(57)【要約】【課題】電解液を再注入することなく、耐用期間中において発電性能を維持することができる、湿式太陽電池および湿式太陽電池モジュールを提供する。【解決手段】受光面を有する第１ガラス基板６と、第１ガラス基板６上に設けられた光電変換部２と、光電変換部２とともに密封された電解液８とを備えている。電解液８が貯蔵されるバッファ部５Ｘ，５Ｘ’が、光電変換部２の周囲の少なくともいずれかの位置に設けられている。【選択図】図２
2011222190.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
受光面を有する基板と、
前記基板上に設けられた光電変換部と、
前記光電変換部とともに密封された電解液と
を備えた湿式太陽電池であって、
前記電解液が貯蔵されるバッファ部が、前記光電変換部の周囲の少なくともいずれかの位置に設けられている、湿式太陽電池。
【請求項２】
前記受光面側から平面的に見て、前記バッファ部の面積が、前記光電変換部の面積に対して１２％以上である、請求項１に記載の湿式太陽電池。
【請求項３】
前記電解液は、補充不能な状態で密封され、
前記バッファ部は、前記基板が前記受光面側に凸状に突出することにより、前記基板の前記受光面側とは反対側に凹部が形成され、該凹部の内部に前記電解液を貯蔵している、請求項１または２に記載の湿式太陽電池。
【請求項４】
平面的に見て、前記光電変換部が矩形状に形成され、
平面的に見て、前記バッファ部が、前記光電変換部の短辺側の側面に接する領域に形成された、請求項１から３のいずれかに記載の湿式太陽電池。
【請求項５】
平面的に見て、前記光電変換部が矩形状に形成され、
平面的に見て、前記バッファ部が、前記光電変換部の長辺側の側面に接する領域に形成された、請求項１から４のいずれかに記載の湿式太陽電池。
【請求項６】
請求項１から５のいずれかに記載の湿式太陽電池を含む、複数の湿式太陽電池が互いに接続された、湿式太陽電池モジュール。
【請求項７】
接続されたすべての前記湿式太陽電池が、前記バッファ部を備えた、請求項６に記載の湿式太陽電池モジュール。
【請求項８】
前記バッファ部が、それぞれの前記湿式太陽電池において同じ位置に形成された、請求項７に記載の湿式太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、湿式太陽電池および湿式太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
化石燃料に代るエネルギー源として、太陽光を電力に変換できる太陽電池が注目されている。現在、結晶系シリコン基板を用いた太陽電池および薄膜シリコン太陽電池が、一部実用化され始めている。しかし、結晶系シリコン基板を用いた太陽電池は、シリコン基板の製造コストが高いという問題がある。薄膜シリコン太陽電池は、多種の半導体製造用ガスおよび複雑な装置を用いる必要があるために製造コストが高くなるという問題がある。
【０００３】
このため、いずれの太陽電池においても光電変換の高効率化による発電出力当たりのコストを低減するための開発が続けられているが、上記の問題を解決するには到っていない。
【０００４】
新しいタイプの太陽電池として湿式太陽電池を開示した先行文献として、特許文献１，２がある。特許文献１，２に記載された湿式太陽電池には、ナノテクノロジーを利用することによる従来の太陽電池と同等あるいはそれ以上の変換効率の実現が期待されている。特に、特許文献２に記載された湿式太陽電池では、金属錯体の光誘起電子移動を応用することにより、１０％を超える変換効率が達成されている。
【０００５】
図１３は、従来の湿式太陽電池の一例を示す断面図である。図１３に示すように、湿式太陽電池３０においては、第１ガラス基板３６の上面に集電層３９が形成されている。集電層３９の上面に光電変換部３２が形成されている。第１ガラス基板３６に対向するように、第２ガラス基板３７が配置されている。第２ガラス基板３７の下面には、対極集電層４１が形成されている。対極集電層４１の下面には、触媒層４０が形成されている。第１ガラス基板３６と第２ガラス基板３７との間に、絶縁性封止部材３３が形成されている。
【０００６】
光電変換部３２は、光増感色素が吸着されて可視光領域に吸収スペクトルを有する光電変換材料から構成されている。第１ガラス基板３６と第２ガラス基板３７と絶縁性封止部材３３とにより形成される空間に、電解液３８が封入されている。
【０００７】
上記の湿式太陽電池３０に光が照射されると、光電変換部３２で電子が発生し、発生した電子が集電層３９から外部電気回路を通って対極集電層４１に移動する。移動した電子は、電解液３８中のイオンにより対極集電層４１から光電変換部３２に運ばれる。このような一連の電子の流れにより、電気エネルギーが取り出される。
【０００８】
特許文献２に記載された湿式太陽電池の基本構造は、対向配置された２枚の透明導電膜付きガラス基板間に電解液を注入した構造である。この湿式太陽電池においては、小面積の太陽電池の試作は可能であっても、１ｍ角のような大面積の太陽電池への適用は困難である。その理由は、１つの太陽電池セルの面積を大きくした場合、発生電流は面積に比例して増加するが、電極部分に用いる透明導電性膜の面内方向の電圧降下が増大するため太陽電池としての内部直列抵抗が増大する。その結果、光電変換時の電流電圧特性におけるＦＦ（曲線因子）および短絡電流が低下するため、光電変換効率が低下するという問題が起こる。
【０００９】
内部直列抵抗の増加の抑制を図った湿式太陽電池モジュールを開示した先行文献として、特許文献３，４および非特許文献１がある。特許文献３，４および非特許文献１に記載された湿式太陽電池モジュールにおいては、細長い短冊状の湿式太陽電池セル（以下、単セルと称す）が、ストライプ状に並べられて直列に接続されている。
【００１０】
図１４は、複数の単セルをストライプ状に配置した従来の湿式太陽電池モジュールを受光面側から見た状態を模式的に示す平面図である。図１４に示すように、従来の湿式太陽電池モジュールにおいては、隣接して配置された光電変換部を含む領域４２同士の間に、絶縁性隔壁３４が設けられている。また、従来の湿式太陽電池モジュールにおいては、全ての光電変換部を含む領域４２を取囲み、２枚の基板を接合する絶縁性封止部材３３が設けられている。
【００１１】
この湿式太陽電池モジュールは、第１ガラス基板３６上に細長い短冊状の複数の光電変換部３２が形成され、その上方から第２ガラス基板３７が貼り合わされ、両ガラス基板間に電解液３８が注入されている。第２ガラス基板３７の光電変換部３２と対向する面には、対極集電層４１および触媒層４０が形成されている。
【００１２】
図１５は、図１４のＸＶＩＩ−ＸＶＩＩ線矢印方向から見た断面図である。図１５においては、集電層３９、対極集電層４１および触媒層４０の表記を省略している。図１５に示すように、湿式太陽電池３０は、光電変換部３２が電解液３８に浸漬され、かつ、光電変換部３２と図示しない対極集電層４１との間に電解液３８が存在することにより、発電性能を発揮することができる。
【００１３】
湿式太陽電池３０においては、使用中に電解液３８の揮発または液漏れなどが発生することがある。図１６は、湿式太陽電池の光電変換部と対極集電層との間の電解液に気泡が発生した状態を模式的に示す断面図である。図１７は、湿式太陽電池の光電変換部に電解液に浸漬されていない部分が形成された状態を模式的に示す断面図である。
【００１４】
図１６に示すように、光電変換部３２と図示しない対極集電層４１との間の電解液３８に気泡１３が発生した場合、光が照射されて酸化状態になった光電変換部３２は、気泡１３と接する部分において、電解液３８中のイオンとの還元反応が起こらない。そのため、発電可能な光電変換部３２が減少し、湿式太陽電池３０の変換効率が低下する。
【００１５】
図１７に示すように、光電変換部３２に電解液３８に浸漬されていない枯渇部１４が形成された場合、光が照射されて酸化状態になった光電変換部３２は、枯渇部１４において、電解液３８中のイオンとの還元反応が起こらない。そのため、発電可能な光電変換部３２が減少し、湿式太陽電池３０の変換効率が低下する。
【００１６】
図１８は、従来の湿式太陽電池モジュールの一の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。図１８に示すように、湿式太陽電池モジュール５０においては、第１ガラス基板５６の上面に、第１集電層５９が互いに所定の間隔を置いて形成されている。第１集電層５９の上面に光電変換部５２が形成されている。第２ガラス基板５７の下面に、対極集電層６１が互いに所定の間隔を置いて形成されている。対極集電層６１の下面に触媒層６０が形成されている。
【００１７】
２枚のガラス基板５６、５７を貼り合わせ、第１ガラス基板５６と第２ガラス基板５７との間に、電解液５８が注入されている。第１ガラス基板５６と第２ガラス基板５７との間の外周は樹脂で封止されている。このようにして、同一のガラス基板上に複数の光電変換素子を有する湿式太陽電池モジュールが形成されている。
【００１８】
この湿式太陽電池モジュールにおいては、一の光電変換部５２の第１集電層５９と、この光電変換部５２に隣接する他の光電変換部５２の対極集電層６１とが、導電性接続部６２により電気的に接続されている。その結果、各光電変換部５２が直列に接続されている。導電性接続部６２が電解液５８に接触することを防ぐために、互いに隣接する光電変換部５２同士の間において、導電性接続部６２の両側に絶縁性保護部５３が形成されている。このような直列接続構造は、一般に、Ｚ型構造と称呼されている。
【００１９】
図１９は、従来の湿式太陽電池モジュールの二の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。図１９に示すように、湿式太陽電池モジュール７０においては、第１ガラス基板７６の上面に、第１集電層７９が互いに所定の間隔を置いて形成されている。第２ガラス基板５７の下面に、第１集電層７９が互いに所定の間隔を置いて形成されている。
【００２０】
第１ガラス基板７６と第２ガラス基板７７との間に、絶縁性保護部７３が互いに所定の間隔を置いて配置されている。絶縁性保護部７３は、第１集電層７９同士の間に配置され、隣り合う第１集電層７９同士が接触することを防止している。この絶縁性保護部７３と第１集電層７９とに囲まれる空間に、触媒層８０、光電変換部７８および電解液７２が封止されている。
【００２１】
