WO2021251048A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2021251048A1
WO2021251048A1 PCT/JP2021/017968 JP2021017968W WO2021251048A1 WO 2021251048 A1 WO2021251048 A1 WO 2021251048A1 JP 2021017968 W JP2021017968 W JP 2021017968W WO 2021251048 A1 WO2021251048 A1 WO 2021251048A1
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solar cell
substrate
layer
cell module
intermediate layer
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PCT/JP2021/017968
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輝明 山本
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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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    • H01G9/2009—Solid electrolytes
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    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/549—Organic PV cells

Definitions

  • This disclosure relates to a solar cell module.
  • the perovskite solar cell has a composition formula ABX 3 (where A is a monovalent cation and B is a divalent cation.
  • a compound having a perovskite-type crystal structure represented by (where X is a monovalent anion) or a crystal structure similar thereto (hereinafter referred to as “perovskite compound”) is used as a photoelectric conversion material.
  • perovskite solar cell a solar cell using a perovskite compound.
  • Non-Patent Document 1 discloses the basic configuration of a perovskite solar cell.
  • a perovskite solar cell having a basic configuration includes a transparent electrode, an electron transport layer, a photoelectric conversion layer using a perovskite-type crystal that performs photoelectric conversion and photocharge separation (hereinafter referred to as “perovskite layer”), and hole transport. Layers and collector electrodes are provided in this order. That is, the electron transport layer (n), the perovskite layer (i), and the hole transport layer (p) are laminated in this order from the transparent electrode side. Such a configuration is called an n-ip structure or a forward product structure.
  • Non-Patent Document 2 discloses a perovskite solar cell having a structure in which a hole transport layer, a perovskite layer, and an electron transport layer are laminated in this order from the transparent electrode side. Such a configuration is called a p-in structure or a reverse product structure.
  • a solar cell is a device that receives sunlight and generates electricity, that is, a device that uses sunlight as an energy source. Therefore, solar cells are usually installed and used outdoors. Therefore, solar cells need a sealing structure called a solar cell module so that they can withstand high temperatures and outdoor environments such as wind and rain.
  • the purpose of the present disclosure is to provide a solar cell module having high durability.
  • the solar cell module according to the present disclosure is 1st board, A second substrate provided at a position facing the first substrate, A solar cell that is on the first substrate and is provided between the first substrate and the second substrate.
  • An intermediate layer provided on the main surface facing the second substrate on the surface of the solar cell, and the first substrate and the first substrate provided between the first substrate and the second substrate.
  • a first sealing layer that seals the solar cell and the intermediate layer in the region between the two substrates, Equipped with here,
  • the solar cell has a laminated structure including a first electrode, a photoelectric conversion layer, and a second electrode.
  • the intermediate layer is not fixed to the main surface of the solar cell and is not fixed.
  • the softening temperature T1 of the material of the intermediate layer is higher than the softening temperature T2 of the material of the first sealing layer.
  • the present disclosure provides a solar cell module having high durability.
  • FIG. 1A shows a plan view of the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 1B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 1A.
  • FIG. 1C shows a cross-sectional view of the II-II chain line of the solar cell module shown in FIG. 1A.
  • FIG. 2A is a cross-sectional view showing an example of a solar cell in the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view showing a modified example of the solar cell in the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 3A shows a plan view of the solar cell module according to the first comparative embodiment.
  • FIG. 3B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 3A.
  • FIG. 4A shows a plan view of the solar cell module according to the second embodiment.
  • FIG. 4B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 4A.
  • FIG. 4C shows a cross-sectional view of the II-II chain line of the solar cell module shown in FIG. 4A.
  • FIG. 5A shows a plan view of the solar cell module according to the second comparative embodiment.
  • FIG. 5B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 5A.
  • FIG. 6A shows a plan view of the solar cell module of the third comparative form.
  • FIG. 6B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 6A.
  • FIG. 1A shows a plan view of the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 1B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 1A.
  • FIG. 1C shows a cross-sectional view of the II-II chain line of the solar cell module shown in FIG. 1A.
  • the solar cell module 100 includes a first substrate 101, a second substrate 102, a solar cell 103, an intermediate layer 104, and a first sealing layer 105.
  • the second substrate 102 is provided at a position facing the first substrate 101.
  • the solar cell 103 is provided on the first substrate 101 and between the first substrate 101 and the second substrate 102.
  • the first sealing layer 105 is provided between the peripheral edge portion 101a of the first substrate 101 and the peripheral edge portion 102a of the second substrate 102, and the solar cell 103 and the solar cell 103 and the region between the first substrate 101 and the second substrate 102 are provided.
  • the intermediate layer 104 is sealed.
  • the intermediate layer 104 is provided on the main surface 103a facing the second substrate 102 on the surface of the solar cell 103.
  • the intermediate layer 104 is provided so as to be in contact with the main surface 103a of the solar cell 103, but is not fixed to the main surface 103a of the solar cell 103. That is, the position of the intermediate layer 104 is fixed in the solar cell module 100 so that the intermediate layer 104 is arranged in contact with the main surface 103a of the solar cell 103 without being fixed to the main surface 103a of the solar cell 103.
  • the intermediate layer 104 may be fixed in position within the solar cell module 100 by fixing at least a part of the peripheral edge portion of the intermediate layer 104 to the first sealing layer 105. ..
  • the intermediate layer 104 may be fixed by the second substrate 102. In this case, the intermediate layer 104 may be crimped by the second substrate 102. As shown in FIGS. 1B and 1C, the solar cell module 100 may have a space 106 between the intermediate layer 104 and the second substrate 102.
  • the first sealing layer 105 is provided between the first substrate 101 and the second substrate 102, and seals the solar cell 103 and the intermediate layer 104 in the region between the first substrate 101 and the second substrate. Just do it.
  • FIG. 2A shows a cross-sectional view showing an example of the solar cell 103 in the solar cell module 100 according to the first embodiment.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view showing a modified example of the solar cell 103 in the solar cell module 100 according to the first embodiment.
  • the solar cell 103 has a laminated structure including a photoelectric conversion layer 108 containing a perovskite compound, a first electrode 107, and a second electrode 109.
  • the first electrode 107, the photoelectric conversion layer 108, and the second electrode 109 are laminated in this order from the first substrate 101 side.
  • the second electrode 109, the photoelectric conversion layer 108, and the first electrode 107 may be laminated in this order from the first substrate 101 side.
  • the solar cell 103 may further include other layers.
  • the solar cell 103 may be provided with an electron transport layer between the first electrode 107 and the photoelectric conversion layer 108.
  • a porous layer may be further provided between the electron transport layer and the photoelectric conversion layer 108.
  • the solar cell 103 may be provided with a hole transport layer between the second electrode 109 and the photoelectric conversion layer 108.
  • the solar cell 103 has a first electrode 107, an electron transport layer (not shown), a photoelectric conversion layer 108, a hole transport layer (not shown), and
  • the second electrode 109 may have a laminated structure in which the second electrodes 109 are laminated in this order. In this laminated structure, the positions of the electron transport layer and the hole transport layer may be reversed.
  • the material of the intermediate layer 104 is not particularly limited.
  • the material of the intermediate layer 104 is selected so that the softening temperature T1 of the material of the intermediate layer 104 is higher than the softening temperature T2 of the material of the first sealing layer 105.
  • the shape of the intermediate layer 104 is maintained in the heating step when forming the first sealing layer 105.
  • the softening temperature T1 may be a temperature higher than the softening temperature T2 by 10 ° C. or higher, or may be higher than the softening temperature T2 by 30 ° C. or higher.
  • the softening temperature T1 of the material of the intermediate layer 104 and the softening temperature T2 of the material of the first sealing layer 105 are the original shapes of the respective materials when the temperature is raised (intermediate layer 104).
  • the material for example, it does not stay in the form of a sheet, but is sufficient to follow the shape of other parts constituting the solar cell (for example, a temperature that reaches a temperature sufficient to be soft enough to be deformed under the pressure at the time of sealing (for example, in the form of a sheet). The temperature that leads to softness).
  • the material of the first sealing layer 105 As the material of the first sealing layer 105, a known filler for a solar cell module or an end face sealing material for a solar cell module can be used. However, the perovskite solar cell 103 is relatively vulnerable to high temperatures. Therefore, it is desirable that the first sealing layer 105 can be softened at a lower temperature to seal the region between the first substrate 101 and the second substrate 102. In order to suppress the deterioration of the performance of the perovskite solar cell 103 caused by heating during sealing, the softening temperature T2 of the material of the first sealing layer 105 is preferably, for example, 150 ° C. or lower, and more preferably 130 ° C. or lower.
  • the lower limit of the softening temperature T2 of the material of the first sealing layer 105 is not particularly limited. However, in consideration of the moisture resistance of the solar cell module 100, the softening temperature T2 is preferably 120 ° C. or higher, for example.
  • the heating temperature (that is, the sealing temperature) at the time of forming the first sealing layer 105 can be set to, for example, a softening temperature T2 or higher, and is set to a temperature higher than the softening temperature T2 by 10 ° C. or higher. It may be set to a temperature higher than the softening temperature T2 by 30 ° C. or more.
  • An example of the material of the first sealing layer 105 is ethylene vinyl acetate (that is, EVA), polyolefin (that is, PO), a polymer compound such as butyl rubber, or silicone rubber.
  • a sheet-like material obtained by molding the material constituting the intermediate layer 104 into a sheet shape may be used.
  • the material of the intermediate layer 104 may have a softening temperature T1 higher than the softening temperature T2 of the first sealing layer 105, but for example, during the manufacturing process and actual use of the solar cell module 100. It is desirable to use a material that does not easily cause outgassing, volume change, chemical reaction, softening, etc.
  • An example of the material of the intermediate layer 104 is glass or a polymer compound.
  • polyethylene An example of the polymer compound used for the intermediate layer 104 is polyethylene.
  • Polyethylene and the like have a specific density of around 1, which is smaller than the specific gravity of glass (for example, 2.5). Therefore, the solar cell module 100 in which the polymer compound is used for the intermediate layer 104 can reduce the total weight per strength.
  • the photoelectric conversion layer 108 absorbs the light and excited electrons and holes are generated.
  • the excited electrons move to the first electrode 107 (or the electron transport layer).
