュール１００は、第３樹脂層２６上に配置され、第１樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層５０をさらに備えることが好ましい。

低熱膨張層５０の形状は、特に限定されず、用途に応じて円形、楕円形、矩形などの多角形とすることができる。また、低熱膨張層５０の大きさも、特に限定されず、低熱膨張層５０はタブ配線１２に沿って配置することができる。このように配置することにより、比較的高価な低熱膨張層５０を用いた場合であっても、太陽電池モジュール１００を低廉に抑えることができ、かつ、耐熱衝撃性を向上させることができる。なお、低熱膨張層５０をタブ配線１２に沿って配置するとは、低熱膨張層５０を光電変換部１０の鉛直方向上方に接するように配置してもよく、低熱膨張層５０を光電変換部１０の鉛直方向上方に他の層を介して配置することもできる。ここで、鉛直方向上方とは、太陽電池モジュール１００の積層方向（ｚ軸方向）上方をいう。また、耐熱衝撃性をより向上させるという観点からは、低熱膨張層５０は、光電変換部１０と第２樹脂基板２８との間に配置される樹脂層の上面全体を覆うように配置されていることが好ましい。具体的には、低熱膨張層５０は、第３樹脂層２６上に接触して配置され、第３樹脂層２６の上面全体を覆うように配置されていることが好ましい。

低熱膨張層５０を形成する材料は特に限定されないが、例えば、ガラス、紙、ガラス繊維、セラミックシート、ＣＦＲＰシートなどが挙げられる。なお、低熱膨張層５０を形成する材料は、ガラス以下の低熱膨張率を有することが好ましい。具体的には、線膨張率が０より大きく１０×１０^−６Ｋ^−１以下である事が好ましい。

以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、第３樹脂層２６上に配置され、樹脂基板（第１樹脂基板２０）よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層５０をさらに備えていてもよい。そのため、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができる。

（実施形態４）
次に、実施形態４を説明する。実施形態４は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、耐熱衝撃性を改善することが望まれる。実施形態４に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、潤滑層をさらに備える。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

＜潤滑層６０＞
図７のように、太陽電池モジュール１００は、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間に配置され、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数が０．０００１〜０．１である潤滑層６０をさらに備えることが好ましい。太陽電池モジュール１００がこのような潤滑層６０をさらに備えることにより、第１樹脂基板２０の熱伸縮が、潤滑層６０による潤滑効果により、第１樹脂層２２に直接伝わるのを抑制することができる。そのため、第１樹脂基板２０の熱伸縮に由来するタブ配線１２の切断をより抑制することができ、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができる。また、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数を０．０００１以上とすることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が良好になるため好ましい。また、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数を０．１以下とすることにより、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の密着性が良好になるため好ましい。

第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数は、例えばＪＩＳ Ｋ７１２５：１９９９（プラスチック−フィルム及びシート−摩擦係数試験方法）に記載された方法に準じて測定することができる。

潤滑層６０を形成する材料は、グリースを含むことが好ましい。グリースは外力を受けた場合に、外力が降伏値より小さい間は流体抵抗が大きいが、外力が降伏値以上になると流動を始める。そのため、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させるとともに、太陽電池モジュール１００の取り扱いを容易にすることができる。

グリースは、基油に増ちょう剤を混ぜて作った半固体状又は固体状の潤滑剤である。また、グリースは、基油及び増ちょう剤に加えて、分散剤及び酸化防止剤などを必要に応じて添加してもよい。

基油としては、例えば精製鉱油、合成潤滑油及びこれらの混合油などが挙げられる。精製鉱油としては、例えば原油を蒸留することにより得ることができる。合成潤滑油としては、例えばポリオレフィン、ポリエステル、ポリアルキレングリコール、アルキルベンゼン、アルキルナフタレンなどが挙げられる。

