JP6829673B2 - 太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法 - Google Patents

太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法 Download PDF

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Description

本発明の実施形態は、太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法に関する。
例えば、複数の太陽電池を用いた太陽電池システムがある。太陽電池システムにおいて、安定した電力を得ることが望まれる。
特開２０１１−１２９８３３号公報
本発明の実施形態は、安定した電力を得ることができる太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法を提供する。
本発明の実施形態によれば、太陽電池システムは、第１端子及び第２端子を含む第１太陽電池と、第３端子及び第４端子を含む第２太陽電池と、第５端子及び第６端子を含む電圧変換部と、を含む。前記第３端子は前記第１端子と電気的に接続される。前記第５端子は前記第４端子と電気的に接続される。前記電圧変換部は、前記第１端子と前記第２端子との間の第１電位差と、前記第１端子と前記第４端子との間の第２電位差と、の差の第１絶対値よりも、前記第１電位差と、前記第１端子と前記第６端子との間の第３電位差と、の差の第２絶対値を小さくする。
第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式図である。 第１実施形態に係る太陽電池システムの一部を例示する模式的断面図である。 第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式図である。 図４（ａ）〜図４（ｃ）は、第１実施形態に係る太陽電池システムの特性を例示する模式図である。 第１実施形態に係る別の太陽電池システムを例示する模式図である。 第１実施形態に係る別の太陽電池システムを例示する模式図である。 第１実施形態に係る別の太陽電池システムの一部を例示する模式的断面図である。 第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式的断面図である。
以下に、本発明の各実施の形態について図面を参照しつつ説明する。
なお、図面は模式的または概念的なものであり、各部分の厚さと幅との関係、部分間の大きさの比率などは、必ずしも現実のものと同一とは限らない。また、同じ部分を表す場合であっても、図面により互いの寸法や比率が異なって表される場合もある。
なお、本願明細書と各図において、既出の図に関して前述したものと同様の要素には同一の符号を付して詳細な説明は適宜省略する。
（第１実施形態）
図１は、第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式図である。
図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池システム１１０は、第１太陽電池１０、第２太陽電池２０及び電圧変換部３０を含む。
この例では、第１太陽電池１０は、第２太陽電池２０と重なっている。例えば、第１太陽電池１０は、第１面１０ａを有する。第１太陽電池１０は、第１面１０ａに沿って広がる。
第１面１０ａは、例えばＸ−Ｙ平面に沿う。Ｘ−Ｙ平面に対して垂直な方向をＺ軸方向とする。Ｘ−Ｙ平面に沿う１つの方向をＸ軸方向とする。Ｘ軸方向及びＺ軸方向に対して垂直な方向をＹ軸方向とする。
この例では、第２太陽電池２０は、Ｚ軸方向において第１太陽電池１０と重なる。例えば、第２太陽電池２０の少なくとも一部は、第１面１０ａ（Ｘ−Ｙ平面）と交差する第１方向において、第１太陽電池１０の少なくとも一部と重なっても良い。後述するように、例えば、第２太陽電池２０から第１太陽電池１０に向かう方向がＺ軸方向と交差しても良い。
第１太陽電池１０と第２太陽電池２０とは、互いに並列に接続される。例えば、第１太陽電池１０は、第１端子Ｔ１及び第２端子Ｔ２を含む。第２太陽電池２０は、第３端子Ｔ３及び第４端子Ｔ４を含む。第３端子Ｔ３は、第１端子Ｔ１と電気的に接続される。
電圧変換部３０は、第５端子Ｔ５及び第６端子Ｔ６を含む。第５端子Ｔ５は、第４端子Ｔ４と電気的に接続される。
この例では、配線４０がさらに設けられる。配線４０は、第６端子Ｔ６と第２端子Ｔ２とを電気的に接続する。
実施形態においては、複数の発電部（第１発電部１０Ｕ及び第２発電部２０Ｕなど）が設けられる。第１発電部１０Ｕは、第１太陽電池１０を含む。第２発電部２０Ｕは、第２太陽電池２０及び電圧変換部３０を含む。第１発電部１０Ｕと第２発電部２０Ｕと、が互いに並列に電気的に接続される。
太陽電池システム１１０は、２つの端子（端子Ｔ０１及びＴ０２）を含む。これらの端子が、太陽電池システム１１０の出力端子となる。第１端子Ｔ１及び第３端子Ｔ３が、端子Ｔ０１となる。配線４０が設けられる場合、第２端子Ｔ２及び第６端子Ｔ６が、端子Ｔ０２に電気的に接続される。