  • the holes generated in the photoelectric conversion layer 108 move to the second electrode 109 (or the hole transport layer).
  • the current can be taken out by using the first electrode 107 connected to the electron transport layer as the negative electrode and the second electrode 109 connected to the hole transport layer as the positive electrode.
  • an intermediate layer 104 is provided between the first substrate 101 and the second substrate 102.
  • the position of the intermediate layer 104 is fixed in the solar cell module 100 by, for example, being fixed to the second substrate 102 or the first sealing layer 105 without being fixed to the main surface 103a of the solar cell 103. .. Therefore, even if the position of the intermediate layer 104 is displaced due to deflection during sealing or actual use, the stress is not directly transmitted to the interface of each layer in the solar cell 103. Therefore, in the solar cell 103, it is possible to suppress the occurrence of peeling at the interface where the bonding force between the layers is weak.
  • the intermediate layer 104 since the intermediate layer 104 is not fixed to the main surface 103a of the solar cell 103, the intermediate layer 104 does not hinder the movement of gas molecules at the interface with the solar cell 103. That is, gas molecules are allowed to pass in the in-plane direction at the interface between the intermediate layer 104 and the solar cell 103. Therefore, the desorbed gas generated from the solar cell 103 is less likely to stay at a high concentration between the solar cell 103 and the intermediate layer 104. As a result, it is possible to suppress deterioration of the solar cell characteristics.
  • the desorbed gas is a desorbed gas derived from the material constituting the solar cell 103.
  • the fact that the intermediate layer 104 is provided without being fixed on the main surface 103a of the solar cell 103 means that the intermediate layer 104 is separably contacted with the main surface 103a of the solar cell 103. Can be done.
  • the solar cell module 100 according to the first embodiment can have high durability.
  • FIG. 3A shows a plan view of the solar cell module according to the first comparative embodiment.
  • FIG. 3B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 3A.
  • the solar cell module 200 according to the first comparative embodiment has a configuration in which the intermediate layer 104 is not provided in the solar cell module 100 according to the first embodiment.
  • the first substrate 201, the peripheral edge portion 201a of the first substrate, the second substrate 202, the peripheral edge portion 202a of the second substrate, the solar cell 203, the first sealing layer 205, and the space 206 are the solar cell modules. It is the same as the first substrate 101, the peripheral edge portion 101a of the first substrate, the second substrate 102, the peripheral edge portion 102a of the second substrate, the solar cell 103, the first sealing layer 105, and the space 106 in 100, respectively. Therefore, detailed description thereof will be omitted here.
  • the thickness of the first substrate 201 and the second substrate 202 in order to maintain the load bearing capacity.
  • increasing the thickness of the first substrate 201 and the second substrate 202 causes disadvantages such as an increase in the total weight and an increase in light absorption loss in the substrate on the light receiving surface side (here, the first substrate 201).
  • the solar cell module 100 according to the first embodiment can be manufactured by, for example, the following method.
  • a manufacturing method when the solar cell 103 has the configuration shown in FIG. 2A will be described.
  • the first electrode 107 is formed on the surface of the first substrate 101.
  • an electron transport layer is formed on the first electrode 107 of the first substrate 101 by a sputtering method or the like.
  • the photoelectric conversion layer 108 is formed on the electron transport layer by a coating method or the like.
  • a hole transport layer is formed on the photoelectric conversion layer 108 by a coating method or the like.
  • the second electrode 109 is formed on the hole transport layer by thin film deposition or the like.
  • the solar cell 103 can be formed on the first substrate 101.
  • the intermediate layer 104 is placed on the solar cell 103 provided on the first substrate 101 without being adhered to the solar cell 103.
  • the second substrate 102 is arranged at a position facing the first substrate 101 with the solar cell 103 interposed therebetween, and a first sealing layer is further formed between the peripheral edge portion 101a of the first substrate 101 and the peripheral edge portion 102a of the second substrate 102. Place 105.
  • a laminate composed of the first substrate 101, the solar cell 103, the intermediate layer 104, the first sealing layer 105, and the second substrate 102 can be obtained.
  • the corner portion of the intermediate layer 104 is fixed to the first sealing layer 105, so that the position of the intermediate layer 104 is fixed.
  • the laminate is integrated by integral molding such as heat pressure bonding, and at the same time, the peripheral edge portion is sealed by the first sealing layer 105. Thereby, the solar cell module 100 can be obtained.
  • the first substrate 101 is arranged on the light receiving surface side of the solar cell module 100.
  • the first substrate 101 has, for example, a water vapor barrier property and a translucent property.
  • the first substrate 101 may be transparent. Further, the first substrate 101 plays a role of physically holding each layer constituting the solar cell 103 as a film when the solar cell module 100 is manufactured.
  • An example of the first substrate 101 is a glass substrate or a plastic substrate.
  • the plastic substrate may be a plastic film.
  • the second substrate 102 is provided at a position facing the first substrate 101 of the solar cell module 100.
  • the second substrate 102 has, for example, a water vapor barrier property.
  • the second substrate 102 also serves to protect the solar cell 103.
  • the second substrate 102 can suppress physical damage to the solar cell 103 due to an external factor such as sand particles.
  • An example of the second substrate 102 is a glass substrate or a plastic substrate.
  • the plastic substrate may be a plastic film.
  • the second substrate 102 does not necessarily need to be translucent. Therefore, when the first substrate 101 itself has sufficient strength, or when the internal space is filled with the second sealing layer 110 or the like and has sufficient strength, an Al-deposited film or the like is used as the second substrate 102. Can be used.
  • the electron transport layer includes, for example, a semiconductor.
  • the electron transport layer may include a semiconductor having a band gap of 3.0 eV or more.
  • a semiconductor having a band gap of 3.0 eV or more By forming the electron transport layer with a semiconductor having a band gap of 3.0 eV or more, visible light and infrared light can be transmitted to the photoelectric conversion layer 108.
  • semiconductors are organic n-type semiconductors and inorganic n-type semiconductors.
  • organic n-type semiconductors are imide compounds, quinone compounds, fullerenes, or derivatives of fullerenes.
  • inorganic n-type semiconductors are metal oxides or perovskite oxides.
  • metal oxides are Cd, Zn, In, Pb, Mo, W, Sb, Bi, Cu, Hg, Ti, Ag, Mn, Fe, V, Sn, Zr, Sr, Ga, Si, or Cr. It is an oxide.
  • Specific examples include titanium oxide (ie, TiO 2 ).
  • perovskite oxides are SrTIO 3 or CaTIO 3 .
  • the photoelectric conversion layer 108 contains a perovskite compound.
  • the perovskite compound is a structure having a perovskite crystal structure represented by the composition formula ABX 3 and a crystal similar thereto.
  • A is a monovalent cation
  • B is a divalent cation
  • X is a monovalent anion.
  • monovalent cations A are alkali metal cations or organic cations.
  • Specific examples of the cation A is methyl ammonium cation (+ CH 3 NH 3), formamidinium cation (NH 2 CHNH 2 +), cesium cations (Cs +), or rubidium cation (Rb +).
  • Examples of cation B are transition metals or divalent cations of Group 13 to Group 15 elements. Specific examples of cation B are Pb 2+ , Ge 2+ , or Sn 2+ .
  • An example of anion X is a halogen anion. Each site of A, B, or X may be occupied by a plurality of types of ions.
  • the photoelectric conversion layer 108 may be a perovskite compound having a structure similar to the perovskite structure represented by the composition formula ABX 3.
  • An example of a similar structure is a structure in which a defect of a halogen anion is contained in a perovskite compound, or a structure in which a monovalent cation or a halogen anion is composed of a plurality of types of elements in a perovskite compound. be.
  • the photoelectric conversion layer 108 may have a thickness of 100 nm or more and 1000 nm or less. The thickness of the photoelectric conversion layer 108 may depend on the magnitude of light absorption of the photoelectric conversion layer 108.
  • the photoelectric conversion layer 108 can be formed by a solution coating method, a co-deposited method, or the like. Further, the photoelectric conversion layer 108 may have a form in which the photoelectric conversion layer 108 is partially mixed with the electron transport layer.
  • the hole transport layer is composed of, for example, an organic semiconductor or an inorganic semiconductor.
  • the hole transport layer may have a structure in which layers made of the same constituent materials are laminated, or may have a structure in which layers made of different materials are alternately laminated.
  • organic semiconductors are polytriallylamine (PTAA), 2,2', 7,7'-tetrakis (N, N'-di-p-methoxyphenyllamine) -9-9'-spirobifluorene (Spiro-OMeTAD), or. It is poly (3,4-ethylenedioxythiophene) (PEDOT).
  • An example of an inorganic semiconductor is a p-type inorganic semiconductor. Examples of p-type inorganic semiconductor is CuO, Cu 2 O, CuSCN, molybdenum oxide or nickel oxide.
  • Intermediate layer 104 Details of the intermediate layer 104, such as the material used for the intermediate layer 104, are as described above.
  • First Sealing Layer 105 Details of the first sealing layer 105, such as the material used for the first sealing layer 105, are as described above.
  • FIG. 4A shows a plan view of the solar cell module according to the second embodiment.
  • FIG. 4B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 4A.
  • FIG. 4C shows a cross-sectional view of the II-II chain line of the solar cell module shown in FIG. 4A.
  • the solar cell module 300 shown in FIGS. 4A, 4B, and 4C has a configuration in which the solar cell module 100 according to the first embodiment includes a second sealing layer 110 instead of the space 106. Other than this, the solar cell module 300 has the same configuration as the solar cell module 100. From the viewpoint of moisture resistance and load capacity, it is desirable that the second sealing layer 110 is provided between the intermediate layer 104 and the second substrate 102 rather than the space 106. Since the second sealing layer 110 delays the diffusion rate of the moisture that has entered the module, the moisture resistance is improved. As a result, the durability of the solar cell module can be further improved.
  • the softening temperature T3 of the material of the second sealing layer 110 is lower than the softening temperature T1 of the intermediate layer 104. Further, the perovskite solar cell 103 is relatively vulnerable to high temperatures. Therefore, it is desirable that the second sealing layer 110 can be softened at a lower temperature to seal between the first substrate 101 and the second substrate 102.
