JP6583698B2

JP6583698B2 - 太陽電池モジュール

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Publication number: JP6583698B2
Application number: JP2017504600A
Authority: JP
Inventors: 崇志岡田; 孝司笹部
Original assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Current assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Priority date: 2015-03-11
Filing date: 2016-02-24
Publication date: 2019-10-02
Anticipated expiration: 2036-02-24
Also published as: JPWO2016143277A1; WO2016143277A1

Description

本発明は、太陽電池モジュールに関し、特に両面で光を入射可能な太陽電池モジュールに関する。

片面受光型太陽電池における年間の日射量を最大にするために、受光面を南向きにして片面受光型太陽電池が設置される。しかしながら、年間を通じた平均的な日射量は、正午近傍にピークを有する分布になる。ピーク以外の時間帯における日射を受けるために、両面受光型太陽電池が、受光面を接地面に垂直方向に向け、かつ受光面を南北方向から変位した向きで設置される（例えば、特許文献１参照）。

特開２００６−８０５６８号公報

受光面を南北方向から変位させることによって、両面の受光面における日射量が近くなる。このような状況下において、両面受光型太陽電池の発電効率を高めるためには、隣接した太陽電池素子の隙間を透過する光を発電に寄与させることが必要になる。

本発明はこうした状況に鑑みてなされたものであり、その目的は、発電効率を向上させる技術を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の一態様に係る太陽電池モジュールは、両面で光を入射可能であり、かつ両面に電極が配置された太陽電池セルと、太陽電池セルの一方の面側に配置された第１保護部材と、第１保護部材と太陽電池セルとの間に配置された第１封止部材と、太陽電池セルの他方の面側に配置された第２保護部材と、第２保護部材と太陽電池セルとの間に配置された第２封止部材とを備える。第１封止部材と第２封止部材とには、入射光散乱粒子が分散して含まれる。

本発明によれば、発電効率を向上させることができる。

図１は、実施の形態１に係る太陽電池モジュールを設置している状態を示す斜視図である。図２Ａは、比較例の太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。図２Ｂは、実施の形態１に係る太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。図３は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける粒子個数密度と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。図４は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す図である。図５は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。図６Ａは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材中および第２封止部材中で散乱される光を示す図である。図６Ｂは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材および第２封止部材での入射光と透過光との関係を示す図である。図６Ｃは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材（シリカ粒子がランダム配置の場合）および第２封止部材（シリカ粒子がランダム配置の場合）での入射光と透過光との関係を示す図である。図７は、実施の形態２に係る太陽電池モジュールに対して考慮する天候の組合せを示す図である。図８Ａは、実施の形態２に係る太陽電池モジュールの特性を示す図である。図８Ｂは、実施の形態２に係る太陽電池モジュールの特性を示す図である。

以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。以下に説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。したがって、以下の実施の形態で示される数値、形状、材料、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態等は、一例であって本発明を限定する主旨ではない。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、任意の構成要素として説明される。

各図は、模式図であり、必ずしも厳密に図示されたものではない。また、各図において、実質的に同一の構成に対しては同一の符号を付しており、重複する説明は省略又は簡略化する。

（実施の形態１）
まず、実施の形態１を具体的に説明する前に、基礎となった知見を説明する。実施の形態１は、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。ここでの太陽電池モジュールおよび太陽電池セルは、両面で光を入射可能であり、両面で発電するタイプである。また、太陽電池モジュールの一方の面（以下、「表面」ということもある）側が東の方角に向けられ、他方の面（以下、「裏面」ということもある）側が西の方角に向けられるように、太陽電池モジュールが設置される。そのため、太陽電池セルの表面側における平均な発電量が、太陽電池セルの裏面側における平均的な発電量に近くなっている。ここで、「平均的な」とは、１年間、１月間、１日間のような日の出から日の入りまでの期間よりも長い期間における平均量を意味する。

このような状況下においても、発電効率を向上させるためには、隣接した太陽電池セル間に入射した光を透過させずに、太陽電池セルに取り込ませることが必要になる。そのためには、例えば、透過する光を反射させて太陽電池セルに取り込ませることが考えられるが、両面での平均的な日射量が近くなっているので、入射される光を妨げないようにしなければならない。本実施例では、両面の平均的な日射量が近い状況下において、隣接した太陽電池セル間に入射した光を太陽電池セルに取り込むことを目的とする。