光電変換部７８および触媒層８０は、セルが並ぶ方向において、第１ガラス基板７６の上面および第２ガラス基板７７の下面に交互に形成されている。このように、単セルが直列に接続された湿式太陽電池モジュールを、一般にＷ型構造と称呼されている。
【００２２】
図２０は、従来の湿式太陽電池モジュールの三の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。図２０に示すように、第１ガラス基板９６の上面に、短冊形にパターニングされた集電層９９が形成されている。集電層９９の上面に、色素が吸着した多孔性酸化チタンからなる光電変換部９２が形成されている。光電変換部９２を覆うように、電解質を含有する多孔質絶縁部１０２が形成されている。多孔質絶縁部１０２の上面に触媒層１００が形成されている。触媒層１００の上面に対極集電層１０１が形成されている。
【００２３】
上記の積層構造の周囲を絶縁性保護部９３により被覆している。絶縁性保護部９３の上面に、第２ガラス基板９７が配置されている。各セルには、電解液９８が注入されている。この湿式太陽電池モジュールにおいては、それぞれの対極集電層１０１が、対極集電層１０１に対向する光電変換部９２に隣接する光電変換部９２が上面に形成された集電層９９に接続されることにより、各光電変換素子同士が直列に接続されている。
【００２４】
上記の気泡または枯渇部の問題の改善を図った湿式太陽電池モジュールを開示した先行文献として、特許文献５，６がある。特許文献５，６に記載された湿式太陽電池モジュールにおいては、電解液を再注入することができる注入口が設けられている。特許文献６に記載された湿式太陽電池モジュールにおいては、セル本体内において注入口とつながって、電解液を補充することができる電解液貯蔵部が設けられている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００２５】
【特許文献１】特開２００８−２８７９００号公報
【特許文献２】特許第２６６４１９４号公報
【特許文献３】特表２００２−５４０５５９号公報
【特許文献４】国際公開第ＷＯ９７／１６８３８号パンフレット
【特許文献５】特開２００５−３１０７１６号公報
【特許文献６】特開２００２−２８００８５号公報
【非特許文献】
【００２６】
【非特許文献１】早瀬修二、藤嶋昭編集、「色素増感太陽電池の開発技術」、技術教育出版社、２００３年６月発行、ｐ．２０５−２１７
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００２７】
特許文献５、６に記載された湿式太陽電池モジュールにおいては、注入口が湿式太陽電池モジュールの端部に形成されているため、湿式太陽電池モジュールが大面積化した際に、注入口から離れた位置に配置された湿式太陽電池に電解液を補充することが困難となる。
【００２８】
また、注入口を設けることにより、湿式太陽電池の部品点数が増加して製品コストの増加を招くとともに、注入口から電解液が揮発または液漏れする恐れもある。さらに、電解液の再注入をする手間が発生するため、湿式太陽電池のメンテナンス性が劣る。
【００２９】
本発明は上記の問題点に鑑みなされたものであって、電解液を再注入することなく、耐用期間中において発電性能を維持することができる、湿式太陽電池および湿式太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００３０】
本発明に基づく湿式太陽電池は、受光面を有する基板と、基板上に設けられた光電変換部と、光電変換部とともに密封された電解液とを備えている。湿式太陽電池においては、電解液が貯蔵されるバッファ部が、光電変換部の周囲の少なくともいずれかの位置に設けられている。
【００３１】
上記の湿式太陽電池によれば、電解液を貯蔵したバッファ部が設けられているため、電解液の揮発または液漏れなどにより、光電変換部に電解液に浸漬されていない枯渇部が発生、または、光電変換部と対極集電層との間の電解液に気泡が発生した場合に、バッファ部から枯渇部または気泡に向けて電解液を流入させることができる。その結果、湿式太陽電池の変換効率を維持することができる。また、予め設定された湿式太陽電池の耐用期間中に失われる電解液の量より多くの電解液をバッファ部に貯蔵させることにより、電解液を再注入することなく、耐用期間中において湿式太陽電池の発電性能を維持することができる。
【００３２】
好ましくは、受光面側から平面的に見て、バッファ部の面積が、光電変換部の面積に対して１２％以上である。このようにした場合、湿式太陽電池の変換効率を湿式太陽電池の耐用期間中維持することができる。
【００３３】
好ましくは、電解液は補充不能な状態で密封され、バッファ部は、基板が受光面側に凸状に突出することにより、基板の受光面側とは反対側に凹部が形成され、その凹部の内部に電解液を貯蔵している。このようにした場合、バッファ部に貯蔵される電解液の量を増やしつつ、湿式太陽電池の発電に寄与する受光面以外の面積が大きくなることを抑制することができる。また、受光面側の突出部の側面で光を反射させて光電変換部に入射させることにより、湿式太陽電池の変換効率を向上させることができる。さらに、電解液を補充不能な構造にしているため、電解液補充用の部品が不要となり湿式太陽電池の製造コストの増加を抑制することができる。
【００３４】
本発明の一形態においては、平面的に見て、光電変換部が矩形状に形成され、平面的に見て、バッファ部が、光電変換部の短辺側の側面に接する領域に形成されている。このようにした場合、光電変換部の短辺側の側面に接する領域が光電変換部より高所に位置するように、湿式太陽電池が傾斜配置された際に、バッファ部から電解液の枯渇部または気泡に向けて電解液を流入させることができる。
【００３５】
本発明の一形態においては、平面的に見て、光電変換部が矩形状に形成され、平面的に見て、バッファ部が、光電変換部の長辺側の側面に接する領域に形成されている。このようにした場合、光電変換部の長辺側の側面に接する領域が光電変換部より高所に位置するように、湿式太陽電池が傾斜配置された際に、バッファ部から電解液の枯渇部または気泡に向けて電解液を流入させることができる。
【００３６】
本発明に基づく湿式太陽電池モジュールは、上記のいずれかに記載の湿式太陽電池を含む、複数の湿式太陽電池が互いに接続されている。
【００３７】
好ましくは、湿式太陽電池モジュールにおいては、接続されたすべての湿式太陽電池が、バッファ部を備えている。
【００３８】
好ましくは、湿式太陽電池モジュールにおいては、バッファ部が、それぞれの湿式太陽電池において同じ位置に形成されている。
【発明の効果】
【００３９】
本発明によれば、湿式太陽電池が使用される際に傾斜配置された状態において、光電変換部より高所に電解液を貯蔵したバッファ部が設けられている。そのため、電解液の揮発または液漏れなどにより、光電変換部に電解液に浸漬されていない枯渇部が発生、または、光電変換部と対極集電層との間の電解液に気泡が発生した場合に、バッファ部から枯渇部または気泡に向けて電解液を流入させることができる。その結果、湿式太陽電池の変換効率を維持することができる。また、予め設定された湿式太陽電池の耐用期間中に失われる電解液の量より多くの電解液をバッファ部に貯蔵させることにより、電解液を再注入することなく、耐用期間中において湿式太陽電池の発電性能を維持することができる。
【図面の簡単な説明】
【００４０】
【図１】本発明の一実施形態における湿式太陽電池モジュールを受光面側から見た平面図である。
【図２】図１のＩＩ−ＩＩ線矢印方向から見た断面図である。
【図３】同実施形態に係る湿式太陽電池に電解液を注入している状態を模式的に示す断面図である。
【図４】同実施形態に係る湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した状態を模式的に示す斜視図である。
【図５】(Ａ)は、ｘｙｚ座標軸上に湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態を示す図であり、(Ｂ)は、ｙｚ座標軸上に湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態を示す図であり、(Ｃ)は、ｘｚ座標軸上に湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態を示す図である。
【図６】バッファ部の容量が少ないために、光電変換部に電解液に浸漬されていない部分が生じた状態を模式的に示す断面図である。
【図７】バッファ部の容量が十分で、光電変換部が電解液に浸漬されている状態を模式的に示す断面図である。
【図８】湿式太陽電池モジュールの傾斜角度が緩やかな状態を模式的に示す断面図である。
【図９】湿式太陽電池モジュールの傾斜角度が急な状態を模式的に示す断面図である。
【図１０】本実施の形態に係る湿式太陽電池の変形例を模式的に示す断面図である。
【図１１】(Ａ)は、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図であり、(Ｂ)は、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板に貼り合わされる他のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。
【図１２】(Ａ)は、比較例の湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図であり、(Ｂ)は、比較例の湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板に貼り合わされる他のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。
【図１３】従来の湿式太陽電池の一例を示す断面図である。
【図１４】複数の単セルをストライプ状に配置した従来の湿式太陽電池モジュールを受光面側から見た状態を模式的に示す平面図である。
【図１５】図１４のＸＶＩＩ−ＸＶＩＩ線矢印方向から見た断面図である。
【図１６】湿式太陽電池の光電変換部と対極集電層との間の電解液に気泡が発生した状態を模式的に示す断面図である。
【図１７】湿式太陽電池の光電変換部に電解液に浸漬されていない部分が形成された状態を模式的に示す断面図である。
【図１８】従来の湿式太陽電池モジュールの一の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。
