JP2014045133A - 集光型太陽電池モジュール - Google Patents

Abstract

【課題】導光技術を利用した集光型太陽電池モジュールにおいて、太陽光の入射方向の変化を考慮して光学手段を設計することにより、太陽追尾システムを用いることなく、高い性能指標をもつ集光型太陽電池モジュールを提供する。
【解決手段】入射した太陽光を集めて出射する集光手段２ａと、太陽光の集光手段２ａへの入射方向の変化により生じる集光手段２ａから出射する光の方向の変化に応じて、光の経路を変化させて、光を所定範囲内に導く導光手段３と、所定範囲に配置される太陽電池４と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光を集めて太陽電池に導く集光型太陽電池モジュールに関する。

１９７０年代のオイルショックの時代から太陽光発電の重要性はよく認知されている。このような太陽光発電に用いる太陽電池モジュールの太陽電池の素子としては、単結晶や多結晶のバルク半導体を使用するもの、アモルファスシリコン、ＣＩＧＳ（Copper Indium Gallium DiSelenide）、等の薄膜半導体を使用するものが実用化されているが、素子の製造コストが高いことが普及の足かせになっている。また、コスト面で有利な有機太陽電池が盛んに研究されているが、性能面に課題があって実用化には至っていない。

そこで、レンズなどの光学部品を用いて太陽光を小面積の太陽電池に集めることにより太陽電池素子の数量を減らすことができる集光型太陽電池モジュール（ＣＰＶシステム：concentrator photovoltaic system）が、高性能でコスト削減可能な太陽電池モジュールとして注目されている。すなわち、レンズなどの光学部品を用いて太陽光を小面積の太陽電池に集めることにより、太陽電池の素子の面積を減らすことができる。しかし、このような集光型太陽電池モジュールは、小面積の太陽電池の素子の位置に太陽光を集める必要があるので、高い精度で太陽を追尾する必要がある。したがって、集光型太陽電池モジュールは、多くの場合はコンピュータ制御の太陽追尾システムを付ける必要があり、この太陽追尾システムが開発コスト、製造コスト、設置コスト、およびランニングコスト，即ち総保有コスト（Total cost of ownership, TCO）を増加させる要因となる。

このような太陽追尾システムが不要な集光型太陽電池モジュールには少なくとも次の２つの従来技術が適用されている。第１の従来技術は、Luminescent Solar Concentrator(ＬＳＣ)と呼ばれ、蛍光体と平板状の導光体とを用いる。ＬＳＣ１００は、図９に示すように、平板状の導光体１０１には蛍光体が含まれていて、一方の端部に太陽電池１０２が設けられ、他方の端部にミラー１０３が設置されている。これによると蛍光体は太陽光を吸収して、それよりも低いエネルギーの光が発せられる。この発光は等方的であるので、一部の光Ｌ１は導光体１０１の外部に漏れて損失となる。他の光Ｌ２は、導光体１０１の内部で全反射を繰り返して太陽電池１０２に至る。図９に示すように、太陽光の受光面の面積に比して太陽電池１０２の設置面積を小さく形成することができ、幾何学的集光度（Ｃ_ｇｅｏ）は高く設計することができる。

第２の従来技術は、回折素子２０１と平板状の導光体２０３を用いる。これはHolographic Planar Concentration（ＨＰＣ）と呼ばれている。図１０は非特許文献２に記載されたＨＰＣの構成である。ＨＰＣ２００は、回折素子２０１と表裏両面が有感な太陽電池２０２とを平板状の導光体２０３の中に埋め込んでいる。直接太陽電池２０２に入射した太陽光はもちろん、回折素子２０１に入射した太陽光が回折されて、その一部が導光体２０３の内部を伝搬して太陽電池２０２に至り、発電に寄与する。

W.G.J.H.M.Van Sark,et al,,"Luminescent SolarConcentrators-A review of recent results,"Opt.ExpressVol.16,pp.21773-21792,2008 Jose E.Castillo,et al.,"Thermaleffects of the extended hologphic regions for holographic planar concentrator,"J.Photon.Energy.1,015504,2011

