WO2017098728A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2017098728A1
WO2017098728A1 PCT/JP2016/005086 JP2016005086W WO2017098728A1 WO 2017098728 A1 WO2017098728 A1 WO 2017098728A1 JP 2016005086 W JP2016005086 W JP 2016005086W WO 2017098728 A1 WO2017098728 A1 WO 2017098728A1
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resin layer
solar cell
resin
cell module
resin substrate
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PCT/JP2016/005086
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English (en)
French (fr)
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剛士 植田
直樹 栗副
善光 生駒
安藤　秀行
山本　圭一
元彦 杉山
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パナソニックＩｐマネジメント株式会社
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Priority to US15/782,012 priority patent/US20180358492A1/en
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    • H01L31/05—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells
    • H01L31/0504—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module
    • H01L31/0508—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module the interconnection means having a particular shape
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module, and more particularly to a solar cell module using a resin substrate.
  • a resin substrate is used instead of a glass substrate. Since the thermal expansion coefficient of the resin substrate is generally larger than that of the glass substrate, the resin substrate has a larger amount of displacement of thermal expansion / contraction than the glass substrate. Due to thermal expansion and contraction of the resin substrate, stress is applied to the tab wiring between the solar cells and the sealing member, and thus the tab wiring may be fatigued.
  • gel and ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA) are sequentially disposed on the resin substrate, and solar cells are disposed between the gel and EVA (see, for example, Patent Document 1).
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and an object thereof is to provide a technique for improving the impact resistance of a solar cell module.
  • a solar cell module includes a resin substrate, a first resin layer disposed on the resin substrate, and a second resin layer disposed on the first resin layer.
  • positioned on a photoelectric conversion part and a 2nd resin layer are provided.
  • the tensile elastic modulus of the first resin layer is smaller than the tensile elastic modulus of each of the resin substrate, the second resin layer, and the third resin layer.
  • FIG. 1 is a top view showing a solar cell module according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view showing the solar cell module of FIG.
  • FIG. 3 is a diagram schematically showing a load applied to the solar cell module of FIG.
  • FIGS. 4A and 4B are views showing a neutral axis in the solar cell module of FIG.
  • FIG. 5 is a cross-sectional view showing a solar cell module according to Embodiment 2 of the present invention.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view showing a solar cell module according to Embodiment 3 of the present invention.
  • FIG. 7 is a cross-sectional view showing a solar cell module according to Embodiment 4 of the present invention.
  • FIG. 1 is a top view showing a solar cell module according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view showing the solar cell module of FIG.
  • FIG. 3 is a diagram schematically showing a
  • FIG. 8 is a cross-sectional view showing a solar cell module according to Embodiment 5 of the present invention.
  • FIG. 9 is a diagram schematically showing light refraction at the interface of the resin layer.
  • FIG. 10 is a diagram showing the appearance of the solar cell modules of Examples 7 to 9.
  • FIG. 11 is a cross-sectional view showing a solar cell module according to Embodiment 7 of the present invention.
  • the first embodiment relates to a solar cell module including a plurality of solar cells.
  • the solar cell module needs to be lightweight, so a resin substrate is used instead of a glass substrate.
  • a leopard etc. may collide with a solar cell module. Since the resin substrate has a lower tensile elastic modulus than the glass substrate, a load due to a collision such as leopard is transmitted to the inside of the solar cell module, and the solar cell may be damaged. Therefore, even if a resin substrate is used for the solar cell module, improvement in impact resistance is desired.
  • a resin substrate, a gel, a resin layer, and solar cells are arranged in this order.
  • the tensile elastic modulus of the resin layer is higher than the tensile elastic modulus of the gel. Therefore, the local load from the gel is dispersed in the resin layer, and the dispersed load from the resin layer is applied to the solar battery cell.
  • FIG. 1 is a top view showing the solar cell module 100 according to the first embodiment.
  • a rectangular coordinate system composed of an x-axis, a y-axis, and a z-axis is defined.
  • the x axis and the y axis are orthogonal to each other in the plane of the solar cell module 100.
  • the z axis is perpendicular to the x axis and the y axis and extends in the thickness direction of the solar cell module 100.
  • the positive directions of the x-axis, y-axis, and z-axis are each defined in the direction of the arrow in FIG. 1, and the negative direction is defined in the direction opposite to the arrow.
  • the main plane disposed on the positive side of the z-axis is a “light-receiving surface”.
  • the main plane disposed on the negative direction side of the z-axis is the “back surface”.
  • the “light receiving surface” means a surface on which light is mainly incident, and the “back surface” may mean a surface opposite to the light receiving surface.
  • the positive direction side of the z-axis may be referred to as “light-receiving surface side”
  • the negative direction side of the z-axis may be referred to as “back surface side”.
  • the first member and the second member may be provided in direct contact unless otherwise specified. There may also be other members between the second member. “Upper” in the above description may be on the positive side of the z axis or on the negative side of the z axis. Furthermore, “substantially” indicates that they are different within the error range, that is, substantially the same.
  • the solar cell module 100 includes a plurality of solar cells 10, a plurality of tab wires 12, and a plurality of connection wires 14. Each of the plurality of solar cells 10 absorbs incident light and generates photovoltaic power.
  • the solar battery cell 10 is made of, for example, a semiconductor material such as crystalline silicon, gallium arsenide (GaAs), or indium phosphorus (InP).
  • the structure of the solar battery cell 10 is not particularly limited, but here, as an example, it is assumed that crystalline silicon and amorphous silicon are stacked. Although omitted in FIG.
  • a plurality of finger electrodes extending in the x-axis direction parallel to each other and extending in the y-axis direction so as to be orthogonal to the plurality of finger electrodes are provided on the light receiving surface and the back surface of each solar cell 10.
  • a plurality of, for example, two bus bar electrodes are provided.
  • the bus bar electrode connects each of the plurality of finger electrodes.
  • the plurality of solar cells 10 are arranged in a matrix on the xy plane.
  • four solar cells 10 are arranged in the x-axis direction, and five solar cells 10 are arranged in the y-axis direction.
  • the number of the photovoltaic cells 10 arranged in the x-axis direction and the number of the photovoltaic cells 10 arranged in the y-axis direction are not limited to these.
  • the five solar cells 10 arranged side by side in the y-axis direction are connected in series by the tab wiring 12 to form one solar cell string 16.
  • the solar cell string 16 may indicate only the plurality of solar cells 10 or a combination of the plurality of solar cells 10 and the plurality of tab wires 12.
  • the tab wiring 12 electrically connects the bus bar electrode on one light receiving surface side of the adjacent solar cells 10 and the bus bar electrode on the other back surface side. That is, the adjacent solar cells 10 are electrically connected to each other by the tab wiring 12.
  • the tab wiring 12 is an elongated metal foil, for example, an aluminum foil and a copper foil coated with solder or silver. Resin is used for connection between the tab wiring 12 and the bus bar electrode. This resin may be either conductive or non-conductive. When a non-conductive resin is used, the tab wiring 12 and the bus bar electrode are directly connected to each other for electrical connection. Further, the connection between the tab wiring 12 and the bus bar electrode may be solder instead of resin.