【図１９】従来の湿式太陽電池モジュールの二の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。
【図２０】従来の湿式太陽電池モジュールの三の例において、単セルの光電変換部の短辺と平行な面における断面図である。
【発明を実施するための形態】
【００４１】
以下、本発明に基づいた一実施の形態における湿式太陽電池および湿式太陽電池モジュールについて、図を参照しながら説明する。図１は、本発明の一実施形態における湿式太陽電池モジュールを受光面側から見た平面図である。図１に示すように、本発明の一実施形態における湿式太陽電池モジュール１においては、複数の単セルが接続されている。なお、図１においては、単セルの記載を一部省略している。
【００４２】
湿式太陽電池モジュール１の周囲には、２枚のガラス基板を貼り合わせ、この２枚のガラス基板の間に電解液を封入するための絶縁性枠部３が設けられている。また、単セル間同士の間には、隔壁となる絶縁性隔壁４が設けられている。
【００４３】
単セルには、長辺の長さがＸおよび短辺の長さがＹの矩形状の光電変換部２が形成されている。光電変換部２の周囲に電解液が貯蔵されるバッファ部５が設けられている。バッファ部５は、光電変換部２の短辺側の側面に接するバッファ部５Ｙ,５Ｙ’、および、光電変換部２の長辺側の側面に接するバッファ部５Ｘ,５Ｘ’から構成されている。
【００４４】
バッファ部５Ｙは、光電変換部２の短辺側の側面から絶縁性枠部３の内壁までの長さＬＹの領域を言う。バッファ部５Ｘは、光電変換部２の長辺側の側面から絶縁性枠部３または絶縁性隔壁４の内壁までの長さＬＸの領域を言う。
【００４５】
バッファ部５Ｙ’は、単セル内において、バッファ部５Ｙの反対側の位置に形成されたバッファ部である。バッファ部５Ｘ’は、単セル内において、バッファ部５Ｘの反対側の位置に形成されたバッファ部である。
【００４６】
本実施形態においては、光電変換部２の全周囲にバッファ部５を設けたが、湿式太陽電池モジュール１を傾斜配置した際に、光電変換部２より高所に位置するバッファ部５が設けられていればよい。
【００４７】
図２は、図１のＩＩ−ＩＩ線矢印方向から見た断面図である。図２に示すように、本実施形態に係る単セルは、第１ガラス基板６上に光電変換部２が形成されている。第１ガラス基板６と対向するように第２ガラス基板７が配置されている。第１ガラス基板６と第２ガラス基板７との間に絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４が配置されている。第１ガラス基板６、第２ガラス基板７、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４に囲まれる空間に電解液８が注入されている。この空間の内、光電変換部２の周囲において、電解液８が貯蔵されている部分がバッファ部５Ｘ，５Ｘ’である。なお、図２においては、集電層、対極集電層および触媒層の表記を省略している。
【００４８】
以下、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールの各構成について説明する。
（光電変換部２）
光電変換部２は、第１ガラス基板６上に形成され、半導体から構成されている。その形態は、粒子状または多数の微細孔を有する膜状など、種々の形態のものを用いることができるが、本実施形態においては膜状の形態を有している。
【００４９】
本実施形態においては、光電変換部２を構成する半導体材料として酸化チタンを用いたが、一般に光電変換材料として使用されるものであれば特に限定されない。このような材料としては他にも、たとえば、酸化亜鉛、酸化錫、酸化鉄、酸化ニオブ、酸化セリウム、酸化タングステン、酸化ニッケル、チタン酸ストロンチウム、硫化カドミウム、硫化鉛、硫化亜鉛、リン化インジウム、銅−インジウム硫化物（ＣｕＩｎＳ2）、ＣｕＡｌＯ2、ＳｒＣｕ2Ｏ2などの化合物およびこれらを組み合せたものを用いることができる。これらの中では、酸化亜鉛、酸化錫、酸化ニオブが好ましいが、光電変換効率、安定性および安全性の点から酸化チタンが特に好ましい。また、これらの半導体材料は、２種以上を混合した混合物として用いてもよい。
【００５０】
本実施形態において、酸化チタンは、アナターゼ型酸化チタン、ルチル型酸化チタン、無定形酸化チタン、メタチタン酸、オルソチタン酸などの各種の狭義の酸化チタン、および、水酸化チタン、含水酸化チタンなどを包含し、これらは単独または混合物として用いることができる。アナターゼ型およびルチル型の２種類の結晶系は、その製法や熱履歴によりいずれの形態にもなり得るが、アナターゼ型酸化チタンを用いることが一般的である。
【００５１】
光電変換部２を構成する上記半導体としては、安定性、結晶成長の容易さ、製造コストなどの観点から、多数の微粒子が集合してなる多結晶焼結体であることが好ましい。多結晶焼結体には、その構成粒子径（平均粒径）により、種々の特長を持たせることが可能となる。
【００５２】
入射光を高い収率で電気エネルギーに変換するためには、光電変換部２を構成する多孔質体としては、光電変換部２の投影面積に対して十分に大きい実効表面積を得る観点から、平均粒径５ｎｍ以上５０ｎｍ未満の粒子から構成されることが好ましく、より好ましくは１０ｎｍ以上３０ｎｍ以下の粒子から構成されている。
【００５３】
光電変換部２の形成条件にもよるが、平均粒径の大きい半導体粒子で光電変換部２を形成した場合、光電変換部２の光散乱性が高く、入射光を散乱させて光捕捉率を向上させることができる。一方、平均粒径の小さい半導体粒子で光電変換部２を形成した場合、光電変換部２の光散乱性は低いが、色素の吸着点がより多くなり色素吸着量を増加させることができる。
【００５４】
したがって光電変換部２は、平均粒径５ｎｍ以上５０ｎｍ未満の微粒子からなる多孔質半導体層の上に、平均粒径が５０ｎｍ以上、好ましくは５０ｎｍ以上６００ｎｍ以下の半導体粒子からなる多孔質層を設けられた２層構造で形成されてもよい。また、光電変換部２は、光捕捉率を向上させるために、光散乱性の異なる３層以上の多孔質層からなる構造で形成されてもよい。この場合、後述する色素の光の吸収範囲に対応して、光を散乱、または反射するように、各層の多孔質層を構成する半導体粒子の粒子径が決定される。
【００５５】
光電変換部２を構成する多孔質層が平均粒径の大きな半導体粒子から構成されている場合、光電変換部２の機械的強度が低くなる。このような光電変換部２と対極集電層とが接触している場合、湿式太陽電池に外力が負荷された際に光電変換部２に変形する恐れがある。そのため、平均粒径の大きい半導体材料に平均粒径の小さい半導体材料を、たとえば１０重量％以下の割合で配合して、光電変換部２を形成してもよい。このようにすることにより、光電変換部２の機械的強度を保持しつつ、色素の吸着量を多くすることができる。
【００５６】
光電変換部２の膜厚は、特に限定されるものではないが、光電変換効率の観点から、０．５μｍ以上５０μｍ以下程度であることが好ましい。特に、光電変換部２として光散乱性の高い、平均粒径５０ｎｍ以上の半導体粒子からなる層を設ける場合、その層の膜厚は、０．１μｍ以上４０μｍ以下、好ましくは５μｍ以上２０μｍ以下とする。また、光電変換部２として、平均粒径５ｎｍ以上５０ｎｍ未満の粒子からなる層を設ける場合、その層の膜厚は、０．１μｍ以上５０μｍ以下、好ましくは１０μｍ以上４０μｍ以下とする。
【００５７】
湿式太陽電池の光電変換効率を向上させるためには、光電変換部２を構成する多孔質半導体層に、後述する色素を多く吸着させることが必要である。このため、光電変換部２を構成する膜状の多孔質半導体層は、比表面積の大きなものが好ましく、１０ｍ2／ｇ以上２００ｍ2／ｇ以下程度であることが好ましい。
【００５８】
（第１基板）
第１基板は太陽電池の受光面を有し、光透過性の材料からなり、厚さは０．２ｍｍ以上５ｍｍ以下程度のものが好ましい。本実施形態においては、ソーダガラスからなる第１ガラス基板６を用いたが、溶融石英ガラスおよび結晶石英ガラスなどからなるガラス基板を用いてもよい。また、第１基板を構成する材料は、一般に太陽電池に使用可能な材料であれば特に限定されない。このような材料としては、たとえば、可撓性フィルムなどの耐熱性樹脂板などを用いてもよい。
【００５９】
可撓性フィルム（以下、「フィルム」と称する）を構成する材料としては、たとえば、テトラアセチルセルロース（ＴＡＣ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリフェニレンスルファイド（ＰＰＳ）、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリアリレート（ＰＡ）、ポリエーテルイミド（ＰＥＩ）、フェノキシ樹脂、テフロン（登録商標）などを用いることができる。
【００６０】
第１基板上に他の層を加熱により形成する場合、たとえば、第１基板上に２５０℃程度の加熱を伴って集電層を形成する場合には、上記のフィルム材料の中でも、２５０℃以上の耐熱性を有するテフロン（登録商標）を用いることが好ましい。
【００６１】
第１基板は、光電変換部２において発生した光電流を取り出すために、上面に集電層が形成されたものが用いられる。この集電層は、光透過性の材料から形成されている。ただし、少なくとも光電変換部２に実効的な感度を有する波長の光を実質的に透過させる材料であればよく、必ずしもすべての波長領域の光に対して透過性を有する必要はない。
【００６２】
本実施形態においては、集電層としてインジウム錫複合酸化物（ＩＴＯ）を用いたが、光透過性の材料は、一般に太陽電池に使用可能であれば特に限定されない。このような材料としては、フッ素をドープした酸化錫（ＦＴＯ）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）などを用いてもよい。
【００６３】
集電層は、光透過性の材料からなる透光性基板上に、光透過性の材料からなる材料層が積層されてなる。たとえば、ソーダ石灰フロートガラスからなる透光性基板上に、ＦＴＯが積層された透光性集電層を用いることができる。透光性基板上に集電層を形成する方法としては、特に限定されず、たとえば、スパッタ法、スプレー法などを用いて形成することができる。
【００６４】
集電層の膜厚は０．０２μｍ以上５μｍ以下程度が好ましい。集電層の膜抵抗は低いほどよく、膜抵抗が４０Ω／ｓｑ以下であることが好ましい。また、集電層には、膜抵抗を低下させるために金属リード線を設けてもよい。金属リード線の材料としては、たとえば、白金、金、銀、銅、アルミニウム、ニッケル、チタンなどを用いることができる。
