JP2014112571A - 太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法 - Google Patents

Abstract

【課題】発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、およびこれを用いた太陽光発電装置を提供する。
【解決手段】本発明の太陽電池モジュール１は、互いに対向して配置された導光体３と反射体４と、導光体３と反射体４との間に配置された低屈折率層５と、導光体３から射出された光を受光する太陽電池素子６と、を備え、導光体３は、外部からの光を第１主面３ａから入射させ内部を伝播させて第１端面３ｃから射出させ、反射体４は、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射部４ａを有し、低屈折率層５は、導光体３の屈折率よりも低い屈折率を有し、太陽電池素子６は、導光体３の第１端面３ａから射出された光を受光し、導光体３の厚みが当該導光体３の第１端面３ａの遠くから当該導光体３の第１端面３ａに近づくにつれて徐々に厚くなっていることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法に関するものである。

従来の太陽光発電装置は、複数の太陽電池パネルを太陽に向けて一面に敷き詰めた形態のものが一般的であった。一例として、建物の屋根に架台を設置し、架台上に複数の太陽電池パネルを敷き詰めた形態の太陽光発電装置が知られている。一般に、太陽電池パネルは不透明な半導体で構成されており、積層して配置することができない。そのため、太陽光発電装置において、電力量を確保するためには大面積の太陽電池パネルが必要となる。
ところが、屋根のような限られた場所に装置を設置しなければならないという制約があり、得られる電力量に限界があった。

そこで、入射した太陽光を太陽電池に導くための導光部材を備えた太陽電池が提案されている（下記の特許文献１参照）。特許文献１に記載の太陽電池は、複数のＶ字状溝が形成された、側面形状が略直角三角形の導光部材を備え、導光部材の端面に太陽電池が取り付けられている。

特開２００４−４７７５２号公報

しかしながら、特許文献１の技術では、導光部材のサイズを大きくした場合、入射光を導光部材の内部で伝播させて端面に集光させる過程において、入射光が複数のＶ字状溝の反射面で複数回反射される。これにより、入射光の反射面における反射角度が変わり、入射光が反射面において全反射条件を満たさなくなり外部へ抜けてしまう。その結果、太陽電池への入光効率が低下し、発電効率が低下してしまう。

本発明は、上記の課題を解決するためになされたものであって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法の提供を目的とする。

上記の目的を達成するために、本発明の太陽電池モジュールは、互いに対向して配置された導光体と反射体と、前記導光体と前記反射体との間に配置された低屈折率層と、前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、を備え、前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、外部からの光を前記第１主面から入射させ内部を伝播させて前記第１端面から射出させ、前記反射体は、前記導光体の第１主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射部を有し、前記低屈折率層は、前記導光体の屈折率よりも低い屈折率を有し、前記太陽電池素子は、前記導光体の第１端面から射出された光を受光し、前記導光体の厚みは、当該導光体の第１端面の遠くから当該導光体の第１端面に近づくにつれて徐々に厚くなっていることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記反射部には、前記導光体の第２主面に対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられ、前記傾斜面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能してもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記傾斜面には反射膜が形成されていてもよい。

本発明の太陽電池モジュールは、前記反射部が平坦面となっており、前記平坦面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能してもよい。

本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第２主面と前記平坦面とが互いに平行であってもよい。

本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第２主面と前記平坦面との間の間隔が当該導光体の第１端面の遠くから当該導光体の第１端面に近づくにつれて徐々に大きくなっていてもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体には、該導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層が設けられていてもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムであってもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、前記導光体と、該導光体の第１主面と第２主面の少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層であってもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体の第１主面、第２主面及び第１端面以外の面には、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層が設けられていてもよい。

本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、前記枠体の内面が前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能してもよい。

本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第１端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えていてもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記低屈折率層は、空気層であってもよい。

本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体の材料は、４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有していてもよい。

本発明の太陽光発電装置は、上記本発明の太陽電池モジュールを備えることを特徴とする。

本発明の太陽電池モジュールの設置方法は、上記本発明の太陽電池モジュールを、前記導光体の第１主面が日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置することを特徴とする。

本発明によれば、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法を提供することができる。

本発明の第１の実施形態の太陽光発電装置を示す斜視図である。 同、太陽電池モジュールの断面図である。 同、反射体の部分断面図である。 同、太陽電池モジュールにおける光の伝播の様子を示す図である。 同、太陽電池モジュールにおける反射面の作用を説明するための図である。 同、導光体の透過率特性を示す図である。 太陽電池素子における吸収波長と強度、吸収感度の関係を示す図である。 同、太陽光発電装置の第１の変形例を示す斜視図である。 同、反射体の部分断面図である。 本発明の第２の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 同、太陽電池モジュールの斜視図である。 同、太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 同、太陽光発電装置の斜視図である。 本発明の第３の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 同、集光部材の平面図である。 同、集光部材の第１の変形例を示す平面図である。 本発明の第４の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 同、太陽電池モジュールの設置方法を示す図である。 同、太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 同、太陽電池モジュールの設置方法の第１変形例を示す図である。 太陽光発電装置の概略構成図である。

[第１の実施形態]
本実施形態では、太陽電池モジュールを固定部材で固定した太陽光発電装置の例を挙げる。
図１は、本発明の第１の実施形態の太陽光発電装置１を示す斜視図である。
太陽光発電装置１は、図１に示すように、太陽電池モジュール２と、固定部材７と、から構成されている。太陽電池モジュール２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２の４隅に固定部材７が取り付けられている。固定部材７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２に固定される。

太陽電池モジュール２は、図１に示すように、互いに対向して配置された導光体３と反射体４と、導光体３と反射体４との間に配置された低屈折率層５と、導光体３から射出された光を受光する太陽電池素子６と、を備えている。

導光体３は、光入射面である第１主面３ａと、第１主面３ａと対向する第２主面３ｂと、光射出面である第１端面３ｃと、を備えている。反射体４は、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４ａを備えている。導光体３と反射体４とは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４の反射部４ａとが対向した状態で、導光体３の屈折率よりも低い屈折率を有する低屈折率層５を挟んで固定部材７により固定されている。

低屈折率層５は、空気層である。なお、導光体３と反射体４との間は必ずしも空気層である必要はない。低屈折率層５は、屈折率が導光体よりも低い層であれば良く、より屈折率が低い媒質であることが望ましい。