  • connection wires 14 extend in the x-axis direction on the positive and negative sides of the y-axis of the solar cell string 16, and the connection wires 14 electrically connect two adjacent solar cell strings 16. Connecting.
  • each of the solar battery cell 10 and the solar battery string 16 may be a “photoelectric converter”, and a combination of the plurality of solar battery strings 16 and the connection wiring 14 is a “photoelectric converter”. Also good.
  • a frame (not shown) may be attached to the edge portion of the solar cell module 100. The frame protects the edge of the solar cell module 100 and is used when the solar cell module 100 is installed on a roof or the like.
  • the adjacent photoelectric conversion part (solar cell 10) is mutually electrically connected by the tab wiring 12, and the tab wiring 12 is formed with aluminum.
  • the tab wiring 12 By using aluminum as the tab wiring 12, it is possible to suppress the decomposition of the first resin layer 22, the second resin layer 24, or the third resin layer 26 due to the catalytic reaction of the metal forming the tab wiring 12, and form these. It is possible to suppress discoloration of the resin.
  • the tab wiring 12 formed of non-plated aluminum can suppress discoloration of resin more than the tab wiring 12 which plated the copper foil with silver.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view taken along the line A-A ′ of FIG.
  • the solar cell module 100 includes a solar cell 10, a tab wire 12, a connection wire 14, a solar cell string 16, a first resin substrate 20, a first resin layer 22, a second resin layer 24, a third resin layer 26, a second A resin substrate 28 is included.
  • the upper side in FIG. 2 corresponds to the back surface side, and the lower side corresponds to the light receiving surface side.
  • the first resin substrate 20 is disposed on the light receiving surface side of the solar cell module 100 and protects the surface of the solar cell module 100.
  • a polycarbonate resin having translucency is used for the first resin substrate 20 .
  • substrate 20 is formed in the rectangular plate shape of thickness 1mm, it is not limited to this.
  • Polycarbonate resin is a kind of thermoplastic plastic, its tensile elastic modulus is 2.3 to 2.5 GPa, and its water vapor permeability is 40 to 50 g / m 2 / day.
  • the tensile elastic modulus is also called Young's modulus.
  • the first resin layer 22 is disposed on the negative direction side of the z axis of the first resin substrate 20.
  • a gel having a tensile modulus of 0.000001 to 0.001 GPa and a loss coefficient of 0.1 to 0.52 is used.
  • a gel is, for example, a silicone gel, an acrylic gel, a urethane gel, or the like.
  • the tensile modulus is 0.000005 GPa and the water vapor permeability is 300-2500 g / m 2 / day.
  • the loss coefficient is a ratio G ′′ / G ′ between the storage shear modulus (G ′) and the loss shear modulus (G ′′) and is represented by tan ⁇ .
  • the loss factor indicates how much energy the material absorbs when the material deforms. The larger the value of tan ⁇ , the more energy is absorbed. This loss factor is measured by a dynamic viscoelasticity measuring device.
  • the first resin layer 22 is formed of a rectangular sheet material having translucency and having a surface having substantially the same dimensions as the xy plane of the first resin substrate 20.
  • the first resin layer 22 may be liquid.
  • the second resin layer 24 is disposed on the negative direction side of the z axis of the first resin layer 22.
  • thermoplastic resins like resin films such as EVA, PVB (polyvinyl butyral), a polyimide, are used, for example.
  • a thermosetting resin may be used.
  • EVA is used.
  • the tensile modulus is 0.01 to 0.25 GPa
  • the water vapor permeability is 30 to 50 g / m 2 / day
  • the loss factor is 0.05.
  • the second resin layer 24 is formed of a rectangular sheet material having translucency and having a surface having substantially the same dimensions as the xy plane of the first resin substrate 20.
  • the solar cell string 16 is formed by connecting a plurality of solar cells 10 arranged in the y-axis direction by the tab wiring 12.
  • the connection wiring 14 is connected to the positive side end and the negative side end of the y axis of the solar cell string 16.
  • Such connection wiring 14 and solar cell string 16 are disposed on the negative direction side of the z-axis of the second resin layer 24.
  • Each of the plurality of solar cells 10 is formed in a flat plate shape having a light receiving surface and a back surface.
  • the third resin layer 26 is disposed on the negative direction side of the z-axis of the connection wiring 14, the solar cell string 16, and the second resin layer 24. Therefore, the connection wiring 14 and the solar cell string 16 are sealed by the second resin layer 24 and the third resin layer 26. Specifically, the light receiving surface of the solar battery cell 10 is disposed so as to contact the second resin layer 24, and the back surface of the solar battery cell 10 is disposed so as to contact the third resin layer 26.
  • the third resin layer 26 may be formed of the same material as the second resin layer 24, or may be formed of a material different from that of the second resin layer 24. In the latter case, a material having a tensile elastic modulus smaller than that of the second resin layer 24 is used for the third resin layer 26.
  • EVA having a tensile modulus greater than 0.2 GPa is used for the second resin layer 24, and a filler having a tensile modulus smaller than 0.2 GPa is used for the third resin layer 26.
  • the second resin layer 24 is made of a filler having a tensile elastic modulus larger than 0.2 GPa
  • the third resin layer 26 is made of EVA having a tensile elastic modulus smaller than 0.2 GPa. Good.
  • FIG. 3 schematically shows a load applied to the solar cell module 100.
  • FIG. 3 is a partial cross-sectional view showing a part of FIG. 2, but the z-axis direction is reversed, and the upper side of FIG. 3 corresponds to the light receiving surface side.
  • a load S1 is applied to the first resin substrate 20 from the light receiving surface side.
  • a local load due to a leopard collision is assumed as the load S1.
  • the tensile elastic modulus of the first resin substrate 20 described above is smaller than the elastic modulus of the glass substrate, which is 70 GPa, the first resin substrate 20 is bent in the negative direction of the z-axis with respect to the received load S1.
  • S2 occurs.
  • the load S2 is a local load on the xy plane corresponding to the deflection.
  • the first resin layer 22 has a tensile elastic modulus smaller than the tensile elastic modulus of each of the first resin substrate 20, the second resin layer 24, and the third resin layer 26, and has a loss coefficient larger than them.
  • the deflection of the first resin substrate 20 is absorbed to some extent. This corresponds to the magnitude of the load S3 in the first resin layer 22 being smaller than the magnitude of the load S2 in the first resin substrate 20.
  • the load S3 is a local load on the xy plane facing the negative direction of the z-axis, like the load S2.
  • the second resin layer 24 has a larger tensile elastic modulus and a smaller loss coefficient than the first resin layer 22. That is, the second resin layer 24 is formed to be harder than the first resin layer 22. Therefore, the second resin layer 24 is pressed in the xy plane by the load S3, thereby generating a load S4 that is more dispersed in the xy plane than the load S3 and that faces the negative direction of the z axis. . That is, the load S4 is smaller than the load S1 and is distributed on the xy plane.
  • the load S4 applied to the solar cell 10, the tab wiring 12, and the connection wiring 14 is small and distributed in the xy plane, there is a possibility that the solar cell 10, the tab wiring 12, and the connection wiring 14 may be damaged. Reduced.
