WO2012128339A1 - 太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法 - Google Patents

太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法 Download PDF

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light guide
solar cell
light
cell module
main surface
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英臣 由井
前田　強
内田　秀樹
時由 梅田
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シャープ株式会社
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    • Y02E10/52—PV systems with concentrators

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module, a solar power generation device, and a method for installing a solar cell module.
  • Conventional solar power generation apparatuses generally have a form in which a plurality of solar cell panels are spread over the entire surface facing the sun.
  • a solar power generation apparatus in which a gantry is installed on the roof of a building and a plurality of solar battery panels are spread on the gantry is known.
  • a solar cell panel is made of an opaque semiconductor and cannot be stacked. Therefore, in a solar power generation device, a large-area solar cell panel is required to ensure the amount of power.
  • the device there is a restriction that the device must be installed in a limited place such as a roof, and there is a limit to the amount of power that can be obtained.
  • a solar cell module includes a light guide, a reflector disposed to face the light guide, and a solar cell element that receives light emitted from the light guide.
  • the light guide has a first main surface, a second main surface, a first end surface in contact with the first main surface and the second main surface, and allows light from the outside to be incident from the first main surface.
  • the light is propagated through the light guide and emitted from the first end face.
  • the reflector has a reflecting portion that is incident from the first main surface, passes through the light guide, reflects light incident on the reflector, and changes a traveling direction of the light.
  • the solar cell element receives light emitted from the first end surface, and the thickness of the light guide decreases as the distance from the first end surface increases.
  • the reflection unit reflects the light transmitted through the light guide, and the reflected light enters the light guide and propagates through the light guide. It may be configured to reach the first end face.
  • the reflector has a plurality of the reflection portions and a plurality of flat end portions substantially parallel to the second main surface, and the gap is between the plurality of reflection portions.
  • Each of the plurality of flat end portions may be arranged.
  • the reflecting portion has a flat surface, the flat surface reflects the light transmitted through the light guide, and the reflected light enters the light guide. And it may be arrange
  • the flat surface may extend over the entire reflector.
  • the second main surface and the flat surface may be substantially parallel to each other.
  • an interval between the second main surface and the flat surface may be reduced as the distance from the first end surface increases.
  • a phosphor that emits fluorescence upon receiving light incident on the light guide provided on one of the first main surface and the second main surface is further dispersed.
  • a phosphor layer may be provided.
  • the phosphor layer may be a phosphor film in which the phosphor is dispersed inside a transparent film.
  • the solar cell module according to an aspect of the present invention further includes a transparent member laminated on at least one of the first main surface and the second main surface, and the phosphor layer includes the light guide and the An adhesive layer in which the phosphor is dispersed inside a transparent resin that bonds the transparent member may be used.
  • the solar cell module includes a frame body that holds the light guide body and the reflector body, and an inner surface of the frame body is configured to reflect fluorescence emitted from the phosphor body. Also good.
  • the solar cell module according to an aspect of the present invention may further include a condensing member that condenses light emitted from the first end face and makes the light incident on the solar cell element.
  • the low refractive index layer may be an air layer.
  • the material of the light guide may have transparency to a wavelength of 400 nm or less.
  • a solar power generation device includes the solar cell module according to the aspect of the present invention.
  • a solar cell module installation method in which the first main surface is opposite to the direction when the daytime sun is at the highest position. Inclined so as to face in the direction of.
  • a solar cell module includes a light guide, a reflector, and a solar cell element.
  • the reflector is a reflective surface facing the light guide, and reflects light incident through a low refractive index medium that passes through the light guide and has a lower refractive index than the light guide.
  • Have The solar cell receives light emitted from the light guide.
  • the light guide has a first main surface, a second main surface, a first end surface in contact with the first main surface and the second main surface, The thickness of the light guide may be reduced as the distance from the first end surface is increased.
  • the reflection surface is flat, the reflection surface reflects the light transmitted through the light guide, and the reflected light is transmitted to the light guide. It may be arranged so as to enter, propagate through the light guide, and reach the first end face.
  • the second main surface and the reflection surface may be substantially parallel to each other.
  • a phosphor that emits fluorescence upon receiving light incident on the light guide provided on one of the first main surface and the second main surface is further dispersed. You may have the made phosphor layer.
  • a solar cell module includes a light guide and a reflective surface that reflects light incident through the light guide and a low refractive index medium that has a lower refractive index than the light guide. And a solar cell element that receives light emitted from the light guide, wherein the light guide is a first transparent layer and at least part of the light incident on the light guide.
  • the first transparent layer may have a transmittance of 90% or more for light in a wavelength region of 280 nm to 800 nm.
  • the light guide further includes a second transparent layer, and the phosphor layer is sandwiched between the first transparent layer and the second transparent layer. May be.
  • the first transparent layer and the second transparent layer may have different thicknesses.
  • the phosphor layer may be configured by dispersing the phosphor so that the concentration is increased in a part of the light guide.
  • the light guide and the reflector may be substantially parallel to each other.
  • an interval between the light guide and the reflector may be reduced as the distance from the light emitting surface of the light guide increases.
  • the light having the maximum absorption wavelength of the phosphor out of the incident light is not completely absorbed even once incident on the phosphor layer, and the phosphor layer Almost all of the light may be absorbed by being incident twice or more.
  • light having a wavelength band in which the absorbance of the phosphor is 0.5A or more among the incident light, where A is the absorbance at the maximum absorption wavelength of the phosphor. May not be absorbed even if it is once incident on the phosphor layer, but may be substantially entirely absorbed by being incident twice or more on the phosphor layer.
  • a solar cell module a solar power generation device, and a solar cell module installation method capable of suppressing a decrease in power generation efficiency.
  • the light guide 3 and the reflector 4 have a refractive index lower than the refractive index of the light guide 3 in a state where the second main surface 3b of the light guide 3 and the reflecting portion 4a of the reflector 4 face each other. It is fixed by a fixing member 7 with the low refractive index layer 5 interposed therebetween.
  • the low refractive index layer 5 is an air layer. Note that an air layer is not necessarily required between the light guide 3 and the reflector 4.
  • the low refractive index layer 5 may be a layer having a lower refractive index than that of the light guide, and is preferably a medium having a lower refractive index.
  • the first main surface 3 a of the light guide 3 is viewed from a direction orthogonal to the first side surface 3 d of the light guide 3, and the first main surface 3 a of the light guide 3 and the second main surface 3 a of the light guide 3.
  • the main surface 3b is inclined so that the dimension gradually increases from the distance from the first end surface 3c of the light guide 3 toward the first end surface 3c of the light guide 3 from the distance.
  • the first main surface 3a and the second main surface 3b of the light guide 3 are flat surfaces.
  • a highly transparent organic material or inorganic material such as acrylic resin, polycarbonate resin, or glass is used.
  • the light guide 3 is formed of a material in which zirconia particles are dispersed in polymethyl methacrylate resin (PMMA) as an example.
  • PMMA polymethyl methacrylate resin
  • the average particle diameter of the zirconia particles is about 20 nm, which is sufficiently smaller than the wavelength of light.
  • FIG. 6 is a diagram showing the transmittance characteristics of the light guide 3.
  • the horizontal axis represents the wavelength of light
  • the vertical axis represents the transmittance of the light guide 3.
  • FIG. 6 shows the transmittance characteristics of the light guide 3 when “XY-0159” manufactured by Mitsubishi Rayon Co., Ltd. is used as the material of the light guide 3.
  • the material of the light guide 3 is transmissive to wavelengths of 400 nm or more, and the lower limit is transmissive to wavelengths of 400 nm or less so that external light can be taken in effectively.
  • a material having a transmittance of 90% or more, more preferably 93% or more with respect to light in a wavelength region of 360 nm to 800 nm is suitable.
  • “Acrylite” registered trademark manufactured by Mitsubishi Rayon Co., Ltd. that does not contain a UV absorber is high in light over a wide wavelength region. Since it has transparency, it is preferable.
  • the part of the reflector 4 facing the light guide 3 is incident from the first main surface 3 a of the light guide 3, passes through the light guide 3, and enters the reflector 4.
  • a reflecting portion 4a that reflects light and changes the traveling direction of the light is formed.
  • the reflector 4 for example, a highly transparent organic material or inorganic material such as acrylic resin, polycarbonate resin, or glass is used.
  • a plurality of such ridges T are provided on the reflecting portion 4a of the reflector 4 in the Y direction so that the steeply inclined surface T1 and the gently inclined surface T2 are in contact with each other.
  • the shape and size of the plurality of ridges T provided in the reflecting portion 4a are all the same.
  • Each ridge T has been described as having a triangular prism shape, but as shown in FIG. 2, the cross-sectional shape of each ridge when the reflector 4 is cut along a plane along the YZ plane is an equilateral triangle or an isosceles triangle. It is not an unequal triangle.
  • the solar cell element 6 As the solar cell element 6, a known one can be used. For example, an amorphous silicon solar cell, a polycrystalline silicon solar cell, a single crystal silicon solar cell, a compound solar cell (InGaP, GaAs, InGaAs, AlGaAs, Cu ( In, Ga) Se 2 , Cu (In, Ga) (Se, S) 2 , CuInS 2 , CdTe, CdS, etc.), quantum dot solar cells (Si, InGaAs, etc.), and the like can be used.
  • a compound solar cell is used as the solar cell element 6.
  • the shape and size of the solar cell element 6 are not particularly limited as long as the shape and size fit within the first end face 3 c of the light guide 3.
  • the solar cell element 6 is bonded to the first end surface 3c of the light guide 3 using, for example, ⁇ GEL (registered trademark) manufactured by Taika Corporation.
  • FIG. 7 is a graph showing the relationship between the absorption wavelength, intensity, and absorption sensitivity in the solar cell element.
  • the horizontal axis represents the absorption wavelength
  • the vertical axis represents the intensity and the absorption sensitivity.
  • compound solar cells such as InGaP solar cell 41, GaAs solar cell 42, and InGaAs solar cell 43 are crystalline silicon (c-Si) solar cell 44 and amorphous silicon (a-Si) solar cell.
  • c-Si crystalline silicon
  • a-Si amorphous silicon
  • the reflector 4 is a plate-like member, and a plurality of ridges T extending in the X direction are provided on the reflector 4 a of the reflector 4.
  • the ridge T is a triangular prism in which a steeply inclined surface T1 that forms an angle ⁇ B1 with respect to the Y axis and a gently inclined surface T2 that forms an angle ⁇ B2 with respect to the Y axis intersect at a ridgeline T3.
  • the angle ⁇ B1 and the angle ⁇ B2 satisfy the relationship ⁇ B1> ⁇ B2.
  • a moderately inclined surface T2 is disposed on the + Y direction side across the ridge line T3, and a steeply inclined surface T1 is disposed on the ⁇ Y direction side.
  • a flat portion S is provided between two adjacent ridges T.
  • the light reflected by the gently inclined surface T2 is less likely to enter the steeply inclined surface T1 of the adjacent ridge T. That is, the light reflected by the gently inclined surface T2 is affected by the steeply inclined surface T1, so that the incident angle of the light with respect to the second main surface 3b of the light guide 3 is reduced, the waveguide condition is broken, and the light is Leakage to the outside is suppressed.
  • the light L1 incident at a shallow angle with respect to the light guide 3 does not enter the reflector 4 and enters the light guide. 3 only propagates toward the first end face 3c.
  • light L2 incident on the light guide 3 at a deep angle (light incident on the second main surface 3a at a large angle) is transmitted through the light guide 3 and has a low refractive index layer. Although it passes through 5 and enters the reflector 4, it is reflected by the reflector 4 a and its traveling direction is changed to a direction toward the first end face 3 c of the light guide 3.
  • the light L2 reflected by the reflecting portion 4a propagates inside the light guide 3 and travels toward the first end face 3c.
  • the sunlight L2 is incident on the first main surface 3a of the light guide 3 at an incident angle ⁇ 2a
  • the sunlight L2 is refracted at the refraction angle ⁇ 2b on the first main surface 3a and inside the light guide 3 Is incident on.
  • the light incident on the second main surface 3b of the light guide 3 (the interface between the light guide 3 and the low refractive index layer 5) at the incident angle ⁇ 2c is refracted at the refraction angle ⁇ 2d at the interface and reflected by the reflector 4 Is incident on.
  • a part of the light incident on the gently inclined surface T2 of the reflector 4 at the incident angle ⁇ 2e is reflected on the gently inclined surface T2 at the reflection angle ⁇ 2e, and the traveling direction is reflected on the first end surface 3c of the light guide 3. It changes in the direction to go.
  • the light incident on the second main surface 3b (interface between the light guide 3 and the low refractive index layer 5) of the light guide 3 at the incident angle ⁇ 2f is refracted at the refraction angle ⁇ 2g at the interface and guided to the light guide. 3 is incident.
  • the light totally reflected by the second main surface 3b propagates in the light guide 3 toward the first end surface 3c.
  • the light L1 is totally reflected by the first main surface 3a of the light guide 3. Therefore, the light totally reflected even once on the second main surface 3b of the light guide 3 propagates inside the light guide 3 and is guided to the first end surface 3c without leaking to the outside of the light guide 3.
  • the incident angle ⁇ 2a of the sunlight L2 on the first main surface 3a of the light guide 3 is less than 40 degrees
  • the refraction angle ⁇ 2b when the sunlight L2 enters the light guide 3 is 21. Less than degrees.
  • the reflection angle ⁇ 2h on the first main surface 3a of the light guide 3 is 35 degrees or more
  • the incident angle ⁇ 2i is equal to or greater than the critical angle ( ⁇ 2i ⁇ 34 degrees)
  • the light L2 is totally reflected by the second main surface 3b of the light guide 3.
  • the light totally reflected by the second main surface 3b propagates in the light guide 3 toward the first end surface 3c. Therefore, the light totally reflected once even on the first main surface 3a of the light guide 3 propagates through the light guide 3 and is guided to the first end surface 3c without leaking to the outside of the light guide 3.
  • the first main surface 3 a of the light guide 3 is viewed from a direction orthogonal to the first side surface 3 d of the light guide 3, and the first main surface 3 a of the light guide 3 and the light guide 3.
  • the distance from the second main surface 3b is inclined so as to gradually increase from the distance from the first end surface 3c of the light guide 3 toward the first end surface 3c of the light guide 3. Therefore, the incident angle ⁇ 1c when entering the second main surface 3b of the light guide 3 is larger than the refraction angle ⁇ 1b when entering the light guide 3. Therefore, the light incident on the light guide 3 satisfies the total reflection condition on the second main surface 3b of the light guide 3, and is easily reflected toward the first end surface 3c of the light guide 3.
  • a low refractive index layer 5 having a refractive index n0 smaller than the refractive index n1 of the light guide 3 is located between the light guide 3 and the reflector 4 (n1> n2). Therefore, the refraction angle ⁇ 2d when incident on the low refractive index layer 5 is larger than the incident angle ⁇ 2c when incident on the second main surface 3b of the light guide 3. Therefore, the light incident on the low refractive index layer 5 is reflected by the gently inclined surface T2 of the reflector 4, and the traveling direction is easily changed toward the first end surface 3c of the light guide 3.
  • the light incident on the low refractive index layer 5 is on the gently inclined surface T2 of the reflector 4. Instead of being reflected, it easily passes through the reflector 4 and leaks to the outside.
  • the light incident on the light guide 3 is totally reflected on the first main surface 3a of the light guide 3 to propagate through the light guide 3 (an angle parallel to the XY plane and the light propagation direction).
