JPWO2017208793A1 - 太陽電池モジュール及びその製造方法 - Google Patents

Abstract

太陽電池モジュール（１００）は、樹脂基板（２０）と、第１樹脂層（３０）と、光電変換部（１０）と、第２樹脂層（４０）と、を備える。第１樹脂層（３０）は樹脂基板（２０）下に配置される。光電変換部（１０）は第１樹脂層（３０）下に配置される。第２樹脂層（４０）は、第１樹脂層（３０）下に配置され、かつ、第１樹脂層（３０）を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板（２０）と接着して配置される。隣接した光電変換部（１０）は接続部材（１４）で互いに電気的に接続される。第１樹脂層（３０）の引張弾性率は樹脂基板（２０）及び第２樹脂層（４０）の引張弾性率より小さい。

Description

本発明は、太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。詳細には、本発明は、樹脂基板を使用した太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。

太陽電池モジュールの基板として通常ガラス基板が用いられているが、近年、太陽電池モジュールの軽量化のため、ガラス基板に代わり樹脂基板が用いられるようになってきている。

例えば、特許文献１には、基材層の主成分をポリカーボネートとした太陽電池モジュール用フロントシートが開示されている。そして、このような構成とすることにより、軽量で、高い耐衝撃性を有する太陽電池モジュール用フロントシートを実現させている。

また、特許文献１では、太陽電池セルを保護するため、エチレン−酢酸ビニル系樹脂などの合成樹脂の封止材により形成された充填剤層が開示されている。

特開２０１３−１４５８０７号公報

しかしながら、樹脂基板はガラス基板に比べて硬度が小さいため、ヒョウ等の衝突物が樹脂基板に衝突すると、樹脂基板がたわみ、たわんだ部分に衝突物がさらに衝突する結果、局所的な荷重が生じやすくなる。そして、局所的な荷重が樹脂基板及び封止材を介して太陽電池セルに伝わり、太陽電池セルを破壊してしまうおそれがあった。そのため、耐衝撃性の高い太陽電池セルが求められていた。

一方、耐衝撃性を改善するため、封止材として引張弾性率の小さい材料などを用いた場合、引張弾性率の小さい材料が衝撃を吸収して、光電変換部へ衝撃が加わることを抑制することができる。しかしながら、引張弾性率の小さい材料は、輸送時の振動や、高温環境下での保管などの影響で変形しやすく、樹脂基板に対する光電変換部の剥離や位置ずれが生ずる可能性があった。

本発明は、このような従来技術の有する課題に鑑みてなされたものである。そして、本発明の目的は、耐衝撃性が高く、光電変換部の固定効果が高い太陽電池モジュール及びその製造方法を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の第一の態様に係る太陽電池モジュールは、樹脂基板と、第１樹脂層と、光電変換部と、第２樹脂層と、を備える。第１樹脂層は樹脂基板下に配置される。光電変換部は第１樹脂層下に配置される。第２樹脂層は、第１樹脂層下に配置され、かつ、第１樹脂層を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板と接着して配置される。隣接した光電変換部は接続部材で互いに電気的に接続される。第１樹脂層の引張弾性率は樹脂基板及び第２樹脂層の引張弾性率より小さい。

本発明の第二の態様に係る太陽電池モジュールの製造方法は、樹脂基板と、第１樹脂層と、光電変換部と、第２樹脂層と、を備えた太陽電池モジュールの製造方法である。第１樹脂層は樹脂基板下に配置される。光電変換部は第１樹脂層下に配置される。第２樹脂層は、第１樹脂層下に配置され、かつ、平面視における第１樹脂層の外周を全て囲んで、樹脂基板と接着して配置される。隣接した光電変換部は接続部材で互いに電気的に接続される。第１樹脂層の引張弾性率は樹脂基板及び第２樹脂層の引張弾性率より小さい。そして、太陽電池モジュールの製造方法は、第２樹脂層の上又は下に、平面視で第２樹脂層よりも面積が小さい第１樹脂層を積層し、樹脂基板と第２樹脂層を接着する工程を有する。

図１は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの一例を示す断面図である。 図２は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図３は、図１の太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた上面図である。 図４は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図５は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図６は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図７は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図８は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図９は、太陽電池モジュールから樹脂基板及び第１樹脂層を取り除いた他の例を示す上面図である。 図１０は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１１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１２は、実施例５〜実施例７の太陽電池モジュールの外観を示す図である。 図１３は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１４は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１５は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１６は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１７は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１８は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図１９は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの他の例を示す断面図である。 図２０は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法の一例を示す側面図である。

以下、図面を用いて本実施形態に係る太陽電池モジュールについて詳細に説明する。なお、図面の寸法比率は説明の都合上誇張されており、実際の比率と異なる場合がある。また、図面は、便宜上、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸からなる直角座標系を規定して説明しており、それぞれ矢印の方向を正の方向とする。

図１は、本実施形態に係る太陽電池モジュール１００の断面図の一例を示している。本実施形態に係る太陽電池モジュール１００は、樹脂基板２０と、第１樹脂層３０と、光電変換部１０と、第２樹脂層４０と、を備える。第１樹脂層３０は樹脂基板２０下に配置される。光電変換部１０は第１樹脂層３０下に配置される。第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０下に配置され、かつ、第１樹脂層３０を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置される。隣接した光電変換部１０は接続部材１４で互いに電気的に接続することができる。第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。

太陽電池モジュール１００は、例えば、耐荷重性の問題のある建物などへ用途を拡大するため、軽量化が必要とされている。そのため、太陽電池モジュール１００の受光面側の基板として、樹脂基板２０を使用することが検討されている。

しかし、樹脂基板２０はガラス基板と比較して軽いものの、ヒョウ等の局所的な荷重が樹脂基板２０に加わった場合に、局所的な荷重が封止材を介して光電変換部１０に伝わり、光電変換部１０を破壊してしまうおそれがあった。

そこで、本実施形態に係る太陽電池モジュール１００は、樹脂基板２０と、第１樹脂層３０と、光電変換部１０と、第２樹脂層４０とを所定の配置としている。また、第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さくしている。そのため、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、局所的な荷重を第１樹脂層３０で吸収するため、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を高くすることができる。

一方、第１樹脂層３０の引張弾性率を小さくすると、第１樹脂層３０が変形しやすくなるため、太陽電池モジュール１００の積層方向（ｚ軸方向）における光電変換部１０の剥離が生じる可能性があった。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）における光電変換部１０の位置ずれも生じる可能性があった。そのため、本実施形態においては、第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置される。このことにより、引張弾性率の大きい第２樹脂層４０により、第１樹脂層３０が、樹脂基板２０に固定される。そのため、第１樹脂層３０に由来する剥離や位置ずれを抑制することができ、第１樹脂層３０の固定効果を高くすることができる。以下において、これらの構成要素の説明を行う。

＜樹脂基板２０＞
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。本実施形態においては、便宜上、樹脂基板２０を受光面と呼び、裏面基板７０を受光面と反対側の面と呼ぶこともあるが、用途に応じてそれぞれの面の外層に他の層を設けることもできる。樹脂基板２０の形状は、太陽電池モジュール１００の表面を保護する役割を果たす限り、特に限定されず、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。

樹脂基板２０を形成する材料は特に限定されず、例えば、ポリエチレン（ＰＥ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）及びポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。これらの中でも、樹脂基板２０はポリカーボネート（ＰＣ）を含有することがより好ましい。ポリカーボネート（ＰＣ）は、耐衝撃性および透光性に優れるため、太陽電池モジュール１００の表面を保護するのに好ましい。

樹脂基板２０の厚みは、太陽電池モジュール１００の表面を保護する役割を果たす限り特に限定されないが、０．１ｍｍ〜１５ｍｍとすることが好ましく、０．５ｍｍ〜１０ｍｍとすることがより好ましい。このような範囲とすることによって、太陽電池モジュール１００を適切に保護し、光を光電変換部１０に効率よく到達させることができる。

