KR102543008B1 - Solar cell module contaning perovskite eolar cell and manufacturing method for the same - Google Patents

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Abstract

본 발명은 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양 전지 모듈과 그 제조 방법에 관한 것이다.
본 발명의 태양전지 모듈에 따르면, 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지; 상기 태양전지를 밀봉하는 제1 봉지재 및 제2 봉지재; 상기 제1 봉지재 상에 위치하는 제1 보호부재; 상기 제2 봉지재 상에 위치하는 제2 보호부재; 상기 제1 봉지재 및 제2 봉지재의 측면에 위치하고 상기 제1 보호부재와 제2 보호부재 사이에 위치하는 제 3 봉지재; 상기 제3 봉지재의 투습도(WVTR)는 제2 봉지재의 투습도보다 작고, 제2 봉지재의 투습도는 제1 봉지재의 투습도보다 작은 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈을 제공함으로써, 태양전지 모듈에서의 변환효율의 퇴화와 신뢰성을 확보할 수 있는 효과를 얻을 수 있다.The present invention relates to a solar cell module including a perovskite solar cell and a manufacturing method thereof.
According to the solar cell module of the present invention, a solar cell including a perovskite solar cell; a first encapsulant and a second encapsulant sealing the solar cell; a first protection member positioned on the first encapsulant; a second protection member positioned on the second encapsulant; a third encapsulant located on the sides of the first encapsulant and the second encapsulant and positioned between the first and second protection members; The water vapor transmission rate (WVTR) of the third encapsulant is smaller than that of the second encapsulant, and the moisture vapor transmission rate of the second encapsulant is smaller than that of the first encapsulant. It is possible to obtain the effect of deteriorating efficiency and securing reliability.

Description

페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지 모듈 및 그 제조 방법{SOLAR CELL MODULE CONTANING PEROVSKITE EOLAR CELL AND MANUFACTURING METHOD FOR THE SAME}Solar cell module including perovskite solar cell and manufacturing method thereof

본 발명은 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양 전지 모듈과 그 제조 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a solar cell module including a perovskite solar cell and a manufacturing method thereof.

태양전지는 태양광 에너지를 전기에너지로 변환시키는 일종의 에너지 전환소자로, 현재 가장 상업화된 대체 에너지 기술 중 하나이다.A solar cell is a type of energy conversion device that converts sunlight energy into electrical energy, and is currently one of the most commercialized alternative energy technologies.

이 중 결정질 실리콘(crystalline silicon; c-Si) 태양전지는 대표적인 단일접합(single juction) 태양전지로서 현재 상업적 태양전지로 널리 사용되고 있다.Among them, a crystalline silicon (c-Si) solar cell is a representative single junction solar cell and is currently widely used as a commercial solar cell.

그러나 결정질 실리콘 태양전지의 낮은 광전 변환 효율로 인해, 페로브스카이트 층을 포함하는 페로브스카이트 태양전지나 더 나아가 서로 다른 밴드 갭을 가지는 흡수층을 포함하는 단일접합 태양전지를 연결하여 하나의 태양전지를 구성하는 텐덤 태양전지에 대한 개발이 활발히 진행되고 있다.However, due to the low photoelectric conversion efficiency of the crystalline silicon solar cell, a perovskite solar cell including a perovskite layer or a single junction solar cell including an absorber layer having different band gaps may be connected to form a single solar cell. Development of a tandem solar cell constituting the is actively progressing.

도 1은 텐덤 태양전지 가운데 일반적인 형태인 2-단자 텐덤 태양전지의 단면을 개략적으로 나타낸 것으로, 태양전지는 상대적으로 큰 밴드갭을 갖는 흡수층을 포함하는 단일접합 태양전지와 상대적으로 밴드갭이 작은 흡수층을 포함하는 단일접합 태양전지가 접합층을 매개로 하여 터널 접합된다.1 schematically shows a cross-section of a two-terminal tandem solar cell, which is a common type among tandem solar cells. The solar cell includes a single junction solar cell including an absorber layer with a relatively large band gap and an absorber layer with a relatively small band gap. A single junction solar cell comprising a is tunnel-bonded through a bonding layer.

이 중, 상대적으로 큰 밴드갭을 가지는 흡수층을 포함하는 단일접합 태양전지를 페로브스카이트(perovskite) 태양전지로 사용하는 페로브스카이트/결정질 실리콘 텐덤 태양전지는 30% 이상의 높은 광전 효율을 달성할 수 있어 많은 주목을 받고 있다.Among them, a perovskite/crystalline silicon tandem solar cell using a single junction solar cell including an absorber layer with a relatively large bandgap as a perovskite solar cell achieves a high photoelectric efficiency of 30% or more. It is getting a lot of attention.

한편 태양전지는 다수의 태양전지 셀을 복수 개로 전기적으로 직렬 또는 병렬로써 연결하여 패키징 공정을 거쳐서 태양전지 모듈로써 사용한다.On the other hand, a solar cell is used as a solar cell module by electrically connecting a plurality of solar cells in series or parallel and going through a packaging process.

왜냐하면 각각의 단일 태양 전지 셀은 각 셀에서 발생되는 기전력이 상업적으로 사용하기에는 충분하지 못하기 때문이다. This is because the electromotive force generated by each single solar cell is not sufficient for commercial use.

태양전지 모듈을 제조하기 위한 모듈화 공정은 각각의 태양전지 셀의 양면에 리본을 접합시키는 태빙(tabbing)단계와 셀들을 서로 리본으로 연결하여 스트링(string)을 제작하는 단계를 거친다. 그 이후에, 스트링된 셀 배열을 밀봉재 상에 위치시킨 후 각 스트링을 전기적으로 연결시키는 어레이(array) 단계와 밀봉재와 백시트를 덮는 모듈세팅 단계 이후에 라미네이션 단계를 거친다.A modularization process for manufacturing a solar cell module includes a tabbing step of attaching ribbons to both sides of each solar cell and a step of manufacturing a string by connecting the cells with a ribbon. Thereafter, after locating the stringed cell array on the sealing material, an array step of electrically connecting each string, a module setting step of covering the sealing material and the back sheet, and then a lamination step are performed.

상기 모듈화 공정은 봉지재 등의 열경화를 위해 통상적으로 약 150℃를 넘는 고온이 필요하게 된다.The modularization process typically requires a high temperature of about 150° C. or more for thermal curing of the encapsulant or the like.

종래의 상업적인 결정질 실리콘(crystalline silicon; c-Si) 태양전지는 이와 같은 고온 라미네이션 공정동안 열에 의한 퇴화(thermal deagradation)가 발생하지 않아 고온 공정이 별 다른 이슈로 떠오르지 않았다.In a conventional commercial crystalline silicon (c-Si) solar cell, thermal deagradation does not occur during such a high-temperature lamination process, so the high-temperature process has not emerged as a separate issue.

그러나 고효율의 페로브스카이트 태양전지 또는 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 텐덤 태양전지는 페보스브카이트 흡수층을 포함하는데, 상기 페로브스카이트 흡수층은 열 및 수분에 대한 안정성이 매우 낮은 것으로 알려져 있다.However, a high-efficiency perovskite solar cell or a tandem solar cell including a perovskite solar cell includes a perovskite absorber layer, which is known to have very low stability against heat and moisture. there is.

따라서 페로브스카이트 태양전지 또는 이를 포함하는 텐덤 태양전지는 종래에 사용되어 왔던 모듈화 공정 및 재료를 적용할 경우, 페로브스카이트 흡수층의 열분해로 인한 태양전지의 성능 저하와 신뢰성 문제가 발생된다.Therefore, when conventionally used modularization processes and materials are applied to a perovskite solar cell or a tandem solar cell including the perovskite solar cell, performance degradation and reliability problems occur due to thermal decomposition of the perovskite absorber layer.

본 발명과 관련된 종래기술로는 대한민국 등록특허 10-1305087호(2013. 09. 10. 등록)가 있다. 상기 특허에서는 태양전지를 모듈화 하는 과정에서 태빙 방법과 장치 등이 개시되어 있다.As a prior art related to the present invention, there is Korean Patent Registration No. 10-1305087 (registered on September 10, 2013). The above patent discloses a tabbing method and device in the process of modularizing a solar cell.

본 발명은 페로브스카이트 태양 전지를 포함하는 복수의 태양 전지로 구성된 태양 전지 모듈 및 제조 방법에 있어서, 페로브스카이트 흡수층의 열에 의한 퇴화 및/또는 파괴를 방지할 수 있는 모듈 공정 및 재료를 제공하는 것을 목적으로 한다.The present invention relates to a solar cell module composed of a plurality of solar cells including a perovskite solar cell and a method for manufacturing a module process and material capable of preventing deterioration and/or destruction by heat of a perovskite absorber layer. intended to provide

보다 구체적으로 본 발명은 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양 전지 모듈 및 제조 방법에 있어서, 태양전지의 밀봉(encapsulation)을 위한 저온 봉지재(encapsulant) 및 저온 공정을 제공하는 것을 목적으로 한다.More specifically, an object of the present invention is to provide a low-temperature encapsulant and a low-temperature process for encapsulation of a solar cell in a solar cell module and manufacturing method including a perovskite solar cell.

더 나아가 본 발명은, 새로운 봉지 구조와 봉지 재료를 적용함으로써 투습도가 우수한 태양전지 모듈 및 그 제조 방법을 제공하는 것을 새로운 목적으로 한다.Furthermore, a new object of the present invention is to provide a solar cell module with excellent moisture permeability and a manufacturing method thereof by applying a new encapsulation structure and encapsulation material.

새로운 봉지재 구조 및 재료를 가지는 본 발명의 태양전지는 수분 침투로 인한 태양전지 모듈의 성능 저하를 방지하고 더 나아가 태양전지 모듈의 신뢰성을 향상시키는 것을 또 다른 목적으로 한다.Another object of the solar cell of the present invention having a new encapsulant structure and material is to prevent performance degradation of the solar cell module due to moisture permeation and further improve the reliability of the solar cell module.

페로브스카이트 흡수층의 열에 의한 퇴화 및/또는 파괴를 방지할 수 있고 태양전지 모듈의 성능 저하를 방지하고 더 나아가 태양전지 모듈의 신뢰성을 향상시킬 수 있는 본 발명의 태양전지 모듈에 따르면, 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지; 상기 태양전지를 밀봉하는 제1 봉지재 및 제2 봉지재; 상기 제1 봉지재 상에 위치하는 제1 보호부재; 상기 제2 봉지재 상에 위치하는 제2 보호부재; 상기 제1 봉지재 및 제2 봉지재의 측면에 위치하고 상기 제1 보호부재와 제2 보호부재 사이에 위치하는 제 3 봉지재;를 포함하고, 상기 제3 봉지재의 투습도(WVTR)는 제2 봉지재의 투습도보다 작고, 제2 봉지재의 투습도는 제1 봉지재의 투습도보다 작은 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.According to the solar cell module of the present invention, which can prevent deterioration and/or destruction by heat of the perovskite absorber layer, prevent performance deterioration of the solar cell module, and further improve the reliability of the solar cell module, solar cells including skid solar cells; a first encapsulant and a second encapsulant sealing the solar cell; a first protection member positioned on the first encapsulant; a second protection member positioned on the second encapsulant; A third encapsulant positioned on the side surfaces of the first encapsulant and the second encapsulant and positioned between the first protection member and the second encapsulant, wherein the water vapor transmission rate (WVTR) of the third encapsulant is that of the second encapsulant. A solar cell module may be provided, characterized in that the moisture permeability is smaller than that of the second encapsulant and the vapor permeability of the second encapsulant is smaller than that of the first encapsulant.