  • the angle between Therefore, the incident angle ⁇ 2i when the light totally reflected by the first main surface 3a of the light guide 3 is incident on the second main surface 3b of the light guide 3 is the light incident on the light guide 3 first. It becomes larger than the incident angle ⁇ 2c when entering the second principal surface 3b of the light guide 3. Therefore, the light totally reflected by the first main surface 3 a of the light guide 3 satisfies the total reflection condition by the second main surface 3 b of the light guide 3 and is reflected toward the first end surface 3 c of the light guide 3. It becomes easy.
  • the light that satisfies the total reflection condition on the second main surface 3b of the light guide 3 no longer enters the low refractive index layer 5 but propagates only in the light guide 3 toward the first end surface 3c. It becomes.
  • the solar power generation device 1 of the present embodiment by separating the light guide function of the light guide 3 and the reflection function of the reflector 4, the light reflected by the reflector 4a is incident again on the reflector 4a. Can be suppressed. Specifically, since the light guide 3 and the reflector 4 are provided, light from the outside can be propagated inside the light guide 3 and guided to the solar cell element 6. Further, the light transmitted through the light guide 3 can be reflected by the reflector 4 and propagated through the light guide 3 to be guided to the solar cell element 6.
  • the distance between the first main surface 3a of the light guide 3 and the second main surface 3b of the light guide 3 when viewed from the direction orthogonal to the first side surface 3d of the light guide 3 is the first It inclines so that it may become large gradually as it approaches the end surface 3c. Therefore, the incident angle ⁇ 1c when entering the second main surface 3b of the light guide 3 is larger than the refraction angle ⁇ 1b when entering the light guide 3. For this reason, the light incident on the light guide 3 satisfies the total reflection condition on the second main surface 3 b of the light guide 3 and is easily guided to the solar cell element 6.
  • the low refractive index layer 5 which has the refractive index n0 smaller than the refractive index n1 of the light guide 3 exists between the light guide 3 and the reflector 4 (n1> n2). Accordingly, the refraction angle ⁇ 2d when entering the low refractive index layer 5 is larger than the incident angle ⁇ 2c when entering the second main surface 3b of the light guide 3. For this reason, the light incident on the low refractive index layer 5 is reflected by the gently inclined surface T ⁇ b> 2 of the reflector 4 and is easily guided to the solar cell element 6.
  • the light reflected by the gently inclined surface T2 of the reflector 4 and entering the light guide 3 is propagated through the light guide 3 by being totally reflected by the first main surface 3a of the light guide 3.
  • the angle (angle formed by a plane parallel to the XY plane and the light propagation direction) becomes shallow.
  • the light totally reflected by the first main surface 3 a of the light guide 3 satisfies the total reflection condition by the second main surface 3 b of the light guide 3 and is easily guided to the solar cell element 6. Therefore, it is possible to provide a solar cell module 2 capable of suppressing a decrease in power generation efficiency and a solar power generation device 1 using the solar cell module 2.
  • the gently inclined surface T2 of the reflecting portion 4a of the reflector 4 functions as a reflecting surface, it is easy to adjust the incident angle ⁇ 2f when the light is reflected by the reflecting surface and enters the light guide 3. Become. For example, if the inclination angle ⁇ B2 of the gently inclined surface T2 is increased, the incident angle ⁇ 2f when entering the light guide 3 is increased. If the inclination angle ⁇ B2 of the gently inclined surface T2 is reduced, the incident angle ⁇ 2f when entering the light guide 3 is reduced.
  • the first main surface 3a of the light guide 3 is a flat surface, it is possible to adjust the incident angle ⁇ 1c when light enters the light guide 3 and enters the second main surface 3b. It becomes easy. For example, if the inclination angle ⁇ A of the first main surface 3a is increased, the incident angle ⁇ 1c when entering the second main surface 3b increases. If the inclination angle ⁇ A of the first main surface 3a is reduced, the incident angle ⁇ 1c when entering the second main surface 3b is reduced.
  • the material of the light guide 3 is transmissive to wavelengths of 400 nm or less, it transmits light in a wide wavelength region. Therefore, external light can be taken in effectively.
  • FIG. 8 is a perspective view showing a photovoltaic power generation apparatus 1A of the present modification corresponding to FIG.
  • FIG. 9 is a partial cross-sectional view of the reflector 4A of the present modification corresponding to FIG. 8 and 9, the same reference numerals are given to the same components as those in FIGS. 1 and 3 used in the above embodiment, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 1 ⁇ / b> A includes a solar cell module 2 ⁇ / b> A and a support frame 8.
  • the solar cell module 2A has a substantially rectangular planar shape.
  • a support frame 8 is attached so as to surround the four sides of the solar cell module 2A.
  • the support frame 8 is fixed to the solar cell module 2A using, for example, an acrylic adhesive.
  • the solar cell module 2A includes a light guide 3, a reflector 4A, a low refractive index layer 5, and a solar cell element 6, as shown in FIG.
  • the light guide 3 and the reflector 4A are arranged to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is disposed between the light guide 3 and the reflector 4A.
  • the solar cell element 6 receives the light emitted from the light guide 3.
  • reflection part 4Aa which injects from the 1st main surface 3a of the light guide 3, and permeate
  • the light guide 3 and the reflector 4A are fixed by the support frame 8 with the low refractive index layer 5 sandwiched between the second main surface 3b of the light guide 3 and the reflecting portion 4Aa of the reflector 4A facing each other. ing.
  • the light guide 3 and the reflector 4A are in direct contact with the second main surface 3b of the light guide 3 and the reflecting portion 4Aa of the reflector 4A facing each other.
  • the second main surface 3b of the light guide 3 is in contact with the ridgeline T3 of the reflecting portion 4Aa of the reflector 4A. That is, in this modification, an air layer (low refractive index layer 5) is formed in a region surrounded by the second principal surface 3b of the light guide 3 and the inclined surface of the ridge formed on the reflecting portion 4Aa of the reflector 4A. Is present.
  • a reflective film 4R is formed on the inclined surface T of the reflective portion 4Aa of the reflector 4A.
  • a metal material having a high reflectance such as aluminum (Al) is used.
  • Al aluminum
  • the reflective film 4R is not limited to Al, but may have a reflectance of at least 90% or more, and preferably has a higher reflectance.
  • the reflective film 4R is formed on the inclined surface T of the reflective portion 4Aa of the reflector 4A, the light incident on the low refractive index layer 5 is reflected by the reflector 4A.
  • the light is reliably reflected by the gently inclined surface T2 and guided to the solar cell element 6. Therefore, a decrease in power generation efficiency can be reliably suppressed.
  • the present inventor performed a simulation of the light end face arrival rate.
  • the end face arrival rate of light reaches the first end face 3c of the light guide 3 when the ratio of the amount of sunlight irradiated to the first main face 3a of the light guide 3 is 100%. It is the ratio (%) of the amount of light.
  • the simulation conditions of Example 1 are as follows: the vertical and horizontal dimensions of the light guide 3 are 300 mm ⁇ 300 mm, the inclination angle ⁇ A of the first main surface 3a is 5 degrees, the vertical and horizontal dimensions of the reflector 4A are 300 mm ⁇ 300 mm, and the thickness of the reflector 4A.
  • the solar cell module 2A of Example 1 was irradiated with sunlight from the first main surface 3a side of the light guide 3, the end surface arrival rate was 17.3%.
  • the condensing ratio of the solar cell module 2A of Example 1 was 1.9 times.
  • the light collection ratio is a value obtained when the light collection ratio when the solar cell having a vertical and horizontal dimension of 300 mm ⁇ 300 mm is directly irradiated with sunlight is set to 1 time.
  • the output condition of the solar cell element 6 is based on air mass AM1.5 defined by JIS.
  • a plurality of ridges are formed on a flat light guide having a fine structure (one surface of the flat plate (the surface opposite to the light incident surface) instead of the light guide 3 of the first embodiment.
  • the above simulation was performed with the vertical and horizontal dimensions of the light guide 300 mm ⁇ 300 mm.
  • the end face arrival rate was 12.1%.
  • the condensing ratio of the solar cell module of the comparative example was 1.3 times.
  • FIGS. 10 and 11 The basic configuration of the solar power generation device 10 of the present embodiment is the same as that of the first embodiment, the point that the light guide 3 is provided with the phosphor layer 9, and the reflection layer that reflects the fluorescence to the light guide 3. The difference from the first embodiment is that 13R is provided.
  • FIG. 10 is a cross-sectional view showing the solar power generation device 10 of the present embodiment.
  • FIG. 11 is a perspective view showing the solar cell module 12 of the present embodiment. 10 and 11, the same reference numerals are given to the same components as those of the configuration of the solar power generation device 1 of the first embodiment, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 10 includes a solar cell module 12 and a fixing member 17.
  • the solar cell module 12 has a substantially rectangular planar shape.
  • Fixing members 17 are attached to the four corners of the solar cell module 12.
  • the fixing member 17 is fixed to the solar cell module 12 using, for example, an acrylic adhesive.
  • the light guide unit 13 includes a light guide 3, a phosphor layer 9, a protective film 11, and a reflective layer 13R (see FIG. 11).
  • the protective film 11 is provided opposite to the light guide 3 with respect to the phosphor layer 9.
  • the protective film 11 is, for example, a hard coat, and has a higher hardness than both the light guide 3 and the phosphor layer 9.
  • the protective film 11 protects the light guide 3 and the phosphor layer 9 so that the light guide 3 and the phosphor layer 9 are not worn or scratched.
  • the protective film 11 is bonded to the surface of the phosphor layer 9 opposite to the light guide 3 using, for example, ⁇ GEL (registered trademark) manufactured by Taika Corporation.
  • the reflective layer 13 ⁇ / b> R includes the first main surface 3 a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13, the surface of the protective film 11 opposite to the phosphor layer 9, and the solar cell element 16. Is provided on a surface other than the surface to which the is attached.
  • a metal material having a high reflectance such as Al is used. Note that the reflective layer 13R is not limited to Al, and may have a reflectivity of at least 90%, and preferably has a higher reflectivity.
  • a part of the external light incident from the first main surface 3a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13 is absorbed by the phosphor dispersed in the phosphor layer 9 and converted into fluorescence.
  • the fluorescence emitted from the phosphor propagates while totally reflecting inside the light guide unit 13 and enters the solar cell element 16.
  • the light that has passed through the light guide unit 13 and entered the low refractive index layer 5 is reflected by the gently inclined surface T2 of the reflector 4A and guided to the solar cell element 16.
  • the luminous efficiency of the solar cell element varies depending on the wavelength of light incident on the solar cell element.
  • the spectral sensitivity is high with respect to light having a wavelength of 450 nm to 600 nm.
  • a part of the external light incident from the first main surface 3a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13 is converted into fluorescence with high spectral sensitivity in the solar cell element.
  • the peak wavelength of the emission spectrum of the phosphor is 578 nm.
  • the light of this wavelength is light having high spectral sensitivity in a solar cell element using an InGaP semiconductor. Therefore, it is efficiently converted into electric power by the solar cell element 16.
  • the reflective layer is formed on the first main surface 3a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13, the surface opposite to the phosphor layer 9 of the protective film 11 and the surface to which the solar cell element 16 is attached. 13R is provided. Therefore, it is possible to suppress the fluorescence emitted from the phosphor from leaking to the outside. Therefore, fluorescence can be efficiently incident on the solar cell element 16, and high power generation efficiency can be obtained.
  • the present inventor performed a simulation of the light end face arrival rate.
  • the end face arrival rate of light is the light guide unit when the ratio of the amount of sunlight incident on the first main surface 3a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13 is 100%.
  • 13 is a ratio (%) of the amount of light reaching the 13 light exit surface.
  • the simulation conditions of Example 2 are as follows: the vertical and horizontal dimensions of the light guide 3 are 300 mm ⁇ 300 mm, the inclination angle ⁇ A of the first main surface 3a is 5 degrees, the vertical and horizontal dimensions of the reflector 4A are 300 mm ⁇ 300 mm, and the thickness of the reflector 4A.
  • the solar cell module 12 of Example 2 was irradiated with sunlight from the first main surface 3a side of the light guide 3, the end face arrival rate was 29.2%.
  • the condensing ratio of the solar cell module 12 of Example 2 was 3.1 times.
  • the light collection ratio is a value obtained when the light collection ratio when the solar cell having a vertical and horizontal dimension of 300 mm ⁇ 300 mm is directly irradiated with sunlight is set to 1 time.
  • the output condition of the solar cell element 16 is based on the air mass AM1.5 defined by JIS.
  • the end face arrival rate and the high concentration collection are higher than those of the light guide body of Example 1 (end face arrival ratio 17.3%, light collection ratio 1.9 times). It was found that the light ratio can be obtained.
  • FIG. 12 is a cross-sectional view showing a photovoltaic power generation apparatus 10A of the present modification corresponding to FIG.
  • FIG. 13 is a perspective view showing a photovoltaic power generation apparatus 10A of the present modification corresponding to FIG. 12 and 13, the same reference numerals are given to the same components as those in FIGS. 10 and 11 used in the above embodiment, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 10 ⁇ / b> A includes a solar cell module 12 ⁇ / b> A, a fixing member 17, and a frame body 14.
  • the solar cell module 12A includes a light guide unit 13A, a reflector 4A, a low refractive index layer 5, and a solar cell element 16.
  • the light guide unit 13A and the reflector 4A are disposed to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is located between the light guide unit 13A and the reflector 4A.
  • the solar cell element 16 receives light emitted from the light guide unit 13A.
  • the light guide unit 13A includes a light guide 3, a phosphor layer 9A, and a transparent member 11A.
  • the phosphor layer 9 ⁇ / b> A is provided on the first main surface 3 a of the light guide 3.
  • the phosphor layer 9A is a phosphor film formed by dispersing a phosphor in the transparent film.
  • a fluorescent material Lumogen F Red 305 (trade name) manufactured by BASF having a peak wavelength of an emission spectrum at 578 nm is used.
  • the phosphor layer 9A is bonded to the first main surface 3a of the light guide 3 using, for example, ⁇ GEL (registered trademark) manufactured by Taika Corporation.
  • the transparent member 11A is provided opposite to the light guide 3 with respect to the phosphor layer 9A.
  • the transparent member 11A is made of a highly transparent organic or inorganic material such as polyester resin or glass.
  • the transparent member 11A is made of a highly transparent material that does not contain a phosphor. If the phosphor is not intentionally dispersed for the purpose of wavelength conversion inside the transparent member 11A, some phosphor And may be made of a material that is not completely transparent.
  • the transparent member 11A is configured as a transparent film member, for example, but an inflexible plate member such as glass may be used as the transparent member 11A.
  • the transparent member 11A is bonded to the surface of the phosphor layer 9A opposite to the light guide 3 using, for example, ⁇ GEL (registered trademark) manufactured by Taika Corporation.
  • the frame body 14 is a box-shaped member that holds the light guide unit 13A and the reflector 4A.
  • the inner surface of the frame 14 functions as a reflecting surface that reflects the fluorescence emitted from the phosphor.
  • a reflective layer 14 ⁇ / b> R is formed on the inner surface of the frame body 14.
  • the reflective layer 14R for example, a metal material having a high reflectance such as Al is used. Note that the reflective layer 14R is not limited to Al, and may have a reflectivity of at least 90% or more, and preferably has a higher reflectivity.
