WO2018150905A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2018150905A1
WO2018150905A1 PCT/JP2018/003530 JP2018003530W WO2018150905A1 WO 2018150905 A1 WO2018150905 A1 WO 2018150905A1 JP 2018003530 W JP2018003530 W JP 2018003530W WO 2018150905 A1 WO2018150905 A1 WO 2018150905A1
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sealing layer
solar cell
solar
base material
cell module
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PCT/JP2018/003530
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善光 生駒
元彦 杉山
直樹 栗副
剛士 植田
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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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    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • This disclosure relates to a solar cell module.
  • the solar cell module includes a string of solar cells configured by connecting a plurality of solar cells with a wiring material, two protective base materials sandwiching the string, and each of the protective base materials provided between the protective base materials.
  • a glass substrate is generally used for the protective base provided on the light receiving surface side of the solar battery cell.
  • a resin substrate may be used in place of the glass substrate in order to reduce the weight of the solar battery module.
  • Patent Document 1 discloses a solar cell module using a resin base material mainly composed of polycarbonate as a protective base material on the light receiving surface side of the solar battery cell.
  • Patent Document 1 discloses an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) as a resin constituting the sealing layer.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • the sealing layer for example, has a function of sticking to each protective substrate and the solar battery cell to restrain the movement of the cell and protecting the solar battery cell from moisture and the like.
  • the temperature of the solar cell module varies greatly depending on the surrounding environment.
  • the sealing layer expands and contracts, the interval between the solar cells changes, and the wiring material connecting the cells may break.
  • a resin base material is used as a protective base material provided on the light receiving surface side of the solar battery cell.
  • a solar battery module includes a plurality of solar battery cells, a wiring material that connects the adjacent solar battery cells, and a first protective group provided on a light receiving surface side of each of the solar battery cells. Provided between a material, a second protective base provided on the back side of each solar battery cell, and the first protective base and the second protective base, sealing the solar battery cell.
  • the solar cell module which is one aspect of the present disclosure, it is possible to prevent the breakage of the wiring material that may occur due to the temperature change of the module. That is, even when the temperature of the solar cell module greatly changes, the breakage of the wiring material can be sufficiently suppressed.
  • FIG. 1 It is a top view of the solar cell module which is an example of embodiment. It is a figure which shows a part of AA line cross section in FIG. It is a figure which shows the simulation model of a solar cell module. It is a figure which shows the relationship between the physical property of a sealing layer, and the variation
  • FIG. 1 is a plan view of a solar cell module 10 as an example of the embodiment
  • FIG. 2 is a diagram showing a part of a cross section taken along line AA in FIG.
  • the solar cell module 10 includes a plurality of solar cells 11, a wiring material 12 that connects adjacent solar cells 11, a first protective base material 13, and a second material.
  • a protective substrate 14 is a member which is provided in the light-receiving surface side of each photovoltaic cell 11, and protects the light-receiving surface side of a cell.
  • the 2nd protection base material 14 is a member which is provided in the back surface side of each photovoltaic cell 11, and protects the back surface side of a cell.
  • the solar cell module 10 includes a sealing layer 15 that is provided between the first protective base material 13 and the second protective base material 14 and seals the solar battery cells 11.
  • the “light receiving surface” of the solar battery cell 11 means a surface on which light is mainly incident
  • the “back surface” means a surface opposite to the light receiving surface.
  • the light incident on the solar battery cell 11 more than 50%, for example, 80% or more or 90% or more of the light is incident from the light receiving surface side.
  • the terms of the light receiving surface and the back surface are also used for the solar cell module 10 and a photoelectric conversion unit described later.
  • the sealing layer 15 is a resin layer having a linear expansion coefficient ( ⁇ ) of 10 to 250 (10 ⁇ 6 / K) and a tensile elastic modulus (E) satisfying the condition of [Formula 1]. It is. [Formula 1] 140 ⁇ exp (0.005 ⁇ ) MPa ⁇ E By using the sealing layer 15 that satisfies this condition, it is possible to reduce the change in the interval between the adjacent solar cells 11 (hereinafter referred to as “inter-cell distance”), and the wiring material 12 that connects the cells to each other. Breakage can be highly suppressed.
  • the solar cell module 10 illustrated in FIG. 1 has a rectangular shape in plan view, the shape thereof can be changed as appropriate, and may be a square shape in a plan view, a pentagonal shape, or the like. Further, a terminal box (not shown) containing a bypass diode may be provided on the back side of the solar cell module 10.
  • the solar battery cell 11 has a photoelectric conversion unit that generates carriers by receiving sunlight and a collector electrode that is provided on the photoelectric conversion unit and collects carriers.
  • the photoelectric conversion unit illustrated in FIG. 1 has a substantially square shape in plan view in which four corners are cut obliquely.
  • a semiconductor substrate such as crystalline silicon (Si), gallium arsenide (GaAs), indium phosphide (InP), an amorphous semiconductor layer formed on the semiconductor substrate, and an amorphous semiconductor And a transparent conductive layer formed on the layer.
  • a semiconductor substrate such as crystalline silicon (Si), gallium arsenide (GaAs), indium phosphide (InP), an amorphous semiconductor layer formed on the semiconductor substrate, and an amorphous semiconductor And a transparent conductive layer formed on the layer.
  • an i-type amorphous silicon layer, a p-type amorphous silicon layer, and a transparent conductive layer are sequentially formed on one surface of an n-type single crystal silicon substrate, and an i-type amorphous material is formed on the other surface.
  • a structure in which a silicon layer, an n-type amorphous silicon layer, and a transparent conductive layer are sequentially formed can be exemplified.
  • the collecting electrode includes a light receiving surface electrode formed on the light receiving surface of the photoelectric conversion unit and a back electrode formed on the back surface of the photoelectric conversion unit.
  • one of the light receiving surface electrode and the back surface electrode is an n-side electrode, and the other is a p-side electrode.
  • the photovoltaic cell 11 may have each electrode of n side and p side only in the back surface side of a photoelectric conversion part.
  • the back electrode is formed in a larger area than the light receiving surface electrode, it can be said that the back surface of the solar battery cell 11 is a surface having a larger area of the collector electrode or a surface on which the collector electrode is formed.
  • a light receiving surface electrode and a back surface electrode are provided as collector electrodes.
  • the collector electrode preferably includes a plurality of finger electrodes.
  • the back electrode may be an electrode that covers substantially the entire back surface of the photoelectric conversion unit.
  • the plurality of finger electrodes are thin wire electrodes formed substantially parallel to each other.
  • the collector electrode may include a bus bar electrode that is wider than the finger electrode and substantially orthogonal to each finger electrode. When the bus bar electrode is provided, the wiring member 12 is attached along the bus bar electrode.
  • the plurality of solar cells 11 are sandwiched between the first protective base material 13 and the second protective base material 14 and sealed by a sealing layer 15 made of a resin filled between the protective base materials. Yes.
  • Each photovoltaic cell 11 is arranged on substantially the same plane along the surface of each protective substrate.
  • Each protective base material is not limited to a flat base material, and may be a curved base material.
  • Adjacent solar cells 11 are connected in series by the wiring material 12, whereby a string 16 of the solar cells 11 is formed.
  • the wiring member 12 is generally called an interconnector or a tab.
  • the wiring member 12 is, for example, a rectangular wire, and is composed mainly of a metal such as copper (Cu) or aluminum (Al).
  • the wiring member 12 may have a plating layer whose main component is silver (Ag), nickel (Ni), a low melting point alloy used as solder, or the like.
  • the wiring member 12 has a thickness of 0.1 mm to 0.5 mm and a width of 0.3 mm to 3 mm. It is preferable that a plurality (generally, two or three) of the wiring members 12 are attached to the light receiving surface and the back surface of the solar battery cell 11.
  • the wiring member 12 is disposed along the longitudinal direction of the string 16 and extends from one end of one solar cell 11 to the other end of the other solar cell 11 among adjacent solar cells 11. Is provided.
  • the length of the wiring member 12 is slightly shorter than the length obtained by adding the length of two solar cells 11 and the inter-cell distance.
  • the wiring member 12 bends in the thickness direction of the module between adjacent solar cells 11, and a resin adhesive or solder is used for the light receiving surface of one solar cell 11 and the back surface of the other solar cell 11. Each is joined.
  • the wiring member 12 is electrically connected to the collector electrode of the solar battery cell 11.
  • the solar cell module 10 preferably has a plurality of strings 16 in which a plurality of solar cells 11 are arranged in a row. On both sides of each string 16 in the longitudinal direction, wiring members 17 and 18 are provided so as not to overlap the solar battery cells 11.
  • the transition wiring member 17 is a wiring member that connects the strings 16 to each other.
  • the transition wiring material 18 is a wiring material that connects the string 16 and the output wiring, for example.
  • a wiring member 12 a bonded to the solar battery cell 11 located at the end of the string 16 is connected to the transition wiring members 17 and 18.
  • the solar cell module 10 may include a frame attached along the peripheral edges of the first protective base material 13 and the second protective base material 14.
  • the frame protects the peripheral edge of each protective base material and is used when the solar cell module 10 is attached to a roof or the like.
  • the solar cell module 10 may be a so-called frameless module having no frame. The frameless module is applied to an integrated module of a solar cell module and an attached object.
  • first protective base material 13, the second protective base material 14, and the sealing layer 15 will be described in detail.
  • a transparent resin base material is used for the first protective base material 13.
  • a resin base material for the first protective base material 13
  • the impact resistance is reduced as compared with the case where a glass base material is used. Since the resin base material is lower in hardness than the glass base material, it is assumed that a falling object such as a leopard collides to deform, and the impact force is transmitted to the solar battery cell 11 to break the cell.
  • the glass substrate suppresses the expansion and contraction of the sealing layer 15, so that the change in the inter-cell distance due to the temperature change of the module tends to be small.
  • the resin base material is used, the change in the distance between cells tends to be large. For this reason, the breakage of the wiring member 12 is likely to occur.
  • Such a problem can be dealt with by applying a resin layer satisfying the condition of [Formula 1] to the sealing layer 15 and using the second protective base material 14 having higher rigidity.
