JP2014170861A - 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ - Google Patents
集光型太陽光発電モジュール用レシーバ Download PDFInfo
- Publication number
- JP2014170861A JP2014170861A JP2013042368A JP2013042368A JP2014170861A JP 2014170861 A JP2014170861 A JP 2014170861A JP 2013042368 A JP2013042368 A JP 2013042368A JP 2013042368 A JP2013042368 A JP 2013042368A JP 2014170861 A JP2014170861 A JP 2014170861A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- homogenizer
- receiver
- power generation
- light
- radius
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 28
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 24
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 17
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000008393 encapsulating agent Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- FRWYFWZENXDZMU-UHFFFAOYSA-N 2-iodoquinoline Chemical compound C1=CC=CC2=NC(I)=CC=C21 FRWYFWZENXDZMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000530 Gallium indium arsenide Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005354 aluminosilicate glass Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- LTPBRCUWZOMYOC-UHFFFAOYSA-N beryllium oxide Inorganic materials O=[Be] LTPBRCUWZOMYOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005388 borosilicate glass Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M copper(1+);methylsulfanylmethane;bromide Chemical compound Br[Cu].CSC PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021419 crystalline silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 description 1
- ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L magnesium fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Mg+2] ORUIBWPALBXDOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001635 magnesium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N novaluron Chemical compound C1=C(Cl)C(OC(F)(F)C(OC(F)(F)F)F)=CC=C1NC(=O)NC(=O)C1=C(F)C=CC=C1F NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001579 optical reflectometry Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000012812 sealant material Substances 0.000 description 1
- 239000005368 silicate glass Substances 0.000 description 1
- 150000003376 silicon Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
- H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
- H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
- H01L31/054—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means
- H01L31/0543—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means comprising light concentrating means of the refractive type, e.g. lenses
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/52—PV systems with concentrators
Landscapes
- Photovoltaic Devices (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
- Power Engineering (AREA)
Abstract
【課題】ホモジナイザーの位置ズレや回転ズレ、あるいは、集光された光の位置ズレや回転ズレが生じた場合であっても、変換効率の低下が少ない集光型太陽光発電モジュール用レシーバを提供すること。
【解決手段】集光型太陽光発電モジュール用レシーバ１０は、基板１２と、基板１２上に固定された、太陽光を受光するための太陽電池セル１４と、太陽電池セル１４の真上に載置され、集光装置で集光された太陽光を太陽電池セル１４へ導くためのホモジナイザー１６とを備えている。ホモジナイザー１６は、半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向に重ね合わせた表面形状を有し、太陽電池セル１４側から数えてｋ番目の前記球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の前記球体の半径Ｒk+1より大きいものからなる。
【選択図】図１
【解決手段】集光型太陽光発電モジュール用レシーバ１０は、基板１２と、基板１２上に固定された、太陽光を受光するための太陽電池セル１４と、太陽電池セル１４の真上に載置され、集光装置で集光された太陽光を太陽電池セル１４へ導くためのホモジナイザー１６とを備えている。ホモジナイザー１６は、半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向に重ね合わせた表面形状を有し、太陽電池セル１４側から数えてｋ番目の前記球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の前記球体の半径Ｒk+1より大きいものからなる。
【選択図】図１
Description
本発明は、集光型太陽光発電モジュール用レシーバに関し、さらに詳しくは、集光装置により集光された高エネルギーの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モジュール用のレシーバに関する。
