JP2011243927A - 集光型太陽光発電装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】高い変換効率と高い耐候性とを兼ね備えた集光型太陽光発電装置を提供すること。
【解決手段】太陽光を集光するための集光装置１２と、太陽電池セル１４と、下端面が太陽電池セル１４に対向するように太陽電池セル１４の真上位置に立設されたホモジナイザー１６と、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４を覆う封止材１８と、封止材１８とホモジナイザー１６との間に設けられた透過防止層２０とを備え、ホモジナイザー１６は錐台形状を有し、ホモジナイザー１６の屈折率ｎh、封止材１８の屈折率ｎf及び透過防止層２０の屈折率ｎtの間にｎh＞ｎf＞ｎtの関係があり、透過防止層２０の厚さＨは０．１ｍｍ以上１．２ｍｍ以下であり、透過防止層２０の高さｂと、透過防止層２０が形成されている位置の封止材１８の高さａの間に０．５≦ｂ／ａ＜１．０の関係がある集光型太陽光発電装置。
【選択図】図１
【解決手段】太陽光を集光するための集光装置１２と、太陽電池セル１４と、下端面が太陽電池セル１４に対向するように太陽電池セル１４の真上位置に立設されたホモジナイザー１６と、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４を覆う封止材１８と、封止材１８とホモジナイザー１６との間に設けられた透過防止層２０とを備え、ホモジナイザー１６は錐台形状を有し、ホモジナイザー１６の屈折率ｎh、封止材１８の屈折率ｎf及び透過防止層２０の屈折率ｎtの間にｎh＞ｎf＞ｎtの関係があり、透過防止層２０の厚さＨは０．１ｍｍ以上１．２ｍｍ以下であり、透過防止層２０の高さｂと、透過防止層２０が形成されている位置の封止材１８の高さａの間に０．５≦ｂ／ａ＜１．０の関係がある集光型太陽光発電装置。
【選択図】図１
Description
本発明は、集光型太陽光発電装置に関し、さらに詳しくは、集光装置（一次光学系）により集光された高エネルギーの太陽光をホモジナイザー（二次光学系）で均一化し、均一化された太陽光を太陽電池セルに照射することによって発電を行う集光型太陽光発電装置に関する。
太陽光発電装置は、太陽光をそのまま太陽電池セルに照射する非集光型と、集光装置を用いて集光された太陽光を太陽電池セルに照射する集光型に大別される。これらの内、集光型太陽光発電装置は、太陽電池セルを小さくすることができるので、変換効率の良い高価なセルを使用しても電力製造コストに与える影響が小さい。そのため、集光型太陽光発電装置は、安価な電力を効率よく製造できるという利点がある。
集光装置によって集光された光は、中心部の強度が強く、周辺部の強度は弱い。このような光を直接、太陽電池セルに照射すると、高い発電効率は得られない。そのため、集光型太陽光発電装置においては、通常、太陽電池セルの真上にホモジナイザーと呼ばれる柱状又は錐台状（テーパ状）の光学部材が設けられる。ホモジナイザーは、集光装置により集光された高エネルギーの太陽光を側面で繰り返し全反射させることにより、光のエネルギーを均一化させるためのものである。ホモジナイザーには、一般に光透過性の高いガラスが用いられている。特に、汎用かつ安価で加工が容易であるという理由から、ホモジナイザーには、ほう珪酸塩ガラス、珪酸塩ガラスのようなナトリウム含有ガラスが用いられている。
また、太陽電池セルは、水分により劣化しやすい。例えば、ＩｎＧａＰ／ＩｎＧａＡｓ／Ｇｅに代表されるIII-V族化合物半導体は、結晶シリコン系半導体に比べて活性であるため、III-V族化合物半導体を用いた太陽電池セルは、水分による劣化が顕著である。また、太陽電池セルの表面には、一般に反射防止膜が設けられるが、反射防止膜が水分と接すると、反射防止膜が変質することがある。さらに、ホモジナイザーに含まれるナトリウムが結露した水分中に溶出し、ナトリウムイオンが水分と共に太陽電池セルに到達する場合がある。太陽電池セルに到達したナトリウムイオンは、太陽電池セルの表層の負電位に蓄積され、発電効率を劣化させる原因となる。そのため、集光型太陽光発電装置の耐久性を向上させるためには、太陽電池セルを水分から保護する必要がある。
このような太陽電池セルを水分から保護する方法に関し、従来から種々の提案がなされている。
例えば、特許文献１には、柱状光学部材（ホモジナイザー）及びその下端面に対向する太陽電池セルを覆う封止樹脂（封止材）として、１０重量％以上のフッ素化シリコーン樹脂を含む材料を用いた集光型太陽光発電ユニットが開示されている。
同文献には、
（ａ）封止樹脂として１０重量％以上のフッ素化シリコーン樹脂を含む材料を用いると、フッ素化シリコーン樹脂の水蒸気低透過性によって水蒸気の侵入が抑制される点、及び、
（ｂ）ホモジナイザーの側面に、厚さが数十ｎｍ〜２０ｎｍ程度のフッ素樹脂（屈折率１．３４）からなり、保護部材又は撥水膜として機能する薄膜を形成しても良い点、
が記載されている。
例えば、特許文献１には、柱状光学部材（ホモジナイザー）及びその下端面に対向する太陽電池セルを覆う封止樹脂（封止材）として、１０重量％以上のフッ素化シリコーン樹脂を含む材料を用いた集光型太陽光発電ユニットが開示されている。
同文献には、
（ａ）封止樹脂として１０重量％以上のフッ素化シリコーン樹脂を含む材料を用いると、フッ素化シリコーン樹脂の水蒸気低透過性によって水蒸気の侵入が抑制される点、及び、
（ｂ）ホモジナイザーの側面に、厚さが数十ｎｍ〜２０ｎｍ程度のフッ素樹脂（屈折率１．３４）からなり、保護部材又は撥水膜として機能する薄膜を形成しても良い点、
が記載されている。
また、特許文献２には、柱状光学部材の下端面と太陽電池セルとの間に透明樹脂を介在させ、透明樹脂を太陽光から遮るための遮光部材を備えた集光型太陽光発電装置が開示されている。
同文献には、
（ａ）遮光部材によって透明樹脂の光劣化が抑制されるので、侵入する水分に起因する太陽電池の劣化が抑制される点、及び、
（ｂ）ホモジナイザーの側面に、厚さが数十ｎｍ〜２０ｎｍ程度のフッ素樹脂（屈折率１．３４）からなり、保護部材又は撥水膜として機能する薄膜を形成しても良い点、
が記載されている。
同文献には、
（ａ）遮光部材によって透明樹脂の光劣化が抑制されるので、侵入する水分に起因する太陽電池の劣化が抑制される点、及び、
（ｂ）ホモジナイザーの側面に、厚さが数十ｎｍ〜２０ｎｍ程度のフッ素樹脂（屈折率１．３４）からなり、保護部材又は撥水膜として機能する薄膜を形成しても良い点、
が記載されている。