  • the 3rd resin layer 26 is formed with the same material as the 2nd resin layer 24, the 2nd resin layer 24 and the 2nd resin layer 24 which have sealed the photovoltaic cell 10, the tab wiring 12, and the connection wiring 14 are used.
  • Each of the three resin layers 26 has the same tensile modulus and loss factor. If they are the same, the load continues even at the boundary between the second resin layer 24 and the third resin layer 26, so the direction of the load applied to the solar cell 10, the tab wiring 12, and the connection wiring 14 Diversity is limited.
  • the third resin layer 26 is formed of a material having a smaller tensile elastic modulus than the second resin layer 24, the load is further absorbed in the third resin layer 26.
  • the second resin substrate 28 is disposed on the negative direction side of the z axis of the third resin layer 26.
  • the second resin substrate 28 protects the back side of the solar cell module 100 as a back sheet. Therefore, when the first resin substrate 20 is called a resin substrate, the second resin substrate 28 corresponds to another resin substrate.
  • a glass epoxy resin is used for the second resin substrate 28. Since the tensile elastic modulus of the glass epoxy resin is 20 to 25 GPa, the tensile elastic modulus of the second resin substrate 28 is larger than the tensile elastic modulus of the first resin substrate 20.
  • a polycarbonate resin may be used for the second resin substrate 28 in the same manner as the first resin substrate 20.
  • the second resin substrate 28 is thicker in the z-axis direction than the first resin substrate 20.
  • FRP Fiber Reinforced Plastic
  • GFRP Glass Fiber Reinforced Plastic
  • CFRP Carbon Fiber Reinforced Plastics
  • the tensile elastic modulus of GFRP is 5 to 30 GPa
  • the tensile elastic modulus of CFRP is 10 to 150 GPa.
  • FIGS. 4A and 4B show the neutral shaft 30 in the solar cell module 100.
  • FIG. 4A is a partial cross-sectional view showing a part of FIG. 2, but the z-axis direction is reversed, and the upper side of FIG. 4A corresponds to the light receiving surface side.
  • the point P is assumed on the positive side of the z axis from the solar cell module 100, and the solar cell module 100 is bent with respect to the point P so that the back surface side of the solar cell module 100 protrudes. Assume that a moment is applied.
  • the neutral shaft 30 exists in the third resin layer 26.
  • the neutral shaft 30 is a portion where the material is not subjected to a load even when a bending moment is applied to the material. Further, a compressive stress is applied to a portion from the neutral shaft 30 toward the point P, and a tensile stress is applied to a portion in the opposite direction from the neutral shaft 30 to the point P. Therefore, if the thicknesses of the second resin substrate 28 and the first resin substrate 20 are the same, when the tensile elastic modulus of the second resin substrate 28 is larger than the tensile elastic modulus of the first resin substrate 20, the solar cell 10.
  • the photovoltaic cell 10 is generally weak against tensile stress, it is strong against compressive stress. As described above, by making the tensile elastic modulus of the second resin substrate 28 larger than the tensile elastic modulus of the first resin substrate 20, occurrence of damage to the solar battery cell 10 is suppressed.
  • FIG. 4B shows a solar cell module 200 to be compared with the solar cell module 100.
  • Solar cell 210, first resin substrate 220, first resin layer 222, second resin layer 224, and third resin layer 226 in solar cell module 200 are solar cell 10, first resin substrate 20, and first resin layer. 22, respectively correspond to the second resin layer 24 and the third resin layer 26.
  • the second resin substrate 228 is formed of a material having a smaller tensile elastic modulus than the first resin substrate 220. Due to such a difference, the neutral shaft 230 exists in the second resin layer 224 on the point P side of the neutral shaft 30. Therefore, tensile stress is applied to the solar battery cell 210, and the solar battery cell 210 is more likely to be damaged than in the case of FIG. Returning to FIG.
  • the description has focused on the tensile elastic modulus of the first resin substrate 20 and the like.
  • the first resin substrate 20 is made of polycarbonate resin instead of a glass substrate.
  • the water vapor permeability of the glass substrate is almost 0, but the water vapor permeability of the polycarbonate resin is 40 to 50 g / m 2 / day, so the latter is more likely to transmit moisture.
  • the second resin layer 24 having a water vapor permeability smaller than that of the first resin layer 22 is used. By using the 2nd resin layer 24, possibility that a water
  • Example 1 shows the impact drop test results for the solar cell module 100.
  • the impact drop test the test specified in “Appendix 7 Falling Test (A-8)” of JIS C8917: 2005 “Environmental Test Method and Durability Test Method of Crystalline Solar Cell Module” is performed.
  • the first resin substrate 20, the first resin layer 22, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28 are polycarbonate resin, silicone gel, filler, filler, glass epoxy. Made of resin. In Example 1, even when a steel ball or ice ball is dropped from 100 cm, it is not destroyed.
  • Comparative Example 1 the polycarbonate resin, the filler, and the filler are provided so as to correspond to the first resin substrate 20, the first resin layer 22, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28.
  • Fillers, glass epoxy resins are used.
  • the steel ball or ice ball is not destroyed when dropped from 50 cm, but is destroyed when dropped from 100 cm or 80 cm.
  • glass, filler, filler, PET (polyethylene terephthalate) resin so as to correspond to the first resin substrate 20, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28. Is used.
  • Comparative Example 2 even when a steel ball or ice ball is dropped from 100 cm, it is not destroyed. That is, the impact resistance of Example 1 is improved over the impact resistance of Comparative Example 1.
  • the impact resistance of Example 1 is equivalent to the impact resistance of Comparative Example 2.
  • the bending rigidity of another resin substrate is made larger than the bending rigidity of the resin substrate.
  • the bending rigidity of another resin substrate is preferably larger than the bending rigidity of the resin substrate (first resin substrate 20).
  • the bending rigidity per 1 m width of the second resin substrate 28 is larger than the bending rigidity per 1 m width of the first resin substrate 20.
  • the flexural modulus can be measured according to JIS K7171: 2016 (Plastics—How to obtain bending properties) as follows.
  • the flexural modulus can be measured, for example, by compressing the test piece at a test temperature of 25 ° C. and a test speed of 5 mm / min.
  • E f ( ⁇ f2 ⁇ f1 ) / ( ⁇ f2 ⁇ f1 ) (2)
  • E f is the flexural modulus (Pa)
  • ⁇ f1 is the bending stress (Pa) measured with the deflection s 1
  • ⁇ f2 is the bending stress (Pa) measured with the deflection s 2
  • s i the deflection (mm)
  • L the distance between the fulcrums (mm)
  • h the test piece. Represents the average thickness (mm).
  • the impact resistance when the bending stiffness of the second resin substrate 28 was made smaller than that of the first resin substrate 20 was evaluated by the following examples. However, the present embodiment is not limited to these examples.
  • Example 2 A first resin substrate having a thickness of 1 mm, a first resin layer having a thickness of 1 mm, a second resin layer having a thickness of 0.6 mm, a photoelectric conversion unit, a third resin layer having a thickness of 0.6 mm, and a second resin having a thickness of 1 mm.