導光体３は、第１主面３ａ及び第２主面３ｂを有する側面視台形の部材である。導光体３の厚みは、当該導光体３の第１端面３ｃの遠くから当該導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に厚くなっている。ここで、導光体３の厚みとは、当該導光体３の第２主面３ｂと直交する方向から視たときの、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離である。言い換えると、導光体３の第１主面３ａは、当該導光体３の第２主面３ｂと直交する方向から視て、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離が導光体３の第１端面３ｃの遠くから導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。導光体３の第１主面３ａ、第２主面３ｂは平坦面となっている。導光体３としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。

本実施形態において、導光体３は、一例としてポリメタクリル酸メチル樹脂（ＰＭＭＡ）にジルコニア粒子を分散させた材料で形成されているものとする。ジルコニア粒子の平均粒径は２０ｎｍ程度であり、光の波長に比べて十分に小さい。

本実施形態において、導光体３の屈折率ｎ１は１．８である。導光体３の屈折率（１．８）は、ＰＭＭＡ樹脂にジルコニア粒子を成分比１：１で分散することにより得ることができる。

図６は、導光体３の透過率特性を示す図である。図６において、横軸は光の波長、縦軸は導光体３の透過率である。なお、図６では、導光体３の材料として三菱レイヨン社製の「ＸＹ−０１５９」を用いたときの導光体３の透過率特性を示している。

外光を有効に取り込めるように、導光体３の材料は、４００ｎｍ以上の波長に対して透過性を有するとともに、下限は４００ｎｍ以下の波長に対しても透過性を有することが望ましい。例えば、３６０ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長領域の光に対して９０％以上、より好ましくは９３％以上の透過率を有するものが好適である。例えば、シリコン樹脂基板や石英基板、或いは、ＰＭＭＡ樹脂基板においては三菱レイヨン社製の「アクリライト」（登録商標）のなかでＵＶ吸収材を含まないものは、広い波長領域に光に対して高い透明性を有することから、好適である。

図１に示すように、反射体４の導光体３と対向する部分には、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４ａが形成されている。反射体４としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。

反射部４ａには、導光体３の第２主面３ｂに対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられている。傾斜面は、反射体４に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。

図２に示すように、反射体４の導光体３と対向する部分には、複数の三角柱状の凸条Ｔが連続して形成されている。凸条Ｔは、ＸＹ平面と平行な面に対して大きな角度で傾斜した急傾斜面Ｔ１と、ＸＹ平面と平行な面に対して小さな角度で傾斜した緩傾斜面Ｔ２と、を有する。凸条Ｔは、例えば、凸条Ｔの形状を反転させた金型を用いて樹脂（例えばＰＭＭＡ）を射出成形することにより形成されている。なお、凸条Ｔは、元々平坦な反射体４の主面（導光体３と対向する面）を切削加工することによって形成することもできる。

本実施形態において、反射体４の屈折率ｎ２は１．３である。反射体４の屈折率（１．３）は、ＰＭＭＡ樹脂に中空ＰＭＭＡ粒子を所定の比率で分散させることにより得ることができる。

反射体４の反射部４ａには、このような凸条Ｔが、急傾斜面Ｔ１と緩傾斜面Ｔ２とが互いに接するようにＹ方向に複数設けられている。反射部４ａに設けられた複数の凸条Ｔの形状及び大きさは、全て同じである。

各凸条Ｔは三角柱状であると説明したが、図２に示すように、反射体４をＹＺ平面に沿った平面で切断したときの各凸条の断面形状は、正三角形や二等辺三角形ではなく、不等辺三角形である。

太陽電池素子６としては、公知のものを使用することができ、例えばアモルファスシリコン太陽電池、多結晶シリコン太陽電池、単結晶シリコン太陽電池、化合物系太陽電池（ＩｎＧａＰ、ＧａＡｓ、ＩｎＧａＡｓ、ＡｌＧａＡｓ、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ_２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｓ）_２、ＣｕＩｎＳ_２、ＣｄＴｅ、ＣｄＳなど）、量子ドット太陽電池（Ｓｉ、ＩｎＧａＡｓなど）等を用いることができる。本実施形態では、太陽電池素子６として化合物系太陽電池を用いる。太陽電池素子６の形状および寸法は、導光体３の第１端面３ｃ内に収まる形状および寸法であれば特に限定されることはない。太陽電池素子６は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第１端面３ｃに接着される。

図７は、太陽電池素子における吸収波長と強度、吸収感度の関係を示す図である。図７において、横軸は吸収波長、縦軸は強度、吸収感度である。図７に示すように、ＩｎＧａＰ太陽電池、ＧａＡｓ太陽電池、及びＩｎＧａＡｓ太陽電池等の化合物系太陽電池は、結晶シリコン（ｃ-Ｓｉ）太陽電池およびアモルファスシリコン（ａ-Ｓｉ）太陽電池等のシリコン系太陽電池に比べて、光の吸収波長域は狭いものの強度、吸収感度については高いピークを有する。そのため、強度、吸収感度について高いピークが得られる特定の光の吸収波長域において化合物系太陽電池を使用することにより、シリコン系太陽電池を使用する場合に比べて、太陽光を高効率で電気に変換することが可能となる。

図２は、本実施形態の太陽電池モジュール２の断面図である。図３は、本実施形態の反射体４の部分断面図である。なお、図２においては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。

導光体３は、Ｙ軸に対して角度θＡをなす第１主面３ａを有する断面視台形の部材である。角度θＡは、太陽の日週運動等を考慮して、例えばθＡ＜４５°なる関係を満たすように設定されている。導光体３の寸法は、一例として、第２主面３ｂとなる矩形の縦横（図２のｘ軸方向およびｙ軸方向）の寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍであり、厚みの小さい方の厚さｄＡ１（図２のｚ軸方向の寸法）が１ｍｍであり、厚みの大きい方の厚さｄＡ２（図２のｚ軸方向の寸法）が２７ｍｍであり、角度θＡが５°である。なお、縦横の寸法、厚みの小さい方の厚さｄＡ１、厚みの大きい方の厚さｄＡ２、角度θＡはこれに限定されない。

反射体４は板状部材であり、反射体４の反射部４ａにはＸ方向に延びる複数の凸条Ｔが設けられている。凸条Ｔは、Ｙ軸に対して角度θＢ１をなす急傾斜面Ｔ１と、Ｙ軸に対して角度θＢ２をなす緩傾斜面Ｔ２と、が稜線Ｔ３において交差する三角柱である。角度θＢ１と角度θＢ２はθＢ１＞θＢ２なる関係を満たす。稜線Ｔ３を挟んで＋Ｙ方向側に緩傾斜面Ｔ２が配置され、−Ｙ方向側に急傾斜面Ｔ１が配置されている。