太陽光発電モジュールは、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、集光型太陽光発電モジュールは、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、集光型太陽光発電モジュールは、安価な電力を効率よく製造できるという利点がある。
集光型太陽光発電モジュールは、太陽光を集光するための集光レンズ（１次光学系：Primary Optic Element）を備えている。集光レンズで集光された光は、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、集光型太陽光発電モジュールは、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錘台状の光学部材（２次光学系：Secondary Optic Element）が設けられる。ホモジナイザーは、集光レンズ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。
太陽光発電モジュールにおいて、太陽電池セルは基板上に固定され、太陽電池セルの真上にはホモジナイザーが配置される。さらに、太陽電池セルの周囲及びホモジナイザーの下部は、封止材で覆われている。このような基板、太陽電池セル及びホモジナイザーで構成される単位は、「レシーバ」と呼ばれている。
ホモジナイザーは、単に太陽電池セルの真上に載置されるだけである。封止材は、太陽電池セルへの水の侵入を防止するためのものであり、接着剤としての機能はない。そのため、外部からの衝撃や振動が加わってもホモジナイザーの位置がずれないようにするために、ホモジナイザーは、通常、種々の固定部材を用いてレシーバに固定されている。
ホモジナイザーは、単に太陽電池セルの真上に載置されるだけである。封止材は、太陽電池セルへの水の侵入を防止するためのものであり、接着剤としての機能はない。そのため、外部からの衝撃や振動が加わってもホモジナイザーの位置がずれないようにするために、ホモジナイザーは、通常、種々の固定部材を用いてレシーバに固定されている。
例えば、特許文献１には、断面がコの字型の台座被覆部を用いて、柱状光学部材をレシーバ基板に固定する方法が開示されている。
特許文献２には、レシーバ基板に保持部を立設し、保持部を用いて柱状光学部材をレシーバ基板に固定する方法が開示されている。
さらに、特許文献３には、太陽電池セルの周囲に４本の支柱を立設し、支柱の上に貫通孔を有する遮光板を載せ、遮光板の貫通孔にホモジナイザーを挿入する方法が開示されている。
特許文献２には、レシーバ基板に保持部を立設し、保持部を用いて柱状光学部材をレシーバ基板に固定する方法が開示されている。
さらに、特許文献３には、太陽電池セルの周囲に４本の支柱を立設し、支柱の上に貫通孔を有する遮光板を載せ、遮光板の貫通孔にホモジナイザーを挿入する方法が開示されている。
しかしながら、従来のホモジナイザーの固定方法は、いずれも複雑な部材を必要とする。そのため、レシーバにホモジナイザーを固定する際、レシーバが大掛かりなものとなることが多い。あるいは、ホモジナイザーを固定するには、オーバースペックなものを使用している場合が多い。
また、柱状又は錘台状のホモジナイザーを太陽電池セルの真上に載置する場合、
（ａ）ホモジナイザーの中心が太陽電池セルの中心からずれたり、
（ｂ）ホモジナイザーがθ方向（周方向）に回転したり、あるいは、
（ｃ）集光レンズで集光された光の照射位置や照射角度がずれると、
太陽電池セルの変換効率が低下する。
さらに、太陽電池セルを確実に保護するためにホモジナイザーの下部の側面を封止材で覆うと、封止材から光が漏れる場合がある。
（ａ）ホモジナイザーの中心が太陽電池セルの中心からずれたり、
（ｂ）ホモジナイザーがθ方向（周方向）に回転したり、あるいは、
（ｃ）集光レンズで集光された光の照射位置や照射角度がずれると、
太陽電池セルの変換効率が低下する。
さらに、太陽電池セルを確実に保護するためにホモジナイザーの下部の側面を封止材で覆うと、封止材から光が漏れる場合がある。
本発明が解決しようとする課題は、太陽電池セル対するホモジナイザー（２次光学系）の位置ズレや回転ズレ、あるいは、太陽電池セルに対する入射光（１次光学系）の位置ズレや回転ズレが生じた場合であっても、変換効率の低下が少ない集光型太陽光発電モジュール用レシーバを提供することにある。
また、本発明が解決しようとする他の課題は、太陽電池セルに対するホモジナイザーの位置ズレや回転ズレを抑制するための手段を備えた集光型太陽光発電モジュール用レシーバを提供することにある。
さらに、本発明が解決しようとする他の課題は、変換効率の低下を生じさせることなく太陽電池セルを確実に保護することが可能な集光型太陽光発電モジュール用レシーバを提供することにある。
また、本発明が解決しようとする他の課題は、太陽電池セルに対するホモジナイザーの位置ズレや回転ズレを抑制するための手段を備えた集光型太陽光発電モジュール用レシーバを提供することにある。
さらに、本発明が解決しようとする他の課題は、変換効率の低下を生じさせることなく太陽電池セルを確実に保護することが可能な集光型太陽光発電モジュール用レシーバ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モジュールは、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モジュール用レシーバは、
基板と、
前記基板上に固定された、太陽光を受光するための太陽電池セルと、
前記太陽電池セルの真上に載置され、集光装置で集光された前記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
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、
（ａ）半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向（前記太陽電池セルから前記集光装置に向かう方向）に重ね合わせた表面形状を有し、
（ｂ）前記太陽電池セル側から数えてｋ番目の前記球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の前記球体の半径Ｒk+1より大きい
ものからなる。
（１）前記集光型太陽光発電モジュール用レシーバは、
基板と、
前記基板上に固定された、太陽光を受光するための太陽電池セルと、
前記太陽電池セルの真上に載置され、集光装置で集光された前記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
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、
（ａ）半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向（前記太陽電池セルから前記集光装置に向かう方向）に重ね合わせた表面形状を有し、
（ｂ）前記太陽電池セル側から数えてｋ番目の前記球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の前記球体の半径Ｒk+1より大きい
ものからなる。
前記ホモジナイザーは、前記基板の表面に対して平行方向に延びるレッグを備えているものが好ましい。
また、前記基板は、前記レッグを載置するためのマウント、及び／又は、、前記レッグの位置決めを行うためのアライメントマークを備えているものが好ましい。
また、前記基板は、前記レッグを載置するためのマウント、及び／又は、、前記レッグの位置決めを行うためのアライメントマークを備えているものが好ましい。
半径の異なる複数個の球体を重ね合わせた表面形状を有するホモジナイザーは、ホモジナイザーや入射光の位置ズレや回転ズレが生じた場合であっても、光が太陽電池セルに到達する確率が高くなる。そのため、位置ズレ等に起因する変換効率の低下が少ない。
また、このような表面形状を有するホモジナイザーにレッグを設けると、ホモジナイザーの位置決め及び固定が容易化する。そのため、ホモジナイザーの位置ズレや回転ズレに起因する変換効率の低下を抑制することができる。