図２は、第１実施形態に係る太陽電池システムの一部を例示する模式的断面図である。 図２に示すように、第１太陽電池１０は、第１光電変換層１０ｓを含む。第１端子Ｔ１は、第１光電変換層１０ｓの一部と電気的に接続される。第２端子Ｔ２は、第１光電変換層１０ｓの別の一部と電気的に接続される。
この例では、第１光電変換層１０ｓは、第１半導体領域１１及び第２半導体領域１２を含む。第１半導体領域１１は、第１導電形である。第２半導体領域１２は、第２導電形である。例えば、第１導電形はｐ形であり、第２導電形はｎ形である。導電形は、逆でも良い。
この例では、第１電極１１ｅ及び第２電極１２ｅが設けられる。第１電極１１ｅと第２電極１２ｅとの間に、第１光電変換層１０ｓが設けられる。この例では、第１電極１１ｅと第２電極１２ｅとの間に、第１半導体領域１１が位置する。第１半導体領域１１と第２電極１２ｅとの間に、第２半導体領域１２が位置する。第１端子Ｔ１は、第１電極１１ｅと電気的に接続される。第２端子Ｔ２は、第２電極１２ｅと電気的に接続される。
１つの例において、第１光電変換層１０ｓは、化合物半導体を含む。
一方、第２太陽電池２０は、第２光電変換層２０ｓを含む。第３端子Ｔ３は、第２光電変換層２０ｓの一部と電気的に接続される。第４端子Ｔ４は、第２光電変換層２０ｓの別の一部と電気的に接続される。
この例では、第２光電変換層２０ｓは、第３半導体領域２３、第４半導体領域２４及び第５半導体領域２５を含む。例えば、第３半導体領域２３は、第１導電形である。第４半導体領域２４は、第２導電形である。第５半導体領域２５の導電性は、例えば、第３半導体領域２３の導電性よりも低く、第４半導体領域２４の導電性よりも低い。第３半導体領域２３は、例えば、ｐ形シリコン領域を含む。第４半導体領域２４は、例えば、ｎ形シリコン領域を含む。第５半導体領域２５は、例えば、ノンドープシリコンを含む。
例えば、第１端子Ｔ１に電気的に接続された、第１光電変換層１０ｓの上記の一部は、第１導電形である。第２端子Ｔ２に電気的に接続された、第１光電変換層１０ｓの上記の別の一部は、第２導電形である。第３端子Ｔ３に電気的に接続された、第２光電変換層２０ｓの上記の一部は、第１導電形である。第４端子Ｔ４に電気的に接続された、第２光電変換層２０ｓの上記の別の一部は、第２導電形である。
このようにして、第１太陽電池１０と第２太陽電池２０とは、互いに電気的に接続される。このようにして、第１発電部１０Ｕと第２発電部２０Ｕとは、互いに電気的に接続される。
図３は、第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式図である。
第１太陽電池１０に光（例えば太陽光）が入射することで、第１太陽電池１０に光起電力が生じる。第２太陽電池２０に光（例えば太陽光）が入射することで、第２太陽電池２０に光起電力が生じる。
第１端子Ｔ１と第２端子Ｔ２との間の電位差を第１電位差Ｖ１とする。第１電位差Ｖ１は、第１太陽電池１０により生じる出力電圧（開放電圧）に対応する。
第１端子Ｔ１と第４端子Ｔ４との間の電位差を第２電位差Ｖ２とする。第２電位差Ｖ２は、第３端子Ｔ３と第４端子Ｔ４との間の電位差に対応する。第２電位差Ｖ２は、第２太陽電池２０により生じる出力電圧（開放電圧）に対応する。
第１端子Ｔ１と第６端子Ｔ６との間の電位差を第３電位差Ｖ３とする。第３電位差Ｖ３は、第２太陽電池２０及び電圧変換部３０を含む第２発電部２０Ｕにおいて得られる出力電圧に対応する。
電圧変換部３０は、第１電位差Ｖ１と第２電位差Ｖ２との差の第１絶対値よりも、第１電位差Ｖ１と第３電位差Ｖ３との差の第２絶対値を小さくする。
これにより、例えば、安定した電力を得ることができる太陽電池システムを提供できる。
例えば、電圧変換部３０は、第２太陽電池２０により生じる出力電圧（第２電位差Ｖ２）の電圧を変換する。変換して得られる電圧が、第３電位差Ｖ３となる。電圧変換部３０は、第２発電部２０Ｕの出力電圧（第３電位差Ｖ３）を、第１発電部１０Ｕの出力電圧（第１電位差Ｖ１）に近づける。
例えば、第１太陽電池１０で得られる出力電圧（第１電位差Ｖ１）と、第２太陽電池２０で得られる出力電圧（第２電位差Ｖ２）とは、必ずしも同じではない。出力電圧が異なる複数の太陽電池を並列に接続すると、得られる電力に損失が生じる。
実施形態においては、出力電圧が異なる複数の太陽電池を並列に接続する場合においても、電圧変換部３０により、複数の発電部における出力電圧の差が小さくできる。電力の損失が抑制できる。
例えば、電圧変換部３０を設けずに、複数の太陽電池の出力電圧を均一にするように設計する参考例が考えられる。この場合、例えば、製造条件の変動などにより、複数の太陽電池の出力電圧を均一にすることには、限界がある。さらに、製造後の使用中に、複数の太陽電池の特性が変化し、これにより、複数の太陽電池の出力電圧が不均一になる場合もある。例えば、複数の太陽電池の一部が劣化すると、出力電圧が変化する。さらに、複数の太陽電池の一部（例えば光電変換層）が異なる材料を含む場合、出力電圧の経時変化が異なる。参考例においては、このような種々の要因による出力電圧の不均一を十分に小さくすることは困難である。
実施形態においては、電圧変換部３０を設けることで、複数の発電部の少なくとも一方の出力電圧を調整できる。これにより、複数の発電部においては出力電圧の差を小さくできる。電力の損失が抑制できる。