太陽電池セルを保護するための封止樹脂や透明樹脂は、集光型太陽光発電装置の厳しい環境に曝されるため、耐熱性や耐候性が要求される。これらの材料には、現在、シリコン樹脂をベースとした材料が用いられている。シリコン樹脂は、一般的に耐候性は良いが、外界と接する部分での使用は過酷であるため、シリコン樹脂のみでは十分な耐候性が得られない。そのため、封止樹脂には、一般に、シリコン樹脂に耐候性を高めるためのフィラー（例えば、微粉ガラス）を添加した材料が用いられている。
この微粉ガラス入りシリコン樹脂の屈折率は約１．５であり、ホモジナイザーの屈折率（約１．６）に近い。ホモジナイザーの周囲をこのような相対的に屈折率の高い材料からなる封止材で覆うと、その部分の光の全反射の臨界角は、封止材で覆われていない部分の臨界角より大きくなる。
一方、ホモジナイザーの形状が、太陽電池セル側の断面積が小さい錐台状である場合、反射を繰り返す毎に光の入射角（反射面の法線方向と光の入射方向とのなす角）が小さくなる。そのため、ホモジナイザーの下側の側面を高屈折率材料で封止すると、ホモジナイザーの下側の側面近傍では、入射角が臨界角以下になる確率（すなわち、光が漏れる確率）が高くなる。
この問題を解決するために、封止材として、屈折率が相対的に小さな材料を用いることも考えられる。しかしながら、低屈折率で、かつ耐熱性及び耐候性に優れた材料は、知られていない。
一方、ホモジナイザーの形状が、太陽電池セル側の断面積が小さい錐台状である場合、反射を繰り返す毎に光の入射角（反射面の法線方向と光の入射方向とのなす角）が小さくなる。そのため、ホモジナイザーの下側の側面を高屈折率材料で封止すると、ホモジナイザーの下側の側面近傍では、入射角が臨界角以下になる確率（すなわち、光が漏れる確率）が高くなる。
この問題を解決するために、封止材として、屈折率が相対的に小さな材料を用いることも考えられる。しかしながら、低屈折率で、かつ耐熱性及び耐候性に優れた材料は、知られていない。
本発明が解決しようとする課題は、高い変換効率と高い耐候性とを兼ね備えた集光型太陽光発電装置を提供することにある。
上記課題を解決するために本発明に係る集光型太陽光発電装置は、以下の構成を備えていることを要旨とする。
（１）前記集光型太陽光発電装置は、
太陽光を集光するための集光装置と、
太陽電池セルと、
下端面が前記太陽電池セルに対向するように前記太陽電池セルの真上位置に立設され、前記集光装置により集光された太陽光を前記太陽電池セルへ導くためのホモジナイザーと、
前記ホモジナイザーの下側の側面及び前記太陽電池セルを覆う封止材と、
前記封止材と前記ホモジナイザーとの間に設けられた透過防止層と
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、前記集光装置側の断面積が前記太陽電池セル側の断面積より大きい錐台形状を有する。
（３）前記ホモジナイザーの屈折率ｎh、前記封止材の屈折率ｎf、及び、前記透過防止層の屈折率ｎtの間には、ｎh＞ｎf＞ｎtの関係がある。
（４）前記透過防止層の厚さＨは、０．１ｍｍ以上１．２ｍｍ以下である。
（５）前記透過防止層の高さｂと、前記透過防止層が形成されている位置の前記封止材の高さａとの間に、０．５≦ｂ／ａ＜１．０の関係がある。
（１）前記集光型太陽光発電装置は、
太陽光を集光するための集光装置と、
太陽電池セルと、
下端面が前記太陽電池セルに対向するように前記太陽電池セルの真上位置に立設され、前記集光装置により集光された太陽光を前記太陽電池セルへ導くためのホモジナイザーと、
前記ホモジナイザーの下側の側面及び前記太陽電池セルを覆う封止材と、
前記封止材と前記ホモジナイザーとの間に設けられた透過防止層と
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、前記集光装置側の断面積が前記太陽電池セル側の断面積より大きい錐台形状を有する。
（３）前記ホモジナイザーの屈折率ｎh、前記封止材の屈折率ｎf、及び、前記透過防止層の屈折率ｎtの間には、ｎh＞ｎf＞ｎtの関係がある。
（４）前記透過防止層の厚さＨは、０．１ｍｍ以上１．２ｍｍ以下である。
（５）前記透過防止層の高さｂと、前記透過防止層が形成されている位置の前記封止材の高さａとの間に、０．５≦ｂ／ａ＜１．０の関係がある。
錐台形状のホモジナイザーの下側の側面及び太陽電池セルを覆う封止材として、高屈折率材料を用いると、高い耐候性が得られる。また、封止材とホモジナイザーの間に所定の屈折率ｎt、厚さＨ及び高さｂを有する透過防止層を設けるとホモジナイザーの下側の側面からの光の漏れを抑制することができる。その結果、耐候性を低下させることなく、変換効率を向上させることができる。
以下に、本発明の一実施の形態について詳細に説明する。
［１． 集光型太陽光発電装置］
図１に、本発明の一実施の形態に係る集光型太陽光発電装置の概略断面図を示す。図１において、集光型太陽光発電装置１０は、集光装置１２と、太陽電池セル１４と、ホモジナイザー１６と、封止材１８と、透過防止層２０とを備えている。
［１． 集光型太陽光発電装置］
図１に、本発明の一実施の形態に係る集光型太陽光発電装置の概略断面図を示す。図１において、集光型太陽光発電装置１０は、集光装置１２と、太陽電池セル１４と、ホモジナイザー１６と、封止材１８と、透過防止層２０とを備えている。
［１．１． 集光装置］
集光装置１２は、太陽光を集光し、集光された太陽光を太陽電池セル１４に照射するためのもの（一次光学系）である。集光には、フレネルレンズのような集光レンズを使う方式と、凹面鏡のような集光反射鏡を使う方式が知られている。本発明においては、いずれの方式を用いても良い。
図１に示す例において、集光装置１２は、集光レンズからなる。集光レンズは、塵埃や汚れに強い、耐久性に優れる、放熱が容易である、等の利点がある。集光装置１２は、図示しない支持手段を用いて、太陽電池セル１４の上方に固定されている。
集光装置１２は、太陽光を集光し、集光された太陽光を太陽電池セル１４に照射するためのもの（一次光学系）である。集光には、フレネルレンズのような集光レンズを使う方式と、凹面鏡のような集光反射鏡を使う方式が知られている。本発明においては、いずれの方式を用いても良い。
図１に示す例において、集光装置１２は、集光レンズからなる。集光レンズは、塵埃や汚れに強い、耐久性に優れる、放熱が容易である、等の利点がある。集光装置１２は、図示しない支持手段を用いて、太陽電池セル１４の上方に固定されている。
［１．２． 太陽電池セル］
太陽電池セル１４は、照射された光を電力に変換するためのセルである。本発明において、太陽電池セル１４の構造や、これを構成する材料は、特に限定されるものではなく、種々の構造及び材料からなるセルを用いることができる。