さらに、このような表面形状を有するホモジナイザーに光が入射すると、光は入射面において１回だけ屈折を起こし、そのまま太陽電池セルに向かって進む。そのため、ホモジナイザーの下側の側面を封止材で厚く覆っても、封止材から光が漏れることはない。
また、このような表面形状を有するホモジナイザーにレッグを設けると、ホモジナイザーの位置決め及び固定が容易化する。そのため、ホモジナイザーの位置ズレや回転ズレに起因する変換効率の低下を抑制することができる。
さらに、このような表面形状を有するホモジナイザーに光が入射すると、光は入射面において１回だけ屈折を起こし、そのまま太陽電池セルに向かって進む。そのため、ホモジナイザーの下側の側面を封止材で厚く覆っても、封止材から光が漏れることはない。
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． 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ］
図１に、本発明の一実施の形態に係る集光型太陽光発電モジュール用レシーバ（以下、単に「レシーバ」ともいう）の平面図（図１（ａ））、正面図（図１（ｂ））、及びＣ−Ｃ’線断面図（図１（ｃ））を示す。図１において、レシーバ１０は、基板１２と、太陽電池セル１４と、ホモジナイザー（２次光学系）１６と、封止材１８とを備えている。
［１． 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ］
図１に、本発明の一実施の形態に係る集光型太陽光発電モジュール用レシーバ（以下、単に「レシーバ」ともいう）の平面図（図１（ａ））、正面図（図１（ｂ））、及びＣ−Ｃ’線断面図（図１（ｃ））を示す。図１において、レシーバ１０は、基板１２と、太陽電池セル１４と、ホモジナイザー（２次光学系）１６と、封止材１８とを備えている。
［１．１． 基板］
基板１２は、その表面に太陽電池セル１４を固定するためのものである。基板１２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１２の材料としては、例えば、アルミニウム、銅などがある。
基板１２は、その表面に太陽電池セル１４を固定するためのものである。基板１２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１２の材料としては、例えば、アルミニウム、銅などがある。
図１に示す例において、基板１２の表面には、ホモジナイザー１６を載置するためのマウント１２ａ、１２ａが設けられている。マウント１２ａ、１２ａは、必ずしも必要ではないが、基板１２にマウント１２ａ、１２ａを立設すると、ホモジナイザー１６の位置決め及び固定が容易化する。
マウント１２ａ、１２ａ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。例えば、マウント１２ａ、１２ａには、基板１２と同一の材料を用いても良く、あるいは、異なる材料を用いても良い。
マウント１２ａ、１２ａの形状、個数及び立設位置は、特に限定されるものではなく、ホモジナイザー１６の位置決め及び固定が可能なものであれば良い。図１に示す例において、マウント１２ａ、１２ａは、正面から見た形状がＬ字型を呈している。また、基板１２には、ホモジナイザー１６の両端に２個のマウント１２ａ、１２ａが設けられ、起立壁部分（Ｌ字の縦棒部分）でホモジナイザー１６を両端から挟み込むようになっている。
マウント１２ａ、１２ａの形状、個数及び立設位置は、特に限定されるものではなく、ホモジナイザー１６の位置決め及び固定が可能なものであれば良い。図１に示す例において、マウント１２ａ、１２ａは、正面から見た形状がＬ字型を呈している。また、基板１２には、ホモジナイザー１６の両端に２個のマウント１２ａ、１２ａが設けられ、起立壁部分（Ｌ字の縦棒部分）でホモジナイザー１６を両端から挟み込むようになっている。
また、基板１２の表面には、ホモジナイザー１６の位置決めを行うためのアライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…が形成されている。アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、必ずしも必要ではないが、基板１２にアライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…を形成すると、ホモジナイザー１６の位置決めが容易化する。このアライメントマーク１２ｂ、１２ｂは、基板１２上にハンダ付けされる部品の位置決めパターンを兼用していても良い。
アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…の形成方法は、特に限定されるものではなく、種々の形成方法を用いることができる。例えば、アライメントマーク１２ｂ、１２ｂは、基板１２表面にＣｕパターンを形成し、Ｃｕパターンを所定の形状にエッチングすることにより形成することができる。
アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…の形状、個数及び形成位置は、特に限定されるものではなく、ホモジナイザー１６の位置決めが可能なものであれば良い。図１に示す例において、アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、三角形の形状を有している。また、アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、それぞれ、三角形の頂点が向き合うように、マウント１２ａ、１２ａに近接して２個ずつ形成されている。
アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…の形状、個数及び形成位置は、特に限定されるものではなく、ホモジナイザー１６の位置決めが可能なものであれば良い。図１に示す例において、アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、三角形の形状を有している。また、アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、それぞれ、三角形の頂点が向き合うように、マウント１２ａ、１２ａに近接して２個ずつ形成されている。
［１．２． 太陽電池セル］
太陽電池セル１４は、照射された光を受光し、これ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１４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、照射された光を受光し、これ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１４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。
本実施の形態において、太陽電池セル１４は、基板１２の表面に固定されている。基板１２には、太陽電池セル１４に加えて、太陽電池セル１４による発電に必要な各種の構成要素が設けられる。図１において、図示は省略されているが、基板１２の上に、絶縁層及びプレートがこの順で形成され、プレートの上には、太陽電池セル１４がリード電極を介して固定されている。
［１．３． ホモジナイザー］
［１．３．１． ホモジナイザーの表面形状］
ホモジナイザー（二次光学系）１６は、集光装置（図示せず）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。ホモジナイザー１６に入射した光は、入射面で１回だけ屈折し、太陽電池セル１４に向かって進む。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の真上位置に載置される。
［１．３．１． ホモジナイザーの表面形状］
ホモジナイザー（二次光学系）１６は、集光装置（図示せず）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。ホモジナイザー１６に入射した光は、入射面で１回だけ屈折し、太陽電池セル１４に向かって進む。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の真上位置に載置される。