例えば、第１太陽電池１０は、最大出力点を有する。第１太陽電池１０における最大出力点における電圧を第１電圧とする。例えば、第２太陽電池２０は、最大出力点を有する。第２太陽電池２０におけるこの最大出力点における電圧を第２電圧とする。第１電圧は、第２電圧と必ずしも同じではない。実施形態において、第１電位差Ｖ１は、第１電圧でも良い。第２電位差Ｖ２は、第２電圧でも良い。
実施形態において、例えば、第２端子Ｔ２と端子Ｔ０２との間に、第１抵抗部１８が設けられても良い。例えば、第６端子Ｔ６と端子Ｔ０２との間に、第２抵抗部２８が設けられても良い。これらの抵抗部は、例えば、配線抵抗などを含む。これらの抵抗部は、配線４０に含められても良い。これらの抵抗部は、実質的には無視しても良い。
例えば、第５端子Ｔ５と第６端子Ｔ６との間の電位差を第４電位差Ｖ４とする。第３電位差Ｖ３は、第２電位差Ｖ２と第３電位差Ｖ３との和に実質的に対応する。第３電位差Ｖ３は、正でも良く、負でも良い。
１つの例において、第１電位差Ｖ１の絶対値が第２電位差Ｖ２の絶対値よりも大きい。この場合、第４電位差Ｖ４は、正である。別の例において、第１電位差Ｖ１の絶対値が第２電位差Ｖ２の絶対値よりも小さい。この場合、第４電位差Ｖ４は、負である。
図４（ａ）〜図４（ｃ）は、第１実施形態に係る太陽電池システムの特性を例示する模式図である。
これらの図の横軸は、時間ｔｍである。図４（ａ）の縦軸は、第１電位差Ｖ１である。図４（ｂ）の縦軸は、第２電位差Ｖ２である。図４（ｃ）の縦軸は、第１電位差Ｖ１と第２電位差Ｖ２との差ΔＶである。上記の第１絶対値は、差ΔＶの絶対値に対応する。
図４（ａ）に示すように、１つの例において、第１電位差Ｖ１は、時間ｔｍの経過とともに上昇する。一方、図４（ｂ）に示すように、１つの例において、第２電位差Ｖ２は、時間ｔｍの経過とともに低下する。図４（ｃ）に示すように、１つの例において、差ΔＶは、時間ｔｍの経過とともに大きくなる。
このような場合、これらの太陽電池の初期状態の出力電圧が同じになるように設計したとしても、時間ｔｍの経過とともに、差ΔＶが大きくなる。このような場合に、電圧変換部３０を設けることで、出力電圧を均一にできる。
例えば、第１太陽電池１０の第１光電変換層１０ｓが、カルコパイライト系材料を含む場合に、図４（ａ）に例示する特性が得られる。第２太陽電池２０の第２光電変換層２０ｓが、シリコンを含む場合、図４（ｂ）に例示する特性が得られる。
このような材料の組み合わせを用いる場合において電圧変換部３０を設けることで、出力電圧を効果的に均一にできる。
実施形態において、電圧変換部３０は、例えば、ＤＣ−ＤＣコンバータを含む。ＤＣ−ＤＣコンバータにより、第２電位差Ｖ２を第３電位差Ｖ３に変換できる。
上記のように、第１電位差Ｖ１は、第１期間において上昇する。一方、第２電位差Ｖ２は、その第１期間において低下する。上記の第１絶対値（差ΔＶの絶対値）は時間的に変化する。電圧変換部３０は、第１絶対値の時間的な変化に応じて、第３電位差Ｖ３の絶対値を変更する。これにより、２つの太陽電池における出力電圧の差が時間的に変化した場合においても、２つの発電部における出力電圧の差を小さく維持できる。
例えば、出力電圧の時間的変化の極性が同じ場合においても、時間的な変化の絶対値が異なる場合がある。このような場合においても、電圧変換部３０により、２つの発電部における出力電圧の差を小さく維持できる。
例えば、第１絶対値（第１電位差Ｖ１と第２電位差Ｖ２との差ΔＶの絶対値）の第１期間における変化は、第２絶対値（第１電位差Ｖ１と第３電位差Ｖ３との差の絶対値）のその第１期間における変化よりも大きい。または、上記の第２絶対値は、その第１期間において実質的に変化しない。このように、実施形態においては、電圧変換部３０により得られる第２絶対値（第１電位差Ｖ１と第３電位差Ｖ３との差の絶対値）を小さくできる。
電圧変換部３０は、第１絶対値（第１電位差Ｖ１と第２電位差Ｖ２との差ΔＶの絶対値）の時間的な変化に応じて、第４電位差Ｖ４（第５端子Ｔ５と第６端子Ｔ６との間の電位差）を変更する。電圧変換部３０は、第１絶対値の時間的な変化に応じて、第４電位差Ｖ４の絶対値を変更する。
図５は、第１実施形態に係る別の太陽電池システムを例示する模式図である。
図５に示すように、太陽電池システム１１１においては、電圧変換部３０は、第７端子Ｔ７をさらに含む。太陽電池システム１１１におけるこれ以外の構成は、太陽電池システム１１０の構成と同様である。図５において、抵抗部が省略されている。
太陽電池システム１１１においては、第７端子Ｔ７に第１電位差Ｖ１に応じた信号が入力される。第６端子Ｔ６の電位（例えば第３電位差Ｖ３）は、その信号に応じて変化する。第７端子Ｔ７は、電圧変換部３０の制御端子である。第７端子Ｔ７の電位を変化させると、第６端子Ｔ６（出力端子）の電位が変化する。
第７端子Ｔ７に、第１電位差Ｖ１に応じた信号が入力され、電圧変換部３０において、第１電位差Ｖ１と第２電位差Ｖ２との差が導出されても良い。第６端子Ｔ６の電位（例えば第３電位差Ｖ３）は、その差に応じて変化しても良い。
図６は、第１実施形態に係る別の太陽電池システムを例示する模式図である。
図６に示すように、太陽電池システム１１２においては、電圧変換部３０は、電源端子Ｔ８をさらに含む。太陽電池システム１１２におけるこれ以外の構成は、太陽電池システム１１１の構成と同様である。図６において、抵抗部が省略されている。