  • the resin base material applied to the first protective base material 13 is, for example, polyethylene (PE), polypropylene (PP), cyclic polyolefin, polycarbonate (PC), polymethyl methacrylate (PMMA), polytetrafluoroethylene (PTFE), polystyrene. (PS), polyethylene terephthalate (PET), and at least one selected from polyethylene naphthalate (PEN).
  • An example of a suitable resin substrate is a resin substrate mainly composed of polycarbonate (PC), for example, a PC substrate having a PC content of 90% by weight or more, or 95% to 100% by weight. . Since PC is excellent in impact resistance and translucency, it is suitable as a constituent material of the first protective substrate 13.
  • the thickness of the resin base material constituting the first protective base material 13 is not particularly limited, but is preferably 0.001 mm to 15 mm in consideration of impact resistance (protection of the solar battery cell 11), light weight, light transmittance, and the like. 0.5 mm to 10 mm is more preferable.
  • the resin base material is also called a resin substrate or a resin film. In general, a thick substrate is called a resin substrate, and a thin substrate is called a resin film. However, in the solar cell module 10, it is not necessary to clearly distinguish between the two.
  • the tensile elastic modulus of the resin base material is not particularly limited, but considering impact resistance and the like, it is preferably 1 GPa to 10 GPa, more preferably 2.3 GPa to 2.5 GPa.
  • the tensile elastic modulus (E) is based on JIS K7161-1 (Plastics-Determination of tensile properties-Part 1: General rules) under the conditions of a test temperature of 25 ° C and a test speed of 100 mm / min. Tensile stress) and elongation (strain) are measured and calculated from the following [Equation 2].
  • the total light transmittance of the resin base material is preferably high, for example, 80% to 100%, or 85% to 95%.
  • the total light transmittance is measured based on JIS K7361-1 (Plastic-Test method for total light transmittance of transparent material-Part 1: Single beam method).
  • the second protective substrate 14 may be a translucent substrate similar to the first protective substrate 13, and is an opaque substrate when light reception from the back side of the solar cell module 10 is not assumed. May be used.
  • the total light transmittance of the second protective substrate 14 is not particularly limited, and may be 0%.
  • a glass substrate or a metal substrate may be used for the second protective substrate 14, but in order to reduce the weight of the solar cell module 10, it is preferable to use a resin substrate.
  • the resin base material applied to the second protective base material 14 is, for example, cyclic polyolefin, polycarbonate (PC), polymethyl methacrylate (PMMA), polyether ether ketone (PEEK), polystyrene (PS), polyethylene terephthalate (PET), And at least one selected from polyethylene naphthalate (PEN).
  • the second protective substrate 14 may be made of fiber reinforced plastic (FRP).
  • FRP is preferably used in applications that require impact resistance and light weight.
  • Suitable FRP includes glass fiber reinforced plastic (GFRP), carbon fiber reinforced plastic (CFRP), aramid fiber reinforced plastic (AFRP) and the like.
  • GFRP glass fiber reinforced plastic
  • CFRP carbon fiber reinforced plastic
  • AFRP aramid fiber reinforced plastic
  • resin component constituting the FRP include polyester, phenol resin, and epoxy resin.
  • the thickness of the second protective substrate 14 is not particularly limited, but is preferably 5 ⁇ m or more. Moreover, when the 2nd protective base material 14 is comprised by FRP, the 2nd protective base material 14 has thickness more than the thickness for one fiber, for example. In consideration of protection of the solar battery cell 11, light weight, etc., 0.1 mm to 10 mm is preferable, and 0.2 mm to 5 mm is more preferable. The thickness of the second protective substrate 14 is preferably equal to or greater than the thickness of the resin substrate constituting the first protective substrate 13.
  • the rigidity of the second protective base material 14 is preferably higher than the rigidity of the first protective base material 13.
  • the position of the neutral surface is shifted to the back surface side (second protective base material 14 side), and the solar battery cell 11 Can be positioned closer to the light receiving surface than the neutral surface.
  • the solar battery cell 11 Since the solar battery cell 11 is stronger than the tensile force against the compressive force, the solar battery cell 11 is damaged by an impact from the light receiving surface side by positioning the solar battery cell 11 on the light receiving surface side with respect to the neutral surface. This can be suppressed.
  • the rigidity (N ⁇ m 2 ) of the substrate is expressed by elastic modulus (GPa) ⁇ secondary moment of inertia (cm 4 ).
  • the tensile elastic modulus of the second protective substrate 14 is not particularly limited, but is preferably 5 GPa to 120 GPa and higher than the tensile elastic modulus of the first protective substrate 13.
  • the linear expansion coefficient of the second protective substrate 14 is, for example, 5 to 120 (10 ⁇ 6 / K), preferably 5 to 30 (10 ⁇ 6 / K).
  • the linear expansion coefficient of the first protective substrate 13 is, for example, 20 to 120 (10 ⁇ 6 / K).
  • the linear expansion coefficient of the second protective substrate 14 is preferably smaller than the linear expansion coefficient of the first protective substrate 13. The linear expansion coefficient is measured based on JIS K7197.
  • the sealing layer 15 is a resin layer that is provided between the first protective base material 13 and the second protective base material 14 and seals each solar battery cell 11 as described above.
  • the sealing layer 15 is in close contact with the solar cells 11 to restrain the movement of the cells, and seals the solar cells 11 so that they are not exposed to oxygen, water vapor, or the like.
  • the sealing layer 15 is in direct contact with each protective substrate and each solar battery cell 11.
  • the solar cell module 10 has a laminated structure in which a first protective base material 13, a sealing layer 15, a string 16 of solar battery cells 11, a sealing layer 15, and a second protective base material 14 are sequentially laminated from the light receiving surface side. Have In the present embodiment, all the solar cells 11 are sealed with the sealing layer 15, but for example, a configuration in which at least one of the solar cells 11 protrudes from the sealing layer 15 may be used.
  • the sealing layer 15 includes a first sealing layer 15 a provided between the first protective substrate 13 and the solar battery cell 11, and a second provided between the second protective substrate 14 and the solar battery cell 11. It is comprised with the sealing layer 15b. It is preferable that the sealing layer 15 is formed by the below-mentioned lamination process using the resin base material which comprises the 1st sealing layer 15a, and the resin base material which comprises the 2nd sealing layer 15b. The same resin base material may be used for the 1st sealing layer 15a and the 2nd sealing layer 15b, and a different resin base material may be used. When the composition of each resin base material is the same, the interface of each sealing layer may not be confirmed.
  • the sealing layer 15 has a linear expansion coefficient ( ⁇ ) of 10 to 250 (10 ⁇ 6 / K) and a tensile elastic modulus (E) that satisfies the condition of [Formula 1].
  • the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b constituting the sealing layer 15 may have different linear expansion coefficients ( ⁇ ) and tensile elastic moduli (E) from each other.
  • ( ⁇ ) and tensile elastic modulus (E) must satisfy the above conditions.
  • the tensile elastic modulus (E) of the sealing layer 15 can be obtained based on JIS K7161-1, similarly to the tensile elastic modulus of the first protective substrate 13.
  • the sealing layer 15 expands and contracts due to a change in the module temperature, etc. If it changes, a large stress may act on the part located between cells, and it may fracture. Conventionally, when the sealing layer 15 having a high tensile elastic modulus is used, when the sealing layer 15 expands and contracts, a large amount of energy is applied between the cells, the change in the inter-cell distance increases, and the wiring member 12 is easily broken. It was done.
  • Equation 1 relating to the tensile elastic modulus (E) of the sealing layer 15 uses the simulation model of the solar cell module shown in FIG. This is derived by obtaining the quantity ( ⁇ d). As shown in FIG. 3, in this simulation model, two solar cells are on the same plane with a predetermined inter-cell distance (d) between the first protective substrate and the second protective substrate. Each cell is sealed by a sealing layer that is arranged and filled between the protective substrates.
  • the threshold value of the change amount ( ⁇ d) of the inter-cell distance was set to 60 ⁇ m from the actual value of the temperature cycle test of the solar cell module.
  • the temperature cycle test is a test performed in conformity with JIS C8990: 2009 (IEC61215: 2005) (ground-based crystalline silicon solar cell (PV) module-requirements for design qualification and type certification).
  • JIS C8990 2009
  • IEC61215 2005
  • PV ground-based crystalline silicon solar cell
  • Table 1 shows the physical properties of the first protective substrate, the second protective substrate, and the sealing layer of this simulation model. It is assumed that polycarbonate is applied to the first protective substrate and glass fiber reinforced epoxy resin is applied to the second protective substrate.
  • Analysis software Femtet (Murata Software Co., Ltd.) -Use static analysis for stress analysis-Thermal load 145 ° C (no stress temperature) ⁇ 25 ° C ⁇ Mesh shape Tetra secondary element ⁇ Output the change ( ⁇ d) of distance (d) between cells ( ⁇ m)
  • FIG. 4 is a diagram showing the amount of change ( ⁇ d) in the inter-cell distance when the linear expansion coefficient ( ⁇ ) and the tensile modulus (E) of the sealing layer are changed.
  • the amount of change ( ⁇ d) is shown as negative.
  • FIG. 5 is a diagram showing the relationship between the linear expansion coefficient ( ⁇ ) of the sealing layer and the tensile elastic modulus (E), and the point that the wiring material 12 is likely to break ( ⁇ ), Points where the possibility of breakage is low are indicated by ( ⁇ ). The point where the breakage of the wiring member 12 is likely to occur is a point where the amount of change ( ⁇ d) exceeds the threshold value.
  • the upper limit value of the tensile elastic modulus (E) of the sealing layer 15 is not particularly limited from the viewpoint of suppressing breakage of the wiring material 12, but from the viewpoint of cell cracking during manufacturing of the sealing layer 15 with respect to the solar battery cell 11. , Less than 1000 MPa is preferable. That is, it is preferable that the tensile elastic modulus (E) of the sealing layer 15 satisfies the following [Formula 3] condition. [Formula 3] 140 ⁇ exp (0.005 ⁇ ) MPa ⁇ E ⁇ 1000 MPa
  • the resin applied to the sealing layer 15 is not particularly limited as long as it satisfies [Equation 3]. However, in solar cell modules used outdoors, since weather resistance is required, polyolefin, alicyclic polyolefin , Ethylene acrylate copolymer, polyvinyl butyral, ionomer, epoxy resin, alicyclic epoxy resin, and the like.