図１は、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００を設置している状態を示す斜視図である。図示のごとく、太陽電池モジュール１００は、２つの脚部１０２に支持されて設置される。前述のごとく、太陽電池モジュール１００の表面は東の方角を向き、太陽電池モジュール１００の裏面は西の方角を向く。なお、表面が向けられる方角は真東に限定されずに、これからずれてもよく、裏面が向けられる方角は真西に限定されずに、これからずれてもよい。つまり、日の出から日の入りまでの太陽光が入射可能な期間における入射光量であって、かつ天候の変化が小さい状況下での入射光量の平均的な差が小さくなる方角に、表面と裏面とが向けられればよい。例えば、表面での平均的な入射光量が、裏面での平均的な入射光量の±２０％の範囲になるように、太陽電池モジュール１００は設置される。そのため、表面が南の方角を向き、裏面が北の方角を向くような場合は、除外される。

図２Ａは、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００の比較対象となる比較例の太陽電池モジュール２００の構成を示す断面図である。図２Ｂは、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００の構成を示す断面図である。

図２Ａに示すように、比較例の太陽電池モジュール２００は、太陽電池セル２１０と総称される第１太陽電池セル２１０ａ、第２太陽電池セル２１０ｂ、第１保護部材２１２、第１封止部材２１４、第２保護部材２１６、および、第２封止部材２１８を含む。ここで、第１保護部材２１２側が前述の表面側に相当し、第２保護部材２１６側が前述の裏面側に相当する。また、第１太陽電池セル２１０ａは、第１表面側電極２４０ａおよび第１裏面側電極２４２ａを含み、第２太陽電池セル２１０ｂは、第２表面側電極２４０ｂおよび第２裏面側電極２４２ｂを含む。ここで、第１表面側電極２４０ａおよび第２表面側電極２４０ｂは、表面側電極２４０と総称され、第１裏面側電極２４２ａおよび第２裏面側電極２４２ｂは、裏面側電極２４２と総称される。

太陽電池セル２１０は、入射する光を吸収して光起電力を発生し、例えば、結晶系シリコン、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）またはインジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体材料によって形成される。太陽電池セル２１０の構造は、特に限定されないが、ここでは、一例として、結晶シリコンとアモルファスシリコンとが積層されているとする。特に、太陽電池セル２１０は、両面で光を入射可能であり、両面で発電する。そのため、太陽電池セル２１０の表面側には、表面側電極２４０が配置され、太陽電池セル２１０の裏面側には、裏面側電極２４２が配置される。

表面側電極２４０および裏面側電極２４２は、例えば、フィンガー電極である。フィンガー電極は、受光により発電された電力を収集する電極である。フィンガー電極は、面上に形成される電極であるので、入射される光を遮らないように細く形成される。フィンガー電極は、発電した電力を効率的に集電できるように、面上に所定の間隔で複数配置される。また、太陽電池セル２１０の両面には、フィンガー電極に加えて、図示しないバスバー電極も配置される。バスバー電極は、複数のフィンガー電極を互いに接続するための電極である。バスバー電極は、入射する光を遮らない程度に細く形成するとともに、複数のフィンガー電極から集電した電力を効率的に流せるよう、ある程度太く形成される。バスバー電極は、複数のフィンガー電極に交差するように面上に複数配置される。さらに、隣接した太陽電池セル１０のそれぞれに設けられたバスバー電極は、タブ線（図示せず）によって接続される。

第１保護部材２１２は、太陽電池セル２１０の一方の面側に配置される。前述のごとく、第１保護部材２１２が配置されている方が表面側であり、南の方角に向けられる。第１保護部材２１２は、太陽電池セル２１０を外部環境から保護するとともに、太陽電池セル２１０に吸収させるべき光を透過する。太陽電池セル２１０は、例えば、ガラス基板である。なお、太陽電池セル２１０は、ガラス基板の他に、ポリカーボネート、アクリル、ポリエステル、または、フッ化ポリエチレンであってもよい。

