(57)【要約】塩化ビニルを基材に用いた太陽電池モジュールにおいて、屋外環境に晒した場合であっても、基材と封止層の間の接着力の低下が生じない太陽電池モジュールを提供することを課題とする。塩化ビニル基材上に、封止材で被覆された発電部材および耐候層をこの順に積層した太陽電池モジュールであって、前記塩化ビニル基材と前記封止材で被覆された発電部材との間に接着層を有し、前記接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有することで課題を解決する。
2011158777.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
塩化ビニル基材上に、封止材で被覆された発電部材および耐候層をこの順に積層した太陽電池モジュールであって、
前記塩化ビニル基材と前記封止材で被覆された発電部材との間に接着層を有し、前記接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有することを特徴とする太陽電池モジュール。
【請求項２】
前記接着層は、膜厚が８０μｍ以下であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３】
前記塩化ビニル基材は、軟質塩化ビニル基材であることを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４】
前記接着層は、ウレタン系樹脂、アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、クロロプレンゴムからなる群より選ばれる少なくとも１種以上を含むことを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５】
前記接着層と前記封止剤で被覆された発電部材との間に、更に第二接着層を有す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。
【請求項６】
前記第二接着層の膜厚が前記接着層の膜厚よりも大きいことを特徴とする請求項５に記載の太陽電池モジュール。
【請求項７】
前記塩化ビニル基材は、補強材を含む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。
【請求項８】
前記塩化ビニル基材は、前記封止材で被覆された発電部材及び耐候層が積層されていない周縁部を有し、前記周縁部を介して他の太陽電池モジュールと接続可能であることを特徴とする、請求項１〜７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項９】
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を含む建築材料。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、エコロジーに対する人々の意識が高まり、クリーンなエネルギーである太陽電池に対する期待が益々大きくなってきている。特に、住宅の瓦屋根の上や、建築物の屋上や壁などに設置される例も年々増加してきた。さらには、住宅の屋根の上だけでなく、屋根や壁と一体となった「建材屋根一体型太陽電池モジュール」「建材壁一体型太陽電池モジュール」などのモジュールの開発、施工が盛んに行われてきている。特に「防水シート一体型太陽電池モジュール」は建築物の防水工事と同時に太陽電池を施工できることから注目を集めている。【０００３】
防水シートには合成ゴム系材料、オレフィン樹脂系材料、塩化ビニル樹脂系材料があり、中でも塩化ビニル樹脂系材料は施工性の観点から多く用いられている一方、塩化ビニルに含まれる可塑剤のブリードアウト現象が問題となっている。特許文献１では、可塑剤の移行防止層を導入することで塩化ビニルから可塑剤がブリードアウトする現象を防止する技術が報告されており、可塑剤の移行防止層としてエチレン酢酸ビニル（ＥＶＡ）などが用いられている。【０００４】
また、建材一体型太陽電池においては、様々な建材（基材）との積層化が報告されている（特許文献２、及び３参照）。例えば特許文献３では、太陽電池セル（以下、発電部材ともいう）を覆っている封止材と特に裏面保護材との接着耐久性が課題となっており、封止材（ＥＶＡ）とプラスチック材料、鋼板、アルミ板、ステンレス版のような裏面保護材（基材）との間に、シランカップリング剤が添加されて成るアクリル樹脂、又はシリコーン樹脂を含む接着強化層を導入することで、接着性における長期耐久性を確保することを提案している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】実開平０６−７３８号公報
【特許文献２】特開平０８−１３５１２０号公報
【特許文献３】特開２００７−６７２４８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献３では、防水シートとして用いられる塩化ビニルを基材とした場合については検討されていない。そこで本発明者らは、塩化ビニルを基材として太陽電池セルを積層した場合の塩化ビニルの可塑剤の移行防止方法を検討した。その結果、塩化ビニル上に特許文献１に記載された可塑剤の移行防止層を導入しても、該移行防止層上に封止材など他の樹脂層を積層した場合には、塩化ビニルに含まれる可塑剤が、移行防止層を隔てて移行防止層に積層した該樹脂層へ移行する現象を見出した。
つまりは、従来報告されていた塩化ビニルで生じる単なるブリードアウト現象とは異なり、太陽電池モジュールとして屋外環境に晒した場合に、可塑剤が樹脂で形成された封止材へ移行することにより、基材と封止材の間の接着力の著しい低下、および、基材自身の可塑剤濃度低下による可塑性の低下が生じ、防水シートとしての性能を損なう恐れがあることが判明した。
また、太陽電池モジュールは温度変化による膨張と収縮を繰り返すため、部材の材質による熱膨張率の違いを考慮した精密な設計がなされている。特にフレキシブルな太陽電池モジュールにおいては、例えば封止材は、発電素子が他の層との熱膨張率の違いにより他の層から受ける応力を緩和する機能を有する。
塩化ビニルに含まれる可塑剤が封止材に移行すると、塩化ビニルが硬化する（ヤング率が大きくなる）ため、熱の伸縮により発生する応力が大きくなる。一方、封止材は軟化する（ヤング率が小さくなる）ため、隣接する太陽電池セルへの応力緩和の機能が低下し、発電素子を保護する機能が低下する。つまりは、塩化ビニルを基材として用いた太陽電池モジュールを長期間使用すると可塑剤の移行が進行し、発電素子が破損する恐れがあることが判明した。
本発明は、このような課題を解決するものである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明者らは、上記の課題を解決すべく鋭意研究を重ね、塩化ビニルを基材として用い、封止材で被覆された発電部材および耐候層をこの順に積層した太陽電池モジュールにおいて、塩化ビニル基材と封止材で被覆された発電部材との間に接着層を有し、前記接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有することで、課題を解決できることに想到し、本発明を完成させた。本発明は、塩化ビニル基材上に、封止材で被覆された発電部材および耐候層をこの順に積層した太陽電池モジュールであって、前記塩化ビニル基材と前記封止材で被覆された発電部材との間に接着層を有し、前記接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有することを特徴とする太陽電池モジュールである。【０００８】
また、前記接着層は、膜厚が８０μｍ以下であることが好ましい態様であり、また、ウレタン系樹脂、アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、クロロプレンゴムからなる群より選ばれる少なくとも１種以上を含むことが好ましい態様である。【０００９】