  • the total light transmittance of the first sealing layer 15a is preferably high, for example, 80% to 100%, or 85% to 95%.
  • the total light transmittance of the second sealing layer 15b is not particularly limited.
  • the second sealing layer 15b may contain a color material such as a white pigment or a black pigment, and the total light transmittance is 0%. Also good.
  • the thickness of the sealing layer 15 (the total thickness of the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b) is not particularly limited, but is 0 in consideration of the sealing properties, translucency, and the like of the solar battery cell 11. 0.5 mm to 5 mm is preferable, and 0.5 mm to 2 mm is more preferable. As shown in FIG. 2, the thickness of the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b may be substantially the same. In this case, an example of the thickness of the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b is 0.3 mm to 1.5 mm or 0.3 mm to 1 mm, respectively.
  • the thickness of the sealing layer 15 is the thickness of the solar cell module 10 from the surface (interface) on the first protective base material 13 side of the sealing layer 15 to the surface (interface) on the second protective base material 14 side. It means the maximum length along the direction. The same applies to the thicknesses of the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b. When only the sealing layer 15 and the string 16 are present between the protective substrates, the interval between the protective substrates matches the thickness of the sealing layer 15.
  • the thickness t 15b of the second sealing layer 15b may be thinner than the thickness t 15a of the first sealing layer 15a. That is, the sealing layer 15 may be thinner in thickness between the second protective base material 14 and the solar battery cell 11 than in the thickness between the first protective base material 13 and the solar battery cell 11.
  • the thickness of the sealing layer 15 By setting the thickness of the sealing layer 15 to thickness t 15b ⁇ thickness t 15a , the solar battery cell 11 can be brought closer to the second protective base material 14 having high rigidity and a small linear expansion coefficient. The stress acting on the wiring material 12 can be reduced.
  • an example of a suitable thickness t 15a of the first sealing layer 15a is 0.5 mm to 2 mm.
  • the thickness t 15b of the second sealing layer 15b is thinner is preferably in a range not to interfere in the sealing property and the like of the solar cell 11, may be thinner than the thickness of the wiring member 12.
  • An example of a suitable thickness t 15b is 0.05 mm to 0.5 mm.
  • the second protective base material 14 has a recess 19 formed at a position overlapping the wiring member 12 arranged on the back surface side of the solar battery cell 11 and the thickness direction of the solar battery module 10. Good. Since the wiring material 12 is joined to the back surface of the solar battery cell 11, if the surface of the second protective base material 14 facing the solar battery cell 11 is flat, the solar battery cell is connected to the second protective base material 14. Although it is difficult to bring 11 closer, the influence of the thickness of the wiring member 12 can be reduced by providing the recess 19. That is, by providing the recess 19, the thickness t 15b of the second sealing layer 15 b can be further reduced, and the solar battery cell 11 can be brought closer to the second protective substrate 14.
  • a plurality of recesses 19 are formed corresponding to each wiring member 12 bonded to the back surface of each solar battery cell 11.
  • the recess 19 is formed along the longitudinal direction of the string 16 and may be formed with a length exceeding the entire length of the string 16. The above-mentioned effect can be obtained even if the depth of the recess 19 is shallower than the depth corresponding to the thickness of the wiring member 12, but is preferably equal to or greater than the depth corresponding to the thickness of the wiring member 12.
  • An example of a suitable depth of the recess 19 is 0.1 mm to 0.5 mm.
  • the width of the recess 19 may be narrower than the width of the wiring member 12, but is preferably wider than the width of the wiring member 12 so that the positional deviation between the wiring member 12 and the recess 19 can be allowed to some extent.
  • An example of a suitable width of the recess 19 is 0.3 mm to 5 mm.
  • the string 16 of the solar cells 11 is replaced by the first protective base material 13, the second protective base material 14, the resin base material constituting the first sealing layer 15a, and the first It can manufacture by laminating using the resin base material which comprises the 2 sealing layer 15b.
  • the first protective base material 13, the resin base material constituting the first sealing layer 15a, the string 16, the resin base material constituting the second sealing layer 15b, the second protective base material 14 on the heater. are sequentially stacked. This laminated body is heated to about 150 ° C. in a vacuum state, for example.
  • the resin base material constituting the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b is melted or softened, and is in close contact with the string 16 and each protective base material, so that a cross-sectional structure as shown in FIG.
  • the solar cell module 10 is obtained. Thereafter, if necessary, a terminal box, a frame, or the like may be attached.
  • FIGS. 8 and 9 are cross-sectional views of the solar cell module corresponding to FIG.
  • the same components as those in the above-described embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted, and differences from the above-described embodiment will be mainly described.
  • a solar cell module 10A illustrated in FIG. 8 is different from the solar cell module 10 in that a buffer layer 20 having a shear elastic modulus of 0.1 MPa or less is provided between the first protective base material 13 and the sealing layer 15. .
  • the buffer layer 20 relaxes the load applied to the solar cell 11 due to thermal expansion of the first protective substrate 13, deformation of the first protective substrate 13 due to collision of falling objects, and the like, and suppresses damage to the solar cell 11. It has a function. Further, by providing the buffer layer 20, the stress acting on the wiring material 12 can be reduced, and the breakage of the wiring material 12 can be further suppressed.
  • the solar cell module 10A has a structure in which the first protective base material 13, the buffer layer 20, and the sealing layer 15 are laminated in order from the light receiving surface side, but the arrangement of each layer is not limited thereto.
  • a stacked structure in which the buffer layer 20 is sandwiched between the sealing layers 15 may be used.
  • the buffer layer 20 is preferably made of a transparent and highly flexible resin.
  • the buffer layer 20 may be composed of a gel-like resin, or may be composed of a hydrogel containing water or an organogel containing an organic solvent.
  • the buffer layer 20 is configured using at least one selected from, for example, an acrylic gel, a urethane gel, and a silicone gel. Among these, it is preferable to use a silicone gel excellent in durability.
  • the total light transmittance of the buffer layer 20 is preferably high, for example, 80% to 100%, or 85% to 95%.
  • the thickness of the buffer layer 20 is not particularly limited, but is preferably 0.1 mm to 10 mm or less, and more preferably 0.2 mm to 1.0 mm or less in consideration of protection of the solar battery cell 11, light transmittance, and the like.
  • the buffer layer 20 has a shear elastic modulus of 0.1 MPa or less, preferably 0.001 MPa to 0.1 MPa. If the shear modulus of the buffer layer 20 is within the range, the stress relaxation effect can be obtained while ensuring the mechanical strength, manufacturing characteristics, and the like required for the solar cell module 10. The shear modulus is measured using a rheometer.
  • the solar cell module 10B illustrated in FIG. 9 includes a reinforcing layer 30 having a linear expansion coefficient of 0 to 150 (10 ⁇ 6 / K) between the first protective substrate 13 and the sealing layer 15. Different from the solar cell module 10A. Furthermore, the solar cell module 10B includes a gas barrier layer 40 having an oxygen permeability of 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less. In the solar cell module 10 ⁇ / b> B, the first protective base material 13, the buffer layer 20, the gas barrier layer 40, the reinforcing layer 30, and the sealing layer 15 are stacked in order from the light receiving surface side, and the string 16 is interposed via the sealing layer 15. The structure is sandwiched between the reinforcing layer 30 and the second protective substrate 14.
  • the reinforcing layer 30 has the function of reducing the stress acting on the wiring member 12 by suppressing the expansion and contraction of the sealing layer 15, similarly to the second protective substrate 14.
  • the linear expansion coefficient of the reinforcing layer 30 is 0 ppm to 150 ppm, preferably 0 ppm to 30 ppm.
  • the reinforcing layer 30 may have a linear expansion coefficient and a tensile elastic modulus equivalent to those of the second protective substrate 14.
  • the reinforcing layer 30 is preferably made of a transparent resin base material.
  • the resin base material applied to the reinforcing layer 30 may be made of the same resin as that constituting the first protective base material 13.
  • a uniaxially or biaxially stretched polyethylene terephthalate (PET) substrate can be used.
  • the total light transmittance of the reinforcing layer 30 is preferably high, for example, 80% to 100%, or 85% to 95%.
  • the thickness of the reinforcing layer 30 is not particularly limited, but is preferably 10 ⁇ m to 200 ⁇ m in consideration of suppression of breakage of the wiring member 12, light transmittance, and the like.
  • the gas barrier layer 40 is a layer having an oxygen transmission rate lower than that of the first protective base material 13, and has a function of suppressing the oxygen passing through the first protective base material 13 from acting on the solar battery cell 11.
  • the gas barrier layer 40 has a function of blocking not only oxygen but also water vapor.
  • the oxygen permeation amount is larger than when a glass base material is used, but by providing the gas barrier layer 40, oxygen permeation from the first protective base material 13 side is achieved. The amount can be reduced. In the example shown in FIG.
  • the gas barrier layer 40 is formed on the surface of the reinforcing layer 30 facing the first protective base material 13, but the arrangement of the gas barrier layer 40 is not limited to this, and for example, the first protective group
  • the gas barrier layer 40 may be formed on the surface of the material 13 facing the solar battery cell 11 side.
  • the gas barrier layer 40 is preferably composed of an inorganic compound such as silicon oxide (silica) or aluminum oxide (alumina), but is a resin layer capable of realizing an oxygen transmission rate of 200 cm 3 / m 2 ⁇ 24 h ⁇ atm or less. There may be.
  • An example of a suitable gas barrier layer 40 is a deposited layer such as silica formed on the surface of the reinforcing layer 30.
  • the vapor deposition layer, such as silica may be formed on the surface of the first protective substrate 13 facing the solar battery cell 11 side.
  • the oxygen permeability of the gas barrier layer is measured based on JIS K7126.
  • the total light transmittance of the gas barrier layer 40 is preferably high, for example, 80% to 100%, or 85% to 95%.
  • the thickness of the gas barrier layer 40 is not particularly limited, but is preferably 0.1 ⁇ m to 10 ⁇ m in view of gas barrier properties, light transmittance, and the like.
  • a transparent gas barrier layer may be formed on the second protective substrate 14, or a metal layer mainly composed of aluminum or the like may be formed.