太陽電池システム１１２においては、電源端子Ｔ８には、例えば、第１太陽電池１０から電力が供給される。実施形態において、電源端子Ｔ８に、第２太陽電池２０から電力が供給されても良い。電源端子Ｔ８に、外部電源から電力が供給されても良い。
図７は、第１実施形態に係る別の太陽電池システムの一部を例示する模式的断面図である。
図７に示すように、太陽電池システム１１３においては、第１太陽電池１０は、複数の第１太陽電池素子１０Ｅを含む。第２太陽電池２０は、複数の第２太陽電池素子２０Ｅを含む。図７において、電圧変換部３０は省略されている。
第１太陽電池１０において、例えば、複数の第１太陽電池素子１０Ｅの少なくとも一部は、直列に接続される。第１端子Ｔ１は、複数の第１太陽電池素子１０Ｅの１つに電気的に接続される。第２端子Ｔ２は、複数の第１太陽電池素子１０Ｅの別の１つに接続される。
第２太陽電池２０において、例えば、複数の第２太陽電池素子２０Ｅの少なくとも一部は、直列に接続される。例えば、複数の第２太陽電池素子２０Ｅの１つの第３電極２３ｅと、複数の第２太陽電池素子２０Ｅの別の１つ第４電極２４ｅと、が互いに電気的に接続される。この例では、導電部２７により、これらの電極が接続される。第３端子Ｔ３は、複数の第２太陽電池素子２０Ｅの１つに接続される。第４端子Ｔ４は、複数の第２太陽電池素子２０Ｅの別の１つに接続される。
複数の太陽電池素子を直列に接続することで、所望の電圧が得られる。
この例では、第１太陽電池１０と第２太陽電池２０との間に、中間層５０が設けられている。中間層５０は、光透過性である。中間層５０は、例えば、ガラスなどを含む。例えば、第１太陽電池１０に入射した光（例えば太陽光）が、中間層５０を通過して、第２太陽電池２０に入射する。
例えば、第１太陽電池１０に入射する光の一部が、第１太陽電池１０において、電力に変換される。光の別の一部が、第２太陽電池２０に入射し、電力に変換される。効率的な発電が実施される。太陽電池システム１１３は、例えば、タンデム型の太陽電池である。
第１光電変換層１０ｓの第１バンドギャップは、第２光電変換層２０ｓの第２バンドギャップとは異なる。例えば、第１バンドギャップは、第２バンドギャップよりも大きい。このような構成により、太陽電池システム１１３に入射した光から、より効率的な光電変換が実施できる。
第１光電変換層１０ｓのバンドギャップが、厚さ方向で変化してもよい。この場合、第１光電変換層１０ｓのバンドギャップの最小を、第１光電変換層１０ｓの第１バンドギャップとして用いることができる。第１光電変換層１０ｓが複数の光電変換膜を含んでも良い。複数の光電変換膜は互いに積層される。この場合、複数の光電変換膜のうちの、厚さが最大の光電変換膜のバンドギャップを、第１光電変換層１０ｓの第１バンドギャップとして用いることができる。
図８は、第１実施形態に係る太陽電池システムを例示する模式的断面図である。
図８において、電圧変換部３０は省略されている。図８に示すように、太陽電池システム１１４においては、第２太陽電池２０から第１太陽電池１０に向かう方向は、Ｚ軸方向と交差する。例えば、第２太陽電池２０から第１太陽電池１０に向かう方向は、第１面１０ａに沿っている。
太陽電池システム１１１〜１１４においても、安定した電力を得ることができる太陽電池システムが提供できる。
実施形態において、第１半導体領域１１は、ＣＩＧＳｅを含んでも良い。第２半導体領域１２は、ＣｄＳを含んでも良い。第２半導体領域１２は、例えば、Ｏ及びＳの少なくともいずれと、Ｚｎと、を含んでも良い。第２半導体領域１２は、例えば、ＺｎＯ１−ｘ１Ｓｘ１（０≦ｘ１≦１）を含んでも良い。
実施形態において、電極（第１電極１１ｅ、第２電極１２ｅ、第３電極２３ｅ及び第４電極２４ｅの少なくともいずれか）は、複数の膜を含んでも良い。複数の膜は、互いに重なる。複数の膜の１つは、例えば、Ｉｎ、Ｚｎ及びＳｎの少なくともいずれかを含む酸化物を含んでも良い。複数の膜の別の１つは、金属膜でも良い。
実施形態において、第２太陽電池２０は、例えば、裏面電極型の単結晶シリコンセル(Interdigitated Back Contact Si cell)を含んでも良い。第２太陽電池２０は、例えば、多結晶シリコンを含んでも良い。
１つの例において、第１太陽電池１０は、ＣＩＧＳＳｅパネルである。一方、第２太陽電池２０は、シリコンパネルである。
以下、第１太陽電池１０の製造方法の例について、説明する。以下の例では、第１太陽電池１０は、ＣＩＧＳＳｅパネルである。
基板として、高透過率ガラスやソーダライムガラスを用いる。裏面側の光透過性電極として、ＩＴＯ膜（厚さが１５０ｎｍ）、及び、ＳｎＯ２膜（厚さが１００ｎｍ）をスパッタにより形成する。リソグラフィーを用いて、この光透過性電極に穴をあけ、金属膜を導入する。光透過性電極をＳｉＮｘなどの絶縁膜で覆う。これにより、光透過性電極と、光電変換層（例えばカルコパイライト系材料層）と、の接触が抑制できる。
基板を加熱（例えば約２００℃）して、Ｉｎ及びＧａ―Ｃｕを含む膜をスパッタにより形成する。基板の温度を上げ、Ｈ２Ｓｅで処理してセレン化する。その後、基板温度を変えるなどして、Ｈ２Ｓで表面を硫化しても良い。