反射体４の反射部４ａにおいて、隣り合う２つの凸条Ｔの間には、平坦部Ｓが設けられている。平坦部Ｓを設けることで、緩傾斜面Ｔ２で反射された光が隣の凸条Ｔの急傾斜面Ｔ１に入射しにくくなる。つまり、緩傾斜面Ｔ２で反射された光が急傾斜面Ｔ１の影響を受けて当該光の導光体３の第２主面３ｂに対する入射角が小さくなり、導波条件が崩れ、光が外部に漏れてしまうことが抑制される。

反射体４の寸法は、一例として、矩形の縦横（図２のｘ軸方向およびｙ軸方向）の寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍであり、反射体４の厚さｄＢ（図２のｚ軸方向の寸法、反射体４の稜線Ｔ３を含む仮想平面と反射体４の下面との間の距離）が１０ｍｍであり、角度θＢ１が４５°であり、角度θＢ２が１５°であり、１本の凸条ＴのＹ方向の幅Ｐ１が１００μｍであり、２本の凸条Ｔの間の平坦部ＳのＹ方向の幅Ｐ２が５０μｍである。なお、縦横の寸法、厚さｄＢ、角度θＢ１、角度θＢ２、凸条ＴのＹ方向の幅Ｐ１、及び平坦部ＳのＹ方向の幅Ｐ２はこれに限定されない。

図４は、太陽電池モジュール２における光の伝播の様子を示す図である。図４（ａ）は、導光体３に対して浅い角度で入射する光の伝播の様子を示す図であり、図４（ｂ）は、導光体３に対して深い角度で入射する光の伝播の様子を示す図である。なお、図４においては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。

図４（ａ）に示すように、導光体３に対して浅い角度で入射する光Ｌ１（第１主面３ａ対して小さな角度で入射する光）は、反射体４に入射することなく、導光体３内のみを伝播して第１端面３ｃに向かう。

図４（ｂ）に示すように、導光体３に対して深い角度で入射する光Ｌ２（第２主面３ａに対して大きな角度で入射する光）は、導光体３を透過し低屈折率層５を通過して反射体４に入射するものの、反射部４ａで反射されて進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。反射部４ａで反射された光Ｌ２は、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに向かう。

図５は、本実施形態の太陽電池モジュール２における反射面の作用を説明するための図である。図５において、符号Ｌ１は導光体３の第１主面３ａに対して相対的に大きい入射角θ１ａで入射する光、符号Ｌ２は導光体３の第１主面３ａに対して相対的に小さい入射角θ２ａで入射する光を示している。なお、図５においては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。

図５に示すように、導光体３の第１主面３ａに対して太陽光Ｌ１が入射角θ１ａで入射したとすると、太陽光Ｌ１は第１主面３ａにおいて屈折角θ１ｂで屈折して導光体３内に入射する。その後、導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ１ｃで入射した光は、当該界面において反射角θ１ｃで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。なお、当該第２主面３ｂで全反射した光が第１主面３ａに入射角θ１ｄで入射した場合でも、当該第１主面３ａに対して反射角θ１ｄで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。

一方、導光体３の第１主面３ａに対して太陽光Ｌ２が入射角θ２ａで入射したとすると、太陽光Ｌ２は第１主面３ａにおいて屈折角θ２ｂで屈折して導光体３内に入射する。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｃで入射した光は、当該界面において屈折角θ２ｄで屈折して反射体４に入射する。反射体４の緩傾斜面Ｔ２に対して入射角θ２ｅで入射した光の一部は、当該緩傾斜面Ｔ２に対して反射角θ２ｅで反射し、進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｆで入射した光は、当該界面において屈折角θ２ｇで屈折して導光体３内に入射する。導光体３の第１主面３ａに入射角θ２ｈで入射した光は、当該第１主面３ａに対して反射角θ２ｈで全反射し、導光体３内を伝播する。導光体３の第１主面３ａは、反射体４の反射部４ａ（緩傾斜面Ｔ２）で反射して導光体３に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｉで入射した光は、当該第２主面３ｂに対して反射角θ２ｉで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。

具体的には、一例として、導光体３の角度θＡを５度、導光体３の屈折率ｎ１を１．８、反射体４の緩傾斜角度θＢ２を１５度、反射体４の屈折率ｎ２を１．３、空気（外部の空気および導光体３と反射体４との間の空気層）の屈折率ｎ０を１．０とする。

この場合Ｓｎｅｌｌの法則より、導光体３と低屈折率層５（導光体３と外部の空気）との界面における臨界角は３４度となる。ここで、導光体３の第１主面３ａへの太陽光Ｌ１の入射角θ１ａが６４度以上であったとすると、太陽光Ｌ１が導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂは３０度以上となる。すると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ１ｃは３５度以上となり（θ１ｃ＝θ１ｂ＋θＡ）、入射角θ１ｃが臨界角以上であるため（θ１ｃ≧３４度）、光Ｌ１は導光体３の第２主面３ｂで全反射する。当該第２主面３ｂで全反射した光は、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。なお、当該第２主面３ｂで全反射した光が第１主面３ａに入射したとしても、当該第１主面３ａへの光の入射角θ１ｄは４０度以上となり（θ１ｄ＝θ１ｃ＋θＡ）、入射角θ１ｄが臨界角以上であるため（θ１ｄ≧３４度）、光Ｌ１は導光体３の第１主面３ａで全反射する。よって、導光体３の第２主面３ｂにおいて一度でも全反射した光は、導光体３の外部に漏れることなく、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに導かれる。

一方、導光体３の第１主面３ａへの太陽光Ｌ２の入射角θ２ａが４０度未満であったとすると、太陽光Ｌ２が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｂは２１度未満となる。すると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｃは２６度未満となり（θ２ｃ＝θ２ｂ＋θＡ）、入射角θ２ｃが臨界角未満であるため（θ２ｃ＜３４度）、光Ｌ２は導光体３の第２主面３ｂを透過する。

導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｃが２６度未満であったとすると、光Ｌ２が低屈折率層５内に入射する際の屈折角θ２ｄは５２度未満となる。すると、反射体４の緩傾斜面Ｔ２への光の入射角θ２ｅは６７度未満となる（θ２ｅ＝θ２ｄ＋θＢ２）。反射体４の緩傾斜面Ｔ２に入射した光の一部は、当該緩傾斜面Ｔ２で所定の反射角θ２ｅで反射し、進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。