しかし、非特許文献１に記載のＬＳＣ１００の構成は、前述のように幾何学的集光度（Ｃ_ｇｅｏ）は高くなるものの、導光する距離の増加ととともに、自己吸収による光の損失が増加して、発生した光子の数と発電に利用できる光子の数の比（光利用効率η）が劣化する。また、前述のように蛍光体で発生した光の７８パーセントが導光されずに損失となる。システムの性能指標として重要なのは、幾何学的集光度と光利用効率の積（ηＣ_ｇｅｏ）である。例えば、非特許文献１には４０×５×０．５ｃｍ^３の導光体を用いてηＣ_ｇｅｏに相当する性能指標が４．１８のＬＳＣが記載されている。このように、導光体から漏れ出る光の存在と材料による吸収のため、この技術で高い性能指標を達成することは困難である。

また、非特許文献２に記載のＨＰＣ２００の構成は、太陽電池２０２と回折素子２０１とを併置するために、レンズや反射ミラーを用いる集光型太陽電池モジュールのような幾何学的集光度を達成することは困難である。また、多くの回折光が導光体２０３から漏れ出て損失となる。

そこで、本発明は、導光技術を利用した集光型太陽電池モジュールにおいて、太陽光の入射方向の変化を考慮して光学手段を設計することにより、太陽追尾システムを用いることなく、高い性能指標をもつ集光型太陽電池モジュールを提供することを目的とする。

請求項１に記載の集光型太陽電池モジュールは、入射した太陽光を集めて出射する集光手段と、前記太陽光の前記集光手段への入射方向の変化により生じる当該集光手段から出射する光の方向の変化に応じて、当該光の経路を変化させて、当該光を所定範囲内に導く導光手段と、前記所定範囲に配置される太陽電池と、を備えることを特徴としている。

請求項２に記載の集光型太陽電池モジュールは、前記導光手段は、前記集光手段と前記太陽電池との間の光経路上に配置される反射手段を含むことを特徴としている。

請求項３に記載の集光型太陽電池モジュールは、前記反射手段は、設置場所における太陽の赤緯及び時角の変化を含む所定の条件に基づいて決定される平面状の反射面の集合又は前記所定の条件に基づいて決定される曲面であることを特徴としている。

請求項４に記載の集光型太陽電池モジュールは、前記導光手段は、前記集光手段と前記太陽電池との間の光経路上に配置され、前記集光手段から出射される光を入射して、前記太陽電池側に出力する導光体を含み、当該導光体は、入射面が出力面よりも大きいことを特徴としている。

請求項５に記載の集光型太陽電池モジュールは、前記集光手段を複数設けるとともに、前記導光手段は、複数の前記集光手段毎に設けられ、それぞれの前記集光手段から出射した光を、第１の導光範囲内に導く複数の第１の導光手段と、前記第１の導光手段毎に設けられ、前記第１の導光範囲内に導かれた光を前記太陽電池に導く複数の第２の導光手段と、を含み、前記太陽電池は前記複数の第２の導光手段から導かれた光を受けることを特徴としている。

請求項６に記載の集光型太陽電池モジュールは、前記複数の第２の導光手段と、前記太陽電池との間に、当該複数の第２の導光手段が導く光の強度を平均化する光強度平均化手段が介在することを特徴としている。

請求項１に記載の集光型太陽電池モジュールによると、太陽光の集光手段への入射方向の変化により生じる当該集光手段から出射する光の方向の変化に応じて、導光手段が、光の経路を変化させて、当該光を太陽電池が設置されている位置に導くので、季節や時間の変化により太陽光の入射方向の変化があっても高い効率で太陽光を太陽電池に集めることができる。

請求項２に記載の集光型太陽電池モジュールによると、導光手段は、集光手段と太陽電池との間の光経路上に配置される反射手段を含むので、この反射手段により導光手段に入射した光を全反射させて効率的に太陽電池に集めることができる。

請求項３に記載の集光型太陽電池モジュールによると、反射手段は、設置場所における太陽の赤緯及び時角の変化を含む所定の条件に基づいて決定される平面の集合又は曲面であるので、季節や時間の変化による太陽光の入射方向の変化に対して確実に高い効率で太陽光を太陽電池に集めることができる。

請求項４に記載の集光型太陽電池モジュールによると、導光手段の入射面が出力面よりも大きいので、集光手段により光が集められるとともに、導光手段によっても光が集められるのでより効率的に光を集めることができる。