太陽電池セルは、一般に、裏面電極、光起電力効果を奏する半導体層、及び上部電極がこの順で積層された構造を備えている。半導体層の表面には、反射防止膜が形成される場合もある。半導体層としては、例えば、結晶シリコン、ＩｎＧａＰ／ＩｎＧａＡｓ／Ｇｅに代表されるIII-V族化合物半導体などが知られている。
太陽電池セル１４は、照射された光を電力に変換するためのセルである。本発明において、太陽電池セル１４の構造や、これを構成する材料は、特に限定されるものではなく、種々の構造及び材料からなるセルを用いることができる。
太陽電池セルは、一般に、裏面電極、光起電力効果を奏する半導体層、及び上部電極がこの順で積層された構造を備えている。半導体層の表面には、反射防止膜が形成される場合もある。半導体層としては、例えば、結晶シリコン、ＩｎＧａＰ／ＩｎＧａＡｓ／Ｇｅに代表されるIII-V族化合物半導体などが知られている。
太陽電池セルは、一般に、基板上に固定されるが、基板には、太陽電池セルによる発電に必要な各種の構成要素が設けられる。図１に示す例において、基板２２の上に、絶縁層２４及びプレート２６がこの順で形成され、プレート２６の上には、太陽電池セル１４がリード電極２８を介して固定されている。
基板２２は、太陽電池セル１４などの構成要素を支持するためのものである。基板２２の材料は、特に限定されるものではなく、種々の材料を用いることができる。基板２２の材料としては、例えば、アルミニウム、銅などがある。集光装置１２は、基板２２に固定され、あるいは、基板２２が固定された枠（図示せず）に固定される。
絶縁層２４は、太陽電池セル１４の裏面電極（図示せず）に接続された一方のリード電極２８と、太陽電池セル１４の上部電極（図示せず）に接続された他方のリード電極（図示せず）を絶縁するためのものである。絶縁層２４には、各種の絶縁材料を用いることができる。絶縁層２４の材料としては、例えば、
（ａ）ガラス繊維、アルミナ粉などが分散した樹脂材料、
（ｂ）アルミナなどの高熱伝導率のセラミックス、
などがある。
（ａ）ガラス繊維、アルミナ粉などが分散した樹脂材料、
（ｂ）アルミナなどの高熱伝導率のセラミックス、
などがある。
プレート２６は、太陽電池セル１４の熱を放散させるため、及び、太陽電池セル１４を補強するためのものである。プレート２６は、絶縁層２４とリード電極２８の間に設けられている。プレート２６には、各種の高熱伝導材料を用いることができる。プレート２６の材料としては、例えば、アルミニウム、銅などがある。
［１．３． ホモジナイザー］
ホモジナイザー（二次光学系）１６は、集光装置１２により集光された太陽光を太陽電池セル１４に導くためのものである。また、ホモジナイザー１６は、導かれた光を側面で繰り返し全反射させることにより、光のエネルギーを均一化させるためのものでもある。ホモジナイザー１６は、その下端面が太陽電池セル１４に対向するように、太陽電池セル１４の真上位置に立設される。
ホモジナイザー（二次光学系）１６は、集光装置１２により集光された太陽光を太陽電池セル１４に導くためのものである。また、ホモジナイザー１６は、導かれた光を側面で繰り返し全反射させることにより、光のエネルギーを均一化させるためのものでもある。ホモジナイザー１６は、その下端面が太陽電池セル１４に対向するように、太陽電池セル１４の真上位置に立設される。
本発明において、ホモジナイザー１６は、集光装置１２側の断面積が太陽電池セル１４側の断面積より大きい錐台形状を有する。ホモジナイザー１６の断面の形状は、特に限定されるものではなく、円形、楕円形、多角形のいずれであっても良い。ホモジナイザー１６の側面の角度（又は、ホモジナイザー１６が錐であると仮定したときの頂角）は、特に限定されるものではなく、目的に応じて種々の角度を選択することができる。
集光型太陽光発電装置１０は、太陽光を集光装置１２で曲げるため、太陽電池セル１４を常に太陽の方向に正確に向けておく必要がある。そのため、集光型太陽光発電装置１０は、一般に、太陽電池セル１４を太陽の方向に向けるための追尾装置を備えている。しかしながら、ホモジナイザー１６の形状が柱状である場合、追尾ズレが生じたときに変換効率が著しく低下する。これに対し、ホモジナイザー１６の形状を錐台状とすると、僅かな追尾ズレが生じても変換効率が大きく低下しないという利点がある。
集光型太陽光発電装置１０は、太陽光を集光装置１２で曲げるため、太陽電池セル１４を常に太陽の方向に正確に向けておく必要がある。そのため、集光型太陽光発電装置１０は、一般に、太陽電池セル１４を太陽の方向に向けるための追尾装置を備えている。しかしながら、ホモジナイザー１６の形状が柱状である場合、追尾ズレが生じたときに変換効率が著しく低下する。これに対し、ホモジナイザー１６の形状を錐台状とすると、僅かな追尾ズレが生じても変換効率が大きく低下しないという利点がある。
ホモジナイザー１６には、光透過性の高い材料が用いられる。ホモジナイザー１６の材料としては、例えば、
（ａ）ほう珪酸塩ガラス、ケイ酸塩ガラスなどのナトリウム含有ガラス、
（ｂ）アルミノケイ酸ガラス、ソーダカリバリウムガラス、
などがある。特に、ナトリウム含有ガラスは、安価で加工が容易であるため、ホモジナイザー１６の材料として好適である。
ホモジナイザー１６は、その屈折率ｎhが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
（ａ）ほう珪酸塩ガラス、ケイ酸塩ガラスなどのナトリウム含有ガラス、
（ｂ）アルミノケイ酸ガラス、ソーダカリバリウムガラス、
などがある。特に、ナトリウム含有ガラスは、安価で加工が容易であるため、ホモジナイザー１６の材料として好適である。
ホモジナイザー１６は、その屈折率ｎhが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
ホモジナイザー１６の周囲には、必要に応じて各種の膜が形成されていても良い。
例えば、ホモジナイザー１６の上端面（光の入射面）には、反射防止膜が形成されていても良い。反射防止膜としては、例えば、
（ａ）アルミナとチタニアの多層構造からなるＴｉＯ2／Ａｌ2Ｏ3反射防止膜、
（ｂ）フッ化マグネシウム層やフッ化カルシウム層からなる反射防止膜、
などがある。
例えば、ホモジナイザー１６の上端面（光の入射面）には、反射防止膜が形成されていても良い。反射防止膜としては、例えば、
（ａ）アルミナとチタニアの多層構造からなるＴｉＯ2／Ａｌ2Ｏ3反射防止膜、
（ｂ）フッ化マグネシウム層やフッ化カルシウム層からなる反射防止膜、
などがある。
また、ホモジナイザー１６と太陽電池セル１４の界面に、水分の侵入を防止するための保護膜を介在させても良い。この場合、保護膜は、後述する透過防止層２０と異なる材料であっても良く、あるいは、図１に示すように、透過防止層２０と同一の材料を用い、ホモジナイザー１６の下側の側面及び底面にかけて一体的に形成されていても良い。ホモジナイザー１６の下側の側面にのみ透過防止層２０を形成する場合、ホモジナイザー１６の底面に保護膜を設けるのが好ましい。