本発明において、ホモジナイザー１６は、
（ａ）半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向（太陽電池セル１４から集光装置（図示せず）に向かう方向（ｚ方向））に重ね合わせた表面形状を有し、
（ｂ）太陽電池セル１４側から数えてｋ番目の球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の球体の半径Ｒk+1より大きい
ものからなる。この点が、従来とは異なる。
なお、ホモジナイザー１６の表面を構成する球体の半径Ｒnは、太陽電池セル１４側から集光装置側に向かって段階的に小さくなっているが、ホモジナイザー１６の内部は、一体的になっており、球体間に境界線があるわけではない。
（ａ）半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向（太陽電池セル１４から集光装置（図示せず）に向かう方向（ｚ方向））に重ね合わせた表面形状を有し、
（ｂ）太陽電池セル１４側から数えてｋ番目の球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の球体の半径Ｒk+1より大きい
ものからなる。この点が、従来とは異なる。
なお、ホモジナイザー１６の表面を構成する球体の半径Ｒnは、太陽電池セル１４側から集光装置側に向かって段階的に小さくなっているが、ホモジナイザー１６の内部は、一体的になっており、球体間に境界線があるわけではない。
球体の数（ｎ）は、２個以上であれば良い。球体の数が多くなるほど、ホモジナイザー１６や入射光の位置ズレや回転ズレに起因する変換効率の低下を抑制することができる。
一方、球体の数を必要以上に多くしても、効果に差が無く、実益がない。従って、球体の数は、５個以下が好ましい。球体の数は、さらに好ましくは４個以下である。
特に、球体の個数は、３個以上が好ましい。球体の個数を３個以上にすると、位置ズレ等が生じた場合であっても、相対効率を９５％以上にすることができる。
一方、球体の数を必要以上に多くしても、効果に差が無く、実益がない。従って、球体の数は、５個以下が好ましい。球体の数は、さらに好ましくは４個以下である。
特に、球体の個数は、３個以上が好ましい。球体の個数を３個以上にすると、位置ズレ等が生じた場合であっても、相対効率を９５％以上にすることができる。
［１．３．２． 球体の半径］
ホモジナイザー１６の表面を構成する球体の半径Ｒnを、単に太陽電池セル１４側から集光装置側に向かって段階的に小さくするだけでも、位置ズレ等に起因する変換効率の低下を抑制することができる。しかしながら、隣接する球体の半径比（Ｒk／Ｒk+1）を最適化すると、位置ズレ等に起因する変換効率の低下を大幅に抑制することができる。
ホモジナイザー１６の表面を構成する球体の半径Ｒnを、単に太陽電池セル１４側から集光装置側に向かって段階的に小さくするだけでも、位置ズレ等に起因する変換効率の低下を抑制することができる。しかしながら、隣接する球体の半径比（Ｒk／Ｒk+1）を最適化すると、位置ズレ等に起因する変換効率の低下を大幅に抑制することができる。
最適な半径比（Ｒk／Ｒk+1）は、球体毎に異なる。
例えば、２番目の球体の半径Ｒ2に対する１番目の球体の半径Ｒ1の比（＝Ｒ1／Ｒ2）は、１．１２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．５６が好ましい。Ｒ1／Ｒ2は、さらに好ましくは、１．１６≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４８、さらに好ましくは、１．１８≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４４、さらに好ましくは、１．２２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４０である。
例えば、２番目の球体の半径Ｒ2に対する１番目の球体の半径Ｒ1の比（＝Ｒ1／Ｒ2）は、１．１２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．５６が好ましい。Ｒ1／Ｒ2は、さらに好ましくは、１．１６≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４８、さらに好ましくは、１．１８≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４４、さらに好ましくは、１．２２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４０である。
また、３番目の球体の半径Ｒ3に対する２番目の球体の半径Ｒ2の比（＝Ｒ2／Ｒ3）は、１．２０≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０８が好ましい。Ｒ2／Ｒ3は、さらに好ましくは、１．５６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０６、さらに好ましくは、１．７６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０４である。
ｎ≧４の場合、半径比Ｒk／Ｒk+1（ｋ＝３〜（ｎ−１））は、少なくともＲk／Ｒk+1＞１であればよい。厳密には、ｎ≧４の場合における最適なＲk／Ｒk+1が存在する。しかしながら、少なくとも３個の球体によって相対効率を９５％以上にすることができるので、ｎ≧４の場合におけるＲk／Ｒk+1をさらに最適化しても、太陽電池セル１４全体の変換効率に及ぼす影響は小さい。
［１．３．３． 球体間の距離］
ｋ番目の球体の中心と（ｋ＋１）番目の球体の中心との距離（Ｚk）は、位置ズレ等に起因する変換効率の低下に影響を与える。
上述したように、ホモジナイザー１６は、半径の異なる複数個の球体（又は、半球体）を重ね合わせた表面形状を有している。従って、Ｚkは、少なくとも（Ｒk−Ｒk+1）＜Ｚkである必要がある。
一方、Ｚkが大きくなりすぎると、球体間の境界線にくびれが生じる。従って、Ｚkは、少なくともＺk≦(Ｒk 2−Ｒk+1 2)1/2である必要がある。
ｋ番目の球体の中心と（ｋ＋１）番目の球体の中心との距離（Ｚk）は、位置ズレ等に起因する変換効率の低下に影響を与える。
上述したように、ホモジナイザー１６は、半径の異なる複数個の球体（又は、半球体）を重ね合わせた表面形状を有している。従って、Ｚkは、少なくとも（Ｒk−Ｒk+1）＜Ｚkである必要がある。
一方、Ｚkが大きくなりすぎると、球体間の境界線にくびれが生じる。従って、Ｚkは、少なくともＺk≦(Ｒk 2−Ｒk+1 2)1/2である必要がある。
ｎ≧４の場合も同様に、距離Ｚk（ｋ＝３〜（ｎ−１））は、少なくとも（Ｒk−Ｒk+1）＜Ｚk≦(Ｒk 2−Ｒk+1 2)1/2であればよい。厳密には、ｎ≧４の場合における最適なＺkが存在する。しかしながら、少なくとも３個の球体によって相対効率を９５％以上にすることができるので、ｎ≧４の場合におけるＺkをさらに最適化しても、太陽電池セル１４全体の変換効率に及ぼす影響は小さい。
なお、１番目の球体の中心は、ホモジナイザー１６の底面より下にあっても良く、あるいは、底面の上にあっても良い。
但し、１番目の球体の中心の位置が高すぎても、太陽電池セル１４において光を集光しきれない入射角度が存在するだけである。従って、１番目の球体の中心は、ホモジナイザー１６の底面上、又は、それより下にあるのが好ましい。
但し、１番目の球体の中心の位置が高すぎても、太陽電池セル１４において光を集光しきれない入射角度が存在するだけである。従って、１番目の球体の中心は、ホモジナイザー１６の底面上、又は、それより下にあるのが好ましい。
［１．３．４． レッグ］
図１に示す例において、ホモジナイザー１６は、球体の積層体からなる本体１６ａと、本体１６ａの底面に設けられた角板状のベース１６ｂと、基板１２の表面に対して平行方向に延びるレッグ１６ｃ、１６ｃとを備えている。レッグ１６ｃ、１６ｃは、ベース１６ｂの左右の側面に設けられている。
ベース１６ｂは、必ずしも必要ではないが、ベース１６ｂを設けると、角状であることから位置合わせがしやすく、平面であることから固定もしやすいという利点がある。