바람직하게는, 상기 태양전지는 페로브스카이트 태양전지 또는 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 텐덤 태양전지인 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the solar cell is a perovskite solar cell or a tandem solar cell including a perovskite solar cell; a solar cell module may be provided.

바람직하게는, 상기 제1 봉지재는 EVA 수지이고, 제2 봉지재는 올레핀계 수지인 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the first encapsulant is an EVA resin, and the second encapsulant is an olefin-based resin; a solar cell module may be provided.

이 때, 상기 EVA 수지에서의 VA의 함량은 10~30 wt.%인 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.At this time, the content of VA in the EVA resin is 10 to 30 wt.%; a solar cell module characterized in that it can be provided.

바람직하게는, 상기 제1 보호부재는 유리를 포함하는 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the first protective member includes glass; a solar cell module may be provided.

바람직하게는, 상기 제2 보호부재는 TPT(Tedlar/PET/Tedlar), 유리, 금속 또는 폴리불화비닐라덴 수지층 중 적어도 하나 이상을 포함하는 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the second protective member includes at least one of TPT (Tedlar/PET/Tedlar), glass, metal, or polyvinyl fluoride resin layer; a solar cell module may be provided, characterized in that .

바람직하게는, 상기 제3 봉지재는 부틸고무를 포함하는 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the third encapsulant includes butyl rubber; a solar cell module may be provided.

이 때, 상기 태양전지 모듈의 모서리에 위치하는 프레임; 상기 프레임과 상기 제3 봉지재 사이에 위치하는 모서리 봉지재를 포함하는 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.At this time, a frame located at the corner of the solar cell module; A solar cell module may be provided, comprising a corner encapsulant positioned between the frame and the third encapsulant.

바람직하게는, 상기 제1 봉지재의 투습도는 약 30 g/(㎡ㆍday) 정도이고, 제2 봉지재의 투습도는 0.7~4.5 g/(㎡ㆍday) 정도이고, 제3 봉지재의 투습도는 0.001~0.01 g/(㎡ㆍday) 인 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the moisture permeability of the first encapsulant is about 30 g/(m²·day), the vapor permeability of the second encapsulant is about 0.7 to 4.5 g/(m²·day), and the vapor permeability of the third encapsulant is 0.001 to 0.001 0.01 g/(m²·day); a solar cell module characterized in that may be provided.

바람직하게는, 상기 모듈은 상기 제1 보호부재, 제2 보호부재 및 제3 봉지재를 에워 싸는 프레임을 더 포함하는 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.Preferably, the module may further include a frame enclosing the first protection member, the second protection member, and the third encapsulant; a solar cell module characterized in that it may be provided.

특히, 상기 태양전지의 평면 방향으로의 상기 프레임의 폭은 상기 제3 봉지재의 폭보다 더 큰 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈이 제공될 수 있다.In particular, a solar cell module may be provided wherein a width of the frame in a plane direction of the solar cell is greater than a width of the third encapsulant.

본 발명에 따르는 태양전지 모듈은 열에 의한 퇴화 및/또는 파괴를 방지할 수 있는 저온 봉지재 및 공정에 의해 제조될 수 있다.The solar cell module according to the present invention can be manufactured by a low-temperature encapsulant and process capable of preventing deterioration and/or destruction by heat.

이로 인해 본 발명의 태양전지 모듈은 태양전지의 변환효율의 퇴화를 유발시키지 않아 모듈에서도 높은 효율을 달성할 수 있다.Due to this, the solar cell module of the present invention does not cause deterioration of the conversion efficiency of the solar cell, so that high efficiency can be achieved even in the module.

또한 본 발명의 태양전지 모듈은 봉지재의 새로운 구조 및 재료를 채택함으로써 태양전지 모듈에서의 투습도가 매우 낮은 효과를 얻을 수 있다.In addition, the solar cell module of the present invention adopts a new structure and material of the encapsulant, thereby obtaining an effect of very low water permeability in the solar cell module.

이를 통해 본 발명의 태양전지 모듈은 수분에 의한 태양전지의 퇴화를 막음으로써 모듈에서의 신뢰성을 향상시키는 효과를 얻을 수 있다.Through this, the solar cell module of the present invention can obtain an effect of improving the reliability of the module by preventing deterioration of the solar cell due to moisture.

도 1은 본 발명을 포함한 일반적인 태양전지 모듈의 개략적인 단면도이다.
도 2는 종래의 태양전지 모듈의 개략적인 사시도이다.
도 3은 도 1의 II-II 선을 따라 잘라서 본 단면도이다.
도4는 본 발명의 일 실시예에 따른 태양전지 모듈의 개략적인 단면도이다.
도 5는 도 4의 태양전지 모듈에 프레임이 설치된 태양전지 모듈의 개략적인 사시도이다.
도 6은 도 4의 태양전지 모듈에 프레임이 설치된 태양전지 모듈의 다른 실시예를 나타내는 사시도이다.
도 7은 도 4의 태양전지 모듈에 프레임이 설치된 태양전지 모듈의 또 다른 실시예를 나타내는 사시도이다.
도 8은 본 발명의 태양전지 모듈의 제조 방법을 개략적으로 나타낸 공정도이다.
도 9은 본 발명에 따른 태양전지 셀 및 모듈을 나타낸 단면도이다.1 is a schematic cross-sectional view of a general solar cell module including the present invention.
2 is a schematic perspective view of a conventional solar cell module.
FIG. 3 is a cross-sectional view taken along line II-II of FIG. 1 .
4 is a schematic cross-sectional view of a solar cell module according to an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a schematic perspective view of a solar cell module in which a frame is installed in the solar cell module of FIG. 4 .
6 is a perspective view illustrating another embodiment of a solar cell module in which a frame is installed in the solar cell module of FIG. 4 .
FIG. 7 is a perspective view illustrating another embodiment of a solar cell module in which a frame is installed in the solar cell module of FIG. 4 .
8 is a process chart schematically showing a method for manufacturing a solar cell module according to the present invention.
9 is a cross-sectional view showing a solar cell and module according to the present invention.

이하, 본원에 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지 모듈 및 그 제조 방법을 상세히 설명하기로 한다.Hereinafter, a solar cell module including a perovskite solar cell and a manufacturing method thereof according to a preferred embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

본 발명은 이하에서 개시되는 실시예에 한정되는 것이 아니라 서로 다른 다양한 형태로 구현될 수 있으며, 단지 본 실시예는 본 발명의 개시가 완전하도록 하며 통상의 지식을 가진 자에게 발명의 범주를 완전하게 알려주기 위하여 제공되는 것이다.The present invention is not limited to the embodiments disclosed below and can be implemented in various different forms, but only the present embodiments make the disclosure of the present invention complete and the scope of the invention completely covered by those skilled in the art. It is provided to inform you.

본 발명을 명확하게 설명하기 위해서 설명과 관계없는 부분은 생략하였으며, 명세서 전체를 통하여 동일 또는 유사한 구성요소에 대해서는 동일한 참조 부호를 붙이도록 한다. 또한, 본 발명의 일부 실시예들을 예시적인 도면을 참조하여 상세하게 설명한다. 각 도면의 구성요소들에 참조부호를 부가함에 있어서, 동일한 구성요소들에 대해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호를 가질 수 있다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략할 수 있다.In order to clearly describe the present invention, parts irrelevant to the description are omitted, and the same reference numerals are assigned to the same or similar components throughout the specification. In addition, some embodiments of the present invention are described in detail with reference to exemplary drawings. In adding reference numerals to components of each drawing, the same components may have the same numerals as much as possible even if they are displayed on different drawings. In addition, in describing the present invention, if it is determined that a detailed description of a related known configuration or function may obscure the gist of the present invention, the detailed description may be omitted.

본 발명의 구성 요소를 설명하는 데 있어서, 제 1, 제 2, A, B, (a), (b) 등의 용어를 사용할 수 있다. 이러한 용어는 그 구성 요소를 다른 구성요소와 구별하기 위한 것일 뿐, 그 용어에 의해 해당 구성 요소의 본질, 차례, 순서 또는 개수 등이 한정되지 않는다. 어떤 구성 요소가 다른 구성요소에 "연결", "결합" 또는 "접속"된다고 기재된 경우, 그 구성 요소는 그 다른 구성요소에 직접적으로 연결되거나 또는 접속될 수 있지만, 각 구성 요소 사이에 다른 구성 요소가 "개재"되거나, 각 구성 요소가 다른 구성 요소를 통해 "연결", "결합" 또는 "접속"될 수도 있다고 이해되어야 할 것이다.In describing the components of the present invention, terms such as first, second, A, B, (a), and (b) may be used. These terms are only used to distinguish the component from other components, and the nature, sequence, order, or number of the corresponding component is not limited by the term. When an element is described as being “connected,” “coupled to,” or “connected” to another element, that element is or may be directly connected to that other element, but intervenes between each element. It will be understood that may be "interposed", or each component may be "connected", "coupled" or "connected" through other components.

또한, 본 발명을 구현함에 있어서 설명의 편의를 위하여 구성요소를 세분화하여 설명할 수 있으나, 이들 구성요소가 하나의 장치 또는 모듈 내에 구현될 수도 있고, 혹은 하나의 구성요소가 다수의 장치 또는 모듈들에 나뉘어져서 구현될 수도 있다.In addition, in implementing the present invention, components may be subdivided for convenience of explanation, but these components may be implemented in one device or module, or one component may be implemented in a plurality of devices or modules. It may be implemented by dividing into .

도 2는 종래의 태양전지 모듈을 도시한 사시도이고, 도 3은 도 1의 II-II 선을 따라 잘라서 본 단면도이다.FIG. 2 is a perspective view of a conventional solar cell module, and FIG. 3 is a cross-sectional view taken along line II-II of FIG. 1 .

도 2 및 도 3을 참조하면, 태양전지 모듈(100)은 복수의 태양전지(150)와, 복수의 태양전지(150)를 전기적으로 연결하는 배선재(142)를 포함한다. 그리고 태양전지 모듈(100)은 복수의 태양전지(150)와 이를 연결하는 배선재(142)을 둘러싸서 밀봉하는 제1 봉지재(131) 및 제2 봉지재(132)를 포함한 봉지재(130)와, 봉지재(130) 위에서 태양 전지(150)의 제1 면에 위치하는 제1 보호부재(110)과, 봉지재(130) 위에서 태양 전지(150)의 제2 면에 위치하는 제2 보호부재(120)를 포함한다.Referring to FIGS. 2 and 3 , the solar cell module 100 includes a plurality of solar cells 150 and a wiring member 142 electrically connecting the plurality of solar cells 150 to each other. In addition, the solar cell module 100 includes an encapsulant 130 including a first encapsulant 131 and a second encapsulant 132 that enclose and seal the plurality of solar cells 150 and the wiring member 142 connecting them. And, the first protection member 110 positioned on the first surface of the solar cell 150 on the encapsulant 130 and the second protection positioned on the second surface of the solar cell 150 on the encapsulant 130 It includes member 120.