樹脂基板２０の引張弾性率は特に限定されないが、１．０ＧＰａ以上１０．０ＧＰａ以下であることが好ましく、２．３ＧＰａ以上２．５ＧＰａ以下であることがより好ましい。樹脂基板２０の引張弾性率をこのような範囲とすることによって、太陽電池モジュール１００の表面を適切に保護することができる。引張弾性率は、例えば、次の式（１）のように、日本工業規格ＪＩＳ Ｋ７１６１−１（プラスチック−引張特性の求め方−第１部：通則）により、試験温度２５℃、試験速度１００ｍｍ／分で測定することができる。
［数１］
Ｅ_ｔ＝（σ_２−σ_１）／（ε_２−ε_１） （１）
上記式（１）において、Ｅ_ｔは引張弾性率（Ｐａ）、σ_１はひずみε_１＝０．０００５における応力（Ｐａ）、σ_２はひずみε_２＝０．００２５における応力（Ｐａ）を示す。

樹脂基板２０の全光線透過率は特に限定されないが、８０％〜１００％であることが好ましく、８５％〜９５％であることがより好ましい。樹脂基板２０の全光線透過率をこのような範囲とすることにより、光を効率よく光電変換部１０へ到達させることができる。全光線透過率は、例えば、ＪＩＳ Ｋ７３６１−１（プラスチック−透明材料の全光線透過率の試験方法−第１部：シングルビーム法）などの方法により測定することができる。

＜第１樹脂層３０＞
第１樹脂層３０は封止材として光電変換部１０を保護する。第１樹脂層３０は樹脂基板２０下に配置される。具体的には、第１樹脂層３０は樹脂基板２０のｚ軸の負方向側に配置される。第１樹脂層３０の形状は、樹脂基板２０と同様に、特に限定されず、用途に応じて円形、楕円形、矩形などの多角形とすることができる。

第１樹脂層３０と樹脂基板２０との間には他の部材を設けず、第１樹脂層３０は樹脂基板２０と直接接触させることができる。また、第１樹脂層３０と樹脂基板２０との間に、接着層や機能層など他の層を設けることもできる。

第１樹脂層３０を形成する材料は、特に限定されないが、第１樹脂層３０は各種ゲルを用いることができる。ゲルは、特に限定されないが、溶媒を含有したゲルと溶媒を含有しないゲルに分類される。溶媒を含有したゲルには、分散媒が水のゲルであるヒドロゲル、分散媒が有機溶媒のゲルであるオルガノゲル、を用いることができる。また、溶媒を含有したゲルは、数平均分子量が１００００以上の高分子ゲル、数平均分子量が１０００以上１００００未満のオリゴマーゲル、数平均分子量が１０００未満の低分子ゲルのいずれを用いることができる。これらのなかでも、第１樹脂層３０は溶媒を含有した高分子ゲル又は溶媒を含有しないゲルを使用することが好ましい。溶媒を含有した高分子ゲル又は溶媒を含有しないゲルは光電変換部１０を固定することができるため、光電変換部１０の移動による接続部材１４の切断を抑制することができるためである。また、溶媒を含有した高分子ゲル又は溶媒を含有しないゲルのなかでも、第１樹脂層３０はシリコーンゲル、アクリルゲル及びウレタンゲルからなる群より選択される少なくとも１つを含有することが好ましい。これらのゲルは引張弾性率が小さく、温度変化による樹脂基板２０の熱応力や局所的な荷重を緩和し、光電変換部１０の破損を抑制することができるためである。また、これらのゲルは光電変換部１０をより固定し、光電変換部１０の移動による接続部材１４の切断をより抑制することができる。

第１樹脂層３０を形成する材料がゲルの場合、図２に示すように、第１樹脂層３０はスリット３５を含むことが好ましい。すなわち、第１樹脂層３０はゲルであり、第１樹脂層３０はスリット３５を含むことが好ましい。第１樹脂層３０にこのようなスリット３５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３５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３５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反射や、外観状の不具合を抑制することができる。

スリット３５を設ける位置は、特に限定されず、例えば第１樹脂層３０の表面に設けることができる。具体的には、スリット３５は、第１樹脂層３０の樹脂基板２０側の表面、及び第１樹脂層３０の第２樹脂層４０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２に示すように、第１樹脂層３０の樹脂基板２０側の表面、及び第１樹脂層３０の第２樹脂層４０側の表面にスリット３５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３５の大きさは、第１樹脂層３０の厚みに対して５％〜９９％であることが好ましい。スリット３５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３０の強度も維持することができる。また、スリット３５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３０でより緩和することができる。なお、第１樹脂層３０の少なくともいずれか一方に設けられたスリット３５において、太陽電池モジュール１００の積層方向におけるスリット３５の大きさは、第１樹脂層３０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３５の大きさは特に限定されず、気泡の抜けや第１樹脂層３０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３５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３５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３５の方向が水平となり、スリット３５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３５の向きをこのような向きにすることにより、スリット３５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３５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３５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３０の強度を維持することができる。

第１樹脂層３０の引張弾性率は特に限定されないが、０．１ｋＰａ以上５ＭＰａ未満であることが好ましく、１ｋＰａ以上１ＭＰａ以下であることがより好ましい。第１樹脂層３０の引張弾性率の下限をこのような値とすることによって、光電変換部１０を固定し、光電変換部１０の移動による接続部材１４の切断を抑制することができる。また、第１樹脂層３０の引張弾性率の上限をこのような値とすることによって、温度変化による樹脂基板２０の熱応力や局所的な荷重を効率よく緩和することができる。

第１樹脂層３０の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上１．０ｍｍ以下であることがより好ましい。このような範囲とすることによって、光電変換部１０を適切に保護し、光を光電変換部１０に効率よく到達させることができる。

第１樹脂層３０の全光線透過率は特に限定されないが、６０％〜１００％であることが好ましく、７０％〜９５％であることがより好ましい。また、第１樹脂層３０の全光線透過率は８０％〜９５％であることがさらに好ましい。第１樹脂層３０の全光線透過率をこの範囲とすることにより、光を効率よく光電変換部１０へ到達させることができる。

＜光電変換部１０＞
光電変換部１０は、光エネルギーを電気エネルギーに変換するものであれば特に限定されない。そのため、本実施形態において、光電変換部１０は、太陽電池セル１２とすることもできるし、太陽電池セルストリング１８とすることもできる。また、太陽電池セルストリング１８と接続配線１６との組合せを、光電変換部１０とすることもできる。

光電変換部１０は第１樹脂層３０下に配置される。光電変換部１０と第１樹脂層３０との配置関係は特に限定されず、光電変換部１０は第１樹脂層３０の鉛直下方に配置されていればよい。光電変換部１０がこのように配置されることにより、ヒョウ等の衝突物の衝撃を第１樹脂層３０で緩和することができるため、光電変換部１０の破損を抑制することができる。したがって、光電変換部１０は、第１樹脂層と接触していてもよく、接触していなくてもよい。なお、光電変換部１０は第１樹脂層３０の少なくとも一部と接するように配置することもでき、光電変換部１０全体を覆うように第１樹脂層３０を配置することもできる。このような配置とすることにより、光電変換部１０の表面の導電配線などに伴う凹凸構造が第１樹脂層３０により覆われ、第１樹脂層３０と光電変換部１０とを密着させることができる。これにより、温度変化による光電変換部１０の表面の気泡が発生するのを抑制することができる。

太陽電池セル１２としては、例えば、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、有機系太陽電池などが挙げられる。シリコン系太陽電池としては、単結晶シリコン系太陽電池、多結晶シリコン系太陽電池、微結晶シリコン系太陽電池、アモルファスシリコン系太陽電池などが挙げられる。化合物系太陽電池としては、ＧａＡｓ系太陽電池、ＣＩＳ系太陽電池、ＣＩＧＳ系太陽電池、ＣｄＴｅ系太陽電池などが挙げられる。有機系太陽電池としては、色素増感太陽電池、有機薄膜太陽電池などが挙げられる。また、太陽電池セル１２として、ヘテロ接合型太陽電池や多接合型太陽電池を用いることもできる。

太陽電池セル１２の形状は、特に限定されないが、表面部、裏面部及び側面部を有する平板状とすることができる。ここで、表面部とは、例えば、樹脂基板２０と対向する受光面側の面とすることができる。また、裏面部とは、例えば、裏面基板７０と対向する受光面と反対側の面とすることができる。また、側面部とは、表面と裏面とで挟まれ、側部を形成する面とすることができる。具体的な形状の例としては、太陽電池セル１２を矩形状の平板とすることが挙げられるが、特に限定されない。