図１に示す例において、ホモジナイザー１６は、球体の積層体からなる本体１６ａと、本体１６ａの底面に設けられた角板状のベース１６ｂと、基板１２の表面に対して平行方向に延びるレッグ１６ｃ、１６ｃとを備えている。レッグ１６ｃ、１６ｃは、ベース１６ｂの左右の側面に設けられている。
ベース１６ｂは、必ずしも必要ではないが、ベース１６ｂを設けると、角状であることから位置合わせがしやすく、平面であることから固定もしやすいという利点がある。
また、レッグ１６ｃ、１６ｃは、必ずしも必要ではないが、レッグ１６ｃ、１６ｃを設けると、ホモジナイザー１６の位置決め及び固定が容易化する。
図１に示す例において、基板１２の表面に設けられたマウント１２ａ、１２ａは、ホモジナイザー１６のレッグ１６ｃ、１６ｃを載置するためのものである。マウント１２ａ、１２ａにより、ｘ方向及びθ方向のズレを軽減することができる。また、基板１２の表面に形成されたアライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、ホモジナイザー１６のレッグ１６ｃ、１６ｃの位置決めを行うためのものである。アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…により、ｙ方向のズレを軽減することができる。
図１に示す例において、基板１２の表面に設けられたマウント１２ａ、１２ａは、ホモジナイザー１６のレッグ１６ｃ、１６ｃを載置するためのものである。マウント１２ａ、１２ａにより、ｘ方向及びθ方向のズレを軽減することができる。また、基板１２の表面に形成されたアライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…は、ホモジナイザー１６のレッグ１６ｃ、１６ｃの位置決めを行うためのものである。アライメントマーク１２ｂ、１２ｂ…により、ｙ方向のズレを軽減することができる。
なお、レッグ１６ｃ…の位置及び個数、並びに、これに対応して設けられるマウント１２ａ…及び／又はアライメントマーク１２ｂ…の位置及び個数は、特に限定されるものではなく、目的に応じて任意に選択することができる。
例えば、ｘ方向に加えてｙ方向にもレッグ１６ｃを設け、かつ、これらに対応する位置にマウント１２ａ…及び／又はアライメントマーク１２ｂ…を設けても良い。
あるいは、ベース１２ｂの平面形状を三角形又は六角形とし、１２０°間隔で３個のレッグ１２ｃ…を設け、かつ、これらに対応する位置にマウント１２ａ…及び／又はアライメントマーク１２ｂ…を設けても良い。
さらに、レッグ１６ｃ…の底面は、ベース１６ｂの底面に一致していても良く、あるいは、ベース１６ｂの底面より上又は下にあっても良い。
例えば、ｘ方向に加えてｙ方向にもレッグ１６ｃを設け、かつ、これらに対応する位置にマウント１２ａ…及び／又はアライメントマーク１２ｂ…を設けても良い。
あるいは、ベース１２ｂの平面形状を三角形又は六角形とし、１２０°間隔で３個のレッグ１２ｃ…を設け、かつ、これらに対応する位置にマウント１２ａ…及び／又はアライメントマーク１２ｂ…を設けても良い。
さらに、レッグ１６ｃ…の底面は、ベース１６ｂの底面に一致していても良く、あるいは、ベース１６ｂの底面より上又は下にあっても良い。
［１．３．５． ホモジナイザーの材料］
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の表面には、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。
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。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。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］
［１．４．１． 封止材の材料］
封止材１８は、太陽電池セル１４の露出部分を覆い、太陽電池セル１４を保護するためのものである。図１に示す例において、封止材１８は、太陽電池セル１４の周囲であって、ベース１６ｂと基板１２の間に充填されている。
［１．４．１． 封止材の材料］
封止材１８は、太陽電池セル１４の露出部分を覆い、太陽電池セル１４を保護するためのものである。図１に示す例において、封止材１８は、太陽電池セル１４の周囲であって、ベース１６ｂと基板１２の間に充填されている。
太陽電池セル１４の露出部分を封止材１８で覆う場合、封止材１８の劣化に起因する太陽電池セル１４への水の侵入を長期間に渡って防止する必要がある。そのため、封止材１８には、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。
［１．４．２． 封止材の屈折率］
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１８として使用可能な材料は、知られていない。
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１８として使用可能な材料は、知られていない。
柱状又は錘台状のホモジナイザーの下部の側面が封止材１８で覆われている場合において、封止材１８の屈折率が低くなり、封止材１８とホモジナイザーとの屈折率の差が大きくなると、ホモジナイザーの下部において光が全反射しやすくなる。しかしながら、低屈折率材料は、一般に、耐熱性及び／又は耐候性が低いので、漏れだした光が相対的に少ない場合であっても、劣化しやすい。
一方、高屈折率材料は、一般に、耐熱性及び／又は耐候性が高い。しかしながら、封止材１８の屈折率が高くなるほど、ホモジナイザーの下部において光が全反射しにくくなる。その結果、光の一部が封止材１８内に漏れ出す。高屈折率材料は、耐熱性及び／又は耐候性が高いので、光漏れが生じても劣化しにくいが、光漏れは変換効率を低下させる原因となる。
これに対し、図１に示すように、半径の異なる球体の積層体からなるホモジナイザー１６を用いると、ホモジナイザー１６に入射した光は、入射面において１回屈折した後、太陽電池セル１４に向かって直進する。そのため、ホモジナイザー１６の下部の側面から光が漏れることがない。また、光の漏れ出しがないので、封止材１８の材料として高屈折率だけでなく、安価な低屈折率材料であっても使用することができる。さらに、ホモジナイザー１６の下部の側面を封止材１８で厚く覆うこともできる。
［２． 集光型太陽光発電モジュール用レシーバの作用］
半径の異なる複数個の球体（又は、半球体）を重ね合わせた表面形状を有するホモジナイザー１６は、ホモジナイザー１６や入射光の位置ズレや回転ズレが生じた場合であっても、光が太陽電池セル１４に到達する確率が高くなる。そのため、位置ズレ等に起因する変換効率の低下が少ない。
また、このような表面形状を有するホモジナイザー１６は、柱状又は錘台状のホモジナイザーに比べて安定性が高い。そのため、これを太陽電池セル１４上に直接接着でき、ホモジナイザー１６の保持具も不要となる。
半径の異なる複数個の球体（又は、半球体）を重ね合わせた表面形状を有するホモジナイザー１６は、ホモジナイザー１６や入射光の位置ズレや回転ズレが生じた場合であっても、光が太陽電池セル１４に到達する確率が高くなる。そのため、位置ズレ等に起因する変換効率の低下が少ない。
また、このような表面形状を有するホモジナイザー１６は、柱状又は錘台状のホモジナイザーに比べて安定性が高い。そのため、これを太陽電池セル１４上に直接接着でき、ホモジナイザー１６の保持具も不要となる。
また、このような表面形状を有するホモジナイザー１６にレッグ１６ｃ、１６ｃを設けると、ホモジナイザー１６の位置決め及び固定が容易化する。そのため、ホモジナイザー１６の位置ズレや回転ズレに起因する変換効率の低下を抑制することができる。
また、レッグ１６ｃ、１６ｃを利用して、太陽電池セル１４以外の部位に光が照射されるのを防止するためのリフレクタを固定することもできる。
また、レッグ１６ｃ、１６ｃを利用して、太陽電池セル１４以外の部位に光が照射されるのを防止するためのリフレクタを固定することもできる。
さらに、このような表面形状を有するホモジナイザー１６に光が入射すると、光は入射面において１回だけ屈折を起こし、そのまま太陽電池セル１４に向かって進む。そのため、ホモジナイザー１６の下側の側面を封止材１８で厚く覆っても、封止材１８から光が漏れることはない。