適宜、メカニカルスクライブ、または、レーザースクライブにより、直列構造を形成する。
ＣＢＤ（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｂａｔｈ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）により、基板上にＣｄＳ層を形成する。例えば、硫酸カドミウムをアンモニア水溶液に溶かして得られる溶液に基板をディップする。その溶液にさらにチオウレアを導入する。チオウレアの導入の４５秒後に基板を取り出し、基板を水洗する。その後、基板に、有機Ｚｎ化合物を、例えばスプレー法により塗布する。５０℃以上１２０℃以下の温度で５分加熱する。これにより、ＺｎＯ層（例えば保護層）が形成される。ＺｎＯ層の厚さは、例えば、１５ｎｍ以上３０ｎｍである。
さらに、上部側の光透過性電極として、ＺｎＯ：Ａｌ膜をスパッタで形成する。ＺｎＯ：Ａｌ膜は、Ｚｎ及びＡｌよりなる群から選択されたの少なくとも１つと、酸素と、を含む膜（例えば、Ｚｎ１−ｘ２Ａｌｘ２Ｏｙ２膜（０≦ｘ２≦１、０．９≦ｙ２≦１．５）である。または、上部側の光透過性電極として、ＺｎＯ：Ｂ膜をＣＶＤで形成する。ＺｎＯ：Ｂ膜は、Ｚｎ及びＢよりなる群から選択された少なくとも１つと、酸素と、を含む膜（例えば、Ｚｎ１−ｘ３Ｂｘ３Ｏｙ３膜（０≦ｘ３≦１、０．９≦ｙ３≦１．１）でである。スパッタでの形成において、基板の温度は、６０℃以上１５０℃以下である。低温で膜を形成すると、開放電圧が大きくなり易い。
上部側の光透過性電極に上に、ＭｇＦ２を蒸着する。ＭｇＦ２膜は、例えば、反射抑制膜（反射防止膜）として機能する。ＭｇＦ２膜の厚さは、例えば、７０ｎｍ以上１３０ｎｍ以下（例えば、８０ｎｍ以上１２０ｎｍ以下）である。このようにして、ＣＩＧＳＳｅパネル（第１太陽電池１０）が得られる。
例えば、ＣＩＧＳＳｅパネルは、３並列化される。これにより、シリコンパネルと組み合わせたときにおいて、出力電圧が調整される。
上記のＣＩＧＳＳｅパネル（第１太陽電池１０）の下に反射防止フィルムを設ける。さらに、その下に、シリコンパネル（第２太陽電池２０）を設ける。
例えば、防湿のため、ＥＶＡなどのフィルムを用いて裏面を保護する。このようなＣＩＧＳＳｅパネル及びシリコンパネルの組みを、枠に格納する。ジャンクションボックスを用意し、ＣＩＧＳＳｅパネル及びシリコンパネルのコネクタを用意する。この際、配線を容易にするために、４つの電極を有するコネクタを用いることが好ましい。このコネクタは、差し込みの向きを限定できる形状を有することが好ましい。電圧変換部３０としてＤＣ−ＤＣコンバータを設け、配線により各部材を電気的に接続する。
第１構成においては、上記で説明したように、第１太陽電池１０、第２太陽電池２０及び電圧変換部３０が設けられる。第１太陽電池１０の出力電圧（開放電圧）は、第２太陽電池２０の出力電圧（開放電圧）とは異なる。
第２構成においては、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０が設けられ、電圧変換部３０が設けられない。第１太陽電池１０の出力電圧（開放電圧）は、第２太陽電池２０の出力電圧（開放電圧）とは異なる。第１太陽電池１０と第２太陽電池２０とは、並列に接続される。
第３構成においては、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０が設けられ、電圧変換部３０が設けられない。第１太陽電池１０に含まれる複数の第１太陽電池素子１０Ｅの一部が並列化され、第２太陽電池２０に含まれる複数の第２太陽電池素子２０ｅの一部が並列化される。これにより、第１太陽電池１０の出力電圧（開放電圧）は、第２太陽電池２０の出力電圧（開放電圧）と、実質的に同じである。第１太陽電池１０と第２太陽電池２０とは、並列に接続される。
第１構成において、効率は、２５．１％であり、開放電圧Ｖｏｃは、３７．８Ｖであり、短絡電流Ｉｓｃは、１４．０Ａである。
第２構成において、効率は、２４．４％であり、開放電圧Ｖｏｃは、３７．５Ｖであり、短絡電流Ｉｓｃは、１３．８Ａである。
第３構成において、効率は、２４．７％であり、開放電圧Ｖｏｃは、３７．６Ｖであり、短絡電流Ｉｓｃは、１３．９Ａである。
このように、第１構成において、高い効率が得られる。
第１太陽電池１０の製造方法の例においては、例えば、光透過性電極の形成が行われる。この後、金属膜の形成が行われる。この後、第１スクライブが行われる。この後、ＣＩＧＳＳｅ膜の形成が行われる。この後、第２スクライブが行われる。この後、ＣＢＤが行われる。この後、ＺｎＯ膜が形成される。この後、ＺｎＯ：Ａｌ膜の形成が行われる。この後、第３スクライブが行われる。この後、反射防止膜の形成が行われる。
実施形態において、第２スクライブと、「ＣＢＤ及びＺｎＯ膜の形成」と、の順は、逆でも良い。実施形態において、第３スクライブと反射防止膜の形成との順は、逆でも良い。
例えば、第１スクライブにおけるスクライブの間隔は、例えば、５ｍｍ以上８ｍｍ以下である。間隔が過度に短いと、例えば、第２スクライブまたは第３スクライブにおいて、ロスが多くなり、発電面積が減少する。間隔が過度に長いと、例えば、電極（例えば、ＺｎＯ：Ａｌ膜、及び、ＺｎＯ：Ｂ膜の少なくともいずれか）の抵抗成分によりロスが生じる。電極を厚くすると抵抗が下がる。電極を厚くすると、光学ロスが生じ、効率が低下する。
