WO2012153749A1 - 管理装置、管理方法、管理プログラム、太陽電池モジュール、および太陽光発電装置 - Google Patents

Abstract

　管理装置は、主面と端面とを有し、前記主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ前記端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置であって、前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定部を備える。

Description

管理装置、管理方法、管理プログラム、太陽電池モジュール、および太陽光発電装置

　本発明は、管理装置、管理方法、管理プログラム、太陽電池モジュール、および太陽光発電装置に関するものである。
　本願は、２０１１年５月９日に、日本に出願された特願２０１１－１０４５１２号及び２０１１年５月９日に、日本に出願された特願２０１１－１０４６１３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。

　しかし、このような設置形態の場合、太陽電池パネルに入射する光の光量は、太陽電池の面積で決まることとなる。そのため、必要とする発電量を確保するためには、対応する面積の太陽電池が必要となる。したがって、従来の太陽光発電装置を用いて発電量を大きくしようとする場合には、大面積の太陽電池パネルを設置する必要があり、高コストになることが避けられなかった。

　そこで、上記のような従来の太陽電池に代わる構成として、太陽光を集光する集光部材と、集光部材の端部に設けられた太陽電池素子とを有する太陽電池が提案されている（例えば特許文献１，２参照）。

　特許文献１の太陽電池では、平面視で広い面積を占める集光部材が、一主面で太陽光を受光した後に集光部材の端部に光を集光し、集光した光を集光部材の端部に設けられた太陽電池素子に入射させて発電を行っている。こうすることにより、特許文献１の太陽電池では、太陽電池素子の使用面積を小さくしつつ、発電量を確保することができる。

　また、特許文献２の太陽電池では、導光体の一主面から入射した太陽光の一部を導光体の内部に伝播させて太陽電池素子に導く際、導光体の表面には蛍光体が塗布されており、導光体に入射した太陽光によって蛍光体が励起される。蛍光体から放射された光（蛍光）は導光体の内部を伝播し、導光体の端部に設けられた太陽電池素子に入射して発電が行われる。すなわち、特許文献２の太陽電池では、太陽光を一度蛍光に変換した後に、この蛍光を発電に利用している。

特開２００４－４７７５２号公報 特開平３－２７３６８６号公報

　一般に、太陽電池は、この太陽電池を構成する太陽電池素子の中に、製造過程で発生する不良や、長期の使用による経時劣化などの原因により発電力が低下した太陽電池素子が含まれていると、太陽電池全体の発電能力が低下する。さらに、太陽電池を単位モジュールとし、複数のモジュールを組み合わせた太陽電池装置では、装置全体の発電能力が低下してしまう。したがって、製造工程においては、適切に太陽電池装置の検査を行い、太陽電池装置を構成する太陽電池（太陽電池モジュール）の不良品を良品へ交換する必要が生じる。

　また、一度太陽電池装置として使用を開始した後に発電力が低下した太陽電池を特定した場合にも、装置全体の発電能力を担保するために、太陽電池装置を構成する太陽電池（または太陽電池モジュール）を良品へ交換する必要が生じる。

　ここで、上述の特許文献１，２のような太陽電池は、集光板と太陽電池素子とが一体として形成されている。そのため、太陽電池装置を構成する太陽電池に不良が見つかった場合、仮に太陽電池を構成する太陽電池素子にのみ欠陥があったとしても、太陽電池全体を交換する必要がある。この場合、欠陥を有する太陽電池素子のみならず、使用可能な集光板も合わせて破棄することとなり無駄が多く、また交換する対象が大きくなるため交換作業が繁雑になる。

　本発明の態様はこのような事情に鑑みてなされたものであって、補修が容易な太陽電池モジュールを提供することを目的とする。また、補修作業が容易であり、長期に亘って高い発電効率を維持し易い太陽電池装置を提供することをあわせて目的とする。

　上記の課題を解決するため、本発明の一形態の管理装置は、主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置であって、前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定部を備える。

　本発明の一形態においては、前記不良判定部が不良と判定した部材を表す情報を報知する報知部を備えてもよい。

　本発明の一形態においては、前記太陽電池素子が発電した発電量が予め定めた閾値より小さいか否かを判定する良否判定部と、前記良否判定部が発電量が前記閾値より小さいと判定した場合に、前記太陽電池モジュールを撮像する撮像部と、前記撮像部が撮像した画像に基づいて、前記不良判定部が判定を行うか否かを判定する画像判定部と、を備えてもよい。