また、太陽電池セル１４及びその両端に形成されるバスバー電極部を封止材１８で大きく覆うことができる。そのため、ガスバリア性が向上する。
また、太陽電池セル１４及びその両端に形成されるバスバー電極部を封止材１８で大きく覆うことができる。そのため、ガスバリア性が向上する。
（実施例１〜４、比較例１〜２）
［１． レシーバの作製］
図１に示す構造を備えたレシーバ１０を作製した。ホモジナイザー（２次光学系）１６には、球体の個数（ｎ）が２〜５個（実施例１〜４）であるものを用いた。
また、比較として、球体の個数（ｎ）が１個であるもの（比較例１）、及び、ホモジナイザー１６を用いないもの（ｎ＝０）（比較例２）も作製した。
［１． レシーバの作製］
図１に示す構造を備えたレシーバ１０を作製した。ホモジナイザー（２次光学系）１６には、球体の個数（ｎ）が２〜５個（実施例１〜４）であるものを用いた。
また、比較として、球体の個数（ｎ）が１個であるもの（比較例１）、及び、ホモジナイザー１６を用いないもの（ｎ＝０）（比較例２）も作製した。
［２． 試験方法］
ソーラーシミュレータ（人工光源）を用い、電流電圧特性を評価し、最大発生電力を求めた。相対効率は、故意にズレを発生させた状態（例えば、セルを移動させる、１次光学系と２次光学系をセルから離す、など）で測定された電力を最大発生電力で除すことにより求めた。
なお、光の入射角αは、０°〜１．５°の範囲で変化させた。また、マウント１２ａ、１２ａの位置を変え、ホモジナイザー１６に対する太陽電池セル１４の位置に関し、ｘ方向、ｚ方向、又は、θ方向に故意にズレを発生させた。
ソーラーシミュレータ（人工光源）を用い、電流電圧特性を評価し、最大発生電力を求めた。相対効率は、故意にズレを発生させた状態（例えば、セルを移動させる、１次光学系と２次光学系をセルから離す、など）で測定された電力を最大発生電力で除すことにより求めた。
なお、光の入射角αは、０°〜１．５°の範囲で変化させた。また、マウント１２ａ、１２ａの位置を変え、ホモジナイザー１６に対する太陽電池セル１４の位置に関し、ｘ方向、ｚ方向、又は、θ方向に故意にズレを発生させた。
［３． 結果］
［３．１． 半径比Ｒk／Ｒk+1］
図２（ａ）に、Ｒ1／Ｒ2と相対効率との関係を示す。なお、図２（ａ）において、球体の数ｎ＝３、Ｒ2／Ｒ3＝１．９８である。図２（ａ）より、以下のことがわかる。
（１）光の入射方向が鉛直方向から傾いた場合（すなわち、α＞０である場合）、相対効率が低下する。これは、光が球体の頂点から外れた位置に照射され、入射面で屈折した光の一部が太陽電池セル１４の表面に照射されなくなるためである。
（２）α＝０．７５°であっても、Ｒ1／Ｒ2を最適化すると、相対効率が向上する。
（３）具体的には、１．１２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．５６とすると、相対効率は、０．９６以上となる。また、１．１６≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４８とすると、相対効率は、０．９７以上となる。また、１．１８≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４４とすると、相対効率は、０．９８以上となる。さらに、１．２２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４０とすると、相対効率は、０．９９以上となる。
［３．１． 半径比Ｒk／Ｒk+1］
図２（ａ）に、Ｒ1／Ｒ2と相対効率との関係を示す。なお、図２（ａ）において、球体の数ｎ＝３、Ｒ2／Ｒ3＝１．９８である。図２（ａ）より、以下のことがわかる。
（１）光の入射方向が鉛直方向から傾いた場合（すなわち、α＞０である場合）、相対効率が低下する。これは、光が球体の頂点から外れた位置に照射され、入射面で屈折した光の一部が太陽電池セル１４の表面に照射されなくなるためである。
（２）α＝０．７５°であっても、Ｒ1／Ｒ2を最適化すると、相対効率が向上する。
（３）具体的には、１．１２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．５６とすると、相対効率は、０．９６以上となる。また、１．１６≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４８とすると、相対効率は、０．９７以上となる。また、１．１８≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４４とすると、相対効率は、０．９８以上となる。さらに、１．２２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．４０とすると、相対効率は、０．９９以上となる。
図２（ｂ）に、Ｒ2／Ｒ3と相対効率との関係を示す。図２（ｂ）において、球体の数ｎ＝３、Ｒ1／Ｒ2＝１．３２である。図２（ｂ）より、以下のことがわかる。
（１）α＝０．７０°であっても、Ｒ2／Ｒ3を最適化すると、相対効率が向上する。
（２）具体的には、１．２０≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０８とすると、相対効率は、０．９８５以上となる。また、１．５６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０６とすると、相対効率は、０．９９０以上となる。さらに、１．７６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０４とすると、相対効率は、０．９９５以上となる。
（１）α＝０．７０°であっても、Ｒ2／Ｒ3を最適化すると、相対効率が向上する。
（２）具体的には、１．２０≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０８とすると、相対効率は、０．９８５以上となる。また、１．５６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０６とすると、相対効率は、０．９９０以上となる。さらに、１．７６≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０４とすると、相対効率は、０．９９５以上となる。
［３．２． 球体の数ｎ］
図３（ａ）に、球体の数ｎと相対効率との関係を示す。図３（ｂ）に、球体の数ｎの異なる種々のホモジナイザーの模式図を示す。図３より、以下のことがわかる。
（１）α＝０°の場合であっても、球体の数ｎが多くなるほど、相対効率は高くなる。球体が多い場合と少ない場合で比較すると、少ない方が球体間の屈折の変化が大きくなる。これにより光の屈折率が急激に変化し、セルへ到達する光がずれてしまう。そのため、球体が多くなりモジナイザーの表面が滑らかになるほど、光の急激な変化（屈折の乱れ）が小さくなり、セルへ光が届きやすくなる。
（２）ｎ＝１の場合において、α＝０．７５°の相対効率は、α＝０°に比べて急激に低下する。しかしながら、球体の数ｎを増加させると、α＝０．７５°であっても相対効率が向上する。
（３）α＝０．７５°であっても、ｎ≧３とすると、相対効率は０．９５以上となる。
図３（ａ）に、球体の数ｎと相対効率との関係を示す。図３（ｂ）に、球体の数ｎの異なる種々のホモジナイザーの模式図を示す。図３より、以下のことがわかる。
（１）α＝０°の場合であっても、球体の数ｎが多くなるほど、相対効率は高くなる。球体が多い場合と少ない場合で比較すると、少ない方が球体間の屈折の変化が大きくなる。これにより光の屈折率が急激に変化し、セルへ到達する光がずれてしまう。そのため、球体が多くなりモジナイザーの表面が滑らかになるほど、光の急激な変化（屈折の乱れ）が小さくなり、セルへ光が届きやすくなる。
（２）ｎ＝１の場合において、α＝０．７５°の相対効率は、α＝０°に比べて急激に低下する。しかしながら、球体の数ｎを増加させると、α＝０．７５°であっても相対効率が向上する。
（３）α＝０．７５°であっても、ｎ≧３とすると、相対効率は０．９５以上となる。
［３．３．光の入射角度α及びｘ方向のズレ］