保護膜には、透光性が高く、かつ、耐熱性の高い材料を用いるのが好ましい。透過防止層２０とは別に保護膜を形成する場合、保護膜の材料としては、例えば、ゲル状のシリコーン樹脂、アクリル樹脂フィルム、などがある。
保護膜には、透光性が高く、かつ、耐熱性の高い材料を用いるのが好ましい。透過防止層２０とは別に保護膜を形成する場合、保護膜の材料としては、例えば、ゲル状のシリコーン樹脂、アクリル樹脂フィルム、などがある。
［１．４． 封止材］
封止材１８は、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４の露出部分を覆うためのものである。封止材１８は、太陽電池セル１４への水の侵入を長期間に渡って防止する必要があるため、耐熱性及び耐候性の高い材料を用いる必要がある。封止材１８の材料としては、例えば、
（ａ）微粉ガラス入りシリコン樹脂、
（ｂ）高い熱伝導性及び光反射性を有する白色かつ不透明の無機材料粉末（例えば、炭酸カルシウム、酸化チタン、高純度アルミナ、高純度酸化マグネシウム、酸化ベリリウム、窒化アルミニウムなど）を充填した自己接着性ＲＴＶゴム、
（ｃ）（ｂ）の材料に、さらに１０重量％以上のフッ素化シリコン樹脂を添加した材料、
（ｄ）エポキシ樹脂、
などがある。
封止材１８は、その屈折率ｎf及び高さａが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
封止材１８は、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４の露出部分を覆うためのものである。封止材１８は、太陽電池セル１４への水の侵入を長期間に渡って防止する必要があるため、耐熱性及び耐候性の高い材料を用いる必要がある。封止材１８の材料としては、例えば、
（ａ）微粉ガラス入りシリコン樹脂、
（ｂ）高い熱伝導性及び光反射性を有する白色かつ不透明の無機材料粉末（例えば、炭酸カルシウム、酸化チタン、高純度アルミナ、高純度酸化マグネシウム、酸化ベリリウム、窒化アルミニウムなど）を充填した自己接着性ＲＴＶゴム、
（ｃ）（ｂ）の材料に、さらに１０重量％以上のフッ素化シリコン樹脂を添加した材料、
（ｄ）エポキシ樹脂、
などがある。
封止材１８は、その屈折率ｎf及び高さａが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
［１．５． 透過防止層］
透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面からの光の透過を防止するためのものであり、封止材１８とホモジナイザー１６との間に設けられている。透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面にのみ形成されていても良い。あるいは、図１に示すように、透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面及び底面にかけて一体的に形成されていても良い。すなわち、透過防止層２０は、上述した保護膜を兼ねていても良い。
透過防止層２０が保護膜を兼ねている場合、透過防止層２０には、耐熱性が高く、かつ、透光性に優れた材料を用いる必要がある。一方、透過防止層２０がホモジナイザー１６の下側の側面にのみ形成される場合には、透過防止層２０は、必ずしも光透過性を有する材料である必要はない。透過防止層２０の材料としては、例えば、シリコン樹脂、フッ素樹脂などがある。
透過防止層２０は、その屈折率ｎt、高さｂ、及び、厚さＨが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面からの光の透過を防止するためのものであり、封止材１８とホモジナイザー１６との間に設けられている。透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面にのみ形成されていても良い。あるいは、図１に示すように、透過防止層２０は、ホモジナイザー１６の下側の側面及び底面にかけて一体的に形成されていても良い。すなわち、透過防止層２０は、上述した保護膜を兼ねていても良い。
透過防止層２０が保護膜を兼ねている場合、透過防止層２０には、耐熱性が高く、かつ、透光性に優れた材料を用いる必要がある。一方、透過防止層２０がホモジナイザー１６の下側の側面にのみ形成される場合には、透過防止層２０は、必ずしも光透過性を有する材料である必要はない。透過防止層２０の材料としては、例えば、シリコン樹脂、フッ素樹脂などがある。
透過防止層２０は、その屈折率ｎt、高さｂ、及び、厚さＨが所定の条件を満たしている必要がある。この点については、後述する。
［１．６． 屈折率］
太陽電池セル１４への水の侵入を防止することができ、かつ、耐熱性及び／又は耐候性を有する材料として、上述した種々の材料が知られている。上述した材料の耐候性と屈折率との間には相関があり、一般に、耐候性の高い材料ほど、屈折率が高くなる傾向がある。すなわち、低屈折率と高耐候性とを同時に満たし、かつ、太陽電池セル１４の封止材として使用可能な材料は、知られていない。
そのため、本発明においては、太陽電池セル１４への水の侵入を防止するために、封止材１８には、耐候性の高い高屈折材料を用いる。一方、ホモジナイザー１６の下側の側面からの光の漏れを防止するために、ホモジナイザー１６と封止材１８の間に透過防止層２０を介在させ、透過防止層２０には、耐候性は劣るが、屈折率の低い低屈折率材料を用いる。
すなわち、本発明において、ホモジナイザー１６の屈折率ｎh、封止材１８の屈折率ｎf、及び、透過防止層２０の屈折率ｎtの間には、ｎh＞ｎf＞ｎtの関係がある。この点が、従来の集光型太陽光発電装置とは異なる。
太陽電池セル１４への水の侵入を防止することができ、かつ、耐熱性及び／又は耐候性を有する材料として、上述した種々の材料が知られている。上述した材料の耐候性と屈折率との間には相関があり、一般に、耐候性の高い材料ほど、屈折率が高くなる傾向がある。すなわち、低屈折率と高耐候性とを同時に満たし、かつ、太陽電池セル１４の封止材として使用可能な材料は、知られていない。
そのため、本発明においては、太陽電池セル１４への水の侵入を防止するために、封止材１８には、耐候性の高い高屈折材料を用いる。一方、ホモジナイザー１６の下側の側面からの光の漏れを防止するために、ホモジナイザー１６と封止材１８の間に透過防止層２０を介在させ、透過防止層２０には、耐候性は劣るが、屈折率の低い低屈折率材料を用いる。