増ちょう剤としては、例えば石けん系増ちょう剤及び非石けん系増ちょう剤などが挙げられる。石けん系増ちょう剤としては、例えばカルシウム石けん、アルミニウム石けん、リチウム石けんなどの金属石けん系増ちょう剤、カルシウムコンプレックス、アルミニウムコンプレックス、リチウムコンプレックスなどの複合型石けん系増ちょう剤などが挙げられる。非石けん系増ちょう剤としては、例えばジウレア、トリウレア及びポリウレアなどのウレア系増ちょう剤、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、ナトリウムテレフタレートなどの有機系増ちょう剤、ベントナイト、シリカゲルなどの無機系増ちょう剤などが挙げられる。

グリースとしては、例えばシリコン系グリース、シリコーン系グリース、フルオロエーテル系グリース、フルオロアルキル系グリースなどが挙げられる。これらの中でも、耐熱性の観点から、グリースは、シリコーン系グリース及びフルオロアルキル系グリース（テフロン（登録商標）系グリース）の少なくともいずれか一方を含むことが好ましい。

グリースは、−４０℃〜１５０℃において半固体状であることが好ましい。グリースを−４０℃〜１５０℃において半固体状にすることにより、液漏れが少なくすることができ、太陽電池モジュール１００の取り扱いを容易にすることができる。

グリースの滴点は１５０℃以下であることが好ましい。グリースの滴点をこのような範囲とすることにより、太陽電池モジュール１００が高温になった場合であっても、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の潤滑性を長期間維持することができる。なお、滴点は、例えばＪＩＳ Ｋ２２００：２０１３（グリース）に規定された滴点試験方法により測定することができる。

グリースの融点は−４０℃以上であることが好ましい。グリースの融点をこのような範囲とすることにより、寒冷地においても、第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の潤滑性を維持することができ、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができる。

−４０℃における第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数は、０．０００１〜０．１であることが好ましい。−４０℃における第１樹脂基板２０と第１樹脂層２２との間の静摩擦係数をこのような範囲とすることにより、寒冷地においても、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができる。

潤滑層６０の厚みは、０．０１μｍ〜１００μｍであることが好ましい。なお、密着性の観点からは、潤滑層６０の厚みは、０．０１μｍ〜７５μｍであることが好ましく、０．０１μｍ〜５０μｍであることが更に好ましい。

以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、樹脂基板（第１樹脂基板２０）と第１樹脂層２２との間に設けられた潤滑層６０をさらに備えていてもよい。そして、樹脂基板と第１樹脂層２２との静摩擦係数が０．０００１〜０．１である。そのため、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性を向上させることができる。

（実施形態５）
次に、実施形態５を説明する。実施形態５は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、太陽電池モジュール内に発生する気泡を小さくすることが望まれる。実施形態５に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、第１樹脂層２２にスリット２３を設けることによって気泡を小さくする。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

図８に示すように、第１樹脂層２２を形成する材料がゲルの場合、第１樹脂層２２はスリット２３を含むことが好ましい。すなわち、第１樹脂層２２はゲルであり、第１樹脂層２２はスリット２３を含むことが好ましい。第１樹脂層２２にこのようなスリット２３を設けることで、太陽電池モジュール１００を長期間使用することにより発生した気泡や、太陽電池モジュール１００の成形時に入り込んだ気泡が、スリット２３を介して移動することができる。そのため、太陽電池モジュール１００から気泡を抜けやすくすることができる。また、太陽電池モジュール１００内の気泡が完全に抜けない場合であっても、気泡はスリット２３を介して移動し、分散するため、気泡を小さくすることができる。そのため、太陽電池モジュール１００内の気泡を、目視で確認しにくくすることができる。したがって、太陽電池モジュール１００内の気泡による太陽光の遮断や、外観状の不具合を抑制することができる。

スリット２３を設ける位置は、特に限定されず、例えば第１樹脂層２２の表面に設けることができる。具体的には、スリット２３は、第１樹脂層２２の第１樹脂基板２０側の表面、及び第１樹脂層２２の第３樹脂層２６側の表面の少なくともいずれか一方に、設けることができる。なお、気泡を抜けやすくするには、図８に示すように、第１樹脂層２２の第１樹脂基板２０側の表面、及び第１樹脂層２２の第３樹脂層２６側の表面にスリット２３が設けられていることが好ましい。