隣接した太陽電池セル１２は接続部材１４で互いに電気的に接続することができ、太陽電池セルストリング１８を形成することができる。図１では、太陽電池セルストリング１８は、隣接した太陽電池セル１２のうち、一方の受光面側のバスバー電極と、受光面と反対側のバスバー電極とを、接続部材１４により電気的に接続することにより形成されている。また、接続配線１６は、隣接した２つの太陽電池セルストリング１８を電気的に接続することができる。

図３では、一例として、ｙ軸方向に並んで配置される５つの太陽電池セル１２が、接続部材１４によって直列に接続され、１つの太陽電池セルストリング１８が形成されることを示している。また、図３では、一例として、ｘ軸方向に平行に並んで配置される４つの太陽電池セルストリング１８が、接続配線１６によって電気的に接続されることを示している。なお、図３では一例を示したが、太陽電池セル１２の数や配置などは限定されない。

接続部材１４は、太陽電池セル１２を互いに電気的に接続するものであれば、形状や材料は特に限定されないが、例えば、細長い金属箔により形成されたタブ配線とすることができる。接続部材１４の材料としては、例えば、アルミニウム、銅などを用いることができる。なお、接続部材１４は、アルミニウムにより形成されていることが好ましい。接続部材１４としてアルミニウムを用いることにより、接続部材１４を形成する金属の触媒反応によって、接続部材１４と接触する第１樹脂層３０、第２樹脂層４０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接続部材１４は、銅箔を銀でめっきした接続部材１４よりも、樹脂の変色を抑制することができる。また、接続部材１４は、ハンダや銀などをコーティングして用いることもできる。

接続部材１４とバスバー電極との接続には樹脂を使用することができる。この樹脂は導電性、非導電性いずれでもよい。非導電性樹脂の場合はタブ配線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、樹脂ではなくハンダでもよい。

図では省略しているが、各太陽電池セル１２の受光面側及び受光面と反対側の面には、互いに平行にｘ軸方向に延びる複数のフィンガー電極を備えることができる。ｙ軸方向に延びるバスバー電極は、複数のフィンガー電極と直交して接続することができる。

＜第２樹脂層４０＞
第２樹脂層４０も第１樹脂層３０と同様、封止材として光電変換部１０を保護する。第２樹脂層４０は第１樹脂層３０下に配置される。具体的には、第２樹脂層４０は第１樹脂層３０のｚ軸の負方向側に配置される。第２樹脂層４０の形状は、樹脂基板２０と同様、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。

図３〜図９は、太陽電池モジュール１００から樹脂基板２０及び第１樹脂層３０を取り除き、平面視における第２樹脂層４０の配置状態を示したものである。図１及び図３に示すように、本実施形態においては、第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置される。なお、図３においては、第２樹脂層４０が３カ所において樹脂基板２０と接着して配置されているが、第２樹脂層４０は少なくとも１カ所において樹脂基板２０と接着して配置されていればよい。また、図１においては、一例として、図３で示す３つの第２樹脂層４０の内、１つの断面図だけを示している。なお、図１では、第２樹脂層４０が、第１樹脂層３０を外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置されている例を示している。

本実施形態において、第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。そのため、太陽電池モジュール１００の輸送時の振動や、高温環境下での保管により、第１樹脂層３０が変形しやすくなっている。そのため、太陽電池モジュール１００の水平方向（ｘ軸及びｙ軸方向）において、樹脂基板２０から光電変換部１０及び第２樹脂層４０が剥離しやすくなっている。また、太陽電池モジュール１００の積層方向（ｚ軸方向）において、樹脂基板２０に対する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の位置ずれが生じやすくなっている。しかし、本実施形態においては、第２樹脂層４０の少なくとも一部が、第１樹脂層３０を貫通して樹脂基板２０と接着して配置され、又は、第１樹脂層３０を外側から覆って樹脂基板２０と接着して配置される。そのため、引張弾性率の比較的大きい第２樹脂層４０が樹脂基板２０に固定される。その結果、第１樹脂層３０に由来する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の剥離や位置ずれを抑制することができる。なお、第１樹脂層３０として各種ゲルを用いた場合は、ゲルの低い接着性に由来する樹脂基板２０と第１樹脂層３０との剥離を抑制することもできる。また、樹脂基板２０と第１樹脂層３０との単位面積当たりの接着力は、樹脂基板２０と第２樹脂層４０との単位面積当たりの接着力よりも小さいことが好ましい。

第２樹脂層４０が樹脂基板２０に接着して配置される態様は、特に限定されず、例えば、第２樹脂層４０を樹脂基板２０に、他の層を介することなく、直接接して配置させることができる。また、第２樹脂層４０を樹脂基板２０と、他の層を介して接着して配置させることもできる。なお、他の層としては、接着層や保護層などの機能層が挙げられる。機能層は、第２樹脂層４０の少なくとも一部が樹脂基板２０と固定して配置されていれば、単層であっても、多層であってもよい。

図４に示すように、本実施形態では、第２樹脂層４０は、平面視における第１樹脂層３０の少なくとも一方向の縁全体を外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置することができる。ここで、一方向の縁全体とは、例えば、第１樹脂層３０が、平面視において、少なくとも三辺以上を有する略多角形状をしている場合、その多角形の一辺とすることができる。すなわち、本実施形態において、第１樹脂層３０は、平面視において、少なくとも３辺以上を有する略多角形状をしており、第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０の少なくとも１辺を外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置することができる。なお、第１樹脂層３０が複雑な形状をしている場合は、第１樹脂層３０を、平面視において、略矩形状に見立て、その内の一辺とすることもできる。このように、第２樹脂層４０が、第１樹脂層３０の少なくとも一方向の縁全体を外側から覆うように配置されることにより、樹脂基板２０に対する第２樹脂層４０の接触面積を増やすことができ、第２樹脂層４０を樹脂基板２０により強固に固定することができる。その結果、第１樹脂層３０に由来する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の剥離や位置ずれを抑制することができる。

図５に示すように、本実施形態では、隣接した光電変換部１０は接続部材１４で互いに電気的に接続することができる。そして、第２樹脂層４０は、接続部材１４で接続された光電変換部１０の接続方向に対して垂直方向（ｘ軸方向）に延びる第１樹脂層３０の両端の縁全体を、第１樹脂層３０を挟むように、樹脂基板２０と接着して配置することができる。このことにより、第１樹脂層３０を、平面視において、略矩形状に見立てた場合に、第２樹脂層４０の向かい合った二つの縁により第１樹脂層３０を両側から挟み込むことができる。その結果、第１樹脂層３０に由来する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の剥離や位置ずれをより抑制することができる。また、第２樹脂層４０により、接続部材１４の接続方向（ｙ軸方向）における第１樹脂層３０の動きを抑制することができることから、樹脂基板２０の熱伸縮に由来する接続部材１４の疲労破断などを抑制することができる。

図６に示すように、本実施形態では、隣接した光電変換部１０は接続部材１４で互いに電気的に接続することができる。そして、第２樹脂層４０は、接続部材１４で接続された光電変換部１０の接続方向（ｙ軸方向）に延びる第１樹脂層３０の両端の縁全体を、第１樹脂層３０を挟むように、樹脂基板２０と接着して配置することができる。このことにより、第１樹脂層３０を、平面視において、略矩形状に見立てた場合に、第２樹脂層４０の向かい合った二つの縁により第１樹脂層３０を両側から挟み込むことができる。その結果、第１樹脂層３０に由来する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の剥離や位置ずれをより抑制することができる。また、第２樹脂層４０により、接続部材１４の接続方向に対する垂直方向（ｘ軸方向）における第１樹脂層３０の動きを抑制することができることから、ｘ軸方向における光電変換部１０の位置ずれを抑制することができる。