이 때, 제1 보호부재(110) 및 제2 보호부재(120)는 각기 외부의 충격, 습기, 자외선 등으로부터 태양 전지(150)를 보호할 수 있는 절연 물질로 구성될 수 있다. In this case, each of the first protective member 110 and the second protective member 120 may be made of an insulating material capable of protecting the solar cell 150 from external shock, moisture, ultraviolet rays, and the like.

한편 제1 보호부재(110)는 광이 투과할 수 있는 투광성 물질로 구성되고, 제2 보호부재(120)는 투광성 물질, 비투광성 물질, 또는 반사 물질 등으로 구성되는 시트로 구성될 수 있다. 일 예로, 제1 보호부재(110)는 유리 기판 등으로 구성될 수 있고, 제2 보호부재(120)는 TPT(Tedlar/PET/Tedlar) 타입을 가지거나, Glass, 알루미늄 등의 금속 또는 베이스 필름(예를 들어, 폴리에틸렌테레프탈레이트(PET))의 적어도 일면에 형성된 폴리불화비닐리덴(poly vinylidene fluoride, PVDF) 수지층을 포함할 수 있다.Meanwhile, the first protective member 110 may be made of a light-transmitting material through which light may pass, and the second protective member 120 may be made of a sheet made of a light-transmitting material, a non-transmissive material, or a reflective material. For example, the first protective member 110 may be made of a glass substrate, and the second protective member 120 may have a TPT (Tedlar/PET/Tedlar) type, or a base film or metal such as glass or aluminum. (eg, a polyvinylidene fluoride (PVDF) resin layer formed on at least one surface of polyethylene terephthalate (PET)).

이 때, 제1 보호부재(110)는 태양광, 특히 파장 범위가 380~1,100㎚ 범위에서의 태양광의 투과율을 높이기 철분(Fe)의 함유량을 낮춘 소위 말하는 백유리를 주로 사용한다. 아울러 전면 유리판(110)용 유리는 필요한 경우 강화처리를 하여 외부로부터의 충격이나 이물로부터 태양 전지(150)를 보호할 수 있다.At this time, the first protective member 110 mainly uses so-called white glass having a low content of iron (Fe) to increase transmittance of sunlight, particularly sunlight in a wavelength range of 380 to 1,100 nm. In addition, the glass for the front glass plate 110 may be tempered, if necessary, to protect the solar cell 150 from impact or foreign matter from the outside.

제1, 2보호부재를 모두 투명한 재료로 사용할 경우 양면에서 빛이 수광되기 때문에 발전량을 증가시킬 수 있다.When both the first and second protective members are made of a transparent material, the amount of power generation can be increased because light is received from both sides.

본 발명에서의 복수 개의 태양전지(150)는 배선재(142)에 의하여 전기적으로 직렬, 병렬 또는 직병렬로 연결될 수 있으며, 특별히 전기적인 연결방식에 대해서는 본 발명에서는 제한하지 않는다. 배선재(142) 및 태양 전지(150)에 대해서는 추후에 좀더 상세하게 설명한다.The plurality of solar cells 150 in the present invention may be electrically connected in series, parallel, or series-parallel by the wiring member 142, and the present invention does not specifically limit the electrical connection method. The wiring member 142 and the solar cell 150 will be described in more detail later.

버스리본(145)은 배선재(142)에 의하여 연결되어 하나의 열(列)을 형성하는 태양 전지(150)(즉, 태양 전지 스트링(string))의 배선재(142)의 양 끝단을 교대로 연결한다. 버스리본(145)은 태양 전지 스트링의 단부에서 이와 교차하는 방향으로 배치될 수 있다. The bus ribbon 145 is connected by a wiring member 142 to alternately connect both ends of the wiring member 142 of the solar cell 150 (ie, a solar cell string) forming one row do. The bus ribbon 145 may be disposed in a direction crossing the end of the solar cell string.

도 2 및 도 3을 참고하면, 봉지재(130)는 배선재(142)에 의하여 연결된 태양전지(150)의 제1 면에 위치하는 제1 봉지재(131)와, 태양전지(150)의 제2 면에 위치하는 제2 봉지재(132)를 포함할 수 있다. 2 and 3, the encapsulant 130 includes the first encapsulant 131 positioned on the first surface of the solar cell 150 connected by the wiring member 142, and the first encapsulant 131 of the solar cell 150. It may include a second encapsulant 132 located on two sides.

제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132)는 수분과 산소의 유입되는 것을 방지하며 태양전지 모듈(100)의 각 요소들을 화학적으로 결합한다. 따라서 제1 및 제2 봉지재(131, 132)는 투광성 및 접착성을 가지는 절연 물질이 필수적으로 요구된다.The first encapsulant 131 and the second encapsulant 132 prevent moisture and oxygen from entering and chemically combine each element of the solar cell module 100 . Therefore, the first and second encapsulants 131 and 132 are essentially required to be insulating materials having light-transmitting and adhesive properties.

구체적으로 제1 및 제2 봉지재(131, 132)로서 에틸렌초산비닐 공중합체 수지(EVA), 폴리비닐부티랄, 규소 수지, 에스테르계 수지 등이 사용될 수 있다.Specifically, ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA), polyvinyl butyral, silicon resin, ester-based resin, and the like may be used as the first and second encapsulants 131 and 132 .

이 중 에틸렌초산비닐 공중합체 수지(EVA)가 종래에는 제1 및 제2 봉지재(131, 132)로서 주로 사용되어 왔다.Among them, ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA) has conventionally been mainly used as the first and second encapsulants 131 and 132 .

EVA 수지는 다른 성분의 수지와 필적할만한 연화점 및 강도를 가지는 것에 더하여 다른 성분의 수지들은 가지지 못하는 특성인 UV와 같은 단파장의 태양광을 투과할 수 있다는 장점을 추가로 가지고 있기 때문이다. 이와 같은 높은 광투과도로 인해 EVA 수지는 태양전지 모듈의 봉지재로써 널리 사용되어 왔다.This is because, in addition to having a softening point and strength comparable to resins of other components, the EVA resin additionally has the advantage of being able to transmit short-wavelength sunlight such as UV, which is a characteristic that resins of other components do not have. Due to such high light transmittance, EVA resin has been widely used as an encapsulant for solar cell modules.

이와 같은 EVA 수지의 우수한 장점에도 불과하고 EVA 수지는 다른 수지 대비 상대적으로 높은 공정온도를 요구한다. 그리고 더 나아가 EVA 수지는 다른 성분의 수지들 대비 투습도 측면에서도 더 낮은 투습도를 확보하기 어렵다.These EVA resins have only excellent advantages, and EVA resins require a relatively high processing temperature compared to other resins. Furthermore, it is difficult for the EVA resin to secure a lower moisture permeability compared to resins of other components in terms of moisture permeability.

이와 같은 EVA 수지의 특성은 본 발명과 같이 페로브스카이트 흡수층을 포함한 태양전지 모듈에 봉지재로써 EVA 수지의 적용을 어렵게 한다. 왜냐하면 페로브스카이트 흡수층은 열과 수분에 매우 취약하기 때문이다. 더 나아가 페로브스카이트 흡수층을 포함한 태양전지 모듈이 지속적으로 열과 수분에 노출되면 태양전지 모듈은 신뢰성도 크게 떨어질 수 있다.Such characteristics of the EVA resin make it difficult to apply the EVA resin as an encapsulant to a solar cell module including a perovskite absorber layer as in the present invention. This is because the perovskite absorber layer is very vulnerable to heat and moisture. Furthermore, if the solar cell module including the perovskite absorbing layer is continuously exposed to heat and moisture, the reliability of the solar cell module may be greatly reduced.

따라서 도 2 및 3의 태양전지 모듈의 구조 및 재료는 본 발명의 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지 모듈에 적용되기에 매우 곤란한 실정이다.Therefore, the structure and material of the solar cell module of FIGS. 2 and 3 are very difficult to apply to the solar cell module including the perovskite solar cell of the present invention.

도 4 및 5는 본 발명의 일 실시예에 따른 태양전지 모듈의 단면도 또는 사시도이다. 4 and 5 are cross-sectional or perspective views of a solar cell module according to an embodiment of the present invention.

도 4에서 도시하는 바와 같이, 본 발명에서의 태양전지 모듈(200)은 구조적으로 종래의 태양전지 모듈(100)과는 달리 제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132)에 더하여 제3 봉지재(133)을 추가로 포함한다. As shown in FIG. 4, the solar cell module 200 in the present invention is structurally different from the conventional solar cell module 100 in addition to the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132. 3 The encapsulant 133 is further included.

재료적인 특성을 먼저 살펴보면, 제1 봉지재(131)가 수광면에 위치할 경우 제2 봉지재(132) 대비 투광성 또는 광 투과도가 더욱 요구된다. 이와 같은 투광성을 갖춘 재료들 가운데 제1 봉지재(131)로 고려될 수 있는 재료로는, 에틸렌초산비닐 공중합체 수지(EVA), 폴리비닐부티랄, 규소 수지, 에스테르계 수지, 올레핀계 수지 등이 사용될 수 있다.Looking at the material characteristics first, when the first encapsulant 131 is located on the light receiving surface, light transmittance or light transmittance compared to the second encapsulant 132 is more required. Materials that can be considered as the first encapsulant 131 among materials having light transmission properties include ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA), polyvinyl butyral, silicon resin, ester-based resin, olefin-based resin, and the like. this can be used

이중 본 발명의 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지 모듈에 바람직한 제1 봉지재(131)는 에틸렌초산비닐 공중합체 수지(EVA) 또는 올레핀계 수지가 바람직하다. 이 중에서도 특히 UV through 특성을 가지며 단파장 가시광선 영역에서의 투과도가 높은 EVA 수지가 본 발명의 제1 봉지재(131)로 더욱 바람직하다. 왜냐하면 페로브스카이트 흡수층을 포함하는 본 발명의 태양전지는 종래의 결정질 실리콘 태양전지에 비해 짧은 파장대의 가시광선의 흡수율이 높아 광전 변환 효율이 우수한 특성을 가지기 때문이다.Among them, the preferred first encapsulant 131 for the solar cell module including the perovskite solar cell of the present invention is preferably an ethylene-vinyl acetate copolymer resin (EVA) or an olefin-based resin. Among them, an EVA resin having a UV through characteristic and high transmittance in a short-wavelength visible ray region is more preferable as the first encapsulant 131 of the present invention. This is because the solar cell of the present invention including the perovskite absorbing layer has higher absorption of visible light in a shorter wavelength range than conventional crystalline silicon solar cells, and thus has excellent photoelectric conversion efficiency.

EVA 수지는 올레핀계 수지인 LDPE(low density polyethylene)에 VA(vinyl acetate)가 랜덤하게 섞여서 고분자 주쇄를 형성하고 있다. 따라서 EVA 수지는 기본적으로 LDPE의 성질을 띠면서 VA가 어느 정도 포함되어 있느냐에 따라 기본성질이 결정된다.EVA resin forms a polymer main chain by randomly mixing VA (vinyl acetate) with LDPE (low density polyethylene), which is an olefinic resin. Therefore, EVA resin basically has the properties of LDPE, and its basic properties are determined depending on how much VA is included.

EVA 수지는 통상적으로 VA의 함량이 증가함에 따라 광학적 투명도는 증가하고 결정성이나 녹는점 또는 연화점은 감소한다. 반면 EVA 수지의 투습도는 VA의 함량이 증가함에 따라 감소한다.As the content of VA increases, the optical transparency of the EVA resin usually increases and the crystallinity, melting point or softening point decreases. On the other hand, the vapor permeability of the EVA resin decreases as the VA content increases.