また、前記塩化ビニル基材は、軟質塩化ビニル基材であることが好ましい態様である。【００１０】
また、前記接着層と前記封止剤で被覆された発電部材との間に、更に第二接着層を有することが好ましい態様であり、また、前記第二接着層の膜厚が前記接着層の膜厚よりも大きいことが好ましい態様である。【００１１】
また、前記塩化ビニル基材は、補強材を含むことが好ましい態様であり、前記塩化ビニル基材は、前記封止材で被覆された発電部材及び耐候層が積層されていない周縁部を有し、前記周縁部を介して他の太陽電池モジュールと接続可能であることが好ましい態様である。【００１２】
また、本発明の別の態様は、上記記載の太陽電池モジュールを含む建築材料である。
【発明の効果】
【００１３】
本発明により、塩化ビニルを基材に用いた太陽電池モジュールにおいて、屋外環境に晒した場合であっても、基材と封止材の間の接着力の低下が生じない太陽電池モジュールを提供することができる。
また、建築物の防水工事に使用される防水シートとしては、施工性を考慮して特に軟質塩化ビニルシートを用いることが一般的であるが、塩化ビニルシートを防水シートとして太陽電池セルと一体化し、実用性を備えた太陽電池モジュールは存在しなかった。本発明により、塩化ビニルシートと太陽電池が一体となった、実用性を備えた太陽電池モジュールを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明の太陽電池モジュールの第一の実施態様の模式図である。
【図２】本発明の太陽電池モジュールの第二の実施態様の模式図である。
【図３】本発明の太陽電池モジュールの第三の実施態様の模式図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
本発明の太陽電池モジュールは、塩化ビニル基材上に、封止材で被覆された発電部材および耐候層をこの順に積層した太陽電池モジュールであって、塩化ビニル基材と封止材で被覆された発電部材の間に接着層を有し、前記接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有することを特徴とする。
上記のうち、本発明の特徴部である接着層から説明する。
【００１６】
＜接着層＞
本発明の太陽電池モジュールは塩化ビニル基材を用いるが、塩化ビニル基材と封止材で被覆された発電部材の間に接着層を有することを特徴とする。
塩化ビニル基材は、防水シートとして耐久性、施工性に優れているが、可塑剤を多く含む。
本発明者らは、塩化ビニルを太陽電池モジュールの基材として用いる場合に、塩化ビニルに含まれる可塑剤に起因して、太陽電池モジュールに固有の問題点があることを発見した。すなわち、塩化ビニルを太陽電池モジュールの基材として用いる場合には、可塑剤の移行防止層を設けても、該移行防止層に隣接する樹脂層へ可塑剤が移行し、それに伴い、塩化ビニル基材と該樹脂層との接着性が著しく低下すること、そして塩化ビニル基材自身の可塑性の低下が生じること、一方、塩化ビニル基材からの可塑剤の移行による、塩化ビニル基材中の可塑剤濃度の変化に伴い、塩化ビニル基材の熱膨張率に変化が生じ、発電部材にかかる応力が変化して発電素子が破損する恐れがあるという課題を本発明者らは発見した。これらの課題を、複数の樹脂を含む接着層を備えることで課題を解決し、本発明に想到したものである。
【００１７】
本発明における接着層は単層であって、かつ、複数の樹脂を含有する。
従来、太陽電池の基材として塩化ビニルを用いる場合には、接着層の調整の煩雑さや製品コスト等の理由により接着層として１種のみの樹脂で構成される接着層が用いられてきた。しかし、接着層が１種のみの樹脂で構成されている場合、塩化ビニルと発電部材との接着性と、塩化ビニル中の可塑剤の移行とはトレードオフの関係となる。その結果、屋外のような苛酷環境下において製造初期の高い接着性を維持することが困難であることを見出した。
これに対し、複数の樹脂を混合した場合、接着層が異なるＴｇを複数有することで、屋外環境での温度変化で生じる各材料の熱膨張／収縮に伴う歪を吸収する役割をするため、隣接する界面の密着性を高く維持することができる。
【００１８】
接着層に含まれる樹脂としては特段限定されず、例えば、アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、ウレタン系樹脂、α−オレフィン系樹脂、酢酸ビニル系樹脂、クロロプレンゴム、エポキシ系樹脂、ニトリルゴム、シリコン系樹脂などが挙げられる。
ここで、アクリル系樹脂とは、アクリルモノマーをベースとする重合体又は共重合体を、メタクリル系とはメタクリルモノマーをベースとする重合体又は共重合体、ウレタン系樹脂とはウレタン樹脂をベースとする重合体又は共重合体を、α−オレフィン系樹脂とはα−オレフィンモノマーをベースとする重合体又は共重合体を、酢酸ビニル系樹脂とは酢酸ビニルモノマーをベースとする重合体又は共重合体をさす。
【００１９】
本発明の接着層は、塩化ビニル基材との接着機能を有する樹脂を少なくとも１種含むことが好ましく、さらに塩化ビニル基材との接着機能を有する樹脂が２種以上の樹脂から構成されていることがより好ましい。これにより可塑剤が接着層に移行しても、接着層内に含まれるいずれかの樹脂相（可塑剤との親和性がより高い樹脂相）に可塑剤が存在することで、接着層全体の接着機能を損なわないからである。
【００２０】
塩化ビニル基材との接着性が高い樹脂としては、アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、ウレタン系樹脂、α−オレフィン系樹脂、酢酸ビニル系樹脂、クロロプレンゴム、エポキシ系樹脂、などが挙げられる。接着性、熱耐久性の観点からアクリル系樹脂、メタクリル系樹脂およびウレタン系樹脂が好ましい。
アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂としては、例えば（メタ）アクリル酸メチル、（メタ）アクリル酸エチル、（メタ）アクリル酸ブチルなどのアルキル（メタ）アクリル酸の単独重合体や、これらの共重合可能なモノマーとの共重合体など、接着剤として公知のアクリル系樹脂を使用できる。ウレタン系樹脂としては、ウレタン結合を含む樹脂であれば特段の制約はなく、イソシアネート化合物、多価ヒドロキシ化合物、ならびに必要に応じてジアミン化合物又はアミノアルコールを反応させて得られる、接着剤として公知のウレタン系樹脂を使用できる。
一方、可塑剤移行防止機能が高い樹脂として、アクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、α−オレフィン系樹脂、ニトリルゴムが挙げられる。接着性、熱耐久性の観点からアクリル系樹脂、メタクリル系樹脂が好ましい。
接着機能が高い樹脂と可塑剤移行防止機能が高い樹脂とを、それぞれ一種類以上含むのが好ましい。
これらの樹脂は、異種界面の接着性、熱耐久性の観点から、複数の樹脂の少なくとも１種は共重合体であることが好ましい。中でも、アクリル系樹脂、ウレタン系樹脂、α−オレフィン系樹脂、クロロプレンゴム、及びメタクリル系樹脂のいずれかの共重合体が好ましく、さらにアクリル系樹脂、メタクリル系樹脂、ウレタン系樹脂のいずれかの共重合体がより好ましい。共重合体であると、複数の樹脂間の相溶性、接着層の上下層との密着性等の調整が可能である点でも好ましい。
【００２１】
また、本発明の接着層に含まれる樹脂はＴｇ（ガラス転移温度）を有することが好ましい。樹脂のＴｇは通常１５０℃以下、より好ましくは１３０℃以下、更に好ましくは１２０℃以下である。また、Ｔｇは好ましくは１０℃以上、より好ましくは２０℃以上、更に好ましくは３０℃以上である。接着層に含まれる５０重量％以上の樹脂のＴｇが上記温度範囲内であることがより好ましく、接着層に含まれる全ての樹脂のＴｇが上記温度範囲内であることが更に好ましい。
可塑剤を含む塩化ビニル基材のＴｇと接着層のＴｇとの差を一定の範囲にすることで、使用環境温度領域での熱膨張差が小さくなり、その結果界面の接着性を損なわず、実用環境下でも封止材と塩化ビニル基材との積層直後の接着強度を維持することができる。