反射体４の緩傾斜面Ｔ２での光の反射角θ２ｅが４９度以上であったとすると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｆは６４度以上となる（θ２ｆ＝θ２ｅ＋θＢ２）。すると、光が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｇは３０度以上となる。すると、導光体３の第１主面３ａへの光の入射角θ２ｈは３５度以上となり（θ２ｈ＝θ２ｇ＋θＡ）、入射角θ２ｈが臨界角以上であるため（θ２ｆ≧３４度）、光Ｌ２は導光体３の第１主面３ａで全反射する。

導光体３の第１主面３ａでの反射角θ２ｈが３５度以上であったとすると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｉは４０度以上となる（θ２ｉ＝θ２ｈ＋θＡ）。すると、入射角θ２ｉが臨界角以上であるため（θ２ｉ≧３４度）、光Ｌ２は導光体３の第２主面３ｂで全反射する。第２主面３ｂで全反射した光は、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。よって、導光体３の第１主面３ａにおいて一度でも全反射した光は、導光体３の外部に漏れることなく、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに導かれる。

本実施形態では、導光体３の第１主面３ａは、当該導光体３の第２主面３ｂと直交する方向から視て、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離が導光体３の第１端面３ｃの遠くから導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。そのため、導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂよりも導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃのほうが大きくなる。したがって、導光体３内に入射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。

また、導光体３と反射体４との間には導光体３の屈折率ｎ１よりも小さい屈折率ｎ０を有する低屈折率層５が配置されている（ｎ１＞ｎ２）。そのため、導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも低屈折率層５に入射する際の屈折角θ２ｄのほうが大きくなる。したがって、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されて、導光体３の第１端面３ｃに向けて進行方向が変更されやすくなる。仮に、導光体３と反射体４との間に導光体３の屈折率ｎ１よりも大きい層が存在すると、低屈折率層５内に入射した光は反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されず、反射体４を透過して外部に漏れてしまいやすくなる。

反射体４に入射した光は反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射することにより低屈折率層５内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。そのため、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で全反射した光が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｇは、光が最初に導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも大きくなる。したがって、導光体３内に入射した光は、導光体３の第１主面３ａで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。

導光体３内に入射した光は導光体３の第１主面３ａで全反射をすることにより導光体３内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。そのため、導光体３の第１主面３ａで全反射した光が導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｉは、最初に導光体３内に入射した光が導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも大きくなる。したがって、導光体３の第１主面３ａで全反射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たした光は、もはや低屈折率層５内に入射することなく、導光体３内のみを伝播して第１端面３ｃに向かうこととなる。

すなわち、本実施形態においては、反射体４の反射部４ａに形成された凸条Ｔの緩傾斜面Ｔ２が反射体４に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面となり、導光体３の第１主面３ａが反射体４の反射面で反射して導光体３内に入射した光を反射させて当該光の進行方向を第１端面３ｃに向かう方向に変更する反射面となる。

本実施形態の太陽光発電装置１においては、導光体３の導光機能および反射体４の反射機能を分離することにより、反射部４ａで反射された光が反射部４ａへ再入射することを抑制することができる。具体的には、導光体３および反射体４を備えているので、外部からの光を導光体３の内部で伝播させて太陽電池素子６に導くことができ、さらに導光体３を透過した光を反射体４で反射させ導光体３の内部を伝播させて太陽電池素子６に導くことができる。また、導光体３の第２主面３ｂと直交する方向から視たときの導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離が第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜しており、導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂよりも導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃのほうが大きくなる。このため、導光体３内に入射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、太陽電池素子６に導かれやすくなる。また、導光体３と反射体４との間には導光体３の屈折率ｎ１よりも小さい屈折率ｎ０を有する低屈折率層５が存在している（ｎ１＞ｎ２）ので、導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも低屈折率層５に入射する際の屈折角θ２ｄのほうが大きくなる。このため、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子６に導かれやすくなる。また、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されて導光体３内に入射した光は、導光体３の第１主面３ａで全反射をすることにより導光体３内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。このため、導光体３の第１主面３ａで全反射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、太陽電池素子６に導かれやすくなる。したがって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール２、およびこれを用いた太陽光発電装置１を提供することができる。

また、反射体４の反射部４ａの緩傾斜面Ｔ２が反射面として機能するので、光が当該反射面で反射して導光体３に入射する際の入射角θ２ｆを調整することが容易となる。例えば、緩傾斜面Ｔ２の傾斜角θＢ２を大きくすれば導光体３に入射する際の入射角θ２ｆは大きくなり、緩傾斜面Ｔ２の傾斜角θＢ２を小さくすれば導光体３に入射する際の入射角θ２ｆは小さくなる。

また、導光体３の第１主面３ａは平坦面となっているので、光が導光体３内に入射して第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃを調整することが容易となる。例えば、第１主面３ａの傾斜角度θＡを大きくすれば第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃは大きくなり、傾斜角度θＡを小さくすれば第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃは小さくなる。

また、導光体３の材料は４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有するので、広い波長領域の光を透過することとなる。よって、外光を有効に取り込むことができる。

[第１の実施形態の第１の変形例]
以下、本実施形態の第１の変形例について、図８及び図９を用いて説明する。
本変形例の太陽光発電装置１Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、固定部材７に替えて支持枠８を用いている点、反射体４Ａの傾斜面に反射膜４Ｒが形成されている点が上記実施形態と異なるのみである。
図８は、図１に対応した、本変形例の太陽光発電装置１Ａを示す斜視図である。
図９は、図３に対応した、本変形例の反射体４Ａの部分断面図である
なお、図８及び図９において、上記実施形態で用いた図１及び図３と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置１Ａは、図８に示すように、太陽電池モジュール２Ａと、支持枠８と、から構成されている。太陽電池モジュール２Ａは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２Ａの４辺を取り囲むように支持枠８が取り付けられている。支持枠８は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２Ａに固定される。

太陽電池モジュール２Ａは、図８に示すように、互いに対向して配置された導光体３と反射体４Ａと、導光体３と反射体４Ａとの間に配置された低屈折率層５と、導光体３から射出された光を受光する太陽電池素子６と、を備えている。

反射体４Ａは、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４Ａに入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４Ａａを備えている。導光体３と反射体４Ａとは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａとが対向した状態で、低屈折率層５を挟んで支持枠８により固定されている。

なお、導光体３と反射体４Ａとは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａとが対向した状態で、直接接触している。具体的には、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａの稜線Ｔ３とが接触している。つまり、本変形例では、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａに形成された凸条の傾斜面とに囲まれた領域に空気層が存在している。