【００６５】
金属リード線を設ける方法としては、たとえば、スパッタ法および蒸着法などにより基板上に金属リード線を形成し、得られた金属リード線を含む基板上に集電層を形成する方法、または、基板上に集電層を形成し、その上に金属リード線を形成する方法などを用いることができる。ただし、金属リード線を設けることにより、受光面からの入射光量の低下を招く場合には、金属リード線の太さを０．１ｍｍ以上４ｍｍ以下程度にするのが好ましい。
【００６６】
（第２基板）
第２基板は、第１基板と対向配置され、第１基板と同様の材料により形成されている。第２基板の下面には互いに接触した対極集電層と触媒層とが設けられている。対極集電層および触媒層が、光電変換部２上に直接積層形成される場合、第２基板は、第１基板との間に電解液８を封止するためのカバーとなる。
【００６７】
（対極集電層、触媒層、多孔性絶縁層）
本実施形態においては、対極集電層を構成する材料としてＩＴＯを用いたが、一般に太陽電池に使用可能な材料であれば特に限定されない。このような材料として、ＦＴＯ、ＺｎＯなどの金属酸化物、チタン、タングステン、金、銀、銅、アルミニウム、ニッケルなどの金属材料を用いてもよい。
【００６８】
本実施形態においては、触媒層を構成する材料として白金を用いたが、一般に太陽電池に使用可能な材料であれば特に限定されない。このような材料としては、たとえば、カーボンを用いてもよい。カーボンの形態としては、カーボンブラック、グラファイト、ガラス炭素、アモルファス炭素、ハードカーボン、ソフトカーボン、カーボンホイスカー、カーボンナノチューブおよびフラーレンなどを用いることが好ましい。
【００６９】
図１３，２０，２１に示すように、対極集電層および触媒層は、基板の光電変換部と対向する側の面に設けられる場合と、図２０に示すように、対極集電層および触媒層は、光電変換部の上面に、多孔質絶縁部を隔てて積層形成される場合とがある。
【００７０】
対極集電層および触媒層は、たとえば、ＰＶＣ法、蒸着法、スパッタリング法などの物理的手法、および、白金もしくはカーボンを溶媒に分散してペースト状にしたものをスクリーン印刷法などの塗布法などにより形成される。対極集電層および触媒層は、多孔質材料から構成されるようにしてもよいし、形成後に多孔化されてもよい。多孔化は、たとえば、対極集電層および触媒層を構成する部材が、レーザー光照射により部分的に蒸発させられることによって孔が形成されることにより成される。
【００７１】
多孔質絶縁部を構成する材料としては、光電変換部から触媒層への電子移動を抑制する観点から、伝導帯準位の高い材料が好ましい。たとえば、酸化ジルコニウム、酸化ニオブ、酸化タングステン、酸化インジウム、酸化ストロンチウム、酸化タンタル、酸化バリウムからなる群より選択される金属酸化物などの材料が少なくとも一種用いられた材料が、多孔質絶縁部を構成する材料として好ましい。
【００７２】
多孔質絶縁部は、膜状に形成されていることが好ましい。光電変換部上に膜状の多孔質絶縁部を形成する方法としては、特に限定されず、たとえば以下の方法がある。(１)スクリーン印刷法およびインクジェット法などにより、多孔質絶縁部の材料粒子を含有するペーストを塗布した後、焼成する方法、（２）所望の原料ガスを用いたＣＶＤ法またはＭＯＣＶＤ法などにより成膜する方法、（３）原料固体を用いたＰＶＤ法、蒸着法、スパッタリング法などにより成膜する方法、（４）ゾル−ゲル法、電気化学的な酸化還元反応を利用した方法などにより成膜する方法などを用いることができる。なお、多孔質絶縁部の形状は限定されるものではないが、図２０に示すように光電変換部を囲うように設けられ、その一端が隣り合う集電層同士の間において第１基板に接するように設けられている。
【００７３】
（絶縁性枠部３、絶縁性隔壁４）
絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４は、第１基板と第２基板とを貼り合せ、両者間に形成される空間に電解液を閉じ込める機能を有する。また、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４は、電解液８の揮発の防止および湿式太陽電池内への水などの浸入の防止の機能を有する。さらに、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４は、モジュールに作用する落下物による衝撃応力を吸収する機能、および、長期にわたる使用時においてモジュールに作用するたわみなどを吸収する機能を有している。
【００７４】
本実施形態においては、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４を構成する材料として、シリコーン樹脂を用いたが、湿式太陽電池に使用可能な材料であれば特に限定されない。このような材料としては、たとえば、エポキシ樹脂、ポリイソブチレン系樹脂、ホットメルト樹脂、ＵＶ硬化樹脂、ガラスフリットなどの材料、またはこれらの２種類以上を２層以上に積層して用いることもできる。
【００７５】
酸化還元性電解質の溶剤として、ニトリル系溶剤またはカーボネート系溶剤を使用する場合には、シリコーン樹脂、アイオノマー樹脂などのホットメルト樹脂、ポリイソブチレン系樹脂、ガラスフリットを用いることができる。絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４をパターニングする方法としては、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４にシリコーン樹脂、エポキシ樹脂、ガラスフリットを使用する場合には、ディスペンサー法を用いることができる。絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４にホットメルト樹脂を使用する場合には、シート状のホットメルト樹脂にパターニングした孔を開けることにより、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４を形成することができる。
【００７６】
（色素）
光電変換部２を構成する多孔質半導体層に吸着されて光増感剤として機能する色素としては、可視光領域および赤外光領域の少なくともいずれかに吸収をもつ有機色素、金属錯体色素などの色素を１種または２種以上を選択的に用いることができる。
【００７７】
本実施形態においては、有機色素としてアゾ系色素を用いたが、他にもたとえば、キノン系色素、キノンイミン系色素、キナクリドン系色素、スクアリリウム系色素、シアニン系色素、メロシアニン系色素、トリフェニルメタン系色素、キサンテン系色素、ポルフィリン系色素、ペリレン系色素、インジゴ系色素、ナフタロシアニン系色素などを用いることができる。有機色素の吸光係数は、一般的に、遷移金属に分子が配位結合した形態をとる金属錯体色素に比べて大きい。
【００７８】
金属錯体色素としては、Ｃｕ、Ｎｉ、Ｆｅ、Ｃｏ、Ｖ、Ｓｎ、Ｓｉ、Ｔｉ、Ｇｅ、Ｃｒ、Ｚｎ、Ｒｕ、Ｍｇ、Ａｌ、Ｐｂ、Ｍｎ、Ｉｎ、Ｍｏ、Ｙ、Ｚｒ、Ｎｂ、Ｓｂ、Ｌａ、Ｗ、Ｐｔ、Ｔａ、Ｉｒ、Ｐｄ、Ｏｓ、Ｇａ、Ｔｂ、Ｅｕ、Ｒｂ、Ｂｉ、Ｓｅ、Ａｓ、Ｓｃ、Ａｇ、Ｃｄ、Ｈｆ、Ｒｅ、Ａｕ、Ａｃ、Ｔｃ、Ｔｅ、Ｒｈなどの金属に分子が配位結合した形態のものを用いることができ、これらの中でも、フタロシアニン系色素、ルテニウム系色素が好ましく、ルテニウム系金属錯体色素が特に好ましい。
【００７９】
特に、以下の化学式で表されるルテニウム系金属錯体色素が好ましい。
【００８０】
【化１】
2011222190.tif 000003
【００８１】
【化２】
2011222190.tif 000004
【００８２】
【化３】
2011222190.tif 000005
【００８３】
多孔質半導体層に色素を強固に吸着させるためには、色素分子中にカルボン酸基、カルボン酸無水基、アルコキシ基、ヒドロキシル基、ヒドロキシアルキル基、スルホン酸基、エステル基、メルカプト基、ホスホニル基などのインターロック基を有するものが好ましい。これらの中でも、カルボン酸基およびカルボン酸無水基を含む色素が特に好ましい。なお、インターロック基は、励起状態の色素と多孔質半導体層の伝導帯との間の電子移動を容易にする電気的結合を提供するものである。
【００８４】
多孔質半導体層に色素を吸着させる方法としては、たとえば、集電層上に形成された多孔質半導体層を、色素を溶解した溶液に浸漬する方法を用いることができる。色素を溶解させる溶剤としては、エタノールなどのアルコール類、アセトンなどのケトン類、ジエチルエーテル、テトラヒドロフランなどのエーテル類、アセトニトリルなどの窒素化合物類、クロロホルムなどのハロゲン化脂肪族炭化水素、ヘキサンなどの脂肪族炭化水素、ベンゼンなどの芳香族炭化水素、酢酸エチルなどのエステル類、水などを用いることができる。また、これらの溶剤を２種類以上を混合して用いてもよい。
【００８５】
溶液中の色素濃度は、使用する色素および溶剤の種類により適宜調整することができるが、吸着機能を向上させるためにはできるだけ高濃度である方が好ましく、たとえば、５×１０-4モル／リットル以上であればよい。
【００８６】
（電解液８）
電解液８は、酸化還元種を溶媒に溶解させたものを用いた。光電変換部２のように多孔質材料から構成される層には電解液が浸透している。また、電解液８の代わりに、たとえば、固体電解質、ゲル電解質、溶融塩ゲル電解質などイオンを輸送できる導電性材料を用いてもよい。その他にも、溶媒として溶融塩、または、溶媒と溶融塩の混合物を電解液の代わりに用いてもよい。
【００８７】
本実施形態においては、酸化還元種として、ＬｉＩとＩ2の組み合わせたものを使用した。酸化還元種としては、たとえば、Ｉ-／Ｉ3-系、Ｂｒ2-／Ｂｒ3-系、Ｆｅ2+／Ｆｅ3+系、キノン／ハイドロキノン系などを用いることができる。酸化還元種として、たとえば、ヨウ化リチウム（ＬｉＩ）、ヨウ化ナトリウム（ＮａＩ）、ヨウ化カリウム（ＫＩ）、ヨウ化カルシウム（ＣａＩ2）などの金属ヨウ化物とヨウ素（Ｉ2）の組み合わせ、テトラエチルアンモニウムアイオダイド（ＴＥＡＩ）、テトラプロピルアンモニウムアイオダイド（ＴＰＡＩ）、テトラブチルアンモニウムアイオダイド（ＴＢＡＩ）、テトラヘキシルアンモニウムアイオダイド（ＴＨＡＩ）などのテトラアルキルアンモニウム塩とヨウ素の組み合わせ、および臭化リチウム（ＬｉＢｒ）、臭化ナトリウム（ＮａＢｒ）、臭化カリウム（ＫＢｒ）、臭化カルシウム（ＣａＢｒ2）などの金属臭化物と臭素の組み合わせが好ましく、これらの中でも、ＬｉＩとＩ2の組み合わせが特に好ましい。