  • Resin substrates were laminated in order from the top and compressed and heated at 145 ° C. under reduced pressure to produce a solar cell module.
  • Polycarbonate (PC) was used for the first resin substrate.
  • a gel was used for the first resin layer.
  • Polyolefin (PO) was used for the second resin layer.
  • the photoelectric conversion part used the photovoltaic cell.
  • Polyolefin (PO) was used for the third resin layer.
  • Polycarbonate (PC) (flexural modulus 2.3 GPa) was used for the second resin substrate.
  • Example 3 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 2 except that the second resin substrate was glass epoxy (bending elastic modulus 20 GPa).
  • Example 4 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 2 except that the second resin substrate was glass epoxy (bending elastic modulus 20 GPa) and the thickness of the second resin substrate was 2 mm.
  • the impact resistance was tested in accordance with the hail test specified in Annex 7 of JIS C8917: 1998 (environmental test method and durability test method for crystalline solar cell module) under the following test conditions. . That is, a steel ball having a mass of 227 ⁇ 2 g and a diameter of about 38 mm is dropped on the solar cell module of each example from the height of 1 m and 20 cm to the center point of the first resin substrate 20 of the solar cell module. It was. And the thing which the photoelectric conversion part did not break at the height of 1 m, the thing which the photoelectric conversion part did not break at the height of 20 cm and the photoelectric conversion part was broken at the height of 1 m, ⁇ , the height of 20 cm In FIG. 2, the photoelectric conversion part was evaluated as x. The bending rigidity is shown as a ratio when the bending rigidity of Example 2 is 1.
  • the bending rigidity of the second resin substrate 28 is preferably larger than the bending rigidity of the first resin substrate 20. That is, it is preferable that the solar cell module 100 further includes a second resin substrate 28 disposed on the third resin layer 26 and having a bending rigidity larger than that of the first resin substrate 20.
  • the thermal expansion coefficient of the second resin substrate 28 is smaller than the thermal expansion coefficient of the first resin substrate 20.
  • the thermal shock resistance when the linear expansion coefficient of the second resin substrate 28 was made smaller than the linear expansion coefficient of the first resin substrate 20 was evaluated by the following examples. However, the present embodiment is not limited to these examples.
  • Example 5 A first resin substrate having a thickness of 1 mm, a first resin layer having a thickness of 1 mm, a second resin layer having a thickness of 0.6 mm, a photoelectric conversion unit, a third resin layer having a thickness of 0.6 mm, and a second resin having a thickness of 2 mm.
  • Resin substrates were laminated in order from the top and compressed and heated at 145 ° C. under reduced pressure to produce a solar cell module.
  • As the first resin substrate 20 polycarbonate (PC) (linear expansion coefficient 70 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used.
  • a gel was used for the first resin layer.
  • ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) was used for the second resin layer.
  • the photoelectric conversion part used the photovoltaic cell.
  • an ethylene-vinyl acetate copolymer EVA
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • As the second resin substrate carbon fiber reinforced plastic (CFRP) (linear expansion coefficient 2.5 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used.
  • Example 6 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 5 except that glass epoxy (linear expansion coefficient 20 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used for the second resin substrate.
  • Example 3 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 5 except that glass (linear expansion coefficient 9 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used for the second resin substrate.
  • Example 4 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 5 except that the first resin layer was not provided.
  • Example 5 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 5 except that the first resin layer was not provided and glass (linear expansion coefficient 9 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used for the second resin substrate.
  • Example 6 A solar cell module was fabricated in the same manner as in Example 5 except that the first resin layer was not provided and glass epoxy (linear expansion coefficient 20 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used for the second resin substrate.
  • Example 7 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 5 except that the first resin layer was not provided and polycarbonate (PC) (linear expansion coefficient 70 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 ) was used for the second resin substrate.
  • PC polycarbonate
  • the thermal shock resistance is as follows according to the temperature cycle test of JIS C8990: 2009 (IEC61215: 2005) (Ground crystalline silicon solar cell (PV) module-requirements for design qualification and type certification) The test was conducted under various test conditions. That is, the solar cell module of each example was installed in a test tank, and the temperature of the solar cell module was periodically changed between ⁇ 40 ° C. ⁇ 2 ° C. and + 85 ° C. ⁇ 2 ° C. After performing such a temperature cycle test for 25 cycles, 50 cycles, and 200 cycles, tab wiring for connecting the solar cells to each other was visually confirmed.
  • the case where the tab wiring was not cut in 200 cycles was evaluated as “ ⁇ ”, and the case where the tab wiring was not cut in 50 cycles and the tab wiring was cut in 200 cycles was evaluated as “ ⁇ ”. Further, the case where the tab wiring was not cut in 25 cycles and the tab wiring was cut in 50 cycles was evaluated as ⁇ , and the case where the tab wiring was cut in 25 cycles was evaluated as x.
  • the temperature change rate between the lower limit and the upper limit is about 1.4 ° C./hour, the lower limit temperature holding time is 60 minutes, the upper limit temperature holding time is 1 hour 20 minutes, and the cycle time is 5 hours 20 hours. Minutes. The temperature cycle test was performed at least three times.
  • the thermal shock resistance is improved when the linear expansion coefficient of the second resin substrate 28 is smaller than the linear expansion coefficient of the first resin substrate 20. It was. Possibly, it is considered that the thermal expansion and contraction of the resin layer around the photoelectric conversion part can be suppressed and the cutting of the tab wiring can be suppressed because the thermal expansion coefficient of the second resin substrate 28 is small. Therefore, in this embodiment, it is preferable that the thermal expansion coefficient of the second resin substrate 28 is smaller than the thermal expansion coefficient of the first resin substrate 20. That is, it is preferable that the solar cell module 100 further includes a second resin substrate 28 disposed on the third resin layer 26 and having a smaller coefficient of thermal expansion than the first resin substrate 20.
  • the thickness of the second resin substrate 28 is not particularly limited, but is preferably 0.1 mm or more and 10 mm or less, and more preferably 0.2 mm or more and 5.0 mm or less. By setting it as such a range, the bending of the 2nd resin substrate 28 can be suppressed and the solar cell module 100 can be reduced in weight.
  • the tensile elastic modulus of the second resin substrate 28 is not particularly limited, but is preferably 1.0 GPa or more and 200 GPa or less, and more preferably 10 GPa or more and 100 GPa or less.
  • the tensile modulus of elasticity of the second resin substrate 28 is preferably larger than that of the first resin layer 22. That is, the tensile elastic modulus of the first resin layer 22 is preferably smaller than the tensile elastic modulus of each of the first resin substrate 20, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28.
  • the solar cell module 100 is manufactured by laminating the solar cell string 16 with the first resin substrate 20, the first resin layer 22, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28.
  • the laminating apparatus for example, on the heater, the first resin substrate 20, the resin sheet constituting the first resin layer 22, the resin sheet constituting the second resin layer 24, the string of solar cells 10, and the third resin layer 26 are arranged.
  • the resin sheet and the 2nd resin substrate 28 which are comprised are laminated
  • This laminated body is heated to about 150 ° C. in a vacuum state, for example. Thereafter, heating is continued while pressing each component member on the heater side under atmospheric pressure to crosslink the resin component of the resin sheet.