  • the softening temperature T3 of the material of the second sealing layer 110 is preferably, for example, 150 ° C. or lower, and more preferably 130 ° C. or lower.
  • the lower limit of the softening temperature T3 of the material of the second sealing layer 110 is not particularly limited. However, considering that the temperature of the solar cell module 300 in actual use can reach about 80 ° C., the softening temperature T3 is preferably 90 ° C. or higher, for example.
  • the sealing temperature is the softening temperature T2 of the first sealing layer 105 and the softening temperature T3 of the second sealing layer 110. It is set to a temperature higher than the softening temperature of the higher of.
  • An example of the material of the second sealing layer 110 is a polymer compound such as EVA or PO.
  • the intermediate layer 104 is provided so as to be in contact with the main surface 103a of the solar cell 103, but is not fixed to the main surface 103a of the solar cell 103. That is, the position of the intermediate layer 104 is fixed in the solar cell module 300 so that the intermediate layer 104 is arranged in contact with the main surface 103a of the solar cell 103 without being fixed to the main surface 103a of the solar cell 103.
  • the intermediate layer 104 may be fixed in position within the solar cell module 300 by fixing at least a portion of the peripheral edge of the intermediate layer 104 to the first sealing layer 105, as shown in FIG. 4C. ..
  • the intermediate layer 104 may be fixed by the second substrate 102 or the second sealing layer 110. In this case, the intermediate layer 104 may be crimped by the second substrate 102 or the second sealing layer 110.
  • the solar cell module 300 includes the intermediate layer 104, it has the same function and effect as the solar cell module 100 described in the first embodiment.
  • the solar cell module 300 further has the effect of suppressing the peeling of the interface of each layer in the solar cell 103 by providing the intermediate layer 104 on the main surface 103a of the solar cell 103.
  • the interface of each layer in the solar cell 103 is, for example, the interface between the photoelectric conversion layer 108 and the hole transport layer, the interface between the photoelectric conversion layer 108 and the electron transport layer, the interface between the hole transport layer and the second electrode 109, or the electron transport.
  • the interface between the layer and the first electrode 107 This effect will be described in more detail.
  • a heat crimping method is generally used.
  • the material of the second sealing layer 110 is arranged between the first substrate 101 on which the solar cell 103 is provided and the second substrate 102 arranged so as to face the first substrate 101. ..
  • the material of the first sealing layer 105 is arranged around the peripheral portion of the second sealing layer 110. In this way, a laminate composed of the first substrate 101, the solar cell 103, the intermediate layer 104, the first sealing layer 105, the second sealing layer 110, and the second substrate 102 can be obtained.
  • the material of the second sealing layer 110 and the material of the first sealing layer 105 are softened by heating, and the entire laminate is pressure-bonded to obtain the first substrate 101, the solar cell 103, the intermediate layer 104, and the first. 2
  • the sealing layer 110 and the second substrate 102 are integrated.
  • the peripheral edge portion 101a of the first substrate 101 and the peripheral edge portion 102a of the second substrate 102 are integrated with the first sealing layer 105 and sealed.
  • FIG. 5A shows a plan view of the solar cell module according to the second comparative embodiment.
  • FIG. 5B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 5A.
  • the first substrate 201, the peripheral edge portion 201a of the first substrate, the second substrate 202, the peripheral edge portion 202a of the second substrate, the solar cell 203, the first sealing layer 205, and the second sealing layer are examples of the first substrate 201, the peripheral edge portion 201a of the first substrate, the second substrate 202, the peripheral edge portion 202a of the second substrate, the solar cell 203, the first sealing layer 205, and the second sealing layer.
  • the 210 is a first substrate 101 in the solar cell module 300, a peripheral portion 101a of the first substrate, a second substrate 102, a peripheral portion 102a of the second substrate, a solar cell 103, a first sealing layer 105, and a second sealing. It is the same as the layer 110. Therefore, detailed description thereof will be omitted here.
  • the main surface 203a of the solar cell 203 is in contact with the second sealing layer 210 as in the solar cell module 400 according to the second comparative embodiment, when the material of the second sealing layer 210 is heated and softened to crimp the laminate.
  • peeling may occur at the interface where the bonding force between the layers is weak due to reasons such as being dragged by the flow of the material of the second sealing layer 210.
  • the interface is the interface between the photoelectric conversion layer 208 and the hole transport layer, the interface between the photoelectric conversion layer 208 and the electron transport layer, the interface between the hole transport layer and the second electrode 209, or the interface between the electron transport layer and the first electrode 207. Is.
  • an intermediate layer 104 is provided between the main surface 103a of the solar cell 103 and the second sealing layer 110.
  • the intermediate layer 104 is made of a material having a softening temperature higher than that of the first sealing layer 105 and the second sealing layer 110. Therefore, even when the laminate is pressure-bonded while the material of the second sealing layer 110 is heated and softened, the intermediate layer 104 is interposed between the main surface 103a of the solar cell 103 and the second sealing layer 110. .. As a result, delamination of the solar cell 103 caused by being dragged by the flow of the second sealing layer 110 is suppressed.
  • the desorbed gas is a desorbed gas derived from the material constituting the solar cell 103.
  • the desorbed gas can diffuse, for example, into the entire second sealing layer 110.
  • FIG. 6A shows a plan view of the solar cell module according to the third comparative embodiment.
  • FIG. 6B shows a cross-sectional view of the I-I chain line of the solar cell module shown in FIG. 6A.
  • the solar cell module 500 according to the third comparative embodiment has a configuration in which the solar cell module 400 according to the second comparative embodiment further includes an intermediate layer 211 formed on the main surface 203a of the solar cell 203 by a vapor deposition method. That is, the solar cell module 500 according to the third comparative embodiment is different from the solar cell module 300 according to the second embodiment in that the intermediate layer is fixed on the main surface of the solar cell.
  • the intermediate layer 211 is fixed on the main surface 103a of the solar cell 203. Therefore, in the solar cell module 500, the movement of gas molecules is hindered at the interface between the intermediate layer 211 and the solar cell 203. As a result, the desorbed gas generated from the solar cell 203 can stay at a high concentration between the solar cell 203 and the intermediate layer 211. As a result, the characteristics of the solar cell deteriorate.
  • the solar cell module 300 according to the second embodiment is provided with the improvement of the mechanical strength of the solar cell module 300 in addition to the improvement of the mechanical strength of the solar cell module 300. It can also have the effects of suppressing interfacial peeling between the layers of the multilayer structure constituting the solar cell 103, suppressing deterioration due to the retention of desorbed gas on the surface of the solar cell, and withstanding the load of the lightweight module.
  • the solar cell module 300 according to the second embodiment can have high durability.
  • the solar cell module 300 can be manufactured by, for example, the following method.
  • the method of forming the solar cell 103 on the first substrate 101 is the same as that of the solar cell module 100 of the first embodiment.
  • the intermediate layer 104 is placed on the solar cell 103 provided on the first substrate 101 without being adhered to the solar cell 103.
  • the second substrate 102 is arranged at a position facing the first substrate 101 with the solar cell 103 interposed therebetween, the second sealing layer 110 is arranged between the intermediate layer 104 and the second substrate 102, and the first substrate is further arranged.
  • the first sealing layer 105 is arranged between the peripheral edge portion 101a of the 101 and the peripheral edge portion 102a of the second substrate 102.
  • the laminate is integrated by integral molding such as heat pressure bonding, and at the same time, the peripheral portion is further sealed between the first substrate 101 and the second substrate 102 by the first sealing layer 105 and the second sealing layer 110. do. Thereby, the solar cell module 300 can be obtained.
  • the solar cell modules of Examples 1 to 4 and Comparative Examples 1 to 4 were produced, and the characteristics of these solar cell modules were evaluated.
  • Example 1 The solar cell module of Example 1 has the same structure as the solar cell module 100 shown in FIGS. 1A, 1B, and 1C. The materials, sizes, and thicknesses of each component in the solar cell module of Example 1 are shown below.
  • First substrate 101 Fluorine-doped SnO glass substrate with two layers (Nippon Sheet Glass Co., Ltd., thickness 0.7 mm, surface resistance 10 ⁇ / sq.) -Electron transport layer: Titanium oxide (thickness 30 nm), porous titanium oxide (thickness 200 nm) Photoelectric conversion layer 108: perovskite compound (thickness 300 nm) -Hole transport layer: PTAA (manufactured by Aldrich) Second substrate 102: Glass substrate (thickness 0.7 mm) First sealing layer 105: Butyl rubber (thickness 0.8 mm) Intermediate layer 104: glass substrate (softening temperature T1: over 450 ° C, thickness 0.5 mm)
  • the method for manufacturing the solar cell module of Example 1 is as follows.
  • a conductive glass substrate having a thickness of 0.7 mm and having two layers of fluorine-doped SnO on the main surface was prepared. This was used as the first substrate 101.
  • the fluorine-doped SnO 2 layer in this conductive glass substrate was used as the first electrode 107.
  • a titanium oxide layer having a thickness of about 30 nm and a porous titanium oxide layer having a thickness of 0.2 ⁇ m were formed as electron transport layers.
  • the titanium oxide layer was formed on the first electrode 107 of the first substrate 101 by a sputtering method.
  • the porous titanium oxide layer was formed by applying a titanium oxide paste on the titanium oxide layer, drying the layer, and firing the dried film at 500 ° C. for 30 minutes in the air.
  • the titanium oxide paste was prepared by dispersing high-purity titanium oxide powder having an average primary particle size of 20 nm in ethyl cellulose.
  • the raw material solution of the photoelectric conversion material was applied onto the electron transport layer by spin coating to form the photoelectric conversion layer 108 containing the perovskite compound.
  • the raw material solution was 0.92 mol / L lead iodide (II) (manufactured by Tokyo Kasei Kogyo), 0.17 mol / L lead bromide (II) (manufactured by Tokyo Kasei Kogyo), and 0.83 mol / L iodine.
  • Formamidinium bromide (manufactured by GreatCell Solar), 0.17 mol / L methylammonium bromide (manufactured by GreatCell Solar), 0.05 mol / L cesium iodide (manufactured by Iwatani Sangyo), and 0.05 mol / L iodide It was a solution containing rubidium (manufactured by Iwatani Sangyo). The solvent of the solution was a mixture of dimethyl sulfoxide (manufactured by across) and N, N-dimethylformamide (manufactured by across).