太陽電池モジュール１００の積層方向におけるスリット２３の大きさは、第１樹脂層２２の厚みに対して５％〜９９％であることが好ましい。スリット２３の大きさをこのような範囲とすることにより、気泡の抜けをよくすることができ、第１樹脂層２２の強度も維持することができる。また、スリット２３の大きさをこのような範囲とすることにより、局所的な荷重を第１樹脂層２２でより緩和させることができる。なお、太陽電池モジュール１００の積層方向におけるスリット２３の大きさは、第１樹脂層２２の厚みに対して１０％〜５０％であることがより好ましい。また、太陽電池モジュール１００の積層方向に対して垂直方向（ｘ軸及びｙ軸方向）におけるスリット２３の大きさは特に限定されず、気泡の抜けや第１樹脂層２２の強度などを考慮して定めることができる。

太陽電池モジュール１００の積層方向におけるスリット２３の向きは、太陽電池モジュール１００の積層方向と平行であることが好ましい。スリット２３の向きをこのような向きにすることにより、光の入射方向とスリット２３の方向が水平となり、スリット２３により光の反射や屈折が生じにくくなる。そのため、スリット２３の向きをこのような向きにすることにより、スリット２３による光の損失を抑制することができる。なお、太陽電池モジュール１００の積層方向に対して垂直方向（ｘ軸及びｙ軸方向）におけるスリット２３の向きは特に限定されず、用途に応じて適宜変更することができる。

太陽電池モジュール１００の積層方向に対して水平な断面において、スリット２３間の距離は０．１ｍｍ〜１０ｍｍであることが好ましく、０．５ｍｍ〜２ｍｍであることがより好ましく、０．８ｍｍ〜１．２ｍｍであることがさらに好ましい。スリット２３間の距離をこのような範囲とすることにより、気泡の抜けを向上させるとともに、第１樹脂層２２の強度を維持することができる。

以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール１００においては、第１樹脂層２２はゲルにより形成されており、第１樹脂層２２はスリット２３を有していてもよい。そのため、太陽電池モジュール１００内の気泡による太陽光の遮断や、外観状の不具合を抑制することができる。

（実施形態６）
次に、実施形態６を説明する。実施形態６は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、良好な外観を有することが望まれる。実施形態６に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、第１樹脂層２２の屈折率と第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との屈折率の差を所定の範囲内にする。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

本実施形態の太陽電池モジュール１００においては、第１樹脂層２２と第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との屈折率差が０．１以下であることが好ましい。より具体的には、第１樹脂層２２と、第１樹脂層２２に隣接する樹脂基板２０の反対側の樹脂層との屈折率差が０．１以下であることが好ましい。例えば、第１樹脂層２２と第２樹脂層２４との屈折率差が０．１以下であることが好ましい。屈折率差をこのような範囲にすることにより、太陽電池モジュール１００の外観をより良好にすることができる。具体的には、太陽電池モジュール１００を上面から見た場合に、円形状の光の模様を確認しにくくすることができる。なお、第１樹脂層２２と第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との屈折率差は０．０５以下であることがより好ましい。

円形状の光の模様が発生する理由は以下の通りであると考えられる。上述したように、第１樹脂層２２の引張弾性率は第２樹脂層２４の引張弾性率よりも小さいため、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を向上させることができる。しかしながら、第１樹脂層２２は第２樹脂層２４と比較して柔軟性があるため、加熱しながら太陽電池モジュール１００をラミネート成形した場合に、第１樹脂層２２が変形して第１樹脂層２２に凹凸が生じやすい。特に、真空状態で太陽電池モジュール１００をラミネート成型した場合にこのような第１樹脂層２２の凹凸が生じやすくなる。このような凹凸が生じた場合、図９の矢印で示すように、第１樹脂層２２と、第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との界面において、光の屈折が生じる。この光の屈折により、円形状の光の模様が生じ、太陽電池モジュール１００の外観に影響を及ぼしているのではないかと考えられる。