페로브스카이트 흡수층을 포함하는 본 발명에서의 태양전지는 광학적 투명도뿐만 아니라 연화점과 투습도도 매우 중요하다.In the solar cell of the present invention including the perovskite absorbing layer, not only optical transparency but also softening point and moisture permeability are very important.

특히 본 발명에서의 태양전지는 페로브스카이트 흡수층을 가지므로 모듈 공정(특히 라미네이션 공정) 동안 공정온도가 150℃를 넘지 않는 것이 바람직하며, 공정온도가 100℃를 넘지 않는 것이 보다 바람직하다.In particular, since the solar cell in the present invention has a perovskite absorbing layer, the process temperature during the module process (particularly the lamination process) preferably does not exceed 150 ° C, and more preferably does not exceed 100 ° C.

본 발명에서 요구되는 광투과도 및 공정온도의 상한 값은 본 발명의 제1 봉지재로서의 EVA 수지에서의 VA 함량의 하한치를 결정한다. 본 발명에서의 제1 봉지재로 EVA 수지가 사용될 때, EVA 수지에서의 VA의 하한값은 10 wt.% 이상이어야 한다. 만일 EVA 수지에서의 VA의 하한값이 10wt.% 보다 작으면, 제1 봉지재로서 EVA 수지는 너무 낮은 광투과도와 너무 높은 공정온도를 가지기 때문에 바람직하지 못하다. The upper limit of light transmittance and process temperature required in the present invention determines the lower limit of the VA content in the EVA resin as the first encapsulant of the present invention. When EVA resin is used as the first encapsulant in the present invention, the lower limit of VA in the EVA resin must be 10 wt.% or more. If the lower limit of VA in the EVA resin is less than 10 wt.%, the EVA resin as the first encapsulant is not preferable because it has too low light transmittance and too high processing temperature.

한편 EVA 수지 내의 VA 함량이 지나치게 높으면, EVA 수지의 투습도가 지나치게 높아지게 된다. On the other hand, if the VA content in the EVA resin is too high, the vapor permeability of the EVA resin becomes too high.

태양전지 모듈은 주로 야외나 실외에 설치되므로 수분에 지속적으로 노출되게 된다. 특히 본 발명의 태양전지 모듈은 열 뿐만 아니라 수분에도 약한 페로브스카이트 흡수층을 포함하므로, 태양전지 모듈에서의 봉지재(130)는 반드시 낮은 투습도를 확보하여야 한다. 따라서 본 발명의 제1 봉지재로서의 EVA 수지는 VA의 상한값이 30 wt.% 이하이어야 한다. 만일 상기 VA의 함량이 30 wt.%를 초과하는 경우, 제1 봉지재의 투습도 역시 30 g/(㎡ㆍday)를 초과하게 되어 태양전지 모듈이 수분에 노출될 가능성이 너무 높아질 수 있다.Since solar cell modules are mainly installed outdoors or outdoors, they are continuously exposed to moisture. In particular, since the solar cell module of the present invention includes a perovskite absorbing layer that is weak not only to heat but also to moisture, the encapsulant 130 in the solar cell module must ensure low moisture permeability. Therefore, the EVA resin as the first encapsulant of the present invention should have an upper limit of VA of 30 wt.% or less. If the VA content exceeds 30 wt.%, the moisture permeability of the first encapsulant also exceeds 30 g/(m 2 ·day), and thus the possibility of the solar cell module being exposed to moisture may be too high.

한편 본 발명에서의 제2 봉지재(132)는 제2 보호부재(120)가 광투과성을 가지는 못하는 소재로 이루어지는 경우 제1 봉지재(131)과는 달리 UV through 특성을 갖지 않아도 무방하다. 따라서 본 발명의 태양전지 모듈에서의 제2 봉지재(132)는 제1 봉지재(131)와는 달리 광투과도에 있어 보다 넓은 설계 자유도를 가질 수 있다.Meanwhile, the second encapsulant 132 in the present invention may not have UV through characteristics unlike the first encapsulant 131 when the second protective member 120 is made of a material that does not have light transmittance. Therefore, unlike the first encapsulant 131, the second encapsulant 132 in the solar cell module of the present invention may have a wider design freedom in terms of light transmittance.

상기와 같은 본 발명의 제2 봉지재(132)의 광학적 자유도로 인해, 본 발명의 태양전지 모듈에서의 제2 봉지재(132)는 올레핀계 수지가 사용될 수 있다. 여기서 올레핀계 수지란 PE(polyethylene)이나 PP(polyprorhylene)과 같이 탄소가 사슬 모양으로 결합되어 있으나, 그 중에 탄소끼리의 이중결합이 하나 들어있는 수지를 말한다.Due to the optical degree of freedom of the second encapsulant 132 of the present invention as described above, an olefin-based resin may be used as the second encapsulant 132 in the solar cell module of the present invention. Here, the olefin-based resin refers to a resin in which carbons are bonded in a chain shape, such as polyethylene (PE) or polyprorhylene (PP), but one double bond between carbons is included.

다만 본 발명에서의 제2 봉지재(132)도 제1 봉지재(131)와 마찬가지로 낮은 모듈공정 온도 및 낮은 투습도를 가져야 한다. 특히 제2 봉지재(132)는 제1 봉지재(131) 대비 광 투과도에 있어 재료적인 자유도로 인해 제1 봉지재(131)보다 낮은 투습도 및 낮은 공정온도를 가질 수 있다.However, like the first encapsulant 131, the second encapsulant 132 in the present invention should also have a low module process temperature and low moisture permeability. In particular, the second encapsulant 132 may have a lower moisture permeability and a lower process temperature than the first encapsulant 131 due to material freedom in light transmittance compared to the first encapsulant 131 .

이에 더하여 본 발명에서 제2 봉지재(132)가 올레핀계 수지이면 성분 및 밀도 등의 특성에 따라 매우 다양하게 공정 온도 및 투습도를 조절할 수 있다는 추가적인 장점이 있다. 예를 들어, 본 발명의 제2 봉지재(132)로 사용 가능한 HDPE(high density polyethylene)는 제2 봉지재(132)로 사용 가능한 LDPE(low density polyethylene) 대비 연화점이 높아 공정온도가 높아지는 단점이 있으나, 높은 밀도로 인해 투습도에 있어서는 보다 유리한 장점을 가질 수 있는 트레이드 오프(trade-off) 관계를 가진다.In addition, in the present invention, if the second encapsulant 132 is an olefin-based resin, there is an additional advantage that the process temperature and moisture permeability can be adjusted in a variety of ways according to characteristics such as components and density. For example, HDPE (high density polyethylene) that can be used as the second encapsulant 132 of the present invention has a higher softening point than LDPE (low density polyethylene) that can be used as the second encapsulant 132, so the process temperature is increased. However, due to its high density, it has a trade-off relationship that can have a more advantageous advantage in terms of moisture permeability.

따라서 본 발명의 제2 봉지재(132)의 투습도는 공정온도를 감안하여 0.5 ~ 10 g/(㎡ㆍday) 범위를 가지는 것이 바람직하며 0.7 ~ 4.5 g/(㎡ㆍday)의 범위를 가지는 것이 보다 바람직하다.Therefore, the moisture permeability of the second encapsulant 132 of the present invention is preferably in the range of 0.5 to 10 g/(m 2 ·day) in consideration of the process temperature, and preferably in the range of 0.7 to 4.5 g/(m 2 ·day). more preferable

한편 태양전지 모듈의 구조적인 관점에서 살펴 보면, 본 발명의 태양전지 모듈(200)은 종래의 태양전지 모듈(100) 대비 제3 봉지재(133)를 추가로 포함한다는 특징을 가진다.Meanwhile, from the structural point of view of the solar cell module, the solar cell module 200 of the present invention is characterized by additionally including a third encapsulant 133 compared to the conventional solar cell module 100.

앞에서 살펴본 바와 같이 태양전지 모듈은 주로 야외나 실외에 노출되므로 이로 인해 태양전지 모듈은 수분에 지속적으로 노출된다. 종래의 태양전지 모듈(100)은 구조적으로 제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132) 사이의 경계면을 따라 외부에서 수분이 유입될 수 있고, 더 나아가 유입된 수분도 태양전지 모듈(100)의 밀봉 구조로 인해 태양전지 모듈(100) 외부로 빠져나가기 어렵다는 문제가 있다. As described above, since the solar cell module is mainly exposed to outdoors or outdoors, the solar cell module is continuously exposed to moisture. In the conventional solar cell module 100, structurally, moisture may flow in from the outside along the interface between the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132, and furthermore, the introduced moisture also enters the solar cell module ( There is a problem that it is difficult to escape to the outside of the solar cell module 100 due to the sealing structure of 100).

이와 같은 종래의 태양전지 모듈(100)의 문제점에 더하여, 본 발명의 태양전지 모듈(200)은 낮은 공정온도가 요구되므로 재료적으로 제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132) 사이의 결합력 또는 강성 확보가 쉽지 않게 된다. 이에 따라 본 발명의 태양전지 모듈(200)은 종래의 태양전지 모듈(100) 대비 제3 봉지재(133)를 추가로 포함한다.In addition to the problems of the conventional solar cell module 100, since the solar cell module 200 of the present invention requires a low process temperature, material between the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132 It is not easy to secure the binding force or rigidity of the Accordingly, the solar cell module 200 of the present invention additionally includes a third encapsulant 133 compared to the conventional solar cell module 100 .

본 발명의 제3 봉지재(133)는 제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132)의 경계면을 에워싸고 제1 보호부재(110)와 제2 보호부재(120) 사이에 위치한다.The third encapsulant 133 of the present invention surrounds the interface between the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132 and is located between the first protective member 110 and the second protective member 120 .

본 발명의 태양전지 모듈(200)에서의 제3 봉지재(133)는 제1 봉지재(131) 및 제2 봉지재(132)와는 달리 태양전지의 태양광 흡수에 별다른 관여를 하지 않는다. 따라서 본 발명의 제3 봉지재(133)는 광투과도는 요구되지 않는 반면 투습도는 가급적 낮은 것이 바람직하다.Unlike the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132, the third encapsulant 133 in the solar cell module 200 of the present invention does not participate in the solar cell's absorption of sunlight. Therefore, the third encapsulant 133 of the present invention does not require light transmittance, but preferably has a water vapor transmittance as low as possible.

이와 같이 낮은 투습도 요구특성을 만족하기 위해 본 발명의 제3 봉지재(133)는 부틸고무가 바람직하다. 특히 부틸고무는 재료 자체적으로 넓은 온도범위에서 균열 없이 안정적으로 유지될 수 있고 고무라는 재질의 특성상 탄성을 가지므로 외부의 충격으로부터 태양전지 모듈을 기계적으로 보호할 수 있으며 산과 알칼리 등의 화학 약품에 대한 저항성도 높다. 또한 부틸고무는 본 발명의 태양전지 모듈(200)의 제1 보호부재(110) 및 제2 보호부재(120)로 사용되는 유리나 금속과의 접착력이 매우 뛰어난 장점을 가진다.In order to satisfy the required characteristics of low moisture permeability, the third encapsulant 133 of the present invention is preferably butyl rubber. In particular, butyl rubber can be stably maintained without cracking in a wide temperature range by itself and has elasticity due to the nature of rubber, so it can mechanically protect solar cell modules from external shocks and is resistant to chemicals such as acids and alkalis. resistance is also high. In addition, butyl rubber has a very excellent adhesive strength with glass or metal used as the first protective member 110 and the second protective member 120 of the solar cell module 200 of the present invention.