  • the solar cell module 100 is obtained by attaching a frame to the laminate.
  • the tensile elastic modulus of the first resin layer 22 is made smaller than the tensile elastic modulus of each of the first resin substrate 20, the second resin layer 24, and the third resin layer 26.
  • the load can be reduced in the first resin layer 22.
  • etc. Is made larger than the tensile elasticity modulus of the 1st resin layer 22, a load can be disperse
  • etc. Is made small and disperse
  • damage to the solar battery cell 10 or the like is suppressed, the impact resistance of the solar battery module 100 can be improved.
  • the solar battery cell 10 and the like are sandwiched between the second resin layer 24 and the third resin layer 26, the solar battery cell 10 and the like can be fixed stably. Moreover, since the photovoltaic cell 10 grade
  • the second resin layer 24 and the third resin layer 26 are formed of different materials and the tensile elastic modulus of the third resin layer 26 is smaller than the tensile elastic modulus of the second resin layer 24, a solar cell The load applied to the cell 10 or the like can be reduced.
  • the solar cell module 100 can be protected from the back side.
  • the tensile elasticity modulus of the 2nd resin substrate 28 is larger than the tensile elasticity modulus of the 1st resin substrate 20, generation
  • production of the condition where a tensile stress is added to the photovoltaic cell 10 is suppressed, generation
  • the water vapor permeability of the second resin layer 24 is smaller than the water vapor permeability of the first resin layer 22, it is possible to suppress moisture from reaching the solar battery cell 10. Moreover, since the arrival of moisture to the solar battery cell 10 is suppressed, the occurrence of failure of the solar battery cell 10 can be suppressed.
  • the solar cell module 100 of an aspect of this embodiment includes a photoelectric conversion disposed on the resin substrate (first resin substrate 20), the first resin layer 22, the second resin layer 24, and the second resin layer 24. Part (solar cell 10, solar cell string 16) and a third resin layer 26.
  • the first resin layer 22 is disposed on the resin substrate.
  • the second resin layer 24 is disposed on the first resin layer 22.
  • the third resin layer 26 is disposed on the photoelectric conversion unit and the second resin layer 24.
  • the tensile elastic modulus of the first resin layer 22 is smaller than the tensile elastic modulus of each of the resin substrate, the second resin layer 24, and the third resin layer 26.
  • the water vapor permeability of the second resin layer 24 may be smaller than the water vapor permeability of the first resin layer 22.
  • the photoelectric conversion portion is formed in a flat plate shape having a light receiving surface and a back surface, the light receiving surface of the photoelectric conversion portion is disposed so as to be in contact with the second resin layer 24, and the back surface of the photoelectric conversion portion is connected to the third resin layer 26. You may arrange
  • the photoelectric conversion unit may be sealed by the second resin layer 24 and the third resin layer 26.
  • the second resin layer 24 and the third resin layer 26 may be formed of the same material.
  • the second resin layer 24 and the third resin layer 26 are formed of different materials, and the tensile elastic modulus of the third resin layer 26 may be smaller than the tensile elastic modulus of the second resin layer 24.
  • Another resin substrate (second resin substrate 28) disposed on the third resin layer 26 may be further provided.
  • the tensile elastic modulus of another resin substrate may be larger than the tensile elastic modulus of the resin substrate.
  • the solar cell module 100 includes a photoelectric substrate disposed on the resin substrate (first resin substrate 20), the first resin layer 22, the second resin layer 24, and the second resin layer 24.
  • a conversion unit solar cell 10, solar cell string 16
  • a third resin layer 26 are provided.
  • the first resin layer 22 is disposed on the resin substrate.
  • the second resin layer 24 is disposed on the first resin layer 22.
  • the third resin layer 26 is disposed on the photoelectric conversion unit and the second resin layer 24.
  • Adjacent photoelectric conversion units are electrically connected to each other by tab wiring 12.
  • the tensile elastic modulus of the first resin layer 22 is smaller than the tensile elastic modulus of each of the resin substrate, the second resin layer 24, and the third resin layer 26.
  • Embodiment 2 is related with the solar cell module provided with the several photovoltaic cell similarly to Embodiment 1.
  • FIG. Furthermore, even when a resin substrate is used for the solar cell module, improvement in impact resistance is desired.
  • the solar cell module according to Embodiment 2 is configured in the same manner as before, but suppresses the occurrence of warping by improving the symmetry of the configuration in the z-axis direction. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • FIG. 5 is a cross-sectional view showing the solar cell module 100 according to the second embodiment.
  • the solar cell module 100 includes a solar cell 10, a tab wire 12, a connection wire 14, a solar cell string 16, a first resin substrate 20, a first resin layer 22, a second resin layer 24, a third resin layer 26, a second A resin substrate 28 and a fourth resin layer 40 are included.
  • the solar cell 10, the tab wiring 12, the connection wiring 14, the solar battery string 16, the first resin substrate 20, the first resin layer 22, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28 Since this is the same as above, the description thereof is omitted here.
  • the fourth resin layer 40 is disposed between the second resin substrate 28 and the third resin layer 26.
  • a gel such as silicone gel, acrylic gel, or urethane gel is used for the fourth resin layer 40.
  • the same material as the first resin layer 22 is used. Therefore, the tensile elastic modulus of the fourth resin layer 40 is made smaller than the tensile elastic modulus of each of the first resin substrate 20, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28.
  • the fourth resin layer 40 is disposed between the second resin substrate 28 and the third resin layer 26. Since the tensile elastic modulus of the fourth resin layer 40 is smaller than the tensile elastic modulus of each of the first resin substrate 20, the second resin layer 24, the third resin layer 26, and the second resin substrate 28, the configuration in the thickness direction The symmetry of can be improved. Moreover, since the symmetry of the structure in the thickness direction is improved, the occurrence of warpage in the solar cell module 100 can be suppressed. Moreover, since generation
  • the outline of this embodiment is as follows. You may further provide the 4th resin layer 40 arrange
  • the tensile elastic modulus of the fourth resin layer 40 is smaller than the tensile elastic modulus of each of the resin substrate (first resin substrate 20), the second resin layer 24, the third resin layer 26, and another resin substrate.
  • the third embodiment relates to a solar cell module including a plurality of solar cells as in the first embodiment. Furthermore, even when a resin substrate is used for the solar cell module, improvement in thermal shock resistance is desired.
  • the solar cell module according to Embodiment 3 is configured in the same manner as before, the solar cell module further includes a low thermal expansion layer, thereby improving the thermal shock resistance. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • the low thermal expansion layer 50 is preferably disposed between the photoelectric conversion unit 10 and the second resin substrate 28.
  • the solar cell module 100 may further include a low thermal expansion layer 50 that is disposed on the third resin layer 26 and has a smaller thermal expansion coefficient than the first resin substrate 20. preferable.