  • a part of the external light incident from the upper surface of the transparent member 11A constituting the light guide unit 13A is absorbed by the phosphor dispersed inside the phosphor layer 9A and converted into fluorescence. Fluorescence emitted from the phosphor propagates while totally reflecting inside the light guide unit 13 ⁇ / b> A and enters the solar cell element 16.
  • the light that has passed through the light guide unit 13A and entered the low refractive index layer 5 is reflected by the gently inclined surface T2 of the reflector 4A and guided to the solar cell element 16.
  • the phosphor layer 9A is a phosphor film
  • the fluorescence emitted from the phosphor layer 9A is less likely to be absorbed by the phosphor inside the phosphor layer 9A. That is, since loss due to self-absorption is reduced, almost all of the fluorescence emitted from the phosphor layer 9A is incident on the solar cell element 16. Therefore, solar power generation device 10A with high power generation efficiency is obtained.
  • the inner surface of the frame body 14 functions as a reflecting surface, it is possible to prevent the fluorescence emitted from the phosphor from leaking to the outside by accommodating the light guide unit 13A in the frame body 14. Therefore, fluorescence can be efficiently incident on the solar cell element 16, and high power generation efficiency can be obtained.
  • the phosphor layer is fluorescent in a transparent resin that bonds the light guide 3 and a transparent member laminated on at least one of the first main surface 3a and the second main surface 3b of the light guide 3. It may be an adhesive layer in which the body is dispersed.
  • an adhesive layer adheresive layer for adhering the transparent member and the phosphor layer
  • adhering the light guide 3 and the phosphor layer can be omitted, there is no loss of light due to this adhesive layer, Furthermore, power generation efficiency is improved.
  • the thickness of the adhesive layer is thinner than when the phosphor layer is a phosphor plate or a fluorescent film, the amount of phosphor used should be reduced compared to when the phosphor is dispersed inside the phosphor plate or phosphor film. Can do. Therefore, member cost is reduced.
  • FIG. 14 is a cross-sectional view showing the solar power generation device 20 of the present embodiment.
  • FIG. 15 is a plan view showing the light collecting member 21 of the present embodiment.
  • the same reference numerals are given to the same components as the configuration of the photovoltaic power generation apparatus 10 of the second embodiment, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 20 includes a solar cell module 22 and a fixing member 27.
  • the solar cell module 22 has a substantially rectangular planar shape.
  • Fixing members 27 are attached to the four corners of the solar cell module 22.
  • the fixing member 27 is fixed to the solar cell module 22 using, for example, an acrylic adhesive.
  • the solar cell module 22 includes a light guide unit 13, a reflector 4 ⁇ / b> A, a low refractive index layer 5, a light collecting member 21, and a solar cell element 26.
  • the light guide unit 13 and the reflector 4A are arranged to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is located between the light guide unit 13 and the reflector 4A.
  • the condensing member 21 condenses the light emitted from the light guide unit 13.
  • the solar cell element 26 receives the light collected by the light collecting member 21.
  • the condensing member 21 is, for example, an integrator optical element (homogenizer) that equalizes the intensity distribution of light emitted from the light exit surface of the light guide unit 13 and emits the light to the solar cell element 26.
  • integrator optical element homogenizer
  • the condensing member 21 includes a light incident surface 21a, a light exit surface 21b, and a reflective surface 21c.
  • the light incident surface 21 a faces the light exit surface of the light guide unit 13.
  • the light emission surface 21b emits light incident from the light incident surface 21a.
  • the reflecting surface 21c reflects the light incident from the light incident surface 21a and propagates it to the light emitting surface 21b.
  • the condensing member 21 has, for example, a quadrangular pyramid shape having the light incident surface 21a as the bottom surface, the light exit surface 21b as the top surface, and the reflecting surface 21c as the side surface.
  • the light collecting member 21 is formed, for example, by injection molding a resin such as polymethyl methacrylate (PMMA).
  • PMMA polymethyl methacrylate
  • the reflection surface 21c reflects light by total reflection, but a reflection layer made of a metal film or a dielectric multilayer film may be formed on the reflection surface 21c, and light may be reflected by this reflection layer.
  • a reflective layer may be formed on the reflective surface 21c of the light collecting member 21 using a metal material having a high reflectance such as Al. Note that the reflective layer is not limited to Al, and may have a reflectivity of at least 90% or more, and preferably has a higher reflectivity.
  • the solar cell element 26 is disposed with the light receiving surface facing the light exit surface 21 b of the light collecting member 21. As the light from the light guide unit 13 that has entered the light incident surface 21 a of the light collecting member 21 is repeatedly reflected by the reflective surface 21 c of the light collecting member 21, the illuminance distribution is made uniform. Then, the light with uniform illuminance distribution is incident on the solar cell element 26. By making the illuminance distribution of light incident on the solar cell element 26 uniform, the power generation efficiency of the solar cell element 26 can be increased.
  • the light collected by the light collecting member 21 can be incident on the solar cell element 26. Therefore, the light collection ratio can be improved and the amount of power generation can be increased.
  • the light converging magnification can be improved by condensing the light emitted from the light exit surface of the light guide unit 13 by the light condensing member 21.
  • the short-circuit current density, the open-circuit voltage, and the conversion efficiency of the concentrating solar cell are in a relationship as shown in Expression (2) with respect to the concentrating ratio.
  • the light collection ratio is CR
  • the diode factor is n
  • the reverse saturation current value is J 0
  • the Boltzmann constant is k
  • the temperature is T
  • the charge is q
  • the short-circuit current density during non-light collection is J SC1
  • the light collection short-circuit current density J SC2 of time the non-focus the open circuit voltage at the time of light V OC1, the open circuit voltage at the time of condensing V OC2, non collection fill factor FF 1 during light, the fill factor at the time of condensing FF 2
  • the conversion efficiency when not condensing is ⁇ 1
  • the conversion efficiency when condensing is ⁇ 2
  • the sunlight intensity 100 mW / cm 2
  • the present inventor performed a simulation of the light end face arrival rate.
  • the end face arrival rate of light is the light guide unit when the ratio of the amount of sunlight incident on the first main surface 3a of the light guide 3 constituting the light guide unit 13 is 100%. 13 is a ratio (%) of the amount of light reaching the 13 light exit surface.
  • the simulation conditions of Example 3 were set as follows.
  • the vertical and horizontal dimensions of the light guide 3 are 300 mm ⁇ 300 mm, and the inclination angle ⁇ A of the first main surface 3a is 5 degrees.
  • the vertical and horizontal dimensions of the reflector 4A were 300 mm ⁇ 300 mm, and the thickness of the reflector 4A was 10 mm.
  • the horizontal dimension a2 of the light incident surface 21a is 300 mm
  • the vertical dimension b2 of the light incident surface 21a is 28 mm
  • the horizontal dimension a1 of the light emitting surface 21b is 100 mm
  • the vertical dimension b1 of the light emitting surface 21b is 14 mm.
  • the end face arrival rate was 29.2%.
  • the condensing ratio of the solar cell module 12 of Example 3 was 18.8 times.
  • the light collection ratio is a value obtained when the light collection ratio when the solar cell having a vertical and horizontal dimension of 300 mm ⁇ 300 mm is directly irradiated with sunlight is set to 1 time.
  • the output condition of the solar cell element 26 is based on air mass AM1.5 defined by JIS.
  • the solar power generation device 20 of the present embodiment although the light guide of Example 2 (end surface arrival rate 29.2%, condensing ratio 3.1 times) and the end surface arrival rate do not change, It was found that a higher light collection ratio than that of the light guide of Example 2 can be obtained.
  • FIG. 16 is a plan view showing a light collecting member 21A of the present modification corresponding to FIG.
  • the light collecting member 21A includes a plurality (two) of light collecting portions as shown in FIG. Note that the number of light collecting units is not limited to two and may be three or more.
  • the light condensed by the light collecting member 21A can be incident on the solar cell element 26. Therefore, the light collection ratio can be improved and the amount of power generation can be increased.
  • FIGS. 17 and 18 The basic configuration of the solar power generation device 30 of the present embodiment is the same as that of the second embodiment, and is different from the second embodiment in that the reflecting portion 34a of the reflector 34 is a flat surface.
  • FIG. 17 is a cross-sectional view showing the solar power generation device 30 of the present embodiment.
  • FIG. 18 is a diagram illustrating an installation method (a solar cell module installation method) of the solar power generation device 30 of the present embodiment.
  • the same reference numerals are given to the same components as the configuration of the photovoltaic power generation apparatus 20 of the second embodiment, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 30 includes a solar cell module 32 and a fixing member 17.
  • the solar cell module 32 has a substantially rectangular planar shape.
  • Fixing members 17 are attached to the four corners of the solar cell module 32.
  • the fixing member 17 is fixed to the solar cell module 32 using, for example, an acrylic adhesive.
  • the solar cell module 32 includes a light guide unit 13, a reflector 34, a low refractive index layer 5, and a solar cell element 16.
  • the light guide unit 13 and the reflector 34 are disposed to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is located between the light guide unit 13 and the reflector 34.
  • the solar cell element 16 receives light emitted from the light guide unit 13.
  • the light guide unit 13 and the reflector 34 are disposed via the low refractive index layer 5 in a state where the lower surface of the protective film 11 constituting the light guide unit 13 unit and the reflecting portion 34a of the reflector 34 face each other. Has been.
  • the solar power generator 30 (solar cell module 33) is the highest in the daytime sun by providing the support column 31 at the end of the solar power generator 30 opposite to the side where the solar cell element 6 is attached. It is possible to realize a configuration in which the projector is installed while being tilted in the direction opposite to the direction when it is in the position.
  • the reflecting portion 34a is a flat surface, and this flat surface functions as a reflecting surface, so that the light incident on the low refractive index layer 5 is a flat surface of the reflector 34. Is reliably reflected and guided to the solar cell element 16. Therefore, a decrease in power generation efficiency can be reliably suppressed.
  • the low refractive index layer 5 between the light guide unit 13 and the reflector 34 is provided.
  • the solar cell module 33 of the present embodiment since the solar cell module 33 is tilted, light from the sun is incident on the reflecting portion 34a (reflective film 34R) of the reflector 34 so as to be low in refraction. Light incident on the rate layer 5 is easily reflected by the flat surface of the reflector 34. Therefore, a decrease in power generation efficiency can be reliably suppressed.
  • FIG. 19 is a cross-sectional view showing a solar power generation device 30A of the present modification corresponding to FIG.
  • the same components as those in FIG. 17 used in the above embodiment are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the solar power generation device 30A includes a solar cell module 32A and a fixing member 37A.
  • the solar cell module 32A has a substantially rectangular planar shape.
  • 37 A of fixing members are attached to the four corners of the solar cell module 12A.
  • the fixing member 37A is fixed to the solar cell module 32A using, for example, an acrylic adhesive.
  • the solar cell module 32 ⁇ / b> A includes the light guide unit 13, the reflector 34 ⁇ / b> A, the low refractive index layer 5, and the solar cell element 16.
  • the light guide unit 13 and the reflector 34A are disposed to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is located between the light guide unit 13 and the reflector 34A.
  • the solar cell element 16 receives light emitted from the light guide unit 13.
  • the reflecting portion 34Aa of the reflector 34A is a flat surface, and this flat surface functions as a reflecting surface that reflects the light incident on the reflector 34A and changes the traveling direction of the light. As the distance between the lower surface of the protective film 11 constituting the light guide unit 13 and the flat surface of the reflector 34A approaches the light exit surface of the light guide unit 13 from the far side of the light exit surface of the light guide unit 13. It is getting bigger gradually.
  • the reflector 34A is configured, for example, by forming a reflective film 34R on the upper surface of the substrate.
  • the solar power generation device 30A of the present modification light from the sun is shallowly incident on the reflection portion 34Aa (reflection film 34R) of the reflector 34A. For this reason, the light incident on the low refractive index layer 5 is easily reflected by the flat surface of the reflector 34A. Therefore, a decrease in power generation efficiency can be suppressed.
  • FIG. 20 is a diagram illustrating a first modification of the solar cell module installation method.
  • the solar power generation device 30 is attached to the roof of a building 31A such as a house.
  • the solar power generation device is attached to the roof of the building such that the end of the solar power generation device 30 opposite to the side on which the solar cell element 6 is attached faces the ridgeline (ridge) of the roof.
  • the structure which inclines in the direction on the opposite side to the direction when the solar power generation device 30 (solar cell module 33) exists in the highest position in the daytime sun is realizable.
  • the solar cell module 33 is inclined so that light from the sun is incident on the reflecting portion 34a (reflective film 34R) of the reflector 34 so as to have a low refractive index. Light incident on the layer 5 is easily reflected by the flat surface of the reflector 34. Therefore, a decrease in power generation efficiency can be suppressed.
  • FIG. 21A is a perspective view showing the solar cell module 40 of the present embodiment.
  • FIG. 21B is a cross-sectional view showing the solar cell module 40 of the present embodiment.
  • components common to the configurations of the solar power generation device 1 of the first embodiment, the solar power generation device 10 of the second embodiment, and the solar power generation device 30 of the fourth embodiment. are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
  • the solar cell module 40 includes a light guide unit 43, a reflector 34, a low refractive index layer 5, and a solar cell element 16, as shown in FIG. 21A.
  • the light guide unit 43 and the reflector 34 are disposed to face each other.
  • the low refractive index layer 5 is located between the light guide unit 13 and the reflector 4A.
  • the solar cell element 16 receives light emitted from the light guide unit 43.
  • the light guide unit 43 includes transparent layers 41 a and 41 b and a phosphor layer 9. As shown in FIG. 20B, the phosphor layer 9 is sandwiched between transparent layers 41a and 41b.
  • the transparent layers 41a and 41b can be formed of the same material as the light guide 3 described in the first embodiment.
  • the transparent layers 41a and 41b are preferably formed of a material having a transmittance of 90% or more with respect to light in a wavelength region of 280 nm to 800 nm.
  • the thickness d 2 of the thickness d 1 and the transparent layer 41b of the transparent layer 41a is not particularly limited, in the present embodiment, and is substantially the same.
  • the phosphor layer 9 can be formed in the same manner as the phosphor layer 9 described in the second embodiment. Similar to the second embodiment, the phosphor layer 9 is bonded to the transparent layers 41a and 41b by using, for example, ⁇ GEL (registered trademark) manufactured by Taika Corporation.
  • the reflector 34 has the same configuration as that of the fourth embodiment.
  • the reflector 34 has a flat surface, and the flat surface functions as a reflection surface that reflects light incident on the reflector 34 and changes the traveling direction of the light.
  • the lower surface of the light guide unit 43 and the flat surface of the reflector 34 are substantially parallel to each other.
  • the flat surface is formed over substantially the entire surface of the reflector 34.
  • the present embodiment is not limited to this, and even if a part of the surface of the reflector 34 is not a flat surface. Good.
  • the light incident on the first main surface 43a of the light guide unit 43 enters the phosphor layer 9 via the transparent layer 41a. Part of the light incident on the phosphor layer 9 is absorbed by the phosphor and converted into fluorescence. The light that has not been absorbed by the phosphor passes through the phosphor layer 9 and enters the transparent layer 41b.
  • the light incident on the transparent layer 41 b reaches the lower surface of the transparent layer 41 b, that is, the second main surface 43 b of the light guide unit 43.
  • the incident angle of the incident light with respect to the second main surface 43b is greater than or equal to the critical angle
  • the incident light is reflected by the second main surface 43b and enters the phosphor layer 9 again.