【００８８】
酸化還元種の溶媒としては、プロピレンカーボネートなどのカーボネート化合物、アセトニトリルなどのニトリル化合物、エタノールなどのアルコール類、水、非プロトン極性物質などを用いることができる。これらの中でも、カーボネート化合物またはニトリル化合物が特に好ましい。これらの溶媒を２種類以上を混合して用いてもよい。
【００８９】
固体電解質は、電子、ホール、イオンを輸送できる導電性材料で、太陽電池の電解質として用いることができ、流動性がないものであればよい。たとえば、ポリカルバゾールなどのホール輸送材、テトラニトロフロオルレノンなどの電子輸送材、ポリロールなどの導電性ポリマー、液体電解質を高分子化合物により固体化した高分子電解質、ヨウ化銅、チオシアン酸銅などのｐ型半導体、溶融塩を含む液体電解質を微粒子により固体化した電解質などを固体電解質として用いることができる。
【００９０】
ゲル電解質は、通常、電解質とゲル化剤から構成される。ゲル化剤としては、たとえば、架橋ポリアクリル樹脂誘導体や架橋ポリアクリロニトリル誘導体、ポリアルキレンオキシド誘導体、シリコーン樹脂類、側鎖に含窒素複素環式四級化合物塩構造を有するポリマーなどの高分子ゲル化剤などを用いることができる。
【００９１】
溶融塩ゲル電解質は、通常、上記のようなゲル電解質と常温型溶融塩からなる。常温型溶融塩としては、たとえば、ピリジニウム塩類、イミダゾリウム塩類などの含窒素複素環式四級アンモニウム塩化合物類などを用いることができる。
【００９２】
上記の電解質には、必要に応じて添加剤を加えてもよい。たとえば、t-ブチルピリジン（ＴＢＰ）などの含窒素芳香族化合物、ジメチルプロピルイミダゾールアイオダイド（ＤＭＰＩＩ）、メチルプロピルイミダゾールアイオダイド（ＭＰＩＩ）、エチルメチルイミダゾールアイオダイド（ＥＭＩＩ）、エチルイミダゾールアイオダイド（ＥＩＩ）、ヘキシルメチルイミダゾールアイオダイド（ＨＭＩＩ）などのイミダゾール塩などの添加剤を電解質に加えてもよい。
【００９３】
電解液８中の電解質濃度は、０．００１モル／リットル以上１．５モル／リットル以下の範囲が好ましく、０．０１モル／リットル以上０．７モル／リットル以下の範囲が特に好ましい。ただし、湿式太陽電池において光電変換部２より受光面側に触媒層がある場合、電解液を通過した入射光が光電変換部２に達することにより、色素の励起が起こる。そのため、電解質濃度が高くなりすぎると、光電変換部における入射光による色素の励起反応が低下するため、湿式太陽電池の発電性能が低下する。これらの点を考慮して、電解質濃度を設定することが必要である。
【００９４】
（バッファ部５）
図３は、本実施形態に係る湿式太陽電池に電解液を注入している状態を模式的に示す断面図である。図３に示すように、第１ガラス基板６、第２ガラス基板７、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４に囲まれた空間に電解液８が注入される。第２ガラス基板７には、電解液８の注入口９が形成されている。また、第２ガラス基板７には、空気を抜くための減圧口１１が形成されている。
【００９５】
注入口９には、電解液８を貯蔵したシリンジ１０が接続されている。減圧口１１には、ポンプ１２が接続されている。第１ガラス基板６上の光電変換部２の長辺側の側面に接する領域には、バッファ部５Ｘ，５Ｘ’が形成されている。
【００９６】
以下、電解液８の注入方法について説明する。光電変換部２を構成する色素が吸着した多孔質半導体層は、半導体微粒子の集合体からなり、光電変換部２の投影面積に対して十分に大きい実効表面積を得るために、大きさが数十ｎｍの微粒子の集合体で形成されている。
【００９７】
１ｎｍ程度の大きさの色素が吸着している多孔質半導体層の表面に、電解液８が接触して存在することにより、光電変換サイクルが可能になる。したがって、高い変換効率を得るためには、光電変換部２を構成する多孔質半導体層のナノメートルオーダーの細孔内部に、電解液８を浸漬させる必要がある。そのために、たとえば、以下のような減圧注入法が行なわれる。
【００９８】
第１工程は、第２ガラス基板７に、減圧口１１および注入口９を作製する工程である。絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４を用いて、第１ガラス基板６と第２ガラス基板７とを貼り合せた後、第２ガラス基板７の端部に、外部と通じる開口部を設ける。本実施形態においては、図３に示すように、第２ガラス基板７のバッファ部５Ｘの上方の位置に、減圧口１１を設けた。第２ガラス基板７のバッファ部５Ｘ’の上方の位置に、注入口９を設けた。減圧口１１には、ポンプ１２を接続し、注入口９には、シリンジ１０を接続する。
【００９９】
第２工程は、電解液注入領域の減圧工程である。電解液注入側の流路を閉じた後、ロータリーポンプ、拡散ポンプおよびターボ分子ポンプなどからなるポンプ１２を用いて、単セル内の電解液注入領域を十分に減圧する。電解液注入領域とは、第１ガラス基板６、第２ガラス基板７、絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４により囲まれた領域のことをいう。
【０１００】
第３工程は、注液工程である。減圧工程終了後、減圧側の流路は遮断し、電解液注入側の流路は開放する。このとき、電解液注入領域には常圧に戻ろうとする作用が働き、それに伴い電解液８が、電解液注入領域に引き込まれる。
【０１０１】
第４工程は、減圧口および注入口の封止工程である。注入口９および減圧口１１を絶縁性枠部３および絶縁性隔壁４と同様の材料を用いて封止する。以上の工程により、電解液注入領域に電解液８が封入された湿式太陽電池セルが完成する。電解液８は光電変換部２とともに密封されており、一度封止された湿式太陽電池セルは、電解液８が補充不能な状態にされている。本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールは、このようにして電解液８を減圧注入した単セルを少なくとも一つ含むモジュールである。なお、電解液８を補充できる構造を採用してもよい。
【０１０２】
注入された電解液８は、湿式太陽電池モジュールの使用中に揮発または液漏れなどの理由により、徐々に減少する。また、多孔質半導体層から構成される光電変換部は、非常に微細な構造体であるため、上述の減圧注入法を用いて電解液８を注入した場合においても、多孔質半導体層内部に空気が残留し、電解液８を行き渡らせられない箇所ができることがある。さらに、電解液８は一定の粘度を有するため、電解液注入領域および光電変換部２の細孔内部を隙間なく満たすことができない場合がある。上記のように、電解液８が浸透していない箇所が、光電変換部２の内部または光電変換部２と対極集電層との間に形成された場合、湿式太陽電池の変換効率が低下する。
【０１０３】
本実施形態に係る湿式太陽電池においては、光電変換部２の周囲に電解液８を貯蔵するバッファ部５が形成されている。バッファ部５は、光電変換部２の周囲に形成されているため、バッファ部５の位置に存在している電解液８は、光電変換には寄与しない。このバッファ部５に貯蔵されている電解液８を、上記の電解液８が浸透していない光電変換に寄与する部分に浸透させることにより、湿式太陽電池の変換効率を長期間維持させることができる。
【０１０４】
図４は、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した状態を模式的に示す斜視図である。図４に示すように、湿式太陽電池モジュール１は、受光面において光を受光しやすくなるように、受光面が水平面に対して一定の角度を有するように傾斜配置されて使用される。図中の二点鎖線で示した状態は、湿式太陽電池モジュールが水平面上に置かれた状態を示している。なお、図４においては、単セルの表記を一部省略している。
【０１０５】
図４に示すように、傾斜配置された湿式太陽電池モジュール１の各湿式太陽電池においては、光電変換部２より高所に位置するバッファ部５Ｙが存在する。本実施形態に係る湿式太陽電池モジュール１においては、各湿式太陽電池のそれぞれにおいて、光電変換部２の周囲の全周にバッファ部５Ｘ，５Ｘ’，５Ｙ，５Ｙ’を設けたが、湿式太陽電池モジュール１が傾斜配置された際に、各湿式太陽電池の光電変換部２より高所に位置するバッファ部のみ形成されていてもよい。
【０１０６】
バッファ部５Ｙが光電変換部２より高所に位置しているため、バッファ部５Ｙに貯蔵されている電解液８は、重力によりバッファ部５Ｙから光電変換部２に向けて流れ込むような力を受ける。光電変換部２の内部または光電変換部２と対極集電層との間に位置する電解液の量が減少した場合、バッファ部５Ｙに電解液８が貯蔵されている間には、バッファ部５Ｙから光電変換部２に向けて電解液８が流れ込むため、光電変換部２が電解液８に浸漬されている状態を維持することができる。
【０１０７】
湿式太陽電池モジュール１の予め設定された耐用期間中に光電変換部２に補充が必要な量の電解液８をバッファ部５Ｙに貯蔵しておくことによって、その耐用期間中において、光電変換部２が電解液８に浸漬されている状態を維持することができる。その結果、湿式太陽電池モジュール１は、耐用期間中において、電解液８を外部から補充することなく変換効率を維持することができる。
【０１０８】
湿式太陽電池モジュール１が傾斜配置された際に、すべての湿式太陽電池において光電変換部２よりバッファ部５が高所に位置するために、バッファ部５は、それぞれの湿式太陽電池において同じ位置に形成されていることが好ましい。
【０１０９】
図５(Ａ)は、湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態をｘｙｚ座標軸上に示す図である。図５(Ｂ)は、湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態をｙｚ座標軸上に示す図である。図５(Ｃ)は、湿式太陽電池モジュールを傾斜配置した際の状態をｘｚ座標軸上に示す図である。なお、水平設置時の湿式太陽電池モジュールは、ｘｙ平面上に位置し、湿式太陽電池モジュールの端部の角がｚ軸上に位置するものとする。光電変換部２は、ｙ軸方向に延在して形成され、ｘ軸方向に配列されている。
【０１１０】