反射体４Ａの反射部４Ａａの傾斜面Ｔには、図９に示すように、反射膜４Ｒが形成されている。反射膜４Ｒとしては、例えばアルミニウム（Ａｌ）などの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。

本変形例の太陽光発電装置１Ａにおいては、反射体４Ａの反射部４Ａａの傾斜面Ｔに反射膜４Ｒが形成されているので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で確実に反射され、太陽電池素子６に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。

ここで、本発明者は、本変形例の太陽電池モジュール２Ａの効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体３の第１端面３ｃに到達する光量の割合（％）である。

実施例１のシミュレーションの条件は、導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度、反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍとした。実施例１の太陽電池モジュール２Ａに対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、１７．３％であった。また、実施例１の太陽電池モジュール２Ａの集光比は１．９倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。

なお、太陽電池素子６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。

一方、比較例として、実施例１の導光体３に替えて微細構造を有する平板状の導光体（平板の一方面（光入射面と反対側の面）に複数の凸条が形成された構成）を用い、導光体の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍとして上記シミュレーションを行った。比較例の太陽電池モジュールに対して光入射面側から太陽光を照射したときの端面到達率は、１２．１％であった。また、比較例の太陽電池モジュールの集光比は１．３倍であった。

このように、本実施形態の太陽光発電装置１Ａによれば、比較例の導光体よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。

[第２の実施形態]
以下、本発明の第２の実施形態について、図１０及び図１１を用いて説明する。
本実施形態の太陽光発電装置１０の基本構成は第１の実施形態と同様であり、導光体３に蛍光体層９が設けられている点、導光体３に蛍光を反射する反射層１３Ｒが設けられている点が第１の実施形態と異なるのみである。
図１０は、本実施形態の太陽光発電装置１０を示す断面図である。
図１１は、本実施形態の太陽電池モジュール１２を示す斜視図である。
なお、図１０及び図１１において、第１の実施形態の太陽光発電装置１の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置１０は、図１０に示すように、太陽電池モジュール１２と、固定部材１７と、から構成されている。太陽電池モジュール１２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール１２の４隅に固定部材１７が取り付けられている。固定部材１７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール１２に固定される。

太陽電池モジュール１２は、図１０に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット１３と反射体４Ａと、導光体ユニット１３と反射体４Ａとの間に配置された低屈折率層５と、導光体ユニット１３から射出された光を受光する太陽電池素子１６と、を備えている。

導光体ユニット１３は、導光体３と、蛍光体層９と、保護フィルム１１と、反射層１３Ｒ（図１１参照）と、を備えている。

蛍光体層９は、導光体３の第２主面３ｂに設けられている。蛍光体層９は、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラス等の透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる板状部材の内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光板である。蛍光体は、導光体ユニット１３に入射した光を受けて蛍光を発するものである。例えば、蛍光体としては、５７８ｎｍに発光スペクトルのピーク波長を有するBASF社製の蛍光物質Lumogen F Red 305（商品名）が用いられる。蛍光体層９は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第２主面３ｂに接着されている。

保護フィルム１１は、蛍光体層９に対して導光体３とは反対に設けられている。保護フィルム１１は、例えばハードコートであり、導光体３及び蛍光体層９のいずれよりも硬度が高い。保護フィルム１１は、導光体３及び蛍光体層９に磨耗やキズが生じないように、導光体３及び蛍光体層９を保護する。保護フィルム１１は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、蛍光体層９の導光体３とは反対側の面に接着されている。

反射層１３Ｒは、図１１に示すように、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａ、保護フィルム１１の蛍光体層９とは反対側の面及び太陽電池素子１６が取り付けられる面以外の面に、設けられている。反射層１３Ｒとしては、例えばＡｌなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層１３ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。

導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａから入射した外光の一部は、蛍光体層９の内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット１３の内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子１６に入射する。また、導光体ユニット１３を透過して低屈折率層５に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子１６に導かれる。

外光には、太陽から直接導光体ユニット１３に入射する光と、雲などによって散乱されて導光体ユニット１３に入射する散乱光が含まれている。外光には、様々な角度で導光体ユニット１３に入射する光が存在するが、これらの光はいずれも導光体ユニット１３中の蛍光体によって吸収され、蛍光に変換される。入射角度によって光の利用効率がほとんど変化しないので、安定した発電が可能となる。

太陽電池素子の発光効率は、太陽電池素子に入射する光の波長によって変化する。例えば、ＩｎＧａＰを用いた太陽電池素子の場合、４５０ｎｍ以上６００ｎｍ以下の波長の光に対して分光感度が高い。本実施形態の太陽光発電装置１０では、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａから入射した外光の一部を太陽電池素子において分光感度の高い蛍光に変換している。例えば、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長は５７８ｎｍである。この波長の光は、ＩｎＧａＰ半導体を用いた太陽電池素子において分光感度の高い光である。よって、太陽電池素子１６によって効率よく電力に変換される。

本実施形態の太陽光発電装置１０においては、導光体ユニット１３に蛍光体層９が設けられているため、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長を任意に設定し、導光体ユニット１３の内部を伝播する光を太陽電池素子１６において分光感度の高い蛍光に変換することができる。そのため、太陽電池素子１６に入射する光を効率よく発電に寄与させることができ、高い発電効率が得られる。

また、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａ、保護フィルム１１の蛍光体層９とは反対側の面及び太陽電池素子１６が取り付けられる面以外の面に反射層１３Ｒが設けられているので、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子１６に入射させることができ、高い発電効率が得られる。

ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール１２の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体ユニット１３の光射出面に到達する光量の割合（％）である。

実施例２のシミュレーションの条件は、導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度、反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍとした。実施例２の太陽電池モジュール１２に対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、２９．２％であった。また、実施例２の太陽電池モジュール１２の集光比は３．１倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。

なお、太陽電池素子１６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。

このように、本実施形態の太陽光発電装置１０によれば、実施例１の導光体（端面到達率１７．３％、集光比１．９倍）よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。

[第２の実施形態の第１の変形例]
以下、本実施形態の第１の変形例について、図１２及び図１３を用いて説明する。
本変形例の太陽光発電装置１０Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、蛍光体層９Ａが蛍光フィルムである導光体ユニット１３Ａを備える点、導光体ユニット１３Ａと反射体４とを保持する枠体１４を備える点が上記実施形態と異なるのみである。
図１２は、図１０に対応した、本変形例の太陽光発電装置１０Ａを示す断面図である。
図１３は、図１１に対応した、本変形例の太陽光発電装置１０Ａを示す斜視図である
なお、図１２及び図１３において、上記実施形態で用いた図１０及び図１１と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置１０Ａは、図１２に示すように、太陽電池モジュール１２Ａと、固定部材１７と、枠体１４と、から構成されている。