본 발명의 태양전지 모듈의 제3 봉지재(133)가 부틸고무로 형성되게 되면, 무엇보다도 본 발명의 제3 봉지재(133)는 0.01 g/(㎡ㆍday) 미만의, 보다 바람직하게는 0.001 ~ 0.01 g/(㎡ㆍday)의 매우 낮은 투습도를 가지는 탁월한 장점을 가질 수 있다. 본 발명에서의 제3 봉지재(133)의 매우 낮은 투습도는 제1 봉지재(131)는 물론이거니와 제1 봉지재(131) 보다 더 낮은 투습도를 가지는 제2 봉지재(132)의 투습도 보다 낮다.When the third encapsulant 133 of the solar cell module of the present invention is formed of butyl rubber, above all, the third encapsulant 133 of the present invention is less than 0.01 g / (m 2 · day), more preferably It may have an excellent advantage of having a very low moisture permeability of 0.001 to 0.01 g/(m²·day). The very low moisture permeability of the third encapsulant 133 in the present invention is lower than that of the first encapsulant 131 as well as the second encapsulant 132 having a lower moisture permeability than the first encapsulant 131. .

한편 도 5에서 도시된 바와 같이, 본 발명의 태양전지 모듈(200)은 필요에 따라 제3 봉지재를 에워싸는 형상을 포함하는 프레임(190)을 추가로 포함할 수 있다. Meanwhile, as shown in FIG. 5 , the solar cell module 200 of the present invention may additionally include a frame 190 having a shape surrounding the third encapsulant as needed.

본 발명에서의 상기 프레임은 태양전지 모듈의 모서리에 위치하며 각 모서리에서 모듈에 가해지는 충격 및 스트레스를 기계적으로 막아주는 역할을 수행한다. 아울러 상기 프레임은 태양전지 모듈의 설치 시 버팀대 역할도 같이 수행할 수 있다.The frame in the present invention is located at the corner of the solar cell module and serves to mechanically prevent impact and stress applied to the module at each corner. In addition, the frame may also serve as a support when the solar cell module is installed.

또한 상기 프레임(190)과 태양전지 모듈(200) 사이에는 추가적으로 별도의 모서리 봉지재(edge sealant, 180)가 위치할 수도 있다. In addition, a separate edge sealant 180 may additionally be positioned between the frame 190 and the solar cell module 200 .

본 발명에서의 모서리 봉지재(180)는 상기 프레임(190)과 태양전지 모듈(200) 사이로 수분이나 이물의 침투를 방지함으로써 태양전지 모듈을 보호하는 기능을 수행한다. 따라서 본 모서리 봉지재(180)는 상기 제3 봉지재(133)와 동일한 재료이거나 또는 실리콘 수지와 같이 수분 등의 침투를 방지할 수 있는 재료로 이루어진다. The corner sealing material 180 in the present invention performs a function of protecting the solar cell module by preventing penetration of moisture or foreign matter between the frame 190 and the solar cell module 200 . Therefore, this corner sealing material 180 is made of the same material as the third sealing material 133 or a material that can prevent penetration of moisture such as silicone resin.

본 발명에서의 상기 프레임의 태양전지 평면 방향으로의 폭(W1)은 상기 제3 봉지재(133)의 폭(W2)보다 큰 것이 바람직하다. 상기 프레임의 폭(W1)이 상기 제3 봉지재의 폭(W2)보다 더 큰 경우, 상기 프레임은 외부에서 태양전지 모듈에 가해지는 충격 및 스트레스로부터 태양전지 모듈(200)을 보호하는데 보다 효과적이기 때문이다.In the present invention, the width W1 of the frame in the solar cell plane direction is preferably larger than the width W2 of the third encapsulant 133 . When the width W1 of the frame is greater than the width W2 of the third encapsulant, the frame is more effective in protecting the solar cell module 200 from impact and stress applied to the solar cell module from the outside. am.

다만 상기 프레임의 폭(W1)은 최대값은 상기 태양전지 모듈의 태양전지를 가리지 않는 값으로 결정된다. 왜냐하면 상기 프레임의 폭(W1)이 지나치게 커서 태양전지를 가리게 되면, 태양전지 모듈의 효율이 감소하기 때문이다.However, the maximum value of the width W1 of the frame is determined as a value that does not cover the solar cells of the solar cell module. This is because the efficiency of the solar cell module decreases when the width W1 of the frame is too large and covers the solar cell.

도 6 및 7은 본 발명의 태양전지 모듈에서 제3 봉지재와 모서리 봉지재의 구조 및 배치에 대한 다양한 실시예를 도시하고 있다.6 and 7 illustrate various embodiments of the structure and arrangement of the third encapsulant and the corner encapsulant in the solar cell module of the present invention.

도 6의 실시예는 도 5와 대비할 때, 제3 봉지재(133')의 형상이 상이한 차이점을 가진다.When compared with the embodiment of FIG. 6, the shape of the third encapsulant 133' has a different difference.

보다 구체적으로 살펴보면, 도 6에서의 제3 봉지재(133')는 제1 봉지재(131)와 제2 봉지재(132)의 측면뿐만 아니라 제1 보호부재(110) 및 제2 보호부재(120)의 측면까지 커버하는 형상을 가진다. 더 나아가 도 6의 제3 봉지재(133')는 제1 보호부재(110) 및 제2 보호부재(120)의 평면의 일부분까지 접촉하여 보호하는 형상을 가진다.Looking more specifically, the third encapsulant 133 'in FIG. 6 includes the side surfaces of the first encapsulant 131 and the second encapsulant 132 as well as the first protection member 110 and the second protection member ( 120) has a shape that covers up to the side surface. Furthermore, the third encapsulant 133' of FIG. 6 has a shape to contact and protect parts of the planes of the first protective member 110 and the second protective member 120 .

한편 도 7의 실시예는 도 6과 대비할 때, 도 7의 제3 봉지재(133")의 형상은 도 6의 제3 봉지재(133')의 형상과 유사하다. 다만 제 7의 태양전지 모듈은 별도의 모서리 봉지재(180)를 포함하지 않는다는 차이점이 있다. 따라서 도 7의 태양전지 모듈에서는 제3 봉지재(133")가 모서리 봉지재의 기능도 동시에 수행하여 구성이 보다 단순해진다는 추가적인 장점을 가진다.Meanwhile, when the embodiment of FIG. 7 is compared with FIG. 6, the shape of the third encapsulant 133″ of FIG. 7 is similar to that of the third encapsulant 133′ of FIG. 6. However, the seventh solar cell The difference is that the module does not include a separate corner encapsulant 180. Therefore, in the solar cell module of FIG. 7, the third encapsulant 133 "also performs the function of the corner encapsulant at the same time, so that the configuration becomes simpler. have an advantage

반면 도 7의 태양전지 모듈에서는 수분 등의 침투를 보다 확실히 방지하기 위해 도 6의 태양전지 모듈 대비 제3 봉지재(133")의 두께를 보다 두껍게 할 수도 있다.On the other hand, in the solar cell module of FIG. 7, the thickness of the third encapsulant 133″ may be thicker than that of the solar cell module of FIG. 6 in order to more reliably prevent penetration of moisture or the like.

한편 도 5 내지 도 7의 모든 실시예들은 제3 봉지재(133, 133', 133")의 형상과는 무관하게 상기 프레임(190)의 태양전지 평면 방향으로의 폭(W1)은 상기 제3 봉지재(133, 133', 133")의 폭(W2)보다 크게 하는 것이 보다 바람직하다.Meanwhile, in all embodiments of FIGS. 5 to 7, regardless of the shape of the third encapsulant 133, 133', 133", the width W1 of the frame 190 in the solar cell plane direction is the third It is more preferable to make it larger than the width W2 of the sealing material 133, 133', 133".

도 8은 본 발명의 태양전지 모듈의 제조 방법을 개략적으로 나타낸 공정도이다.8 is a process chart schematically showing a method for manufacturing a solar cell module according to the present invention.

도 8에서 도시된 바와 같이, 먼저 셀 검사에 의해 효율 및 색깔을 기준으로 등급별로 분류된 태양전지 셀들의 각각의 전극 위에 대응되는 각각의 배선재들을 정렬한다(S 100).As shown in FIG. 8 , first, corresponding wiring members are aligned on each electrode of solar cells classified by grade based on efficiency and color by cell inspection (S100).

다음으로 분류된 태양전지 각 셀들은 태빙 단계(S 200)에서 수광면 및 그 반대면을 포함하는 양면에 배선재가 접합된다. 이 때 상기 배선재는 버스바 전극에 연접된 후 가열되면, 배선재의 솔더링 합금층이 용융되어 상기 배선재와 버스바 전극이 솔더링된다.In each of the solar cells classified as follows, wiring materials are bonded to both sides including the light-receiving surface and the opposite surface in the tabbing step (S200). At this time, when the wiring member is heated after being connected to the bus bar electrode, the soldering alloy layer of the wiring member is melted and the wiring member and the bus bar electrode are soldered.

다음으로 상기 배선재는 스트링 단계(S 300)와 레이 업(lay-up) 단계(S 400)에서 접합된 태양전지 셀들을 각각 직렬 연결하여 스트링(string)을 형성한다. 그 이후 상기 태양전지 스트링은 제1 보호부재(110) 및 제2 보호부재(120) 상에 위치하는 봉지재들(131, 132, 133) 사이에 복수열 위치된 후, 상기 각 스트링은 전기적으로 연결된다. Next, the wiring member forms a string by serially connecting the solar cells bonded in the string step (S 300) and the lay-up step (S 400), respectively. After that, the solar cell string is positioned in multiple rows between the encapsulants 131, 132, and 133 positioned on the first protective member 110 and the second protective member 120, and then each string is electrically Connected.

다음으로 라미네이션 단계(S 500)는 상기 봉지재들로 덮여진 스트링을 진공에서 충분한 높은 온도로 압착가열하여 제1 보호부재, 봉지재, 태양전지 셀, 봉지재 및 제2 보호부재를 고정시키는 단계이다.Next, the lamination step (S 500) is a step of pressing and heating the string covered with the encapsulant in a vacuum at a sufficiently high temperature to fix the first protective member, the encapsulant, the solar cell, the encapsulant and the second protective member am.

이와 같은 제조 방법에 의해 본 발명의 태양전지 모듈은 모듈화 공정이 진행될 수 있다. Through such a manufacturing method, the solar cell module of the present invention may undergo a modularization process.

특히 본 발명의 제1 봉지재(131)는 VA 함량 조절을 통해 종래의 EVA 수지 대비 낮은 공정온도를 확보할 수 있었다. 그리고 본 발명의 제2 봉지재(132)도 올레핀계 수지를 채용함으로써 낮은 공정온도를 확보하였다. 여기에 더하여 본 발명의 태양전지 모듈(200)은 제3 봉지재(133)를 구조적으로 더함으로써 낮은 투습도를 확보하였다.In particular, the first encapsulant 131 of the present invention was able to secure a process temperature lower than that of the conventional EVA resin by adjusting the VA content. In addition, the second encapsulant 132 of the present invention also secured a low process temperature by employing an olefin-based resin. In addition to this, the solar cell module 200 of the present invention secures low moisture permeability by structurally adding the third encapsulant 133.