  • This metal layer has a shielding function for oxygen, water vapor, and the like, and also functions as a reflective layer that returns light transmitted through the solar cells 11 or between the cells to the solar cell 11 side again.
  • the sealing layer 15 may include a filler 50 having an aspect ratio larger than 1.
  • the sealing layer 15 preferably contains 1 to 30 vol% filler 50 with respect to the volume of the layer.
  • the content of the filler 50 is more preferably 1 to 10 vol%, and particularly preferably 1 to 5 vol%.
  • a suitable filler 50 has an elastic modulus of 3 GPa or more and a linear expansion coefficient of 20 ppm or less.
  • a suitable filler 50 is a long fiber filler having a high aspect ratio.
  • the aspect ratio of the filler 50 is preferably 2 or more, more preferably 5 or more, and particularly preferably 10 or more.
  • the average aspect ratio is, for example, 10 to 1000.
  • the aspect ratio of the filler 50 is calculated by dividing the fiber length of the filler 50 by the fiber diameter, and the average value is calculated for 100 fillers 50 randomly selected from the sealing layer 15. The fiber length and fiber diameter of the filler 50 are determined by observing the sealing layer 15 using an optical microscope.
  • a plurality of fillers 50 are dispersed in the sealing layer 15 and are oriented in the surface direction of the sealing layer 15 (direction perpendicular to the thickness direction). That is, the filler 50 exists in the sealing layer 15 in a state in which the fiber length direction is along the surface direction rather than the thickness direction of the sealing layer 15. At least one of the fillers 50 preferably has a fiber length longer than the thickness of the sealing layer 15. By making the fiber length of the filler 50 longer than the thickness of the sealing layer 15, the length direction of the fibers is easily oriented in the surface direction of the sealing layer 15.
  • the filler 50 may be oriented in the longitudinal direction of the string 16, and the length direction of the fibers may be along the longitudinal direction of the string 16. In this case, the effect of suppressing breakage of the wiring member 12 is improved.
  • the orientation direction of the filler 50 can be aligned by uniaxially stretching a resin base material containing the filler 50.
  • the average fiber length of the filler 50 is preferably longer than the thickness of the sealing layer 15.
  • the average fiber length is calculated by measuring the fiber lengths of 100 fillers 50 randomly selected from the sealing layer 15 and averaging the measured values.
  • the sealing layer 15 includes the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b and each layer includes the filler 50, for example, at least one of the fillers 50 included in the first sealing layer 15a, preferably The average fiber length is longer than the thickness of the first sealing layer 15a.
  • at least one of the fillers 50 included in the second sealing layer 15b preferably the average fiber length is longer than the thickness of the second sealing layer 15b.
  • Examples of the filler 50 include glass fiber, carbon fiber, metal fiber, rock wool, ceramic fiber, slag fiber, potassium titanate whisker, boron whisker, aluminum borate whisker, calcium carbonate whisker, and titanium oxide whisker.
  • the filler 50 may be a resin fiber such as a cellulose fiber, an aramid fiber, a boron fiber, or a polyethylene fiber.
  • those having an elastic modulus of 3 GPa or more and a linear expansion coefficient of 20 ppm or less are preferable, and those having an elastic modulus of 10 GPa or more and a linear expansion coefficient of 10 ppm or less are more preferable.
  • the filler 50 is preferably insulative.
  • An example of a suitable filler 50 is a glass fiber, and a glass fiber having an average fiber length longer than the thickness of the sealing layer 15 is particularly suitable.
  • the glass fiber has an elastic modulus of 50 GPa or more and a linear expansion coefficient of 10 ppm or less.
  • PID voltage induced output reduction
  • the sealing layer 15 is comprised by polyolefin resin, such as PE, PP, and cyclic polyolefin. By using the polyolefin resin, it is possible to suppress the diffusion of Na.
  • an ethylene-vinyl acetate copolymer (Evaflex 450 manufactured by Mitsui DuPont), which is a resin constituting the sealing layer 15, is made of, for example, glass fiber (Central ECS06-670) manufactured by Glass Co., Ltd. is dispersed in a volume of 1 vol%, 5 vol%, and 10 vol%, respectively, and formed into a sheet with a press machine or the like, whereby a low ⁇ and high elasticity sealing layer 15 can be produced.
  • the filler 50 is preferably included in at least the second sealing layer 15b, and may be included in both the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b.
  • the amount of filler 50 dispersed in the first sealing layer 15a may be less than the amount of filler 50 dispersed in the second sealing layer 15b.
  • the filler 50 may be included only in the second sealing layer 15b.
  • a filler 50 such as glass fiber is present in the gap between the solar cells 11 where the interface between the first sealing layer 15a and the second sealing layer 15b exists so as not to protrude from the light receiving surface side of the solar cells 11. You may do it. Since the filler 50 exists in the gap between the adjacent solar battery cells 11, changes in the inter-cell distance can be easily suppressed.
  • the filler 50 may be present on the first protective base material 13 side of the solar battery cell 11 in a range where the gap between the solar battery cells 11 overlaps with the thickness direction of the module.