第１樹脂層２２と第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との屈折率差を０．１以下にした場合の太陽電池モジュール１００の外観を、以下の実施例により評価した。ただし、本実施形態はこれらの実施例に限定されるものではない。

［実施例７］
厚さ１ｍｍの第１樹脂基板、厚さ１ｍｍの第１樹脂層、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、厚さ２ｍｍの第２樹脂基板を上から順に積層して１４５℃で減圧しながら圧縮加熱することにより太陽電池モジュールを作製した。第１樹脂基板は、ポリカーボネート（ＰＣ）を用いた。第１樹脂層は、１．４９〜１．５３の屈折率を有するアクリルゲルを用いた。第２樹脂層は、１．５４の屈折率を有するエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。光電変換部は、太陽電池セルを用いた。第３樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。第２樹脂基板は、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）を用いた。このとき、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差は０．０１〜０．０５であった。

［実施例８］
第１樹脂層のアクリルゲルを１．４３の屈折率を有するシリコーンゲルに代え、第１樹脂層と第２樹脂層の間に第５樹脂層を新たに配置した以外は、実施例７と同様にして太陽電池モジュールを作製した。なお、第５樹脂層は１．４９〜１．５３の屈折率を有するアクリル樹脂により形成されている。このとき、第１樹脂層と第５樹脂層の屈折率差は０．０６〜０．１０であった。

［実施例９］
第１樹脂層のアクリルゲルを、１．４３の屈折率を有するシリコーンゲルに代えた以外は、実施例７と同様にして太陽電池モジュールを作製した。このとき、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差は０．１１であった。

［実施例１０］
第５樹脂層のアクリル樹脂を、１．６０の屈折率を有するポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）に代えた以外は、実施例８と同様にして太陽電池モジュールを作製した。このとき、第１樹脂層と第５樹脂層の屈折率差は０．１７であった。

［実施例１１］
第５樹脂層のアクリル樹脂を、１．６０〜１．６３の屈折率を有するポリ塩化ビニリデン（ＰＶＤＣ）に代えた以外は、実施例８と同様にして太陽電池モジュールを作製した。このとき、第１樹脂層と第５樹脂層の屈折率差は０．１７〜０．２０であった。

［比較例８］
第１樹脂基板のポリカーボネート（ＰＣ）を、ガラスに代えた以外は実施例９と同様にして太陽電池モジュールを作製した。このとき、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差は０．１１であった。

［比較例９］
第２樹脂層のエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を配置しない以外は、実施例９と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

［評価］
各例で作製した太陽電池モジュールの外観を目視にて評価した。結果を表４に示す。また、参考として、実施例７〜９の太陽電池モジュールの外観を図１０に示す。

図１０に示すように、実施例７の太陽電池モジュールは、円形状の光の模様が外観上確認できなかった。おそらく、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差が０．０５以下であるためと考えられる。また、図１０に示すように、実施例８の太陽電池モジュールは、円形状の光の模様が外観上ほとんど確認できなかった。おそらく、第１樹脂層と第５樹脂層の屈折率差が０．１以下であるためと考えられる。

一方、図１０に示すように、実施例９の太陽電池モジュールは、円形状の光の模様が見られた。おそらく、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差が０．１を超えているためであると考えられる。また、実施例１０及び実施例１１の太陽電池モジュールは、円形状の光の模様が見られた。おそらく、第１樹脂層と第５樹脂層の屈折率差が０．１を超えているためであると考えられる。

なお、比較例８の太陽電池モジュールは、第１樹脂層と第２樹脂層の屈折率差が０．１を超えているにもかかわらず、円形状の光の模様が確認できなかった。おそらく、基板がガラスにより形成されており、樹脂基板のようにラミネート成型しても変形せず、第１樹脂層及び第２樹脂層の変形が抑制されたためと考えられる。ただし、比較例８の太陽電池モジュールは、ガラスが用いられているため、太陽電池モジュールが重くなってしまう。