  • the mixing ratio (DMSO: DMF) of dimethyl sulfoxide (DMSO) and N, N-dimethylformamide (DMF) in the raw material solution was 1: 4 (volume ratio). Then, the formed coating film was heat-treated on a hot plate at 115 ° C. for 15 minutes and 100 ° C. for 30 minutes to obtain a layer having a perovskite structure, which is a photoelectric conversion layer 108.
  • DMSO dimethyl sulfoxide
  • DMF N, N-dimethylformamide
  • a toluene solution containing PTAA at a concentration of 10 mg / mL, lithium bis (fluorosulfonyl) imide (LiTFSI) at a concentration of 5 mmol / L, and tert-butylpyridine (tBP) at a concentration of 6 ⁇ L / mL was spin-coated on the photoelectric conversion layer 108.
  • LiTFSI lithium bis (fluorosulfonyl) imide
  • tBP tert-butylpyridine
  • Gold was deposited at 150 nm on the hole transport layer as the second electrode 109.
  • the solar cell 103 was formed on the first substrate 101.
  • a glass substrate having a thickness of 0.5 mm as an intermediate layer 104 was placed on the solar cell 103 provided on the first substrate 101 without being adhered to the solar cell 103.
  • a glass substrate having a thickness of 0.7 mm is arranged at a position facing the first substrate 101 with the solar cell 103 interposed therebetween, and further, the peripheral edge portion 101a of the first substrate 101 and the peripheral edge portion 102a of the second substrate 102.
  • the first sealing layer 105 was placed between the two. As a result, a laminate composed of the first substrate 101, the solar cell 103, the intermediate layer 104, the first sealing layer 105, and the second substrate 102 was obtained.
  • the position of the intermediate layer 104 was fixed by fixing the corner portion of the intermediate layer 104 to the first sealing layer 105.
  • the laminated body was heat-bonded by a vacuum laminating method to obtain a solar cell module 100.
  • the heating temperature (that is, the sealing temperature) at the time of pressure crimping was 120 ° C.
  • the pressure crimping was carried out at 120 ° C. by degassing in 180 seconds and pressurizing the laminate in the lamination direction at 20 MPa in 300 seconds.
  • the second sealing layer 110 is placed between the intermediate layer 104 arranged on the solar cell 103 provided on the first substrate 101 without adhesion and the second substrate 102.
  • the solar cell module of Example 2 was produced by further arranging PO.
  • the softening temperature of PO was 90 ° C.
  • Example 3 In the solar cell module of Example 2, EVA was arranged instead of PO as the second sealing layer 110, and the solar cell module of Example 3 was produced. Since the softening temperature of EVA is 130 ° C., pressure crimping was performed at 130 ° C.
  • Example 4 In the solar cell module of Example 2, a polyethylene plate (softening temperature T1: 140 ° C.) having a thickness of 0.5 mm was arranged as the intermediate layer 104 instead of the glass plate to produce the solar cell module of Example 4.
  • the characteristics and moisture resistance of the solar cell module before and after sealing were evaluated.
  • the characteristics of the solar cell module are as follows: the solar cell module is irradiated with light having an illuminance of 100 mW / cm 2 using a halogen lamp (“BPS X300BA” manufactured by Spectrometer Co., Ltd.), and the stabilized current-voltage characteristic is BAS.
  • BPS X300BA halogen lamp
  • the measurement was performed using "ALS440B” manufactured by ALS 440B Co., Ltd. As a result, the conversion efficiency of each solar cell module was obtained.
  • the maintenance rate after sealing is a relative value of the conversion efficiency after sealing when the conversion efficiency before sealing is 100. It was judged that the maintenance rate after sealing was 95% or more and the effect was sufficient, and the maintenance rate after 99% or more was sufficient.
  • the maintenance rate after the moisture resistance test is a relative value of the conversion efficiency after the moisture resistance test when the conversion efficiency before the moisture resistance test is 100. It was judged that the maintenance rate after the moisture resistance test was 95% or more, which was effective, and 99% or more, which was sufficient.
  • the load capacity evaluation was judged by the presence or absence of visual cracking or deformation after pressure crimping in module fabrication.
  • the retention rate after sealing was lower than 95%.
  • the solar cell module of Comparative Example 4 In the solar cell module of Comparative Example 4, no interfacial peeling of the solar cell 103 was observed. However, since the intermediate layer 104 is fixed to the solar cell 103, it is considered that the desorbed gas from the solar cell 103 is affected by the retention at a high concentration.
  • the diffusion of the moisture infiltrated into the module is suppressed by introducing the second sealing layer 110 with respect to the solar cell module of the first embodiment, which is sufficient for improving the maintenance rate after the moisture resistance test.
  • the effect was obtained.
  • the same effect was expected in the solar cell module of Example 3, but the maintenance rate after the moisture resistance test was the same as that of Example 1.