図５(Ａ)，(Ｂ)，(Ｃ)に示すように、湿式太陽電池モジュール１の傾斜角度は、２成分に分割することができる。ｙｚ平面に対して湿式太陽電池モジュールは、角度θ1傾いている。ｘｚ平面に対して湿式太陽電池モジュールは、角度θ2傾いている。湿式太陽電池モジュール１は、様々な傾斜角度で配置されるため、その配置状態に対応した位置にバッファ部が形成されている必要がある。
【０１１１】
図４に示すように、平面的に見て、光電変換部２が矩形状に形成されている場合、湿式太陽電池モジュール１が図５(Ｂ)に示すように角度θ1傾斜しているとき、光電変換部２の一方の短辺側に接する領域に形成されたバッファ部が光電変換部２より高所に位置している。また、湿式太陽電池モジュール１が図５(Ｃ)に示すように角度θ2傾斜しているとき、光電変換部２の一方の長辺側に接する領域に形成されたバッファ部が光電変換部２より高所に位置している。
【０１１２】
上記のように、光電変換部２より高所の位置にバッファ部が配置されるように、湿式太陽電池内において光電変換部２とバッファ部５とが設けられることにより、バッファ部５から光電変換部２に向けて電解液８を流れ込ますことができる。
【０１１３】
さらに、光電変換部２より高所に位置する、光電変換部２の一方の長辺側に接する領域および一方の短辺側に接する領域の両方にバッファ部を設けた場合、光電変換部２における電解液の枯渇部、または、光電変換部２と対極集電層との間に発生した気泡に近い位置にあるバッファ部から電解液８をその枯渇部および気泡に送り込むことができる。
【０１１４】
図６は、バッファ部の容量が十分でないために、光電変換部に電解液に浸漬されていない部分が生じた状態を模式的に示す断面図である。図７は、バッファ部の容量が十分で、光電変換部が電解液に浸漬されている状態を模式的に示す断面図である。図６，７に示すように、バッファ部５Ｙの長さＬａ，Ｌｂは、光電変換部２の短辺側の側面２ａから絶縁性枠部３の内壁までの長さである。バッファ部５Ｙに貯蔵される電解液８の量は、バッファ部５Ｙの長さＬａ，Ｌｂが長いほど多くなる。
【０１１５】
図６，７に示すように、バッファ部５Ｙの長さＬｂは、バッファ部５Ｙの長さＬａより長い。湿式太陽電池モジュールの使用中に電解液８が減少した際に、バッファ部５Ｙに貯蔵されていた電解液８は、その減少した電解液８を補充するように光電変換部２に向けて流れ込む。そのため、バッファ部５Ｙに貯蔵されている電解液８の量は、次第に減少していく。
【０１１６】
図６に示すように、バッファ部５Ｙに貯蔵されていた電解液８の量が、使用中に減少した電解液８の量より少ない場合、光電変換部２の短辺側の側面２ａおよび光電変換部２の受光面側とは反対側の表面２ｂの一部が電解液８に浸漬されない。このようになった場合、湿式太陽電池の変換効率が低下する。
【０１１７】
図７に示すように、バッファ部５Ｙに貯蔵されていた電解液８の量が、使用中に減少した電解液８の量より多い場合、光電変換部２は全体が電解液に浸漬された状態を維持される。バッファ部５Ｙは、このような状態を予め設定された湿式太陽電池の耐用期間中において維持することができるほどの長さＬｂを有することにより、湿式太陽電池の変換効率を耐用期間中維持させることができる。
【０１１８】
図８は、湿式太陽電池モジュールの傾斜角度が緩やかな状態を模式的に示す断面図である。図９は、湿式太陽電池モジュールの傾斜角度が急な状態を模式的に示す断面図である。図８，９に示す湿式太陽電池のバッファ部５Ｙは、同じ容量を有している。
【０１１９】
図８に示すように、湿式太陽電池モジュールの傾斜が緩やかな傾斜角度θ3である状態においては、電解液８が第１ガラス基板６側に集まるため、光電変換部２の短辺側の側面２ａに電解液８に浸漬されていない部分ができやすくなる。図９に示すように、湿式太陽電池モジュールの傾斜が急な傾斜角度θ4である状態においては、電解液８が光電変換部２側に流れ込み易く、光電変換部２の全体が電解液８に浸漬されやすくなる。このように、湿式太陽電池モジュール１が傾斜配置される際の角度に対応して、バッファ部５Ｙの容量を決定する必要がある。
【０１２０】
図１０は、本実施の形態に係る湿式太陽電池の変形例を模式的に示す断面図である。図１０に示すように、変形例の湿式太陽電池においては、第２ガラス基板７が受光面側に凸状に突出することにより、第２ガラス基板７の受光面側とは反対側に凹部１５が形成され、その凹部１５の内部に電解液８が貯蔵されている。
【０１２１】
凹部１５は、平面的に見て、光電変換部２の周囲に形成されている。そのため、光電変換部２に入射する光が、凹部１５に貯蔵された電解液８の影響により弱まることは少ない。逆に、第２ガラス基板７に形成された凸状の突出部の側面７ａで反射された光１６が、光電変換部２に入射されるため、湿式太陽電池の変換効率を向上させることができる。
【０１２２】
凹部１５に電解液８を貯蔵することにより、バッファ部５Ｙに貯蔵される電解液８の量を増やしつつ、湿式太陽電池の発電に寄与する受光面以外の面積が大きくなることを抑制することができる。
【０１２３】
本実施形態に係る湿式太陽電池モジュール１においては、接続されたすべての湿式太陽電池にバッファ部５を設けたが、湿式太陽電池モジュールは、バッファ部を有する少なくとも１つの湿式太陽電池を含む複数の湿式太陽電池が接続されていればよい。
【０１２４】
上述したように、先行技術文献には、従来の湿式太陽電池モジュールの断面図が記載されている。これらの中には、光電変換部と絶縁性枠部または絶縁性隔壁との間に隙間が形成された構造を開示したものもある。
【０１２５】
たとえば、図１８に示すように、光電変換部５２と絶縁性保護部５３との間に、隙間５５Ｘがある。また、図２０に示すように、多孔質絶縁部１０２と絶縁性保護部９３との間に、隙間１０５Ｘがある。ただし、上記の先行技術文献には、これらの隙間５５Ｘ，１０５Ｘについて詳細に記載されていないため、その構造は不明である。
【０１２６】
また、特許文献６に記載された湿式太陽電池には、電解液貯蔵部として湿式太陽電池の上側の辺に沿う部分に隙間を設けているが、この湿式太陽電池は大面積を有する単セルから構成されている。そのため、電解液貯蔵部から離れた位置、たとえば、単セルの中心部付近には電解液貯蔵部から電解液が流れ込みにくい。よって、電解液貯蔵部からの電解液の補充が十分に行なわれず、湿式太陽電池の変換効率を維持することができない。
【０１２７】
以下、本実施形態に係る湿式太陽電池と比較例の湿式太陽電池との変換効率の経時変化についての実施例について説明する。
【０１２８】
実験例
図１に示す平面図および図１９に示す断面図の構造を有し、光電変換部を５個、１９個または４０個有する湿式太陽電池モジュールを作製した。その作製工程を以下に示す。
【０１２９】
（実施例１）
図１１(Ａ)は、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。図１１(Ｂ)は、本実施形態に係る湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、一のガラス基板に貼り合わされる他のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。
【０１３０】
図１１(Ａ)，(Ｂ)に示すように、集電層１９２としてＦＴＯを有するガラス基板１９０（日本板硝子社製）を２枚用意し、基板Ａ，Ｂとして使用した。ガラス基板１９０の大きさは、縦６１．２ｍｍ×横４２．６ｍｍとした。
【０１３１】
基板Ａには、ガラス基板１９０の左端から１７ｍｍおよび３０．２ｍｍの位置に、レーザー光（ＹＡＧレーザー、基本波長１．０６μｍ）を照射し、ＳｎＯ2を蒸発させることにより、長さが６１．２ｍｍのスクライブ溝１９２ｓを２本形成した。
【０１３２】
次に、各スクライブ溝の左側３．３ｍｍの位置を中心として、幅が５ｍｍの光電変換部１９４を長さが５０ｍｍ、厚さが１５μｍとなるように形成した。光電変換部１９４を形成する際には、スクリーン印刷機を用いて酸化チタンペースト（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名：Ｄ／ＳＰ）を塗布した。その後、室温にて１時間レべリングを行ない、８０℃のオーブン中で乾燥させ、５００℃の空気中で１時間焼成することにより、多孔質の光電変換部１９４を２本形成した。光電変換部１９４の縦方向における端部の位置は、ガラス基板１９０の端部からそれぞれ５．６ｍｍの位置にある。
【０１３３】
上記２本の光電変換部１９４を挟み込むように、幅が５ｍｍ、長さが６０ｍｍの３本の白金層を、厚さが約５ｎｍとなるようスパッタにより形成して、触媒層１９５を形成した。この３本の触媒層１９５は、光電変換部１９４との間隔が１．６ｍｍとなるように形成した。また、触媒層１９５の縦方向における端部の位置は、ガラス基板１９０の端部からそれぞれ０．６ｍｍの位置にある。
【０１３４】
基板Ｂには、ガラス基板１９０の左端から１５．９ｍｍおよび２９．１ｍｍの位置に、長さが６１．２ｍｍのスクライブ溝を２本形成した。次に、各スクライブ溝の右側３．３ｍｍの位置を中心として、幅が５ｍｍ、長さが６０ｍｍの白金からなる触媒層１９５をスパッタ法により作製した。上記２本の触媒層１９５を挟み込むように、幅が５ｍｍ、長さが５０ｍｍの３本の光電変換部１９４を、酸化チタンペーストを印刷塗布した後、基板Ａと同様に焼成することにより作製した。触媒層１９５および光電変換部１９４の厚さおよび縦方向における端部の位置は、基板Ａと同一である。
【０１３５】
基板Ａ、Ｂに形成された５本の触媒層１９５において、左から２．５ｍｍ（すなわち幅の中央）および両端部から４．５ｍｍの位置を中心として直径０．５ｍｍの２つの孔を、後述する電解液の減圧注入のために形成した。
【０１３６】
次に、化３の化学式で示されるルテニウム色素（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名：Ｒｕｔｈｅｎｉｕｍ６２０ １Ｈ３ＴＢＡ）を、アセトニトリルとｔ−ブタノールを１：１の体積比で混合した溶媒に、濃度４×１０-4モル／リットルで溶解させて吸着用色素溶液を作製した。この溶液に上記工程を経た２枚のガラス基板１９０を浸漬させることにより、光電変換部１９４に色素を吸着させた。
【０１３７】
以下、基板Ａと基板Ｂとの貼り合わせ工程および電解液の注入工程について説明する。基板Ａ、Ｂのスクライブ溝１９２ｓ上に、単セル間の隔壁となるように、幅が１ｍｍ、長さが６０ｍｍの４本の熱可塑性樹脂フィルム１９３Ｂ’（デュポン社製ハイミラン１８５５）を、長さが６２ｍｍのスクライブ溝１９２ｓ上に配置した。熱可塑性樹脂フィルム１９３Ｂ’の端部の位置は、ガラス基板１９０の縦方向の端部からそれぞれ１ｍｍの位置とした。