  • the incident angle of the incident light with respect to the second main surface 43b of the light guide unit 43 is equal to or smaller than the critical angle
  • the incident light is transmitted through the transparent layer 41b and reflected by the reflector 34.
  • the light reflected by the reflector 34 enters the light guide unit 43 again and enters the phosphor layer 9 again.
  • the light incident on the phosphor layer 9 again is absorbed by the phosphor layer 9 and converted into fluorescence.
  • FIG. 23A The absorption spectrum of light by the phosphor in the phosphor layer 9 in the solar cell module 40 according to the present embodiment will be described.
  • the phosphor included in the phosphor layer 9 has an absorption spectrum shown in FIG. 23A.
  • the maximum absorption wavelength of the phosphor is assumed to be ⁇ ab .
  • FIG. 23B and FIG. 23C show the transmission spectrum of light when it passes through the phosphor layer 9.
  • the maximum absorption wavelength lambda ab phosphor is transmission spectrum that minimizes light of the maximum absorption wavelength lambda ab phosphor Are not all absorbed.
  • the same effect as in the second embodiment can be obtained. That is, the peak wavelength of the emission spectrum of the phosphor can be arbitrarily set, and the light propagating inside the light guide unit 43 can be converted into fluorescence with high spectral sensitivity in the solar cell element 16. Therefore, the light incident on the solar cell element 16 can be efficiently contributed to power generation, and high power generation efficiency can be obtained.
  • the phosphor layer 9 is disposed in the light guide unit 43, the light propagating in the light guide 43 is incident on the phosphor layer 9 a plurality of times. Therefore, the light propagating through the light guide unit is efficiently converted into fluorescence, and the power generation efficiency of the solar cell element 16 can be increased.
  • the phosphor layer 9 is not limited to the above-described configuration, and may have the same configuration as the fluorescent film 9A described in the first modification of the second embodiment.
  • the phosphor layer 9 is a phosphor film
  • the fluorescence emitted from the phosphor layer 9 is not easily absorbed by the phosphor inside the phosphor layer 9. That is, since loss due to self absorption is reduced, almost all of the fluorescence emitted from the phosphor layer 9 enters the solar cell element 16. Therefore, the solar cell module 40 with high power generation efficiency is obtained.
  • the phosphor layer 9 may be an adhesive layer in which a phosphor is dispersed inside a transparent resin that bonds the transparent layers 41a and 41b.
  • the adhesive layer for adhering the transparent layers 41a and 41b and the phosphor layer can be omitted, the loss of light due to the adhesive layer is eliminated, and the power generation efficiency is further improved.
  • the thickness of the adhesive layer is thinner than when the phosphor layer 9 is a phosphor plate or a phosphor film, the amount of phosphor used is reduced compared to the case where the phosphor is dispersed inside the phosphor plate or the phosphor film. be able to. Therefore, member cost is reduced.
  • the light guide unit 43 may have a configuration in which phosphors are dispersed so as to have a concentration distribution in the z-axis direction. That is, the phosphor layer 9 may not be a layer provided independently, and may have a configuration in which the phosphor is dispersed so that the concentration is increased in a part of the light guide unit 43. . That is, the transparent layers 41a and 41b and the phosphor layer 9 may have a configuration in which the transparent layers 41a and 41b and the phosphor layer 9 are continuously connected without having a boundary. Thereby, since the adhesive layer for adhering the transparent layers 41a and 41b and the phosphor layer 9 can be omitted, the loss of light due to the adhesive layer is eliminated, and the power generation efficiency is further improved. [Modification of Fifth Embodiment]
  • FIGS. 22A to 22E The basic configuration of the solar cell module 40 of this modification is the same as that of the above embodiment.
  • 22A to 22E are cross-sectional views showing a solar cell module 40 of the present modification corresponding to FIG. 21B.
  • 22A to 22E the same components as those in FIGS. 21A and 21B used in the above embodiment are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted.
  • the light guide unit 45A includes the transparent layer 41a and the phosphor layer 9. It may be a configuration. In the light guide unit 45 ⁇ / b> A, the phosphor layer 9 faces the reflector 34.
  • the light guide unit 45 ⁇ / b> B may include a transparent layer 41 b and a phosphor layer 9.
  • the phosphor layer 9 is provided on the side on which external light is incident.
  • the reflector 34 has a flat surface.
  • the reflector 4 may have a plurality of ridges as in the first embodiment.
  • the solar cell module 1001 includes a light guide body 1002 that collects sunlight, and a solar cell element 1003 that generates power using sunlight collected by the light guide body 1002.
  • a solar cell module 1001 for example, the solar cell module described in the first to fourth embodiments is used.
  • the solar power generation device 1000 includes the solar cell module according to the above-described embodiment, the solar power generation device 1000 has a high power generation efficiency.
  • the technical scope in the aspect of the present invention is not limited to the above-described embodiment, and various modifications can be made without departing from the spirit of the aspect of the present invention.
  • the shape of a light guide is not limited to a plate-shaped body,
  • a rod-shaped body may be sufficient and can be changed suitably.
  • the shape, size, number, arrangement, constituent material, manufacturing method, and the like of various components in the above embodiment are not limited to those illustrated in the above embodiment, and can be changed as appropriate.
  • the aspect of the present invention can be used for a solar cell module, a solar power generation device, or a method for installing a solar cell module.

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Abstract

　太陽電池モジュールは、導光体と、反射体と、低屈折率層と、太陽電池素子と、を備える。反射体は、導光体と対向して配置される。太陽電池素子は、導光体から射出された光を受光する。導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有する。導光体は、外部からの光を第１主面から入射させ導光体の内部を伝播させて第１端面から射出させる。反射体は、第１主面から入射して導光体を透過し、反射体に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射部を有する。太陽電池素子は、前記第１端面から射出された光を受光する。導光体の厚みは、第１端面から離れるにつれ徐々に小さくなっている。

Description

太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法
　本発明は、太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法に関するものである。
　本願は、２０１１年３月２４日に、日本に出願された特願２０１１－０６６０２４号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　従来の太陽光発電装置は、複数の太陽電池パネルを太陽に向けて一面に敷き詰めた形態のものが一般的であった。一例として、建物の屋根に架台を設置し、架台上に複数の太陽電池パネルを敷き詰めた形態の太陽光発電装置が知られている。一般に、太陽電池パネルは不透明な半導体で構成されており、積層して配置することができない。そのため、太陽光発電装置において、電力量を確保するためには大面積の太陽電池パネルが必要となる。
　ところが、屋根のような限られた場所に装置を設置しなければならないという制約があり、得られる電力量に限界があった。
　そこで、入射した太陽光を太陽電池に導くための導光部材を備えた太陽電池が提案されている（下記の特許文献１参照）。特許文献１に記載の太陽電池は、複数のＶ字状溝が形成された、側面形状が略直角三角形の導光部材を備え、導光部材の端面に太陽電池が取り付けられている。
特開２００４－４７７５２号公報
　しかしながら、特許文献１の技術では、導光部材のサイズを大きくした場合、入射光を導光部材の内部で伝播させて端面に集光させる過程において、入射光が複数のＶ字状溝の反射面で複数回反射される。これにより、入射光の反射面における反射角度が変わり、入射光が反射面において全反射条件を満たさなくなり外部へ抜けてしまう。その結果、太陽電池への入光効率が低下し、発電効率が低下してしまう。
　本発明の態様は、上記の課題を解決するためになされたものであって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法の提供を目的とする。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、導光体と、前記導光体に対向して配置された反射体と、前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、を備える。前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、外部からの光を前記第１主面から入射させ前記導光体の内部を伝播させて前記第１端面から射出させる。前記反射体は、前記第１主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて、前記光の進行方向を変更する反射部を有する。前記太陽電池素子は、前記第１端面から射出された光を受光し、前記導光体の厚みは、前記第１端面から離れるにつれ小さくなっている。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、さらに、前記導光体と前記反射体との間に位置する低屈折率層を有してもよい。前記低屈折率層の屈折率は、前記導光体の屈折率よりも低い。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射部は、前記導光体を透過した前記光を反射させ、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう構成されていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射部は、前記第２主面に対して傾斜角を有する傾斜面が設けられる。前記傾斜面は、前記反射体に入射した光を反射させて前記光の進行方向を変更するよう配置されてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射体は、複数の前記反射部と、前記第２主面に対して概平行な複数の平端部を有し、前記複数の反射部の間にはそれぞれ、前記複数の平端部が配置されていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、さらに前記傾斜面上に形成された反射膜を有していてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射部は平坦面を有し、前記平坦面が前記導光体を透過した前記光を反射させて、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう配置されていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記平坦面は、前記反射体の全体に延在していてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、前記第２主面と前記平坦面とが互いに概平行であってもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、前記第２主面と前記平坦面との間の間隔が、前記第１端面から離れるにつれて小さくなっていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、さらに前記第１主面および第２主面の一方の上に設けられた前記導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層が設けられていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムであってもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、さらに、前記第１主面と前記第２主面の少なくとも一面上に積層される透明部材を有し、前記蛍光体層は、前記導光体と前記透明部材とを接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層であってもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、さらに、前記導光体の前記第１主面、前記第２主面及び前記第１端面以外の面に設けられ、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層を備えていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、前記枠体の内面が前記蛍光体から放射された蛍光を反射するよう構成されていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールは、さらに、前記第１端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えていてもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記低屈折率層は、空気層であってもよい。
　本発明の一態様における太陽電池モジュールにおいて、前記導光体の材料は、４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有していてもよい。