第１封止部材２１４は、第１保護部材２１２と太陽電池セル２１０との間に配置される。第１封止部材２１４は、太陽電池セル２１０への水分の浸入等を防ぐとともに、太陽電池モジュール２００全体の強度を向上させる保護材である。第１封止部材２１４は、太陽光を十分に透過可能な透明性を有する透明樹脂である。第１封止部材２１４は、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）や、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、ポリイミド、ポリエチレン、ポリプロピレン、または、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等の樹脂材料によって形成される。ここでは、第１封止部材２１４は、ＥＶＡであるとする。

第２保護部材２１６は、太陽電池セル２１０の他方の面側に配置される。前述のごとく、第２保護部材２１６が配置されている方が裏面側であり、北の方角に向けられる。第２保護部材２１６は、第１保護部材２１２と同様に構成される。第２封止部材２１８は、第２保護部材２１６と太陽電池セル２１０との間に配置される。第２封止部材２１８は、第１封止部材２１４と同様に構成される。このように、太陽電池セル２１０では、第１保護部材２１２、第１封止部材２１４、太陽電池セル２１０、第２封止部材２１８、第２保護部材２１６の順に配置される。

第１保護部材側入射光２３０は、表面側から太陽電池モジュール２００に入射される光である。第１保護部材側入射光２３０の一部は、太陽電池セル２１０に取り込まれる。一方、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間を通過する第１保護部材側入射光２３０は、第２保護部材２１６から外部に出て行ってしまい、透過光となる。一方、第２保護部材側入射光２３２は、裏面側から太陽電池モジュール２００に入射される光である。ここで、第２保護部材側入射光２３２の平均的な光量は、第１保護部材側入射光２３０の平均的な光量と同等である。これは、第１保護部材側入射光２３０の所定期間における積算量は、第２保護部材側入射光２３２における積算量と同等であることに相当する。また、所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であり、例えば、太陽が昇っている時間帯である。第２保護部材側入射光２３２についても第１保護部材側入射光２３０と同様に、一部が太陽電池セル２１０に取り込まれ、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間を通過する残りは、第１保護部材２１２から外部に出て行く。

このような構成の太陽電池セル２１０において、発電効率を高めるためには、透過光の量を低減する必要がある。透過光の量を低減するためには、封止部材において入射光を反射させることが有効である。しかしながら、例えば、第１保護部材側入射光２３０の透過を抑制するために、第２封止部材２１８に反射板を含ませると、この反射板によって第２保護部材側入射光２３２が、太陽電池セル２１０に到達する前に反射されてしまう。その結果、太陽電池セル２１０に入射される第２保護部材側入射光２３２の光量も低下される。これより、透過光の量を低減するとともに、太陽電池セル２１０に入射される第１保護部材側入射光２３０、第２保護部材側入射光２３２の量の低減を抑制する必要がある。

図２Ｂに示すように、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０と総称される第１太陽電池セル１０ａ、第２太陽電池セル１０ｂ、第１保護部材１２、第１封止部材１４、第２保護部材１６、および、第２封止部材１８を含む。また、第１封止部材１４は入射光散乱粒子２０を含み、第２封止部材１８は入射光散乱粒子２２を含む。さらに、第１太陽電池セル１０ａは、第１表面側電極４０ａおよび第１裏面側電極４２ａを含み、第２太陽電池セル１０ｂは、第２表面側電極４０ｂおよび第２裏面側電極４２ｂを含む。第１表面側電極４０ａおよび第２表面側電極４０ｂは、表面側電極４０と総称され、第１裏面側電極４２ａおよび第２裏面側電極４２ｂは、裏面側電極４２と総称される。

ここで、太陽電池セル１０は太陽電池セル２１０に対応し、第１保護部材１２は第１保護部材２１２に対応し、第１封止部材１４は第１封止部材２１４に対応し、第２保護部材１６は第２保護部材２１６に対応し、第２封止部材１８は第２封止部材２１８に対応する。また、表面側電極４０は表面側電極２４０に対応し、裏面側電極４２は裏面側電極２４２に対応する。以下では、図２Ａとの差異を中心に説明する。