図７に示すように、本実施形態では、第２樹脂層４０は、平面視における第１樹脂層３０の外周を全て囲んで、樹脂基板２０と接着して配置することが好ましい。このことにより、第２樹脂層４０が樹脂基板２０と接着する面積が増加することから、第１樹脂層３０に由来する光電変換部１０及び第２樹脂層４０の剥離や位置ずれをさらに抑制することができる。また、引張弾性率の小さい第１樹脂層３０は、比較的酸素透過度や水蒸気透過度が低いため、外気に含まれる酸素や水が第１樹脂層３０を透過し、光電変換部１０や接続部材１４にサビなどの悪影響を生じさせるおそれがある。しかし、第２樹脂層４０が、第１樹脂層３０及び光電変換部１０を収容する凹部を備え、第１樹脂層３０の外周全周を囲むことで、第１樹脂層３０が外気と遮断され、酸素や水などが光電変換部１０及び接続部材１４などに到達するのを抑制することができる。その結果、酸素や水による光電変換部１０や接続部材１４の悪影響を抑制することができる。なお、第１樹脂層３０として各種ゲルを用いた場合には、各種ゲルが直接外気と触れることがなくなるため、各種ゲルの変質や劣化などを抑制することができる。例えば、第１樹脂層３０として溶媒を含有したゲルを用いた場合には、第２樹脂層４０が溶媒の揮発を抑制することができるため、ゲルの収縮を抑制することができる。また、第１樹脂層３０としてシリコーンゲルを用いた場合には、シリコーンゲルに含まれるシロキサンが外気に飛散して、第１樹脂層３０が収縮を起こすことにより、第１樹脂層３０の界面で剥離を生じさせないよう、シロキサンの飛散を抑制することもできる。

図８に示すように、本実施形態では、第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０を貫通して、かつ、平面視における第１樹脂層３０の外周を全て囲んで、樹脂基板２０と接着して配置することが好ましい。このことにより、光電変換部１０や接続部材１４を外気から保護し、かつ、第１樹脂層３０に由来する剥離や位置ずれをさらに抑制することができる。

図９に示すように、本実施形態では、光電変換部１０が第２樹脂層４０上に配置される場合、第２樹脂層４０は、２以上の光電変換部１０の平面視におけるそれぞれの外周を全て囲い、かつ、樹脂基板２０と接着して配置することが好ましい。このことにより、光電変換部１０や接続部材１４を外気からより一層保護することができ、かつ、第１樹脂層３０に由来する剥離や位置ずれをさらに抑制することができる。なお、図９では、各光電変換部１０をそれぞれ第２樹脂層で囲っているが、例えば、２以上の光電変換部１０を一組の光電変換部１０とし、その外周を囲うこともできる。

第２樹脂層４０の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上１．０ｍｍ以下であることがより好ましい。このような範囲とすることによって、光電変換部１０を熱衝撃から適切に保護することができる。

第２樹脂層４０と第１樹脂層３０との間には他の部材を設けず、第２樹脂層４０は第１樹脂層３０と直接接触させることができる。また、第２樹脂層４０と第１樹脂層３０との間に、接着層や機能層など他の層を設けることもできる。具体的には、後述するような、第３樹脂層５０を、第１樹脂層３０と第２樹脂層４０との間に設けることができる。

第２樹脂層４０を形成する材料は特に限定されず、例えば、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリオレフィン（ＰＯ）、ポリイミド（ＰＩ）などの熱可塑性樹脂、エポキシ、ウレタン及びポリイミドなどの熱硬化性樹脂からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。これらの樹脂は変性樹脂を用いることもでき、それぞれの組合せとして用いることもできる。なかでも、第２樹脂層４０はエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）又はポリオレフィン（ＰＯ）を含有することが好ましいが、後述する第３樹脂層５０や第４樹脂層６０を形成する材料などにより適宜選択することが好ましい。なお、光電変換部１０を外部の水分から保護するという観点から、第２樹脂層４０の水蒸気透過度は、第１樹脂層３０の水蒸気透過度よりも小さいことが好ましい。なお、水蒸気透過度は、例えば、ＪＩＳ Ｋ７１２９：２００８（プラスチック−フィルム及びシート−水蒸気透過度の求め方（機器測定法））の付属書Ｂに規定された赤外線センサ法により求めることができる。

第２樹脂層４０の引張弾性率は特に限定されないが、０．００５ＧＰａ〜０．５ＧＰａであることが好ましく、０．０１ＧＰａ〜０．２５ＧＰａであることがより好ましい。第２樹脂層４０の引張弾性率の下限をこのような値とすることによって、光電変換部１０の位置ずれを抑制することができる。また、第２樹脂層４０の引張弾性率の上限をこのような値とすることによって、第２樹脂層４０の熱伸縮による光電変換部１０や接続部材１４の破損を抑制することができる。

本実施形態の太陽電池モジュール１００は、本実施形態の効果を損なわない範囲で、第３樹脂層５０、第４樹脂層６０、裏面基板７０、低熱膨張層８０、潤滑層９０及び酸素バリア層９５、並びに図示しないフレームなどを取り付けることができる。なお、フレームは、太陽電池モジュール１００の端縁部を保護するとともに、太陽電池モジュール１００を屋根等に設置する際に利用される。

＜第３樹脂層５０＞
第３樹脂層５０も第１樹脂層３０や第２樹脂層４０と同様、封止材として光電変換部１０を保護する。第３樹脂層５０の形状は、第２樹脂層４０と同様、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。

第３樹脂層５０を形成する材料は特に限定されず、例えば、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリオレフィン（ＰＯ）、ポリイミド（ＰＩ）などの熱可塑性樹脂、エポキシ、ウレタン及びポリイミドなどの熱硬化性樹脂からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。これらの樹脂は変性樹脂を用いることもでき、それぞれの組合せとして用いることもできる。なかでも、第３樹脂層５０はポリオレフィン（ＰＯ）を含有することが好ましい。この場合、第２樹脂層４０はエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を含有することが好ましい。

図１０に示すように、太陽電池モジュール１００は、第１樹脂層３０下かつ第２樹脂層４０上に配置される第３樹脂層５０をさらに備えることができる。そして、光電変換部１０は、第３樹脂層５０下かつ第２樹脂層４０上に配置することができる。さらに、第３樹脂層５０の引張弾性率は、第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さくすることができる。また、第１樹脂層３０の引張弾性率は、第３樹脂層５０の引張弾性率よりも小さいことが好ましい。このような第３樹脂層を設けることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が向上し、温度変化による接続部材１４の切断を抑制することができる。

すなわち、樹脂基板はガラス基板と比較して軽いものの、線膨張率が大きいため、熱伸縮による熱応力の影響が大きくなる。ここで、熱応力は、以下のように示される。
［数２］
σ＝ＥαΔＴ （２）
上記式（２）中、σは熱応力（Ｐａ）、Ｅは引張弾性率（ヤング率）（Ｐａ）、αは線膨張率（Ｋ^−１）、ΔＴは変化した温度差（Ｋ）を示す。

そのため、温度変化により、樹脂基板が熱伸縮した場合、封止材もそれに伴い熱伸縮する。ここで、上述のように、第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。そのため、樹脂基板２０の熱伸縮による応力を第１樹脂層３０で緩和することができる。これに加え、第３樹脂層５０の引張弾性率が、第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さい場合は、第１樹脂層３０で緩和しきれなかった樹脂基板２０の熱応力を、第３樹脂層５０で緩和することができる。そのため、樹脂基板２０の熱伸縮に由来する接続部材１４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。

第１樹脂層と光電変換部の間の樹脂層の引張弾性率を、光電変換部と裏面基板の間の樹脂層の引張弾性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１］
１ｍｍ厚の樹脂基板、１ｍｍ厚の第１樹脂層、０．６ｍｍ厚の第３樹脂層、光電変換部、０．６ｍｍ厚の第２樹脂層、２ｍｍ厚の裏面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。なお、樹脂基板は、ポリカーボネートを用いた。第１樹脂層は、ゲルを用いた。第３樹脂層は、ポリオレフィン（ＰＯ）（２５℃での引張弾性率２０．９ＭＰａ）を用いた。光電変換部は、太陽電池セルを用いた。第２樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）（２５℃での引張弾性率３０．５ＭＰａ）を用いた。裏面基板は、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２］
裏面基板に、ガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

［実施例３］
第３樹脂層に、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）（２５℃での引張弾性率３０．５ＭＰａ）を用いた以外は、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