  • the shape of the low thermal expansion layer 50 is not particularly limited, and may be a polygon such as a circle, an ellipse, or a rectangle depending on the application. Further, the size of the low thermal expansion layer 50 is not particularly limited, and the low thermal expansion layer 50 can be disposed along the tab wiring 12. By arranging in this way, even when the relatively expensive low thermal expansion layer 50 is used, the solar cell module 100 can be kept inexpensive and the thermal shock resistance can be improved. Note that the arrangement of the low thermal expansion layer 50 along the tab wiring 12 means that the low thermal expansion layer 50 may be arranged in contact with the photoelectric conversion unit 10 in the vertical direction, and the low thermal expansion layer 50 is disposed on the photoelectric conversion unit 10. It can also be arranged via another layer vertically above.
  • the upper direction in the vertical direction means the upper direction in the stacking direction (z-axis direction) of the solar cell modules 100.
  • the low thermal expansion layer 50 is disposed so as to cover the entire top surface of the resin layer disposed between the photoelectric conversion unit 10 and the second resin substrate 28. It is preferable. Specifically, the low thermal expansion layer 50 is preferably disposed in contact with the third resin layer 26 so as to cover the entire upper surface of the third resin layer 26.
  • the material which forms the low thermal expansion layer 50 is not specifically limited, For example, glass, paper, glass fiber, a ceramic sheet, a CFRP sheet etc. are mentioned.
  • the material forming the low thermal expansion layer 50 preferably has a low thermal expansion coefficient equal to or lower than that of glass. Specifically, the linear expansion coefficient is preferably greater than 0 and 10 ⁇ 10 ⁇ 6 K ⁇ 1 or less.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment further includes the low thermal expansion layer 50 that is disposed on the third resin layer 26 and has a smaller thermal expansion coefficient than the resin substrate (first resin substrate 20). Also good. Therefore, the thermal shock resistance of the solar cell module 100 can be improved.
  • Embodiment 4 is related with the solar cell module provided with the several photovoltaic cell similarly to Embodiment 1.
  • FIG. Furthermore, it is desired for the solar cell module to improve the thermal shock resistance.
  • the solar cell module according to Embodiment 4 is configured in the same manner as before, but further includes a lubricating layer. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • the solar cell module 100 is disposed between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22, and the static friction coefficient between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 is 0. It is preferable to further include a lubricating layer 60 of 0001 to 0.1.
  • a lubricating layer 60 of 0001 to 0.1.
  • the solar cell module 100 further includes such a lubricating layer 60, it is possible to suppress the thermal expansion and contraction of the first resin substrate 20 from being directly transmitted to the first resin layer 22 due to the lubricating effect of the lubricating layer 60. . Therefore, the cutting of the tab wiring 12 derived from the thermal expansion and contraction of the first resin substrate 20 can be further suppressed, and the thermal shock resistance of the solar cell module 100 can be improved.
  • the coefficient of static friction between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 it is preferable to set the coefficient of static friction between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 to 0.0001 or more because the thermal shock resistance of the solar cell module 100 is improved. Moreover, the adhesiveness between the 1st resin board
  • the static friction coefficient between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 can be measured in accordance with, for example, the method described in JIS K7125: 1999 (Plastic-Film and Sheet-Friction Coefficient Test Method).
  • the material forming the lubricating layer 60 preferably contains grease.
  • the fluid resistance is large while the external force is less than the yield value, but starts to flow when the external force exceeds the yield value. Therefore, the thermal shock resistance of the solar cell module 100 can be improved and the handling of the solar cell module 100 can be facilitated.
  • Grease is a semi-solid or solid lubricant made by mixing a thickener with base oil.
  • the grease may be added with a dispersant, an antioxidant, or the like as necessary.
  • Examples of the base oil include refined mineral oil, synthetic lubricating oil, and mixed oils thereof.
  • Refined mineral oil can be obtained, for example, by distilling crude oil.
  • Examples of the synthetic lubricating oil include polyolefin, polyester, polyalkylene glycol, alkylbenzene, and alkylnaphthalene.
  • Examples of the thickener include a soap-type thickener and a non-soap-type thickener.
  • Examples of the soap thickener include metal soap thickeners such as calcium soap, aluminum soap, and lithium soap, and complex soap thickeners such as calcium complex, aluminum complex, and lithium complex.
  • Non-soap thickeners include, for example, urea thickeners such as diurea, triurea and polyurea, organic thickeners such as polytetrafluoroethylene (PTFE) and sodium terephthalate, and inorganic thickeners such as bentonite and silica gel. Examples include a fungicide.
  • the grease examples include silicone grease, silicone grease, fluoroether grease, and fluoroalkyl grease.
  • the grease preferably contains at least one of silicone grease and fluoroalkyl grease (Teflon (registered trademark) grease).
  • the grease is preferably semi-solid at ⁇ 40 ° C. to 150 ° C.
  • the grease semi-solid By making the grease semi-solid at ⁇ 40 ° C. to 150 ° C., liquid leakage can be reduced and the solar cell module 100 can be easily handled.
  • Grease dropping point is preferably 150 ° C. or lower. By setting the grease dropping point in such a range, the lubricity between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 is maintained for a long time even when the solar cell module 100 is at a high temperature. can do.
  • the dropping point can be measured by, for example, a dropping point test method defined in JIS K2200: 2013 (grease).
  • the melting point of grease is preferably -40 ° C or higher.
  • the coefficient of static friction between the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 at ⁇ 40 ° C. is preferably 0.0001 to 0.1.
  • the thickness of the lubricating layer 60 is preferably 0.01 ⁇ m to 100 ⁇ m. From the viewpoint of adhesion, the thickness of the lubricating layer 60 is preferably 0.01 ⁇ m to 75 ⁇ m, and more preferably 0.01 ⁇ m to 50 ⁇ m.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment may further include the lubricating layer 60 provided between the resin substrate (first resin substrate 20) and the first resin layer 22.
  • the coefficient of static friction between the resin substrate and the first resin layer 22 is 0.0001 to 0.1. Therefore, the thermal shock resistance of the solar cell module 100 can be improved.
  • Embodiment 5 relates to a solar cell module including a plurality of solar cells as in the first embodiment. Furthermore, it is desired for the solar cell module to reduce bubbles generated in the solar cell module.
  • the solar cell module according to Embodiment 5 is configured in the same manner as before, but the bubbles are reduced by providing slits 23 in the first resin layer 22. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • the first resin layer 22 when the material forming the first resin layer 22 is gel, the first resin layer 22 preferably includes a slit 23. That is, it is preferable that the first resin layer 22 is a gel and the first resin layer 22 includes a slit 23.
  • the first resin layer 22 By providing such slits 23 in the first resin layer 22, bubbles generated by using the solar cell module 100 for a long period of time or bubbles that have entered when the solar cell module 100 is molded move through the slits 23. can do. Therefore, air bubbles can be easily removed from the solar cell module 100. Even if the bubbles in the solar cell module 100 are not completely removed, the bubbles move through the slits 23 and are dispersed, so that the bubbles can be reduced. Therefore, it is possible to make it difficult to visually confirm the bubbles in the solar cell module 100. Therefore, the interruption
  • the position where the slit 23 is provided is not particularly limited, and can be provided, for example, on the surface of the first resin layer 22.