同時に、接着性が低い領域が生成しづらくなることで、塩化ビニル基材と接着層との界面に生じうる局所的に接着性が低い領域に塩化ビニル基材に含まれる可塑剤が移行することを抑制できる。
可塑剤は界面の接着性が低い領域に移行しやすいため、界面に接着性が低い領域が一旦発生すると、当該領域への可塑剤の移行が進行する。それにより界面の接着性が更に低下し、可塑剤の移行が益々進むことになる。更には、界面の接着性が低い領域へ移行した可塑剤の濃度が高まることにより、接着層に隣接する封止材へ可塑剤が移行しやすくなり、封止材と隣接する他の層の界面の接着性をも低下させることになる。
【００２２】
接着層の膜厚は、通常０．５μm以上であり、１μｍ以上であることが好ましく、３μｍ以上であることがより好ましく、５μｍ以上であることが更に好ましい。膜厚の下限を上記範囲にすることにより、外部から塩化ビニル基材に与えられた応力を接着層が十分吸収し、封止材および発電部材に応力が伝わりづらくなる。その結果、発電部材が塩化ビニル基材に与えられる応力から保護される。上限としては、通常１００μm以下であり、８０μｍであることが好ましく、５０μｍ以下であることがより好ましく、１０μm以下であることが更に好ましい。膜厚の上限を上記範囲にすることにより、塩化ビニル基材から接着層への可塑剤の移行が抑制され、塩化ビニル基材と接着層との界面の接着強度が維持されやすくなる。
また、膜厚が上記範囲にあることで、塩化ビニル基材と接着層の線膨張差による不具合が発生しにくい。また、接着層を塩化ビニル基材に塗工する際に良好な平滑性とすることができ、接着性の低下も生じない。
【００２３】
＜第二接着層＞
本発明の太陽電池モジュールは、接着層と封止材で被覆された発電部材との間に、更に第二接着層を有することが好ましい。塩化ビニル基材中には可塑剤が多く含まれ、可塑剤が少なからず塩化ビニル基材から接着層に移行する場合がある。その際同様に、可塑剤が少なからず接着層から封止材にも移行する。移行した可塑剤が比較的接着性の低い発電部材と封止材の界面に蓄積し、蓄積した可塑剤が封止材中の水分を吸着し、接着性だけではなく電気特性にも悪影響を及ぼす場合がある。そこで第二接着層を、接着層と封止材で被覆された発電部材との間に設けることで、封止材への可塑剤の移行を完全に防止することができ、好ましい。
【００２４】
第二接着層の構成材料は、可塑剤の移行を防止することができるものであれば特段限定なく用いることができる。具体的には、ポリエステル系樹脂、アクリル系樹脂、芳香族ポリカーボネート系樹脂、ポリオレフィン系樹脂、スチレン系樹脂、エポキシ系樹脂、ポリエーテルスルホン系樹脂、ポリエーテルイミド系樹脂、フッ素系樹脂などが挙げられる。
中でも可塑剤移行防止及び封止材との接着性の観点から、ポリエステル系樹脂、アクリル系樹脂、フッ素系樹脂が好ましく、ポリエステル系樹脂、フッ素系樹脂がより好ましい。
フッ素系樹脂の具体例を挙げるとポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、４−フッ化エチレン−パークロロアルコキシ共重合体（ＰＦＡ）、４−フッ化エチレン−６−フッ化プロピレン共重合体（ＦＥＰ）、２−エチレン−４−フッ化エチレン共重合体（ＥＴＦＥ）、ポリ３−フッ化塩化エチレン（ＰＣＴＦＥ）、ポリフッ化ビニリデン（ＰＶＤＦ）及びポリフッ化ビニル（ＰＶＦ）等が挙げられる。
【００２５】
第二接着層は、接着性向上などのために、両面、若しくは片面にコロナ処理、プラズマ処理、オゾン処理、ＵＶ照射、電子線照射、火炎処理などの表面処理を施してもよい。
【００２６】
本発明の太陽電池モジュールが第二接着層を備える場合には、第二接着層の層厚が接着層の層厚よりも大きいことが好ましい。具体的には第二接着層に対する接着層の厚さ比（接着層／第二接着層）が、０．００３以上であることが好ましく、０．０１以上であることがより好ましく、０．０５以上であることが更に好ましい。一方、１未満であることが好ましく、０．５以下であることがより好ましく、０．１以下であることが更に好ましい。（接着層／第二接着層）が上記範囲となることで、接着層／第二接着層界面の接着強度が向上し、基材の曲げへの追従が容易となり剥離しにくい。また、塗工性の観点からの上記範囲が好ましい。
【００２７】
第二接着層の膜厚は、３０μm以上であることが好ましく、５０μｍ以上であることがより好ましく、８０μｍ以上であることが更に好ましい。一方上限は３００μm以下であることが好ましく、２００μm以下であることがより好ましく、１００μm以下であることが特に好ましい。第二接着層の膜厚が上記範囲となることで、接着層と第二接着層との間の応力歪が生じず接着性に優れ、可塑剤の移行を良好に抑制できるため、塩化ビニル基材の十分な柔軟性を確保することができる。
【００２８】
＜塩化ビニル基材＞
本発明の太陽電池モジュールに用いられる塩化ビニル基材は防水シートとして用いられているが、施工性がよく実用性が高い基材である。本発明は、塩化ビニル基材を用いた太陽電池モジュールを製造した際の課題を解決したものであり、建築材料として有用性が極めて高い。
本発明において塩化ビニル基材は、特段の限定無く市販のものを用いることができるが、通常塩化ビニル基材は柔軟性を向上したり加工し易くする目的で可塑剤が添加されている。特に加工性が良好な軟質塩化ビニル基材は可塑剤を多く含む。このような可塑剤を多く含む塩化ビニル基材を太陽電池モジュールに用いた場合、可塑剤が隣接する層に移行してしまい、著しい接着力の低下が生じるという課題を本発明は解決した。
【００２９】
本発明の塩化ビニル基材に含まれる可塑剤の量は通常、２０重量％以上であり、好ましくは３０重量％以上であり、より好ましくは４０重量％以上であり、更に好ましくは４５重量％以上である。可塑剤の量を上記範囲にすることで良好な柔軟性と施工性を実現することができる。一方上限値は、通常８０重量％以下であり、好ましくは７５重量％以下、より好ましくは６５重量％以下、更に好ましくは６０重量％以下である。可塑剤の量を上記範囲にすることで、可塑剤の他層への移行防止をより効果的に行うことができる。
中でも、太陽電池モジュールのフレキシブル性を効果的に発現させるためには、可塑剤の含有量が４０〜７５％である軟質塩化ビニル基材が好ましい。
【００３０】
本発明の塩化ビニル基材の厚さは、通常０．５ｍｍ以上であり、１ｍｍ以上であることが好ましく、１．５ｍｍ以上であることがより好ましく、２ｍｍ以上であることが特に好ましい。一方上限は、通常１０ｍｍ以下であり、４ｍｍ以下であることが好ましく、３ｍｍ以下であることがより好ましく、２．５ｍｍ以下であることが特に好ましい。塩化ビニル基材の厚さが上記範囲内にあることで、良好な機械強度を有し、かつ適度な施工性を有する。
また、塩化ビニル基材は複数の層から形成されていてもよい。本発明の太陽電池モジュールは市販の塩化ビニル製防水シートに接着して製造することにより、施工の効率を上げることができる。この場合、塩化ビニル基材の厚さは特に限定されないが、本発明の太陽電池モジュールが接着された防水シートの重量を軽くするためには薄い方が好ましい。すなわち、通常０．１ｍｍ以上であり、０．５ｍｍ以上であることが好ましく、１ｍｍ以上であることがより好ましい。一方上限は、通常３ｍｍ以下であり、２．５ｍｍ以下であることが好ましく、２ｍｍ以下であることがより好ましく、１．５ｍｍ以下であることが特に好ましい。
市販の塩化ビニル製防水シートの厚さと本発明の太陽電池モジュールの塩化ビニル基材の厚さとの合計は、通常１０ｍｍ以下であり、５ｍｍ以下であることが好ましく、４ｍｍ以下であることがより好ましい。
【００３１】
後述する封止材で被覆された発電部材の厚さと塩化ビニル基材の厚さの比（発電部材／塩化ビニル基材）は、特段限定されないが、０．１３〜１．０であることが、施工性、機械強度、発電部材の保護の観点から好ましい。
【００３２】