［実施例４］
裏面基板に、ガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた。また、第３樹脂層に、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）（２５℃での引張弾性率３０．５ＭＰａ）を用いた。それ以外は、実施例１と同様にして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接続部材を確認した。そして、２００サイクルで接続部材が切断しなかったものを「２００以上」、５０サイクルで接続部材が切断せず２００サイクルで接続部材が切断したものを「５０以上２００未満」と評価した。また、２５サイクルで接続部材が切断せず５０サイクルで接続部材が切断したものを「２５以上５０未満」、２５サイクルで接続部材が切断したものを「２５未満」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１のように、実施例１〜実施例３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接続部材は切断しなかった。一方、実施例４の太陽電池モジュールにおいては、５０サイクル後では接続部材は切断しなかったが、２００サイクル後では接続部材が切断した。

実施例１〜実施例４の結果より、第３樹脂層５０の引張弾性率を、第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さくすると、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が向上することが確認できた。おそらく、樹脂基板２０の熱応力を第３樹脂層５０により緩和できたためと考えられる。そのため、本実施形態においては、第１樹脂層３０と光電変換部１０との間の樹脂層の引張弾性率を、光電変換部１０と裏面基板７０の間の樹脂層の引張弾性率よりも小さくすることが好ましい。具体的には、太陽電池モジュール１００が後述するような第３樹脂層５０及び第４樹脂層６０を有せず、光電変換部１０が第２樹脂層４０上に配置される場合、第１樹脂層３０の引張弾性率が第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さければよい。また、太陽電池モジュール１００が後述するような第３樹脂層５０を備える場合、第３樹脂層５０の引張弾性率を第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さくすることが好ましい。また、太陽電池モジュール１００が後述するような第４樹脂層６０を備える場合、第２樹脂層４０の引張弾性率を第４樹脂層６０の引張弾性率よりも小さくすることが好ましい。

また、第１樹脂層３０と光電変換部１０との間の樹脂層の引張弾性率は、−４０℃から＋９０℃までの全域において、光電変換部１０と裏面基板７０の間の樹脂層の引張弾性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、いずれの温度域においても、第１樹脂層３０と光電変換部１０との間の樹脂層の熱応力が、光電変換部１０と裏面基板７０の間の樹脂層の熱応力よりも小さくなり、樹脂基板の熱応力をより緩和できるため好ましい。なお、実施例１で用いたポリオレフィンの−４０℃、＋２５℃、＋９０℃における引張弾性率は、それぞれ５３６ＭＰａ、２０．９ＭＰａ、０．０６８ＭＰａであった。また、実施例１で用いたエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）の−４０℃、＋２５℃、＋９０℃における引張弾性率は、それぞれ１５７０ＭＰａ、３０．５ＭＰａ、０．６９ＭＰａであった。

また、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３０と、第１樹脂層３０に隣接し、光電変換部１０上に配置された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３０と、光電変換部１０上に配置され、第１樹脂層３０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、図１０に示す実施形態において、第１樹脂層３０の引張弾性率が第３樹脂層５０の引張弾性率よりも小さい場合、第１樹脂層３０と第３樹脂層５０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３０と第１樹脂層３０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。第１樹脂層３０の引張弾性率は第３樹脂層５０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３０は第３樹脂層５０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３０が変形して第１樹脂層３０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３０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１１の矢印で示すように、第１樹脂層３０と、第１樹脂層３０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３０と第１樹脂層３０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５］
厚さ１ｍｍの樹脂基板、厚さ１ｍｍの第１樹脂層、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、厚さ２ｍｍの裏面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。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３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）（引張弾性率３０．５ＭＰａ）を用いた。光電変換部は、太陽電池セルを用いた。第２樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）（引張弾性率３０．５ＭＰａ）を用いた。裏面基板は、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３樹脂層の屈折率差は０．０１〜０．０５であった。

［実施例６］
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（引張弾性率２８ｋＰａ）に代え、第１樹脂層と第３樹脂層の間に別の樹脂層を新たに配置した以外は、実施例５と同様にして太陽電池モジュールを作製した。なお、別の樹脂層は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樹脂層と別の樹脂層の屈折率差は０．０６〜０．１０であった。

［実施例７］
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（引張弾性率２８ｋＰａ）に代えた以外は、実施例５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３樹脂層の屈折率差は０．１１であった。

［実施例８］
別の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６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樹脂層と別の樹脂層の屈折率差は０．１７であった。

［実施例９］
別の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６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樹脂層と別の樹脂層の屈折率差は０．１７〜０．２０であった。

［実施例１０］
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３樹脂層の屈折率差は０．１１であった。

［実施例１１］
第３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７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２に示す。また、参考として、実施例５〜実施例７の太陽電池モジュールの外観を図１２に示す。

図１２に示すように、実施例５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３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１２に示すように、実施例６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樹脂層と別の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１２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見られた。おそらく、第１樹脂層と第３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８及び実施例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樹脂層と別の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、実施例１０の太陽電池モジュールは、第１樹脂層と第３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３樹脂層の変形が抑制されたためと考えられる。ただし、実施例１０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。

実施例１１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、耐衝撃性の観点からは、太陽電池モジュールが第３樹脂層を備えていることが好ましい。

＜第４樹脂層６０＞
第４樹脂層６０も第１樹脂層３０や第２樹脂層４０と同様、封止材として光電変換部１０を保護する。第４樹脂層６０の形状は、第２樹脂層４０と同様、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。

第４樹脂層６０を形成する材料は特に限定されず、例えば、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリオレフィン（ＰＯ）、ポリイミド（ＰＩ）などの熱可塑性樹脂、エポキシ、ウレタン及びポリイミドなどの熱硬化性樹脂からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。これらの樹脂は変性樹脂を用いることもでき、それぞれの組合せとして用いることもできる。なかでも、第４樹脂層６０はエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を含有することが好ましい。この場合、第２樹脂層４０はポリオレフィン（ＰＯ）を含有することが好ましい。

図１３に示すように、太陽電池モジュール１００は、第２樹脂層４０下に配置される第４樹脂層６０をさらに備えることができる。そして、光電変換部１０は、第２樹脂層４０下かつ第４樹脂層６０上に配置することができる。さらに、第２樹脂層４０の引張弾性率は、第４樹脂層６０の引張弾性率よりも小さくすることができる。このような第４樹脂層６０を設けることにより、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が向上し、温度変化による接続部材１４の切断を抑制することができる。

すなわち、樹脂基板はガラス基板と比較して軽いものの、線膨張率が大きいため、熱伸縮による熱応力の影響が大きくなる。そのため、温度変化により、樹脂基板が熱伸縮した場合、封止材もそれに伴い伸縮する。上述のように、第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さいため、樹脂基板２０の熱伸縮による応力を第１樹脂層３０で緩和することができる。これに加え、第２樹脂層４０の引張弾性率が、第４樹脂層６０の引張弾性率よりも小さい場合は、第１樹脂層３０で緩和しきれなかった樹脂基板２０の熱応力を、第２樹脂層４０で緩和することができる。そのため、樹脂基板２０の熱応力に由来する接続部材１４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。

なお、図１３に示すような実施形態の場合、光電変換部１０上に第２樹脂層４０が配置され、第２樹脂層４０上に第１樹脂層３０が配置される。そして、第１樹脂層３０の引張弾性率は第２樹脂層４０の引張弾性率よりも小さい。そのため、第１樹脂層３０と第２樹脂層４０との屈折率差が０．１以下であることが好ましい。実施例５〜実施例１１で示された結果と同様に、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３０と第２樹脂層４０との屈折率差は０．０５以下であることがより好ましい。

第４樹脂層６０は、第２樹脂層４０と同様に、第１樹脂層３０及び第２樹脂層４０を外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置することもできる。このように、第２樹脂層４０に加え、第４樹脂層６０も樹脂基板２０と接着して配置することにより、第２樹脂層のような固定効果やバリア効果をさらに向上させることができるため好ましい。

＜裏面基板７０＞
裏面基板７０は、バックシートとして太陽電池モジュール１００の受光面と反対側の面を保護することができる。裏面基板７０は第２樹脂層４０下に配置することができる。具体的には、裏面基板７０は、第２樹脂層４０のｚ軸の負方向側に配置することができる。また、上述のように、第３樹脂層５０や第４樹脂層６０を設けた場合は、裏面基板７０は、第３樹脂層５０又は第４樹脂層６０下に配置することができる。