이와 같은 재료적 및 구조적 개선을 통해 본 발명의 태양전지 모듈은 상기 라미네이션 단계(S 500)에서 150℃ 보다 낮은 공정온도에서도 우수한 밀착력도 투습도를 달성할 수 있다.Through such material and structural improvements, the solar cell module of the present invention can achieve excellent adhesion and moisture permeability even at a process temperature lower than 150° C. in the lamination step (S500).

도 9는 본 발명의 태양전지 모듈의 제조 방법에 의해 제조된 태양전지 셀 및 모듈의 단면도이다.9 is a cross-sectional view of a solar cell and module manufactured by the solar cell module manufacturing method of the present invention.

설명의 편의상 도 9에서는 태양전지 셀의 아래 부분에 아무런 구성요소가 없는 것으로 도시되어 있으나, 실제로는 셀의 윗부분과 동일하게 아래 부분에도 제2 봉지재 및 제2 보호부재가 존재한다. For convenience of explanation, FIG. 9 shows that there are no components at the lower part of the solar cell, but in fact, the second encapsulant and the second protective member are present at the lower part as well as the upper part of the cell.

먼저 본 발명에서는 설명의 편의를 위해 텐덤(tandem) 태양전지를 본 발명의 태양전지 모듈의 셀로 도시하였으나, 반드시 이에 한정되는 것은 아니다. 앞서 설명한 바와 같이, 본 발명의 태양전지 셀은 페로브스카이트 태양전지와 같은 단일 접합(single junction) 태양전지 또는 상기 단일 접합 태양전지를 중간층을 매개로 접합시킨 텐덤(tandem) 태양전지 모두 사용 가능하다. First, in the present invention, a tandem solar cell is illustrated as a cell of the solar cell module of the present invention for convenience of explanation, but is not necessarily limited thereto. As described above, the solar cell of the present invention can use either a single junction solar cell such as a perovskite solar cell or a tandem solar cell in which the single junction solar cell is bonded through an intermediate layer. do.

본 발명의 일 실시예인 도 9에서의 텐덤 태양전지는, 상대적으로 큰 밴드갭을 갖는 흡수층을 포함하는 페로브스카이트 태양전지(170)와 상대적으로 밴드갭이 작은 흡수층을 포함하는 실리콘 태양전지(160)가 중간층(116)(이하 "터널 접합층", "중간층", "inter-layer"라고도 한다)을 매개로 하여 직접적으로 터널 접합된 2-단자 탠덤 태양전지(150)의 구조를 도시한다.The tandem solar cell in FIG. 9, which is an embodiment of the present invention, includes a perovskite solar cell 170 including an absorber layer having a relatively large band gap and a silicon solar cell including an absorber layer having a relatively small band gap ( 160) shows the structure of a two-terminal tandem solar cell 150 in which the intermediate layer 116 (hereinafter also referred to as “tunnel junction layer”, “interlayer”, or “inter-layer”) is directly tunnel-junctioned. .

이에 따라, 탠덤 태양전지(150)로 입사된 광 중 단파장 영역의 광은 상부에 배치된 페로브스카이트 태양전지(120)에 흡수되어 전하를 생성하며, 페로브스카이트 태양전지(120)를 투과하는 장파장 영역의 광은 하부에 배치된 결정질 실리콘 태양전지(110)에 흡수되어 전하를 생성하게 된다.Accordingly, the light in the short wavelength region among the light incident to the tandem solar cell 150 is absorbed by the perovskite solar cell 120 disposed thereon to generate electric charge, and the perovskite solar cell 120 The penetrating light of the long wavelength region is absorbed by the crystalline silicon solar cell 110 disposed below to generate charge.

또한 하부에 배치된 결정질 실리콘 태양전지(160)에서 장파장 영역의 광을 흡수하여 발전함으로써 문턱 파장(threshold wavelength)을 장파장 쪽으로 이동시킬 수 있으며, 결과적으로 전체 태양전지가 흡수하는 파장대를 넓힐 수 있다는 부가적인 이점이 있다.In addition, the crystalline silicon solar cell 160 disposed below absorbs and generates power in the long wavelength region, so that the threshold wavelength can be moved to the long wavelength side, and as a result, the wavelength band absorbed by the entire solar cell can be widened. There are tangible advantages.

이 때, 상기 결정질 실리콘 태양전지(160)와 전자전달층(123) 사이에도 전하 이동을 위하여 중간층(116)을 필요에 따라 삽입할 수도 있다. 이 경우 중간층(116)은 페로브스카이트 태양전지(170)를 투과하는 장파장의 광을 투과 손실 없이 하부에 배치된 실리콘 태양전지(160)로 입사될 수 있도록 투명 전도성 산화물, 탄소질 전도성 소재, 또는 금속성 소재를 사용하여 구현될 수 있다. 또한, 접합층(116)에 n형 또는 p형 물질을 도핑하여 사용할 수 있다.In this case, an intermediate layer 116 may be inserted between the crystalline silicon solar cell 160 and the electron transport layer 123 as needed for charge transfer. In this case, the intermediate layer 116 is made of a transparent conductive oxide, a carbonaceous conductive material, Alternatively, it may be implemented using a metallic material. In addition, the bonding layer 116 may be doped with an n-type or p-type material.

한편 단일접합 태양전지에서 표면에서의 입사광의 반사율을 줄이고, 태양전지로 입사된 광의 경로를 증가시키기 위해 표면에 텍스쳐 구조를 도입하는 것이 일반적이다. 따라서 본 발명에서의 탠덤 태양전지(150)에서의 결정질 실리콘 태양전지(160) 역시 표면에(적어도 후면에) 텍스쳐를 형성할 수 있다.Meanwhile, in a single junction solar cell, it is common to introduce a texture structure to the surface in order to reduce the reflectance of incident light on the surface and increase the path of light incident to the solar cell. Therefore, the crystalline silicon solar cell 160 in the tandem solar cell 150 according to the present invention may also form a texture on the surface (at least on the rear surface).

이 때 본 발명에서의 상기 결정질 실리콘 태양전지(160)는 이종접합(hetero-junction) 실리콘 태양전지 또는 동종접합(homo-junction) 실리콘 태양전지로 구현될 수 있다.In this case, the crystalline silicon solar cell 160 in the present invention may be implemented as a hetero-junction silicon solar cell or a homo-junction silicon solar cell.

이종접합 실리콘 태양전지인 경우, 결정질 실리콘 태양전지는, 제2 면에 텍스쳐 구조를 가지는 결정질 실리콘 기판(111), 상기 결정질 실리콘 기판의 제1 면 및 제2 면에 각각 위치하는 제1 면 진성 비정질 실리콘층(i-a-Si:H)(112) 및 제2 면 진성 비정질 실리콘층(i-a-Si:H)(113); 상기 제1 면 진성 비정질 실리콘층(112) 상에 위치하는 제1 도전형 비정질 실리콘층(114); 및 상기 제2 면 i형 비정질 실리콘층(113)의 상에 위치하는 제2 도전형 비정질 실리콘층(115)을 포함한다.In the case of a heterojunction silicon solar cell, the crystalline silicon solar cell includes a crystalline silicon substrate 111 having a texture structure on a second surface, and intrinsic amorphous first surfaces respectively positioned on the first and second surfaces of the crystalline silicon substrate. a silicon layer (i-a-Si:H) 112 and a second side intrinsic amorphous silicon layer (i-a-Si:H) 113; a first conductivity type amorphous silicon layer 114 positioned on the first surface intrinsic amorphous silicon layer 112; and a second conductivity type amorphous silicon layer 115 positioned on the second surface i-type amorphous silicon layer 113.

이 때 도 9에 도시한 바와 같이, 상기 제1 면은 상기 결정질 실리콘 기판의 전면으로 상기 페로브스카이트 층이 형성되는 면이고 제2 면은 제1 면의 반대 면일 수 있으나, 반드시 이에 한정되는 것은 아니다.At this time, as shown in FIG. 9, the first surface is the front surface of the crystalline silicon substrate on which the perovskite layer is formed, and the second surface may be a surface opposite to the first surface, but is necessarily limited thereto It is not.

예를 들어, 먼저 n 타입 결정질 실리콘 기판의 전후면에 매우 얇은 진성 비정질 실리콘(i-a-Si:H)을 패시배이션(passivation) 층으로 형성하고, p 타입의 고농도 비정질 실리콘(p-a-Si:H) 층을 에미터층(114)으로 전면에 형성하며 후면에는 고농도 비정질 실리콘 (n+-a-Si:H) 층을 후면전계(back surface field, 이하 BSF라 함) 층(115)으로 형성하는 구조를 가질 수 있다.For example, first, very thin intrinsic amorphous silicon (ia-Si:H) is formed as a passivation layer on the front and rear surfaces of an n-type crystalline silicon substrate, and p-type high-concentration amorphous silicon (pa-Si:H ) layer as the emitter layer 114 on the front and a high concentration amorphous silicon (n + -a-Si: H) layer on the back as the back surface field (hereinafter referred to as BSF) layer 115. Structure can have

본 발명에서의 진성 비정질 실리콘층은 수소화된 진성 비정질 실리콘층(i-a-Si:H)을 사용하는 것이 보다 바람직하다. 이는, 수소화(hydrogenation) 반응에 의해, 비정질 실리콘 내에 수소가 들어가서 비정질 실리콘의 미결합 상태(dangling bond)와 에너지 밴드 갭 내의 국부화된(localized) 에너지 상태를 감소시킬 수 있기 때문이다.It is more preferable to use a hydrogenated intrinsic amorphous silicon layer (i-a-Si:H) as the intrinsic amorphous silicon layer in the present invention. This is because hydrogen enters amorphous silicon by a hydrogenation reaction and can reduce a dangling bond of amorphous silicon and a localized energy state within an energy band gap.

다만 수소화된 진성 비정질 실리콘층(i-a-Si:H)을 사용하는 경우 후속 공정온도는 200℃ 이하, 보다 바람직하게는 150℃ 이하로 제한된다. 이는 공정온도가 150℃보다 높은 경우, 비정질 실리콘 내부의 수소결합이 파괴되기 때문이다. 따라서 후속 공정, 특히 금속 재질의 그리드 전극(grid electrode) 형성을 위한 공정에서의 소성(firing)도 낮은 온도에서 진행하여야 하는 제약이 있다.However, in the case of using the hydrogenated intrinsic amorphous silicon layer (i-a-Si:H), the subsequent process temperature is limited to 200°C or less, more preferably 150°C or less. This is because when the process temperature is higher than 150 ℃, the hydrogen bond inside the amorphous silicon is broken. Therefore, there is a restriction that subsequent processes, in particular, firing in a process for forming a grid electrode made of metal must also be performed at a low temperature.