　本発明の他の態様における太陽光発電装置は、上記本発明の態様における太陽電池モジュールを備える。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールの設置方法は、上記本発明の態様における太陽電池モジュールを、前記第１主面が、日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて設置する。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールは、導光体と、反射体と、太陽電池素子と、を備える。前記反射体は、前記導光体と対向する反射面であって、前記導光体を透過し前記導光体より低い屈折率を有する低屈折率媒体を介して入射した光を反射する反射面を有する。前記太陽電池は、前記導光体から射出された光を受光する。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、前記導光体の厚みは、前記第１端面から離れるにつれ小さくなっていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射面は、前記第２主面に対して傾斜角を有し、前記反射面は、入射した前記光を反射させて、前記光の進行方向を変更するよう配置されていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射面が平坦であり、前記反射面は、前記導光体を透過した前記光を反射させて、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう配置されていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記第２主面と前記反射面とが互いに概平行であってもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記第２主面と前記反射面との間の間隔は、前記第１端面から離れるにつれて小さくなっていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールは、さらに、前記第１主面および第２主面の一方の上設けられた前記導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層を有していてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールは、導光体と、前記導光体を透過し前記導光体より低い屈折率を有する低屈折率媒体を介して入射した光を反射する反射面を有する反射体と、前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、を含み、前記導光体は、第１透明層と、前記導光体に入射した光の少なくとも一部を吸収し、発光する蛍光体を含む蛍光体層を含む。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記第１透明層は、２８０ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長領域の光に対して９０％以上の透過率を有していてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記導光体は、さらに第２透明層を有し、前記蛍光体層は前記第１透明層および前記第２透明層の間に挟まれていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記第１透明層と前記第２透明層は、概略同じ厚さを有していてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記第１透明層と前記第２透明層は、異なる厚さを有していてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、前記導光体の一部において濃度が高くなるように前記蛍光体を分散させて構成されていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記導光体と前記反射体とが互いに概平行であってもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記導光体と前記反射体との間の間隔は、前記導光体の光が射出される面から離れるにつれて小さくなっていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記反射面は、前記導光体に対して傾斜角を有し、前記反射面は、入射した前記光を反射させて、前記光の進行方向を変更するよう配置されていてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、入射した前記光のうち前記蛍光体の最大吸収波長の光は、前記蛍光体層に一度入射しても全てが吸収されず、前記蛍光体層に二度以上入射することによって概ね全てが吸収されてもよい。
　本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体の最大吸収波長における吸光度をＡとしたとき、入射した前記光のうち蛍光体の吸光度が０．５Ａ以上のとなる波長帯の光は、前記蛍光体層に一度入射しても全てが吸収されず、前記蛍光体層に二度以上入射することによって概ね全てが吸収されてもよい。
　本発明の態様によれば、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法を提供することができる。
本発明の第１の実施形態の太陽光発電装置を示す斜視図である。 本発明の第１の実施形態の太陽電池モジュールの断面図である。 本発明の第１の実施形態の反射体の部分断面図である。 本発明の第１の実施形態の太陽電池モジュールにおける光の伝播の様子を示す図である。 本発明の第１の実施形態の太陽電池モジュールにおける光の伝播の様子を示す図である。 本発明の第１の実施形態の太陽電池モジュールにおける反射面の作用を説明するための図である。 本発明の第１の実施形態の導光体の透過率特性を示す図である。 太陽電池素子における吸収波長と強度、吸収感度の関係を示す図である。 本発明の第１の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す斜視図である。 本発明の第１の実施形態の反射体の部分断面図である。 本発明の第２の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 本発明の第２の実施形態の太陽電池モジュールの斜視図である。 本発明の第２の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第２の実施形態の太陽光発電装置の斜視図である。 本発明の第３の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 本発明の第３の実施形態の集光部材の平面図である。 本発明の第３の実施形態の集光部材の第１の変形例を示す平面図である。 本発明の第４の実施形態の太陽光発電装置を示す断面図である。 本発明の第４の実施形態の太陽電池モジュールの設置方法を示す図である。 本発明の第４の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第４の実施形態の太陽電池モジュールの設置方法の第１変形例を示す図である。 本発明の第５の実施形態の太陽電池モジュールの斜視図である。 本発明の第５の実施形態の太陽電池モジュールの断面図である。 本発明の第５の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第５の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第５の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第５の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第５の実施形態の太陽光発電装置の第１の変形例を示す断面図である。 本発明の第５の実施形態における蛍光体層での蛍光体による光の吸収について説明する図である。 本発明の第５の実施形態における蛍光体層での蛍光体による光の吸収について説明する図である。 本発明の第５の実施形態における蛍光体層での蛍光体による光の吸収について説明する図である。 太陽光発電装置の概略構成図である。
[第１の実施形態]
　本実施形態では、太陽電池モジュールを固定部材で固定した太陽光発電装置の例を挙げる。
　図１は、本発明の第１の実施形態の太陽光発電装置１を示す斜視図である。
　太陽光発電装置１は、図１に示すように、太陽電池モジュール２と、固定部材７と、から構成されている。太陽電池モジュール２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２の４隅に固定部材７が取り付けられている。固定部材７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２に固定される。
　太陽電池モジュール２は、図１に示すように、互いに対向して配置された導光体３と反射体４と、導光体３と反射体４との間に位置する低屈折率層５と、導光体３から射出された光を受光する太陽電池素子６と、を備えている。
　導光体３は、第１主面３ａと、第２主面３ｂと、第１端面３ｃと、第1側面３ｄを備えている。第１主面３ａは、光入射面である第１主面３ａである。第２主面３ｂは、第１主面３ａと対向する。第１端面３ｃは、光射出面である。第１側面は、第１主面３ａと第２主面３ｂとをつなぐ平面である。反射体４は、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４ａを備えている。導光体３と反射体４とは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４の反射部４ａとが対向した状態で、導光体３の屈折率よりも低い屈折率を有する低屈折率層５を挟んで固定部材７により固定されている。
　低屈折率層５は、空気層である。なお、導光体３と反射体４との間は必ずしも空気層である必要はない。低屈折率層５は、屈折率が導光体よりも低い層であれば良く、より屈折率が低い媒質であることが望ましい。
　導光体３は、第１主面３ａ及び第２主面３ｂを有する側面視台形の部材である。導光体３の厚みは、導光体３の第１端面３ｃの遠くから導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に厚くなっている。ここで、導光体３の厚みとは、導光体３の第１側面３ｄと直交する方向から視たときの、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の寸法である。言い換えると、導光体３の第１主面３ａは、導光体３の第１側面３ｄと直交する方向から視て、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の寸法が導光体３の第１端面３ｃの遠くから導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。導光体３の第１主面３ａ、第２主面３ｂは平坦面となっている。導光体３としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。
　本実施形態において、導光体３は、一例としてポリメタクリル酸メチル樹脂（ＰＭＭＡ）にジルコニア粒子を分散させた材料で形成されているものとする。ジルコニア粒子の平均粒径は２０ｎｍ程度であり、光の波長に比べて十分に小さい。
　本実施形態において、導光体３の屈折率ｎ１は１．８である。導光体３の屈折率（１．８）は、ＰＭＭＡ樹脂にジルコニア粒子を成分比１：１で分散することにより得ることができる。
　図６は、導光体３の透過率特性を示す図である。図６において、横軸は光の波長、縦軸は導光体３の透過率である。なお、図６では、導光体３の材料として三菱レイヨン社製の「ＸＹ－０１５９」を用いたときの導光体３の透過率特性を示している。
　外光を有効に取り込めるように、導光体３の材料は、４００ｎｍ以上の波長に対して透過性を有するとともに、下限は４００ｎｍ以下の波長に対しても透過性を有することが望ましい。例えば、３６０ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長領域の光に対して９０％以上、より好ましくは９３％以上の透過率を有するものが好適である。例えば、シリコン樹脂基板や石英基板、或いは、ＰＭＭＡ樹脂基板においては三菱レイヨン社製の「アクリライト」（登録商標）のなかでＵＶ吸収材を含まないものは、広い波長領域に光に対して高い透明性を有することから、好適である。
　図１に示すように、反射体４の導光体３と対向する部分には、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４ａが形成されている。反射体４としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。
　反射部４ａには、導光体３の第２主面３ｂに対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられている。傾斜面は、反射体４に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面として機能する。
　図２に示すように、反射体４の導光体３と対向する部分には、複数の三角柱状の凸条Ｔが連続して形成されている。凸条Ｔは、ＸＹ平面と平行な面に対して大きな角度で傾斜した急傾斜面Ｔ１と、ＸＹ平面と平行な面に対して小さな角度で傾斜した緩傾斜面Ｔ２と、を有する。凸条Ｔは、例えば、凸条Ｔの形状を反転させた金型を用いて樹脂（例えばＰＭＭＡ）を射出成形することにより形成されている。なお、凸条Ｔは、元々平坦な反射体４の主面（導光体３と対向する面）を切削加工することによって形成することもできる。
　本実施形態において、反射体４の屈折率ｎ２は１．３である。反射体４の屈折率（１．３）は、ＰＭＭＡ樹脂に中空ＰＭＭＡ粒子を所定の比率で分散させることにより得ることができる。
　反射体４の反射部４ａには、このような凸条Ｔが、急傾斜面Ｔ１と緩傾斜面Ｔ２とが互いに接するようにＹ方向に複数設けられている。反射部４ａに設けられた複数の凸条Ｔの形状及び大きさは、全て同じである。
　各凸条Ｔは三角柱状であると説明したが、図２に示すように、反射体４をＹＺ平面に沿った平面で切断したときの各凸条の断面形状は、正三角形や二等辺三角形ではなく、不等辺三角形である。
　太陽電池素子６としては、公知のものを使用することができ、例えばアモルファスシリコン太陽電池、多結晶シリコン太陽電池、単結晶シリコン太陽電池、化合物系太陽電池（ＩｎＧａＰ、ＧａＡｓ、ＩｎＧａＡｓ、ＡｌＧａＡｓ、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｓ）２、ＣｕＩｎＳ２、ＣｄＴｅ、ＣｄＳなど）、量子ドット太陽電池（Ｓｉ、ＩｎＧａＡｓなど）等を用いることができる。本実施形態では、太陽電池素子６として化合物系太陽電池を用いる。太陽電池素子６の形状および寸法は、導光体３の第１端面３ｃ内に収まる形状および寸法であれば特に限定されることはない。太陽電池素子６は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第１端面３ｃに接着される。
　図７は、太陽電池素子における吸収波長と強度、吸収感度の関係を示す図である。図７において、横軸は吸収波長、縦軸は強度、吸収感度である。図７に示すように、ＩｎＧａＰ太陽電池４１、ＧａＡｓ太陽電池４２、及びＩｎＧａＡｓ太陽電池４３等の化合物系太陽電池は、結晶シリコン（ｃ-Ｓｉ）太陽電池４４およびアモルファスシリコン（ａ-Ｓｉ）太陽電池４５等のシリコン系太陽電池に比べて、光の吸収波長域は狭いものの強度、吸収感度については高いピークを有する。そのため、強度、吸収感度について高いピークが得られる特定の光の吸収波長域において化合物系太陽電池を使用することにより、シリコン系太陽電池を使用する場合に比べて、太陽光を高効率で電気に変換することが可能となる。
　図２は、本実施形態の太陽電池モジュール２の断面図である。図３は、本実施形態の反射体４の部分断面図である。なお、図２においては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。
　導光体３は、Ｙ軸に対して角度θＡをなす第１主面３ａを有する断面視台形の部材である。角度θＡは、太陽の日週運動等を考慮して、例えばθＡ＜４５°なる関係を満たすように設定されている。導光体３の寸法は、一例として、第２主面３ｂとなる矩形の縦横（図２のｘ軸方向およびｙ軸方向）の寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍであり、厚みの小さい方の厚さｄＡ１（図２のｚ軸方向の寸法）が１ｍｍであり、厚みの大きい方の厚さｄＡ２（図２のｚ軸方向の寸法）が２７ｍｍであり、角度θＡが５°である。なお、縦横の寸法、厚みの小さい方の厚さｄＡ１、厚みの大きい方の厚さｄＡ２、角度θＡはこれに限定されない。
　反射体４は板状部材であり、反射体４の反射部４ａにはＸ方向に延びる複数の凸条Ｔが設けられている。凸条Ｔは、Ｙ軸に対して角度θＢ１をなす急傾斜面Ｔ１と、Ｙ軸に対して角度θＢ２をなす緩傾斜面Ｔ２と、が稜線Ｔ３において交差する三角柱である。角度θＢ１と角度θＢ２はθＢ１＞θＢ２なる関係を満たす。稜線Ｔ３を挟んで＋Ｙ方向側に緩傾斜面Ｔ２が配置され、－Ｙ方向側に急傾斜面Ｔ１が配置されている。
　反射体４の反射部４ａにおいて、隣り合う２つの凸条Ｔの間には、平坦部Ｓが設けられている。平坦部Ｓを設けることで、緩傾斜面Ｔ２で反射された光が隣の凸条Ｔの急傾斜面Ｔ１に入射しにくくなる。つまり、緩傾斜面Ｔ２で反射された光が急傾斜面Ｔ１の影響を受けることにより、導光体３の第２主面３ｂに対する光の入射角が小さくなり、導波条件が崩れ、光が外部に漏れてしまうことが抑制される。
　反射体４の寸法は、一例として、矩形の縦横（図２のｘ軸方向およびｙ軸方向）の寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍであり、反射体４の厚さｄＢ（図２のｚ軸方向の寸法、反射体４の稜線Ｔ３を含む仮想平面と反射体４の下面との間の距離）が１０ｍｍであり、角度θＢ１が４５°であり、角度θＢ２が１５°であり、１本の凸条ＴのＹ方向の幅Ｐ１が１００μｍであり、２本の凸条Ｔの間の平坦部ＳのＹ方向の幅Ｐ２が５０μｍである。なお、縦横の寸法、厚さｄＢ、角度θＢ１、角度θＢ２、凸条ＴのＹ方向の幅Ｐ１、及び平坦部ＳのＹ方向の幅Ｐ２はこれに限定されない。
　図４Ａ及び図４Ｂは、太陽電池モジュール２における光の伝播の様子を示す図である。図４Ａは、導光体３に対して浅い角度で入射する光の伝播の様子を示す図である。図４Ｂは、導光体３に対して深い角度で入射する光の伝播の様子を示す図である。なお、図４Ａ及び図４Ｂにおいては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。
　図４Ａに示すように、導光体３に対して浅い角度で入射する光Ｌ１（第１主面３ａ対して小さな角度で入射する光）は、反射体４に入射することなく、導光体３内のみを伝播して第１端面３ｃに向かう。
　図４Ｂに示すように、導光体３に対して深い角度で入射する光Ｌ２（第２主面３ａに対して大きな角度で入射する光）は、導光体３を透過し低屈折率層５を通過して反射体４に入射するものの、反射部４ａで反射されて進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。反射部４ａで反射された光Ｌ２は、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに向かう。
　図５は、本実施形態の太陽電池モジュール２における反射面の作用を説明するための図である。図５において、符号Ｌ１は導光体３の第１主面３ａに対して相対的に大きい入射角θ１ａで入射する光、符号Ｌ２は導光体３の第１主面３ａに対して相対的に小さい入射角θ２ａで入射する光を示している。なお、図５においては、便宜上、太陽電池素子６の図示を省略している。
　図５に示すように、導光体３の第１主面３ａに対して太陽光Ｌ１が入射角θ１ａで入射したとすると、太陽光Ｌ１は第１主面３ａにおいて屈折角θ１ｂで屈折して導光体３内に入射する。その後、導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ１ｃで入射した光は、この界面において反射角θ１ｃで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。なお、第２主面３ｂで全反射した光が第１主面３ａに入射角θ１ｄで入射した場合でも、第１主面３ａに対して反射角θ１ｄで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。
　一方、導光体３の第１主面３ａに対して太陽光Ｌ２が入射角θ２ａで入射したとすると、太陽光Ｌ２は第１主面３ａにおいて屈折角θ２ｂで屈折して導光体３内に入射する。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｃで入射した光は、この界面において屈折角θ２ｄで屈折して反射体４に入射する。反射体４の緩傾斜面Ｔ２に対して入射角θ２ｅで入射した光の一部は、緩傾斜面Ｔ２に対して反射角θ２ｅで反射し、進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｆで入射した光は、この界面において屈折角θ２ｇで屈折して導光体３内に入射する。導光体３の第１主面３ａに入射角θ２ｈで入射した光は、第１主面３ａに対して反射角θ２ｈで全反射し、導光体３内を伝播する。導光体３の第１主面３ａは、反射体４の反射部４ａ（緩傾斜面Ｔ２）で反射して導光体３に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体３の第２主面３ｂ（導光体３と低屈折率層５との間の界面）に入射角θ２ｉで入射した光は、第２主面３ｂに対して反射角θ２ｉで全反射し、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。
　具体的には、一例として、導光体３の角度θＡを５度、導光体３の屈折率ｎ１を１．８、反射体４の緩傾斜角度θＢ２を１５度、反射体４の屈折率ｎ２を１．３、空気（外部の空気および導光体３と反射体４との間の空気層）の屈折率ｎ０を１．０とする。