　本発明の一形態においては、前記画像判定部が、前記不良判定部が判定を行うと判定した場合に発光する発光部と、前記不良判定部は、前記発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定してもよい。

　本発明の一形態においては、前記導光部は、第１の主面から入射した前記外光の一部を、前記第１の主面と対向して設けられた傾斜面で反射し、前記外光の一部を前記光として内部を伝播させて、自身の端面から射出させ、前記発光部は、前記太陽電池素子の方向に発光する直達光発光部と、前記傾斜面の方向に発光する反射光発光部と、を有し、前記不良判定部は、前記直達光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記太陽電池素子が不良であることを判定し、前記反射光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記導光部が不良であることを判定してもよい。

　本発明の一形態においては、前記導光部は、内部に蛍光体が分散し、第２の主面から入射した前記外光の一部を前記蛍光体で吸収して蛍光に変換し放射するとともに、前記蛍光を前記光として内部を伝播させ、自身の端面から射出させ、前記発光部は、前記蛍光体の吸収しない光を発光する非励起光発光部と、前記蛍光体の吸収する光を発光する励起光発光部と、を有し、前記不良判定部は、前記非励起光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記太陽電池素子が不良であることを判定し、前記励起光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記導光部が不良であることを判定してもよい。

　本発明の一形態においては、主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置における方法であって、前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定過程を備えてもよい。

　本発明の一形態においては、主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置のコンピュータに、前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定手順を備えてもよい。

　本発明の他の形態の太陽電池モジュールは、主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して光電変換する太陽電池素子と、を有し、前記端面と前記太陽電池素子の受光面とが、離間している。

　本発明の他の形態においては、前記導光部と前記太陽電池素子とは、剥離可能な第１の粘着層で接着されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第１の粘着層は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材を用いて形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第１の粘着層は、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材を用いて形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第１の粘着層は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材と、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材と、を併用して形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記端面と前記太陽電池素子の受光面とが、空気層を介して離間していてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記導光部は、第１の主面から入射した前記外光の一部を、前記第１の主面と対向して設けられた傾斜面で反射し、前記外光の一部を前記光として内部を伝播させて、自身の端面から射出させる第１導光体と、内部に蛍光体が分散し、第２の主面から入射した前記外光の一部を前記蛍光体で吸収して蛍光に変換し放射するとともに、前記蛍光を前記光として内部を伝播させ、自身の端面から射出させる第２導光体と、の少なくともいずれか一方を有していてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第１導光体は、前記第１の主面を含む導光部材と、前記傾斜面が設けられた反射部材と、を有し、前記導光部材と前記反射部材とは、剥離可能な第２の粘着層で接着されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第２導光体は、内部に光を伝播させる導光部材と、内部に前記蛍光体が分散した蛍光部材と、を有し、前記導光部材と前記蛍光部材とは、剥離可能な第３の粘着層で接着されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材を用いて形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材を用いて形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材と、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材と、を併用して形成されていてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記導光部は、前記第１導光体と前記第２導光体とを有し、前記第１導光体と前記第２導光体とは、前記第１の主面と前記第２の主面とが同方向を向いて積層していてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記太陽電池素子は、前記第１導光体の端面に対向して設けられ、前記第１導光体の端面から射出される光を受光して光電変換する第１太陽電池素子と、前記第２導光体の端面に対向して設けられ、前記第２導光体の端面から射出される光を受光して光電変換する第２太陽電池素子と、を含んでいてもよい。