すなわち、本発明において、ホモジナイザー１６の屈折率ｎh、封止材１８の屈折率ｎf、及び、透過防止層２０の屈折率ｎtの間には、ｎh＞ｎf＞ｎtの関係がある。この点が、従来の集光型太陽光発電装置とは異なる。
ホモジナイザー１６、封止材１８、及び、透過防止層２０の組み合わせとしては、具体的には、以下のようなものがある。
例えば、ホモジナイザー１６がナトリウム含有ガラス（屈折率：１．６）である場合、
（ａ）封止材１８として、微粉ガラス入りシリコン樹脂（屈折率：１．５）、アクリル樹脂（屈折率：１．５）、ポリエステル樹脂（屈折率：１．５）などを用い、
（ｂ）透過防止層２０として、シリコン樹脂（屈折率：１．３〜１．３９）、フッ素樹脂（屈折率：１．３〜１．４）などを用いるのが好ましい。
例えば、ホモジナイザー１６がナトリウム含有ガラス（屈折率：１．６）である場合、
（ａ）封止材１８として、微粉ガラス入りシリコン樹脂（屈折率：１．５）、アクリル樹脂（屈折率：１．５）、ポリエステル樹脂（屈折率：１．５）などを用い、
（ｂ）透過防止層２０として、シリコン樹脂（屈折率：１．３〜１．３９）、フッ素樹脂（屈折率：１．３〜１．４）などを用いるのが好ましい。
［１．７． 厚さＨ］
透過防止層２０の厚さＨは、発電効率及び耐候性に影響を与える。透過防止層２０の厚さＨが薄すぎると、ホモジナイザー１６の下側の側面から光が漏れやすくなる。光の漏れを抑制するためには、透過防止層２０の厚さＨは、０．１ｍｍ以上である必要がある。透過防止層２０の厚さＨは、さらに好ましくは、０．２ｍｍ以上、さらに好ましくは、０．３ｍｍ以上、さらに好ましくは、０．４ｍｍ以上である。
透過防止層２０の厚さＨが厚くなると、やがて発電効率に及ぼす効果が飽和する。また、透過防止層２０の厚さＨが厚くなりすぎると、耐候性が低下し、太陽電池セル１４に水分が到達しやすくなる。従って、透過防止層２０の厚さＨは、１．２ｍｍ以下である必要がある。透過防止層２０の厚さＨは、さらに好ましくは、１．０ｍｍ以下、さらに好ましくは、０．８ｍｍ以下である。
透過防止層２０の厚さＨは、発電効率及び耐候性に影響を与える。透過防止層２０の厚さＨが薄すぎると、ホモジナイザー１６の下側の側面から光が漏れやすくなる。光の漏れを抑制するためには、透過防止層２０の厚さＨは、０．１ｍｍ以上である必要がある。透過防止層２０の厚さＨは、さらに好ましくは、０．２ｍｍ以上、さらに好ましくは、０．３ｍｍ以上、さらに好ましくは、０．４ｍｍ以上である。
透過防止層２０の厚さＨが厚くなると、やがて発電効率に及ぼす効果が飽和する。また、透過防止層２０の厚さＨが厚くなりすぎると、耐候性が低下し、太陽電池セル１４に水分が到達しやすくなる。従って、透過防止層２０の厚さＨは、１．２ｍｍ以下である必要がある。透過防止層２０の厚さＨは、さらに好ましくは、１．０ｍｍ以下、さらに好ましくは、０．８ｍｍ以下である。
［１．８． 高さの比ｂ／ａ］
透過防止層２０の高さｂと、透過防止層２０が形成されている位置の封止材１８の高さａの比（＝ｂ／ａ）は、発電効率及び耐候性に影響を与える。ｂ／ａ比が小さくなりすぎると、ホモジナイザー１６の下側の側面から光が漏れやすくなる。従って、ｂ／ａ比は、０．５以上である必要がある。ｂ／ａ比は、さらに好ましくは、０．６以上、さらに好ましくは、０．７以上、さらに好ましくは、０．８以上である。
一方、ｂ／ａ比が大きくなり過ぎると、耐候性が低下する。また、透過防止層２０の屈折率は空気より大きいので、透過防止層２０の高さｂが封止材１８の高さａを超えると、透過防止層２０のみで覆われた部分からの光の漏れが増大する。また、透過防止層２０が大気に露出するので、耐候性が低下する。従って、ｂ／ａ比は、１．０未満である必要がある。ｂ／ａ比は、さらに好ましくは、０．９８以下、さらに好ましくは、０．９６以下である。
ここで、「透過防止層２０の高さｂ」とは、ホモジナイザー１６の下端面から透過防止層２０の上端までの距離をいう。
また、「封止材１８の高さａ」とは、ホモジナイザー１６の下端面から封止材１８の上端までの距離をいう。封止材１８の高さａが一定でないときは、少なくとも透過防止層２０が形成されている位置において、上述したｂ／ａ比の条件を満たしていればよい。
透過防止層２０の高さｂと、透過防止層２０が形成されている位置の封止材１８の高さａの比（＝ｂ／ａ）は、発電効率及び耐候性に影響を与える。ｂ／ａ比が小さくなりすぎると、ホモジナイザー１６の下側の側面から光が漏れやすくなる。従って、ｂ／ａ比は、０．５以上である必要がある。ｂ／ａ比は、さらに好ましくは、０．６以上、さらに好ましくは、０．７以上、さらに好ましくは、０．８以上である。
一方、ｂ／ａ比が大きくなり過ぎると、耐候性が低下する。また、透過防止層２０の屈折率は空気より大きいので、透過防止層２０の高さｂが封止材１８の高さａを超えると、透過防止層２０のみで覆われた部分からの光の漏れが増大する。また、透過防止層２０が大気に露出するので、耐候性が低下する。従って、ｂ／ａ比は、１．０未満である必要がある。ｂ／ａ比は、さらに好ましくは、０．９８以下、さらに好ましくは、０．９６以下である。
ここで、「透過防止層２０の高さｂ」とは、ホモジナイザー１６の下端面から透過防止層２０の上端までの距離をいう。
また、「封止材１８の高さａ」とは、ホモジナイザー１６の下端面から封止材１８の上端までの距離をいう。封止材１８の高さａが一定でないときは、少なくとも透過防止層２０が形成されている位置において、上述したｂ／ａ比の条件を満たしていればよい。
［２． 集光型太陽光発電装置の製造方法］
ホモジナイザー１６の下側の側面に透過防止層２０を形成する場合、まず、透過防止層２０を構成する材料を適当な溶媒に溶かして溶液とする。次いで、浸漬、刷毛塗り等の方法により、ホモジナイザー１６の下側（太陽電池セル１４側）の側面に溶液を塗布する。この時、ホモジナイザー１６の下側の端面に溶液を塗布しても良い。塗布後、溶媒を除去すると、少なくともホモジナイザー１６の下側の側面に透過防止層２０を形成することができる。さらに、ホモジナイザー１６の下側の端面を基板２２上に固定された太陽電池セル１４の表面に密着させ、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４を封止材１８で封止する。
例えば、透過防止層２０がシリコン樹脂である場合、ホモジナイザー１６の下側をシリコン樹脂の溶液に、室温で１〜５秒浸漬する。ホモジナイザー１６を溶液から引き上げ、太陽電池セル１４に取り付け、１２０〜１８０℃で硬化（乾燥）させる。このような方法により、ホモジナイザー１６の下側の側面及び底面に、保護膜を兼ねた透過防止層２０を形成することができる。