  • the slit 23 can be provided on at least one of the surface of the first resin layer 22 on the first resin substrate 20 side and the surface of the first resin layer 22 on the third resin layer 26 side.
  • slits 23 are formed on the surface of the first resin layer 22 on the first resin substrate 20 side and on the surface of the first resin layer 22 on the third resin layer 26 side, as shown in FIG. Is preferably provided.
  • the size of the slit 23 in the stacking direction of the solar cell module 100 is preferably 5% to 99% with respect to the thickness of the first resin layer 22.
  • the size of the slit 23 in such a range it is possible to improve the escape of bubbles and to maintain the strength of the first resin layer 22. Further, by setting the size of the slit 23 in such a range, the local load can be more relaxed by the first resin layer 22.
  • the size of the slit 23 in the stacking direction of the solar cell module 100 is more preferably 10% to 50% with respect to the thickness of the first resin layer 22.
  • the size of the slit 23 in the direction perpendicular to the stacking direction of the solar cell module 100 is not particularly limited, taking into consideration the bubble escape and the strength of the first resin layer 22. Can be determined.
  • the direction of the slit 23 in the stacking direction of the solar cell module 100 is preferably parallel to the stacking direction of the solar cell module 100.
  • the direction of the slit 23 in such a direction the incident direction of light and the direction of the slit 23 become horizontal, and the slit 23 makes it difficult for light to be reflected or refracted. Therefore, the loss of light by the slit 23 can be suppressed by setting the direction of the slit 23 to such a direction.
  • the direction of the slit 23 in the direction perpendicular to the stacking direction of the solar cell module 100 is not particularly limited, and can be appropriately changed depending on the application.
  • the distance between the slits 23 is preferably 0.1 mm to 10 mm, more preferably 0.5 mm to 2 mm, and 0.8 mm to 1.mm. More preferably, it is 2 mm.
  • the first resin layer 22 may be formed of gel, and the first resin layer 22 may have a slit 23. Therefore, it is possible to prevent sunlight from being blocked by bubbles in the solar cell module 100 and appearance defects.
  • Embodiment 6 is related with the solar cell module provided with the several photovoltaic cell similarly to Embodiment 1.
  • FIG. Furthermore, the solar cell module is desired to have a good appearance.
  • the solar cell module according to Embodiment 6 is configured in the same manner as before, but the difference between the refractive index of the first resin layer 22 and the refractive index of the resin layer adjacent to the first resin layer 22 is within a predetermined range. To. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • the difference in refractive index between the first resin layer 22 and the resin layer adjacent to the first resin layer 22 is preferably 0.1 or less. More specifically, the refractive index difference between the first resin layer 22 and the resin layer on the opposite side of the resin substrate 20 adjacent to the first resin layer 22 is preferably 0.1 or less. For example, the difference in refractive index between the first resin layer 22 and the second resin layer 24 is preferably 0.1 or less.
  • the refractive index difference in such a range the appearance of the solar cell module 100 can be improved. Specifically, when the solar cell module 100 is viewed from the upper surface, it is possible to make it difficult to confirm a circular light pattern.
  • the difference in refractive index between the first resin layer 22 and the resin layer adjacent to the first resin layer 22 is more preferably 0.05 or less.
  • the reason why the circular light pattern is generated is considered as follows. As described above, since the tensile elastic modulus of the first resin layer 22 is smaller than the tensile elastic modulus of the second resin layer 24, the impact resistance of the solar cell module 100 can be improved. However, since the first resin layer 22 is more flexible than the second resin layer 24, when the solar cell module 100 is laminated while heating, the first resin layer 22 is deformed and the first resin layer 22 is deformed. Concavities and convexities are likely to occur on 22. In particular, when the solar cell module 100 is laminated and molded in a vacuum state, such unevenness of the first resin layer 22 is likely to occur.
  • the appearance of the solar cell module 100 when the refractive index difference between the first resin layer 22 and the resin layer adjacent to the first resin layer 22 was 0.1 or less was evaluated by the following examples. However, the present embodiment is not limited to these examples.
  • Example 7 A first resin substrate having a thickness of 1 mm, a first resin layer having a thickness of 1 mm, a second resin layer having a thickness of 0.6 mm, a photoelectric conversion unit, a third resin layer having a thickness of 0.6 mm, and a second resin having a thickness of 2 mm.
  • Resin substrates were laminated in order from the top and compressed and heated at 145 ° C. under reduced pressure to produce a solar cell module.
  • Polycarbonate (PC) was used for the first resin substrate.
  • an acrylic gel having a refractive index of 1.49 to 1.53 was used.
  • an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) having a refractive index of 1.54 was used.
  • the photoelectric conversion part used the photovoltaic cell.
  • an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) was used.
  • Carbon fiber reinforced plastic (CFRP) was used for the second resin substrate. At this time, the difference in refractive index between the first resin layer and the second resin layer was 0.01 to 0.05.
  • Example 7 is the same as Example 7 except that the acrylic gel of the first resin layer is replaced with a silicone gel having a refractive index of 1.43, and a fifth resin layer is newly disposed between the first resin layer and the second resin layer. Thus, a solar cell module was produced.
  • the fifth resin layer is formed of an acrylic resin having a refractive index of 1.49 to 1.53. At this time, the difference in refractive index between the first resin layer and the fifth resin layer was 0.06 to 0.10.
  • Example 9 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 7 except that the acrylic gel of the first resin layer was replaced with a silicone gel having a refractive index of 1.43. At this time, the refractive index difference between the first resin layer and the second resin layer was 0.11.
  • Example 10 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 8 except that the acrylic resin of the fifth resin layer was replaced with polyethylene terephthalate (PET) having a refractive index of 1.60. At this time, the refractive index difference between the first resin layer and the fifth resin layer was 0.17.
  • PET polyethylene terephthalate
  • Example 11 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 8 except that the acrylic resin of the fifth resin layer was replaced with polyvinylidene chloride (PVDC) having a refractive index of 1.60 to 1.63. At this time, the refractive index difference between the first resin layer and the fifth resin layer was 0.17 to 0.20.
  • PVDC polyvinylidene chloride
  • Example 8 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 9 except that the polycarbonate (PC) of the first resin substrate was replaced with glass. At this time, the refractive index difference between the first resin layer and the second resin layer was 0.11.
  • Example 9 A solar cell module was produced in the same manner as in Example 9 except that the second resin layer ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) was not disposed.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the first resin layer is in direct contact with the photoelectric conversion part, and thus light is not refracted at the interface with the first resin layer.
  • the second resin layer is not disposed in the solar cell module of Comparative Example 9 and the load received by the first resin layer cannot be dispersed, the impact resistance is not sufficient.
  • the refractive index difference between the first resin layer 22 and the resin layer adjacent to the first resin layer 22 is 0.1 or less. Therefore, the appearance of the solar cell module 100 can be improved.
  • Embodiment 7 is related with the solar cell module provided with the several photovoltaic cell similarly to Embodiment 1.
  • FIG. Furthermore, it is desirable for the solar cell module that the resin used for the solar cell module does not change color even when used for a long time.