　本発明の他の形態においては、前記導光部は、前記端面を含む一端側に、前記太陽電池素子の前記受光面に前記光を集光する集光部が設けられていてもよい。

　また、本発明のさらに他の形態における太陽光発電装置は、上述の太陽電池モジュールを備える。

　本発明の態様によれば、補修が容易な太陽電池モジュールを提供することができる。

第１実施形態に係る太陽電池モジュールの概略斜視図である。 導光体の材料の一例について透過率を示すグラフである。 第１実施形態に係る太陽電池モジュールの断面図である。 第１導光体の第２主面に設けられる溝の断面図である。 蛍光体の吸収特性を示す図である。 蛍光体の吸収特性を示す図である。 蛍光体の発光特性を示す図である。 蛍光体の発光特性を示す図である。 第１導光体及び第２導光体の光取り出し効率の計算結果を示す図である。 第１導光体及び第２導光体の光取り出し効率の計算結果を示す図である。 第１導光体及び第２導光体の光取り出し効率の計算結果を示す図である。 第１実施形態に係る太陽電池モジュール検査システムの構成を示す概略図である。 第１実施形態に係る第１導光体に光源を取り付けた状態の一例を示す概略図である。 第１実施形態に係る第１導光体に光源を取り付けた状態の一例を示す概略図である。 第１実施形態に係る第２導光体に光源を取り付けた状態の一例を示す概略図である。 第１実施形態に係る第２導光体に光源を取り付けた状態の一例を示す概略図である。 検査部１１０７の内部の構成の一例を表す機能ブロック図である。 第１実施形態に係る不良判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 第１実施形態に係る不良部位判定システムの表示の例を示した表である。 第２実施形態の導光体ユニットを構成する第１導光体の説明図である。 第２実施形態の導光体ユニットを構成する第１導光体の説明図である。 第２実施形態の導光体ユニットを構成する第２導光体の説明図である。 第２実施形態の導光体ユニットを構成する第２導光体の説明図である。 第３実施形態に係る太陽電池モジュールの導光体ユニットの説明図である。 第４実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムの構成を示す概略図である。 第４実施形態に係る検査部の内部の構成の一例を表す機能ブロック図である。 第４実施形態に係る外観検査システムの動作の一例を示すフローチャートである 太陽光発電装置の概略構成図である。

［第１実施形態］
　以下、図１～図１０を参照しながら、本発明の第１実施形態に係る太陽電池モジュールについて説明する。なお、以下の全ての図面においては、図面を見やすくするため、各構成要素の寸法や比率などは適宜異ならせてある。

（太陽電池モジュール）
　図１は、第１実施形態の太陽電池モジュール１の概略斜視図である。

　太陽電池モジュール１は、導光体ユニット（導光部）２と、第１太陽電池素子（太陽電池素子）５と、第２太陽電池素子（太陽電池素子）６と、枠体１０と、を備えている。導光体ユニット２は、第１導光体３と第２導光体４とを有する。第１太陽電池素子５は、第１導光体３の端面３ｃから射出された光を受光する。第２太陽電池素子６は、第２導光体４の端面４ｃから射出された光を受光する。枠体１０は、第２太陽電池素子（太陽電池素子）６と、導光体ユニット２と第１太陽電池素子５と第２太陽電池素子６とを一体に保持する。

　本実施形態においては、第１導光体３および第２導光体４の面方向にＸ軸、第１導光体３および第２導光体４の面方向であってＸ軸に直交する方向にＹ軸、Ｘ軸およびＹ軸に直交する方向にＺ軸を設定したＸＹＺ直交座標系を参照して説明する。この座標系においては、太陽電池モジュール１から外光の入射側に向かう方向を＋Ｚ方向（太陽電池モジュール１への外光の入射方向が－Ｚ方向）とする。

　導光体ユニット２は、太陽電池モジュール１に対する外光の入射側から第１導光体３、第２導光体４の順に－Ｚ方向に積層して設けられている。第１導光体３と第２導光体４との間は、これらの導光体よりも屈折率の小さい空気層Ｋ（低屈折率層）となっている。

　導光体ユニット２を構成する第１導光体３は、光入射面である第１主面（第１の主面）３ａと、第１主面３ａの対向面３ｂと、第１主面３ａと対向面３ｂとに接する光射出面である端面３ｃと、を備えている。本明細書において、第１導光体３のことを形状集光板と呼ぶことがある。一方、第２導光体４は、光入射面である第２主面（第２の主面）４ａと、第２主面４ａの対向面４ｂと、第２主面４ａと対向面４ｂとに接する光射出面である端面４ｃと、を備えている。本明細書において、第２導光体４のことを蛍光集光板と呼ぶことがある。

　導光体ユニット２においては、第１導光体３と第２導光体４とは、第１導光体３の対向面３ｂと第２導光体４の第２主面４ａとが対向し、第１導光体３の第１主面３ａと第２導光体４の第２主面４ａが、互いに同じ方向（光入射側：＋Ｚ方向）を向いている。第１導光体３と第２導光体４とを外光Ｌの入射方向に沿って積層することで、前段側（外光Ｌが入射する側に近い側）の第１導光体３で取り込めなかった外光を後段側（外光Ｌが入射する側から遠い側）の第２導光体４で取り込むことが可能となる。