　この場合Ｓｎｅｌｌの法則より、導光体３と低屈折率層５（導光体３と外部の空気）との界面における臨界角は３４度となる。ここで、導光体３の第１主面３ａへの太陽光Ｌ１の入射角θ１ａが６４度以上であったとすると、太陽光Ｌ１が導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂは３０度以上となる。すると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ１ｃは３５度以上となり（θ１ｃ＝θ１ｂ＋θＡ）、入射角θ１ｃが臨界角以上であるため（θ１ｃ≧３４度）、光Ｌ１は導光体３の第２主面３ｂで全反射する。第２主面３ｂで全反射した光は、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。なお、第２主面３ｂで全反射した光が第１主面３ａに入射したとしても、第１主面３ａへの光の入射角θ１ｄは４０度以上となり（θ１ｄ＝θ１ｃ＋θＡ）、入射角θ１ｄが臨界角以上であるため（θ１ｄ≧３４度）、光Ｌ１は導光体３の第１主面３ａで全反射する。よって、導光体３の第２主面３ｂにおいて一度でも全反射した光は、導光体３の外部に漏れることなく、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに導かれる。
　一方、導光体３の第１主面３ａへの太陽光Ｌ２の入射角θ２ａが４０度未満であったとすると、太陽光Ｌ２が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｂは、２１度未満となる。すると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｃは２６度未満となり（θ２ｃ＝θ２ｂ＋θＡ）、入射角θ２ｃが臨界角未満であるため（θ２ｃ＜３４度）、光Ｌ２は導光体３の第２主面３ｂを透過する。
　導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｃが２６度未満であったとすると、光Ｌ２が低屈折率層５内に入射する際の屈折角θ２ｄは５２度未満となる。すると、反射体４の緩傾斜面Ｔ２への光の入射角θ２ｅは６７度未満となる（θ２ｅ＝θ２ｄ＋θＢ２）。反射体４の緩傾斜面Ｔ２に入射した光の一部は、緩傾斜面Ｔ２で所定の反射角θ２ｅで反射し、進行方向が導光体３の第１端面３ｃに向かう方向に変更される。
　反射体４の緩傾斜面Ｔ２での光の反射角θ２ｅが４９度以上であったとすると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｆは６４度以上となる（θ２ｆ＝θ２ｅ＋θＢ２）。すると、光が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｇは３０度以上となる。すると、導光体３の第１主面３ａへの光の入射角θ２ｈは３５度以上となり（θ２ｈ＝θ２ｇ＋θＡ）、入射角θ２ｈが臨界角以上であるため（θ２ｆ≧３４度）、光Ｌ２は導光体３の第１主面３ａで全反射する。
　導光体３の第１主面３ａでの反射角θ２ｈが３５度以上であったとすると、導光体３の第２主面３ｂへの光の入射角θ２ｉは４０度以上となる（θ２ｉ＝θ２ｈ＋θＡ）。すると、入射角θ２ｉが臨界角以上であるため（θ２ｉ≧３４度）、光Ｌ２は導光体３の第２主面３ｂで全反射する。第２主面３ｂで全反射した光は、導光体３内を第１端面３ｃに向けて伝播する。よって、導光体３の第１主面３ａにおいて一度でも全反射した光は、導光体３の外部に漏れることなく、導光体３の内部を伝播して第１端面３ｃに導かれる。
　本実施形態では、導光体３の第１主面３ａは、導光体３の第１側面３ｄと直交する方向から視て、導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離が導光体３の第１端面３ｃの遠くから導光体３の第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。そのため、導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂよりも導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃのほうが大きくなる。したがって、導光体３内に入射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。
　また、導光体３と反射体４との間には、導光体３の屈折率ｎ１よりも小さい屈折率ｎ０を有する低屈折率層５が位置する（ｎ１＞ｎ２）。そのため、導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも低屈折率層５に入射する際の屈折角θ２ｄのほうが大きくなる。したがって、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されて、導光体３の第１端面３ｃに向けて進行方向が変更されやすくなる。仮に、導光体３と反射体４との間に導光体３の屈折率ｎ１よりも大きい層が存在すると、低屈折率層５内に入射した光は反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されず、反射体４を透過して外部に漏れてしまいやすくなる。
　反射体４に入射した光は、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射することにより低屈折率層５内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。そのため、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で全反射した光が導光体３内に入射する際の屈折角θ２ｇは、光が最初に導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも大きくなる。したがって、導光体３内に入射した光は、導光体３の第１主面３ａで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。
　導光体３内に入射した光は、導光体３の第１主面３ａで全反射をすることにより導光体３内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。そのため、導光体３の第１主面３ａで全反射した光が導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｉは、最初に導光体３内に入射した光が導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも大きくなる。したがって、導光体３の第１主面３ａで全反射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、導光体３の第１端面３ｃに向けて反射されやすくなる。導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たした光は、もはや低屈折率層５内に入射することなく、導光体３内のみを伝播して第１端面３ｃに向かうこととなる。
　すなわち、本実施形態においては、反射体４の反射部４ａに形成された凸条Ｔの緩傾斜面Ｔ２は、反射体４に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面となる。また、導光体３の第１主面３ａは、反射体４の反射面で反射して導光体３内に入射した光を反射させ、光の進行方向を第１端面３ｃに向かう方向に変更する反射面となる。
　本実施形態の太陽光発電装置１においては、導光体３の導光機能および反射体４の反射機能を分離することにより、反射部４ａで反射された光が反射部４ａへ再入射することを抑制することができる。具体的には、導光体３および反射体４を備えているので、外部からの光を導光体３の内部で伝播させて太陽電池素子６に導くことができる。さらに、導光体３を透過した光を反射体４で反射させ、導光体３の内部を伝播させて太陽電池素子６に導くことができる。また、導光体３の第１側面３ｄと直交する方向から視たときの導光体３の第１主面３ａと導光体３の第２主面３ｂとの間の距離は、第１端面３ｃに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。したがって、導光体３内に入射する際の屈折角θ１ｂよりも、導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃのほうが大きくなる。このため、導光体３内に入射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、太陽電池素子６に導かれやすくなる。また、導光体３と反射体４との間には導光体３の屈折率ｎ１よりも小さい屈折率ｎ０を有する低屈折率層５が存在している（ｎ１＞ｎ２）。したがって、導光体３の第２主面３ｂに入射する際の入射角θ２ｃよりも低屈折率層５に入射する際の屈折角θ２ｄのほうが大きくなる。このため、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子６に導かれやすくなる。また、反射体４の緩傾斜面Ｔ２で反射されて導光体３内に入射した光は、導光体３の第１主面３ａで全反射をすることにより導光体３内を伝播する角度（ＸＹ平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度）が浅くなる。
　このため、導光体３の第１主面３ａで全反射した光は、導光体３の第２主面３ｂで全反射条件を満たし、太陽電池素子６に導かれやすくなる。したがって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール２、およびこれを用いた太陽光発電装置１を提供することができる。
　また、反射体４の反射部４ａの緩傾斜面Ｔ２が反射面として機能するので、光がこの反射面で反射して導光体３に入射する際の入射角θ２ｆを調整することが容易となる。例えば、緩傾斜面Ｔ２の傾斜角θＢ２を大きくすれば、導光体３に入射する際の入射角θ２ｆは大きくなる。緩傾斜面Ｔ２の傾斜角θＢ２を小さくすれば、導光体３に入射する際の入射角θ２ｆは小さくなる。
　また、導光体３の第１主面３ａは平坦面となっているので、光が導光体３内に入射して第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃを調整することが容易となる。例えば、第１主面３ａの傾斜角度θＡを大きくすれば、第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃは大きくなる。第１主面３ａの傾斜角度θＡを小さくすれば、第２主面３ｂに入射する際の入射角θ１ｃは小さくなる。
　また、導光体３の材料は４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有するので、広い波長領域の光を透過することとなる。よって、外光を有効に取り込むことができる。
[第１の実施形態の第１の変形例]
　以下、本実施形態の第１の変形例について、図８及び図９を用いて説明する。
　本変形例の太陽光発電装置１Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、固定部材７に替えて支持枠８を用いている点、反射体４Ａの傾斜面に反射膜４Ｒが形成されている点が上記実施形態と異なる。
　図８は、図１に対応した、本変形例の太陽光発電装置１Ａを示す斜視図である。
　図９は、図３に対応した、本変形例の反射体４Ａの部分断面図である。
　なお、図８及び図９において、上記実施形態で用いた図１及び図３と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置１Ａは、図８に示すように、太陽電池モジュール２Ａと、支持枠８と、から構成されている。太陽電池モジュール２Ａは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２Ａの４辺を取り囲むように支持枠８が取り付けられている。支持枠８は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２Ａに固定される。
　太陽電池モジュール２Ａは、図８に示すように、導光体３と、反射体４Ａと、低屈折率層５と、太陽電池素子６と、を備えている。導光体３と反射体４Ａは、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体３と反射体４Ａとの間に配置される。太陽電池素子６は、導光体３から射出された光を受光する。
　反射体４Ａは、導光体３の第１主面３ａから入射して導光体３を透過し、反射体４Ａに入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部４Ａａを備えている。導光体３と反射体４Ａとは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａとが対向した状態で、低屈折率層５を挟んで支持枠８により固定されている。
　なお、導光体３と反射体４Ａとは、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａとが対向した状態で、直接接触している。具体的には、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａの稜線Ｔ３とが接触している。つまり、本変形例では、導光体３の第２主面３ｂと反射体４Ａの反射部４Ａａに形成された凸条の傾斜面とに囲まれた領域に空気層（低屈折率層５）が存在している。
　反射体４Ａの反射部４Ａａの傾斜面Ｔには、図９に示すように、反射膜４Ｒが形成されている。反射膜４Ｒとしては、例えばアルミニウム（Ａｌ）などの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。
　本変形例の太陽光発電装置１Ａにおいては、反射体４Ａの反射部４Ａａの傾斜面Ｔに反射膜４Ｒが形成されているので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で確実に反射され、太陽電池素子６に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。
　ここで、本発明者は、本変形例の太陽電池モジュール２Ａの効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体３の第１端面３ｃに到達する光量の割合（％）である。
　実施例１のシミュレーションの条件は、導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度、反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍとした。実施例１の太陽電池モジュール２Ａに対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、１７．３％であった。また、実施例１の太陽電池モジュール２Ａの集光比は１．９倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接に太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。
　なお、太陽電池素子６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。
　一方、比較例として、実施例１の導光体３に替えて微細構造を有する平板状の導光体（平板の一方面（光入射面と反対側の面）に複数の凸条が形成された構成）を用い、導光体の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍとして上記シミュレーションを行った。比較例の太陽電池モジュールに対して光入射面側から太陽光を照射したときの端面到達率は、１２．１％であった。また、比較例の太陽電池モジュールの集光比は１．３倍であった。
　このように、本実施形態の太陽光発電装置１Ａによれば、比較例の導光体よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。
[第２の実施形態]
　以下、本発明の第２の実施形態について、図１０及び図１１を用いて説明する。
　本実施形態の太陽光発電装置１０の基本構成は第１の実施形態と同様であり、導光体３に蛍光体層９が設けられている点、導光体３に蛍光を反射する反射層１３Ｒが設けられている点が第１の実施形態と異なる。
　図１０は、本実施形態の太陽光発電装置１０を示す断面図である。
　図１１は、本実施形態の太陽電池モジュール１２を示す斜視図である。
　なお、図１０及び図１１において、第１の実施形態の太陽光発電装置１の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置１０は、図１０に示すように、太陽電池モジュール１２と、固定部材１７と、から構成されている。太陽電池モジュール１２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール１２の４隅に固定部材１７が取り付けられている。固定部材１７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール１２に固定される。
　太陽電池モジュール１２は、図１０に示すように、導光体ユニット１３と、反射体４Ａと、低屈折率層５と、太陽電池素子１６と、を備えている。導光体ユニット１３と反射体４Ａは、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３と反射体４Ａとの間に位置する。太陽電池素子１６は、導光体ユニット１３から射出された光を受光する。
　導光体ユニット１３は、導光体３と、蛍光体層９と、保護フィルム１１と、反射層１３Ｒ（図１１参照）と、を備えている。
　蛍光体層９は、導光体３の第２主面３ｂに設けられている。蛍光体層９は、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラス等の透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる板状部材の内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光板である。蛍光体は、導光体ユニット１３に入射した光を受けて蛍光を発するものである。例えば、蛍光体としては、５７８ｎｍに発光スペクトルのピーク波長を有するＢＡＳＦ社製の蛍光物質Ｌｕｍｏｇｅｎ　Ｆ　Ｒｅｄ　３０５（商品名）が用いられる。蛍光体層９は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第２主面３ｂに接着されている。
　保護フィルム１１は、蛍光体層９に対して導光体３とは反対に設けられている。保護フィルム１１は、例えばハードコートであり、導光体３及び蛍光体層９のいずれよりも硬度が高い。保護フィルム１１は、導光体３及び蛍光体層９に磨耗やキズが生じないように、導光体３及び蛍光体層９を保護する。保護フィルム１１は、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、蛍光体層９の導光体３とは反対側の面に接着されている。
　反射層１３Ｒは、図１１に示すように、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａ、保護フィルム１１の蛍光体層９とは反対側の面及び太陽電池素子１６が取り付けられる面以外の面に、設けられている。反射層１３Ｒとしては、例えばＡｌなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層１３ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。
　導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａから入射した外光の一部は、蛍光体層９の内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット１３の内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子１６に入射する。また、導光体ユニット１３を透過して低屈折率層５に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子１６に導かれる。
　外光には、太陽から直接導光体ユニット１３に入射する光と、雲などによって散乱されて導光体ユニット１３に入射する散乱光が含まれている。外光には、様々な角度で導光体ユニット１３に入射する光が存在するが、これらの光はいずれも導光体ユニット１３中の蛍光体によって吸収され、蛍光に変換される。入射角度によって光の利用効率がほとんど変化しないので、安定した発電が可能となる。
　太陽電池素子の発光効率は、太陽電池素子に入射する光の波長によって変化する。例えば、ＩｎＧａＰを用いた太陽電池素子の場合、４５０ｎｍ以上６００ｎｍ以下の波長の光に対して分光感度が高い。本実施形態の太陽光発電装置１０では、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａから入射した外光の一部を太陽電池素子において分光感度の高い蛍光に変換している。例えば、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長は５７８ｎｍである。この波長の光は、ＩｎＧａＰ半導体を用いた太陽電池素子において分光感度の高い光である。よって、太陽電池素子１６によって効率よく電力に変換される。
　本実施形態の太陽光発電装置１０においては、導光体ユニット１３に蛍光体層９が設けられているため、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長を任意に設定し、導光体ユニット１３の内部を伝播する光を太陽電池素子１６において分光感度の高い蛍光に変換することができる。そのため、太陽電池素子１６に入射する光を効率よく発電に寄与させることができ、高い発電効率が得られる。
　また、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａ、保護フィルム１１の蛍光体層９とは反対側の面及び太陽電池素子１６が取り付けられる面以外の面に反射層１３Ｒが設けられている。したがって、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子１６に入射させることができ、高い発電効率が得られる。
　ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール１２の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体ユニット１３の光射出面に到達する光量の割合（％）である。
　実施例２のシミュレーションの条件は、導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度、反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍとした。実施例２の太陽電池モジュール１２に対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、２９．２％であった。また、実施例２の太陽電池モジュール１２の集光比は３．１倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接に太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。