第１封止部材１４は、第１封止部材２１４と同様に構成されているが、内部に入射光散乱粒子２０が分散して含まれる。また、第２封止部材１８は、第２封止部材２１８と同様に構成されるが、内部に入射光散乱粒子２２が分散して含まれる。ここで、分散とは、第１封止部材１４、第２封止部材１８の全体に一様に含まれていることに相当し、それはランダムに含まれているともいえる。また、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２は、例えば、シリカ粒子である。第１封止部材２１４に含まれる入射光散乱粒子２０の密度と、第２封止部材２１８に含まれる入射光散乱粒子２２の密度とは、同等である。そのため、第１封止部材２１４と第２封止部材２１８とには同一のシートを使用可能である。

このように、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２が含まれることによって、第１封止部材１４および第２封止部材１８は、入射光の一部を透過させるとともに、入射光の他の一部を散乱させる。例えば、図２Ｂに示すように、第１保護部材側入射光３０の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８を透過して第２保護部材１６から外部に出て行って透過光３４となり、第１保護部材側入射光３０の他の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８で散乱して散乱光（反射光）３６および８２となる。同様に、第２保護部材側入射光３２の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８を透過して第１保護部材１２から外部に出て行って透過光８０となり、第２保護部材側入射光３２の他の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８で散乱して散乱光（反射光）３６および８２となる。つまり、図２Ａの構成では、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間の光を発電に利用不可能であったのに対して、図２Ｂの構成では、第１太陽電池セル１０ａと第２太陽電池セル１０ｂとの間の光を発電に利用可能である。以下では、図２Ｂの構成に適したシリカ粒子の粒径と粒子個数密度とをシミュレーション計算により導出する。

図３は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における粒子個数密度と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。図３において、横軸は、粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］を示し、縦軸は、太陽電池セル光吸収率［％］を示す。なお、粒子個数密度は、１立方ミリメートルあたりに含まれるシリカ粒子の個数であり、シリカ粒子個数密度ともいえる。また、シリカ粒子の大きさであるシリカ粒子の粒径ｄは、パラメータとしてｄ＝０．１５μｍから１０μｍの間で変化させている。

ここでは、ミー散乱と光線追跡法とを合わせたシミュレーション計算を実行する。シミュレーション計算において、第１保護部材１２の厚さは３．２ｍｍ、第１封止部材１４の厚さは０．６ｍｍ、太陽電池セル１０の厚さは０．１１５ｍｍ、第２封止部材１８の厚さは０．６ｍｍ、第２保護部材１６の厚さは３．２ｍｍであるとする。第１封止部材１４、第２封止部材１８に含まれた入射光散乱粒子２０、入射光散乱粒子２２の光散乱強度分布はミー散乱である。また、太陽電池セル１０の両面に設けられた表面側電極４０、裏面側電極４２は銀で形成されている。さらに、第１保護部材側入射光３０と第２保護部材側入射光３２との光量の比は、「１：１」であるとする。

図３において、丸印（○）で示された線５０（ｄ＝１０μｍ）は、シリカ粒子の粒径が１０μｍである場合に、粒子個数密度を変化させたときの太陽電池セル光吸収率を計算した結果である。太陽電池セル光吸収率がピークとなるときの粒子個数密度が、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔとして規定されており、これは、発電量が最大となる点である。また、図３には、シリカ粒子の個数が「０」である場合、つまり第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２が含まれない場合の太陽電池セル光吸収率が、太陽電池セル光吸収率しきい値（破線９０）として示される。線５０（ｄ＝１０μｍ）が、シリカ粒子の個数「０」以外において、太陽電池セル光吸収率しきい値（破線９０）と交差する場合の粒子個数密度は、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓとして規定される。これは、シリカ粒子混入によって太陽電池セル光吸収率が増加する粒子個数密度の最大値である。

最適粒子個数密度Ｎｏｐｔより小さい範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が増加する。一方、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔ以上であり、かつ許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓ以下の範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が減少するが、シリカ粒子を混入しない場合と比較して太陽電池セル光吸収率は増加している。さらに、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓ以下の範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が減少する。これは発電効率が悪化することに相当する。このような傾向は、三角印（△）で示される線５２（ｄ＝３μｍ）、四角印（□）で示される線５４（ｄ＝１μｍ）、バツ印（×）で示される線５６（ｄ＝０．３μｍ）、ダイアモンド印（◇）で示される線５８（ｄ＝０．１μｍ）においても同様であるが、シリカ粒子の粒径に応じて、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔ、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓは異なる。