図４（ａ）に、光の入射角度αと相対効率との関係を示す。図４（ａ）より、以下のことがわかる。
（１）光の入射角度αが大きくなるほど、相対効率は低下する。
（２）ｎ＝１の場合、光の傾き（光の入射角度αの増大）に起因する相対効率の低下を抑制する効果はほとんど無く、ｎ＝０の場合と同等である。一方、ｎ＝３とすると、光の傾きに起因する相対効率の低下が大幅に軽減される。
図４（ａ）に、光の入射角度αと相対効率との関係を示す。図４（ａ）より、以下のことがわかる。
（１）光の入射角度αが大きくなるほど、相対効率は低下する。
（２）ｎ＝１の場合、光の傾き（光の入射角度αの増大）に起因する相対効率の低下を抑制する効果はほとんど無く、ｎ＝０の場合と同等である。一方、ｎ＝３とすると、光の傾きに起因する相対効率の低下が大幅に軽減される。
図４（ｂ）に、入射光に対して太陽電池セル１４及びホモジナイザー１６をｘ方向にずらした時（すなわち、レシーバ１０全体を１次光学系に対してｘ方向にずらした時）のｘ方向のズレと相対効率との関係を示す。図４（ｂ）より、以下のことがわかる。
（１）レシーバ１０全体を１次光学系に対してｘ方向にずらした場合、ｘ方向のズレが大きくなるほど、相対効率は低下する。
（２）ｎ＝１は、ｎ＝０に比べて、相対効率の絶対値が高い。これは、ホモジナイザー１６の表面において光の屈折が起こり、太陽光が太陽電池セル１４に向かって進むためである。しかしながら、ｘ方向のズレに起因する相対効率の低下を抑制する効果はほとんど無く、低下の割合はｎ＝０の場合と同等である。一方、ｎ＝３とすると、ｘ方向のズレに起因する相対効率の低下が大幅に軽減される。
（１）レシーバ１０全体を１次光学系に対してｘ方向にずらした場合、ｘ方向のズレが大きくなるほど、相対効率は低下する。
（２）ｎ＝１は、ｎ＝０に比べて、相対効率の絶対値が高い。これは、ホモジナイザー１６の表面において光の屈折が起こり、太陽光が太陽電池セル１４に向かって進むためである。しかしながら、ｘ方向のズレに起因する相対効率の低下を抑制する効果はほとんど無く、低下の割合はｎ＝０の場合と同等である。一方、ｎ＝３とすると、ｘ方向のズレに起因する相対効率の低下が大幅に軽減される。
［３．４． 太陽電池セルのズレ］
図５（ａ）に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４をｘ方向にずらした時の太陽電池セル１４のｘ方向のズレと相対効率との関係を示す。図５（ｂ）に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４をｚ方向にずらした時の太陽電池セル１４のｚ方向のズレと相対効率との関係を示す。図６に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４を回転させた時の太陽電池セル１４のθ方向の回転と相対効率との関係を示す。図５及び図６より、以下のことがわかる。
図５（ａ）に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４をｘ方向にずらした時の太陽電池セル１４のｘ方向のズレと相対効率との関係を示す。図５（ｂ）に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４をｚ方向にずらした時の太陽電池セル１４のｚ方向のズレと相対効率との関係を示す。図６に、ホモジナイザー（ｎ＝３）１６に対して太陽電池セル１４を回転させた時の太陽電池セル１４のθ方向の回転と相対効率との関係を示す。図５及び図６より、以下のことがわかる。
（１）ホモジナイザー１６の組み付け誤差が発生し、太陽電池セル１４がホモジナイザー１６に対してｘ方向にずれた場合、ｘ方向のズレが大きくなるほど、相対効率は低下する。これは、ｘ方向のズレが大きくなるほど、太陽電池セル１４に照射される光の量が減少するためである。
（２）ホモジナイザー１６の組み付け誤差が発生し、太陽電池セル１４がホモジナイザー１６に対してｚ方向にずれた場合（すなわち、太陽電池セル１４とホモジナイザー１６の間の距離が増大した場合）、ｚ方向のズレが大きくなるほど、相対効率は低下する。１次光学系は、通常、ホモジナイザー１６のやや上方に焦点が来るように、かつ、太陽電池セル１４の全面に光が照射されるように設計されている。そのため、ｚ方向のズレが大きくなるほど、太陽電池セル１４の表面に到達する光の面積が太陽電池セル１４の面積より大きくなり、太陽電池セル１４に照射されない光の量が増大する。
（３）ホモジナイザー１６の組み付け誤差が発生し、太陽電池セル１４がホモジナイザー１６に対してθ方向に回転した場合、θ方向の回転が大きくなるほど、相対効率は低下する。１次光学系は、通常、四角形の太陽電池セル１４の全面に光が照射されるように設計されている。そのため、θ方向の回転が大きくなるほど、太陽電池セル１４の表面から光がはみ出し、太陽電池セル１４に照射されない光の量が増大する。
（２）ホモジナイザー１６の組み付け誤差が発生し、太陽電池セル１４がホモジナイザー１６に対してｚ方向にずれた場合（すなわち、太陽電池セル１４とホモジナイザー１６の間の距離が増大した場合）、ｚ方向のズレが大きくなるほど、相対効率は低下する。１次光学系は、通常、ホモジナイザー１６のやや上方に焦点が来るように、かつ、太陽電池セル１４の全面に光が照射されるように設計されている。そのため、ｚ方向のズレが大きくなるほど、太陽電池セル１４の表面に到達する光の面積が太陽電池セル１４の面積より大きくなり、太陽電池セル１４に照射されない光の量が増大する。
（３）ホモジナイザー１６の組み付け誤差が発生し、太陽電池セル１４がホモジナイザー１６に対してθ方向に回転した場合、θ方向の回転が大きくなるほど、相対効率は低下する。１次光学系は、通常、四角形の太陽電池セル１４の全面に光が照射されるように設計されている。そのため、θ方向の回転が大きくなるほど、太陽電池セル１４の表面から光がはみ出し、太陽電池セル１４に照射されない光の量が増大する。
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モジュール用レシーバは、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 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ
１２ 基板
１２ａ マウント
１２ｂ アライメントマーク
１４ 太陽電池セル
１６ ホモジナイザー（２次光学系）
１６ｃ レッグ
１８ 封止材
１２ 基板
１２ａ マウント
１２ｂ アライメントマーク
１４ 太陽電池セル
１６ ホモジナイザー（２次光学系）
１６ｃ レッグ
１８ 封止材
Claims (7)
- 以下の構成を備えた集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。
（１）前記集光型太陽光発電モジュール用レシーバは、
基板と、
前記基板上に固定された、太陽光を受光するための太陽電池セルと、
前記太陽電池セルの真上に載置され、集光装置で集光された前記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
を備えている。
（２）前記ホモジナイザーは、
（ａ）半径がＲnであるｎ個（ｎ≧２）の球体を垂直方向（前記太陽電池セルから前記集光装置に向かう方向）に重ね合わせた表面形状を有し、
（ｂ）前記太陽電池セル側から数えてｋ番目の前記球体の半径Ｒkは、（ｋ＋１）番目の前記球体の半径Ｒk+1より大きい
ものからなる。 - ｎ≧３である請求項１に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。
- ２番目の球体の半径Ｒ2に対する１番目の球体の半径Ｒ1の比（＝Ｒ1／Ｒ2）は、
１．１２≦Ｒ1／Ｒ2≦１．５６である
請求項１又は２に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。 - ３番目の球体の半径Ｒ3に対する２番目の球体の半径Ｒ2の比（＝Ｒ2／Ｒ3）は、
１．２０≦Ｒ2／Ｒ3≦２．０８である
請求項１から３までのいずれか１項に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。 - 前記ホモジナイザーは、前記基板の表面に対して平行方向に延びるレッグを備えている請求項１から４までのいずれか１項に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。