第１太陽電池１０に含まれる第１光電変換層１０ｓは、例えば、ＣｄＴｅ、Ｃｕ２Ｏ及びＣｕＩｎＧａＳＳｅよりなる群から選択された少なくとも１つを含む。
第２太陽電池２０においては、例えば、シリコン太陽電池またはＣＩＧＳＳｅ太陽電池が用いられる。
例えば、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０の一方の出力電圧が、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０の他方の出力電圧よりも高い。このとき、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０のこの一方において、並列化が行われる。さらに、このような第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０が並列に接続される。
直列接続の場合においては、複数の太陽電池におけるバンドギャップに制約が生じ易い。例えば、複数の太陽電池における電流に差がある場合は、得られる電流は、小さい方の電流により制限される。例えば、入射する光の波長分布が変化して、複数の太陽電池の電流に差が生じる場合もある。このときも、得られる電流は、小さい方の電流により制限される。
並列接続にする場合において、電圧をほぼ等しくする。例えば、スクライブの間隔を調整することで、電圧を調整しても良い。太陽電池においては、光量に対して電流は大きく変化するが、ある程度の照度があれば電圧は大きくは変化しない。このため、光の波長分布が変化しても大きな影響は生じない。
実施形態において、第１太陽電池１０において、直列化及び並列化の少なくともいずれかが行われても良い。第２太陽電池２０において、直列化及び並列化の少なくともいずれかが行われても良い。例えば、直列に接続された太陽電池素子群が複数設けられても良い。この複数の太陽電池素子群の少なくとも一部が、並列に接続されても良い。例えば、並列の接続された太陽電池素子群が複数設けられても良い。この複数の太陽電池素子群の少なくとも一部が、直列に接続されても良い。
（第２実施形態）
第２実施形態は、太陽電池システムの制御方法に係る。この太陽電池システムは、第１発電部１０Ｕ及び第２発電部２０Ｕを含む（図１参照）。第２発電部２０Ｕは、第１発電部１０Ｕと並列に接続される。第１発電部１０Ｕは、第１太陽電池１０を含む。第２発電部２０Ｕは、第２太陽電池２０を含む。
本制御方法においては、第１発電部１０Ｕの第１出力電圧（例えば第１電位差Ｖ１）と、第２発電部２０Ｕの第２出力電圧（第３電位差Ｖ３）と、の差が小さくなるように、第２太陽電池２０の第２太陽電池電圧（第２電位差Ｖ２）を変換する。実施形態によれば、安定した電力を得ることができる太陽電池システムの制御方法が提供できる。
１つの例において、第１太陽電池１０の第１太陽電池電圧（例えば、第１電位差Ｖ１）は、第１期間において上昇する。一方、第２太陽電池電圧（例えば、第２電位差Ｖ２）は、この第１期間において低下する（図４参照）。
例えば、第１出力電圧（例えば第１電位差Ｖ１）の第１期間における変化の絶対値は、第１出力電圧（例えば第１電位差Ｖ１）と第２出力電圧（例えば第３電位差Ｖ３）との差の絶対値の第１期間における変化よりも大きい。または、第１出力電圧（例えば第１電位差Ｖ１）と第２出力電圧（例えば第３電位差Ｖ３）との差の絶対値は、第１期間において実質的に変化しない。
この制御方法においては、第１出力電圧（例えば第１電位差Ｖ１）と第２出力電圧（例えば第３電位差Ｖ３）との差の絶対値の時間的な変化に応じて、第２太陽電池電圧（第２電位差Ｖ２）の変換率を変化させる。
実施形態において、第１太陽電池１０及び第２太陽電池２０に加えて、別の太陽電池がさらに設けられても良い。太陽電池の数は、３以上でも良い。実施形態において、電圧変換部３０に加えて、別の電圧変換部がさらに設けられても良い。電圧変換部の数は、２以上でも良い。
実施形態は、以下の構成（例えば技術案）を含んでも良い。
（構成１）
第１端子及び第２端子を含む第１太陽電池と、
第３端子及び第４端子を含む第２太陽電池であって、前記第３端子は前記第１端子と電気的に接続された前記第２太陽電池と、
第５端子及び第６端子を含む電圧変換部であって、前記第５端子は前記第４端子と電気的に接続された前記電圧変換部と、
を備え、
前記電圧変換部は、前記第１端子と前記第２端子との間の第１電位差と、前記第１端子と前記第４端子との間の第２電位差と、の差の第１絶対値よりも、前記第１電位差と、前記第１端子と前記第６端子との間の第３電位差と、の差の第２絶対値を小さくする、太陽電池システム。
（構成２）
前記第６端子と前記第２端子とを電気的に接続する、配線をさらに備えた、構成１記載の太陽電池システム。
（構成３）
前記第１太陽電池は、第１光電変換層を含み、
前記第１端子は、前記第１光電変換層の一部と電気的に接続され、
前記第２端子は、前記第１光電変換層の別の一部と電気的に接続され、
前記第２太陽電池は、第２光電変換層を含み、
前記第３端子は、前記第２光電変換層の一部と電気的に接続され、
前記第４端子は、前記第２光電変換層の別の一部と電気的に接続された、構成１または２に記載の太陽電池システム。