裏面基板７０を形成する材料は特に限定されず、例えば、ガラス、繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）、ポリイミド（ＰＩ）、環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）及びポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）からなる群より選択される少なくとも１つを用いることができる。繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）としては、ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）、アラミド繊維強化プラスチック（ＡＦＲＰ）などが挙げられる。なお、ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）としては、ガラスエポキシなどが挙げられる。裏面基板７０を形成する材料は、繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）及びポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）からなる群より選択される少なくとも１つを含有することが好ましい。これらの材料は衝撃等によりたわみが発生しにくく、軽量であるためである。

裏面基板７０は、用途に応じて、裏面基板７０を受光面とすることもできる。なお、裏面基板７０を受光面とした場合であっても、次のように、本実施形態の太陽電池モジュール１００は耐衝撃性が高い。すなわち、裏面基板７０を受光面とし、ヒョウ等の衝突物が裏面基板７０に衝突した場合であったとしても、第１樹脂層３０の引張弾性率が樹脂基板２０や第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。そのため、第１樹脂層３０が緩衝材となり、裏面基板７０にかかる衝突エネルギーを分散することができる。したがって、光電変換部１０の破損や接続部材１４の切断などを抑制することができる。

裏面基板７０の厚みは、特に限定されないが、０．１ｍｍ以上１０ｍｍ以下であることが好ましく、０．２ｍｍ以上５．０ｍｍ以下であることがより好ましい。このような範囲とすることによって、裏面基板７０のたわみを抑制し、太陽電池モジュール１００をより軽量化できる。

裏面基板７０の引張弾性率は特に限定されないが、１．０ＧＰａ以上１０．０ＧＰａ以下であることが好ましく、２．３ＧＰａ以上２．５ＧＰａ以下であることがより好ましい。また裏面基板７０の引張弾性率は、第１樹脂層３０よりも大きいことが好ましい。すなわち、第１樹脂層３０の引張弾性率は、樹脂基板２０、第２樹脂層４０及び裏面基板７０のそれぞれの引張弾性率よりも小さいことが好ましい。

裏面基板７０の曲げ剛性は、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、裏面基板７０の１ｍ幅当たりの曲げ剛性は、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（３）のように、表される。
［数３］
曲げ剛性（Ｎ・ｍ^２）＝曲げ弾性率（Ｐａ）×断面二次モーメント（ｍ^４） （３）

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４］
Ｅ_ｆ＝（σ_ｆ２−σ_ｆ１）／（ε_ｆ２−ε_ｆ１） （４）
上記式（４）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（５）によって算出される。
［数５］
ｓ_ｉ＝ε_ｆｉＬ^２／６ｈ （５）
上記式（５）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（６）のように、表される。
［数６］
Ｉ＝ｂｈ^３／１２ （６）
上記式（６）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。

裏面基板の曲げ剛性を樹脂基板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１２］
厚さ１ｍｍの樹脂基板、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、厚さ１ｍｍの裏面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。樹脂基板は、ポリカーボネート（ＰＣ）を用いた。第３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２樹脂層は、ポリオレフィン（ＰＯ）を用いた。裏面基板は、ポリカーボネート（ＰＣ）（曲げ弾性率２．３ＧＰａ）を用いた。

［実施例１３］
裏面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１２と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例１４］
裏面基板をガラスエポキシ（曲げ弾性率２０ＧＰａ）とし、裏面基板の厚さを２ｍｍとした以外は、実施例１２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）の付属書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樹脂基板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「１ｍ以上」、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以上１ｍ未満」と評価した。また、２０ｃｍの高さにおいて光電変換部が破損したものを「２０ｃｍ未満」と評価した。なお、曲げ剛性は、実施例１２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３のように、実施例１２及び実施例１３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１４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１２〜実施例１４の結果より、裏面基板７０の曲げ剛性が、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、裏面基板７０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、裏面基板７０の曲げ剛性は、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２樹脂層４０下に配置され、樹脂基板２０よりも大きい曲げ剛性を有する裏面基板７０をさらに備えることが好ましい。なお、この場合、太陽電池モジュールは、上述したような第３樹脂層５０を備えていてもよく、第３樹脂層５０を備えていなくてもよい。または、太陽電池モジュール１００は、第４樹脂層６０下に配置され、樹脂基板２０よりも大きい曲げ剛性を有する裏面基板７０をさらに備えることも好ましい。

また、特に限定されないが、裏面基板７０の熱膨張率は、樹脂基板２０の熱膨張率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、太陽電池モジュール１００の耐熱衝撃性が向上し、温度変化による接続部材１４の切断を抑制することができる。

裏面基板の線膨張率を樹脂基板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１５］
厚さ１ｍｍの樹脂基板、厚さ１ｍｍの第１樹脂層、厚さ０．６ｍｍの第３樹脂層、光電変換部、厚さ０．６ｍｍの第２樹脂層、厚さ２ｍｍの裏面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。樹脂基板は、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３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２樹脂層は、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いた。裏面基板は、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１６］
裏面基板にガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例１５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例１７］
裏面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１５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例１８］
第１樹脂層を設けないこと以外は、実施例１５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例１９］
第１樹脂層を設けず、裏面基板にガラス（線膨張率９×１０^−６Ｋ^−１）を用いた以外は、実施例１５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例２０］
第１樹脂層を設けず、裏面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１５と同様に太陽電池モジュールを作製した。

［実施例２１］
第１樹脂層を設けず、裏面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１５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接続部材を確認した。そして、２００サイクルで接続部材が切断しなかったものを「２００以上」、５０サイクルで接続部材が切断せず２００サイクルで接続部材が切断したものを「５０以上２００未満」と評価した。また、２５サイクルで接続部材が切断せず５０サイクルで接続部材が切断したものを「２５以上５０未満」、２５サイクルで接続部材が切断したものを「２５未満」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４のように、実施例１５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接続部材は切断しなかった。一方、実施例１６及び実施例１８の太陽電池モジュールにおいては、５０サイクル後では接続部材は切断しなかったが、２００サイクル後では接続部材が切断した。また、実施例１７及び実施例１９の太陽電池モジュールにおいては、２５サイクル後では接続部材は切断しなかったが、５０サイクル後では接続部材が切断した。また、実施例２０及び実施例２１の太陽電池モジュールにおいては、２５サイクル後でも接続部材が切断した。そのため、裏面基板７０の線膨張率を樹脂基板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１５〜実施例１７と実施例１８〜実施例２１との比較により、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１５〜実施例２１の結果より、裏面基板７０の熱膨張率が、樹脂基板２０の熱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、裏面基板７０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、接続部材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、裏面基板７０の熱膨張率は、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２樹脂層４０下に配置され、樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する裏面基板７０をさらに備えることが好ましい。なお、この場合、太陽電池モジュールは、上述したような第３樹脂層５０を備えていてもよく、第３樹脂層５０を備えていなくてもよい。または、太陽電池モジュール１００は、第４樹脂層６０下に配置され、樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する裏面基板７０をさらに備えることも好ましい。

＜低熱膨張層８０＞
裏面基板７０の線膨張率を樹脂基板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１５〜実施例２１により確認できている。このような効果は、光電変換部１０と裏面基板７０との間に、低熱膨張層８０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８０は、光電変換部１０と裏面基板７０との間に配置されることが好ましい。具体的には、図１４に示すように、太陽電池モジュール１００は、第２樹脂層４０下に配置され、樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層８０をさらに備えることが好ましい。なお、この場合、太陽電池モジュール１００は、上述したような第３樹脂層５０を図１５のように備えていてもよく、第３樹脂層５０を備えていなくてもよい。または、図１６のように、太陽電池モジュール１００は、第４樹脂層６０下に配置され、樹脂基板２０よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層８０をさらに備えることも好ましい。