本発明の塩化ビニル基材に含まれる可塑剤としては、フタル酸エステル系材料、ポリエステル系材料、脂肪酸エステル系材料、エポキシ系材料、リン酸エステル系材料が挙げられる。中でも塩化ビニルとの親和性の観点から、フタル酸エステル系材料、ポリエステル系材料が好ましい。本発明の太陽電池モジュールを建築材料等に用いる際の施工性の観点から、可塑剤の効果が高いフタル酸エステル系材料がより好ましい。
フタル酸エステル系材料としては特に限定されないが、フタル酸ジブチル、フタル酸ジイソブチル、フタル酸ジ−ｎ−ヘキシル、フタル酸ジ−２−エチルヘキシル、フタル酸ジイソノニルなどが挙げられる。
ポリエステル系材料としては特に限定されないが、アジピン酸系ポリエステル、セバシン酸系ポリエステル、フタル酸系ポリエステルなどが挙げられる。
【００３３】
脂肪酸エステル系材料としては特に限定されないが、クエン酸トリｎ−ブチル、アジピン酸ジオクチル、セバシン酸ジオクチル、アゼライン酸ジオクチルなどが挙げられる。
エポキシ系材料としては特に限定されないが、アルキルエポキシステアレート、４，５−エポキシテトラヒドロフタル酸イソデシルなどが挙げられる。
リン酸エステル系材料としては特に限定されないが、リン酸トリクレジル、リン酸トリオクチルなどが挙げられる。
【００３４】
上記可塑剤の重量平均分子量（Mw）は特段限定されないが、通常２５０以上であり、３００以上であることが好ましく、４００以上であることがより好ましい。一方上限としては通常４０００以下であり、２５００以下であることが好ましく、１０００以下であることがより好ましい。平均分子量が上記範囲である可塑剤は、塩化ビニル基材に適度な耐久性と耐湿熱性を付与できる。なお、平均分子量（Mw）はSEC（サイズ排除クロマトグラフィー）により測定することができる。
【００３５】
本発明の太陽電池モジュールを建築材料として用いる場合には、塩化ビニル基材が難燃性を有する必要がある。
塩化ビニル基材に難燃性を付与する公知の方法を使用できるが、難燃助剤を含有させる方法が好ましい。難燃助剤として、臭化化合物などのハロゲン系化合物、リン系化合物、ヒンダートアミン化合物、水酸化アルミニウムなどのアルミナ三水和物、ホウ酸カルシウムなどのホウ素化合物、アンチモン化合物、水酸化マグネシウムなどが上げられる。
【００３６】
また、塩化ビニル基材は補強材を含むことが好ましい。補強材を含むことで、機械的強度が増し、風圧による形状変形を抑制したり、屋外に暴露されることによる収縮を緩和することができる。また、補強材を含むことで、塩化ビニル基材の熱膨張を抑制することができる。補強材としては例えば、ガラス繊維、ビニロン繊維、アラミド繊維、炭素繊維、ナイロン繊維、ポリエステル繊維、アクリル繊維などの繊維状の補強材が好ましく挙げられる。中でも太陽電池への影響がほとんどない、ガラス繊維、炭素繊維、ポリエステル繊維が好ましい。塩化ビニル基材の熱膨張を抑制する効果の点でガラス繊維がより好ましい。これらの補強材は、塩化ビニル基材中に含有させても、塩化ビニル基材と織布または不織布に成形した補強材とを積層させてもよい。
中でも、塩化ビニル基材と織布に成形した補強材とを積層させることが好ましい。特に屋根材として用いる場合、耐風圧の観点から織布に形成したガラス繊維を積層することが好ましい。塩化ビニル基材と補強材とを積層する際の順序は、塩化ビニル基材の封止材側でも、封止材とは反対側でも、複数の塩化ビニル基材の間でもよい。塩化ビニル基材の変形による太陽電池セルへのダメージを軽減する観点で封止材側の塩化ビニル基材内に補強材を積層するのが好ましい。
【００３７】
塩化ビニル基材は、封止材で被覆された発電部材が積層されていない周縁部を有することが好ましい。すなわち、太陽電池モジュールを形成する塩化ビニル基材の面積を受光面の面積より大きくし、塩化ビニル基材のみの周縁部が存在することが好ましく、更には、太陽電池モジュールの受光面が塩化ビニル基材中央に搭載されることが好ましい。
該周縁部を有することにより、該周縁部を介して他の太陽電池モジュールとの連結が容易となる。連結方法は特に限定されないが、穴を開けて固定部材を用いて固定する方法、縫い合わせる方法、接着剤を用いて接着する方法、熱融着する方法などが挙げられ、目的に応じて任意に選択できる。
特に、塩化ビニル基材の周縁部同士を熱融着する方法によれば、大面積の防水シートを容易に得ることができるため好ましい。
太陽電池モジュールにおいて、塩化ビニル基材が露出した周縁部の面積／太陽電池モジュール全体の面積の割合が通常２％以上であり、５％以上が好ましく、１０％以上がより好ましい。一方、この割合は通常６０％以下であり、４５％以下が好ましく、３０％以下がより好ましい。
このような範囲とすることで、面積当たりの発電量が良好となり、かつ、施工時に本発明の太陽電池モジュールの連結作業を容易に行うことができる。
【００３８】
＜発電部材＞
本発明の発電部材は、後述する封止材で被覆されており、太陽光を電気に変換する発電素子と、発電素子の形状変化を抑制するための発電素子基材から構成されている。その他、必要に応じて、ガスバリア層、波長変換層、ＵＶ吸収層を積層してもよい。なお、上記「被覆」とは発電部材の少なくとも一部を覆っていればよく、全被覆でなくともよい。また、封止材は発電部材の受光面側及びその裏側のどちらかを被覆することでもよいし、両面を被覆してもよいが、両面を被覆することが耐衝撃性の観点から好ましい。さらには設置する形態にもよるが、耐電圧の観点でも両面を被覆することが好ましい。
【００３９】
＜発電素子＞
上記発電素子は、後述する耐候層側から入射される太陽光に基づき発電を行う素子である。この発電素子は、光エネルギーを電気エネルギーに変換することができ、変換によって得られた電気エネルギーを外部に取り出せるものであれば、特に限定されない。
【００４０】
発電素子としては、一対の電極で発電層（光電変換層、光吸収層）を挟んだもの、一対の電極で発電層と他層（バッファ層等）との積層体を挟んだもの、そのようなものを複数個、直列接続したものを用いることができる。
発電層としては様々なものを採用することができるが、薄膜単結晶シリコン、薄膜多結晶シリコン、アモルファスシリコン、微結晶シリコン、球状シリコン、無機半導体材料、有機色素材料、または有機半導体材料からなる層であることが好ましい。これらの材料を用いることで、発電効率が比較的高く、薄い（軽量な）発電素子を実現できる。
塩化ビニル基材を用いることでフレキシブル性を実現できるが、フレキシブル性を有するためには、アモルファスシリコン、微結晶シリコン、球状シリコン、無機半導体材料、有機色素材料、または有機半導体材料が好ましく、中でもアモルファスシリコンが好ましい。
効率を上げる観点から、これらを積層したタンデム型、トリプル型でもよい。
【００４１】
発電層が薄膜多結晶シリコンの場合、発電素子は間接光学遷移を利用するタイプの素子となる。そのため、発電層を薄膜多結晶シリコン層とする場合には、光吸収を増加させるために、後述する発電素子基材又はその表面に凸凹構造を形成するなど十分な光閉じ込め構造を設けておくことが好ましい。
【００４２】
発電層がアモルファスシリコンの場合、可視域での光学吸収係数が大きく、厚さ１μｍ程度の薄膜でも太陽光を十分に吸収できる太陽電池素子を実現できる。しかも、アモルファスシリコンは、非結晶質の材料であるが故に、変形にも耐性を有している。そのため、発電層をアモルファスシリコン層とした場合、特に軽量な、変形に対してもある程度の耐性を有する太陽電池モジュールを実現できる。一方、発電可能な波長領域が狭いため、タンデム型やトリプル型にすることで広域な波長領域とすることが好ましい。
【００４３】
発電層が無機半導体材料（化合物半導体）の場合、発電効率が高い発電素子を実現することが出来る。なお、発電効率（光電変換効率）の観点からは、発電層をＳ、Ｓｅ、Ｔｅなどカルコゲン元素を含むカルコゲナイド系発電層とすることが好ましく、Ｉ−ＩＩＩ−ＶＩ2族半導体系（カルコパイライト系）発電層としておくことがより好ましく、Ｉ族元素としてＣｕを用いたＣｕ−ＩＩＩ−ＶＩ2族半導体系発電層、特に、ＣＩＳ系半導体〔ＣｕＩｎ（Ｓｅ1-yＳy）2；０≦ｙ≦１〕層やＣＩＧＳ系半導体〔Ｃｕ（Ｉｎ1-xＧａx）（Ｓｅ1-yＳy）2；０＜ｘ＜１、０≦ｙ≦１〕〕層としておくことが、好ましい。