  • it is probable that the solar cell 103 was slightly damaged as compared with Example 2 due to the increase in the sealing temperature due to the increase in the softening point of the second sealing layer 110.
  • Example 4 in which a polyethylene plate was used showed the same maintenance rate after the moisture resistance test as in Example 2 while being lighter.
  • Example 1 using the intermediate layer 104 with respect to the solar cell module of Comparative Example 1, deformation was suppressed and substrate cracking did not occur. Since the solar cell modules of Examples 2 to 4 used the second sealing layer 110 and also used the intermediate layer 104, there was no cracking or deformation.
  • the solar cell module of the present disclosure is widely used as a device for a power generation system that converts sunlight into electricity.

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Abstract

本開示による太陽電池モジュール１００は、第１基板１０１、第２基板１０２、太陽電池１０３、中間層１０４、および第１封止層１０５を具備する。第１封止層１０５は、第１基板１０１と第２基板１０２との間に設けられて、第１基板１０１および第２基板１０２の間の領域に太陽電池１０３および中間層１０４を封止している。太陽電池１０３は、第１電極１０７、光電変換層、および第２電極１０９を含む積層構造を有する。中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されていない。中間層１０４の材料の軟化温度Ｔ１は、第１封止層１０５の材料の軟化温度Ｔ２よりも高い。

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。
　近年、ペロブスカイト太陽電池の研究開発が進められている。ペロブスカイト太陽電池は、組成式ＡＢＸ3（ここで、Ａは１価のカチオンであり、Ｂは２価のカチオンであり、
かつＸは１価のアニオンである）で示されるペロブスカイト型結晶構造またはそれに類似する結晶構造を有する化合物（以下、「ペロブスカイト化合物」と呼ぶ）を、光電変換材料として用いている。なお、本明細書では、ペロブスカイト化合物を用いた太陽電池を「ペロブスカイト太陽電池」と呼ぶ。
　非特許文献１は、ペロブスカイト太陽電池の基本的な構成を開示している。基本的な構成を有するペロブスカイト太陽電池は、透明電極、電子輸送層、光電変換と光電荷分離とを行うペロブスカイト型結晶を用いた光電変換層（以下、「ペロブスカイト層」と呼ぶ）、正孔輸送層、および集電極をこの順に備える。すなわち、透明電極側から、電子輸送層（ｎ）、ペロブスカイト層（ｉ）、および正孔輸送層（ｐ）がこの順に積層されている。このような構成は、ｎ－ｉ－ｐ構造、あるいは順積構造と呼ばれる。
　非特許文献２は、透明電極側から、正孔輸送層、ペロブスカイト層、および電子輸送層がこの順に積層された構成を有する、ペロブスカイト太陽電池を開示している。このような構成は、ｐ－ｉ－ｎ構造、あるいは逆積構造と呼ばれる。
　太陽電池は、太陽光を受光して発電するデバイス、すなわち太陽光をエネルギー源として利用するデバイスである。したがって、太陽電池は、通常は、屋外に設置されて使用される。そのため、太陽電池には、高温および風雨のような屋外環境に耐えうるように、太陽電池モジュールと呼ばれる封止構造が必要である。
Ｊｕｌｉａｎ　Ｂｕｒｃｈｃｋａ、他６名、"Ｎａｔｕｒｅ"（英国）、２０１３年７月、第４９９巻、ｐ．３１６－３１９ Ｗｅｉ　Ｃｈｅｎ、他１０名、"ＳＣＩＥＮＣＥ"（米国）、２０１５年１１月、第３５０巻、第６２６３号、ｐ．９４４－９４８
　本開示の目的は、高い耐久性を有する太陽電池モジュールを提供することにある。
　本開示による太陽電池モジュールは、
　第１基板、
　前記第１基板と対向する位置に設けられた第２基板、
　前記第１基板上であって、かつ前記第１基板および前記第２基板の間に設けられた太陽電池、
　前記太陽電池の表面において前記第２基板に面している主表面上に設けられた中間層、および
　前記第１基板と前記第２基板との間に設けられて、前記第１基板および前記第２基板の間の領域に前記太陽電池および前記中間層を封止する第１封止層、
を具備し、
　ここで、
　前記太陽電池は、第１電極、光電変換層、および第２電極を含む積層構造を有し、
　前記中間層は、前記太陽電池の前記主表面に固着されておらず、
　前記中間層の材料の軟化温度Ｔ１は、前記第１封止層の材料の軟化温度Ｔ２よりも高い。
　本開示は、高い耐久性を有する太陽電池モジュールを提供する。
図１Ａは、第１実施形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。 図１Ｂは、図１Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。 図１Ｃは、図１Ａに示された太陽電池モジュールのII－II鎖線断面図を示す。 図２Ａは、第１実施形態による太陽電池モジュールにおける太陽電池の一例を示す断面図である。 図２Ｂは、第１実施形態による太陽電池モジュールにおける太陽電池の変形例を示す断面図である。 図３Ａは、第１比較形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。 図３Ｂは、図３Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。 図４Ａは、第２実施形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。 図４Ｂは、図４Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。 図４Ｃは、図４Ａに示された太陽電池モジュールのII－II鎖線断面図を示す。 図５Ａは、第２比較形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。 図５Ｂは、図５Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。 図６Ａは、第３比較形態の太陽電池モジュールの平面図を示す。 図６Ｂは、図６Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。
　以下、本開示の実施形態が、図面を参照しながら詳細に説明される。
　（第１実施形態）
　図１Ａは、第１実施形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。図１Ｂは、図１Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。図１Ｃは、図１Ａに示された太陽電池モジュールのII－II鎖線断面図を示す。
　図１Ａ、図１Ｂ、および図１Ｃに示されるように、太陽電池モジュール１００は、第１基板１０１、第２基板１０２、太陽電池１０３、中間層１０４、および第１封止層１０５を具備する。第２基板１０２は、第１基板１０１と対向する位置に設けられている。太陽電池１０３は、第１基板１０１上であって、かつ第１基板１０１および第２基板１０２の間に設けられている。第１封止層１０５は、第１基板１０１の周縁部１０１ａおよび第２基板１０２の周縁部１０２ａの間に設けられて、第１基板１０１および第２基板１０２の間の領域に太陽電池１０３および中間層１０４を封止している。中間層１０４は、太陽電池１０３の表面において第２基板１０２に面している主表面１０３ａ上に設けられている。中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに接するように設けられているが、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されていない。すなわち、中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されずに、太陽電池１０３の主表面１０３ａに接して配置されるように太陽電池モジュール１００内で位置が固定されている。例えば、中間層１０４は、図１Ｃに示されるように、中間層１０４の周縁部の少なくとも一部が第１封止層１０５に固定されることによって、太陽電池モジュール１００内で位置が固定され得る。なお、図示されていないが、中間層１０４は、第２基板１０２によって固定されていてもよい。この場合、中間層１０４は、第２基板１０２で圧着されていてもよい。太陽電池モジュール１００は、図１Ｂおよび図１Ｃに示されるように、中間層１０４および第２基板１０２の間に空間１０６が存在していてもよい。
　第１封止層１０５は、第１基板１０１および第２基板１０２との間に設けられて、第１基板１０１および第２基板の間の領域に太陽電池１０３および中間層１０４を封止していればよい。
　図２Ａは、第１実施形態による太陽電池モジュール１００における太陽電池１０３の一例を示す断面図を示す。図２Ｂは、第１実施形態による太陽電池モジュール１００における太陽電池１０３の変形例を示す断面図である。太陽電池１０３は、ペロブスカイト化合物を含む光電変換層１０８、第１電極１０７、および第２電極１０９を含む積層構造を有する。例えば、太陽電池１０３では、図２Ａに示されるように、第１基板１０１側から、第１電極１０７、光電変換層１０８、および第２電極１０９が、この順に積層されている。太陽電池１０３では、図２Ｂに示されるように、第１基板１０１側から、第２電極１０９、光電変換層１０８、および第１電極１０７が、この順に積層されていてもよい。
　太陽電池１０３は、他の層をさらに含んでいてもよい。
　太陽電池１０３には、第１電極１０７および光電変換層１０８の間に、電子輸送層が設けられていてもよい。この場合、電子輸送層および光電変換層１０８の間に、多孔質層がさらに設けられていてもよい。
　太陽電池１０３には、第２電極１０９および光電変換層１０８の間に、正孔輸送層が設けられていてもよい。
図２Ａおよび図２Ｂには示されていないが、すなわち、太陽電池１０３は、第１電極１０７、電子輸送層（図示せず）、光電変換層１０８、正孔輸送層（図示せず）、および第２電極１０９がこの順で積層された積層構造を有していてもよい。この積層構造において、電子輸送層と正孔輸送層との位置が逆であってもよい。
　中間層１０４の材料は、特には限定されない。例えば、中間層１０４の材料の軟化温度Ｔ１が第１封止層１０５の材料の軟化温度Ｔ２よりも高くなるように、中間層１０４の材料が選択される。そのような構成によれば、第１封止層１０５を形成する際の加熱工程において、中間層１０４の形状が保持される。例えば、軟化温度Ｔ１は、軟化温度Ｔ２よりも１０℃以上高い温度であってもよく、３０℃以上高い温度であってもよい。ここで、本明細書において、中間層１０４の材料の軟化温度Ｔ１および第１封止層１０５の材料の軟化温度Ｔ２は、温度を上昇させた際にそれぞれの材料が元の形状（中間層１０４の材料の場合は、例えばシート状）をとどめず、封止時の圧力下で変形し得る十分な軟らかさに至る温度（例えば、太陽電池を構成する他の部品の形状に追従するに十分な軟らかさに至る温度）である。