請求項５に記載の集光型太陽電池モジュールによると、複数の集光手段が集めた光は複数の第１の導光手段及び第２の導光手段を通って、１の太陽電池に導かれるので、太陽光の集光効率を高めることができる。また、第２の導光手段により集められた光を１つの太陽電池で電気に変換することで、第１に、光の形で伝送する距離を長く、電気に変換してから伝送する距離を短くすることができ、電気変換後のエネルギー損失を小さくすることができ、システムの効率を高めることができる。そして、これにより製品の寿命を勘案した総保有コストを大幅に低減することができる。さらに、電気配線を減らすことによりコストを下げることができる。

請求項６に記載の集光型太陽電池モジュールによると、複数の第２の導光手段と太陽電池との間に、複数の第２の導光手段が導く光の強度を平均化する光強度平均化手段が介在するので、太陽電池に過度の負荷が加わることを抑制することができる。

第１の実施形態の集光型太陽電池モジュールを示す斜視図。 （Ａ）は、導光手段の態様を説明する図、（Ｂ）は導光手段としての反射手段の表面（Ｓ部分）を拡大した図。 太陽の赤緯及び時角を説明する図。 設定する反射面を説明する図。 第２の実施形態の集光型太陽電池モジュールを示す斜視図。 第２の実施形態の集光型太陽電池モジュールのｘｚ面を示す一部省略拡大図。 第２の実施形態の集光型太陽電池モジュールのｙｚ面を示す一部省略拡大図。 第３の実施形態の集光型太陽電池モジュールを示す斜視図。 従来の集光型太陽電池モジュールの一例を示す図。 従来の集光型太陽電池モジュールの他の例を示す図。

〔第１の実施形態〕
以下、本発明の集光型太陽電池モジュール１の第１の実施形態について、図１及び図２を参照しつつ説明する。本実施形態の集光型太陽電池モジュール１は、入射した太陽光を集めて出射する集光手段としてのレンズ２ａと、レンズ２ａから出射する光を所定範囲内に導く導光手段３と、所定範囲に配置され、受けた光を電力に変換する太陽電池４と、を備えている。なお、ここで「所定範囲」は、太陽電池４を設置するために設定される位置のことであり、後述する太陽電池４の中心点Ｄを設定し、この中心点Ｄを太陽電池４の中心とした場合に、太陽電池４の受光面が設けられる範囲のことである。この集光型太陽電池モジュール１は、略直方体形状であり、上面にレンズ２ａが設けられるとともに、その下側が光透過率の高い物質（例えばガラス）により形成されており、その内部に導光手段３としての反射手段３ａが設けられている。反射手段３ａは側面視略Ｕ字状に設けられており、集光型太陽電池モジュール１の両側の側面にはそれぞれ予め定められた所定の位置に太陽電池４が設けられている。

レンズ２ａは例えば透明な樹脂により形成されたフレネルレンズである。これにより、レンズ２ａを薄く形成することができるが、本発明の集光手段はフレネルレンズに限られるものではなく、平行な光束を集めることができれば、平凸レンズ、両凸レンズ、プリズム、複合レンズ等の屈折を利用して集光を行うレンズ、及び凹面鏡等の反射を利用して集光を行う反射鏡等の種々の集光手段を用いることができる。

導光手段３としての反射手段３ａは、例えば銀膜などの光を反射させる素材により構成されている。この反射手段３ａは、太陽光のレンズ２ａへの入射方向の変化により生じる当該レンズ２ａから出射する光の方向の変化に応じて、光の経路を変化させて、光を所定範囲内に導くものである。反射手段３ａは、設置場所における太陽の赤緯δ及び時角Ηの変化を含む所定の条件に基づいて算出される平面状の反射面５の集合である。なお、反射手段３ａは設置場所における太陽の赤緯δ及び時角Ηの変化を含む所定の条件に基づいて算出されるものであれば曲面であってもよい。