【００４４】
発電層が酸化チタン層及び電解質層などからなる色素増感型発電層の場合も、発電効率が高い発電素子を実現することができる。
発電層が有機半導体層（ｐ型の半導体とｎ型の半導体を含む層）の場合、発電層を塗布で形成できる点で好ましい。
有機半導体層を構成し得るｐ型の半導体としては、テトラベンゾポルフィリン、テトラベンゾ銅ポルフィリン、テトラベンゾ亜鉛ポルフィリン等のポルフィリン化合物；フタロシアニン、銅フタロシアニン、亜鉛フタロシアニン等のフタロシアニン化合物；テトラセンやペンタセンのポリアセン；セキシチオフェン等のオリゴチオフェン及びこれら化合物を骨格として含む誘導体が例示できる。有機半導体層を構成し得るｐ型の半導体として、ポリ（３−アルキルチオフェン）などを含むポリチオフェン、ポリフルオレン、ポリフェニレンビニレン、ポリトリアリルアミン、ポリアセチレン、ポリアニリン、ポリピロール等の高分子等も例示できる。
【００４５】
高分子有機半導体材料として、π共役高分子材料やπ共役低分子有機化合物などが好ましく用いられ、一種の化合物でも複数種の化合物の混合物でもよい。共役高分子材料は単一あるいは複数のπ共役モノマーを重合したものであり、そのモノマーとしては、置換基を有してもよいチオフェン、フルオレン、カルバゾール、ジフェニルチオフェン、ジチエノチオフェン、ジチエノシロール、ジチエノシクロヘキサン、ベンゾチアジアゾール、チエノチオフェン、イミドチオフェン、ベンゾジチオフェン、フェニレンビニレン等が挙げられる。これらのモノマーは直接結合するか、ＣＨ＝ＣＨやＣ≡Ｃ、窒素原子や酸素原子を介して結合していてもよい。一方、ポリトリアリルアミン、ポリアセチレン等の高分子等も用いることができる。高分子有機半導体材料の分子量は１万以上が好ましい。
低分子有機半導体材料としてはペンタセンやナフタセン等のポリアセンを含む縮合芳香族炭化水素、チオフェン環を４個以上結合したオリゴチオフェン類、ポルフィリン化合物やテトラベンゾポルフィリン化合物、及びその金属錯体、フタロシアニン化合物及びその金属錯体、並びに、これらの化合物を骨格として含む誘導体などが挙げられる。
金属錯体の金属としては銅および亜鉛が好ましい。
【００４６】
有機半導体層を構成し得るｎ型の半導体としては、特段の制限はないが、フラーレン（Ｃ60、Ｃ70又はＣ76など) またはフラーレンの２個の炭素に置換基を付加したもの、４個の炭素に置換基を付加したもの、さらには６個の炭素に置換基を付加したもの等；オクタアザポルフィリン；上記ｐ型半導体のパーフルオロ体；ナフタレンテトラカルボン酸無水物、ナフタレンテトラカルボン酸ジイミド、ペリレンテトラカルボン酸無水物、ペリレンテトラカルボン酸ジイミド等の芳香族カルボン酸無水物やそのイミド化合物；及び、これら化合物を骨格として含む誘導体などを例示できる。
【００４７】
有機半導体層の具体的な構成例としては、ｐ型半導体とｎ型半導体が層内で相分離した層（ｉ層）を有するバルクヘテロ接合型、それぞれｐ型半導体を含む層（ｐ層）とｎ型半導体を含む層（ｎ層）を積層した積層型（ヘテロｐｎ接合型）、ＰＩＮ型、ショットキー型およびそれらの組み合わせを挙げることができる。
【００４８】
発電素子の各電極は、導電性を有する任意の材料を１種又は２種以上用いて形成することができる。電極材料（電極の構成材料）としては、例えば、白金、金、銀、アルミニウム、クロム、ニッケル、銅、チタン、マグネシウム、カルシウム、バリウム、ナトリウム等の金属、あるいはそれらの合金；酸化インジウムや酸化錫等の金属酸化物、あるいはその合金（ＩＴＯ：酸化スズインジウム）；ポリアニリン、ポリピロール、ポリチオフェン、ポリアセチレン等の導電性高分子；そのような導電性高分子に、塩酸、硫酸、スルホン酸等の酸、ＦｅＣｌ3等のルイス酸、ヨウ素等のハロゲン原子、ナトリウム、カリウム等の金属原子などのドーパントを含有させたもの；金属粒子、カーボンブラック、フラーレン、カーボンナノチューブ等の導電性粒子をポリマーバインダー等のマトリクスに分散した導電性の複合材料などが挙げられる。
【００４９】
電極材料は、正孔又は電子を捕集するのに適した材料としておくことが好ましい。なお、正孔の捕集に適した電極材料（つまり、高い仕事関数を有する材料）としては、金、ＩＴＯ等を例示できる。また、電子の捕集に適した電極材料（つまり、低い仕事関数を有する材料）としては、銀、アルミニウムを例示できる。
【００５０】
発電素子の各電極は、発電層とほぼ同サイズのものであっても、発電層よりも小さなものであってもよい。ただし、発電素子の，受光面側（耐候層側）の電極を、比較的に大きなもの（その面積が、発電層面積に比して十分に小さくないもの）とする場合には、当該電極を、透明な（透光性を有する）電極、特に、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長の光の透過率が比較的に高い（例えば、５０％以上）電極、としておくべきである。なお、透明な電極材料としては、ＩＴＯ、ＩＺＯ（酸化インジウム−亜鉛酸化物）等の酸化物；金属薄膜などを、例示できる。
【００５１】
発電素子の各電極の厚さ及び発電層の厚さは、必要とされる出力等に基づき、決定することが出来る。
さらに電極に接するように補助電極を設置してもよい。特に、ＩＴＯなど導電性のやや低い電極を用いる場合には効果的である。補助電極材料としては、導電性が良好ならば上記金属材料と同じ材料を用いることができ、銀、アルミニウム、銅が例示される。
【００５２】
＜発電素子基材＞
上記発電素子基材は、その一方の面上に、発電素子が形成される部材である。そのため発電素子基材は、機械的強度が比較的に高く、耐候性、耐熱性、耐薬品性等に優れ、且つ軽量なものであることが望まれる。また、発電素子基材は、変形に対して或る程度の耐性を有するものであることも望まれる。そのため、発電素子基材としては、金属箔や、融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルム、または、幾つかの金属箔／樹脂フィルムの積層体を採用することが好ましい。
【００５３】
発電素子基材（又は、その構成要素）として使用し得る金属箔としては、アルミニウム、ステンレス、金、銀、銅、チタン、ニッケル、鉄、それらの合金からなる箔を、例示できる。また、融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルムとしては、ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリスチレン、ポリ塩化ビニル、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアセタール、アクリル樹脂、ポリアミド樹脂、ＡＢＳ樹脂、ＡＣＳ樹脂、ＡＥＳ樹脂、ＡＳＡ樹脂、これらの共重合体、ＰＶＤＦ、ＰＶＦなどのフッ素樹脂、シリコーン樹脂、セルロース、ニトリル樹脂、フェノール樹脂、ポリウレタン、アイオノマー、ポリブタジエン、ポリブチレン、ポリメチルペンテン、ポリビニルアルコール、ポリアリレート、ポリエーテルエーテルケトン、ポリエーテルケトン、ポリエーテルスルホンなどからなるフィルムを、例示できる。
なお、発電素子基材として使用する樹脂フィルムは、上記のような樹脂中に、ガラス繊維、有機繊維、炭素繊維等を分散させたフィルムであってもよい。
【００５４】
発電素子基材（又は、その構成要素）として使用する樹脂フィルムの融点が８５〜３５０℃の範囲である場合には、発電素子基材の変形が生じず発電素子との剥離が生じないため、好ましい。また、発電素子基材（又は、その構成要素）として使用する樹脂フィルムの融点は、１００℃以上であることがより好ましく、１２０℃以上であることがさらに好ましく、１５０℃以上であることが特に好ましく、１８０℃以上であることが最も好ましい。また、当該樹脂フィルムの融点は、３００℃以下であることがより好ましく、２８０℃以下であることがさらに好ましく、２５０℃以下であることが特に好ましい。