　第１封止層１０５の材料には、公知の太陽電池モジュール用充填材または太陽電池モジュール用端面封止材が用いられ得る。ただし、ペロブスカイト太陽電池１０３は、比較的高温に弱い。したがって、第１封止層１０５は、より低温で軟化して、第１基板１０１および第２基板１０２の間の領域を封止できることが望ましい。封止時の加熱によって引き起こされるペロブスカイト太陽電池１０３の性能低下を抑制するために、第１封止層１０５の材料の軟化温度Ｔ２は、例えば１５０℃以下が望ましく、１３０℃以下がより望ましい。第１封止層１０５の材料の軟化温度Ｔ２の下限値は、特には限定されない。しかし、太陽電池モジュール１００の耐湿性を考慮して、軟化温度Ｔ２は、例えば１２０℃以上が望ましい。第１封止層１０５を形成する際の加熱温度（すなわち、封止温度）は、例えば、軟化温度Ｔ２以上に設定されることができ、軟化温度Ｔ２よりも１０℃以上高い温度に設定されてもよく、軟化温度Ｔ２よりも３０℃以上高い温度に設定されてもよい。
　第１封止層１０５の材料の例は、エチレン・ビニル・アセテート（すなわち、ＥＶＡ）、ポリオレフィン（すなわち、ＰＯ）、もしくはブチルゴム等の高分子化合物、または、シリコーンゴムである。
　中間層１０４の作製には、中間層１０４を構成する材料がシート状に成形されたシート状物が用いられてもよい。
　上述のとおり、中間層１０４の材料は、第１封止層１０５の軟化温度Ｔ２よりも高い軟化温度Ｔ１を有していればよいが、例えば、太陽電池モジュール１００の製造工程および実使用中にガス放出、体積変化、化学反応および軟化等が生じにくい材料が用いられることが望ましい。
　中間層１０４の材料の例は、ガラスまたは高分子化合物である。
　中間層１０４に用いられる高分子化合物の例は、ポリエチレンである。ポリエチレンなどは、比重が１前後であり、ガラスの比重（例えば、２．５）よりも小さい。このため、中間層１０４に高分子化合物が用いられた太陽電池モジュール１００は、強度あたりの総重量を低減することができる。
　以下、太陽電池モジュール１００の各構成の基本的な作用効果を説明する。
　太陽電池１０３へ光が照射されると、光電変換層１０８が光を吸収し、励起された電子および正孔が発生する。この励起された電子は、第１電極１０７（または電子輸送層）に移動する。光電変換層１０８で生じた正孔は、第２電極１０９（または正孔輸送層）に移動する。電子輸送層に接続された第１電極１０７を負極、正孔輸送層に接続された第２電極１０９を正極として、電流を取り出すことができる。
　太陽電池モジュール１００において、第１基板１０１および第２基板１０２の間には、中間層１０４が設けられている。中間層１０４が設けられることにより、太陽電池モジュール１００の機械的強度が向上する。中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されることなく、例えば第２基板１０２または第１封止層１０５に固定されることによって、太陽電池モジュール１００内において位置が固定されている。したがって、封止時または実使用時におけるたわみなどにより中間層１０４の位置に変位が生じても、太陽電池１０３における各層の界面に応力が直接伝わらない。このため、太陽電池１０３において層間の接合力が弱い界面で剥離が生じるのを抑制できる。また、中間層１０４は太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されていないので、中間層１０４は太陽電池１０３との界面における気体分子の移動を妨げない。すなわち、中間層１０４と太陽電池１０３との界面を面内方向に気体分子が通過することが許容される。したがって、太陽電池１０３および中間層１０４の間に、太陽電池１０３から発生した脱離ガスが高濃度で滞留しにくくなる。その結果、太陽電池特性が低下するのを抑制できる。脱離ガスは、太陽電池１０３を構成する材料に由来する脱離ガスである。ここで、中間層１０４が太陽電池１０３の主表面１０３ａ上に固着されずに設けられているとは、言い換えると、中間層１０４が太陽電池１０３の主表面１０３ａと分離可能に接しているということができる。
　以上のように、第１実施形態による太陽電池モジュール１００は、高い耐久性を有することができる。
　図３Ａは、第１比較形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。図３Ｂは、図３Ａに示される太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。
　第１比較形態による太陽電池モジュール２００は、第１実施形態による太陽電池モジュール１００において、中間層１０４が設けられていない構成を有する。太陽電池モジュール２００における第１基板２０１、第１基板の周縁部２０１ａ、第２基板２０２、第２基板の周縁部２０２ａ、太陽電池２０３、第１封止層２０５、および空間２０６は、太陽電池モジュール１００における第１基板１０１、第１基板の周縁部１０１ａ、第２基板１０２、第２基板の周縁部１０２ａ、太陽電池１０３、第１封止層１０５、および空間１０６とそれぞれ同じである。したがって、ここでは詳細な説明を省略する。
　中間層が設けられていない太陽電池モジュール２００においては、耐荷重性を保つためには、第１基板２０１および第２基板２０２の厚みを大きくする必要がある。しかし、第１基板２０１および第２基板２０２の厚みを大きくすることで、総重量の増加および受光面側の基板（ここでは第１基板２０１）での光吸収ロスの増加などのデメリットが生じる。
　第１実施形態による太陽電池モジュール１００は、例えば以下の方法によって作製することができる。ここでは、太陽電池１０３が図２Ａに示された構成を有する場合の作製方法が説明される。
　まず、第１基板１０１の表面に第１電極１０７を形成する。次に、第１基板１０１の第１電極１０７の上に、電子輸送層をスパッタ法などによって形成する。次に、電子輸送層の上に、塗布法などによって光電変換層１０８を形成する。次に、光電変換層１０８の上に、塗布法などによって正孔輸送層を形成する。次に、正孔輸送層の上に、蒸着などによって第２電極１０９を形成する。
　以上の工程により、第１基板１０１上に太陽電池１０３を形成することができる。
　次に、第１基板１０１上に設けられた太陽電池１０３の上に、中間層１０４を、太陽電池１０３には接着せずに配置する。第２基板１０２を、太陽電池１０３を挟んで第１基板１０１に対向する位置に配置し、さらに第１基板１０１の周縁部１０１ａおよび第２基板１０２の周縁部１０２ａの間に第１封止層１０５を配置する。これにより、第１基板１０１、太陽電池１０３、中間層１０４、第１封止層１０５、および第２基板１０２で構成された積層体が得られる。この積層体では、例えば中間層１０４の角部が第１封止層１０５に固定されることによって、中間層１０４の位置が固定される。
　上記積層体を、加熱圧着などによる一体成形によって一体化させると同時に、第１封止層１０５によって周縁部を封止する。これにより、太陽電池モジュール１００を得ることができる。
　以下、太陽電池モジュール１００の各構成について詳細に説明する。
　［第１基板１０１］
　第１基板１０１は、太陽電池モジュール１００の受光面側に配置される。第１基板１０１は、例えば、水蒸気バリア性および透光性を有する。第１基板１０１は、透明であってもよい。さらに、第１基板１０１は、太陽電池モジュール１００を作製する際に、太陽電池１０３を構成する各層を物理的に膜として保持する役割を果たすものである。第１基板１０１の例は、ガラス基板またはプラスチック基板である。プラスチック基板は、プラスチックフィルムであってもよい。
　［第２基板１０２］
　第２基板１０２は、太陽電池モジュール１００の第１基板１０１に対向する位置に設けられる。第２基板１０２は、例えば水蒸気バリア性を有する。第２基板１０２は、さらに、太陽電池１０３を保護する役割も果たす。第２基板１０２は、たとえば、砂粒のような外的要因による太陽電池１０３の物理的破損を抑制することができる。第２基板１０２の例は、ガラス基板またはプラスチック基板である。プラスチック基板は、プラスチックフィルムであってもよい。第２基板１０２には、必ずしも透光性が必要ではない。したがって、第１基板１０１自体が十分な強度を有する、あるいは、内部空間が第２封止層１１０などによって充填され十分な強度を有する場合などには、第２基板１０２として、Ａｌ蒸着フィルムなどを用いることができる。
　［電子輸送層］
　電子輸送層は、例えば半導体を含む。電子輸送層は、３．０ｅＶ以上のバンドギャップを有する半導体を含んでいてもよい。３．０ｅＶ以上のバンドギャップを有する半導体で電子輸送層が形成されることにより、可視光および赤外光を光電変換層１０８まで透過させることができる。当該半導体の例は、有機のｎ型半導体および無機のｎ型半導体である。
　有機のｎ型半導体の例は、イミド化合物、キノン化合物、フラーレン、またはフラーレンの誘導体である。無機のｎ型半導体の例は、金属酸化物またはペロブスカイト酸化物である。金属酸化物の例は、Ｃｄ、Ｚｎ、Ｉｎ、Ｐｂ、Ｍｏ、Ｗ、Ｓｂ、Ｂｉ、Ｃｕ、Ｈｇ、Ｔｉ、Ａｇ、Ｍｎ、Ｆｅ、Ｖ、Ｓｎ、Ｚｒ、Ｓｒ、Ｇａ、Ｓｉ、またはＣｒの酸化物である。具体的な例としては、酸化チタン（すなわち、ＴｉＯ2）が挙げられる。ペロブスカイト酸化物の例は、ＳｒＴｉＯ3またはＣａＴｉＯ3である。
　［光電変換層１０８］
　光電変換層１０８は、ペロブスカイト化合物を含む。上述のように、ペロブスカイト化合物は、組成式ＡＢＸ3により表されるペロブスカイト結晶構造体およびそれに類似する結晶を有する構造体である。Ａは１価のカチオン、Ｂは２価のカチオン、Ｘは１価のアニオンである。１価のカチオンＡの例は、アルカリ金属カチオンまたは有機カチオンである。カチオンＡの具体例は、メチルアンモニウムカチオン（ＣＨ3ＮＨ3 +）、ホルムアミジニウムカチオン（ＮＨ2ＣＨＮＨ2 +）、セシウムカチオン（Ｃｓ+）、またはルビジウムカチオン（Ｒｂ+）である。カチオンＢの例は、遷移金属または第１３族元素から第１５族元素の２価のカチオンである。カチオンＢの具体例は、Ｐｂ2+、Ｇｅ2+、またはＳｎ2+である。アニオンＸの例は、ハロゲンアニオンである。Ａ、Ｂ、またはＸのそれぞれのサイトは、複数種類のイオンによって占有されていてもよい。ペロブスカイト構造を有する化合物の具体例は、ＣＨ3ＮＨ3ＰｂＩ3、ＣＨ3ＣＨ2ＮＨ3ＰｂＩ3、ＮＨ2ＣＨＮＨ2ＰｂＩ3、ＣＨ3ＮＨ3ＰｂＢｒ3、ＣＨ3ＮＨ3ＰｂＣｌ3、ＣｓＰｂＩ3、ＣｓＰｂＢｒ3、ＲｂＰｂＩ3、ＲｂＰｂＢｒ3またはそれらの混合組成である。光電変換層１０８は、組成式ＡＢＸ3により表されるペロブスカイト構造に類似する構造体であるペロブスカイト化合物であってもよい。なお、類似の構造体の例は、ペロブスカイト化合物においてハロゲンアニオンの欠陥が含まれている構造体、または、ペロブスカイト化合物において１価のカチオンまたはハロゲンアニオンが複数種類の元素で構成されている構造体である。
　光電変換層１０８は、１００ｎｍ以上１０００ｎｍ以下の厚さを有していてもよい。光電変換層１０８の厚さは、光電変換層１０８の光吸収の大きさに依存し得る。
　光電変換層１０８は、溶液による塗布法または共蒸着法などによって形成され得る。また、光電変換層１０８は、電子輸送層と一部で混在するような形態を有していてもよい。
　［正孔輸送層］
　正孔輸送層は、例えば、有機半導体または無機半導体によって構成される。正孔輸送層は、互いに同じ構成材料からなる層が積層された構成を有していてもよいし、互いに異なる材料からなる層が交互に積層された構成を有していてもよい。有機半導体の例は、ポリトリアリルアミン（ＰＴＡＡ）、２，２’，７，７’－ｔｅｔｒａｋｉｓ（Ｎ，Ｎ’－ｄｉ－ｐ－ｍｅｔｈｏｘｙｐｈｅｎｙｌａｍｉｎｅ）－９－９’－ｓｐｉｒｏｂｉｆｌｕｏｒｅｎｅ（Ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤ）、またはポリ（３，４－エチレンジオキシチオフェン）（ＰＥＤＯＴ）である。無機半導体の例は、ｐ型の無機半導体である。ｐ型の無機半導体の例は、ＣｕＯ、Ｃｕ2Ｏ、ＣｕＳＣＮ、酸化モリブデン、または酸化ニッケルである。
　［中間層１０４］