次に、図２（Ａ）（Ｂ）を参照しつつ、反射面５を算出する所定条件について説明する。なお、図２（Ａ）においては、図示の都合上、図１における集光型太陽電池モジュール１を構成する導光手段３の内、南側であって西側の４分の１の構成を取り出して図示している。集光型太陽電池モジュール１は、春分又は秋分の日の南中時刻にレンズ２ａが設けられた入力面が太陽に正対するように設置される。また、反射手段３ａは、東西方向に略Ｕ字状に設けられており、南北方向は開口している（反射面５が設けられていない）。なお、以下の説明及び各図において、ｘ軸は南北方向を表わし、ｙ軸は東西方向を表わし、ｚ軸は春分又は秋分の日の太陽光の入射方向を表わしている。なお、太陽光の入射方向は時刻及び季節とともに変化し、赤緯δ及び時角Ηの２つの角度で表わされる。図３に示すように、赤緯δは、太陽光の方向を示すベクトルＥをｚｘ面に投射したベクトルＧとｚ軸とが成す角度である。また、時角Ηは、太陽光の方向を示すベクトルＥをｙｚ面へ投影したベクトルＫとｚ軸とが成す角度である。赤緯δが季節とともに変化し、時角Ｈが時刻とともに変化する。

図２（Ｂ）に示すように、反射手段３ａは微小な反射面５の集合である。それぞれの反射面５は次の手順に基づいて算出する。まず、第１に太陽の赤緯δと時角Ηとを変化させ、それぞれの場合にレンズ２ａに入射する太陽光の反射点Ｍ（ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍ，ｚ_Ｍ）を設定する。そして、第２に、各反射点の法線ベクトルを定めて、反射面５の方程式を決定する。第３に、図４に示すように、ｚ＝ｚ_Ｍとなるｘｙ平面上に反射点Ｍ（ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍ，ｚ_Ｍ）を中心とする矩形領域Ａ_１を設定し、図４で三角の黒点で示しているこの矩形領域の４隅の点の座標を定める。以上により、赤緯δと時角Ηとに対応した微小な反射面５が決まる。以下、この過程をさらに詳しく説明する。

まず、反射点Ｍを設定する過程について詳細に説明する。反射点Ｍを求める際には、図２に示すように、レンズ２ａの主点をＣ（０，０，ｈ）、反射面５の中心である反射点をＭ（ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍ，ｚ_Ｍ）、法線ベクトルをベクトルｎ＝（ａ，ｂ，ｃ）、太陽電池４の中心をＤ（−ｄ，０，０）と定める。このとき、レンズ２ａの主点Ｃから反射点までの距離ＣＭと反射点から太陽電池４の中心までの距離ＭＤとの和はレンズ２ａの焦点距離ｆに等しいので、ｚ_Ｍは次の数式１により求めることができる。但し、数式１において、α，β，γ，Ａ，Ｂは、それぞれ、以下の数式２から数式６に表わされる。

また、前述のとおり赤緯δは、図３に示すように、太陽光の方向を示すベクトルＥをｚｘ面に投射したベクトルＧとｚ軸とが成す角度であり、時角Ηは、太陽光の方向を示すベクトルＥをｙｚ面へ投影したベクトルＫとｚ軸とが成す角度であるので、ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍは、下記の数式７及び数式８により求めることができる。

これによって、赤緯δ及び時角Ｈが決まれば、反射点Ｍ（ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍ，ｚ_Ｍ）が定まる。

次に、各反射点Ｍの法線ベクトルを定めて、反射面５の方程式を求める過程について詳細に説明する。各反射点Ｍにおいて反射の法則が成り立つように、法線ベクトルｎ＝（ａ，ｂ，ｃ）を数式９の通りに定める。但し、数式９において、ｐ，ｑの値は数式１０及び数式１１の通りである。

以上の数式９から数式１１により、反射面５の方程式が、下記数式１２のとおり定まる。

例えば、レンズ２ａの主点Ｃのｚ座標ｈ＝１、太陽電池４の中心Ｄのｘ座標ｄ＝１、レンズ２ａの焦点距離ｆ＝２．５であって、赤緯δが１°≦δ≦２３°、時角Ｈが１°≦Η≦６０°であって、赤緯δ及び時角Ηをそれぞれ１°毎に変更した場合における反射面５の方程式を求めて、これら反射面５の集合を反射手段３ａとする。