低熱膨張層８０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８０の大きさも、特に限定されず、低熱膨張層８０は接続部材１４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８０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８０を接続部材１４に沿って配置するとは、低熱膨張層８０を光電変換部１０の鉛直方向下方に接するように配置してもよく、低熱膨張層８０を光電変換部１０の鉛直方向下方に他の層を介して配置することもできる。ここで、鉛直方向下方とは、太陽電池モジュール１００の積層方向（ｚ軸方向）下方をいう。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８０は、光電変換部１０と裏面基板７０との間に配置される樹脂層の下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８０は、第２樹脂層４０下に接触して配置され、第２樹脂層４０の下面全体を覆うように配置されていることが好ましい。なお、この場合、太陽電池モジュールは、上述したような第３樹脂層５０を備えていてもよく、第３樹脂層５０を備えていなくてもよい。または、低熱膨張層８０は、第４樹脂層６０下に接触して配置され、第４樹脂層６０の下面全体を覆うように配置されていることも好ましい。

低熱膨張層８０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、セラミックシートなどが挙げられる。なお、低熱膨張層８０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。

＜潤滑層９０＞
図１７のように、太陽電池モジュール１００は、樹脂基板２０と第１樹脂層３０との間に配置され、樹脂基板２０と第１樹脂層３０との間の静摩擦係数が０．０００１〜０．１である潤滑層９０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９０をさらに備えることにより、樹脂基板２０の熱伸縮が、潤滑層９０による潤滑効果により、第１樹脂層３０に直接伝わるのを抑制することができる。そのため、樹脂基板２０の熱伸縮に由来する接続部材１４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、樹脂基板２０と第１樹脂層３０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、樹脂基板２０と第１樹脂層３０との間の静摩擦係数を０．１以下とすることにより、樹脂基板２０と第１樹脂層３０との間の密着性が良好になるため好ましい。なお、図７〜図９のように、第２樹脂層４０が、平面視における第１樹脂層３０の外周を全て囲んで、樹脂基板２０と接着して配置される場合には、潤滑層９０の漏洩が抑制できるため好ましい。

樹脂基板２０と第１樹脂層３０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９０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９０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。

潤滑層９０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、液漏れを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、樹脂基板２０と第１樹脂層３０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、樹脂基板２０と第１樹脂層３０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℃における樹脂基板２０と第１樹脂層３０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℃における樹脂基板２０と第１樹脂層３０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。

＜酸素バリア層９５＞
本実施形態の太陽電池モジュール１００は、第１樹脂層３０上及び第２樹脂層４０下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９５をさらに備えることが好ましい。具体的には、光電変換部１０が第２樹脂層４０上に配置される場合、太陽電池モジュール１００は、第１樹脂層３０上及び第２樹脂層４０下にそれぞれ配置され、所定の酸素透過度を有する酸素バリア層９５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９５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１樹脂層３０及び第２樹脂層４０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９５は、第１樹脂層３０より上に配置することができる。具体的には、酸素バリア層９５は、第１樹脂層３０と樹脂基板２０との間に配置することができる。このとき、図１８の実施形態のように、酸素バリア層９５は第１樹脂層３０と直接接していてもよいが、第１樹脂層３０と直接接していなくてもよい。例えば、酸素バリア層９５は、樹脂基板２０の上に配置することができる。なお、酸素バリア層９５に加え、又は酸素バリア層９５に代えて、樹脂基板２０の酸素透過度を２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。

また、本実施形態において、酸素バリア層９５は、第２樹脂層４０より下に配置することができる。具体的には、例えば図１８の実施形態のように、酸素バリア層９５は、第２樹脂層４０と裏面基板７０との間に配置することができる。このとき、図１８の実施形態のように酸素バリア層９５は第２樹脂層４０と直接接していてもよいが、第２樹脂層４０と直接接していなくてもよい。例えば、酸素バリア層９５は、裏面基板７０の下に配置することができる。なお、酸素バリア層９５に加え、又は酸素バリア層９５に代えて、裏面基板７０の酸素透過度を２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。

また、本実施形態の太陽電池モジュール１００は、第１樹脂層３０上及び第４樹脂層６０下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をさらに備えることが好ましい。具体的には、光電変換部１０が第２樹脂層４０下かつ第４樹脂層６０上に配置される場合、太陽電池モジュール１００は、第１樹脂層３０上及び第４樹脂層６０下にそれぞれ配置され、所定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が好ましい。このような酸素バリア層９５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１樹脂層３０、第２樹脂層４０及び第４樹脂層６０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９５は、第４樹脂層６０より下に配置することができる。具体的には、例えば図１９の実施形態のように、第４樹脂層６０と裏面基板７０との間に配置することができる。このとき、図１９の実施形態のように、酸素バリア層９５は第４樹脂層６０と直接接していてもよいが、第４樹脂層６０と直接接していなくてもよい。例えば、酸素バリア層９５は、裏面基板７０の下に配置することができる。なお、酸素バリア層９５に加え、又は酸素バリア層９５に代えて、裏面基板７０の酸素透過度を２００ｃｍ^３／ｍ^２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。

なお、酸素バリア層９５を配置する位置は、上述のような位置に限定されない。具体的には、酸素バリア層９５は、第１樹脂層３０の下面、裏面基板７０の下面、第１樹脂層３０の内部、第２樹脂層４０の内部、第３樹脂層５０の内部、第４樹脂層６０の内部などに配置されていてもよい。また、酸素バリア層９５は、太陽電池モジュール１００の端面に配置されていてもよい。この場合、太陽電池モジュール１００の側面から進入する酸素の量を抑制することができる。さらに、第１樹脂層３０、第２樹脂層４０、第３樹脂層５０、第４樹脂層６０は、それぞれ酸素バリア層９５により内包されていてもよい。

酸素バリア層９５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９５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、本実施形態に係る太陽電池モジュール１００は、樹脂基板２０と、第１樹脂層３０と、光電変換部１０と、第２樹脂層４０と、を備える。第１樹脂層３０は樹脂基板２０下に配置される。光電変換部１０は第１樹脂層３０下に配置される。第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０下に配置され、かつ、第１樹脂層３０を貫通して又は外側から覆って、樹脂基板２０と接着して配置される。隣接した光電変換部１０は接続部材１４で互いに電気的に接続される。第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。そのため、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性を高くすることができ、樹脂基板２０に対する光電変換部１０の固定効果を高くすることができる。

＜太陽電池モジュール１００の製造方法＞
本実施形態に係る太陽電池モジュール１００は公知の方法を用いて作製することができる。例えば、図２０に示すように、樹脂基板２０、第１樹脂層３０、光電変換部１０、第２樹脂層４０、裏面基板７０を順番に積層して、加熱しながら圧縮することで成形することができる。ただし、各層を数工程に分けて圧縮成形するなど、詳細な工程については特に限定されず、目的に応じた成形をすることができる。例えば、光電変換部１０が表面部、裏面部及び側面部を有する場合、光電変換部１０の側面部及び裏面部を第２樹脂層４０に接着させてから、第１樹脂層３０などの他の部材に接着させることもできる。このようにすることで、第２樹脂層４０に光電変換部１０を固定する効果をより向上させることができる。

加熱条件は特に限定されないが、例えば、真空状態で１５０℃程度に加熱することができる。真空条件で加熱した場合は、泡抜け性がさらに向上するため好ましい。真空加熱の後、大気圧下において、各層を加圧しながらヒーターなどにより加熱して、樹脂成分を架橋することもできる。また、加熱により得られた積層体には、フレームなどを取り付けることもできる。

本実施形態の太陽電池モジュール１００の製造方法は、上述の通り特に限定されないが、第２樹脂層４０の上又は下に、平面視で第２樹脂層４０よりも面積が小さい第１樹脂層３０を積層し、樹脂基板２０と第２樹脂層４０を接着する工程を有することが好ましい。すなわち、太陽電池モジュール１００の製造方法は、樹脂基板２０と、第１樹脂層３０と、光電変換部１０と、第２樹脂層４０と、を備えた太陽電池モジュール１００の製造方法である。第１樹脂層３０は樹脂基板２０下に配置される。光電変換部１０は第１樹脂層３０下に配置される。第２樹脂層４０は、第１樹脂層３０下に配置され、かつ、平面視における第１樹脂層３０の外周を全て囲んで、樹脂基板２０と接着して配置される。隣接した光電変換部１０は接続部材１４で互いに電気的に接続することができる。第１樹脂層３０の引張弾性率は樹脂基板２０及び第２樹脂層４０の引張弾性率より小さい。そして、太陽電池モジュール１００の製造方法は、第２樹脂層４０の上に、平面視で第２樹脂層４０よりも面積が小さい第１樹脂層３０を積層し、樹脂基板２０と第２樹脂層４０を接着する工程を有する。