（構成４）
前記第１光電変換層の前記一部は、第１導電形であり、
前記第１光電変換層の前記別の一部は、第２導電形であり、
前記第２光電変換層の前記一部は、前記第１導電形であり、
前記第２光電変換層の前記別の一部は、前記第２導電形である、構成３記載の太陽電池システム。
（構成５）
前記第１光電変換層の第１バンドギャップは、前記第２光電変換層の第２バンドギャップとは異なる、構成３または４のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成６）
前記第１バンドギャップは、前記第２バンドギャップよりも大きい、構成５記載の太陽電池システム。
（構成７）
前記第１絶対値は時間的に変化する、構成１〜６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成８）
前記第１電位差は、第１期間において上昇し、
前記第２電位差は、前記第１期間において低下する、構成１〜６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成９）
前記第１絶対値の第１期間における変化は、前記第２絶対値の前記第１期間における変化よりも大きい、または、
前記第２絶対値は、前記第１期間において実質的に変化しない、構成１〜６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１０）
前記電圧変換部は、前記第１絶対値の時間的な変化に応じて、前記第３電位差の絶対値を変更する、構成１〜６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１１）
前記電圧変換部は、前記第１絶対値の時間的な変化に応じて、前記第５端子と前記第６端子との間の第４電位差を変更する、構成１〜６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１２）
前記電圧変換部は、第７端子をさらに含み、
前記第７端子に前記第１電位差に応じた信号が入力され、
前記第６端子の電位は、前記信号に応じて変化する、構成１〜１１のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１３）
前記電圧変換部は、電源端子をさらに含み、
前記電源端子には、前記第１太陽電池から電力が供給される、構成１〜１２のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１４）
前記第１太陽電池は、第１面を有し、前記第１太陽電池は、前記第１面に沿って広がり、
前記第２太陽電池の少なくとも一部は、前記第１面と交差する第１方向において、前記第１太陽電池の少なくとも一部と重なる、構成１〜１３のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１５）
前記第１太陽電池は、カルコパイライト系材料を含み、
前記第２太陽電池は、シリコンを含む、構成１〜１４のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１６）
前記第１太陽電池は、直列に接続された複数の第１太陽電池素子を含み、
前記第１端子は、前記複数の第１太陽電池素子の１つに接続され、
前記第２端子は、前記複数の第１太陽電池素子の別の１つに接続された、構成１〜１５のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１７）
前記第２太陽電池は、直列に接続された複数の第２太陽電池素子を含み、
前記第３端子は、前記複数の第２太陽電池素子の１つに接続され、
前記第４端子は、前記複数の第２太陽電池素子の別の１つに接続された、構成１〜１６のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１８）
前記電圧変換部は、ＤＣ−ＤＣコンバータを含む、構成１〜１７のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
（構成１９）
第１太陽電池を含む第１発電部と、前記第１発電部と並列に接続され第２太陽電池を含む第２発電部と、を含む太陽電池システムの制御方法であって、
前記第１発電部の第１出力電圧と、前記第２発電部の第２出力電圧と、の差が小さくなるように、前記第２太陽電池の第２太陽電池電圧を変換する、太陽電池システムの制御方法。
（構成２０）
前記第１太陽電池の第１太陽電池電圧は、第１期間において上昇し、
前記第２太陽電池電圧は、前記第１期間において低下する、構成１９記載の太陽電池システムの制御方法。
（構成２１）
前記第１出力電圧の第１期間における変化の絶対値は、前記第１出力電圧と前記第２出力電圧との差の絶対値の前記第１期間における変化よりも大きい、または、
前記第１出力電圧と前記第２出力電圧との差の前記絶対値は、前記第１期間において実質的に変化しない、構成１９記載の太陽電池システムの制御方法。
（構成２２）
前記第１出力電圧と前記第２出力電圧との差の絶対値の時間的な変化に応じて、前記第２太陽電池電圧の変換率を変化させる、構成１９記載の太陽電池システムの制御方法。