次に、動作原理を説明する。太陽光の入射方向は太陽の赤緯δ及び時角Ηにより定まる。レンズ２ａの主点Ｃ（０，０，ｈ）を通過した光は太陽の赤緯δ及び時角Η毎に設定された反射点Ｍ（ｘ_Ｍ，ｙ_Ｍ，ｚ_Ｍ）に至る。ここで反射の法則により、反射光の方向が定まり、光は太陽電池４の中心点Ｄ（−ｄ，０，０）に至る。レンズ２ａの主点Ｃ以外の領域を通過した光はやや異なる角度でこの空間を伝搬して、反射点Ｍが設定された反射面５及びこの反射面５近傍の別の反射面５に至る。そして、反射点Ｍが設定された反射面５と、その反射面５の近傍の反射面５とは法線ベクトルｎがほぼ同じ方向であるので、レンズ２ａの主点Ｃ以外の領域を通過した光は太陽電池４の中心点Ｄ（−ｄ，０，０）の近傍に至る。

集光型太陽電池モジュール１の性能指標として、幾何学的集光度Ｃ_ｇｅｏと光利用効率ηとの積が重要である。本実施形態の集光型太陽電池モジュール１は、以下のとおり概算できる。すなわち、例えば半径１０ｃｍのレンズ２ａを用いて集光スポットが半径１ｍｍになるとすれば、Ｃ_ｇｅｏは、約１００００となる。次に、光利用効率について考える。レンズ２ａに入射した光の多くは反射面５での１回の反射後に太陽電池４の中心点Ｄ及びその近傍に至るが、この確率は１００パーセントではない。例えば、前述の数値例では、赤緯δの範囲は±２３°以下と狭いため、赤緯δが変化してもほぼ全ての光を太陽電池へ導くことができる。しかし、時角Ηの範囲は、±６０°以下に制限されている。角度６０°で入射する光に対して、レンズ２ａの入射面の面積は幾何学的にｃｏｓ６０°すなわち、０．５となるので、光利用効率ηは半分に減少する。また、厳密には斜めに入射する光に対しては、界面での反射率の変化や太陽光の強度の変化などを考慮する必要がある。そこでこれらの要因を保守的に見積もって、仮に光利用効率ηが１０分の１であるとしても、最終的な性能評価指標ηＣ_ｇｅｏは、従来のＬＳＣ１００に比べてはるかに大きくすることができる。すなわち、本実施形態の幾何学的集光度Ｃ_ｇｅｏの増加は、光利用効率ηの若干の劣化を補って余りある。このように本実施形態によれば、従来のシステムを大幅に超える性能を実現できる。

〔第２の実施形態〕
次に、図５から図７に基づいて、本発明の第２の実施形態について説明する。本実施形態における集光型太陽電池モジュール１ａは、図５に示すように、入射した太陽光を集めて出射する集光手段としての球レンズ２ｂと、球レンズ２ｂから出射する光を所定範囲内に導く導光手段としての導光体３ｂと、受けた光を電力に変換する太陽電池４ａと、を備えている。

導光体３ｂは、一列に並んだ球レンズ２ｂの下側に設けられており、図６及び図７に示すように、入射面３ｂ_１が球レンズ２ｂから当該球レンズ２ｂの焦点距離の分離れて円弧状に形成されている。すなわち、導光体３ｂの入射面３ｂ_１は球レンズ２ｂから焦点距離分離れて、球レンズ２ｂの中心を中心とする円弧状に形成されている。導光体３ｂの側方に形成される面のうち、球レンズ２ｂの列方向に平行な面を側面３ｂ_２、球レンズ２ｂの列方向に鉛直な面を端面３ｂ_３とすると、導光体３ｂの入射面３ｂ_１と側面３ｂ_２との間の縁部は上方から下方に向かって広がる斜面３ｂ_５が形成されている。また、導光体３ｂの側面３ｂ_２は、導光体３ｂが入射面３ｂ_１から出力面３ｂ_４に向かって徐々に狭くなるように傾斜して設けられており、出力面３ｂ_４は入射面３ｂ_１よりも狭く形成されている。導光体３ｂは側面３ｂ_２が南北を向き、端面３ｂ_３が東西を向いて設置される。図５から図７において、ｘ軸は南北方向、ｙ軸は東西方向、ｚ軸は春分または秋分の日の南中時刻の太陽光の入射方向を表わしている。なお、本実施形態の集光型太陽電池モジュール１ａでは、導光体３ｂの円弧状の入射面３ｂ_１が３つ連なって形成されている例を示しているが、特にこれに限定されるものではなく、球レンズ２ｂに対応するよう複数連なって形成されていれば良い。また、図５では、導光体３ｂがｘ軸方向に３列設けられている例を示しているが、特にこれに限定されるものではなく、１列又は複数列設けられていれば良い。