太陽電池モジュール１２Ａは、互いに対向して配置された導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａと、導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａとの間に配置された低屈折率層５と、導光体ユニット１３Ａから射出された光を受光する太陽電池素子１６と、を備えている。

導光体ユニット１３Ａは、導光体３と、蛍光体層９Ａと、透明部材１１Ａと、を備えている。

蛍光体層９Ａは、導光体３の第１主面３ａに設けられている。蛍光体層９Ａは、透明フィルムの内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光フィルムである。例えば、蛍光体としては、５７８ｎｍに発光スペクトルのピーク波長を有するBASF社製の蛍光物質Lumogen F Red 305（商品名）が用いられる。蛍光体層９Ａは、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第１主面３ａに接着されている。

透明部材１１Ａは、蛍光体層９Ａに対して導光体３とは反対に設けられている。透明部材１１Ａは、ポリエステル樹脂やガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる。透明部材１１Ａは、蛍光体を含まない透明性の高い材料で構成されるが、透明部材１１Ａの内部での波長変換を目的として意図的に蛍光体を分散したものでなければ、若干の蛍光体を含み、完全に透明ではない材料で構成されたものであってもよい。透明部材１１Ａは、例えば透明なフィルム部材として構成されるが、ガラスなどの非可撓性の板状部材を透明部材１１Ａとして用いてもよい。透明部材１１Ａは、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、蛍光体層９Ａの導光体３とは反対側の面に接着されている。

枠体１４は、導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａとを保持する箱状部材である。枠体１４の内面が蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能する。例えば、枠体１４の内面には反射層１４Ｒが形成されている。反射層１４Ｒとしては、例えばＡｌなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層１４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。

導光体ユニット１３Ａを構成する透明部材１１Ａの上面から入射した外光の一部は、蛍光体層９Ａの内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット１３Ａの内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子１６に入射する。また、導光体ユニット１３Ａを透過して低屈折率層５に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子１６に導かれる。

本実施形態の太陽光発電装置１０Ａにおいては、蛍光体層９Ａが蛍光フィルムであるので、蛍光体層９Ａから放射された蛍光は蛍光体層９Ａ内部の蛍光体によって吸収されにくくなる。つまり、自己吸収によるロスが少なくなるので、蛍光体層９Ａから放射された蛍光は概ねすべて太陽電池素子１６に入射する。よって、発電効率の高い太陽光発電装置１０Ａが得られる。

また、枠体１４の内面が反射面として機能するので、枠体１４に導光体ユニット１３Ａを収容することで、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子１６に入射させることができ、高い発電効率が得られる。

なお、本実施形態では、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである例を挙げて説明したが、これらに限らない。例えば、蛍光体層は、導光体３と、導光体３の第１主面３ａと第２主面３ｂの少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に蛍光体を分散させた接着層であってもよい。これにより、導光体３と蛍光体層とを接着するための接着層（透明部材と蛍光体層とを接着させるための接着層）が省略できるため、この接着層による光のロスがなくなり、さらに発電効率が向上する。さらに、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである場合に比べて接着層の厚みが薄いので、蛍光板や蛍光フィルムの内部に蛍光体を分散させる場合に比べて、蛍光体の使用量を少なくすることができる。よって、部材コストが低減される。

[第３の実施形態]
以下、本発明の第３の実施形態について、図１４及び図１５を用いて説明する。
本実施形態の太陽光発電装置２０の基本構成は第２の実施形態と同様であり、導光体ユニット１３の光射出面にから射出された光を集光する集光部材２１と、集光部材２１で集光された光を受光する太陽電池素子２６とを備える点が第２の実施形態と異なるのみである。
図１４は、本実施形態の太陽光発電装置２０を示す断面図である。
図１５は、本実施形態の集光部材２１を示す平面図である。
なお、図１４及び図１５において、第２の実施形態の太陽光発電装置１０の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置２０は、図１４に示すように、太陽電池モジュール２２と、固定部材２７と、から構成されている。太陽電池モジュール２２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２２の４隅に固定部材２７が取り付けられている。固定部材２７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２２に固定される。

太陽電池モジュール２２は、図１４に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット１３と反射体４Ａと、導光体ユニット１３と反射体４Ａとの間に配置された低屈折率層５と、導光体ユニット１３から射出された光を集光する集光部材２１と、集光部材２１で集光された光を受光する太陽電池素子２６と、を備えている。

集光部材２１は、例えば、導光体ユニット１３の光射出面から射出された光の強度分布を均一化して太陽電池素子２６に射出するインテグレータ光学素子（ホモジナイザー）である。

集光部材２１は、導光体ユニット１３の光射出面と対向する光入射面２１ａと、光入射面２１ａから入射した光を射出する光射出面２１ｂと、光入射面２１ａから入射した光を反射させて光射出面２１ｂに伝播させる反射面２１ｃと、を備えている。

集光部材２１は、例えば、光入射面２１ａを底面、光射出面２１ｂを上面、反射面２１ｃを側面とする四角錐台の形状を有する。集光部材２１は、例えば、ポリメタクリル酸メチル（ＰＭＭＡ）などの樹脂を射出成形することにより形成されている。反射面２１ｃは、全反射により光を反射するものとされるが、反射面２１ｃに金属膜又は誘電体多層膜からなる反射層を形成し、該反射層によって光を反射するようにしてもよい。例えば、集光部材２１の反射面２１ｃに、Ａｌなどの反射率の高い金属材料を用いて反射層を形成してもよい。なお、反射層はＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。

太陽電池素子２６は、受光面を集光部材２１の光射出面２１ｂと対向させて配置されている。集光部材２１の光入射面２１ａに入射した導光体ユニット１３からの光は、集光部材２１の反射面２１ｃで反射を繰り返すうちに照度分布が均一化される。そして、照度分布が均一化された光が太陽電池素子２６に入射される。太陽電池素子２６に入射する光の照度分布が均一化されることにより、太陽電池素子２６の発電効率を高めることができる。

太陽電池素子２６としては、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、有機系太陽電池などの公知の太陽電池を使用することができる。中でも、化合物半導体を用いた化合物系太陽電池は、高効率な発電が可能となることから、太陽電池素子２６として好適である。化合物系太陽電池は、一般に高価であるが、導光体ユニット１３及び集光部材２１によって光を集光することができることから、太陽電池素子２６の面積は小さく抑えられる。よって、部材コストの上昇は抑えられる。