【０１３８】
熱可塑性樹脂フィルム１９３Ｂ’と光電変換部１９４または触媒層１９５との間隔がすべて０．５ｍｍとなるようにした。また、モジュールの縦方向の外周封止部となるように、熱可塑性樹脂フィルム１９３Ｂ’と同形状の２本の熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’を配置した。熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’の１本は、基板Ａにおいて左端に形成された触媒層１９５の左側に配置した。熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’の他の１本は、基板Ａにおいて右端に形成された触媒層１９５の右側に配置した。それぞれの触媒層１９５と熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’との間隔は、０．５ｍｍとなるようにした。
【０１３９】
さらに、モジュールの横方向の外周封止部となるように、幅が０．６ｍｍ、長さが３３．６ｍｍの２本の熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’を、基板Ａのガラス基板１９０の縦方向の両端部に配置した。この結果、４本の熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’により基板Ａ上に矩形状に囲まれた空間が形成された。
【０１４０】
基板Ａと基板Ｂとを、それぞれの光電変換部１９４と触媒層１９５とが互いに対向するように貼り合わせた。光電変換部１９４と触媒層１９５との幅はともに５ｍｍであるため、幅方向においては互いに一致させた。また、光電変換部１９４の長さが５０ｍｍであるのに対して、触媒層１９５の長さは６０ｍｍであるため、光電変換部１９４の両端部からそれぞれ５ｍｍずつ触媒層１９５がはみ出すようにした。上記のように、５組の光電変換部１９４と触媒層１９５との対が形成されるように基板Ａ，Ｂを貼り合わせることにより、５つの単セルが直列に接続された。
【０１４１】
このモジュールを温度が約１００℃のオーブン中において１０分間加熱した後、オーブンから取り出して冷却することにより熱可塑性樹脂フィルム１９３Ａ’，１９３Ｂ’を接合させて、電解液封入のための絶縁性枠部１９３Ａおよび絶縁性隔壁１９３Ｂを形成した。
【０１４２】
このように作製した湿式太陽電池モジュールにおいては、光電変換部１９４と触媒層１９５とが対向している、幅が５ｍｍ、長さが５０ｍｍの領域が、単セルにおける発電に寄与する領域といえる。光電変換部１９４の長辺側の側面と絶縁性隔壁１９３Ｂとの間の距離であるバッファ部の横方向の幅Ｌxは０．５ｍｍとなる。光電変換部１９４の短辺側の側面と絶縁性枠部１９３Ａとの間の距離であるバッファ部の縦方向の幅Ｌyは５ｍｍとなる。この結果、各単セルの周辺に設けられたバッファ部の面積の合計は５５０ｍｍ2となり、光電変換部面積の合計１２５０ｍｍ2に対する割合Ｐは４４．０％となる。
【０１４３】
電解液として、アセトニトリルを溶媒をとして、その中に、ＤＭＰＩＩ（四国化成工業社製）を０．６モル／リットル、ＬｉＩ（アルドリッチ社製）を０．１モル／リットル、ＴＢＰ（アルドリッチ社製）を０．５モル／リットル、Ｉ2（キシダ化学社製）を０．０２モル／リットル溶解させたものを作製した。
【０１４４】
上述のように、各単セルに設けた２つの孔の一方に電解液を貯蔵しているシリンジが接続され、他方の孔にポンプが接続される。シリンジに繋がる電解液注入側の流路を閉じた状態にした後、ポンプを用いて単セル内の空間を十分に減圧した。次に、ポンプに繋がる減圧側の経路を遮断した後、電解液注入側の流路を開放して、電解液を単セル内に注入した。その後、減圧口および注入口に、感光性樹脂（スリーボンド社製３１Ｘ−１０１）を注入した後、紫外線を１０秒間照射することにより硬化させて両口を閉塞し、注液を完了した。最後に、基板Ａ，Ｂの端部の互いに貼り合わされていない部分に、集電電極としてＡｇペーストを塗布した。
【０１４５】
このように作製した湿式太陽電池モジュールを用いて、ＡＭ１．５の擬似太陽光照射下において、開口部が縦５０ｍｍ×横３１．４ｍｍである黒色マスクを設置して光電変換特性を測定した。変換効率として、マスクの開口部への照射光エネルギーに対するモジュール出力の割合を算出した。測定は、注液直後および作製から２週間後の２度行なった。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ１を算出した。
【０１４６】
以下、条件を変えて光電変換部を５個有する湿式太陽電池モジュールについて実験を行なった。表１は、各実験条件をまとめたものである。表２は、実験結果をまとめたものである。
【０１４７】
【表１】
2011222190.tif 000006
【０１４８】
【表２】
2011222190.tif 000007
【０１４９】
（実施例２）
表１に示すように、Ｌxを０．５ｍｍ、Ｌyを２ｍｍ（すなわちＰ＝２９．６％）とし、縦５５．２ｍｍ、横４２．６ｍｍのガラス基板１９０を使用し、他の条件は実施例１と同様にして湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ２を算出し、χ１に対するχ２の比率Ｄ１を算出した結果を表２に示す。
【０１５０】
（実施例３）
表１に示すように、Ｌxを０．２ｍｍ、Ｌyを５ｍｍ（すなわちＰ＝２９．６％）とし、縦６１．２ｍｍ、横３９．６ｍｍのガラス基板１９０を使用し、他の条件は実施例１と同様にして湿式太陽電池モジュールを作製した。開口部が縦５０ｍｍ×横２９ｍｍである黒色マスクを設置して光電変換特性を測定した。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ３を算出し、χ１に対するχ３の比率Ｄ１を算出した結果を表２に示す。
【０１５１】
（実施例４、５）
表１に示すＬxおよびＬyとなるようにし、また、表１に示す開口部サイズの黒色マスクを用いて実施例１と同様に湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。Ｄ１を算出した結果を表２に示す。
【０１５２】
（比較例１）
図１２(Ａ)は、比較例の湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、、一のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。図１２(Ｂ)は、比較例の湿式太陽電池モジュールにおいて光電変換部を５個有する場合における、、一のガラス基板に貼り合わされる他のガラス基板上に各層を形成した状態を模式的に示す平面図である。
【０１５３】
図１２(Ａ)，(Ｂ)に示すように、集電層１９２としてＦＴＯを有するガラス基板１９０（日本板硝子社製）を２枚用意し、基板Ａ，Ｂとして使用した。ガラス基板１９０の大きさは、縦５５．２ｍｍ×横４２．６ｍｍとした。基板Ａには、ガラス基板１９０の左端から１５．５ｍｍおよび２６．７ｍｍの位置に、長さが５５．２ｍｍのスクライブ溝を２本形成した。
【０１５４】
次に、各スクライブ溝の左側２．８ｍｍの位置を中心として、幅が５ｍｍの光電変換部１９４を長さが５０ｍｍ、厚さが１５μｍとなるように形成した。光電変換部１９４を形成する際には、酸化チタンペーストを印刷塗布した後、実施例１の基板Ａと同様に焼成することにより作製した。光電変換部１９４の縦方向における端部の位置は、ガラス基板１９０の端部からそれぞれ２．６ｍｍの位置にある。
【０１５５】
上記２本の光電変換部１９４を挟み込むように、幅が５ｍｍ、長さが５４ｍｍの３本の白金層を、厚さが約５ｎｍとなるようスパッタにより形成して、触媒層１９５を形成した。この３本の触媒層１９５は、光電変換部１９４との間隔が０．６ｍｍとなるように形成した。また、触媒層１９５の縦方向における端部の位置は、ガラス基板１９０の端部からそれぞれ０．６ｍｍの位置にある。
【０１５６】
基板Ｂには、ガラス基板１９０の左端から１５．４ｍｍおよび２６．６ｍｍの位置に、長さが５５．２ｍｍのスクライブ溝を２本形成した。次に、各スクライブ溝の右側３ｍｍの位置を中心として、幅が５ｍｍ、長さが５４ｍｍの白金からなる触媒層１９５をスパッタ法により作製した。上記２本の触媒層１９５を挟み込むように、幅が５ｍｍ、長さが５０ｍｍの３本の光電変換部１９４を、酸化チタンペーストを印刷塗布した後、基板Ａと同様に焼成することにより作製した。触媒層１９５および光電変換部１９４の厚さおよび縦方向における端部の位置は、基板Ａと同一である。
【０１５７】
基板Ａ、Ｂに形成された５本の触媒層１９５において、左から２．５ｍｍ（すなわち幅方向の中央）および両端部から１．５ｍｍの位置を中心として直径０．５ｍｍの２つの孔を、後述する電解液の減圧注入のために形成した。
【０１５８】
次に、化３の化学式で示されるルテニウム色素（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名Ｒｕｔｈｅｎｉｕｍ６２０ １Ｈ３ＴＢＡ）を、アセトニトリルとｔ−ブタノールを１：１の体積比で混合した溶媒に、濃度４×１０-4モル／リットルで溶解させて吸着用色素溶液を作製した。この溶液に上記工程を経た２枚のガラス基板１９０を浸漬させることにより、光電変換部１９４に色素を吸着させた。
【０１５９】
基板Ａ、Ｂのスクライブ溝１９２ｓ上に、単セル間の隔壁となるように、幅が１ｍｍ、長さが５４ｍｍの４本の熱可塑性樹脂フィルム２０３Ｂ’（デュポン社製ハイミラン１８５５）を、長さが５５．２ｍｍのスクライブ溝１９２ｓ上に配置した。熱可塑性樹脂フィルム２０３Ｂ’の端部の位置は、ガラス基板１９０の縦方向の端部からそれぞれ０．６ｍｍの位置とした。
【０１６０】
モジュールの縦方向の外周封止部となるように、熱可塑性樹脂フィルム２０３Ｂ’と同形状の２本の熱可塑性樹脂フィルム２０３Ａ’を配置した。熱可塑性樹脂フィルム２０３Ａ’の１本は、基板Ａにおいて左端に形成された触媒層１９５の左側に隣接するように配置した。熱可塑性樹脂フィルム２０３Ａ’の他の１本は、基板Ａにおいて右端に形成された触媒層１９５の右側に隣接するように配置した。
【０１６１】