　中間層１０４に用いられる材料等、中間層１０４の詳細は、上述のとおりである。
　［第１封止層１０５］
　第１封止層１０５に用いられる材料等、第１封止層１０５の詳細は、上述のとおりである。
　（第２実施形態）
　図４Ａは、第２実施形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。図４Ｂは、図４Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。図４Ｃは、図４Ａに示された太陽電池モジュールのII－II鎖線断面図を示す。
　図４Ａ、図４Ｂ、および図４Ｃに示される太陽電池モジュール３００は、第１実施形態による太陽電池モジュール１００において、空間１０６の代わりに、第２封止層１１０を備えた構成を有する。これ以外は、太陽電池モジュール３００は、太陽電池モジュール１００と同様の構成を有する。耐湿性および耐荷重の観点から、中間層１０４と第２基板１０２との間は、空間１０６よりも第２封止層１１０が設けられている方が望ましい。第２封止層１１０が、モジュール内に浸入した水分の拡散速度を遅延させるため、耐湿性が向上する。その結果、太陽電池モジュールの耐久性をより向上させることができる。
　第２封止層１１０の材料には、公知の太陽電池モジュール用充填材が用いられ得る。ただし、第２封止層１１０の材料の軟化温度Ｔ３は、中間層１０４の軟化温度Ｔ１よりも低い。また、ペロブスカイト太陽電池１０３は、比較的高温に弱い。したがって、第２封止層１１０は、より低温で軟化して、第１基板１０１および第２基板１０２の間を封止できることが望ましい。封止時の加熱によって引き起こされるペロブスカイト太陽電池１０３の性能低下を抑制するために、第２封止層１１０の材料の軟化温度Ｔ３は、例えば１５０℃以下が望ましく、１３０℃以下がより望ましい。第２封止層１１０の材料の軟化温度Ｔ３の下限値は、特には限定されない。しかし、太陽電池モジュール３００の実使用時の温度が約８０℃に達しうることを考慮して、軟化温度Ｔ３は、例えば９０℃以上が望ましい。第１封止層１０５および第２封止層１１０を同じ加熱工程で同時に形成する場合は、封止温度は、第１封止層１０５の軟化温度Ｔ２および第２封止層１１０の軟化温度Ｔ３のより高い方の軟化温度以上の温度に設定される。
　第２封止層１１０の材料の例は、ＥＶＡまたはＰＯ等の高分子化合物である。
　太陽電池モジュール１００と同様に、太陽電池モジュール３００において、中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに接するように設けられているが、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されていない。すなわち、中間層１０４は、太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されずに、太陽電池１０３の主表面１０３ａに接して配置されるように太陽電池モジュール３００内で位置が固定されている。例えば、中間層１０４は、図４Ｃに示されるように、中間層１０４の周縁部の少なくとも一部が第１封止層１０５に固定されることによって、太陽電池モジュール３００内で位置が固定され得る。なお、図示されていないが、中間層１０４は、第２基板１０２または第２封止層１１０によって固定されていてもよい。この場合、中間層１０４は、第２基板１０２または第２封止層１１０で圧着されていてもよい。
　太陽電池モジュール３００は、中間層１０４を備えているので、第１実施形態で説明した太陽電池モジュール１００と同様の作用効果を有する。
　太陽電池モジュール３００は、中間層１０４が太陽電池１０３の主表面１０３ａ上に設けられることによって、太陽電池１０３における各層の界面の剥離が抑制されるという作用効果をさらに有する。太陽電池１０３における各層の界面とは、例えば、光電変換層１０８および正孔輸送層の界面、光電変換層１０８および電子輸送層の界面、正孔輸送層および第２電極１０９の界面、または電子輸送層および第１電極１０７の界面である。この作用効果について、より詳しく説明する。
　例えば、第１基板１０１および第２基板１０２の間を第２封止層１１０で満たし、太陽電池モジュール３００を一体化する際、一般的に、加熱圧着方法が用いられる。この場合、まず、太陽電池１０３が設けられている第１基板１０１と、第１基板１０１に対向して配置された第２基板１０２との間に第２封止層１１０の材料が配置される。そして、第２封止層１１０の周辺部に第１封止層１０５の材料が配置される。このようにして、第１基板１０１、太陽電池１０３、中間層１０４、第１封止層１０５、第２封止層１１０、および第２基板１０２で構成された積層体が得られる。次に、第２封止層１１０の材料および第１封止層１０５の材料を加熱により軟化させて、積層体全体を圧着することによって、第１基板１０１、太陽電池１０３、中間層１０４、第２封止層１１０、および第２基板１０２が一体化される。これと同時に、第１基板１０１の周縁部１０１ａと第２基板１０２の周縁部１０２ａが、第１封止層１０５と一体化され、封止される。
　ここで、太陽電池モジュール３００において中間層１０４が設けられていない第２比較形態による太陽電池モジュールについて説明する。図５Ａは、第２比較形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。図５Ｂは、図５Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。なお、太陽電池モジュール４００における第１基板２０１、第１基板の周縁部２０１ａ、第２基板２０２、第２基板の周縁部２０２ａ、太陽電池２０３、第１封止層２０５、および第２封止層２１０は、太陽電池モジュール３００における第１基板１０１、第１基板の周縁部１０１ａ、第２基板１０２、第２基板の周縁部１０２ａ、太陽電池１０３、第１封止層１０５、および第２封止層１１０とそれぞれ同じである。したがって、ここでは詳細な説明を省略する。第２比較形態による太陽電池モジュール４００のように太陽電池２０３の主表面２０３ａが第２封止層２１０と接する場合、第２封止層２１０の材料を加熱軟化して積層体を圧着する際に、第２封止層２１０の材料の流れに引きずられる等の原因によって、太陽電池２０３において層間の接合力が弱い界面で剥離が生じる場合がある。当該界面は、光電変換層２０８および正孔輸送層の界面、光電変換層２０８および電子輸送層の界面、正孔輸送層および第２電極２０９の界面、または電子輸送層および第１電極２０７の界面である。
　一方、太陽電池モジュール３００では、太陽電池１０３の主表面１０３ａおよび第２封止層１１０の間に中間層１０４が設けられている。中間層１０４は、第１封止層１０５および第２封止層１１０よりも高い軟化温度を有する材料から構成されている。このため、第２封止層１１０の材料が加熱軟化された状態で積層体が圧着される場合でも、太陽電池１０３の主表面１０３ａおよび第２封止層１１０の間に中間層１０４が介在する。その結果、第２封止層１１０の流れに引きずられること等によって生じる太陽電池１０３の層間剥離が抑制される。また、中間層１０４は太陽電池１０３の主表面１０３ａに固着されていないので、中間層１０４は太陽電池１０３との界面における気体分子の移動を妨げない。したがって、太陽電池１０３および中間層１０４の間に、太陽電池１０３から発生した脱離ガスが高濃度で滞留しにくくなる。その結果、太陽電池特性が低下するのを抑制できる。脱離ガスは、太陽電池１０３を構成する材料に由来する脱離ガスである。脱離ガスは、例えば、第２封止層１１０内全体に拡散しうる。
　さらに、別の比較形態についても検討する。図６Ａは、第３比較形態による太陽電池モジュールの平面図を示す。図６Ｂは、図６Ａに示された太陽電池モジュールのＩ－Ｉ鎖線断面図を示す。
　第３比較形態による太陽電池モジュール５００は、第２比較形態による太陽電池モジュール４００において、蒸着法により太陽電池２０３の主表面２０３ａ上に形成された中間層２１１をさらに備えた構成を有する。すなわち、第３比較形態による太陽電池モジュール５００は、中間層が太陽電池の主表面上に固着されている点が、第２実施形態による太陽電池モジュール３００と異なる。
　第３比較形態による太陽電池モジュール５００では、中間層２１１が太陽電池２０３の主表面１０３ａ上に固着されている。したがって、太陽電池モジュール５００では、中間層２１１と太陽電池２０３との界面において気体分子の移動が妨げられる。これにより、太陽電池２０３および中間層２１１の間に太陽電池２０３から発生した脱離ガスが高濃度で滞留しうる。その結果、太陽電池特性が低下する。
　以上のように、中間層１０４が太陽電池１０３上に固着せずに設置されていることにより、第２実施形態による太陽電池モジュール３００は、太陽電池モジュール３００の機械的強度の向上に加えて、太陽電池１０３を構成する多層構造体の各層間における界面剥離抑制、太陽電池表面への脱離ガス滞留による劣化抑制、および軽量モジュールの耐荷重の効果も有することができる。
　以上のとおりであるため、第２実施形態による太陽電池モジュール３００は、高い耐久性を有することができる。
　太陽電池モジュール３００は、例えば以下の方法によって作製することができる。
　第１基板１０１上に太陽電池１０３を形成するまでの方法は、第１実施形態の太陽電池モジュール１００と同じである。
　次に、第１基板１０１上に設けられた太陽電池１０３の上に、中間層１０４を、太陽電池１０３には接着せずに配置する。第２基板１０２を、太陽電池１０３を挟んで第１基板１０１に対向する位置に配置し、中間層１０４と第２基板１０２との間に第２封止層１１０を配置し、さらに第１基板１０１の周縁部１０１ａおよび第２基板１０２の周縁部１０２ａの間に第１封止層１０５を配置する。これにより、第１基板１０１、太陽電池１０３、中間層１０４、第２封止層１１０、第１封止層１０５、および第２基板１０２で構成された積層体が得られる。この積層体では、例えば中間層１０４の角部が第１封止層１０５に固定されることによって、さらに第２封止層１１０によって、中間層１０４の位置が固定される。
　上記積層体を、加熱圧着などによる一体成形によって一体化させると同時に、第１封止層１０５および第２封止層１１０によって第１基板１０１および第２基板１０２の間、さらに周縁部を封止する。これにより、太陽電池モジュール３００を得ることができる。
　以下の実施例を参照しながら、本開示はより詳細に説明される。
　実施例１から４および比較例１から４の太陽電池モジュールが作製され、それら太陽電池モジュールの特性が評価された。
　まず、各実施例および比較例の太陽電池モジュールの構成および作製方法が説明される。
　［実施例１］
　実施例１の太陽電池モジュールは、図１Ａ、図１Ｂ、および図１Ｃに示された太陽電池モジュール１００と同じ構造を有する。実施例１の太陽電池モジュールにおける各構成要素の材料、大きさ、及び厚さが以下に示される。
・第１基板１０１：フッ素ドープＳｎＯ2層付きガラス基板（日本板硝子社製、厚さ０．７ｍｍ、表面抵抗１０Ω／ｓｑ．）
・電子輸送層：酸化チタン（厚さ３０ｎｍ）、多孔質酸化チタン（厚さ２００ｎｍ）
・光電変換層１０８：ペロブスカイト化合物（厚さ３００ｎｍ）
・正孔輸送層：ＰＴＡＡ（Ａｌｄｒｉｃｈ社製）
・第２基板１０２：ガラス基板（厚さ０．７ｍｍ）
・第１封止層１０５：ブチルゴム（厚さ０．８ｍｍ）
・中間層１０４：ガラス基板（軟化温度Ｔ１：４５０℃超、厚さ０．５ｍｍ）
　実施例１の太陽電池モジュールの作製方法は以下の通りである。
　主面上にフッ素ドープＳｎＯ2層を有する、厚さ０．７ｍｍの導電性ガラス基板を用意した。これを、第１基板１０１として用いた。なお、この導電性ガラス基板におけるフッ素ドープＳｎＯ2層が、第１電極１０７として用いられた。
　第１基板１０１の第１電極１０７上に、電子輸送層として、厚さが約３０ｎｍの酸化チタン層と、厚さが０．２μｍの多孔質酸化チタン層とが形成された。酸化チタン層は、第１基板１０１の第１電極１０７上に、スパッタ法により形成された。多孔質酸化チタン層は、酸化チタン層上に、酸化チタンペーストを塗布して乾燥し、その乾燥膜をさらに５００℃で、３０分間空気中で焼成することによって形成された。酸化チタンペーストは、平均１次粒子径が２０ｎｍの高純度酸化チタン粉末をエチルセルロース中に分散させることによって調製された。