本実施形態の太陽光発電装置２０においては、集光部材２１により集光した光を太陽電池素子２６に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。

また、導光体ユニット１３の光射出面から射出された光を集光部材２１で集光することにより集光倍率を向上させることができる。

ここで、集光部材２１の光入射面２１ａへの集光倍率をＸ倍、集光部材２１の反射面２１ｃの反射率をＹ、反射回数をＮとし、集光部材２１において光入射面２１ａの横寸法をａ２、縦寸法をｂ２、光射出面２１ｂの横寸法をａ１、縦寸法をｂ１とすると、集光倍率ＣＲは、式（１）で求められる。

集光部材２１の反射面２１ｃの反射率を高くする（高反射率の集光部材を使用する）ことで、集光部材２１による光の吸収は低減できるため、集光比を大きくすることができる。

集光式太陽電池の短絡電流密度、開放電圧および変換効率は、一般に、集光比に対し、式（２）のような関係にある。ここで、集光比をＣＲ、ダイオード因子をｎ、逆方向飽和電流値をＪ_０、ボルツマン定数をｋ、温度をＴ、電荷をｑ、非集光時の短絡電流密度をＪ_ＳＣ１、集光時の短絡電流密度をＪ_ＳＣ２、非集光時の開放電圧をＶ_ＯＣ１、集光時の開放電圧をＶ_ＯＣ２、非集光時の曲線因子をＦＦ_１、集光時の曲線因子をＦＦ_２、非集光時の変換効率をη_１、集光時の変換効率をη_２、非集光時の太陽光強度（１００ｍＷ／ｃｍ^２）をＰ_ｉｎ１とする。

式（２）に示すように、短絡電流密度Ｊ_ＳＣは集光比ＣＲに比例して増加し、解放電圧Ｖ_ＯＣは集光比の対数に比例して増加する。また、曲線因子ＦＦは直列抵抗やスペクトル変化による影響がなければＶ_ＯＣの増加に伴って増加する（ＦＦ_２＞ＦＦ_１）ため、集光時の変換効率η_２はＶ_ＯＣの増加およびＦＦの増加により増加することとなる。したがって、導光体ユニットの光射出面へ到達する光量は同じであっても、集光部材の作用により、発電量を増大させることができる。

ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール２２の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体ユニット１３の光射出面に到達する光量の割合（％）である。

実施例３のシミュレーションの条件は、導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度、反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍ、集光部材２１において光入射面２１ａの横寸法ａ２を３００ｍｍ、光入射面２１ａの縦寸法ｂ２を２８ｍｍ、光射出面２１ｂの横寸法ａ１を１００ｍｍ、光射出面２１ｂの縦寸法ｂ１を１４ｍｍとした。実施例３の太陽電池モジュール２２に対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、２９．２％であった。また、実施例３の太陽電池モジュール１２の集光比は１８．８倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。

なお、太陽電池素子２６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。

このように、本実施形態の太陽光発電装置２０によれば、実施例２の導光体（端面到達率２９．２％、集光比３．１倍）と端面到達率は変わらないものの、実施例２の導光体よりも高い集光比を得ることができることが判った。

[第３の実施形態の第１の変形例]
以下、本実施形態の第１の変形例について、図１６を用いて説明する。
本変形例の太陽光発電装置２０の基本構成は上記実施形態と同様であり、集光部材２１が複数（２つ）の集光部を備える点が上記実施形態と異なるのみである。
図１６は、図１５に対応した、本変形例の集光部材２１Ａを示す平面図である。

集光部材２１Ａは、図１６に示すように、複数（２つ）の集光部を備えている。なお、集光部の設置数は２つに限らず、３以上設けられていてもよい。

本変形例においても、集光部材２１Ａにより集光した光を太陽電池素子２６に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。

[第４の実施形態]
以下、本発明の第４の実施形態について、図１７及び図１８を用いて説明する。
本実施形態の太陽光発電装置３０の基本構成は第２の実施形態と同様であり、反射体３４の反射部３４ａが平坦面となっている点が第２の実施形態と異なるのみである。
図１７は、本実施形態の太陽光発電装置３０を示す断面図である。
図１８は、本実施形態の太陽光発電装置３０の設置方法（太陽電池モジュールの設置方法）を示す図である。
なお、図１７及び図１８において、第２の実施形態の太陽光発電装置２０の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置３０は、図１７に示すように、太陽電池モジュール３２と、固定部材１７と、から構成されている。太陽電池モジュール３２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール３２の４隅に固定部材１７が取り付けられている。固定部材１７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール３２に固定される。

太陽電池モジュール３２は、図１７に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット１３と反射体３４と、導光体ユニット１３と反射体３４との間に配置された低屈折率層５と、導光体ユニット１３から射出された光を受光する太陽電池素子１６と、を備えている。

導光体ユニット１３と反射体３４とは、導光体ユニット１３ユニットを構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の反射部３４ａとが対向した状態で、低屈折率層５を介して配置されている。

反射体３４の反射部３４ａは平坦面となっており、当該平坦面が反射体３４に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット１３ユニットを構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の平坦面とは互いに平行となっている。反射体３４は、例えば基板の上面に反射膜３４Ｒを形成することにより構成されている。反射膜３４Ｒとしては、例えばアルミニウム（Ａｌ）などの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜３４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。

[太陽電池モジュールの設置方法]
図１８に示すように、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を、導光体ユニット３２の上面（導光体３の第１主面３ａ）が日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置する。具体的には、北半球では、太陽電池モジュール３３を構成する反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するよう（反射膜３４Ｒの表面に対する光の入射角が大きくなるよう）太陽電池モジュール３３を北向きに傾ける。例えば、太陽光発電装置３０の太陽電池素子６が取り付けられた側とは反対側の端部に支柱３１を設けることにより、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて配置する構成を実現することができる。

本実施形態の太陽光発電装置３０においては、反射部３４ａが平坦面であり、当該平坦面が反射面として機能するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で確実に反射され、太陽電池素子１６に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。

また、導光体ユニット１３を構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の平坦面とが互いに平行であるので、導光体ユニット１３と反射体３４との間の低屈折率層５を薄くしたり反射体３４自体を薄くしたりすることにより、装置全体を薄型化（コンパクト化）することができる。