【００５５】
発電素子基材として、後述する封止材よりも薄いものを採用しておくと、太陽電池モジュールを曲げた場合に、封止材に亀裂が生じ易くなることが各種実験結果から判明している。そのため、発電素子基材としては、封止材よりも薄いものを採用しておくべきであり、その厚さが、封止材の厚さの０．８３（＝１／１．２）倍以下となっているものを採用しておくことが好ましく、０．６７（＝１／１．５）倍以下となっているものを採用しておくことがさらに好ましく、０．５倍以下となっているものを採用しておくことが特に好ましい。
【００５６】
＜封止材＞
封止材は、発電素子を封止すること等を目的として、太陽電池モジュールに設けられる。この封止材としては、日射透過率が比較的高い樹脂材料、例えば、ポリエチレン、ポリプロピレン、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エチレン−アクリル酸メチル共重合体、エチレン−アクリル酸エチル共重合体、プロピレン・エチレン・α−オレフィン共重合体などのポリオレフィン樹脂、ブチラール樹脂、スチレン樹脂、エポキシ樹脂、（メタ）アクリル樹脂、ウレタン樹脂、シリコン樹脂、合成ゴム等を使用することができ、これらの１種以上の混合体、若しくは共重合体を使用できる。
これらの中でも、接着強度の高さからエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）およびウレタン樹脂が好ましく、耐加水分解性からプロピレン・エチレン・α−オレフィン共重合体などのポリオレフィン樹脂が好ましい。
【００５７】
封止材の厚さは、１００μｍ以上であることが好ましく、２００μｍ以上であることがより好ましく、３００μｍ以上であることが更に好ましい。一方、１０００μmであることが好ましく、８００μm以下であることがより好ましく、５００μm以下であることが更に好ましい。封止材の厚さを上記範囲とすることで、適度な耐衝撃性を得ることができると共に、コストおよび重量の観点からも好ましく、発電特性も十分に発揮することができる。
【００５８】
＜耐候層＞
耐候層は、太陽電池モジュールに、機械的強度、耐候性、耐スクラッチ性、耐薬品性、ガスバリア性などを付与するための層である。この耐候層は、発電素子の光吸収を妨げないもの、すなわち、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長の光を透過させるものであることが好ましく、例えば、日射透過率が８０％以上であることが好ましく、８５％以上であることがより好ましい。
【００５９】
また、太陽電池モジュールは、太陽光により熱せられるものであるため、耐候層は、耐熱性を有することが好ましい。従って、耐候層の構成材料は、融点が、１００℃以上であることが好ましく、１２０℃以上であることがより好ましい。一方融点の上限は３２０℃以下であることが好ましい。
【００６０】
耐候層の構成材料は、これら特性を考慮して選ぶことができ、例えば、ポリエチレン樹脂、ポリプロピレン樹脂、環状ポリオレフィン樹脂、ＡＳ（アクリロニトリル−スチレン）樹脂、ＡＢＳ（アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン）樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、フッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、（水添）エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド−イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを、耐候層の構成材料とすることが出来る。中でも耐候性の観点から、ＥＴＦＥ（テトラフルオロエチレンとエチレンの共重合体）などのフッ素系樹脂を用いることが好ましい。
耐候層は、２種以上の材料からなるものであってもよい。また、耐候層は、単層であっても、２層以上の積層であってもよい。更に、必要に応じて、積層面にコロナ処理、プラズマ処理、オゾン処理、ＵＶ照射、電子線照射、火炎処理などの表面処理を施してもよい。
【００６１】
耐候層の厚みは特に規定されないが、厚みを厚くすることで機械的強度が高まる傾向にあり、薄くすることで柔軟性が高まる傾向にある。そのため、耐候層の厚みは、通常１０μｍ以上、好ましくは１５μｍ以上、より好ましくは２０μｍ以上であり、また、通常２００μｍ以下、好ましくは１８０μｍ以下、より好ましくは１５０μｍ以下である。
要するに、耐候層としては、目的に応じて、耐候性、耐熱性等を有する材料からなる様々な厚みの層を採用することが出来る。
【００６２】
＜太陽電池モジュールの製造方法＞
本発明の太陽電池モジュールは、耐候層、封止材で被覆された発電部材（封止材、発電素子、発電素子基材）、接着層、塩化ビニル基材の順に積層し、好ましくは、封止材で被覆された発電部材と接着層の間に第二接着層を有する。各層を積層する方法としては通常用いられている方法によることができる。例えば、接着剤、ホットメルト剤、ＵＶ硬化樹脂、熱硬化樹脂のいずれの方法でもよいが、生産性や長期耐久性の観点から、各構成層を熱ラミネート（真空ラミネート）によって積層することが好ましい。
【００６３】
また、太陽電池モジュールを一体化させる手順としては、予め、耐候層、封止材で被覆された発電部材（発電素子、発電素子基材）、好ましくは第二接着層を含む積層体と、接着層および塩化ビニル基材を別々に積層しておき、その後両者を熱ラミネートする方法が挙げられる。若しくは、第二接着層に接着層を予め積層しておき、耐候層、封止材で被覆された発電部材（発電素子、発電素子基材）、塩化ビニル基材を熱ラミネートする方法がある。また、各層のいずれかに、コロナ処理、プラズマ処理、オゾン処理、ＵＶ照射、電子線照射、火炎処理などの表面処理を施してもよい。
【００６４】
上記熱ラミネート条件は特に限定されず、通常行う条件で熱ラミネートが可能である。  真空条件で行うことが好ましく、通常真空度が３０Ｐａ以上、好ましくは５０Ｐａ以上、より好ましくは８０Ｐａ以上である。一方上限は、通常１５０Ｐａ以下、好ましくは１２０Ｐａ以下、より好ましくは１００Ｐａ以下である。上記範囲とすることで、モジュール内の各層において気泡の発生を抑制することができ、生産性も向上するため好ましい。
真空時間としては、通常１分以上、好ましくは２分以上、より好ましくは３分以上である。一方上限は、通常８分以下、好ましくは６分以下、より好ましくは５分以下である。
真空時間を上記範囲とすることで、熱ラミネート後の太陽電池モジュールの外観が良好となり、またモジュール内の各層において気泡の発生を抑制することができるため好ましい。
【００６５】
熱ラミネート時の加圧は、通常５０ｋＰａ以上、好ましくは７０ｋＰａ以上、より好ましくは９０ｋＰａ以上である。一方、通常２００ｋＰａ以下、好ましくは１５０ｋＰａ以下、より好ましくは１３０ｋＰａ以下である。上記範囲の加圧条件とすることで、太陽電池モジュールを損傷することなく、また適度な接着性を得ることができるため、耐久性の観点からも好ましい。
上記圧力の保持時間は、通常１分以上、好ましくは３分以上、より好ましくは５分以上である。一方上限は、通常３０分以下、好ましくは２０分以下、より好ましくは１５分以下である。上記保持時間とすることで、封止材のゲル化率を適正とすることができるため、封止材の発電素子を十分に発揮することができ、また十分な接着強度を得ることができる。
【００６６】
熱ラミネートの温度は、下限が通常１２０℃以上、好ましくは１３０℃以上、より好ましくは１４０℃以上である。一方上限は、通常１８０℃以下、好ましくは１６０℃以下、より好ましくは１５０℃以下である。上記温度範囲とすることで、十分な接着強度を得ることができ、塩基ビニル基板の溶解などの弊害も生じない。