さらに、集光装置１２を基板２２又は基板２２が固定された枠に固定すると、本発明に係る集光型太陽光発電装置１０が得られる。
ホモジナイザー１６の下側の側面に透過防止層２０を形成する場合、まず、透過防止層２０を構成する材料を適当な溶媒に溶かして溶液とする。次いで、浸漬、刷毛塗り等の方法により、ホモジナイザー１６の下側（太陽電池セル１４側）の側面に溶液を塗布する。この時、ホモジナイザー１６の下側の端面に溶液を塗布しても良い。塗布後、溶媒を除去すると、少なくともホモジナイザー１６の下側の側面に透過防止層２０を形成することができる。さらに、ホモジナイザー１６の下側の端面を基板２２上に固定された太陽電池セル１４の表面に密着させ、ホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４を封止材１８で封止する。
例えば、透過防止層２０がシリコン樹脂である場合、ホモジナイザー１６の下側をシリコン樹脂の溶液に、室温で１〜５秒浸漬する。ホモジナイザー１６を溶液から引き上げ、太陽電池セル１４に取り付け、１２０〜１８０℃で硬化（乾燥）させる。このような方法により、ホモジナイザー１６の下側の側面及び底面に、保護膜を兼ねた透過防止層２０を形成することができる。
さらに、集光装置１２を基板２２又は基板２２が固定された枠に固定すると、本発明に係る集光型太陽光発電装置１０が得られる。
［３． 集光型太陽光発電装置の作用］
錐台状のホモジナイザー１６と封止材１８が直接、接する状態の場合、ホモジナイザー１６に入ってきた光の一部がホモジナイザー１６と封止材１８の界面から外部に漏れだし、太陽電池セル１４の発電効率が低下していた。
これは、ホモジナイザー１６の屈折率ｎhと封止材１８の屈折率ｎfとの関係から説明できる。すなわち、スネルの法則により、光が全反射する条件は、
ｓｉｎθ＝ｎf／ｎh
と表せる。ここで、θは、光の入射角（反射面の法線方向と光の入射方向とのなす角）である。
例えば、ｎhが１．６である場合において、ｎfが１．５であるときには、θ＝６９．６°となる。また、ｎhが１．６である場合において、ｎfが１．３であるときには、θ＝５４．３°となる。すなわち、ホモジナイザー１６の屈折率ｎhと、ホモジナイザー１６と接する物質（空気や封止材１８）の屈折率の差が大きいほど、スネルの法則によりホモジナイザー１６内で光が全反射する確率が高くなり、発電効率が向上する。
錐台状のホモジナイザー１６と封止材１８が直接、接する状態の場合、ホモジナイザー１６に入ってきた光の一部がホモジナイザー１６と封止材１８の界面から外部に漏れだし、太陽電池セル１４の発電効率が低下していた。
これは、ホモジナイザー１６の屈折率ｎhと封止材１８の屈折率ｎfとの関係から説明できる。すなわち、スネルの法則により、光が全反射する条件は、
ｓｉｎθ＝ｎf／ｎh
と表せる。ここで、θは、光の入射角（反射面の法線方向と光の入射方向とのなす角）である。
例えば、ｎhが１．６である場合において、ｎfが１．５であるときには、θ＝６９．６°となる。また、ｎhが１．６である場合において、ｎfが１．３であるときには、θ＝５４．３°となる。すなわち、ホモジナイザー１６の屈折率ｎhと、ホモジナイザー１６と接する物質（空気や封止材１８）の屈折率の差が大きいほど、スネルの法則によりホモジナイザー１６内で光が全反射する確率が高くなり、発電効率が向上する。
一方、追尾型の集光型太陽光発電装置において追尾ズレによる発電効率の低下を抑制するためには、ホモジナイザー１６の形状を、光の入射面の面積が太陽電池セル１４側の面積より大きい錐台状とする必要がある。ホモジナイザー１６の形状が錐台状である場合、光がホモジナイザー１６内で全反射を繰り返すにつれて、光の入射角θが小さくなる。
ホモジナイザー１６を錐と仮定したときの錐の頂角をαとし、光がｋ回目及び（ｋ＋１）回目の反射をするときの入射角を、それぞれ、θk及びθk+1とすると、これらの間には、θk+1＝θk−αの関係がある。
そのため、ホモジナイザー１６の下側の側面を高屈折材料からなる封止材１８で封止すると、封止材１８近傍での光の入射角θｎが光の全反射の臨界角より小さくなり、光が封止材１８側へ漏れる場合がある。また、これによって、太陽電池セル１４に到達する光が減少し、発電効率が低下する。一方、これを避けるために封止材１８として低屈折率材料を用いると、封止材１８の耐候性が低下し、太陽電池セル１４が劣化しやすくなる。
ホモジナイザー１６を錐と仮定したときの錐の頂角をαとし、光がｋ回目及び（ｋ＋１）回目の反射をするときの入射角を、それぞれ、θk及びθk+1とすると、これらの間には、θk+1＝θk−αの関係がある。
そのため、ホモジナイザー１６の下側の側面を高屈折材料からなる封止材１８で封止すると、封止材１８近傍での光の入射角θｎが光の全反射の臨界角より小さくなり、光が封止材１８側へ漏れる場合がある。また、これによって、太陽電池セル１４に到達する光が減少し、発電効率が低下する。一方、これを避けるために封止材１８として低屈折率材料を用いると、封止材１８の耐候性が低下し、太陽電池セル１４が劣化しやすくなる。
これに対し、錐台形状のホモジナイザー１６の下側の側面及び太陽電池セル１４を覆う封止材１８として、高屈折率材料を用いると、耐候性が向上する。また、封止材１８とホモジナイザー１６との間に所定の屈折率ｎt、厚さＨ及び高さｂを有する透過防止層２０を設けると、封止材１８近傍での光の全反射の臨界角が大きくなり、ホモジナイザー１６の下側の側面から光が漏れる確率が小さくなる。その結果、耐候性を低下させることなく、変換効率を向上させることができる。
（実施例１、比較例１）
［１． 試料の作製］
図１に示す構造を備えた集光型太陽光発電装置１０を作製した。ホモジナイザー１６には、屈折率ｎhが１．６であるナトリウム含有ガラスを用い、ホモジナイザー１６の寸法（ｍｍ）は、□１１×□７×Ｌ２２とした。封止材１８には、屈折率ｎfが１．５である微粉ガラス入りシリコン樹脂を用いた。透過防止層２０には、屈折率ｎtが１．３〜１．３９であるシリコン樹脂を用いた。透過防止層２０の厚さＨは、０ｍｍ（比較例１）又は１．０ｍｍ（実施例１）とし、透過防止層２０の高さｂと封止材１８の高さｂの比（ｂ／ａ）は、０（比較例１）又は０．９（実施例１）とした。太陽電池セル１４の個数は、合計２５０個とした。
［１． 試料の作製］
図１に示す構造を備えた集光型太陽光発電装置１０を作製した。ホモジナイザー１６には、屈折率ｎhが１．６であるナトリウム含有ガラスを用い、ホモジナイザー１６の寸法（ｍｍ）は、□１１×□７×Ｌ２２とした。封止材１８には、屈折率ｎfが１．５である微粉ガラス入りシリコン樹脂を用いた。透過防止層２０には、屈折率ｎtが１．３〜１．３９であるシリコン樹脂を用いた。透過防止層２０の厚さＨは、０ｍｍ（比較例１）又は１．０ｍｍ（実施例１）とし、透過防止層２０の高さｂと封止材１８の高さｂの比（ｂ／ａ）は、０（比較例１）又は０．９（実施例１）とした。太陽電池セル１４の個数は、合計２５０個とした。