本実施形態の太陽電池モジュール３３の設置方法においては、太陽電池モジュール３３を傾斜させることで反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。

[第４の実施形態の第１の変形例]
以下、本実施形態の第１の変形例について、図１９を用いて説明する。
本変形例の太陽光発電装置３０Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、反射体３４に替えて反射面が傾斜した反射体３４Ａを備える点が上記実施形態と異なるのみである。
図１９は、図１７に対応した、本変形例の太陽光発電装置３０Ａを示す断面図である。
なお、図１９において、上記実施形態で用いた図１７と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。

太陽光発電装置３０Ａは、図１９に示すように、太陽電池モジュール３２Ａと、固定部材３７Ａと、から構成されている。太陽電池モジュール３２Ａは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール１２Ａの４隅に固定部材３７Ａが取り付けられている。固定部材３７Ａは、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール３２Ａに固定される。

太陽電池モジュール３２Ａは、図１９に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット１３と反射体３４Ａと、導光体ユニット１３と反射体３４Ａとの間に配置された低屈折率層５と、導光体ユニット１３から射出された光を受光する太陽電池素子１６と、を備えている。

反射体３４Ａの反射部３４Ａａは平坦面となっており、当該平坦面が反射体３４Ａに入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット１３を構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４Ａの平坦面との間の距離が導光体ユニット１３の光射出面の遠くから導光体ユニット１３の光射出面に近づくにつれて徐々に小さくなっている。反射体３４Ａは、例えば基板の上面に反射膜３４Ｒを形成することにより構成されている。

本変形例の太陽光発電装置３０においては、反射体３４Ａの反射部３４Ａａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射する。このため、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４Ａの平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。

[太陽電池モジュールの設置方法]
図２０は、太陽電池モジュールの設置方法の第１変形例を示す図である
図２０に示すように、太陽光発電装置３０を例えば家などの建築物３１Ａの屋根に取り付ける。具体的には、太陽光発電装置３０の太陽電池素子６が取り付けられた側とは反対側の端部が屋根の稜線（尾根）を向くよう太陽光発電装置を建築物の屋根に取り付ける。これにより、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて配置する構成を実現することができる。

本変形例の太陽電池モジュールの設置方法においても、太陽電池モジュール３３を傾斜させることで反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。

[太陽光発電装置]
図２１は、太陽光発電装置１０００の概略構成図である。

太陽光発電装置１０００は、太陽光のエネルギーを電力に変換する太陽電池モジュール１００１と、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を交流電力に変換するインバータ（直流／交流変換器）１００４と、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を蓄える蓄電池１００５と、を備えている。

太陽電池モジュール１００１は、太陽光を集光する導光体１００２と、導光体１００２によって集光された太陽光によって発電を行う太陽電池素子１００３と、を備えている。
太陽電池モジュール１００１としては、例えば、第１実施形態ないし第４実施形態で説明した太陽電池モジュールが用いられる。

太陽光発電装置１０００は外部の電子機器１００６に対して電力を供給する。電子機器１００６には、必要に応じて補助電力源１００７から電力が供給される。

太陽光発電装置１０００は、上述した本発明に係る太陽電池モジュールを備えているため、発電効率の高い太陽光発電装置となる。

なお、本発明の技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。
例えば上記実施形態では、導光体として板状体を用いたが、導光体の形状は板状体に限定されることなく、例えば棒状体であっても良く、適宜変更が可能である。その他、上記実施形態における各種構成要素の形状、寸法、数、配置、構成材料、製造方法等については、上記実施形態で例示したものに限らず、適宜変更が可能である。

本発明は、太陽電池モジュール、太陽光発電装置もしくは太陽電池モジュールの設置方法に利用可能である。

１，１Ａ，１０，１０Ａ，２０，３０，１０００…太陽光発電装置、２，２Ａ，１２，１２Ａ，２２，３２…太陽電池モジュール、３…導光体、３ａ…第１主面、３ｂ…第２主面、３ｃ…第１端面、４，４Ａ，３４，３４Ａ…反射体、４ａ，４Ａａ，３４ａ，３４Ａａ…反射部、４Ｒ，３４Ｒ…反射膜、６，１６，２６…太陽電池素子、９…蛍光体層、１３Ｒ…反射層、１４…枠体、２１，２１Ａ…集光部材、ｎ１…導光体の屈折率、Ｔ２…緩傾斜面（反射面）

Claims (16)

1. 互いに対向して配置された導光体と反射体と、
   前記導光体と前記反射体との間に配置された低屈折率層と、
   前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、
   を備え、
   前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、外部からの光を前記第１主面から入射させ内部を伝播させて前記第１端面から射出させ、
   前記反射体は、前記導光体の第１主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射部を有し、
   前記低屈折率層は、前記導光体の屈折率よりも低い屈折率を有し、
   前記太陽電池素子は、前記導光体の第１端面から射出された光を受光し、
   前記導光体の厚みが当該導光体の第１端面の遠くから当該導光体の第１端面に近づくにつれて徐々に厚くなっていることを特徴とする太陽電池モジュール。
2. 前記反射部には、前記導光体の第２主面に対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられ、
   前記傾斜面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記傾斜面には反射膜が形成されていることを特徴とする請求項２に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記反射部が平坦面となっており、
   前記平坦面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記導光体の第２主面と前記平坦面とが互いに平行であることを特徴とする請求項４に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記導光体の第２主面と前記平坦面との間の間隔が当該導光体の第１端面の遠くから当該導光体の第１端面に近づくにつれて徐々に大きくなっていることを特徴とする請求項４に記載の太陽電池モジュール。
7. 前記導光体には、該導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層が設けられていることを特徴とする請求項１ないし6のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
8. 前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムであることを特徴とする請求項７に記載の太陽電池モジュール。
9. 前記蛍光体層は、前記導光体と、該導光体の第１主面と第２主面の少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層であることを特徴とする請求項７に記載の太陽電池モジュール。
10. 前記導光体の第１主面、第２主面及び第１端面以外の面には、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層が設けられていることを特徴とする請求項７ないし９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
11. 前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、
    前記枠体の内面が前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能することを特徴とする請求項７ないし９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
12. 前記導光体の第１端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えていることを特徴とする請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
13. 前記低屈折率層は、空気層であることを特徴とする請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
14. 前記導光体の材料は、４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有することを特徴とする請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
15. 請求項１ないし１４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを備えることを特徴とする太陽光発電装置。
16. 請求項１ないし１４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを、前記導光体の第１主面が日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置することを特徴とする太陽電池モジュールの設置方法。

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