  • the first sealing layer 15a that covers the light receiving surface of the solar battery cell 11 does not contain the filler 50.
  • the thermal expansion of the sealing layer in the gap between the solar cells 11 can be further reduced without substantially affecting the amount of light incident on the solar cells 11 from the light receiving surface side.
  • the third sealing layer 15c including the filler 50 is provided in a range overlapping the gap and the thickness direction of the module. Further, the filler 50 is also contained in the second sealing layer 15b.
  • the third sealing layer 15c is arranged so as to separate the first sealing layer 15a into two regions in a range where the gap between the solar cells 11 and the thickness direction of the module overlap. Yes.
  • the third sealing layer 15 c is in direct contact with the first protective substrate 13.
  • one resin base is provided between the third sealing layer 15 c and the solar battery cell 11 and the first protective base material 13. You may arrange
  • a translucent glass substrate may be used for the first protective substrate 13. Although the effect is more remarkable when the resin base material is used, there is an effect of suppressing the breakage of the wiring member 12 even in the configuration using the glass base material.

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Abstract

実施形態の一例である太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池セル１１と、隣り合う太陽電池セル１１同士を接続する配線材１２と、太陽電池セル１１の受光面側に設けられた第１保護基材１３と、太陽電池セル１１の裏面側に設けられた第２保護基材１４と、第１保護基材１３と第２保護基材１４との間に設けられ、太陽電池セル１１を封止する封止層１５とを備える。第１保護基材１３は樹脂基材であり、封止層１５は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たす。　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ

Description

太陽電池モジュール
　本開示は、太陽電池モジュールに関する。
　太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルを配線材で接続して構成される太陽電池セルのストリングと、当該ストリングを挟持する２枚の保護基材と、各保護基材の間に設けられ各太陽電池セルを封止する封止層とを備える。太陽電池セルの受光面側に設けられる保護基材には、一般的にガラス基板が用いられるが、近年、太陽電池モジュールの軽量化のため、ガラス基板の代わりに樹脂基板が用いられる場合がある。特許文献１には、太陽電池セルの受光面側の保護基材として、ポリカーボネートを主成分とする樹脂基材を用いた太陽電池モジュールが開示されている。
　また、特許文献１には、封止層を構成する樹脂としてエチレン‐酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）が開示されている。封止層は、例えば各保護基材および太陽電池セルに密着してセルの移動を拘束し、また太陽電池セルを湿気等から保護する機能を有する。
特開２０１３－１４５８０７号公報
　ところで、太陽電池モジュールの温度は、周辺環境によって大きく変化する。太陽電池モジュールの温度変化が大きくなると、封止層が伸縮して太陽電池セル同士の間隔が変化し、セル同士を接続する配線材が破断する可能性がある。このような課題は、太陽電池セルの受光面側に設けられる保護基材として樹脂基材を用いた場合に顕著である。
　本開示の一態様である太陽電池モジュールは、複数の太陽電池セルと、隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する配線材と、前記各太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、前記各太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、前記第１保護基材と前記第２保護基材との間に設けられ、前記太陽電池セルを封止する封止層とを備え、前記第１保護基材は、樹脂基材であり、前記封止層は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たすことを特徴とする。
　　　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ
　本開示の一態様である太陽電池モジュールによれば、モジュールの温度変化に起因して発生し得る配線材の破断を防止することが可能である。すなわち、太陽電池モジュールの温度が大きく変化した場合でも、配線材の破断を十分に抑制できる。
実施形態の一例である太陽電池モジュールの平面図である。 図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。 太陽電池モジュールのシミュレーションモデルを示す図である。 封止層の物性とセル間距離の変化量との関係を示す図である。 ［式１］の導出根拠となるシミュレーション結果を示す図である。 実施形態の一例である太陽電池モジュールの変形例を示す図である。 実施形態の一例である太陽電池モジュールの変形例を示す図である。 実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。 実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。 実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。 実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。 実施形態の他の一例である太陽電池モジュールの断面図である。 ガラス繊維を含む封止層（ＥＶＡ）の線膨張係数と引張弾性率との関係を示す図である。
　以下、図面を参照しながら、本開示に係る太陽電池モジュールの実施形態の一例について詳細に説明する。実施形態において参照する図面は、模式的に記載されたものであるから、図面に描画された構成要素の寸法比率などは以下の説明を参酌して判断されるべきである。なお、本明細書において「数値（Ａ）～数値（Ｂ）」との記載は、特に断らない限り、「数値（Ａ）以上、数値（Ｂ）以下」の意図である。
　図１は実施形態の一例である太陽電池モジュール１０の平面図、図２は図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。図１および図２に例示するように、太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池セル１１と、隣り合う太陽電池セル１１同士を接続する配線材１２と、第１保護基材１３と、第２保護基材１４とを備える。第１保護基材１３は、各太陽電池セル１１の受光面側に設けられ、セルの受光面側を保護する部材である。第２保護基材１４は、各太陽電池セル１１の裏面側に設けられ、セルの裏面側を保護する部材である。また、太陽電池モジュール１０は、第１保護基材１３と第２保護基材１４との間に設けられ、太陽電池セル１１を封止する封止層１５を備える。
　ここで、太陽電池セル１１の「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。太陽電池セル１１に入射する光のうち、５０％を超える光、例えば８０％以上または９０％以上の光が受光面側から入射する。受光面および裏面の用語は、太陽電池モジュール１０および後述の光電変換部についても使用する。
　詳しくは後述するが、封止層１５は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たす樹脂層である。
　　　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ
　この条件を満たす封止層１５を用いることによって、隣り合う太陽電池セル１１同士の間隔（以下、「セル間距離」という）の変化を小さくすることができ、セル同士を接続する配線材１２の破断を高度に抑制できる。
　図１に例示する太陽電池モジュール１０は、平面視長方形状を有するが、その形状は適宜変更可能であり、平面視正方形状、五角形状等であってもよい。また、太陽電池モジュール１０の裏面側には、バイパスダイオードを内蔵する端子ボックス（図示せず）が設けられていてもよい。
　太陽電池セル１１は、太陽光を受光することでキャリアを生成する光電変換部と、光電変換部上に設けられ、キャリアを収集する集電極とをそれぞれ有する。図１に例示する光電変換部は、４つの角が斜めにカットされた平面視略正方形状を有する。
　光電変換部の一例としては、結晶系シリコン（Ｓｉ）、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）、インジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体基板と、半導体基板上に形成された非晶質半導体層と、非晶質半導体層上に形成された透明導電層とを有するものが挙げられる。具体的には、ｎ型単結晶シリコン基板の一方の面にｉ型非晶質シリコン層、ｐ型非晶質シリコン層、および透明導電層が順に形成され、他方の面にｉ型非晶質シリコン層、ｎ型非晶質シリコン層、および透明導電層が順に形成された構造が例示できる。
　集電極は、光電変換部の受光面上に形成された受光面電極と、光電変換部の裏面上に形成された裏面電極とで構成される。この場合、受光面電極および裏面電極の一方がｎ側電極となり、他方がｐ側電極となる。なお、太陽電池セル１１は、ｎ側およびｐ側の各電極を光電変換部の裏面側のみに有していてもよい。一般的に、裏面電極は受光面電極よりも大面積に形成されるため、太陽電池セル１１の裏面は、集電極の面積が大きい方の面、或いは集電極が形成される面といえる。本実施形態では、集電極として、受光面電極および裏面電極を有するものとする。
　集電極は、複数のフィンガー電極を含むことが好ましい。但し、裏面電極については、光電変換部の裏面の略全域を覆う電極としてもよい。複数のフィンガー電極は、互いに略平行に形成された細線状の電極である。集電極は、フィンガー電極よりも幅が太く、各フィンガー電極と略直交するバスバー電極を含んでいてもよい。バスバー電極が設けられる場合、配線材１２はバスバー電極に沿って取り付けられる。
　複数の太陽電池セル１１は、第１保護基材１３と第２保護基材１４とに挟持され、各保護基材の間に充填された樹脂で構成される封止層１５によって封止されている。各太陽電池セル１１は、各保護基材の面に沿って略同一平面上に配置される。なお、各保護基材は平坦な基材に限定されず、湾曲した基材であってもよい。隣り合う太陽電池セル１１は、配線材１２によって直列に接続され、これにより太陽電池セル１１のストリング１６が形成される。配線材１２は、一般的にインターコネクタ、或いはタブと呼ばれる。