- 前記基板は、前記レッグを載置するためのマウントを備えている請求項５に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。
- 前記基板は、前記レッグの位置決めを行うためのアライメントマークを備えている請求項５又は６に記載の集光型太陽光発電モジュール用レシーバ。
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2013042368A JP2014170861A (ja) | 2013-03-04 | 2013-03-04 | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ |
| ES201430285A ES2491017B2 (es) | 2013-03-04 | 2014-03-03 | Receptor para módulo de generación de energía fotovoltaica concentrador |
| TW103107176A TW201444107A (zh) | 2013-03-04 | 2014-03-04 | 集光型太陽光發電模組用接收器 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2013042368A JP2014170861A (ja) | 2013-03-04 | 2013-03-04 | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2014170861A true JP2014170861A (ja) | 2014-09-18 |
Family
ID=51427382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2013042368A Pending JP2014170861A (ja) | 2013-03-04 | 2013-03-04 | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2014170861A (ja) |
| ES (1) | ES2491017B2 (ja) |
| TW (1) | TW201444107A (ja) |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5153780A (en) * | 1991-06-10 | 1992-10-06 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method and apparatus for uniformly concentrating solar flux for photovoltaic applications |
| US20080083451A1 (en) * | 2006-10-05 | 2008-04-10 | Li-Hung Lai | Solar energy system with spherical lens |
| WO2008050392A1 (fr) * | 2006-10-24 | 2008-05-02 | Daido Steel Co., Ltd | Appareil photovoltaïque à concentration |
-
2013
- 2013-03-04 JP JP2013042368A patent/JP2014170861A/ja active Pending
-
2014
- 2014-03-03 ES ES201430285A patent/ES2491017B2/es not_active Withdrawn - After Issue
- 2014-03-04 TW TW103107176A patent/TW201444107A/zh unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ES2491017A9 (es) | 2014-12-05 |
| ES2491017R1 (es) | 2014-11-06 |
| ES2491017B2 (es) | 2015-04-28 |
| TW201444107A (zh) | 2014-11-16 |
| ES2491017A2 (es) | 2014-09-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20080087323A1 (en) | Concentrator Solar Photovoltaic Power Generating Apparatus | |
| JP4821033B2 (ja) | 集光型太陽光発電ユニットおよびその柱状光学ガラス部材 | |
| WO2013147008A1 (ja) | 二次レンズ、太陽電池実装体、集光型太陽光発電ユニット、および集光型太陽光発電装置、並びに集光型太陽光発電モジュール | |
| EP2077586A1 (en) | Concentrating photovoltaic apparatus | |
| JP4747663B2 (ja) | 集光型太陽光発電装置 | |
| JP2006313810A (ja) | 集光型太陽光発電装置 | |
| WO2010059657A2 (en) | Köhler concentrator | |
| CN107851679B (zh) | 聚光型光伏单元、聚光型光伏模块、聚光型光伏面板以及聚光型光伏装置 | |
| US11139409B2 (en) | Concentrator photovoltaic unit, concentrator photovoltaic module, concentrator photovoltaic panel, and concentrator photovoltaic device | |
| US20120037204A1 (en) | Solar system and solar tracking method for solar system | |
| JP2013211487A (ja) | 二次レンズ、太陽電池実装体、集光型太陽光発電ユニット及び集光型太陽光発電モジュール | |
| WO2012160994A1 (ja) | 集光型太陽電池及びその製造方法 | |
| JP2014010251A (ja) | 二次レンズ、太陽電池実装体、集光型太陽光発電装置、および集光型太陽光発電モジュール | |
| JP2014170861A (ja) | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ | |
| ES2572659T3 (es) | Dispositivo fotovoltaico concentrador | |
| JP2014175318A (ja) | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ | |
| JP5760788B2 (ja) | 集光型太陽光発電装置 | |
| WO2019198450A1 (ja) | 集光型太陽光発電モジュール及び集光型太陽光発電装置 | |
| WO2019159554A1 (ja) | 集光型太陽光発電モジュール及び集光型太陽光発電装置 | |
| JP2014175645A (ja) | 太陽光発電装置 | |
| JP2015050449A (ja) | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ | |
| JP2015046431A (ja) | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ | |
| JP2014225543A (ja) | 集光型太陽光発電モジュール用レシーバ | |
| JP2016178258A (ja) | 光学素子および太陽電池モジュール | |
| JP2015090911A (ja) | 集光型太陽光発電システム |