球レンズ２ｂに太陽光が入射すると、図６に示すように、球レンズ２ｂからやや離れた導光体３ｂの入射面３ｂ_１上の１点に光が集まる。光の入射方向が変化すると、この点は球レンズ２ｂの中心を中心とする円弧状に移動する。すなわち、導光体３ｂの入射面３ｂ_１上を移動する。そして、光は、導光体３ｂの内部に入射し、導光体３ｂを通過して、導光体３ｂの出力面３ｂ_４から太陽電池４ａに導かれる。導光体３ｂの入射面３ｂ_１と側面３ｂ_２との縁部に設けられた斜面３ｂ_５は導光体３ｂの入射面３ｂ_１に対して大きな角度で入射する光が導光体３ｂの外に漏れることを防止している。

なお、太陽の赤緯δの変化に基づく球レンズ２ｂに入射する光の入射角の変化は約２３°であり、図６に示すように太陽の赤緯δが変化したとしても球レンズ２ｂで集めた光を導光体３ｂ内部に入射させることができる。また、太陽の時角Ηの変化は赤緯δの変化に比べて大きく、大きな時角Ηの場合には、図７に示すように、球レンズ２ｂからの出射光が、導光体３ｂの隣の球レンズ２ｂの下側に入射することになる。したがって、時角Ｈが変化する方向であるｙ軸方向すなわち東西方向には導光体は連続体として形成されている。

ここで、まず、導光体３ｂの入射面３ｂ_１と出力面３ｂ_４との面積比に基づく集光度の増加を考慮せずに、性能指標を概算する。まず、球レンズ２ｂの大円の面積と、太陽電池４ａの面積の比として幾何学的集光度Ｃ_ｇｅｏを求める。球レンズ２ｂの半径をＲとし、導光体３ｂの入射面３ｂ_１の曲率をＲ´とすると、太陽電池４ａの赤緯方向の辺の長さは２Ｒ´ｔａｎδの最大値すなわち２Ｒ´ｔａｎ２３°となり、時角の方向の辺については２Ｒ´ｓｉｎΗの最大値すなわち２Ｒ´ｓｉｎ６０°となる。更にＲ´＝１．１Ｒと仮定すると、以下の数式１３の通りとなる。したがって幾何学的集光度Ｃ_ｇｅｏは約３．１となる。そしてこの値に更に導光体３ｂの入射面３ｂ_１と出力面３ｂ_４との面積比に基づく効果を考慮すると、Ｃ_ｇｅｏは、１０を超える値となり、従来よりも性能の高い集光型太陽電池モジュール１ａとすることができる。

〔第３の実施形態〕
本発明の第３の実施形態について図８を参照しつつ説明する。なお、第１の実施形態と同様の構成については同一の符号を付して説明を省略する。本実施形態の集光型太陽電池モジュール１ｂは、集光手段としてのレンズ２ｃを複数設けるとともに、導光手段は、レンズ２ｃ毎に設けられ、それぞれのレンズ２ｃから出射した光を、第１の導光範囲内に導く複数の第１の導光手段３ｃと、第１の導光手段３ｃ毎に設けられ、第１の導光範囲内に導かれた光を前記太陽電池４ｂに導く第２の導光手段３ｄと、を含んでいる。第２の導光手段３ｄは、例えば光ファイバであるがこれに限定されるものではなく、光を効率的に伝達できるものであれば、他の導光手段であってもよい。

なお、ここで「第１の導光範囲」は、第１の実施形態における「所定範囲」と同様に設定される。また、反射手段３ａ’の反射面５の算出は、第１の実施形態における太陽電池４の中心点Ｄ（−ｄ，０，０）に代えて、第１の導光範囲の中心を（−ｄ，０，０）として算出する。