　また、導光体ユニット２においては、第１導光体３の端面３ｃと第２導光体４の端面４ｃは、同じ方向を向いており、ＸＺ平面と平行な同一平面上に配置されている。そのため、第１導光体３の端面３ｃから射出された光を受光する第１太陽電池素子５と、第２導光体４の端面４ｃから射出された光を受光する第２太陽電池素子６と、を集積して配置することができるようになっている。

　第１導光体３は、Ｚ軸に垂直な（ＸＹ平面と平行な）第１主面３ａ及び対向面３ｂを有する略矩形の板状部材である。第１導光体３としては、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。

　第１導光体３の対向面３ｂには、第１主面３ａから入射した光を反射させて光の進行方向を端面３ｃに向かう方向に変更する機能を有する複数の溝Ｔが、Ｘ方向に延在して設けられている。溝Ｔは、ＸＹ平面と平行な面に対して斜めに傾斜した傾斜面Ｔ１と、傾斜面Ｔ１と交差する面Ｔ２と、を有するＶ字状の溝である。図１では、図面を簡略化するために、溝Ｔを数本しか記載していないが、実際には、例えば、幅１００μｍ程度の細かい溝Ｔが多数本形成されている。

　このような溝Ｔを有する第１導光体３は、例えば、可視光領域の光透過率が高い樹脂材料を射出成型することにより形成されている。本実施形態においては、一例として、第１導光体３を、屈折率１．５のＰＭＭＡ（ポリメタクリル酸メチル）樹脂を用いて、平面視１辺１０ｃｍの矩形で厚さ１ｃｍのものとして作製することとしている。

　傾斜面Ｔ１は、第１主面３ａから入射した外光Ｌ（例えば太陽光）を全反射して光の進行方向を端面３ｃに向かう方向に変更する反射面である。第１主面３ａに対して垂直に近い角度で入射した外光Ｌは、傾斜面Ｔ１で反射して第１導光体３の内部を概ねＹ方向に伝播する。

　第１導光体３の対向面３ｂには、このような溝Ｔが、傾斜面Ｔ１と面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。図では、対向面３ｂに設けられた複数の溝Ｔの形状及び大きさは、全て同じであることとしているが、目的を損なわない範囲で形状や大きさを変更することとしてもよい。

　さらに、図示は省略するが、第１導光体３の端面３ｃ以外の端面には、この端面３ｃ以外の端面から第１導光体３の外部に漏れ出す光を第１導光体３の内部に反射する反射層が設けられていてもよい。

　第２導光体４は、Ｚ軸に垂直な（ＸＹ平面と平行な）第２主面４ａ及び対向面４ｂを有する略矩形の板状部材である。第２導光体４は、ＰＭＭＡ樹脂のようなアクリル樹脂、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からなる基材の内部に、蛍光体を分散させたものである。本実施形態においては、一例として、第２導光体４の基材を、屈折率１．５のＰＭＭＡ樹脂を用いて、平面視１辺１０ｃｍの矩形で厚さ１ｃｍのものとして作製する。

　蛍光体としては、例えば、紫外光又は可視光を吸収し、可視光又は赤外光に変換して放射する複数種類の蛍光体が含まれている。蛍光体から放射された光は、第２導光体４の内部を伝播して端面４ｃから射出され、第２太陽電池素子６で発電に利用される。

　第２導光体４の端面４ｃ以外の端面には、蛍光体から放射された光（蛍光）を反射する反射層９が設けられている。反射層９としては、例えば、銀やアルミニウムの薄膜や誘電体多層膜などの、例えば反射率９２％以上の反射材料を用いることができる。これにより、第２導光体４の内部を伝播する光が端面４ｃに集中して射出されることになり、第２太陽電池素子６に効率的に光照射を行うことができる。

　さらに、太陽電池モジュール１は、第２導光体４の対向面４ｂに対向して、第２導光体４の対向面４ｂを透過した光を第２導光体４の内部に反射する反射層７が設けられている。

　なお、本明細書において、可視光は３８０ｎｍ以上７５０ｎｍ以下の波長領域の光であり、紫外光は３８０ｎｍ未満の波長領域の光であり、赤外光は７５０ｎｍよりも大きい波長領域の光である。

　ここで、外光（太陽光）は、可視光領域の波長の光のみならず赤外光や紫外光も含むため、導光体ユニット２を構成する導光体の材料は、赤外光や紫外光に対しても透過性を有することが好ましい。