図４は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００におけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す図である。図４において、横軸は、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］を示し、縦軸は、粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］を示す。最適粒子個数密度線６０は、図３のように計算した最適粒子個数密度Ｎｏｐｔのシリカ粒子の粒径に対する変化を示す。最適粒子個数密度線６０に一致するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とを決定すると、発電効率が最大になる。最適粒子個数密度線６０において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とには、ｌｏｇＮ＝−２．２×ｌｏｇｄ＋７．１の関係が成立する。一方、許容粒子個数密度線９２は、図３のように計算した許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓのシリカ粒子の粒径に対する変化を示す。許容粒子個数密度線９２をもとに、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とを決定すると、発電効率が向上する。許容粒子個数密度線９２において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とには、ｌｏｇＮ＝−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係が成立する。さらに、粒子体積占有率１００％線６２は、シリカ粒子を１００％混入させた場合を示しており、シリカ粒子を混入できる最大値であるといえる。

下降領域６６は、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５〜１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加によって下降する領域である。これは、シリカ粒子が多く含まれすぎており、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２が太陽電池セル１０に到達しにくくなっているためである。一方、上昇領域６４は、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５〜１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加に関係なく上昇する領域である。上昇領域６４において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とには、ｌｏｇＮ＜−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係が成立する。

これまでの計算結果をまとめると、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とが決定されるべきである。また、その際のシリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下である。

図５は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率の関係を示す図である。図５において、横軸は、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］を示し、縦軸は、太陽電池セル光吸収率［％］を示す。シリカ粒子を第１封止部材１４および第２封止部材１８に混入しなければ、太陽電池セル光吸収率は、８１．８％である。一方、粒径ｄ＝１０μｍのシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率は、８３．４％になる。このように、シリカ粒子の混入によって、太陽電池セル光吸収率が約１．５％改善する。また、シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下の範囲において、混入されるシリカ粒子の粒径は大きい方が好ましい。

ここで、図６Ａ、図６Ｂおよび図６Ｃを用いて、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４および第２封止部材１８での入射光と透過光との関係について説明する。図６Ａは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４中および第２封止部材１８中で散乱される光を示す図であり、シミュレーション計算において使用された第１封止部材１４および第２封止部材１８に含まれる入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２の構成を示している。これまでは、入射光散乱粒子２０、入射光散乱粒子２２であるシリカ粒子は、球形であると想定している。一方、実際のシリカ粒子は、球形から歪んだ形状になっている場合がある。ここでは、このような形状の違いを検討する。前述のごとく、シミュレーション計算では、シリカ粒子においてミー散乱がなされていることを利用していたので、第１封止部材１４および第２封止部材１８中のシリカ粒子において散乱される光は、図６Ａの矢印のように示される。このような散乱によれば、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線と、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線の関係は、図６Ｂのように示される。図６Ｂは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４および第２封止部材１８での入射光と透過光との関係を示す図である。図６Ｂにおいて、第１封止部材１４および第２封止部材１８に向かう矢印が、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線を示す。また、第１封止部材１４および第２封止部材１８から出て行く矢印が、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線を示す。

一方、シリカ粒子の形状が立方体であり、かつシリカ粒子が第１封止部材１４および第２封止部材１８にランダムに配置されている場合を想定する。その際、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線と、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線の関係は、図６Ｃのように示される。図６Ｃは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４（シリカ粒子がランダム配置の場合）および第２封止部材１８（シリカ粒子がランダム配置の場合）での入射光と透過光との関係を示す図である。図示のごとく、図６Ｃにおける関係は、図６Ｂにおける関係と同様である。つまり、シリカ粒子が規則性なく配置されていれば、シリカ粒子の形状が球形でなくても、球形が配置されているものと同等の光の散乱挙動が示される。なお、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２を混入させる第１封止部材１４および第２封止部材１８の製造プロセスにおいて、シリカ粒子の配置に規則性を設けることは、一般的に困難である。