具体的には、第１の実施形態にける集光型太陽電池モジュール１の集光手段としてのレンズ２ａ及び導光手段３と同じものを複数設置しており、第１の実施形態の集光型太陽電池モジュール１における導光手段を第１の導光手段３ｃとするとともに、第１の実施形態の集光型太陽電池モジュール１における太陽電池４の中心点Ｄ、すなわち、本実施形態における第１の導光範囲の中心に光ファイバなどの第２の導光手段３ｄの一端を設置し、第２の導光手段３ｄの他端を太陽電池４ｂに向くように設置している。第２の導光手段３ｄの他端と太陽電池４ｂとの間には光強度平均化手段として例えばガラスなどの透明材料６を挿入して、各第２の導光手段３ｄから出力される光の強度を平均化している。

このように複数のレンズ２ｃ、複数の第１の導光手段３ｃ、複数の第２の導光手段３ｄにより集められた光を１つの太陽電池４ｂで電気に変換する。この構成には次の利点がある。第１に、光の形で伝送するほうが電気に変換してから伝送するよりもエネルギー損失を小さくすることができ、システム稼動中の効率に優れている。これにより製品の寿命を勘案した総保有コストを大幅に低減することができる。第２に複数の第２の導光手段３ｄから出力される光を透明材料６を介在させて平均化することで、太陽電池４ｂへの負荷が軽減される。すなわち、レンズ２ｃに入射する太陽光の強度の差を平均化することができる。第３に、複数の太陽電池と複数の電気配線を行う場合のコストに比べて、１つの太陽電池４ｂと複数の光ファイバなどの第２の導光手段３ｄを用いる構成の方がコストを下げることができる。

なお、本発明の実施の形態は上述の形態に限ることなく、本発明の思想の範囲を逸脱しない範囲で適宜変更することができることは云うまでもない。

本発明に係る集光型太陽電池モジュールは、建築物の屋根や屋上に設置する集光型太陽電池モジュールとして好適に用いることができる。

１，１ａ，１ｂ 太陽電池モジュール
２ａ，２ｃ レンズ（集光手段）
２ｂ 球レンズ（集光手段）
３，３ｂ 導光手段
３ｃ 第１の導光手段
３ｄ 第２の導光手段
４，４ａ，４ｂ 太陽電池
５ 反射面
６ 透明材料

Claims (6)

1. 入射した太陽光を集めて出射する集光手段と、
   前記太陽光の前記集光手段への入射方向の変化により生じる当該集光手段から出射する光の方向の変化に応じて、当該光の経路を変化させて、当該光を所定範囲内に導く導光手段と、
   前記所定範囲に配置される太陽電池と、
   を備えることを特徴とする集光型太陽電池モジュール。
2. 前記導光手段は、前記集光手段と前記太陽電池との間の光経路上に配置される反射手段を含むことを特徴とする請求項１に記載の集光型太陽電池モジュール。
3. 前記反射手段は、設置場所における太陽の赤緯及び時角の変化を含む所定の条件に基づいて決定される平面状の反射面の集合又は前記所定の条件に基づいて決定される曲面であることを特徴とする請求項２に記載の集光型太陽電池モジュール。
4. 前記導光手段は、前記集光手段と前記太陽電池との間の光経路上に配置され、前記集光手段から出射される光を入射して、前記太陽電池側に出力する導光体を含み、当該導光体は、入射面が出力面よりも大きいことを特徴とする請求項１に記載の集光型太陽電池モジュール。
5. 前記集光手段を複数設けるとともに、
   前記導光手段は、
   複数の前記集光手段毎に設けられ、それぞれの前記集光手段から出射した光を、第１の導光範囲内に導く複数の第１の導光手段と、
   前記第１の導光手段毎に設けられ、前記第１の導光範囲内に導かれた光を前記太陽電池に導く複数の第２の導光手段と、
   を含み、
   前記太陽電池は前記複数の第２の導光手段から導かれた光を受けることを特徴とする請求項１から請求項４のいずれかに記載の集光型太陽電池モジュール。
6. 前記複数の第２の導光手段と、前記太陽電池との間に、当該複数の第２の導光手段が導く光の強度を平均化する光強度平均化手段が介在することを特徴とする請求項５に記載の集光型太陽電池モジュール。

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