実施形態によれば、安定した電力を得ることができる太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法が提供できる。
本願明細書において、「電気的に接続される状態」は、複数の導電体が物理的に接してこれら複数の導電体の間に電流が流れる状態を含む。「電気的に接続される状態」は、複数の導電体の間に、別の導電体が挿入されて、これらの複数の導電体の間に電流が流れる状態を含む。「電気的に接続される状態」は、複数の導電体の間に、電気的な素子（トランジスタなどのスイッチ素子など）が挿入されて、これらの複数の導電体の間に電流が流れる状態を形成可能な状態を含む。
以上、例を参照しつつ、本発明の実施の形態について説明した。しかし、本発明は、これらの例に限定されるものではない。例えば、太陽電池システムに含まれる太陽電池及び電圧変換部などの各要素の具体的な構成に関しては、当業者が公知の範囲から適宜選択することにより本発明を同様に実施し、同様の効果を得ることができる限り、本発明の範囲に包含される。
各例のいずれか２つ以上の要素を技術的に可能な範囲で組み合わせたものも、本発明の要旨を包含する限り本発明の範囲に含まれる。
本発明の実施の形態として上述した太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法を基にして、当業者が適宜設計変更して実施し得る全ての太陽電池システム及び太陽電池システムの制御方法も、本発明の要旨を包含する限り、本発明の範囲に属する。
本発明の思想の範疇において、当業者であれば、各種の変更例及び修正例に想到し得るものであり、それら変更例及び修正例についても本発明の範囲に属するものと了解される。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
１０…第１太陽電池、 １０Ｅ…第１太陽電池素子、 １０Ｕ…第１発電部、 １０ａ…第１面、 １０ｓ…第１光電変換層、 １１…第１半導体領域、 １１ｅ…第１電極、 １２…第２半導体領域、 １２ｅ…第２電極、 １８…第１抵抗部、 ２０…第２太陽電池、 ２０Ｅ…第２太陽電池素子、 ２０Ｕ…第２発電部、 ２０ｅ…第２太陽電池素子、 ２０ｓ…第２光電変換層、 ２３…第３半導体領域、 ２３ｅ…第３電極、 ２４…第４半導体領域、 ２４ｅ…第４電極、 ２５…第５半導体領域、 ２７…導電部、 ２８…第２抵抗部、 ３０…電圧変換部、 ４０…配線、 ５０…中間層、 ΔＶ…差、 １１０〜１１４…太陽電池システム、 Ｔ０１、Ｔ０２…端子、 Ｔ１〜Ｔ７…第１〜第７端子、 Ｔ８…電源端子、 Ｖ１〜Ｖ４…第１〜第４電位差、 ｔｍ…時間

Claims (5)

  1. 第１端子及び第２端子を含む第１太陽電池と、
    第３端子及び第４端子を含む第２太陽電池であって、前記第３端子は前記第１端子と電気的に接続された前記第２太陽電池と、
    第５端子、第６端子及び第７端子を含む電圧変換部であって、前記第５端子は前記第４端子と電気的に接続された前記電圧変換部と、
    を備え、
    前記電圧変換部は、前記第１端子と前記第２端子との間の第１電位差と、前記第１端子と前記第４端子との間の第２電位差と、の差の第１絶対値よりも、前記第１電位差と、前記第１端子と前記第６端子との間の第３電位差と、の差の第２絶対値を小さくし、
    前記第１電位差は、前記第１太陽電池における最大出力点における電圧であり、
    前記第２電位差は、前記第２太陽電池における最大出力点における電圧であり、
    前記第１電位差及び前記第２電位差の一方は、第１期間において上昇し、
    前記第１電位差及び前記第２電位差の他方は、前記第１期間において低下し、
    前記第７端子に前記第１電位差に応じた信号が入力され、
    前記電圧変換部は、前記第６端子の電位を、前記第１電位差と前記第２電位差との前記差に応じて変化させて、前記第１絶対値の時間的な変化に応じて、前記第３電位差の絶対値を変更して、前記第１絶対値よりも前記第２絶対値を小さくする、太陽電池システム。
  2. 前記第６端子と前記第２端子とを電気的に接続する、配線をさらに備えた、請求項１記載の太陽電池システム。
  3. 前記第１太陽電池は、第１光電変換層を含み、
    前記第１端子は、前記第１光電変換層の一部と電気的に接続され、
    前記第２端子は、前記第１光電変換層の別の一部と電気的に接続され、
    前記第２太陽電池は、第２光電変換層を含み、
    前記第３端子は、前記第２光電変換層の一部と電気的に接続され、
    前記第４端子は、前記第２光電変換層の別の一部と電気的に接続された、請求項１または２に記載の太陽電池システム。
  4. 前記第１光電変換層の前記一部は、第１導電形であり、
    前記第１光電変換層の前記別の一部は、第２導電形であり、
    前記第２光電変換層の前記一部は、前記第１導電形であり、
    前記第２光電変換層の前記別の一部は、前記第２導電形である、請求項３記載の太陽電池システム。
  5. 前記第１太陽電池は、カルコパイライト系材料を含み、
    前記第２太陽電池は、シリコンを含む、請求項１〜４のいずれか１つに記載の太陽電池システム。
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