［２． 試験方法］
［２．１． 発電効率］
ホモジナイザー１６に約６０ＳＵＮの光を当て、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から、相対短絡電流を算出した。
「相対短絡電流」とは、比較例１の短絡電流の平均値（ｉm0）に対する、個々の太陽電池セルの短絡電流（ｉ）の比（＝ｉ／ｉmo）をいう。
［２．２． 耐候性試験］
ＵＶ照射装置を用いて、作製した太陽電池セル１４にＵＶを照射した。ＵＶ照射のエネルギーは４００ｍＷ／ｃｍ2とし、照射時間は２０分とした。所定時間経過後、ＵＶ照射を止め、太陽電池セル１４に３分間の水散布を行った。以下、このような操作を、１０時間繰り返した。試験終了後、ホモジナイザー周辺の封止材に亀裂やべたつきがあるか否かを目視で判定した。
［２．１． 発電効率］
ホモジナイザー１６に約６０ＳＵＮの光を当て、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から、相対短絡電流を算出した。
「相対短絡電流」とは、比較例１の短絡電流の平均値（ｉm0）に対する、個々の太陽電池セルの短絡電流（ｉ）の比（＝ｉ／ｉmo）をいう。
［２．２． 耐候性試験］
ＵＶ照射装置を用いて、作製した太陽電池セル１４にＵＶを照射した。ＵＶ照射のエネルギーは４００ｍＷ／ｃｍ2とし、照射時間は２０分とした。所定時間経過後、ＵＶ照射を止め、太陽電池セル１４に３分間の水散布を行った。以下、このような操作を、１０時間繰り返した。試験終了後、ホモジナイザー周辺の封止材に亀裂やべたつきがあるか否かを目視で判定した。
［３． 結果］
［３．１． 発電効率］
図２に、太陽電池セル１４の測定数と相対短絡電流との関係を示す。「太陽電池セル１４の測定数」とは、合計２５０個の太陽電池セルを相対短絡電流値が高い順に並べたときの順位を表す。
図２より、
（１）太陽電池セル１４毎に相対短絡電流が異なる、
（２）測定数（順位）が０〜約２００の範囲においては、実施例１の相対短絡電流は比較例１より約２．５％高い、
ことがわかる。
相対短絡電流は発電効率と相関があることから、ホモジナイザー１６と封止材１８の界面に透過防止層２０を設けると、発電効率が向上することがわかった。
［３．２． 耐候性］
実施例１及び比較例１のいずれも、封止材に亀裂やべたつきはなく、良好な耐候性を示した。
［３．１． 発電効率］
図２に、太陽電池セル１４の測定数と相対短絡電流との関係を示す。「太陽電池セル１４の測定数」とは、合計２５０個の太陽電池セルを相対短絡電流値が高い順に並べたときの順位を表す。
図２より、
（１）太陽電池セル１４毎に相対短絡電流が異なる、
（２）測定数（順位）が０〜約２００の範囲においては、実施例１の相対短絡電流は比較例１より約２．５％高い、
ことがわかる。
相対短絡電流は発電効率と相関があることから、ホモジナイザー１６と封止材１８の界面に透過防止層２０を設けると、発電効率が向上することがわかった。
［３．２． 耐候性］
実施例１及び比較例１のいずれも、封止材に亀裂やべたつきはなく、良好な耐候性を示した。
（実施例２）
［１． 試料の作製］
ｂ／ａ＝０．９とし、透過防止層２０の厚さＨを０〜１．２ｍｍの範囲で変化させた以外は、実施例１と同様にして集光型太陽光発電装置１０を作製した。太陽電池セル１４の個数は、７水準×１０個＝合計７０個とした。
［２． 試験方法］
［２．１． 発電効率］
実施例１と同一条件下で、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から短絡電流相対増加量を算出した。
「短絡電流相対増加量（％）」とは、ｂ／ａ＝０．９、Ｈ＝０．０ｍｍの太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm1）に対する、各水準の太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm2）の増分（＝(ｉm2−ｉm1)×１００／ｉm1）をいう。
［２．２． 耐候性］
実施例１と同一条件下で、耐候性を評価した。
［１． 試料の作製］
ｂ／ａ＝０．９とし、透過防止層２０の厚さＨを０〜１．２ｍｍの範囲で変化させた以外は、実施例１と同様にして集光型太陽光発電装置１０を作製した。太陽電池セル１４の個数は、７水準×１０個＝合計７０個とした。
［２． 試験方法］
［２．１． 発電効率］
実施例１と同一条件下で、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から短絡電流相対増加量を算出した。
「短絡電流相対増加量（％）」とは、ｂ／ａ＝０．９、Ｈ＝０．０ｍｍの太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm1）に対する、各水準の太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm2）の増分（＝(ｉm2−ｉm1)×１００／ｉm1）をいう。
［２．２． 耐候性］
実施例１と同一条件下で、耐候性を評価した。
［３． 結果］
［３．１． 発電効率］
図３に、ｂ／ａ＝０．９である透過防止層２０の厚さＨと短絡電流相対増加量との関係を示す。
図３より、
（１）Ｈが０．１ｍｍ以上になると、短絡電流相対増加量は０．５％以上になる、
（２）Ｈが１．０ｍｍ以上になると、短絡電流相対増加量はほぼ飽和する、
（３）短絡電流相対増加量を１．０％以上にするためには、Ｈを０．２５ｍｍ以上にする必要がある、
（４）短絡電流相対増加量を１．５％以上にするためには、Ｈを０．４２ｍｍ以上にする必要がある、
（５）短絡電流相対増加量を２．０％以上にするためには、Ｈを０．７３ｍｍ以上にする必要がある、
ことがわかる。
［３．２． 耐候性］
いずれの太陽電池セルも、封止材に亀裂やべたつきがなく、良好な耐候性を示した。
［３．１． 発電効率］
図３に、ｂ／ａ＝０．９である透過防止層２０の厚さＨと短絡電流相対増加量との関係を示す。
図３より、
（１）Ｈが０．１ｍｍ以上になると、短絡電流相対増加量は０．５％以上になる、
（２）Ｈが１．０ｍｍ以上になると、短絡電流相対増加量はほぼ飽和する、
（３）短絡電流相対増加量を１．０％以上にするためには、Ｈを０．２５ｍｍ以上にする必要がある、
（４）短絡電流相対増加量を１．５％以上にするためには、Ｈを０．４２ｍｍ以上にする必要がある、
（５）短絡電流相対増加量を２．０％以上にするためには、Ｈを０．７３ｍｍ以上にする必要がある、