한편 본 발명에서의 실리콘 태양전지(160)는 동종접합(homojuction) 결정질 실리콘 태양전지로 구현될 수도 있다. 구체적으로, 에미터층(114)으로는 결정질 실리콘 기판(111)과 상이한 도전형을 갖는 불순물 도핑층이 사용되고, 후면 전계층(115)으로는 결정질 실리콘 기판(111)과 동일한 도전형을 갖는 불순물 도핑층이 사용됨으로써 동종접합 결정질 실리콘 태양전지(160)를 구현할 수 있다.Meanwhile, the silicon solar cell 160 in the present invention may be implemented as a homojunction crystalline silicon solar cell. Specifically, an impurity doped layer having a different conductivity type from that of the crystalline silicon substrate 111 is used as the emitter layer 114, and an impurity doped layer having the same conductivity type as the crystalline silicon substrate 111 is used as the back surface layer 115. By using the layer, a homojunction crystalline silicon solar cell 160 may be implemented.

결정질 실리콘 기판(111)의 제2 면에는 투명전극층(117)과 그리드 전극(118)을 포함하는 제2 전극이 위치한다.A second electrode including a transparent electrode layer 117 and a grid electrode 118 is positioned on the second surface of the crystalline silicon substrate 111 .

만일 이종접합 실리콘 태양전지인 경우, 앞에서 설명한 바와 같이, 비정질 실리콘 내부의 수소결합 파괴를 방지하기 위해, 제2 전극 (보다 자세하게는 버스바 전극(118))의 공정온도는 제1 전극(보다 자세하게는 버스바 전극(127))의 공정온도와 같이 150℃ 이하로 제한된다. 따라서 이 경우, 제2 전극은 제1 전극보다 먼저 형성되거나 또는 제2 전극과 제1 전극은 동시에 형성될 수 있다.In the case of a heterojunction silicon solar cell, as described above, in order to prevent hydrogen bond breakage within amorphous silicon, the process temperature of the second electrode (more specifically, the bus bar electrode 118) is is limited to 150° C. or less like the process temperature of the bus bar electrode 127). Accordingly, in this case, the second electrode may be formed before the first electrode, or the second electrode and the first electrode may be formed simultaneously.

제2 전극은 상기 후면 전계층(115) 위에 위치하는 투명전극층(117)을 포함한다. 투명전극층 재료로 ITO (Indium Tin Oxide), ZITO (Zinc Indium Tin Oxide), ZIO (Zinc Indium Oxide), ZTO (Zinc Tin Oxide) 등의 투명 전도성 산화물을 사용할 경우, 투명전극층(117)은 스퍼터링을 통해 증착될 수 있다.The second electrode includes a transparent electrode layer 117 positioned on the back surface electric layer 115 . When a transparent conductive oxide such as ITO (Indium Tin Oxide), ZITO (Zinc Indium Tin Oxide), ZIO (Zinc Indium Oxide), ZTO (Zinc Tin Oxide) is used as a material for the transparent electrode layer, the transparent electrode layer 117 is formed through sputtering. may be deposited.

상기 투명전극층(117) 상에는, 버스바 전극(118)이 위치한다. 물론, 상기 투명전극층(117)을 형성하지 않고 후면전계층(115) 위에 바로 그리드 전극(118)를 형성할 수도 있으나, 비정질 실리콘은 금속 그리드를 통해 캐리어(carrier)를 모으기에는 상대적으로 캐리어(carrier) 이동도가 낮으므로 투명전극층(117)을 형성하는 것이 보다 바람직하다.On the transparent electrode layer 117, a bus bar electrode 118 is positioned. Of course, the grid electrode 118 may be formed directly on the back surface layer 115 without forming the transparent electrode layer 117, but amorphous silicon is relatively difficult to collect carriers through a metal grid. ) Since the mobility is low, it is more preferable to form the transparent electrode layer 117.

또한 버스바 전극(118)은 투명전극 상에 위치하는 핑거전극 위에도 배치될 수 있다.In addition, the bus bar electrode 118 may be disposed on the finger electrode positioned on the transparent electrode.

이와는 달리, 동종접합 실리콘 태양전지인 경우, 제2 전극 및 제1 전극을 동시에 형성하는 것이 아니라, 700℃ 이상의 고온 소성 공정으로 제2 전극을 형성하는 공정과 유리 프릿을 포함하지 않는 제1 전극 페이스트를 이용하여 250℃ 이하의 저온 소성으로 제1 전극을 형성하는 공정을 이원화하여 진행할 수 있다.Unlike this, in the case of a homojunction silicon solar cell, the second electrode and the first electrode are not formed at the same time, but a process of forming the second electrode through a high-temperature firing process at 700° C. or higher and a first electrode paste that does not include a glass frit The process of forming the first electrode by low-temperature firing at 250° C. or less using may be performed in two ways.

이와 같이 결정질 실리콘 태양전지(160)를 형성한 후에, 그 위에 필요에 따라 중간층(116)을 형성한 후 보통의 페로브스카이트 태양전지(170)를 형성함으로써, 본 발명에서의 보통의 텐덤 태양전지(150)를 구현할 수 있다.After the crystalline silicon solar cell 160 is formed in this way, an intermediate layer 116 is formed thereon as necessary, and then a normal perovskite solar cell 170 is formed, so that a typical tandem in the present invention The battery 150 may be implemented.

다음으로 상기 중간층(116) 상에 위치하는 전자전달층(123)은 페로브스카이트 층(124)에서 광전 변환된 전자를 태양전지 내의 다른 구성요소(예를 들면 도전성 구조물)로 전달해 주는 역할을 수행한다.Next, the electron transport layer 123 located on the intermediate layer 116 serves to transfer the electrons photoelectrically converted in the perovskite layer 124 to other components (eg, conductive structures) in the solar cell. carry out

이 때, 전자전달층(123)은 전자 전도성 유기물 층, 전자 전도성 무기물 층 또는 실리콘(Si)을 포함한 층으로 형성될 수 있다.In this case, the electron transport layer 123 may be formed of an electron conductive organic material layer, an electron conductive inorganic material layer, or a layer including silicon (Si).

또한 본 발명의 텐덤 태양전지에서는 상기 전자전달층(123)과 상기 페로브스카이트층(124) 사이에서 전자 전달 특성을 개선하고, 전자전달층(123)과 페로브스카이트층(124)의 서로 다른 성분 및 결정구조 차이로 인한 계면에서의 결함을 최소화하는 기능을 수행할 수 있도록 버퍼층(123')을 추가할 수 있다. 더 나아가 만일 상기 전자전달층(123)이 전자전달의 기능을 충분히 수행하지 못하게 되더라도, 상기 버퍼층(123') 단독으로도 어느 정도는 전자전달층의 기능을 수행할 수도 있다.In addition, in the tandem solar cell of the present invention, electron transport characteristics between the electron transport layer 123 and the perovskite layer 124 are improved, and the electron transport layer 123 and the perovskite layer 124 are different from each other. A buffer layer 123' may be added to perform a function of minimizing defects at the interface due to differences in components and crystal structures. Furthermore, even if the electron transport layer 123 does not sufficiently perform the function of electron transport, the buffer layer 123' alone may perform the function of the electron transport layer to some extent.

다음으로 본 발명의 보통의 텐덤 태양전지는 페로브스카이트 (흡수)층을 포함한다.Next, a typical tandem solar cell of the present invention includes a perovskite (absorption) layer.

본 발명에서의 페로브스카이트 층은 MA(Methylamminium) 성분 또는 FA(Formamidinium) 성분을 포함한다. 보다 구체적으로 ABX3로 대표되는 페로브스카이트 흡수층에서, A는 +1가의 C1-20의 알킬기, 아민기 치환된 알킬기, 유기 아미디늄 또는 알칼리 금속 중 하나 또는 둘 이상을 포함하고, B는 Pb2 +, Sn2 +, Cu2 +, Ca2 +, Sr2+, Cd2 +, Ni2 +, Mn2 +, Fe2 +, Co2 +, Pd2 +, Ge2 +, Yb2 +, Eu2 + 중 하나 또는 둘 이상을 포함하고 X는 F-, Cl-, Br-, I- 중 하나 이상을 포함한다.The perovskite layer in the present invention includes a methylamminium (MA) component or a formamidinium (FA) component. More specifically, in the perovskite absorption layer represented by ABX 3 , A includes one or more of two or more of a +1-valent C 1-20 alkyl group, an amine-substituted alkyl group, an organic amidinium, or an alkali metal, and B is Pb 2+ , Sn 2+ , Cu 2+ , Ca 2+ , Sr 2+ , Cd 2+ , Ni 2+ , Mn 2+ , Fe 2+ , Co 2+ , Pd 2+ , Ge 2+ , Yb 2+ , Eu 2+ includes one or more than one, and X includes one or more of F - , Cl - , Br - , I - .

현재까지 대표적인 페로브스카이트 (흡수)층으로 사용되는 MA(Methylamminium)PbI3의 밴드 갭은 약 (1.55~1.6)eV인 것으로 알려져 있다. 반면 또 다른 페로브스카이트 흡수층으로 사용하는 FA계의 밴드 갭은 상기 MA 계열의 밴드 갭보다 더 작은 것으로 알려져 있다. 일례로, FAPbI3의 밴드 갭은 약 1.45eV이다. 그러나 Br의 첨가는 FA계 페로브스카이트 흡수층의 밴드 갭을 기존 MA계 페로브스카이트 흡수층의 밴드 갭과 유사한 정도로 크게 할 수 있다. 밴드 갭 에너지가 높은 범위까지 포함하게 되면, 기존 실리콘 태양전지 대비, 단파장의 빛을 고밴드갭 페로브스카이트층이 흡수함으로써 광자 에너지와 밴드갭과의 차이로 생기는 열적 손실을 줄여 높은 전압을 발생시킬 수 있다. 그로 인해 종국적으로는 태양전지의 효율이 높아지게 된다.Until now, it is known that the band gap of MA (Methylamminium) PbI 3 used as a representative perovskite (absorption) layer is about (1.55-1.6) eV. On the other hand, it is known that the band gap of the FA system used as another perovskite absorption layer is smaller than that of the MA system. As an example, the band gap of FAPbI 3 is about 1.45eV. However, the addition of Br can increase the band gap of the FA-based perovskite absorber layer to a similar extent to that of the conventional MA-based perovskite absorber layer. When the band gap energy is included in a high range, the high band gap perovskite layer absorbs short wavelength light compared to conventional silicon solar cells, thereby reducing thermal loss caused by the difference between photon energy and band gap, thereby generating high voltage. can As a result, the efficiency of the solar cell is eventually increased.

한편 상기 페로브스카이트 층을 구성하는 페로브스카이트 상(phase)은 열에 매우 취약하다. ABX3로 대표되는 페로브스카이트 층은 통상 AX 조성의 유기물과 BX2 조성의 무기물을 열처리하여 ABX3 성분의 전환된다. 따라서 상기 전환을 열처리나 후속 공정에서의 열처리시 온도 및 시간이 지나치게 높거나 길게 되면 전환된 ABX3의 열분해가 일어나게 되고, 그로 인한 광전 변환 효율의 저하가 발생할 수 있다.Meanwhile, the perovskite phase constituting the perovskite layer is very vulnerable to heat. A perovskite layer represented by ABX 3 is usually converted into ABX 3 components by heat-treating an organic material of AX composition and an inorganic material of BX 2 composition. Therefore, when the temperature and time are excessively high or long during the heat treatment for the conversion or the heat treatment in the subsequent process, thermal decomposition of the converted ABX 3 may occur, resulting in a decrease in photoelectric conversion efficiency.