このように、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００によれば、両面で光を入射可能である太陽電池セル１０の両面面側に配置された第１封止部材１４および第２封止部材１８に、シリカ粒子を分散して含めるので、シリカ粒子の光散乱現象を発現させることができる。また、シリカ粒子の光散乱現象が発現するので、第２保護部材側入射光３２の減衰を抑制しながら、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した第１保護部材側入射光３０を太陽電池セル１０へ導光できる。また、シリカ粒子の光散乱現象が発現するので、第１保護部材側入射光３０の減衰を抑制しながら、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した第２保護部材側入射光３２を太陽電池セル１０へ導光できる。また、入射される光の減衰が抑制され、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した光が太陽電池セル１０へ導光されるので、発電効率を向上できる。

また、太陽電池モジュール１００の両面側から入射した光に対して、発電効率が向上するので、両面側から入射される光の積算量が近い環境下であっても、太陽電池モジュール１００を設置できる。また、両面側から入射される光の積算量が近い環境下に適するので、表面と裏面とが東向きと西向きになるように太陽電池モジュール１００を設置できる。

また、第１封止部材１４および第２封止部材１８には、シリカ粒子が分散して含まれるので、シリカ粒子を局所的に集めるといった手順を不要にできる。また、第１封止部材１４および第２封止部材１８には、シリカ散乱粒子が分散して含まれるので、シリカ粒子が含まれた第１封止部材１４および第２封止部材１８のシートを製造に使用できる。これにより、製造工程を簡易にできる。また、製造工程が簡易になるので、発電効率を向上させながら、製造難度の増加を抑制できる。また、第１封止部材１４と第２封止部材１８とに対して共通のシートを使用できる。また、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するようにシリカ粒子を混入されるので、発電効率を向上できる。また、シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下であるので、発電効率を向上できる。

本実施の形態の概要は、次の通りである。本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、両面で光を入射可能であり、かつ両面に表面側電極４０、裏面側電極４２が配置された太陽電池セル１０と、太陽電池セル１０の一方の面側に配置された第１保護部材１２と、第１保護部材１２と太陽電池セル１０との間に配置された第１封止部材１４と、太陽電池セル１０の他方の面側に配置された第２保護部材１６と、第２保護部材１６と太陽電池セル１０との間に配置された第２封止部材１８とを備える。そして、第１封止部材１４には入射光散乱粒子２０が分散して含まれ、と第２封止部材１８には入射光散乱粒子２２が分散して含まれる。

第１保護部材１２から入射される光の所定期間における積算量は、第２保護部材１６から入射される光の所定期間における積算量と同等であってもよい。

所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であってもよい。

入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２は、シリカ粒子であり、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］とシリカ粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有してもよい。

シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下であってもよい。

（実施の形態２）
次に、実施の形態２について説明する。実施の形態２も、実施の形態１と同様に、複数の太陽電池セル１０を備えるとともに、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射光散乱粒子を混入させた太陽電池モジュールに関する。実施の形態１では、１日のうちの天候変化を考慮していない。一方、実施の形態２では、１日のうちの天候変化を考慮する。実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００の構成は、実施の形態１と同様であるので、ここでは説明を省略する。

図７は、実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００に対して考慮する天候の組合せを示す図である。図７において、縦方向には、午前中における天候の候補が示されている。これは、太陽電池モジュール１００における表面、つまり東向きの面で受ける日射量の条件に相当する。ここで、午前の日射量は、波長λ＝２８０ｎｍ〜４０００ｎｍにおいて０．２〜１［ｋＷ／ｍ^２］である。天候の候補は、晴天天候状態：１．０［ｋＷ／ｍ^２］、雲がかかっている晴れ天候状態：０．７［ｋＷ／ｍ^２］、雨天候状態：０．５［ｋＷ／ｍ^２］、雷を伴う激しい雨天候状態：０．２［ｋＷ／ｍ^２］である。横方向には、午後中における天候の候補が示されている。これは、太陽電池モジュール１００における裏面、つまり西向きの面で受ける日射量の条件に相当する。午後における天候の候補は、午前と同様である。このように、午前の４パターン、午後の４パターンの組合せが検討の対象になる。