ことがわかる。
［３．２． 耐候性］
いずれの太陽電池セルも、封止材に亀裂やべたつきがなく、良好な耐候性を示した。
（実施例３）
［１． 試料の作製］
Ｈ＝１．０ｍｍとし、透過防止層２０のｂ／ａ比を０．１〜１．２の範囲で変化させた以外は、実施例１と同様にして集光型太陽光発電装置１０を作製した。太陽電池セル１４の個数は、１２水準×１０個＝合計１２０個とした。
［２． 試験方法］
［２．１． 発電効率］
実施例１と同一条件下で、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から短絡電流相対増加量を算出した。
「短絡電流相対増加量（％）」とは、ｂ／ａ＝０、Ｈ＝１．０ｍｍの太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm3）に対する、各水準の太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm4）の増分（＝(ｉm4−ｉm3)×１００／ｉm3）をいう。
［２．２． 耐候性］
実施例１と同一条件下で、耐候性を評価した。
［１． 試料の作製］
Ｈ＝１．０ｍｍとし、透過防止層２０のｂ／ａ比を０．１〜１．２の範囲で変化させた以外は、実施例１と同様にして集光型太陽光発電装置１０を作製した。太陽電池セル１４の個数は、１２水準×１０個＝合計１２０個とした。
［２． 試験方法］
［２．１． 発電効率］
実施例１と同一条件下で、各太陽電池セル１４毎に、その時の短絡電流を測定した。得られた短絡電流から短絡電流相対増加量を算出した。
「短絡電流相対増加量（％）」とは、ｂ／ａ＝０、Ｈ＝１．０ｍｍの太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm3）に対する、各水準の太陽電池セル１４の短絡電流の平均値（ｉm4）の増分（＝(ｉm4−ｉm3)×１００／ｉm3）をいう。
［２．２． 耐候性］
実施例１と同一条件下で、耐候性を評価した。
［３． 結果］
［３．１． 発電効率］
図４に、Ｈ＝１．０ｍｍである透過防止層２０のｂ／ａ比と短絡電流相対増加量との関係を示す。
図４より、
（１）ｂ／ａ比が０．５以上になると、短絡電流相対増加量は０．４５％以上になる、
（２）短絡電流相対増加量は、ｂ／ａ比が１のときに最大となる、
（３）ｂ／ａ比が１を超えると、ホモジナイザー１６と空気との接触部分が減るために、短絡電流相対増加量が減少する、
（４）短絡電流相対増加量を１．０％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．７５以上にする必要がある、
（５）短絡電流相対増加量を１．５％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．８５以上１．１６以下にする必要がある、
（６）短絡電流相対増加量を２．０％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．９５以上１．０５以下にする必要がある、
ことがわかる。
［３．２． 耐候性］
ｂ／ａ比が１以上である場合、封止材に亀裂やべたつきが認められた。これに対し、ｂ／ａ比が１未満である場合、いずれも封止材に亀裂やべたつきは認められなかった。
［３．１． 発電効率］
図４に、Ｈ＝１．０ｍｍである透過防止層２０のｂ／ａ比と短絡電流相対増加量との関係を示す。
図４より、
（１）ｂ／ａ比が０．５以上になると、短絡電流相対増加量は０．４５％以上になる、
（２）短絡電流相対増加量は、ｂ／ａ比が１のときに最大となる、
（３）ｂ／ａ比が１を超えると、ホモジナイザー１６と空気との接触部分が減るために、短絡電流相対増加量が減少する、
（４）短絡電流相対増加量を１．０％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．７５以上にする必要がある、
（５）短絡電流相対増加量を１．５％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．８５以上１．１６以下にする必要がある、
（６）短絡電流相対増加量を２．０％以上にするためには、ｂ／ａ比を０．９５以上１．０５以下にする必要がある、
ことがわかる。
［３．２． 耐候性］
ｂ／ａ比が１以上である場合、封止材に亀裂やべたつきが認められた。これに対し、ｂ／ａ比が１未満である場合、いずれも封止材に亀裂やべたつきは認められなかった。
以上、本発明の実施の形態について詳細に説明したが、本発明は、上記実施の形態に何ら限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲内で種々の改変が可能である。
本発明に係る集光型太陽光発電装置は、工場や住宅に電力を供給するための発電装置として使用することができる。
１０ 集光型太陽光発電装置
１２ 集光装置（一次光学系）
１４ 太陽電池セル
１６ ホモジナイザー（二次光学系）
１８ 封止材
２０ 透過防止層
１２ 集光装置（一次光学系）
１４ 太陽電池セル
１６ ホモジナイザー（二次光学系）
１８ 封止材
２０ 透過防止層
Claims (3)
- 以下の構成を備えた集光型太陽光発電装置。
（１）前記集光型太陽光発電装置は、
太陽光を集光するための集光装置と、
太陽電池セルと、
下端面が前記太陽電池セルに対向するように前記太陽電池セルの真上位置に立設され、前記集光装置により集光された太陽光を前記太陽電池セルへ導くためのホモジナイザーと、
前記ホモジナイザーの下側の側面及び前記太陽電池セルを覆う封止材と、
前記封止材と前記ホモジナイザーとの間に設けられた透過防止層と
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、前記集光装置側の断面積が前記太陽電池セル側の断面積より大きい錐台形状を有する。
（３）前記ホモジナイザーの屈折率ｎh、前記封止材の屈折率ｎf、及び、前記透過防止層の屈折率ｎtの間には、ｎh＞ｎf＞ｎtの関係がある。
（４）前記透過防止層の厚さＨは、０．１ｍｍ以上１．２ｍｍ以下である。
（５）前記透過防止層の高さｂと、前記透過防止層が形成されている位置の前記封止材の高さａとの間に、０．５≦ｂ／ａ＜１．０の関係がある。 - 前記透過防止層の厚さＨは、０．２ｍｍ以上１．０ｍｍ以下である請求項１に記載の集光型太陽光発電装置。
- 前記透過防止層の高さｂと、前記透過防止層が形成されている位置の前記封止材の高さａの間に、０．６≦ｂ／ａ≦０．９８の関係がある請求項１又は２に記載の集光型太陽光発電装置。
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