  • the solar cell module according to Embodiment 7 is configured in the same manner as before, but further includes an oxygen barrier layer. Below, it demonstrates centering on the difference from before.
  • the solar cell module 100 is disposed below the second resin layer 24 and above the third resin layer 26, and has an oxygen barrier layer 70 having an oxygen permeability of 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less. It is preferable to further comprise.
  • an oxygen barrier layer 70 By providing such an oxygen barrier layer 70, the amount of oxygen that enters the solar cell module 100 is reduced, and the amount of radicals derived from oxygen generated inside the second resin layer 24 and the third resin layer 26 is reduced. Can be reduced. Therefore, decomposition of the resin by radicals can be suppressed and discoloration of the resin can be suppressed.
  • the oxygen barrier layer 70 can be disposed below the second resin layer 24. Specifically, the oxygen barrier layer 70 can be disposed between the second resin layer 24 and the first resin layer 22. At this time, the oxygen barrier layer 70 may be in direct contact with the second resin layer 24, but may not be in direct contact with the second resin layer 24. For example, as in the embodiment of FIG. 11, the oxygen barrier layer 70 may be disposed between the first resin layer 22 and the first resin substrate 20. Further, the oxygen barrier layer 70 may be disposed under the first resin substrate 20. In addition to or in place of the oxygen barrier layer 70, the oxygen permeability of at least one of the first resin substrate 20 and the first resin layer 22 is 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less. Also good.
  • the oxygen barrier layer 70 can be disposed above the third resin layer 26. Specifically, it can be disposed between the third resin layer 26 and the second resin substrate 28, for example, as in the embodiment of FIG. At this time, the oxygen barrier layer 70 may be in direct contact with the third resin layer 26 as in the embodiment of FIG. 11, but may not be in direct contact with the third resin layer 26.
  • the oxygen barrier layer 70 can be disposed on the second resin substrate 28.
  • the oxygen permeability of the second resin substrate 28 may be 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less.
  • the oxygen permeability of the oxygen barrier layer 70 is preferably 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less, and more preferably 0.001 to 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm. By setting the oxygen permeability within such a range, discoloration of the resin in the solar cell module 100 can be suppressed.
  • the oxygen permeability can be measured in accordance with the provisions of JIS K7126-2 (Plastics—Films and sheets—Gas permeability test method—Part 2: Isobaric method). The oxygen permeability can be measured at a measurement temperature of 23 ° C. and a measurement humidity of 90% RH.
  • Materials for forming the oxygen barrier layer 70 include polyvinyl chloride (PVC), polyethylene terephthalate (PET), unstretched nylon (CNY), biaxially stretched nylon (ONY), and polyvinylidene chloride (PVDC) coated biaxially stretched polypropylene.
  • PVC polyvinyl chloride
  • PET polyethylene terephthalate
  • CNY unstretched nylon
  • ONY biaxially stretched nylon
  • PVDC polyvinylidene chloride coated biaxially stretched polypropylene.
  • OPP polyvinylidene chloride
  • PVDC coated biaxially stretched nylon
  • nylon MXD6 poly (metaxylylene adipamide)
  • EVOH ethylene-vinyl alcohol copolymer
  • vinylidene chloride-methyl acrylate A polymer, alumina-coated PET, silica-coated PET, nanocomposite-coated PET, and the like can be used.
  • the solar cell module 100 of the present embodiment is disposed below the second resin layer 24 and above the third resin layer 26, and has an oxygen permeability of 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less.
  • An oxygen barrier layer 70 may be further provided. Therefore, decomposition of the resin by radicals derived from oxygen can be suppressed and discoloration of the resin can be suppressed.
  • the tensile elastic modulus of the first resin layer is smaller than the tensile elastic modulus of each of the resin substrate, the second resin layer, and the third resin layer. Therefore, according to this embodiment, the impact resistance of the solar cell module can be improved.
  • Solar cell (photoelectric conversion part) 12 Tab wiring 14 Connection wiring 16 Solar cell string (photoelectric conversion part) 20 First resin substrate (resin substrate) 22 First resin layer 23 Slit 24 Second resin layer 26 Third resin layer 28 Second resin substrate (another resin substrate) 40 Fourth resin layer 50 Low thermal expansion layer 60 Lubrication layer 70 Oxygen barrier layer 100 Solar cell module

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Abstract

太陽電池モジュール（１００）は、第１樹脂基板（２０）と、第１樹脂基板（２０）上に配置される第１樹脂層（２２）と、第１樹脂層（２２）上に配置される第２樹脂層（２４）と、第２樹脂層（２４）上に配置される光電変換部（１０，１６）と、光電変換部（１０，１６）と第２樹脂層（２４）との上に配置される第３樹脂層（２６）とを備え、第１樹脂層（２２）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）のそれぞれの引張弾性率よりも小さい。

Description

太陽電池モジュール
　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／ｍ２／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／ｍ２／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／ｍ２／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）－（ｂ）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／ｍ２／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。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　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・ｍ２）＝曲げ弾性率（Ｐａ）×断面二次モーメント（ｍ４）　（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］
　Ｅｆ＝（σｆ２－σｆ１）／（εｆ２－εｆ１）　（２）
　上記式（２）において、Ｅｆは曲げ弾性率（Ｐａ）、σｆ１はたわみｓ１で測定した曲げ応力（Ｐａ）、σｆ２はたわみｓ２で測定した曲げ応力（Ｐａ）、εｆｉは曲げひずみ（ε１＝０．０００５及びε２＝０．００２５）を表す。
　たわみは、次の式（３）によって算出される。
　　［数３］
　ｓｉ＝εｆｉＬ２／６ｈ　（３）
　上記式（３）において、ｓｉはたわみ（ｍｍ）、εｆｉは曲げひずみ（ε１＝０．０００５及びε２＝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＝ｂｈ３／１２　（４）
　上記式（４）において、Ｉは断面二次モーメント（ｍ４）、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。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　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。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000003
　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。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000004
　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、２００ｃｍ３／ｍ２・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２００ｃｍ３／ｍ２・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２００ｃｍ３／ｍ２・２４ｈ・ａｔｍ以下としてもよい。
　酸素バリア層７０の酸素透過度は２００ｃｍ３／ｍ２・２４ｈ・ａｔｍ以下が好ましく、０．００１～２００ｃｍ３／ｍ２・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、２００ｃｍ３／ｍ２・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 (16)

  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樹脂層とを備え、
    　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に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　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３に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　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１～４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１～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記第３樹脂層上に配置される別の樹脂基板をさらに備え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７に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記別の樹脂基板と前記第３樹脂層との間に配置される第４樹脂層をさらに備え、
    　前記第４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、前記別の樹脂基板のそれぞれの引張弾性率よりも小さいことを特徴とする請求項７又は８に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　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７～９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  11. 　前記第３樹脂層上に配置され、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１～１０のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  12. 　前記第１樹脂層はゲルにより形成されており、
    　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１～１１のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　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をさらに備え、
    　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請求項１～１２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１～１３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  15. 　前記第２樹脂層より下及び前記第３樹脂層より上にそれぞれ配置され、２００ｃｍ３／ｍ２・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１～１４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  16. 　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１～１５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
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