　次に、電子輸送層上に光電変換材料の原料溶液がスピンコートにより塗布されて、ペロブスカイト化合物を含む光電変換層１０８が形成された。当該原料溶液は、０．９２ｍｏｌ／Ｌのヨウ化鉛（II）（東京化成工業製）、０．１７ｍｏｌ／Ｌの臭化鉛（II）（東京化成工業製）、０．８３ｍｏｌ／Ｌのヨウ化ホルムアミジニウム（ＧｒｅａｔＣｅｌｌ　Ｓｏｌａｒ製）、０．１７ｍｏｌ／Ｌの臭化メチルアンモニウム（ＧｒｅａｔＣｅｌｌ　Ｓｏｌａｒ製）、０．０５ｍｏｌ／Ｌのヨウ化セシウム（岩谷産業製）、および０．０５ｍｏｌ／Ｌのヨウ化ルビジウム（岩谷産業製）、を含む溶液であった。当該溶液の溶媒は、ジメチルスルホキシド（ａｃｒｏｓ製）およびＮ，Ｎ－ジメチルホルムアミド（ａｃｒｏｓ製）の混合物であった。原料溶液におけるジメチルスルホキシド（ＤＭＳＯ）およびＮ，Ｎ－ジメチルホルムアミド（ＤＭＦ）の混合比（ＤＭＳＯ：ＤＭＦ）は、１：４（体積比）であった。それから、形成された塗膜を１１５℃で１５分、１００℃で３０分、ホットプレート上で熱処理することによって、光電変換層１０８であるペロブスカイト構造を有する層を得た。
　次に、ＰＴＡＡを１０ｍｇ／ｍＬ、リチウムビス（フルオロスルホニル）イミド（ＬｉＴＦＳＩ）を５ｍｍｏｌ／Ｌ、ｔｅｒｔ－ブチルピリジン（ｔＢＰ）を６μＬ／ｍＬの濃度で含むトルエン溶液を光電変換層１０８上にスピンコートにより塗布し、正孔輸送層を得た。
　正孔輸送層上に第２電極１０９として金を１５０ｎｍ蒸着した。
　以上により、第１基板１０１上に太陽電池１０３が形成された。
　次に、第１基板１０１上に設けられた太陽電池１０３の上に、中間層１０４として厚み０．５ｍｍのガラス基板を、太陽電池１０３には接着せずに配置した。第２基板１０２として厚み０．７ｍｍのガラス基板を、太陽電池１０３を挟んで第１基板１０１に対向する位置に配置し、さらに第１基板１０１の周縁部１０１ａおよび第２基板１０２の周縁部１０２ａの間に第１封止層１０５を配置した。これにより、第１基板１０１、太陽電池１０３、中間層１０４、第１封止層１０５、および第２基板１０２で構成された積層体が得られた。中間層１０４の角部を第１封止層１０５に固定することによって、中間層１０４の位置を固定した。上記積層体を、真空ラミネート法で加熱圧着して、太陽電池モジュール１００を得た。加圧圧着時の加熱温度（すなわち、封止温度）は、１２０℃であった。加圧圧着は、１２０℃において、１８０秒で脱気して３００秒で積層体を積層方向に２０ＭＰａで加圧することによって実施された。
　［実施例２］
　実施例１の太陽電池モジュールにおいて、第１基板１０１上に設けられた太陽電池１０３の上に接着せずに配置した中間層１０４と、第２基板１０２との間に、第２封止層１１０としてＰＯをさらに配置して、実施例２の太陽電池モジュールが作製された。ＰＯの軟化温度は９０℃であった。
　［実施例３］
　実施例２の太陽電池モジュールにおいて、第２封止層１１０としてＰＯの代わりにＥＶＡを配置して、実施例３の太陽電池モジュールが作製された。ＥＶＡの軟化温度は１３０℃のため、加圧圧着は１３０℃で実施された。
　［実施例４］
　実施例２の太陽電池モジュールにおいて、中間層１０４としてガラス板の代わりに厚み０．５ｍｍのポリエチレン板（軟化温度Ｔ１：１４０℃）を配置して、実施例４の太陽電池モジュールが作製された。
　［比較例１］
　実施例１の太陽電池モジュールにおいて、中間層１０４を配置せずに、比較例１の太陽電池モジュールが作製された。
　［比較例２］
　実施例２の太陽電池モジュールにおいて、中間層１０４を配置せずに、比較例２の太陽電池モジュールが作製された。
　［比較例３］
　実施例３の太陽電池モジュールにおいて、中間層１０４を配置せずに、比較例３の太陽電池モジュールが作製された。
　［比較例４］
　実施例２の太陽電池モジュールにおいて、ガラス基板を太陽電池１０３上に配置することによって中間層１０４を形成するのではなく、蒸着法により太陽電池１０３上に厚み１００ｎｍのＳｉＯ2膜を直接形成することによって中間層１０４を形成した。このようにして、比較例４の太陽電池モジュールが作製された。
　［評価方法］
　太陽電池モジュールの封止前後の特性評価および耐湿性評価を実施した。太陽電池モジュールの特性は、ハロゲンランプ（分光計器株式会社製「ＢＰＳ　Ｘ３００ＢＡ」）を用いて１００ｍＷ／ｃｍ2の照度の光を太陽電池モジュールに照射して、安定化後の電流－電圧特性をＢＡＳ株式会社製「ＡＬＳ４４０Ｂ」を用いて測定した。これにより、各太陽電池モジュールにおける変換効率が求められた。
　封止前後の特性評価において、封止後の維持率とは、封止前の変換効率を１００とした場合の、封止後の変換効率の相対値である。封止後の維持率が９５％以上で効果あり、９９％以上で十分な効果ありと判定した。
　耐湿性評価においては、８５℃、相対湿度８５％の環境下にて１０００時間放置され、放置前後の太陽電池モジュール特性が比較された。耐湿試験後の維持率とは、耐湿試験前の変換効率を１００とした場合の、耐湿試験後の変換効率の相対値である。耐湿試験後の維持率が９５％以上で効果あり、９９％以上で十分な効果ありと判定した。
　耐荷重評価は、モジュール作製における加圧圧着後の、目視による割れや変形の有無で判定された。
　結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　まず、封止後の維持率に着目する。第２封止層１１０が用いられていない実施例１、実施例４および比較例１の太陽電池モジュールでは、太陽電池１０３において界面剥離が発生しないため、封止後維持率は９９％以上であった。一方、中間層１０４を設けずに第２封止層１１０を用いた比較例２および３の太陽電池モジュールでは、封止後の維持率が大きく低下しており、加熱圧着封止時における太陽電池１０３の界面剥離の影響を大きく受けていることが確認された。
　中間層１０４としてＳｉＯ2蒸着膜を用いた比較例４の太陽電池モジュールでは、封止後の維持率が９５％よりも低かった。比較例４の太陽電池モジュールでは、太陽電池１０３の界面剥離は認められなかった。しかし、中間層１０４が太陽電池１０３に固着されているため、太陽電池１０３からの脱離ガスが高濃度で滞留した影響を受けたものと考えられる。
　太陽電池１０３に固着していない中間層１０４が設けられた実施例２および３の太陽電池モジュールでは、中間層１０４が設けられていない比較例２および３、および中間層１０４が太陽電池１０３に固着している比較例４の太陽電池モジュールに比べ、封止後の維持率が大きく改善されていた。これは、実施例２および３の太陽電池モジュールでは、太陽電池１０３における界面剥離が抑制され、さらに太陽電池１０３からの脱離ガスの滞留の影響を受けていないためと考えられる。
　次に、耐湿試験後の維持率に着目する。比較例２および３の太陽電池モジュールでは、比較例１の太陽電池モジュールに対し、第２封止層１１０の導入によりモジュール内部に浸入した水分の拡散を抑制する効果が期待されたが、耐湿試験時の熱により界面剥離が進行したため、特性がさらに大きく低下した。比較例４の太陽電池モジュールでは、封止後の特性低下が認められたが、耐湿試験後の維持率は良好であった。
　実施例２の太陽電池モジュールでは、実施例１の太陽電池モジュールに対し、第２封止層１１０の導入によりモジュール内部に浸入した水分の拡散を抑制し、耐湿試験後の維持率向上に十分な効果が得られた。実施例３の太陽電池モジュールでも同様の効果を期待したが、実施例１と同様の耐湿試験後の維持率であった。実施例３では、第２封止層１１０の軟化点上昇による封止温度上昇のため、実施例２と比較して太陽電池１０３がややダメージを受けていたためと考えられる。
　中間層１０４としてガラス基板を用いた実施例２に対し、ポリエチレン板を用いた実施例４は、軽量化しつつも実施例２と同等の耐湿試験後の維持率を示した。
　最後に、耐荷重に着目する。中間層１０４および第２封止層１１０のいずれも用いられなかった比較例１の太陽電池モジュールは、第１基板１０１および第２基板１０２がモジュール内側に大きく変形し、大半に基板割れが発生した。比較例２から４は、中間層１０４を用いていないが、第２封止層１１０を用いているため、割れや変形はなかった。
　比較例１の太陽電池モジュールに対し、中間層１０４を用いた実施例１は、変形が抑制され、基板割れは発生しなかった。実施例２から４の太陽電池モジュールは、第２封止層１１０を用いていること、そして中間層１０４も用いていることから、割れや変形はなかった。
　本開示の太陽電池モジュールは、太陽光を電気に変換する発電システム用のデバイスとして広く用いられる。
１０１、２０１　　第１基板
１０２、２０２　　第２基板
１０３、２０３　　太陽電池
１０３ａ、２０３ａ　　主表面
１０４、２１１　　中間層
１０５、２０５　　第１封止層
１０６、２０６　　空間
１０７　　第１電極
１０８　　光電変換層
１０９　　第２電極
１１０、２１０　　第２封止層
１００、２００、３００、４００、５００　　太陽電池モジュール

Claims (10)

  1. 　第１基板、
    　前記第１基板と対向する位置に設けられた第２基板、
    　前記第１基板上であって、かつ前記第１基板および前記第２基板の間に設けられた太陽電池、
    　前記太陽電池の表面において前記第２基板に面している主表面上に設けられた中間層、および
    　前記第１基板と前記第２基板との間に設けられて、前記第１基板および前記第２基板の間の領域に前記太陽電池および前記中間層を封止する第１封止層、を具備し、
    　ここで、
    　前記太陽電池は、第１電極、光電変換層、および第２電極を含む積層構造を有し、
    　前記中間層は、前記太陽電池の前記主表面に固着されておらず、
    　前記中間層の材料の軟化温度Ｔ１は、前記第１封止層の材料の軟化温度Ｔ２よりも高い、
    太陽電池モジュール。
  2. 　前記軟化温度Ｔ１は、前記軟化温度Ｔ２よりも１０℃以上高い、
    請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記中間層および前記第２基板の間に空間が存在する、
    請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記中間層および前記第２基板の間に配置された第２封止層をさらに含み、
    　前記軟化温度Ｔ１は、前記第２封止層の材料の軟化温度Ｔ３よりも高い、
    請求項１から３のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記中間層は、ガラスまたはポリエチレンを含む、
    請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含む、
    請求項１から５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記太陽電池は、電子輸送層をさらに含み、
    　前記電子輸送層は、前記第１電極および前記光電変換層の間に設けられている、
    請求項１から６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記太陽電池は、正孔輸送層をさらに含み、
    　前記正孔輸送層は、前記第２電極および前記光電変換層の間に設けられている、
    請求項１から７のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記中間層は、前記第１封止層に固定されている、
    請求項１から８のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　前記中間層は、前記第２基板に固定されている、
    請求項１から８のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
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