比較例９の太陽電池モジュールは、円形状の光の模様が外観上確認できなかった。おそらく、第１樹脂層が光電変換部に直接接しているため、第１樹脂層との界面における光の屈折が生じなかったためと考えられる。ただし、比較例９の太陽電池モジュールは第２樹脂層が配置されておらず、第１樹脂層で受けた荷重を分散することができないため、耐衝撃性が十分ではない。

以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール１００においては、第１樹脂層２２と第１樹脂層２２に隣接する樹脂層との屈折率差が０．１以下である。そのため、太陽電池モジュール１００の外観をより良好にすることができる。

（実施形態７）
次に、実施形態７を説明する。実施形態７は、実施形態１と同様に、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。さらに、太陽電池モジュールには、長期間使用しても太陽電池モジュールに用いられる樹脂が変色しないことが望まれる。実施形態７に係る太陽電池モジュールは、これまでと同様に構成されるが、さらに酸素バリア層を備える。以下では、これまでとの差異を中心に説明する。

本実施形態の太陽電池モジュール１００は、第２樹脂層２４より下及び第３樹脂層２６より上にそれぞれ配置され、２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下の酸素透過度を有する酸素バリア層７０をさらに備えることが好ましい。このような酸素バリア層７０を備えることにより、太陽電池モジュール１００内に進入する酸素の量を低減し、第２樹脂層２４及び第３樹脂層２６の内部で発生する酸素由来のラジカルの発生量を低減することができる。そのため、ラジカルによる樹脂の分解を抑制し、樹脂の変色を抑制することができる。

本実施形態において、酸素バリア層７０は、第２樹脂層２４より下に配置することができる。具体的には、酸素バリア層７０は、第２樹脂層２４と第１樹脂層２２との間に配置することができる。このとき、酸素バリア層７０は第２樹脂層２４と直接接していてもよいが、第２樹脂層２４と直接接していなくてもよい。例えば、図１１の実施形態のように、酸素バリア層７０は、第１樹脂層２２と第１樹脂基板２０との間に配置することもできる。また、酸素バリア層７０は、第１樹脂基板２０の下に配置することもできる。なお、酸素バリア層７０に加え、又は酸素バリア層７０に代えて、第１樹脂基板２０及び第１樹脂層２２の少なくともいずれか一方の酸素透過度を２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。

本実施形態において、酸素バリア層７０は、第３樹脂層２６より上に配置することができる。具体的には、例えば図１１の実施形態のように、第３樹脂層２６と第２樹脂基板２８との間に配置することができる。このとき、図１１の実施形態のように酸素バリア層７０は第３樹脂層２６と直接接していてもよいが、第３樹脂層２６と直接接していなくてもよい。例えば、酸素バリア層７０は、第２樹脂基板２８の上に配置することができる。なお、酸素バリア層７０に加え、又は酸素バリア層７０に代えて、第２樹脂基板２８の酸素透過度を２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。

酸素バリア層７０の酸素透過度は２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下が好ましく、０．００１〜２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍであることがより好ましい。酸素透過度をこのような範囲とすることにより、太陽電池モジュール１００内の樹脂の変色を抑制することができる。なお、酸素透過度は、ＪＩＳ Ｋ７１２６−２（プラスチック−フィルム及びシート−ガス透過度試験方法−第２部：等圧法）の規定に従って測定することができる。なお、酸素透過度は、測定温度２３℃、測定湿度９０％ＲＨで測定することができる。

酸素バリア層７０を形成する材料としては、ポリ塩化ビニル（ＰＶＣ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、無延伸ナイロン（ＣＮＹ）、二軸延伸ナイロン（ＯＮＹ）、ポリ塩化ビニリデン（ＰＶＤＣ）コート二軸延伸ポリプロピレン（ＯＰＰ）、ポリ塩化ビニリデン（ＰＶＤＣ）コート二軸延伸ナイロン（ＯＮＹ）、ポリ（メタキシリレンアジパミド）（ナイロンＭＸＤ６）、エチレン−ビニルアルコール共重合体（ＥＶＯＨ）、塩化ビニリデン−メチルアクリレート共重合体、アルミナコートＰＥＴ、シリカコートＰＥＴ、ナノコンポジット系コートＰＥＴなどを用いることができる。