　配線材１２は、例えば平角形状の線材であって、銅（Ｃｕ）、アルミニウム（Ａｌ）等の金属を主成分として構成される。配線材１２は、銀（Ａｇ）、ニッケル（Ｎｉ）、または半田として使用される低融点合金などを主成分とするメッキ層を有していてもよい。例えば、配線材１２の厚みは０．１ｍｍ～０．５ｍｍであり、幅は０．３ｍｍ～３ｍｍである。配線材１２は、太陽電池セル１１の受光面および裏面に対して、複数（一般的には、２本または３本）取り付けられることが好ましい。
　配線材１２は、ストリング１６の長手方向に沿って配置され、隣り合う太陽電池セル１１のうち、一方の太陽電池セル１１の一方側端部から、他方の太陽電池セル１１の他方側端部にわたって設けられている。配線材１２の長さは、太陽電池セル１１の２枚分の長さとセル間距離とを足した長さよりもやや短い。配線材１２は、隣り合う太陽電池セル１１の間でモジュールの厚み方向に曲がり、一方の太陽電池セル１１の受光面と他方の太陽電池セル１１の裏面とに、樹脂接着剤または半田を用いてそれぞれ接合される。そして、配線材１２は太陽電池セル１１の集電極と電気的に接続される。
　太陽電池モジュール１０は、複数の太陽電池セル１１が一列に並んだストリング１６を複数有することが好ましい。各ストリング１６の長手方向両側には、太陽電池セル１１と重ならない位置に渡り配線材１７，１８が設けられている。渡り配線材１７は、ストリング１６同士を接続する配線材である。渡り配線材１８は、例えばストリング１６と出力用配線とを接続する配線材である。渡り配線材１７，１８には、ストリング１６の端に位置する太陽電池セル１１に接合された配線材１２ａが接続される。
　太陽電池モジュール１０は、第１保護基材１３および第２保護基材１４の周縁に沿って取り付けられるフレームを備えていてもよい。フレームは、各保護基材の周縁部を保護し、太陽電池モジュール１０を屋根等に取り付ける際に利用される。太陽電池モジュール１０は、フレームを有さない所謂フレームレスモジュールであってもよい。フレームレスモジュールは、太陽電池モジュールと被取り付け物との一体型モジュールなどに適用される。
　以下、第１保護基材１３、第２保護基材１４、および封止層１５について詳説する。
　第１保護基材１３には、透光性の樹脂基材が用いられる。上述のように、太陽電池モジュール１０の軽量化を図るためには、第１保護基材１３に樹脂基材を用いることが好ましい。一方、第１保護基材１３に樹脂基材を用いると、ガラス基材を用いる場合と比べて耐衝撃性が低下する。樹脂基材は、ガラス基材よりも硬度が低いため、ヒョウなどの落下物が衝突することで変形し、その衝撃力が太陽電池セル１１に伝わってセルが破損することが想定される。
　また、第１保護基材１３にガラス基材を用いた場合は、ガラス基材によって封止層１５の伸縮が抑制されるので、モジュールの温度変化に伴うセル間距離の変化は小さくなり易いが、樹脂基材を用いた場合は、セル間距離の変化が大きくなり易い。このため、配線材１２の破断が発生し易くなる。封止層１５に上記［式１］の条件を満たす樹脂層を適用すること、さらに剛性の高い第２保護基材１４を用いること等により、このような問題に対処することができる。
　第１保護基材１３に適用される樹脂基材は、例えばポリエチレン（ＰＥ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、およびポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）から選択される少なくとも１種で構成される。好適な樹脂基材の一例は、ポリカーボネート（ＰＣ）を主成分とする樹脂基材であって、例えばＰＣの含有率が９０重量％以上、または９５重量％～１００重量％のＰＣ基材である。ＰＣは、耐衝撃性および透光性に優れるため、第１保護基材１３の構成材料として好適である。
　第１保護基材１３を構成する樹脂基材の厚みは特に限定されないが、耐衝撃性（太陽電池セル１１の保護）、軽量性、光透過性等を考慮すると、０．００１ｍｍ～１５ｍｍが好ましく、０．５ｍｍ～１０ｍｍがより好ましい。なお、樹脂基材は、樹脂基板または樹脂フィルムとも呼ばれる。一般的に、厚みが厚いものは樹脂基板、厚みが薄いものは樹脂フィルムと呼ばれるが、太陽電池モジュール１０において両者を明確に区別する必要はない。
　上記樹脂基材の引張弾性率は特に限定されないが、耐衝撃性等を考慮すると、１ＧＰａ～１０ＧＰａが好ましく、２．３ＧＰａ～２．５ＧＰａがより好ましい。引張弾性率（Ｅ）は、ＪＩＳ　Ｋ７１６１－１（プラスチック－引張特性の求め方－第１部：通則）に基づき、試験温度２５℃、試験速度１００ｍｍ／分の条件で、試験片にかかる荷重（引張応力）と伸び（ひずみ）を測定し、下記［式２］から算出される。
　　　［式２］Ｅ＝（σ２－σ１）／（ε２－ε１）
　　σ１：ひずみε１＝０．０００５において測定された引張応力（Ｐａ）
　　σ２：ひずみε２＝０．００２５において測定された引張応力（Ｐａ）
　上記樹脂基材の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％～１００％、または８５％～９５％である。全光線透過率は、ＪＩＳ　Ｋ７３６１－１（プラスチック－透明材料の全光線透過率の試験方法－第１部：シングルビーム法）に基づいて測定される。
　第２保護基材１４には、第１保護基材１３と同様に透光性の基材が用いられてもよく、太陽電池モジュール１０の裏面側からの受光を想定しない場合は不透明な基材が用いられてもよい。第２保護基材１４の全光線透過率は特に限定されず、０％であってもよい。第２保護基材１４には、ガラス基材または金属製の基材を用いてもよいが、太陽電池モジュール１０の軽量化を図るためには、樹脂基材を用いることが好ましい。
　第２保護基材１４に適用される樹脂基材は、例えば環状ポリオレフィン、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリメチルメタクリレート（ＰＭＭＡ）、ポリエーテルエーテルケトン（ＰＥＥＫ）、ポリスチレン（ＰＳ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、およびポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）から選択される少なくとも１種で構成される。また、第２保護基材１４は繊維強化プラスチック（ＦＲＰ）で構成されていてもよい。特に、耐衝撃性および軽量性が要求される用途では、ＦＲＰを用いることが好ましい。
　好適なＦＲＰとしては、ガラス繊維強化プラスチック（ＧＦＲＰ）、炭素繊維強化プラスチック（ＣＦＲＰ）、アラミド繊維強化プラスチック（ＡＦＲＰ）などが挙げられる。ＦＲＰを構成する樹脂成分としては、ポリエステル、フェノール樹脂、エポキシ樹脂などが例示できる。
　第２保護基材１４の厚みは特に限定されないが、５μｍ以上が好適である。また、第２保護基材１４がＦＲＰで構成される場合、第２保護基材１４は、例えば繊維１本分の厚さ以上の厚みを有する。太陽電池セル１１の保護、軽量性等を考慮すると、０．１ｍｍ～１０ｍｍが好ましく、０．２ｍｍ～５ｍｍがより好ましい。第２保護基材１４の厚みは、第１保護基材１３を構成する樹脂基材の厚みと同等か、またはそれ以上であることが好ましい。
　第２保護基材１４の剛性は、第１保護基材１３の剛性よりも高いことが好ましい。樹脂基材の剛性を、第１保護基材１３＜第２保護基材１４とすることで、中立面の位置が裏面側（第２保護基材１４側）にシフトし、太陽電池セル１１を中立面よりも受光面側に位置させることができる。なお、太陽電池モジュール１０の受光面側から衝撃力が加わった場合、中立面よりも受光面側では圧縮力が、中立面よりも裏面側では引張力がそれぞれ作用する。太陽電池セル１１は、引張力より圧縮力に対して強いので、太陽電池セル１１を中立面よりも受光面側に位置させることで、受光面側からの衝撃で太陽電池セル１１が破損することを抑制できる。
　基材の剛性（Ｎ・ｍ2）は、弾性率（ＧＰａ）×断面二次モーメント(ｃｍ4)であらわされる。断面二次モーメント（Ｉ）は、例えば板状断面形状であれば、Ｉ＝幅ｂ（ｍ）×厚みｈ（ｍｍ）3/１２であらわされる。
　第２保護基材１４の引張弾性率は特に限定されないが、好ましくは５ＧＰａ～１２０ＧＰａであって、第１保護基材１３の引張弾性率よりも高い。第２保護基材１４の線膨張係数は、例えば５～１２０（１０-6／Ｋ）であり、好ましくは５～３０（１０-6／Ｋ）である。他方、第１保護基材１３の線膨張係数は、例えば２０～１２０（１０-6／Ｋ）である。第２保護基材１４の線膨張係数は、第１保護基材１３の線膨張係数よりも小さいことが好ましい。線膨張係数は、ＪＩＳ　Ｋ７１９７に基づいて測定される。
　封止層１５は、上述の通り、第１保護基材１３と第２保護基材１４との間に設けられ、各太陽電池セル１１を封止する樹脂層である。封止層１５は、太陽電池セル１１に密着してセルの移動を拘束し、太陽電池セル１１が酸素、水蒸気等に曝されないように封止する。図２に例示する形態では、封止層１５が各保護基材および各太陽電池セル１１と直接接触している。太陽電池モジュール１０は、受光面側から、第１保護基材１３、封止層１５、太陽電池セル１１のストリング１６、封止層１５、および第２保護基材１４が順に積層された積層構造を有する。なお、本実施形態では、全ての太陽電池セル１１が封止層１５によって封止されているが、例えば少なくとも１つの太陽電池セル１１の一部が封止層１５からはみ出た構成としてもよい。
　封止層１５は、第１保護基材１３と太陽電池セル１１との間に設けられる第１封止層１５ａと、第２保護基材１４と太陽電池セル１１との間に設けられる第２封止層１５ｂとで構成される。封止層１５は、第１封止層１５ａを構成する樹脂基材と、第２封止層１５ｂを構成する樹脂基材とを用いて、後述のラミネート工程により形成されることが好ましい。第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂには、同じ樹脂基材を用いてもよく、異なる樹脂基材を用いてもよい。各樹脂基材の組成が同じである場合、各封止層の界面は確認できない場合がある。
　封止層１５は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たしている。
　　　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ
　封止層１５を構成する第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂは、線膨張係数（α）および引張弾性率（Ｅ）が互いに異なっていてもよいが、両層の線膨張係数（α）および引張弾性率（Ｅ）が上記条件を満たす必要がある。封止層１５の引張弾性率（Ｅ）は、第１保護基材１３の引張弾性率と同様に、ＪＩＳ　Ｋ７１６１－１に基づいて求めることができる。
　配線材１２は、上述のように、幅方向の断面積が小さく、太陽電池セル１１に対して強く接合されているので、モジュール温度の変化等により封止層１５が伸縮してセル間距離が変化すると、セル間に位置する部分に大きな応力が作用して破断する可能性がある。従来、引張弾性率が高い封止層１５を用いると、封止層１５が伸縮したときにセル間に大きなエネルギーが加わってセル間距離の変化が大きくなり、配線材１２が破断し易くなると考えられていた。しかし、本発明者らの検討の結果、封止層１５の引張弾性率が高い方がセル間距離の変化は逆に小さくなり配線材１２に作用する応力を低減できることが判明した。そして、封止層１５の引張弾性率について、配線材１２の破断を抑制するために満たすべき下限値を規定するＥ＝１４０×ｅｘｐ（０．００５α）の式（後述の図５参照）が見出された。
　封止層１５の引張弾性率（Ｅ）に関する［式１］は、図３に示す太陽電池モジュールのシミュレーションモデルを用い、有限要素法で後述の熱負荷条件等におけるセル間距離（ｄ）の変化量（Δｄ）を求めることにより導いたものである。図３に示すように、本シミュレーションモデルは、第１保護基材と第２保護基材との間に、２枚の太陽電池セルが所定のセル間距離（ｄ）を隔てて同一平面上に配置され、各保護基材の間に充填された封止層により各セルが封止された構造を有する。
　本シミュレーションでは、太陽電池モジュールの温度サイクル試験の実績値から、セル間距離の変化量（Δｄ）の閾値を６０μｍに設定した。温度サイクル試験は、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）に準拠して行われる試験である。太陽電池モジュールでは、セル間距離の変化量（Δｄ）が６０μｍよりも大きくなる場合に、配線材１２の破断が高い確率で発生する。
　本シミュレーションの解析条件は、下記の通りである。本シミュレーションモデルの第１保護基材、第２保護基材、および封止層の物性を表１に示す。第１保護基材にはポリカーボネートを適用し、第２保護基材にはガラス繊維強化エポキシ樹脂を適用することを想定している。