　なお、太陽電池素子１６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。
　このように、本実施形態の太陽光発電装置１０によれば、実施例１の導光体（端面到達率１７．３％、集光比１．９倍）よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。
[第２の実施形態の第１の変形例]
　以下、本実施形態の第１の変形例について、図１２及び図１３を用いて説明する。
　本変形例の太陽光発電装置１０Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、蛍光体層９Ａが蛍光フィルムである導光体ユニット１３Ａを備える点、導光体ユニット１３Ａと反射体４とを保持する枠体１４を備える点が上記実施形態と異なる。
　図１２は、図１０に対応した、本変形例の太陽光発電装置１０Ａを示す断面図である。
　図１３は、図１１に対応した、本変形例の太陽光発電装置１０Ａを示す斜視図である。
　なお、図１２及び図１３において、上記実施形態で用いた図１０及び図１１と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置１０Ａは、図１２に示すように、太陽電池モジュール１２Ａと、固定部材１７と、枠体１４と、から構成されている。
　太陽電池モジュール１２Ａは、導光体ユニット１３Ａと、反射体４Ａと、低屈折率層５と、太陽電池素子１６と、を備えている。導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａは、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａとの間に位置する。太陽電池素子１６は、導光体ユニット１３Ａから射出された光を受光する。
　導光体ユニット１３Ａは、導光体３と、蛍光体層９Ａと、透明部材１１Ａと、を備えている。
　蛍光体層９Ａは、導光体３の第１主面３ａに設けられている。蛍光体層９Ａは、透明フィルムの内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光フィルムである。例えば、蛍光体としては、５７８ｎｍに発光スペクトルのピーク波長を有するＢＡＳＦ社製の蛍光物質Ｌｕｍｏｇｅｎ　Ｆ　Ｒｅｄ　３０５（商品名）が用いられる。蛍光体層９Ａは、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、導光体３の第１主面３ａに接着されている。
　透明部材１１Ａは、蛍光体層９Ａに対して導光体３とは反対に設けられている。透明部材１１Ａは、ポリエステル樹脂やガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる。透明部材１１Ａは、蛍光体を含まない透明性の高い材料で構成されるが、透明部材１１Ａの内部での波長変換を目的として意図的に蛍光体を分散したものでなければ、若干の蛍光体を含み、完全に透明ではない材料で構成されたものであってもよい。透明部材１１Ａは、例えば透明なフィルム部材として構成されるが、ガラスなどの非可撓性の板状部材を透明部材１１Ａとして用いてもよい。透明部材１１Ａは、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、蛍光体層９Ａの導光体３とは反対側の面に接着されている。
　枠体１４は、導光体ユニット１３Ａと反射体４Ａとを保持する箱状部材である。枠体１４の内面が蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能する。例えば、枠体１４の内面には反射層１４Ｒが形成されている。反射層１４Ｒとしては、例えばＡｌなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層１４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。
　導光体ユニット１３Ａを構成する透明部材１１Ａの上面から入射した外光の一部は、蛍光体層９Ａの内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット１３Ａの内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子１６に入射する。また、導光体ユニット１３Ａを透過して低屈折率層５に入射した光は、反射体４Ａの緩傾斜面Ｔ２で反射され、太陽電池素子１６に導かれる。
　本実施形態の太陽光発電装置１０Ａにおいては、蛍光体層９Ａが蛍光フィルムであるので、蛍光体層９Ａから放射された蛍光は蛍光体層９Ａ内部の蛍光体によって吸収されにくくなる。つまり、自己吸収によるロスが少なくなるので、蛍光体層９Ａから放射された蛍光は概ねすべて太陽電池素子１６に入射する。よって、発電効率の高い太陽光発電装置１０Ａが得られる。
　また、枠体１４の内面が反射面として機能するので、枠体１４に導光体ユニット１３Ａを収容することで、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子１６に入射させることができ、高い発電効率が得られる。
　なお、本実施形態では、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである例を挙げて説明したが、これらに限らない。例えば、蛍光体層は、導光体３と、導光体３の第１主面３ａと第２主面３ｂの少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に蛍光体を分散させた接着層であってもよい。これにより、導光体３と蛍光体層とを接着するための接着層（透明部材と蛍光体層とを接着させるための接着層）が省略できるため、この接着層による光のロスがなくなり、さらに発電効率が向上する。さらに、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである場合に比べて接着層の厚みが薄いので、蛍光板や蛍光フィルムの内部に蛍光体を分散させる場合に比べて、蛍光体の使用量を少なくすることができる。よって、部材コストが低減される。
[第３の実施形態]
　以下、本発明の第３の実施形態について、図１４及び図１５を用いて説明する。
　本実施形態の太陽光発電装置２０の基本構成は第２の実施形態と同様であり、導光体ユニット１３の光射出面にから射出された光を集光する集光部材２１と、集光部材２１で集光された光を受光する太陽電池素子２６とを備える点が第２の実施形態と異なる。
　図１４は、本実施形態の太陽光発電装置２０を示す断面図である。
　図１５は、本実施形態の集光部材２１を示す平面図である。
　なお、図１４及び図１５において、第２の実施形態の太陽光発電装置１０の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置２０は、図１４に示すように、太陽電池モジュール２２と、固定部材２７と、から構成されている。太陽電池モジュール２２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール２２の４隅に固定部材２７が取り付けられている。固定部材２７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール２２に固定される。
　太陽電池モジュール２２は、図１４に示すように、導光体ユニット１３と反射体４Ａと、低屈折率層５と、集光部材２１と、太陽電池素子２６とを有する。導光体ユニット１３と反射体４Ａは、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３と反射体４Ａとの間に位置する。集光部材２１は、導光体ユニット１３から射出された光を集光する。太陽電池素子２６は、集光部材２１で集光された光を受光する。
　集光部材２１は、例えば、導光体ユニット１３の光射出面から射出された光の強度分布を均一化して太陽電池素子２６に射出するインテグレータ光学素子（ホモジナイザー）である。
　集光部材２１は、光入射面２１ａと、光射出面２１ｂと、反射面２１ｃと、を備えている。光入射面２１ａは、導光体ユニット１３の光射出面と対向する。光射出面２１ｂは、光入射面２１ａから入射した光を射出する。反射面２１ｃは、光入射面２１ａから入射した光を反射させて光射出面２１ｂに伝播させる。
　集光部材２１は、例えば、光入射面２１ａを底面、光射出面２１ｂを上面、反射面２１ｃを側面とする四角錐台の形状を有する。集光部材２１は、例えば、ポリメタクリル酸メチル（ＰＭＭＡ）などの樹脂を射出成形することにより形成されている。反射面２１ｃは、全反射により光を反射するものとされるが、反射面２１ｃに金属膜又は誘電体多層膜からなる反射層を形成し、この反射層によって光を反射するようにしてもよい。例えば、集光部材２１の反射面２１ｃに、Ａｌなどの反射率の高い金属材料を用いて反射層を形成してもよい。なお、反射層はＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。
　太陽電池素子２６は、受光面を集光部材２１の光射出面２１ｂと対向させて配置されている。集光部材２１の光入射面２１ａに入射した導光体ユニット１３からの光は、集光部材２１の反射面２１ｃで反射を繰り返すうちに照度分布が均一化される。そして、照度分布が均一化された光が太陽電池素子２６に入射される。太陽電池素子２６に入射する光の照度分布が均一化されることにより、太陽電池素子２６の発電効率を高めることができる。
　太陽電池素子２６としては、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、有機系太陽電池などの公知の太陽電池を使用することができる。中でも、化合物半導体を用いた化合物系太陽電池は、高効率な発電が可能となることから、太陽電池素子２６として好適である。
　化合物系太陽電池は、一般に高価であるが、導光体ユニット１３及び集光部材２１によって光を集光することができることから、太陽電池素子２６の面積は小さく抑えられる。よって、部材コストの上昇は抑えられる。
　本実施形態の太陽光発電装置２０においては、集光部材２１により集光した光を太陽電池素子２６に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。
　また、導光体ユニット１３の光射出面から射出された光を集光部材２１で集光することにより集光倍率を向上させることができる。
　ここで、集光部材２１の光入射面２１ａへの集光倍率をＸ倍、集光部材２１の反射面２１ｃの反射率をＹ、反射回数をＮとし、集光部材２１において光入射面２１ａの横寸法をａ２、縦寸法をｂ２、光射出面２１ｂの横寸法をａ１、縦寸法をｂ１とすると、集光倍率ＣＲは、式（１）で求められる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　集光部材２１の反射面２１ｃの反射率を高くする（高反射率の集光部材を使用する）ことで、集光部材２１による光の吸収は低減できるため、集光比を大きくすることができる。
　集光式太陽電池の短絡電流密度、開放電圧および変換効率は、一般に、集光比に対し、式（２）のような関係にある。ここで、集光比をＣＲ、ダイオード因子をｎ、逆方向飽和電流値をＪ０、ボルツマン定数をｋ、温度をＴ、電荷をｑ、非集光時の短絡電流密度をＪＳＣ１、集光時の短絡電流密度をＪＳＣ２、非集光時の開放電圧をＶＯＣ１、集光時の開放電圧をＶＯＣ２、非集光時の曲線因子をＦＦ１、集光時の曲線因子をＦＦ２、非集光時の変換効率をη１、集光時の変換効率をη２、非集光時の太陽光強度（１００ｍＷ／ｃｍ２）をＰｉｎ１とする。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　式（２）に示すように、短絡電流密度ＪＳＣは集光比ＣＲに比例して増加し、解放電圧ＶＯＣは集光比の対数に比例して増加する。また、曲線因子ＦＦは直列抵抗やスペクトル変化による影響がなければＶＯＣの増加に伴って増加する（ＦＦ２＞ＦＦ１）ため、集光時の変換効率η２はＶＯＣの増加およびＦＦの増加により増加することとなる。したがって、導光体ユニットの光射出面へ到達する光量は同じであっても、集光部材の作用により、発電量を増大させることができる。
　ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール２２の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット１３を構成する導光体３の第１主面３ａに入射する太陽光の照射量の割合を１００％としたときに導光体ユニット１３の光射出面に到達する光量の割合（％）である。
　実施例３のシミュレーションの条件は、以下のように設定した。導光体３の縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、第１主面３ａの傾斜角θＡを５度とした。反射体４Ａの縦横寸法を３００ｍｍ×３００ｍｍ、反射体４Ａの厚みを１０ｍｍとした。集光部材２１において光入射面２１ａの横寸法ａ２を３００ｍｍ、光入射面２１ａの縦寸法ｂ２を２８ｍｍ、光射出面２１ｂの横寸法ａ１を１００ｍｍ、光射出面２１ｂの縦寸法ｂ１を１４ｍｍとした。実施例３の太陽電池モジュール２２に対して導光体３の第１主面３ａ側から太陽光を照射したときの端面到達率は、２９．２％であった。また、実施例３の太陽電池モジュール１２の集光比は１８．８倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が３００ｍｍ×３００ｍｍの太陽電池に直接に太陽光を照射したときの集光比を１倍としたときの値である。
　なお、太陽電池素子２６の出力条件は、ＪＩＳで規定されたエアマスＡＭ１．５を基準としている。
　このように、本実施形態の太陽光発電装置２０によれば、実施例２の導光体（端面到達率２９．２％、集光比３．１倍）と端面到達率は変わらないものの、実施例２の導光体よりも高い集光比を得ることができることが判った。
[第３の実施形態の第１の変形例]
　以下、本実施形態の第１の変形例について、図１６を用いて説明する。
　本変形例の太陽光発電装置２０の基本構成は上記実施形態と同様であり、集光部材２１が複数（２つ）の集光部を備える点が上記実施形態と異なるのみである。
　図１６は、図１５に対応した、本変形例の集光部材２１Ａを示す平面図である。
　集光部材２１Ａは、図１６に示すように、複数（２つ）の集光部を備えている。なお、集光部の設置数は２つに限らず、３以上設けられていてもよい。
　本変形例においても、集光部材２１Ａにより集光した光を太陽電池素子２６に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。
[第４の実施形態]
　以下、本発明の第４の実施形態について、図１７及び図１８を用いて説明する。
　本実施形態の太陽光発電装置３０の基本構成は第２の実施形態と同様であり、反射体３４の反射部３４ａが平坦面となっている点が第２の実施形態と異なる。
　図１７は、本実施形態の太陽光発電装置３０を示す断面図である。
　図１８は、本実施形態の太陽光発電装置３０の設置方法（太陽電池モジュールの設置方法）を示す図である。
　なお、図１７及び図１８において、第２の実施形態の太陽光発電装置２０の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置３０は、図１７に示すように、太陽電池モジュール３２と、固定部材１７と、から構成されている。太陽電池モジュール３２は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール３２の４隅に固定部材１７が取り付けられている。固定部材１７は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール３２に固定される。
　太陽電池モジュール３２は、図１７に示すように、導光体ユニット１３と反射体３４と、低屈折率層５と、太陽電池素子１６と、を備えている。導光体ユニット１３と反射体３４は、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３と反射体３４との間に位置する。太陽電池素子１６は、導光体ユニット１３から射出された光を受光する。
　導光体ユニット１３と反射体３４とは、導光体ユニット１３ユニットを構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の反射部３４ａとが対向した状態で、低屈折率層５を介して配置されている。
　反射体３４の反射部３４ａは平坦面となっており、この平坦面が反射体３４に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット１３を構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の平坦面とは互いに概平行となっている。平坦面は、図１７に示すように、反射体３４の表面の実質全体にわたって形成されているが、本実施形態はこれに限られず、反射体３４の表面の一部が平坦面でなくてもよい。反射体３４は、例えば基板の上面に反射膜３４Ｒを形成することにより構成されている。反射膜３４Ｒとしては、例えばアルミニウム（Ａｌ）などの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜３４ＲはＡｌに限らず、反射率が少なくとも９０％以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。
[太陽電池モジュールの設置方法]
　図１８に示すように、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を、導光体ユニット３２の上面（導光体３の第１主面３ａ）が、日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて設置する。具体的には、北半球では、太陽電池モジュール３３を構成する反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するよう（反射膜３４Ｒの表面に対する光の入射角が大きくなるよう）太陽電池モジュール３３を北向きに傾けて設置する。例えば、太陽光発電装置３０の太陽電池素子６が取り付けられた側とは反対側の端部に支柱３１を設けることにより、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて設置する構成を実現することができる。
　本実施形態の太陽光発電装置３０においては、反射部３４ａが平坦面であり、この平坦面が反射面として機能するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で確実に反射され、太陽電池素子１６に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。
　また、導光体ユニット１３を構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４の平坦面とが互いに概平行であるので、導光体ユニット１３と反射体３４との間の低屈折率層５を薄くしたり反射体３４自体を薄くしたりすることにより、装置全体を薄型化（コンパクト化）することができる。
　本実施形態の太陽電池モジュール３３の設置方法においては、太陽電池モジュール３３を傾斜させることで反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。
[第４の実施形態の第１の変形例]
　以下、本実施形態の第１の変形例について、図１９を用いて説明する。
　本変形例の太陽光発電装置３０Ａの基本構成は上記実施形態と同様であり、反射体３４に替えて反射面が傾斜した反射体３４Ａを備える点が上記実施形態と異なる。
　図１９は、図１７に対応した、本変形例の太陽光発電装置３０Ａを示す断面図である。
　なお、図１９において、上記実施形態で用いた図１７と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽光発電装置３０Ａは、図１９に示すように、太陽電池モジュール３２Ａと、固定部材３７Ａと、から構成されている。太陽電池モジュール３２Ａは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール１２Ａの４隅に固定部材３７Ａが取り付けられている。
　固定部材３７Ａは、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール３２Ａに固定される。
　太陽電池モジュール３２Ａは、図１９に示すように、導光体ユニット１３と反射体３４Ａと、低屈折率層５と、太陽電池素子１６と、を備えている。導光体ユニット１３と反射体３４Ａは、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３と反射体３４Ａとの間に位置する。太陽電池素子１６は、導光体ユニット１３から射出された光を受光する。
　反射体３４Ａの反射部３４Ａａは平坦面となっており、この平坦面が反射体３４Ａに入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット１３を構成する保護フィルム１１の下面と反射体３４Ａの平坦面との間の距離が導光体ユニット１３の光射出面の遠くから導光体ユニット１３の光射出面に近づくにつれて徐々に大きくなっている。反射体３４Ａは、例えば基板の上面に反射膜３４Ｒを形成することにより構成されている。
　本変形例の太陽光発電装置３０Ａにおいては、反射体３４Ａの反射部３４Ａａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射する。このため、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４Ａの平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を抑制することができる。
[太陽電池モジュールの設置方法]
　図２０は、太陽電池モジュールの設置方法の第１変形例を示す図である。
　図２０に示すように、太陽光発電装置３０を、例えば家などの建築物３１Ａの屋根に取り付ける。具体的には、太陽光発電装置３０の太陽電池素子６が取り付けられた側とは反対側の端部が屋根の稜線（尾根）を向くよう太陽光発電装置を建築物の屋根に取り付ける。