以上の通り、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、第２樹脂層２４より下及び第３樹脂層２６より上にそれぞれ配置され、２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下の酸素透過度を有する酸素バリア層７０をさらに備えていてもよい。そのため、酸素由来のラジカルによる樹脂の分解を抑制し、樹脂の変色を抑制することができる。

特願２０１５−２４０７６６号（出願日：２０１５年１２月１０日）の全内容は、ここに援用される。

以上、実施例に沿って本発明の内容を説明したが、本実施形態はこれらの記載に限定されるものではなく、種々の変形及び改良が可能であることは、当業者には自明である。

本実施形態の太陽電池モジュールは、第１樹脂層の引張弾性率は、樹脂基板、第２樹脂層、第３樹脂層のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。そのため、本実施形態によれば、太陽電池モジュールの耐衝撃性を向上させることができる。

１０ 太陽電池セル（光電変換部）
１２ タブ配線
１４ 接続配線
１６ 太陽電池ストリング（光電変換部）
２０ 第１樹脂基板（樹脂基板）
２２ 第１樹脂層
２３ スリット
２４ 第２樹脂層
２６ 第３樹脂層
２８ 第２樹脂基板（別の樹脂基板）
４０ 第４樹脂層
５０ 低熱膨張層
６０ 潤滑層
７０ 酸素バリア層
１００ 太陽電池モジュール

Claims (10)

1. 樹脂基板と、
   前記樹脂基板上に配置される第１樹脂層と、
   前記第１樹脂層上に配置される第２樹脂層と、
   前記第２樹脂層上に配置される光電変換部と、
   前記光電変換部と前記第２樹脂層との上に配置される第３樹脂層と、
   前記第３樹脂層上に配置される別の樹脂基板と、
   前記樹脂基板と前記第１樹脂層との間に設けられた潤滑層と、を備え、
   前記第３樹脂層と前記別の樹脂基板は直接接触しており、
   前記第１樹脂層の引張弾性率は、前記樹脂基板、前記第２樹脂層、前記第３樹脂層のそれぞれの引張弾性率よりも小さく、
   前記第１樹脂層はシリコーンゲルにより形成されており、
   前記光電変換部は、受光面および裏面を有する平板状に形成され、
   前記光電変換部の受光面は、前記第２樹脂層と接するように配置され、
   前記光電変換部の裏面は、前記第３樹脂層と接するように配置され、
   前記第２樹脂層の水蒸気透過度は、前記第１樹脂層の水蒸気透過度よりも小さく、
   前記樹脂基板と前記第１樹脂層との静摩擦係数が０．０００１〜０．１であることを特徴とする太陽電池モジュール。
2. 前記光電変換部は、前記第２樹脂層と前記第３樹脂層とによって密封されることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記第２樹脂層と前記第３樹脂層とは、同一の材料で形成されることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記第２樹脂層と前記第３樹脂層とは、異なった材料で形成され、
   前記第３樹脂層の引張弾性率は、前記第２樹脂層の引張弾性率よりも小さいことを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記別の樹脂基板の引張弾性率は、前記樹脂基板の引張弾性率よりも大きいことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記別の樹脂基板の曲げ剛性は、前記樹脂基板の曲げ剛性よりも大きいことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
7. 前記第１樹脂層はスリットを有することを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
8. 前記第１樹脂層と前記第１樹脂層に隣接する樹脂層との屈折率差が０．１以下であることを特徴とする請求項１〜７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
9. 前記第２樹脂層より下に配置され、２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下の酸素透過度を有する酸素バリア層をさらに備えることを特徴とする請求項１〜８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
10. 隣接した前記光電変換部は互いにタブ配線で電気的に接続されており、
    前記タブ配線はアルミニウムにより形成されていることを特徴とする請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。