본 발명에서는 상기 페로브스카이트 층을 형성한 후 정공전달층(125)를 추가로 형성할 수 있다. 상기 정공전달층(125)은 페로브스카이트 층(124)에서 광전 변환된 정공을 태양전지 내 다른 구성요소로 전달해주는 역할을 수행한다.In the present invention, after forming the perovskite layer, a hole transport layer 125 may be additionally formed. The hole transport layer 125 serves to transfer holes photoelectrically converted in the perovskite layer 124 to other components in the solar cell.

이 때, 정공전달층(125)는 정공 전도성 유기물 층, 정공 전도성 금속 산화물 또는 실리콘(Si)을 포함한 층으로 형성될 수 있다.In this case, the hole transport layer 125 may be formed of a layer including a hole conductive organic material layer, a hole conductive metal oxide, or silicon (Si).

상기 정공전달층 상에는 다시 필요에 따라 전면 투명 전극층(126) 및 전면 투명 전극층(126) 상의 버스바 전극(127)을 포함한 제1 전극이 위치한다. 물론, 버스바 전극(127)은 투명전극 상에 위치하는 핑거전극 위에도 배치될 수 있다.A first electrode including a front transparent electrode layer 126 and a bus bar electrode 127 on the front transparent electrode layer 126 is positioned on the hole transport layer as needed. Of course, the bus bar electrode 127 may also be disposed on the finger electrode positioned on the transparent electrode.

이때, 투명 전극층(126)은 페로브스카이트 태양전지(120)의 상면 전체에 형성되어, 페로브스카이트 태양전지(120)에서 생성된 전하를 포집하는 역할을 한다. 이러한 투명 전극층(126)은 다양한 투명 전도성 소재로서 구현될 수 있다. 즉, 투명 전도성 소재로는 중간층(116)의 투명 전도성 소재와 동일한 것이 이용될 수 있다.At this time, the transparent electrode layer 126 is formed on the entire top surface of the perovskite solar cell 120, and serves to collect electric charges generated in the perovskite solar cell 120. The transparent electrode layer 126 may be implemented with various transparent conductive materials. That is, the same transparent conductive material as the transparent conductive material of the intermediate layer 116 may be used as the transparent conductive material.

이 때, 제1 전극(구체적으로 버스바 전극(127))은 투명 전극층(126) 상에 배치되며, 투명 전극층(126) 중 일부 영역에 배치된다.At this time, the first electrode (specifically, the bus bar electrode 127) is disposed on the transparent electrode layer 126 and is disposed in a partial area of the transparent electrode layer 126.

제1 전극(구체적으로 버스바 전극(127))은 유리 프릿을 포함하지 않는 제1 전극 페이스트를 선택적으로 도포한 후, 제1 온도에서 저온 소성하는 것에 의해 제조될 수 있다. 여기서, 이러한 제1 전극 페이스트는 금속 입자와 저온소성용 바인더인 유기물이 포함되어 있을 수 있으며, 제1 전극 페이스트에는 유리 프릿이 포함되지 않는다. 특히, 제1 온도는 150℃ 이하, 보다 구체적으로는 100 ~ 150℃일 수 있다.The first electrode (specifically, the bus bar electrode 127) may be manufactured by selectively applying a first electrode paste that does not include a glass frit and then firing at a low temperature at a first temperature. Here, the first electrode paste may include metal particles and an organic material that is a binder for low-temperature firing, and the first electrode paste does not include a glass frit. In particular, the first temperature may be 150 °C or less, more specifically, 100 to 150 °C.

이와 같이 제조된 태양전지 셀은, 앞에서의 도 8에서 도시된 본 발명의 태양전지 모듈의 제조 방법인 셀 검사 단계, 태빙 단계, 스트링 단계, 레이업 단계, 라미네이션 단계 등을 거쳐서 도 9와 같은 본 발명의 태양전지 모듈로 완성된다.The solar cell manufactured as described above goes through the cell inspection step, tabbing step, stringing step, layup step, lamination step, etc., which are the method of manufacturing the solar cell module of the present invention shown in FIG. The solar cell module of the invention is completed.

<< 실시예Example >>

본 실시예는 본 발명의 구조 및 재료를 적용한 도 4 내지 7의 태양전지 모듈(200, 실시예)과 종래의 구조 및 재료를 적용한 도 2 및 3의 태양전지 모듈(100, 비교예)의 투습도를 비교한 것이다.This embodiment shows the moisture permeability of the solar cell module 200 of FIGS. 4 to 7 to which the structure and material of the present invention are applied and the solar cell module 100 of FIGS. 2 and 3 to which the conventional structure and material are applied (Comparative Example) is compared to

먼저 본 발명에서의 투습도(water vapor transmission rate, 이하 WVTR)의 측정에 사용된 장비는 Permatran W3/33 계측기로 MOCON Corp.에서 제작된 것이다. 측정 조건은 실시예 및 비교예 각각 동일한 크기의 모듈 샘플 5개에 대해 측정하여 평균하였다. 측정온도는 10~40℃, 상대습도(RH) 35~100%의 조건에서 측정하였고, 최소 측정단위는 약 0.001 g/(㎡ㆍday)의 정밀도 조건에서 측정되었다.First, the equipment used for measuring the water vapor transmission rate (WVTR) in the present invention is a Permatran W3/33 measuring instrument manufactured by MOCON Corp. Measurement conditions were measured and averaged for 5 module samples of the same size in each of Examples and Comparative Examples. The measurement temperature was measured under conditions of 10 to 40 °C and relative humidity (RH) of 35 to 100%, and the minimum measurement unit was measured under the condition of a precision of about 0.001 g/(m²·day).

본 발명의 실시예에 따른 태양전지 모듈(200)은 최소 1.41에서 최대 1.49 g/(㎡ㆍday)의 투습도를 가지는 것으로 측정되었고, 평균 투습도는 약 1.45 g/(㎡ㆍday)인 것으로 측정되었다.The solar cell module 200 according to the embodiment of the present invention was measured to have a water vapor transmission rate of from a minimum of 1.41 to a maximum of 1.49 g/(m²·day), and the average water vapor transmission rate was measured to be about 1.45 g/(m²ㆍday). .

반면 비교예에 따른 태양전지 모듈(100)은 최소 1.89에서 최대 22 1.49 g/(㎡ㆍday)의 투습도를 가지는 것으로 측정되었다.On the other hand, the solar cell module 100 according to the comparative example was measured to have a water vapor transmission rate of from a minimum of 1.89 to a maximum of 22 1.49 g/(m 2 ·day).

이로부터 본 발명의 태양전지 모듈은 종래의 태양전지 모듈 대비 매우 우수한 투습도를 가지는 것을 확인하였다.From this, it was confirmed that the solar cell module of the present invention had very excellent moisture permeability compared to the conventional solar cell module.

이상과 같이 본 발명에 대해서 예시한 도면을 참조로 하여 설명하였으나, 본 명세서에 개시된 실시예와 도면에 의해 본 발명이 한정되는 것은 아니며, 본 발명의 기술사상의 범위 내에서 통상의 기술자에 의해 다양한 변형이 이루어질 수 있음은 자명하다. 아울러 앞서 본 발명의 실시예를 설명하면서 본 발명의 구성에 따른 작용 효과를 명시적으로 기재하여 설명하지 않았을 지라도, 해당 구성에 의해 예측 가능한 효과 또한 인정되어야 함은 당연하다.As described above, the present invention has been described with reference to the drawings illustrated, but the present invention is not limited by the embodiments and drawings disclosed herein, and various modifications are made by those skilled in the art within the scope of the technical idea of the present invention. It is obvious that variations can be made. In addition, although the operation and effect according to the configuration of the present invention have not been explicitly described and described while describing the embodiments of the present invention above, it is natural that the effects predictable by the corresponding configuration should also be recognized.

Claims (10)

페로브스카이트 태양전지를 포함하는 태양전지;
상기 태양전지를 밀봉하는 제1 봉지재 및 제2 봉지재;
상기 제1 봉지재 상에 위치하는 제1 보호부재;
상기 제2 봉지재 상에 위치하는 제2 보호부재;
상기 제1 봉지재 및 제2 봉지재의 측면에 위치하여 상기 제1 봉지재와 상기 제2 봉지재의 경계면을 에워싸며 상기 제1 보호부재와 제2 보호부재 사이에 위치하는 제3 봉지재;
상기 제3 봉지재의 투습도(WVTR)는 제2 봉지재의 투습도보다 작고, 제2 봉지재의 투습도는 제1 봉지재의 투습도보다 작은 것;
상기 제1 봉지재는 EVA 수지이고, 제2 봉지재는 올레핀계 수지인 것;을 특징으로 하는 태양전지 모듈.Solar cells including perovskite solar cells;
a first encapsulant and a second encapsulant sealing the solar cell;
a first protection member positioned on the first encapsulant;
a second protection member positioned on the second encapsulant;
a third encapsulant located on a side surface of the first encapsulant and the second encapsulant, surrounding the interface between the first encapsulant and the second encapsulant, and positioned between the first and second protection members;
The water vapor transmission rate (WVTR) of the third encapsulant is smaller than that of the second encapsulant, and the moisture vapor transmission rate of the second encapsulant is smaller than that of the first encapsulant;
The solar cell module, characterized in that the first encapsulant is an EVA resin, and the second encapsulant is an olefin-based resin. 제1항에 있어서,
상기 태양전지는 페로브스카이트 태양전지 또는 페로브스카이트 태양전지를 포함하는 텐덤 태양전지인 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The solar cell is a perovskite solar cell or a tandem solar cell including a perovskite solar cell;
A solar cell module characterized by a. 삭제delete 제1항에 있어서,
상기 EVA 수지에서의 VA의 함량은 10~30 wt.%인 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The content of VA in the EVA resin is 10 to 30 wt.%;
A solar cell module characterized by a. 제1항에 있어서,
상기 제1 보호부재는 유리를 포함하는 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The first protective member includes glass;
A solar cell module characterized by a. 제1항에 있어서,
상기 제2 보호부재는 TPT(Tedlar/PET/Tedlar), 유리, 금속 또는 폴리불화비닐라덴 수지층 중 적어도 하나 이상을 포함하는 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The second protective member includes at least one or more of TPT (Tedlar/PET/Tedlar), glass, metal, or polyvinyladene fluoride resin layer;
A solar cell module characterized by a. 제1항에 있어서,
상기 제3 봉지재는 부틸고무를 포함하는 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The third encapsulant includes butyl rubber;
A solar cell module characterized by a. 제7항에 있어서,
상기 태양전지 모듈의 모서리에 위치하는 프레임;
상기 프레임과 상기 제3 봉지재 사이에 위치하는 모서리 봉지재를 포함하는 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 7,
a frame positioned at a corner of the solar cell module;
including a corner encapsulant positioned between the frame and the third encapsulant;
A solar cell module characterized by a. 제1항에 있어서,
상기 모듈은 상기 제1 보호부재, 제2 보호부재 및 제3 봉지재를 에워 싸는 프레임을 더 포함하는 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.According to claim 1,
The module further comprises a frame enclosing the first protective member, the second protective member, and the third encapsulant;
A solar cell module characterized by a. 제9항에 있어서,
상기 태양전지의 평면 방향으로의 상기 프레임의 폭은 상기 제3 봉지재의 폭보다 더 큰 것;
을 특징으로 하는 태양전지 모듈.
According to claim 9,
a width of the frame in the plane direction of the solar cell is greater than a width of the third encapsulant;
A solar cell module characterized by a.
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