　　解析ソフト：Ｆｅｍｔｅｔ（ムラタソフトウェア株式会社製）
　　・応力解析で静解析を使用
　　・熱荷重　１４５℃（無応力温度）→２５℃
　　・メッシュ形状　テトラ２次要素
　　・セル間距離（ｄ）の変化量（Δｄ）を出力（μｍ）

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　図４および図５は、本シミュレーションの結果を示す図である。図４は、封止層の線膨張係数（α）および引張弾性率（Ｅ）を変化させたときのセル間距離の変化量（Δｄ）を示す図である。なお、本シミュレーションでは温度の低下により封止層が収縮してセル間距離（ｄ）が小さくなるため、変化量（Δｄ）をマイナスで示している。図５は、封止層の線膨張係数（α）と、引張弾性率（Ｅ）との関係を示す図であって、配線材１２の破断が発生する可能性が高い点を（×）、破断の可能性が低い点を（○）で示している。配線材１２の破断が発生する可能性が高い点とは、変化量（Δｄ）が上記閾値を超える点である。
　本シミュレーションの結果、図４に示すように、線膨張係数（α）が同じ値である場合、引張弾性率（Ｅ）が大きくなるほど、セル間距離の変化量（Δｄ）は小さくなることが判明した。そして、図５に示すように、Ｅ＝１４０×ｅｘｐ（０．００５α）で規定される曲線を境として、封止層の引張弾性率（Ｅ）がこれ以下になると、セル間距離の変化量（Δｄ）が閾値（６０μｍ）を超え、配線材１２の破断が発生し易くなることが明らかになった。
　言い換えると、Ｅ＝１４０×ｅｘｐ（０．００５α）で規定される曲線を境として、封止層の引張弾性率（Ｅ）がこれを上回ると（すなわち、［式１］の条件が満たされると）、セル間距離の変化量（Δｄ）が抑えられ、配線材１２の破断確率が低くなる。なお、本シミュレーション結果は、線膨張係数αが１０～２５０（１０-6／Ｋ）である場合に精度良く成立する。したがって、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たす封止層１５を用いることで、配線材１２の破断を高度に抑制することができる。
　封止層１５の引張弾性率（Ｅ）の上限値は、配線材１２の破断抑制の観点からは特に限定されないが、封止層１５の太陽電池セル１１に対する製造時のセル割れ等の観点から、１０００ＭＰａ未満が好ましい。すなわち、封止層１５の引張弾性率（Ｅ）は、下記［式３］の条件を満たすことが好ましい。
　　［式３］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ＜１０００ＭＰａ
　封止層１５に適用される樹脂は、[式３]を満たすものであれば、特に限定されないが、屋外で使用される太陽電池モジュールにおいては耐候性を求められるため、ポリオレフィン、脂環式ポリオレフィン、エチレンアクリル酸エステル共重合体、ポリビニルブチラール、アイオノマー、エポキシ樹脂、脂環式エポキシ樹脂等が挙げられる。
　第１封止層１５ａの全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％～１００％、または８５％～９５％である。他方、第２封止層１５ｂの全光線透過率は特に限定されない。太陽電池モジュール１０の裏面側からの受光を想定しない場合、第２封止層１５ｂは、白色顔料、黒色顔料等の色材を含有していてもよく、全光線透過率は０％であってもよい。
　封止層１５の厚み（第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの厚みの合計）は、特に限定されないが、太陽電池セル１１の封止性、透光性等を考慮すると、０．５ｍｍ～５ｍｍが好ましく、０．５ｍｍ～２ｍｍがより好ましい。図２に示すように、第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの厚みは互いに略同一であってもよい。この場合、第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの厚みの一例は、それぞれ０．３ｍｍ～１．５ｍｍまたは０．３ｍｍ～１ｍｍである。
　ここで、封止層１５の厚みとは、封止層１５の第１保護基材１３側の表面（界面）から第２保護基材１４側の表面（界面）までの太陽電池モジュール１０の厚み方向に沿った最大の長さを意味する。第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの厚みについても同様である。各保護基材の間に封止層１５とストリング１６のみが存在する場合は、保護基材同士の間隔が封止層１５の厚みと一致する。
　図６に示すように、第２封止層１５ｂの厚みｔ15bは、第１封止層１５ａの厚みｔ15aより薄くてもよい。すなわち、封止層１５は、第２保護基材１４と太陽電池セル１１との間における厚みが、第１保護基材１３と太陽電池セル１１との間における厚みより薄くてもよい。封止層１５の厚みを、厚みｔ15b＜厚みｔ15aとすることで、剛性が高く線膨張係数が小さい第２保護基材１４に太陽電池セル１１を近づけることができ、太陽電池セル１１および配線材１２に作用する応力を低減できる。この場合、好適な第１封止層１５ａの厚みｔ15aの一例は、０．５ｍｍ～２ｍｍである。第２封止層１５ｂの厚みｔ15bは、太陽電池セル１１の封止性等に支障がない範囲で薄いことが好ましく、配線材１２の厚みより薄くてもよい。好適な厚みｔ15bの一例は、０．０５ｍｍ～０．５ｍｍである。
　図７に示すように、第２保護基材１４には、太陽電池セル１１の裏面側に配置される配線材１２と太陽電池モジュール１０の厚み方向に重なる位置に凹部１９が形成されていてもよい。太陽電池セル１１の裏面には配線材１２が接合されているので、第２保護基材１４の太陽電池セル１１側に向いた面が平坦であると、第２保護基材１４に太陽電池セル１１を近づけることが難しいが、凹部１９を設けることで配線材１２の厚みの影響を緩和できる。すなわち、凹部１９を設けることで、第２封止層１５ｂの厚みｔ15bをさらに薄くして、第２保護基材１４に太陽電池セル１１を近づけることができる。
　凹部１９は、各太陽電池セル１１の裏面に接合された各配線材１２に対応して複数形成されることが好ましい。凹部１９は、ストリング１６の長手方向に沿って形成され、ストリング１６の全長を超える長さで形成されてもよい。凹部１９の深さは、配線材１２の厚みに相当する深さより浅くても上述の効果は得られるが、好ましくは配線材１２の厚みに相当する深さと同等か、またはそれ以上である。好適な凹部１９の深さの一例は、０．１ｍｍ～０．５ｍｍである。また、凹部１９の幅は、配線材１２の幅より狭くてもよいが、配線材１２と凹部１９との位置ズレをある程度許容できるように、配線材１２の幅より広いことが好ましい。好適な凹部１９の幅の一例は、０．３ｍｍ～５ｍｍである。
　上述の構成を備えた太陽電池モジュール１０は、太陽電池セル１１のストリング１６を、第１保護基材１３、第２保護基材１４、第１封止層１５ａを構成する樹脂基材、および第２封止層１５ｂを構成する樹脂基材を用いてラミネートすることにより製造できる。ラミネート工程では、ヒーター上に、第１保護基材１３、第１封止層１５ａを構成する樹脂基材、ストリング１６、第２封止層１５ｂを構成する樹脂基材、第２保護基材１４を順に積層する。この積層体は、例えば真空状態で１５０℃程度に加熱される。このとき、第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂを構成する樹脂基材が溶融または軟化し、ストリング１６および各保護基材に密着することで、図２に示すような断面構造を有する太陽電池モジュール１０が得られる。その後、必要により、端子ボックス、フレーム等を取り付けてもよい。
　なお、上述の実施形態は、図８および図９に例示するように、第１保護基材１３と封止層１５との間に追加の層を設けて、改良を加えてもよい。図８および図９は、図２に対応する太陽電池モジュールの断面図である。以下では、上述の実施形態と同様の構成要素には同じ符号を用いて重複する説明を省略し、上述の実施形態との相違点を主に説明する。なお、本明細書で説明する複数の実施形態および変形例の各構成要素を選択的に組み合わせることは当初から想定されている。
　図８に例示する太陽電池モジュール１０Ａは、第１保護基材１３と封止層１５との間に、せん断弾性率が０．１ＭＰａ以下の緩衝層２０を備える点で、太陽電池モジュール１０と異なる。緩衝層２０は、第１保護基材１３の熱膨張、落下物の衝突による第１保護基材１３の変形などによって太陽電池セル１１に加わる荷重を緩和し、太陽電池セル１１の損傷を抑制する機能を有する。また、緩衝層２０を設けることで、配線材１２に作用する応力を低減して配線材１２の破断をさらに抑制できる。
　太陽電池モジュール１０Ａは、受光面側から順に、第１保護基材１３、緩衝層２０、および封止層１５が積層された構造を有するが、各層の配置はこれに限定されない。例えば、緩衝層２０を封止層１５で挟む積層構造としてもよい。
　緩衝層２０は、透明で柔軟性の高い樹脂で構成されることが好ましい。緩衝層２０は、ゲル状の樹脂で構成されてもよく、水を含有するヒドロゲル、または有機溶媒を含有するオルガノゲルで構成されてもよい。緩衝層２０は、例えばアクリルゲル、ウレタンゲル、およびシリコーンゲルから選択される少なくとも１種を用いて構成される。中でも、耐久性に優れるシリコーンゲルを用いることが好ましい。
　緩衝層２０の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％～１００％、または８５％～９５％である。緩衝層２０の厚みは特に限定されないが、太陽電池セル１１の保護、光透過性等を考慮すると、０．１ｍｍ～１０ｍｍ以下が好ましく、０．２ｍｍ～１．０ｍｍ以下がより好ましい。
　緩衝層２０のせん断弾性率は、上述の通り０．１ＭＰａ以下であり、好ましくは０．００１ＭＰａ～０．１ＭＰａである。緩衝層２０のせん断弾性率が当該範囲内であれば、太陽電池モジュール１０に要求される機械的強度、製造特性等を確保しながら、上記応力緩和効果を得ることができる。せん断弾性率は、レオメータを用いて測定される。
　図９に例示する太陽電池モジュール１０Ｂは、第１保護基材１３と封止層１５との間に、線膨張係数が０～１５０（１０-6／Ｋ）の補強層３０を備える点で、太陽電池モジュール１０Ａと異なる。さらに、太陽電池モジュール１０Ｂは、酸素透過率が２００ｃｍ3／ｍ2・２４ｈ・ａｔｍ以下のガスバリア層４０を備える。太陽電池モジュール１０Ｂは、受光面側から順に、第１保護基材１３、緩衝層２０、ガスバリア層４０、補強層３０、および封止層１５が積層され、ストリング１６が封止層１５を介して補強層３０と第２保護基材１４とに挟まれた構造を有する。
　補強層３０は、第２保護基材１４と同様に、封止層１５の伸縮を抑えて配線材１２に作用する応力を低減する機能を有する。補強層３０の線膨張係数は、上述の通り０ｐｐｍ～１５０ｐｐｍであり、好ましくは０ｐｐｍ～３０ｐｐｍである。補強層３０は、第２保護基材１４と同等の線膨張係数、引張弾性率を有していてもよい。
　補強層３０は、透明な樹脂基材で構成されることが好ましい。補強層３０に適用される樹脂基材は、第１保護基材１３を構成する樹脂と同様の樹脂で構成されてもよい。補強層３０には、例えば一軸または二軸延伸されたポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）基材を用いることができる。
　補強層３０の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％～１００％、または８５％～９５％である。補強層３０の厚みは特に限定されないが、配線材１２の破断抑制、光透過性等を考慮すると、１０μｍ～２００μｍが好ましい。
　ガスバリア層４０は、第１保護基材１３よりも酸素透過率が低い層であって、第１保護基材１３を透過する酸素が太陽電池セル１１に作用することを抑制する機能を有する。なお、ガスバリア層４０は、酸素だけでなく水蒸気等の遮断機能も有する。第１保護基材１３に樹脂基材を用いた場合、ガラス基材を用いる場合と比べて酸素透過量が多くなるが、ガスバリア層４０を設けることで第１保護基材１３側からの酸素透過量を減少させることができる。図９に示す例では、補強層３０の第１保護基材１３側に向いた面にガスバリア層４０が形成されているが、ガスバリア層４０の配置はこれに限定されず、例えば第１保護基材１３の太陽電池セル１１側に向いた面にガスバリア層４０を形成してもよい。
　ガスバリア層４０は、酸化ケイ素（シリカ）、酸化アルミニウム（アルミナ）等の無機化合物で構成されることが好ましいが、２００ｃｍ3／ｍ2・２４ｈ・ａｔｍ以下の酸素透過率を実現可能な樹脂層であってもよい。好適なガスバリア層４０の一例は、補強層３０の表面に形成されたシリカ等の蒸着層である。また、シリカ等の蒸着層は、第１保護基材１３の太陽電池セル１１側を向いた面に形成されてもよい。ガスバリア層の酸素透過率は、ＪＩＳ　Ｋ７１２６に基づいて測定される。