また、上記温度の加熱時間は、通常１０分以上、好ましくは１２分以上、より好ましくは１５分以上である。一方上限は３０分以下、好ましくは２０分以下、より好ましくは１８分以下である。上記加熱時間とすることで、封止材の架橋が適度に行われるため耐久性能が向上し、適度な柔軟性を有することができるため、好ましい。
【００６７】
本発明の太陽電池モジュールは、建材用太陽電池、自動車用太陽電池、インテリア用太陽電池、鉄道用太陽電池、船舶用太陽電池、飛行機用太陽電池、宇宙機用太陽電池、家電用太陽電池、携帯電話用太陽電池、玩具用太陽電池などに好適に用いることができる。好ましくは、外壁用、屋根用等の建築材料用の太陽電池である。特に屋根材として防水機能も有する防水シート一体型太陽電池として好適である。
【００６８】
本発明の太陽電池モジュールを、図面を参照して説明する。
図１は、本発明の太陽電池モジュールの一実施態様に係る、概略図である。本発明の太陽電池モジュールは、塩化ビニル基材５上に、接着層６、封止材３で被覆された発電部材４、及び耐候層２をこの順に積層したものである。このように塩化ビニル基材５と封止材３との間に接着層６を設けることで、塩化ビニル基材が含有する可塑剤の移行を防止し、屋外環境に晒した場合であっても、基材と封止層の間の接着力の低下が生じず、十分な接着力を有する。一方、図２のように、接着層６と封止材３との間に、更に第二接着層７を設けることが好ましい態様である。このように、接着層６と封止材３との間に、第二接着層７を設けることで、塩化ビニル基材５から封止材への可塑剤の移行を完全に防止することができる。
【００６９】
また、図３のように、塩化ビニル基材５が、発電部材が積層されていない周縁部５aを有する場合には、該周縁部を介して他の太陽電池モジュールと接続が可能となり、好ましい。他の太陽電池モジュールとの接続は、例えば熱融着によることができる。
なお、図１乃至３に示されていない層を用途に応じて適宜設けることが可能であることはいうまでもない。
【実施例】
【００７０】
＜実施例１＞
（剥離試験用サンプル１の作製）
耐候層として厚さ１００μｍのＥＴＦＥフィルム（旭硝子株式会社製１００ＨＫ−ＤＣＳ）、封止材として厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６）、接着層として接着層１（アクシスコートプライマー塩ビ用（アーキヤマデ社製）：ヘキサメチレンジイソシアネートと１，４ブタンジオールとの共重合体、イソホロンジイソシアネートと１，４ブタンジオールとの共重合体、および、メチルメタクリレートとプロピルアクリレートとの共重合体、の混合物、厚さ１０μｍ）、塩化ビニル基材としてポリエステルクロス補強の塩化ビニルシート（可塑剤としてフタル酸ジイソノニル（分子量４１９）を６０重量％含有、２０ｃｍ角）を重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１５０℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、圧力１０１ｋＰａ、加圧時間５分、加熱時間１５分）することで剥離試験用サンプル１を得た。【００７１】
（初期接着強度評価）
得られた剥離試験用サンプル１を２５ｍｍ幅に切断し、引張試験機（ＯＲＩＥＮＴＥＣ製ＳＴＡ−１２２５）を用いてＴ形剥離試験を行い、封止材と塩化ビニルの界面の接着強度を測定した（ＪＩＳ  Ｋ  ６８５４−３）。剥離速度は１００ｍｍ／分とした。その結果、接着強度は材料が破断したため、測定出来なかった（接着強度：８０Ｎ／２５ｍｍ以上）。【００７２】
（高温試験後接着強度評価）
剥離試験用サンプル１を高温試験（８５℃、５０％ＲＨ、１００時間）にかけた後、接着強度を測定したが、接着強度は高い値を維持していた（接着強度：９５Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表１に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温試験を１０００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００７３】
＜実施例２＞
（剥離試験用サンプル２の作製）
接着層として、接着層２（Ｎ−２００ＮＴ（３Ｍ社製）：シランカップリング剤含有ジフェニルメタンジイソシアネートと１，４−ブタンジオールとの共重合体、および、シランカップリング剤含有イソホロンジイソシアネートと１，４−ブタンジオールとの共重合体、の混合物、厚さ１０μm）を使用したこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル２を得た。【００７４】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、接着強度を測定したところ、材料が破断したため、測定出来なかった（接着強度：８０Ｎ／２５ｍｍ以上）。結果を表１に示す。
（高温試験後接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、高温試験後の接着強度を測定したが、接着強度は高い値を維持していた（接着強度：７２Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表１に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温試験を１０００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００７５】
＜実施例３＞
（剥離試験用サンプル３の作製）
接着層として、接着層３（トーヨープライマーＰＶ（トーヨー社製）：メチルメタクリレート、および、クロロプレンゴムの混合物、厚さ１０μm以下）を使用したこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル３を得た。【００７６】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、接着強度を測定したところ、材料が破断したため、測定出来なかった（接着強度：８０Ｎ／２５ｍｍ以上）。結果を表１に示す。
（高温試験後接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、高温試験後の接着強度を測定したが、接着強度は高い値を維持していた（接着強度：６０Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表１に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温試験を１０００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００７７】
＜実施例４＞
（剥離試験用サンプル４の作製）
接着層１と封止材との間に第二接着層としてＥＴＦＥフィルム（旭硝子株式会社製１００ＨＫ−ＤＣＳ、厚さ１００μｍ、接着層１／第二接着層の比は０．１）を設けたこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル４を得た。【００７８】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、封止材と塩化ビニルの界面の接着強度を測定したところ、７０Ｎ／２５ｍｍであった。結果を表１、及び２に示す。
（高温試験後接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、高温試験後の界面の接着強度を測定したが、接着強度は高い値を維持していた（接着強度：８０Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表１に示す。【００７９】
（高温高湿試験後接着強度評価）