このような工程を有することで、図２０のように、第２樹脂層４０の外周側が第１樹脂層３０に覆われるような状態で圧着されるため、第１樹脂層３０が第２樹脂層４０を超えてはみ出ることを防止することができる。なお、この際、積層する第１樹脂層３０の体積は、第１樹脂層３０を包囲するように形成された第２樹脂層４０の凹部内の体積と同等以上であることが好ましい。このようにすることで、第１樹脂層３０のはみ出しを抑制し、かつ、第１樹脂層３０と第２樹脂層４０との間に空隙が生じることを抑制することができる。

本実施形態においては、第２樹脂層４０の凹部内に、第１樹脂層３０を積層する工程を有することが好ましい。このような工程を有することにより、特に、第１樹脂層３０が液体又は半液体などの粘度が低い材料である場合に、適量の第１樹脂層３０を第２樹脂層４０の凹部内に配置することができるため、第１樹脂層３０に引張弾性率のより小さな材料を用いることができる。その結果、太陽電池モジュール１００の耐衝撃性をより向上させることができる。

特願２０１６−１０８１９９号（出願日：２０１６年５月３１日）及び特願２０１６−２５０８８４号（出願日：２０１６年１２月２６日）の全内容は、ここに援用される。

以上、本実施形態を実施例によって説明したが、本実施形態はこれらに限定されるものではなく、本実施形態の要旨の範囲内で種々の変形が可能である。

本発明によれば、耐衝撃性が高く、光電変換部の固定効果が高い太陽電池モジュール及びその製造方法を提供することができる。

１０ 光電変換部
１４ 接続部材
２０ 樹脂基板
３０ 第１樹脂層
３５ スリット
４０ 第２樹脂層
５０ 第３樹脂層
６０ 第４樹脂層
７０ 裏面基板
８０ 低熱膨張層
９０ 潤滑層
９５ 酸素バリア層
１００ 太陽電池モジュール

しかしながら、樹脂基板はガラス基板に比べて硬度が小さいため、ヒョウ等の衝突物が樹脂基板に衝突すると、樹脂基板がたわみ、たわんだ部分に衝突物がさらに衝突する結果、局所的な荷重が生じやすくなる。そして、局所的な荷重が樹脂基板及び封止材を介して太陽電池セルに伝わり、太陽電池セルを破壊してしまうおそれがあった。そのため、耐衝撃性の高い太陽電池モジュールが求められていた。

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、樹脂基板２０と第１樹脂層３０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 Ｋ２２２０：２０１３（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。

このような工程を有することで、図２０のように、第１樹脂層３０の外周側が第２樹脂層４０に覆われるような状態で圧着されるため、第１樹脂層３０が第２樹脂層４０を超えてはみ出ることを防止することができる。なお、この際、積層する第１樹脂層３０の体積は、第１樹脂層３０を包囲するように形成された第２樹脂層４０の凹部内の体積と同等以上であることが好ましい。このようにすることで、第１樹脂層３０のはみ出しを抑制し、かつ、第１樹脂層３０と第２樹脂層４０との間に空隙が生じることを抑制することができる。

Claims (23)

1. 樹脂基板と、
   前記樹脂基板下に配置された第１樹脂層と、
   前記第１樹脂層下に配置された光電変換部と、
   前記第１樹脂層下に配置され、かつ、前記第１樹脂層を貫通して又は外側から覆って、前記樹脂基板と接着して配置された第２樹脂層と、を備え、
   隣接した前記光電変換部は接続部材で互いに電気的に接続され、
   前記第１樹脂層の引張弾性率は前記樹脂基板及び前記第２樹脂層の引張弾性率より小さいことを特徴とする太陽電池モジュール。
2. 前記第２樹脂層は、平面視における前記第１樹脂層の少なくとも一方向の縁全体を外側から覆って、前記樹脂基板と接着して配置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樹脂層は、前記接続部材で接続された前記光電変換部の接続方向に対して垂直方向に延びる前記第１樹脂層の両端の縁全体を、前記第１樹脂層を挟むように、前記樹脂基板と接着して配置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樹脂層は、前記接続部材で接続された前記光電変換部の接続方向に延びる前記第１樹脂層の両端の縁全体を、前記第１樹脂層を挟むように、前記樹脂基板と接着して配置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。
5. 前記第２樹脂層は、平面視における前記第１樹脂層の外周を全て囲んで、前記樹脂基板と接着して配置されることを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記第２樹脂層は、前記第１樹脂層を貫通して、かつ、平面視における前記第１樹脂層の外周を全て囲んで、前記樹脂基板と接着して配置されることを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
7. 前記第１樹脂層と、前記第１樹脂層に隣接し、前記光電変換部上に配置された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１〜６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
8. 前記光電変換部は前記第２樹脂層上に配置され、
   前記第２樹脂層は、２以上の前記光電変換部の平面視におけるそれぞれの外周を全て囲い、かつ、前記樹脂基板と接着して配置され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１樹脂層上及び前記第２樹脂層下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をさらに備えることを特徴とする請求項８に記載の太陽電池モジュール。
10. 前記第１樹脂層下かつ前記第２樹脂層上に配置される第３樹脂層をさらに備え、
    前記光電変換部は、前記第３樹脂層下かつ前記第２樹脂層上に配置され、
    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１〜９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
11. 前記第２樹脂層下に配置され、前記樹脂基板よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層をさらに備えることを特徴とする請求項１０に記載の太陽電池モジュール。
12. 前記第２樹脂層下に配置され、前記樹脂基板よりも大きい曲げ剛性を有する裏面基板をさらに備えることを特徴とする請求項１０又は１１に記載の太陽電池モジュール。
13. 前記第２樹脂層下に配置される第４樹脂層をさらに備え、
    前記光電変換部は、前記第２樹脂層下かつ前記第４樹脂層上に配置され、
    前記第２樹脂層の引張弾性率は、前記第４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１〜７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
14. 前記第１樹脂層上及び前記第４樹脂層下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をさらに備えることを特徴とする請求項１３に記載の太陽電池モジュール。
15. 前記第４樹脂層下に配置され、前記樹脂基板よりも小さい熱膨張率を有する低熱膨張層をさらに備えることを特徴とする請求項１３又は１４に記載の太陽電池モジュール。
16. 前記第４樹脂層下に配置され、前記樹脂基板よりも大きい曲げ剛性を有する裏面基板をさらに備えることを特徴とする請求項１３〜１５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
17. 前記第２樹脂層下に配置され、前記樹脂基板よりも大きい曲げ剛性を有する裏面基板をさらに備え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。
18. 前記樹脂基板はポリカーボネートを含有し、
    前記第１樹脂層はシリコーンゲル、アクリルゲル及びウレタンゲルからなる群より選択される少なくとも１つを含有することを特徴とする請求項１〜１７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
19. 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いことを特徴とする請求項１〜１８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
20. 前記第１樹脂層はゲルであり、前記第１樹脂層はスリットを含むことを特徴とする請求項１〜１９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
21. 前記樹脂基板と前記第１樹脂層との間に配置され、前記樹脂基板と前記第１樹脂層との間の静摩擦係数が０．０００１〜０．１である潤滑層をさらに備えることを特徴とする請求項１〜２０のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
22. 前記接続部材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１〜２１のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
23. 樹脂基板と、
    前記樹脂基板下に配置された第１樹脂層と、
    前記第１樹脂層下に配置された光電変換部と、
    前記第１樹脂層下に配置され、かつ、平面視における前記第１樹脂層の外周を全て囲んで、前記樹脂基板と接着して配置された第２樹脂層と、を備え、
    隣接した前記光電変換部は接続部材で互いに電気的に接続され、
    前記第１樹脂層の引張弾性率は前記樹脂基板及び前記第２樹脂層の引張弾性率より小さい太陽電池モジュールの製造方法であって、
    前記第２樹脂層の上又は下に、平面視で前記第２樹脂層よりも面積が小さい前記第１樹脂層を積層し、前記樹脂基板と前記第２樹脂層を接着する工程を有することを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。