さらに、モジュールの横方向の外周封止部となるように、幅が０．６ｍｍ、長さが２８．６ｍｍの２本の熱可塑性樹脂フィルム２０３Ａ’を、基板Ａのガラス基板１９０の縦方向の両端部に配置した。この結果、４本の熱可塑性樹脂フィルム２０３Ａ’により基板Ａ上に矩形状に囲まれる空間が形成された。基板Ａと基板Ｂとを、実施例１と同様に５つの単セルが直列に接続されるように貼り合わせることにより、絶縁性枠部２０３Ａおよび絶縁性隔壁２０３Ｂを形成した。
【０１６２】
このように作製した湿式太陽電池モジュールにおいては、光電変換部１９４と触媒層１９５とが対向している、幅が５ｍｍ、長さが５０ｍｍの領域が、単セルにおける発電に寄与する領域といえる。光電変換部１９４の長辺側の側面と絶縁性隔壁２０３Ｂとの間の距離であるバッファ部の横方向の幅Ｌxは０ｍｍとなる。光電変換部１９４の短辺側の側面と絶縁性枠部２０３Ａとの間の距離であるバッファ部の縦方向の幅Ｌyは２ｍｍとなる。この結果、各単セルの周辺に設けられたバッファ部の面積の合計は１００ｍｍ2となり、光電変換部面積の合計１２５０ｍｍ2に対する割合Ｐは８．０％となる。実施例１と同様に、電解液の調製、注入、孔の閉塞、集電電極の塗布を行なった。
【０１６３】
このように作製した湿式太陽電池モジュールを用いて、ＡＭ１．５の擬似太陽光照射下において、開口部が縦５０ｍｍ×横２７．４ｍｍである黒色マスクを設置して光電変換特性を測定した。変換効率として、マスクの開口部への照射光エネルギーに対するモジュール出力の割合を算出した。測定は、注液直後および作製から２週間後の２度行なった。また、作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合を算出し、χ１に対する比率Ｄ１を算出した結果を表２に示す。
【０１６４】
（実施例６）
ＦＴＯ付きガラス基板１９０（日本板硝子社製）を２枚用意した。ガラス基板１９０の大きさは、縦１７１．２ｍｍ×横１３８．８ｍｍとした。
【０１６５】
バッファ部の横方向の幅Ｌxは０．５ｍｍ、バッファ部の縦方向の幅Ｌyは１０ｍｍ、すなわちＰ＝３６．０％となるようにした。具体的には、２枚のガラス基板１９０のそれぞれ所定の位置に、長さが１７１．２ｍｍである１８本のスクライブ溝１９２ｓ、幅が５ｍｍで長さが１５０ｍｍである１９個の光電変換部１９４、幅が５ｍｍで長さが６０ｍｍである１９個の触媒層１９５を実施例１と同様の方法で形成して、色素吸着を行なった。
【０１６６】
ガラス基板１９０上の所定の位置に、隔壁用および縦方向の外周用に、幅が０．６ｍｍ、長さが１７０ｍｍである熱可塑性樹脂フィルム、横方向の外周用に、幅が０．６ｍｍ、長さが１２６ｍｍである熱可塑性樹脂フィルムを配置して、実施例１と同様に絶縁性枠部１９３Ａおよび絶縁性隔壁１９３Ｂを形成した。実施例１と同様に２枚のガラス基板１９０を貼り合せることにより、１９個の単セルが直列に接続された。さらに、実施例１と同様に、電解液の調製、注入、孔の閉塞、集電電極の塗布を行なった。
【０１６７】
このように作製した湿式太陽電池モジュールを用いて、ＡＭ１．５の擬似太陽光照射下において、開口部が縦１５０ｍｍ×横１２３．８ｍｍである黒色マスクを設置して光電変換特性を測定した。変換効率として、マスクの開口部への照射光エネルギーに対するモジュール出力の割合を算出した。測定は、注液直後および作製から２週間後の２度行なった。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ６を計算した。
【０１６８】
以下、条件を変えて光電変換部を１９個有する湿式太陽電池モジュールについて実験を行なった。表３は、各実験条件をまとめたものである。表４は、実験結果をまとめたものである。
【０１６９】
【表３】
2011222190.tif 000008
【０１７０】
【表４】
2011222190.tif 000009
【０１７１】
（実施例７）
表３に示すように、Ｌxを０．５ｍｍ、Ｌyを５ｍｍ（すなわちＰ＝２８．０％）とし、縦１６１．２ｍｍ×横１３８．８ｍｍのガラス基板１９０を使用し、他の条件は実施例６と同様にして湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ７を計算した。χ７＞χ６であったためχ７を基準として、χ７に対するχ６の比率Ｄ２を算出した結果を表４に示す。
【０１７２】
（実施例８）
表３に示すように、Ｌxを０．２ｍｍ、Ｌyを１０ｍｍ（すなわちＰ＝２２．４％）とし、縦１７１．２ｍｍ×横１２７．４ｍｍのガラス基板１９０を使用し、他の条件は実施例６と同様にして湿式太陽電池モジュールを作製した。開口部が縦１５０ｍｍ×横１１３ｍｍである黒色マスクを設置して光電変換特性を測定した。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χ８を計算した。χ７に対するχ８の比率Ｄ２を算出した結果を表４に示す。
【０１７３】
（実施例９、１０）
表３に示すＬxおよびＬyとなるようにし、また、表３に示す開口部サイズの黒色マスクを用いて、実施例６と同様に湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。Ｄ２を算出した結果を表４に示す。
【０１７４】
（比較例２）
ＦＴＯ付きガラス基板１９０（日本板硝子社製）を２枚用意した。ガラス基板１９０の大きさは、縦１５５．２ｍｍ×横１２７．４ｍｍとした。スクライブ溝１９２ｓの長さは、１５５．２ｍｍとした。隔壁用に、幅が０．６ｍｍ、長さが１５４ｍｍである熱可塑性樹脂フィルム、外周用に、幅が０．６ｍｍ、長さが１１４．２ｍｍである熱可塑性樹脂フィルムを配置して、実施例１と同様に絶縁性枠部２０３Ａおよび絶縁性隔壁２０３Ｂを形成した。その他は、光電変換特性測定時に、開口部が縦１５０ｍｍ×横１１３ｍｍの黒色マスクを使用した以外は実施例６と同様にして、湿式太陽電池モジュールを作製した。また、作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合を算出し、χ７に対する比率Ｄ２を算出した結果を表４に示す。
【０１７５】
（比較例３）
表３に示すＬxおよびＬyとなるようにし、また、表３に示す開口部サイズの黒色マスクを用いて、比較例２と同様に湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。Ｄ２を算出した結果を表４に示す。
【０１７６】
（実施例１１〜１５）
以下、条件を変えて光電変換部を４０個有する湿式太陽電池モジュールについて実験を行なった。表５は、各実験条件をまとめたものである。表６は、実験結果をまとめたものである。
【０１７７】
【表５】
2011222190.tif 000010
【０１７８】
【表６】
2011222190.tif 000011
【０１７９】
表５に示すＬxおよびＬyとなるようにし、また、表５に示す開口部サイズの黒色マスクを用いて、実施例１〜１０と同様に湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。作製直後の変換効率に対する２週間後の変換効率の割合χを算出し、実施例１１におけるχを基準とした実施例１２〜１５のχの比率Ｄ３を算出した結果を表６に示す。
【０１８０】
（比較例４〜６）
表５に示すＬxおよびＬyとなるよう、また、表５に示す開口部サイズの黒色マスクを用いて、比較例１〜３と同様に湿式太陽電池モジュールを作製し、光電変換特性を測定した。実施例１１におけるχを基準としたＤ３を算出した結果を表６に示す。
【０１８１】
表１〜６に示すように、実施例１〜１５の湿式太陽電池モジュールのように、光電変換部の大きさに対して十分な容量を有するバッファ部を設けることにより、湿式太陽電池および湿式太陽電池モジュールの製造後初期段階における変換効率の安定性が向上した。
【０１８２】
比較例１〜６の湿式太陽電池においては、電解液が減少して、光電変換部に電解液の枯渇部があることが確認された。そのため、作製から２週間後の湿式太陽電池の変換効率が低下したと考えられる。一方、実施例１〜１５の湿式太陽電池においては、作製から２週間経過後において、バッファ部の電解液の量は減少していたが、光電変換部には電解液の枯渇部は認められなかった。よって、受光面側から平面的に見て、バッファ部の面積が、光電変換部の面積に対して１２％以上であることが好ましい。
【０１８３】
上記の実施例からも確認されたとおり、本実施形態に係る湿式太陽電池は、使用される際に傾斜配置された状態において、光電変換部より高所に電解液を貯蔵したバッファ部が設けられている。そのため、電解液の揮発または液漏れなどにより、光電変換部に電解液に浸漬されていない枯渇部が発生、または、光電変換部と対極集電層との間の電解液に気泡が発生した場合に、バッファ部から枯渇部または気泡に向けて電解液を流入させることができる。その結果、湿式太陽電池の変換効率を維持することができる。また、予め設定された湿式太陽電池の耐用期間中に失われる電解液の量より多くの電解液をバッファ部に貯蔵させることにより、電解液を再注入することなく、耐用期間中において湿式太陽電池の発電性能を維持することができる。さらに、電解液を補充不能な構造にした場合、電解液補充用の部品が不要となり湿式太陽電池の製造コストの増加を抑制することができる。
【０１８４】
なお、今回開示した上記実施形態はすべての点で例示であって、限定的な解釈の根拠となるものではない。したがって、本発明の技術的範囲は、上記した実施形態のみによって解釈されるものではなく、特許請求の範囲の記載に基づいて画定される。また、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。
【符号の説明】
【０１８５】
１  湿式太陽電池モジュール、２，５２，１９４  光電変換部、３  絶縁性枠部、４  絶縁性隔壁、５，５Ｘ，５Ｙ  バッファ部、６  第１ガラス基板、７  第２ガラス基板、８  電解液、９  注入口、１０  シリンジ、１１  減圧口、１２  ポンプ、１５  凹部、１６  光、５３，９３  絶縁性保護部、５５Ｘ，１０５Ｘ  隙間、１０２  多孔質絶縁部、１９０  ガラス基板、１９２  集電層、１９２ｓ  スクライブ溝、１９３Ａ  絶縁性枠部、１９３Ａ’  熱可塑性樹脂フィルム、１９３Ｂ  絶縁性隔壁、１９３Ｂ’  熱可塑性樹脂フィルム、１９５  触媒層、２０３Ａ  絶縁性枠部、２０３Ａ’  熱可塑性樹脂フィルム、２０３Ｂ  絶縁性隔壁、２０３Ｂ’  熱可塑性樹脂フィルム。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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