図８Ａおよび図８Ｂは、実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００の特性を示す図である。図８Ａは、天候変化を考慮したシミュレーション計算による太陽電池モジュール１００におけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す。これは、図４に対応する。最適粒子個数密度線６０では、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５〜１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が最も高くなる範囲は、ｌｏｇＮ＝−２．２×ｌｏｇｄ＋７．１と示される。一方、許容粒子個数密度線９２では、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５〜１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が最も高くなる範囲は、ｌｏｇＮ＝−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５と示される。また、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５〜１０μｍにおいて、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加に関係なく太陽電池セル光吸収率が上昇する範囲は、ｌｏｇＮ＜−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５と示される。そのため、天候変化を考慮しても、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とが決定されるべきである。

図８Ｂは、天候変化を考慮したシミュレーション計算による太陽電池モジュール１００における最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率の関係を示す。図８Ｂはは、図５に対応する。シリカ粒子を第１封止部材１４および第２封止部材１８に混入しなければ、太陽電池セル光吸収率の中央値は、８１．７％（天候変化８１．０〜８２．４％）である。一方、粒径ｄ＝１０μｍのシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率の中央値は、８３．４％（天候変化８２．９〜８３．９％）になる。このように、シリカ粒子の混入によって、太陽電池セル光吸収率が約１．７％改善する。天候変化を考慮しても、図５と同様の結果になり、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係で、第１封止部材１４、第２封止部材１８にシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率（発電率）は上昇する。

本実施の形態における太陽電池モジュール１００（実施例）によれば、天候の変化がある場合においても、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するようにシリカ粒子を混入すると、発電効率を向上できる。また、天候の変化がある場合においても、シリカ粒子の粒径ｄを０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下にすれば、発電効率を向上できる。また、天候の変化を考慮したので、実環境に適用可能である。

（変形例）
以上、本発明に係る太陽電池モジュールについて、実施の形態に基づいて説明したが、本発明は、上記実施の形態に限定されるものではない。

例えば、実施の形態１、２において、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２として、シリカ粒子が使用されたが、これに限らず、例えばシリカ粒子以外の粒子が使用されてもよい。この変形例によれば、構成の自由度を向上できる。

その他、上記実施の形態に対して当業者が思いつく各種変形を施して得られる形態や、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で上記実施の形態における構成要素及び機能を任意に組み合わせることで実現される形態も本発明に含まれる。

１０太陽電池セル
１２第１保護部材
１４第１封止部材
１６第２保護部材
１８第２封止部材
２０、２２入射光散乱粒子
３０第１保護部材側入射光
３２第２保護部材側入射光
３４、８０透過光
３６、８２散乱光
４０表面側電極（電極）
４２裏面側電極（電極）
１００太陽電池モジュール

Claims

両面で光を入射可能であり、かつ前記両面に電極が配置された太陽電池セルと、
前記太陽電池セルの一方の面側に配置された第１保護部材と、
前記第１保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置され、且つ、前記太陽電池セルを覆う第１封止部材と、
前記太陽電池セルの他方の面側に配置された第２保護部材と、
前記第２保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置され、且つ、前記太陽電池セルを覆う第２封止部材とを備え、
前記第１封止部材と前記第２封止部材とには、全体にわたって入射光散乱粒子が分散して含まれることを特徴とする太陽電池モジュール。
前記第１保護部材から入射される光の所定期間における積算量は、前記第２保護部材から入射される光の前記所定期間における積算量と同等であ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。
前記所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であ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。
両面で光を入射可能であり、かつ前記両面に電極が配置された太陽電池セルと、
前記太陽電池セルの一方の面側に配置された第１保護部材と、
前記第１保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置された第１封止部材と、
前記太陽電池セルの他方の面側に配置された第２保護部材と、
前記第２保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置された第２封止部材とを備え、
前記第１封止部材と前記第２封止部材とには、入射光散乱粒子が分散して含まれ、
前記入射光散乱粒子は、シリカ粒子であり、
前記シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］とシリカ粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ^３］とが、
ｌｏｇＮ≦−２．１×ｌｏｇｄ＋７．５
の関係を有することを特徴とする太陽電池モジュール。
前記シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下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。