これにより、太陽光発電装置３０（太陽電池モジュール３３）を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて設置する構成を実現することができる。
　本変形例の太陽電池モジュールの設置方法においても、太陽電池モジュール３３を傾斜させることで反射体３４の反射部３４ａ（反射膜３４Ｒ）に対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層５内に入射した光は、反射体３４の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を抑制することができる。
[第５の実施形態]
　以下、本発明の第５の実施形態について、図２１Ａ及び図２１Ｂを用いて説明する。
　図２１Ａは、本実施形態の太陽電池モジュール４０を示す斜視図である。
　図２１Ｂは、本実施形態の太陽電池モジュール４０を示す断面図である。
　なお、図２１Ａ及び図２１Ｂにおいて、第１の実施形態の太陽光発電装置１、第２実施形態の太陽光発電装置１０、第４の実施形態の太陽光発電装置３０の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　太陽電池モジュール４０は、図２１Ａに示すように、導光体ユニット４３と、反射体３４と、低屈折率層５と、太陽電池素子１６と、を備えている。導光体ユニット４３と反射体３４は、互いに対向して配置される。低屈折率層５は、導光体ユニット１３と反射体４Ａとの間に位置する。太陽電池素子１６は、導光体ユニット４３から射出された光を受光する。
　導光体ユニット４３は、透明層４１ａ、４１ｂと、蛍光体層９と、を備えている。蛍光体層９は、図２０Bに示すように、透明層４１ａ、４１ｂに挟まれている。透明層４１ａ、４１ｂは、第１実施形態に記載の導光体３と同じ材料で形成することができる。透明層４１ａ、４１ｂは、２８０ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長領域の光に対して９０％以上の透過率を有する材料で形成されるのが好ましい。透明層４１ａの厚さｄ１および透明層４１ｂの厚さｄ２は、特に限定されないが、本実施形態においては、概略同一であるとする。蛍光体層９は、第２実施形態に記載の蛍光体層９と同様に形成することができる。蛍光体層９は、第２実施形態と同様に、例えばタイカ社製のαＧＥＬ（登録商標）を用いて、透明層４１ａ、４１ｂに接着されている。
　反射体３４は、第４実施形態と同様の構成を有している。反射体３４は、平坦面を有しており、この平坦面が反射体３４に入射した光を反射させて、光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット４３の下面と反射体３４の平坦面とは互いに概平行となっている。平坦面は、図２０Ａに示すように、反射体３４の表面の実質全体にわたって形成されているが、本実施形態はこれに限られず、反射体３４の表面の一部が平坦面でなくてもよい。
　導光体ユニット４３の第１主面４３ａに入射した光は、透明層４１ａを介して蛍光体層９に入射する。蛍光体層９に入射した光の一部は、蛍光体によって吸収され、蛍光に変換される。蛍光体によって吸収されなかった光は、蛍光体層９を透過し、透明層４１ｂへ入射する。
　透明層４１ｂへ入射した光は、透明層４１ｂの下面、すなわち導光体ユニット４３の第２主面４３ｂに到達する。第２主面４３ｂに対する入射光の入射角が臨界角以上であった場合、入射光は第２主面４３ｂによって反射され、再度蛍光体層９に入射する。一方、導光体ユニット４３の第２主面４３ｂに対する入射光の入射角が臨界角以下であった場合、入射光は透明層４１ｂを透過し、反射体３４で反射される。反射体３４で反射された光は、再度導光体ユニット４３に入射し、再度蛍光体層９に入射する。
　上述のように再度蛍光体層９に入射した光は、蛍光体層９で吸収され、蛍光に変換される。
　本実施形態による太陽電池モジュール４０における、蛍光体層９での蛍光体による光の吸収について説明する。ここで、蛍光体層９に含まれる蛍光体は、図２３Ａに示す吸収スペクトルを有すると仮定する。蛍光体の最大吸収波長はλａｂであるとする。図２３Ｂ及び図２３Ｃは、蛍光体層９を透過した際の光の透過スペクトルを表す。
　上述のように、導光体ユニット４３に入射した光は、一部が蛍光体に吸収される。しかしながら、一度蛍光体層９を通過しても、全ての入射光が蛍光体層９に吸収されるわけではない。図２３Ｂの破線で示すように、一度蛍光体層９を通過した光は、蛍光体の最大吸収波長λａｂが最小となるような透過スペクトルとなるが、蛍光体の最大吸収波長λａｂの光が全て吸収されるわけではない。
　しかしながら、導光体ユニット４３内部での反射、または反射体３４による反射により、光が蛍光体層９に２回以上入射することにより、図２３Ｂの実線で示すように、蛍光体の最大吸収波長λａｂの光が概ね全て吸収される。
　また、蛍光体の最大吸収波長λａｂにおける吸光度をＡとしたとき、蛍光体の吸光度が０．５Ａ以上のとなる波長帯における蛍光体の吸収について説明する。図２３Ｃで示すように、入射光が一度蛍光体層９を通過しても、蛍光体の吸光度が０．５Ａ以上のとなる波長帯の光の全てが、蛍光体に吸収されるわけではない。しかしながら、導光体ユニット４３内部での反射、または反射体３４による反射により、光が蛍光体層９に２回以上回入射することにより、蛍光体の吸光度が０．５Ａ以上のとなる波長帯の光が概ね全て吸収される。
　本実施形態のように、導光体４３が蛍光体層９を含む構成においても、第２実施形態と同様の効果が得られる。すなわち、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長を任意に設定し、導光体ユニット４３の内部を伝播する光を太陽電池素子１６において分光感度の高い蛍光に変換することができる。そのため、太陽電池素子１６に入射する光を効率よく発電に寄与させることができ、高い発電効率が得られる。
　また、本実施形態では、導光体ユニット４３内に蛍光体層９が配置されているため、導光体４３内を伝播する光は、蛍光体層９に複数回入射する。従って、導光体ユニット内を伝播する光が効率よく蛍光に変換され、太陽電池素子１６の発電効率を高めることができる。
　なお、蛍光体層９は、上述の構成に限らず、第２実施形態の第１変形例に記載の蛍光フィルム９Ａと同様の構成を有していてもよい。蛍光体層９が蛍光フィルムであると、蛍光体層９から放射された蛍光は、蛍光体層９内部の蛍光体によって吸収されにくくなる。つまり、自己吸収によるロスが少なくなるので、蛍光体層９から放射された蛍光は概ねすべて太陽電池素子１６に入射する。よって、発電効率の高い太陽電池モジュール４０が得られる。
　また、蛍光体層９は、透明層４１ａと４１ｂを接着する透明樹脂の内部に蛍光体を分散させた接着層であってもよい。これにより、透明層４１ａ、４１ｂと蛍光体層とを接着するための接着層が省略できるため、この接着層による光のロスがなくなり、さらに発電効率が向上する。さらに、蛍光体層９が蛍光板や蛍光フィルムである場合に比べて接着層の厚みが薄いので、蛍光板や蛍光フィルムの内部に蛍光体を分散させる場合に比べて、蛍光体の使用量を少なくすることができる。よって、部材コストが低減される。
　また、導光体ユニット４３は、ｚ軸方向に濃度分布を有するように蛍光体が分散された構成であってもよい。すなわち、蛍光体層９は独立して設けられた層でなくてもよく、導光体ユニット４３内の一部において濃度が高くなるように蛍光体を分散させた構成を有していても良い。すなわち、透明層４１ａ、４１ｂと蛍光体層９は、境界をもたず、連続的に繋がった構成であってもよい。これにより、透明層４１ａ、４１ｂと蛍光体層９とを接着するための接着層が省略できるため、この接着層による光のロスがなくなり、さらに発電効率が向上する。
[第５の実施形態の変形例]
　以下、本実施形態の変形例について、図２２Ａ～図２２Ｅを用いて説明する。
　本変形例の太陽電池モジュール４０の基本構成は上記実施形態と同様である。
　図２２Ａ～図２２Ｅは、図２１Ｂに対応した、本変形例の太陽電池モジュール４０を示す断面図である。
　なお、図２２Ａ～図２２Ｅにおいて、上記実施形態で用いた図２１Ａ及び２１Ｂと共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。
　上記実施形態では、蛍光体層９が、透明層４１ａ、４１ｂで挟まれる例について説明したが、図２２Ａに示すように、導光体ユニット４５Ａは、透明層４１ａと、蛍光体層９を有する構成であってもよい。導光体ユニット４５Ａにおいて、蛍光体層９は、反射体３４と対向する。
　また、図２２Ｂに示すように、導光体ユニット４５Ｂは、透明層４１ｂと、蛍光体層９を有する構成であってもよい。導光体ユニット４５Ｂにおいて、蛍光体層９は、外光が入射する側に設けられる。
　上記実施形態では、透明層４１ａ、４１ｂが、概略同一の厚さを有する例について説明したが、図２２Ｃに示すように、透明層４１ａの厚さｄ１と透明層４１ｂの厚さｄ２は互いに異なっていてもよい。また、図２２Ｃでは、透明層４１ａが透明層４１ｂより薄い構成が示されているが、透明層４１ａが透明層４１ｂより厚くてもよい。
　上記実施形態では、反射体３４が導光体ユニット４３の第２主面４３ｂと概略平行である例について説明したが、図２２Ｄに示すように、反射体３４Ａが第２主面４３ｂと平行でなくてもよい。導光体ユニット４３の第２主面４３ｂと反射体３４Ａの平坦面との間の距離が導光体ユニット４３の光射出面の遠くから導光体ユニット４３の光射出面に近づくにつれて徐々に大きくなっている。
　上記実施形態では、反射体３４が平坦面を有する例について説明したが、図２２Ｅに示すように、実施形態１と同様に反射体４が複数の凸条を有していてもよい。
　本変形例においても、第５実施形態と同様の効果が得られる。
[太陽光発電装置]
　図２１は、太陽光発電装置１０００の概略構成図である。
　太陽光発電装置１０００は、太陽電池モジュール１００１と、インバータ（直流／交流変換器）１００４と、蓄電池１００５と、を備えている。太陽電池モジュール１００１は、太陽光のエネルギーを電力に変換する。インバータ（直流／交流変換器）１００４は、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を交流電力に変換する。蓄電池１００５は、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を蓄える。
　太陽電池モジュール１００１は、太陽光を集光する導光体１００２と、導光体１００２によって集光された太陽光によって発電を行う太陽電池素子１００３と、を備えている。
　太陽電池モジュール１００１としては、例えば、第１実施形態ないし第４実施形態で説明した太陽電池モジュールが用いられる。
　太陽光発電装置１０００は外部の電子機器１００６に対して電力を供給する。電子機器１００６には、必要に応じて補助電力源１００７から電力が供給される。
　太陽光発電装置１０００は、上述した実施形態に係る太陽電池モジュールを備えているため、発電効率の高い太陽光発電装置となる。
　なお、本発明の態様における技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の態様における趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。
　例えば上記実施形態では、導光体として板状体を用いたが、導光体の形状は板状体に限定されることなく、例えば棒状体であっても良く、適宜変更が可能である。その他、上記実施形態における各種構成要素の形状、寸法、数、配置、構成材料、製造方法等については、上記実施形態で例示したものに限らず、適宜変更が可能である。
　本発明の態様は、太陽電池モジュール、太陽光発電装置もしくは太陽電池モジュールの設置方法に利用可能である。
１，１Ａ，１０，１０Ａ，２０，３０，１０００…太陽光発電装置、２，２Ａ，１２，１２Ａ，２２，３２…太陽電池モジュール、３…導光体、３ａ…第１主面、３ｂ…第２主面、３ｃ…第１端面、４，４Ａ，３４，３４Ａ…反射体、４ａ，４Ａａ，３４ａ，３４Ａａ…反射部、４Ｒ，３４Ｒ…反射膜、６，１６，２６…太陽電池素子、９…蛍光体層、１３Ｒ…反射層、１４…枠体、２１，２１Ａ…集光部材、ｎ１…導光体の屈折率、Ｔ２…緩傾斜面（反射面）

Claims (38)

  1. 　導光体と、
    　前記導光体と対向して配置された反射体と、
    　前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、
    　を備え、
    　前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、外部からの光を前記第１主面から入射させ前記導光体の内部を伝播させて前記第１端面から射出させ、
    　前記反射体は、前記第１主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて、前記光の進行方向を変更する反射部を有し、
    　前記太陽電池素子は、前記第１端面から射出された光を受光し、
    　前記導光体の厚みは、前記第１端面から離れるにつれ小さくなっている太陽電池モジュール。
  2. 　さらに、前記導光体と前記反射体との間に位置する低屈折率層を有し、前記低屈折率層の屈折率は、前記導光体の屈折率よりも低い請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記反射部は、前記導光体を透過した前記光を反射させ、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう構成されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記反射部は、前記第２主面に対して傾斜角を有する傾斜面を有し、
    　前記傾斜面は前記反射体に入射した前記光を反射させて、前記光の進行方向を変更するよう配置されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記反射体は、複数の前記反射部と、前記第２主面に対して概平行な複数の平端部を有し、
    　前記複数の反射部の間にはそれぞれ、前記複数の平端部が配置されている請求項４に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　さらに、前記傾斜面上に形成された反射膜を含む請求項４に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記反射部が平坦面を有し、前記平坦面は、前記導光体を透過した前記光を反射させて、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう配置されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記平坦面は、前記反射体の全体に延在している請求項７に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記第２主面と前記平坦面とが互いに概平行である請求項７に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　前記第２主面と前記平坦面との間の間隔は、前記第１端面から離れるにつれて小さくなっている請求項７に記載の太陽電池モジュール。
  11. 　さらに、前記第１主面および第２主面の一方の上に設けられた前記導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層を有する請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  12. 　前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムを含む請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　さらに、前記第１主面と前記第２主面の少なくとも一方の上に積層される透明部材を有し、
    　前記蛍光体層は、前記導光体と前記透明部材とを接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層を含む請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  14. 　さらに、前記導光体の前記第１主面、前記第２主面及び前記第１端面以外の面に設けられ、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層を備える請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  15. 　さらに、前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、
    　前記導光体と前記反射体とに面する前記枠体の内面が、前記蛍光体から放射された蛍光を反射するよう構成されている請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  16. 　さらに、前記第１端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  17. 　前記低屈折率層は、空気層である請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  18. 　前記導光体の材料は、４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有する請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  19. 　請求項１に記載の太陽電池モジュールを備える太陽光発電装置。
  20. 　請求項１に記載の太陽電池モジュールを、前記第１主面が、日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて設置する太陽電池モジュールの設置方法。
  21. 　導光体と、
    　前記導光体と対向する反射面であって、前記導光体を透過し前記導光体より低い屈折率を有する低屈折率媒体を介して入射した光を反射する反射面を有する反射体と、
    　　前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、
    を含む太陽電池モジュール。
  22. 　前記導光体は、第１主面と第２主面と前記第１主面および前記第２主面に接する第１端面とを有し、
    　前記導光体の厚みは、前記第１端面から離れるにつれ小さくなっている請求項２１に太陽電池モジュール。
  23. 　前記反射面は、前記第２主面に対して傾斜角を有し、
    　前記反射面は、入射した前記光を反射させて、前記光の進行方向を変更するよう配置されている請求項２１に記載の太陽電池モジュール。
  24. 　前記反射面が平坦であり、前記反射面は、前記導光体を透過した前記光を反射させて、反射した前記光が前記導光体へ入射し、前記導光体内を伝播して前記第１端面へ到達するよう配置されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  25. 　前記第２主面と前記反射面とが互いに概平行である請求項２４に記載の太陽電池モジュール。
  26. 　前記第２主面と前記反射面との間の間隔は、前記第１端面から離れるにつれて小さくなっている請求項２４に記載の太陽電池モジュール。
  27. 　さらに、前記第１主面および第２主面の一方の上設けられた前記導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層を有する請求項２２に記載の太陽電池モジュール。
  28. 　導光体と、
    　前記導光体を透過し前記導光体より低い屈折率を有する低屈折率媒体を介して入射した光を反射する反射面を有する反射体と、
    　　前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、
    を含み、
    　　前記導光体は、第１透明層と、前記導光体に入射した光の少なくとも一部を吸収し、発光する蛍光体を含む蛍光体層を含む太陽電池モジュール。
  29. 　前記第１透明層は、２８０ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長領域の光に対して９０％以上の透過率を有する請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  30. 　前記導光体は、さらに第２透明層を有し、
    　前記蛍光体層は前記第１透明層および前記第２透明層の間に挟まれている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  31. 　前記第１透明層と前記第２透明層は、同じ厚さを有する請求項３０に記載の太陽電池モジュール。
  32. 　前記第１透明層と前記第２透明層は、異なる厚さを有する請求項３０に記載の太陽電池モジュール。
  33. 　前記蛍光体層は、前記導光体の一部において濃度が高くなるように前記蛍光体を分散させて構成されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  34. 　前記導光体と前記反射体とが互いに概平行である請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  35. 　前記導光体と前記反射体との間の間隔は、前記導光体の光が射出される面から離れるにつれて小さくなっている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  36. 　前記反射面は、前記導光体に対して傾斜角を有し、
    　前記反射面は、入射した前記光を反射させて、前記光の進行方向を変更するよう配置されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  37. 　入射した前記光のうち前記蛍光体の最大吸収波長の光は、前記蛍光体層に一度入射しても全てが吸収されず、前記蛍光体層に二度以上入射することによって概ね全てが吸収される請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
  38. 　前記蛍光体の最大吸収波長における吸光度をＡとしたとき、入射した前記光のうち蛍光体の吸光度が０．５Ａ以上となる波長帯の光は、前記蛍光体層に一度入射しても全てが吸収されず、前記蛍光体層に二度以上入射することによって概ね全てが吸収される請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
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