得られたサンプル４を高温高湿試験（８５℃、８５％ＲＨ、２００時間）にかけた後、接着強度を測定したが、接着強度は高い値を維持していた（接着強度：７２Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表２に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温高湿試験を８００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００８０】
＜実施例５＞
（剥離試験用サンプル５の作製）
接着層１と封止材との間の、第二接着層のＥＴＦＥフィルムの厚さを５０μｍ（接着層１／第二接着層の比は０．２）としたこと以外は実施例４と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル５を得た。【００８１】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、界面の接着強度を測定したところ、５３Ｎ／２５ｍｍであった。結果を表２に示す。
（高温高湿試験後接着強度評価）
実施例４と同様の操作を行い、高温高湿試験後の界面の接着強度を測定したが、接着強度は初期値をほぼ維持していた（接着強度：４０Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表２に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温高湿試験を４００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００８２】
＜実施例６＞
（剥離試験用サンプル６の作製）
接着層１と封止材との間の、第二接着層のＥＴＦＥフィルムの厚さを２５μｍ（接着層１／第二接着層の比は０．４）としたこと以外は実施例４と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル６を得た。【００８３】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、界面の接着強度を測定したところ、４０Ｎ／２５ｍｍであった。結果を表２に示す。
（高温高湿試験後接着強度評価）
実施例４と同様の操作を行い、高温高湿試験後の界面の接着強度を測定したが、接着強度は初期値を維持していた（接着強度：４６Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表２に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温高湿試験を４００時間継続したが、接着強度は高い値を維持した。【００８４】
＜実施例７＞
耐候層として厚さ１００μｍのＥＴＦＥフィルム（旭硝子株式会社製１００ＨＫ−ＤＣＳ）を用いた。発電素子基材としてＰＥＮ（ポリエチレンナフタレート）を用い、ＰＥＮ上にアモルファスシリコン太陽電池セルを施し、ＰＥＮと太陽電池セルの両側を、封止材としての厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６）で被覆し発電部材とした。第二接着層としてＥＴＦＥフィルム（旭硝子株式会社製１００ＨＫ−ＤＣＳ、厚さ１００μｍ、接着層１／第二接着層の比は０．１）を用い、実施例１と同様の接着層１を接着面に施したポリエステルクロス補強の塩化ビニルシート（可塑剤としてフタル酸ジイソノニル（分子量４１９）、可塑剤量は６０％、２０ｃｍ角）を重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１５０℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、圧力１０１ｋＰａ、加圧時間５分、加熱時間１５分）することで塩化ビニルシート一体型太陽電池モジュールを得た。【００８５】
（高温高湿試験）
得られた塩化ビニルシート一体型太陽電池モジュールを高温高湿試験（８５℃、８５％ＲＨ、１００時間）にかけた後の電気特性を調べたところ、短絡電流０％変化、開放電圧３％変化、フィルファクター２％変化、となり、良好であった。結果を表３に示す。【００８６】
（超促進耐候性試験）
得られた塩化ビニルシート一体型太陽電池モジュールを超促進耐候性試験（メタルハライドランプ３６０ｈｒ照射、６３℃、５０％ＲＨ、２ｈｒ毎にシャワー２分、ランプ照度：７５ｍＷ／ｃｍ2（３３０〜３９０ｎｍ））にかけた後の電気特性を調べたところ、短絡電流８％変化、開放電圧１％変化、フィルファクター５％変化、となり、良好であった。結果を表３に示す。
以上の結果から長期の耐久性に対しても積層体としての接着性や太陽電池としての電気特性を維持している。【００８７】
＜比較例１＞
（剥離試験用サンプル７の作製）
接着層１を設けなかったこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル７を得た。【００８８】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定したところ、６２Ｎ／２５ｍｍであった。結果を表１に示す。
（高温試験後接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、高温試験後の封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定したが、接着強度は大幅に低下した（接着強度：３５Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表１に示す。また、以上の操作を繰り返し、高温試験を１０００時間継続したが、接着強度は徐々に低下した。
（高温高湿試験後接着強度評価）
実施例４と同様の操作を行い、高温高湿試験後の封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定したが、高温試験以上に接着強度が大幅に低下した（接着強度：２７Ｎ／２５ｍｍ）。結果を表２に示す。【００８９】
＜比較例２＞
（剥離試験用サンプル８の作製）
接着層１としてアクリル樹脂を使用したこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル８を得た。【００９０】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定した。結果を表２に示す。
（高温高湿試験後接着強度評価）
実施例４と同様の操作を行い、高温高湿試験後の封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定した。結果を表２に示す。【００９１】
＜比較例３＞
（剥離試験用サンプル９の作製）
接着層１として変性アクリル樹脂を使用したこと以外は実施例１と同様の操作を行い、剥離試験用サンプル９を得た。【００９２】
（初期接着強度評価）
実施例１と同様の操作を行い、封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定した。結果を表２に示す。
（高温高湿試験後接着強度評価）
実施例４と同様の操作を行い、高温高湿試験後の封止材／塩化ビニル基材界面の接着強度を測定した。結果を表２に示す。【００９３】
【表１】
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【００９４】
【表２】
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【００９５】
【表３】
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【符号の説明】
【００９６】
１    太陽光
２    耐候層
３    封止材
４    発電部材（発電素子、及び発電素子基材）
５    塩化ビニルシート
５ａ  周縁部
６    接着層
７    第二接着層
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【国際調査報告】
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