　ガスバリア層４０の全光線透過率は高いことが好ましく、例えば８０％～１００％、または８５％～９５％である。ガスバリア層４０の厚みは特に限定されないが、ガスバリア性、光透過性等を考慮すると、０．１μｍ～１０μｍが好ましい。
　なお、緩衝層２０、補強層３０、およびガスバリア層４０以外の他の機能層を追加することも可能である。例えば、第２保護基材１４上に透明なガスバリア層を形成してもよく、アルミニウム等を主成分とする金属層を形成してもよい。この金属層は、酸素、水蒸気等の遮蔽機能を有すると共に、太陽電池セル１１またはセル間を透過した光を再び太陽電池セル１１側に戻す反射層としても機能する。
　図１０～図１２に例示するように、封止層１５は、アスペクト比が１より大きなフィラー５０を含んでいてもよい。封止層１５は、層の体積に対して、１～３０ｖｏｌ％のフィラー５０を含むことが好ましい。フィラー５０の含有量は、１～１０ｖｏｌ％がより好ましく、１～５ｖｏｌ％が特に好ましい。好適なフィラー５０は、弾性率が３ＧＰａ以上、線膨張係数が２０ｐｐｍ以下である。このようなフィラー５０を封止層１５に添加することで、特にフィラー５０の長さ方向における封止層１５の低熱膨張化を図ることができ、セル間距離の変化を小さくすることが可能である。
　好適なフィラー５０は、アスペクト比の高い長繊維フィラーである。フィラー５０のアスペクト比は、２以上が好ましく、５以上がより好ましく、１０以上が特に好ましい。アスペクト比の平均値は、例えば１０～１０００である。フィラー５０のアスペクト比は、フィラー５０の繊維長を繊維径で除して算出され、その平均値は、封止層１５から無作為に選択された１００個のフィラー５０について算出される。フィラー５０の繊維長および繊維径は、光学顕微鏡を用いた封止層１５の観察により求められる。
　フィラー５０は、封止層１５中に複数分散しており、封止層１５の面方向（厚み方向に直交する方向）に配向している。すなわち、フィラー５０は、繊維の長さ方向が封止層１５の厚み方向よりも面方向に沿った状態で封止層１５中に存在している。フィラー５０の少なくとも１つは、封止層１５の厚みよりも繊維長が長いことが好ましい。フィラー５０の繊維長を封止層１５の厚みよりも長くすることで、繊維の長さ方向が封止層１５の面方向に配向し易くなる。フィラー５０は、ストリング１６の長手方向に配向し、繊維の長さ方向がストリング１６の長手方向に沿っていてもよい。この場合、配線材１２の破断抑制効果が向上する。例えば、フィラー５０を含有する樹脂基材を一軸延伸することで、フィラー５０の配向方向を揃えることができる。
　フィラー５０の平均繊維長は、封止層１５の厚みよりも長いことが好ましい。平均繊維長は、上述のように、封止層１５から無作為に選択された１００個のフィラー５０の繊維長を測定し、当該測定値を平均化して算出される。封止層１５が第１封止層１５ａと第２封止層１５ｂとで構成され、各層にフィラー５０が含まれる場合、例えば第１封止層１５ａに含まれるフィラー５０の少なくとも１つ、好ましくは平均繊維長が第１封止層１５ａの厚みよりも長い。同様に、第２封止層１５ｂに含まれるフィラー５０の少なくとも１つ、好ましくは平均繊維長が第２封止層１５ｂの厚みよりも長い。
　フィラー５０の一例としては、ガラス繊維、炭素繊維、金属繊維、ロックウール、セラミック繊維、スラグ繊維、チタン酸カリウムウィスカー、ボロンウィスカー、硼酸アルミニウムウィスカー、炭酸カルシウムウィスカー、酸化チタンウィスカー等が挙げられる。また、フィラー５０は、セルロース繊維、アラミド繊維、ボロン繊維、ポリエチレン繊維等の樹脂繊維であってもよい。ただし、弾性率３ＧＰａ以上、線膨張係数２０ｐｐｍ以下であるものが好ましく、弾性率１０ＧＰａ以上、線膨張係数１０ｐｐｍ以下のものがより好ましい。
　また、フィラー５０は、絶縁性であることが好ましい。好適なフィラー５０の一例は、ガラス繊維であって、平均繊維長が封止層１５の厚みよりも長いガラス繊維が特に好適である。ガラス繊維は、例えば弾性率が５０ＧＰａ以上、線膨張係数が１０ｐｐｍ以下である。フィラー５０にガラス繊維を適用することで、封止層１５の大幅な低熱膨張化を実現できるが、ガラスに含まれるＮａの拡散により電圧誘起出力低下（ＰＩＤ）が起こる可能性がある。ガラス繊維を用いる場合、封止層１５は、ＰＥ、ＰＰ、環状ポリオレフィン等のポリオレフィン系樹脂で構成されることが好ましい。ポリオレフィン系樹脂を用いることで、Ｎａの拡散を抑制できる。
　図１３で示すように、例えばプラストミル等の攪拌機を用いて、封止層１５を構成する樹脂であるエチレン‐酢酸ビニル共重合体（三井デュポン社製のエバフレックス４５０）に、例えばガラス繊維（セントラル硝子社製のＥＣＳ０６―６７０）をそれぞれ１ｖｏｌ％、５ｖｏｌ％、１０ｖｏｌ％分散させ、プレス機等でシート化することで、低αで高弾性な封止層１５を作製することができる。
　図１０に例示するように、フィラー５０は、少なくとも第２封止層１５ｂに含まれることが好ましく、第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの両方に含まれていてもよい。この場合、第１封止層１５ａにおけるフィラー５０の光拡散を抑制するため、第１封止層１５ａを構成する樹脂とフィラー５０との屈折率を同程度に調整することが好ましい。図１０に例示する形態において、第１封止層１５ａに分散するフィラー５０の量を、第２封止層１５ｂに分散するフィラー５０の量より少なくしてもよい。
　図１１に例示するように、フィラー５０は、第２封止層１５ｂのみに含まれていてもよい。この場合、受光面側から太陽電池セル１１に入射する光がフィラー５０の拡散に起因して減少することがないので、良好な発電効率を維持しながら、セル間距離の変化を小さくできる。第１封止層１５ａおよび第２封止層１５ｂの界面が存在する太陽電池セル１１同士の間隙には、太陽電池セル１１の受光面側にはみ出ないように、ガラス繊維等のフィラー５０が存在していてもよい。隣り合う太陽電池セル１１同士の間隙にフィラー５０が存在することで、セル間距離の変化を抑制し易くなる。
　図１２に例示するように、フィラー５０は、太陽電池セル１１同士の間隙とモジュールの厚み方向に重なる範囲において、太陽電池セル１１よりも第１保護基材１３側に存在していてもよい。なお、太陽電池セル１１の受光面を覆う第１封止層１５ａには、フィラー５０が含有されていない。この場合、例えば受光面側から太陽電池セル１１に入射する光量にほとんど影響を与えることなく、太陽電池セル１１同士の間隙における封止層のさらなる低熱膨張化を図ることができる。図１２に例示する形態では、当該間隙とモジュールの厚み方向に重なる範囲に、フィラー５０を含む第３封止層１５ｃが設けられている。また、第２封止層１５ｂにもフィラー５０が含有されている。
　図１２に示す例では、第３封止層１５ｃが、太陽電池セル１１同士の間隙とモジュールの厚み方向に重なる範囲において、第１封止層１５ａを２つの領域に分離するように配置されている。そして、第３封止層１５ｃは第１保護基材１３に直接接触している。他方、太陽電池セル１１同士の間隙に第３封止層１５ｃを配置した後、第３封止層１５ｃおよび太陽電池セル１１と、第１保護基材１３との間に、１枚の樹脂基材で構成される第１封止層１５ａを配置してもよい。この場合、第３封止層１５ｃと第１保護基材１３との間に、第１封止層１５ａが介在する。
　なお、第１保護基材１３に透光性のガラス基材を用いてもよい。樹脂基材を用いた場合の方が効果が顕著であるが、ガラス基材を用いた構成においても配線材１２の破断を抑制する効果がある。
　１０，１０Ａ，１０Ｂ　太陽電池モジュール、１１　太陽電池セル、１２，１２ａ　配線材、１３　第１保護基材、１４　第２保護基材、１５　封止層、１５ａ　第１封止層、１５ｂ　第２封止層、１５ｃ　第３封止層、１６　ストリング、１７，１８　渡り配線材、１９　凹部、２０　緩衝層、３０　補強層、４０　ガスバリア層、５０　フィラー

Claims (14)

  1. 　複数の太陽電池セルと、
    　隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する配線材と、
    　前記各太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、
    　前記各太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、
    　前記第１保護基材と前記第２保護基材との間に設けられ、前記太陽電池セルを封止する封止層と、
    　を備え、
    　前記第１保護基材は、樹脂基材であり、
    　前記封止層は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たす、太陽電池モジュール。
    　　　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ
  2. 　前記第２保護基材の剛性は、前記第１保護基材の剛性よりも高く、
    　前記第２保護基材の線膨張係数は、５～３０（１０-6／Ｋ）である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記封止層は、前記第２保護基材と前記太陽電池セルとの間における厚みが、前記第１保護基材と前記太陽電池セルとの間における厚みより薄い、請求項２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記第２保護基材には、前記太陽電池セルの裏面側に配置される前記配線材とモジュールの厚み方向に重なる位置に凹部が形成されている、請求項２または３に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記第１保護基材と前記封止層との間に、せん断弾性率が０．１ＭＰａ以下の緩衝層をさらに備える、請求項２～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記第１保護基材と前記封止層との間に、線膨張係数が０～１５０（１０-6／Ｋ）の補強層をさらに備え、
    　前記補強層は、厚みが１０μｍ～２００μｍ、全光線透過率が８０％以上である、請求項２～５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記第１保護基材と前記封止層との間に、酸素透過率が２００ｃｍ3／ｍ2・２４ｈ・ａｔｍ以下のガスバリア層をさらに備える、請求項２～６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記封止層の引張弾性率（Ｅ）は、１０００ＭＰａ未満である、請求項１～７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記封止層は、アスペクト比が１より大きなフィラーを１～３０ｖｏｌ％含み、
    　前記フィラーは、弾性率が３ＧＰａ以上、線膨張係数が２０ｐｐｍ以下である、請求項１～８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　前記封止層は、前記第１保護基材と前記太陽電池セルとの間に設けられる第１封止層と、前記第２保護基材と前記太陽電池セルとの間に設けられる第２封止層とで構成され、
    　前記フィラーは、前記第２封止層に含まれる、請求項９に記載の太陽電池モジュール。
  11. 　前記フィラーの少なくとも１つは、前記封止層の厚みよりも長さが長い、請求項９または１０に記載の太陽電池モジュール。
  12. 　前記フィラーは、ガラス繊維であり、
    　前記封止層は、ポリオレフィン系樹脂で構成される、請求項９～１１のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　前記フィラーは、隣り合う前記太陽電池セル同士の間隙とモジュールの厚み方向に重なる範囲において、前記太陽電池セルよりも前記第１保護基材側に存在する、請求項９～１２のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  14. 　複数の太陽電池セルと、
    　隣り合う前記太陽電池セル同士を接続する配線材と、
    　前記各太陽電池セルの受光面側に設けられた第１保護基材と、
    　前記各太陽電池セルの裏面側に設けられた第２保護基材と、
    　前記第１保護基材と前記第２保護基材との間に設けられ、前記太陽電池セルを封止する封止層と、
    　を備え、
    　前記封止層は、線膨張係数（α）が１０～２５０（１０-6／Ｋ）であり、かつ引張弾性率（Ｅ）が［式１］の条件を満たす、太陽電池モジュール。
    　　　［式１］１４０×ｅｘｐ（０．００５α）ＭＰａ＜Ｅ
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