　図２は、導光体の材料の一例について透過率を示すグラフであるが、導光体の材料は、図に示すような、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。さらには、エネルギーが高い短波長領域の波長の光を有効に取り込めるように、導光体ユニット２を構成する導光体の材料は４００ｎｍ以下の波長に対して透過性を有することが望ましい。

　このような導光体（第１導光体３、第２導光体４の基材）の材料として、例えば、シリコン樹脂基板や石英基板、或いは、ＰＭＭＡ樹脂基板（例えば、三菱レイヨン社製の「アクリライト」（登録商標））を好適に用いることができる。

　第１太陽電池素子５は、受光面５ａを第１導光体３の端面３ｃと対向し、Ｘ方向に延在して設けられている。第１太陽電池素子５の受光面５ａと端面３ｃとは離間しており、第１太陽電池素子５の５ａと端面３ｃとに接して設けられた粘着層（第１の粘着層）１０１を介して接続されている。粘着層１０１は、端面３ｃと受光面５ａとの対向する領域の全面に設けられていることとしてもよく、一部に設けられていることとしてもよい。

　第２太陽電池素子６は、受光面６ａを第２導光体４の端面４ｃと対向し、Ｘ方向に延在して設けられている。第２太陽電池素子６の受光面６ａと端面４ｃとは離間しており、第２太陽電池素子６の受光面６ａと端面４ｃとに接して設けられた粘着層（第１の粘着層）１０２を介して接続されている。粘着層１０２は、端面４ｃと受光面６ａとの対向する領域の全面に設けられていることとしてもよく、一部に設けられていることとしてもよい。

　粘着層１０１および粘着層１０２は、光透過性を有する粘着剤を形成材料としており、それぞれ第１太陽電池素子５および第２太陽電池素子６を剥離可能に保持している。

　第１太陽電池素子５及び第２太陽電池素子６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であることから、第１太陽電池素子５及び第２太陽電池素子６として好適である。

　枠体１０は、第１導光体３の第１主面３ａと対向する面に、外光Ｌを透過する透過面１０ａを備えている。透過面１０ａは枠体１０の開口部であってもよく、枠体１０の開口部に嵌め込まれたガラス等の透明部材であってもよい。枠体１０の透過面１０ａとＺ方向から見て重なる部分の第１導光体３の第１主面３ａが、導光体ユニット２の光入射面である。また、第１導光体３の端面３ｃと第２導光体４の端面４ｃが、導光体ユニット２から光を射出する導光体ユニット２の端面である。
　本実施形態の太陽電池モジュール１は、以上のような概略構成となっている。

　次に、図３～図１１を参照しながら、導光体ユニット２について詳述する。

　図３は、太陽電池モジュール１の断面図である。
　図に示すように、太陽電池モジュール１においては、導光体ユニット２の光入射面（第１導光体３の第１主面３ａ）に入射した外光Ｌのうち一部（光Ｌ１）は、第１導光体３の対向面３ｂに設けられる溝Ｔおよび第１主面３ａの内面で反射しながら第１導光体３の内部を伝播し、端面３ｃから粘着層１０１を介して第１太陽電池素子５に向けて射出される。

　図４は、第１導光体３の対向面３ｂに設けられる溝Ｔの断面図である。図に示すように、溝Ｔは、Ｙ軸に対して角度θをなす傾斜面Ｔ１と、Ｙ軸に対して垂直な面Ｔ２と、が稜線Ｔ３において交差するＶ字状の溝である。稜線Ｔ３を挟んで端面３ｃ側に面Ｔ２が配置され、端面３ｃとは反対側に傾斜面Ｔ１が配置されている。

　例えば、傾斜面Ｔ１の角度θは４２°であり、溝ＴのＹ方向の幅は１００μｍであり、溝ＴのＺ方向の深さは９０μｍであり、第１導光体３の屈折率は１．５である。しかし、角度θ、溝ＴのＹ方向の幅、溝ＴのＺ方向の深さ、及び第１導光体３の屈折率はこれに限定されない。

　図３に戻って、端面３ｃから射出される光Ｌ１は、粘着層１０１を介して第１太陽電池素子５に入射される。粘着層１０１は、光透過性を有する粘着剤を形成材料としており、第１太陽電池素子５を剥離可能に保持している。本実施形態においては、粘着層１０１は、屈折率１．５のアクリル系粘着剤を形成材料としている。

　第１導光体３と粘着層１０１とは、いずれも屈折率が１．５であり一致している。そのため、第１導光体３と粘着層１０１との界面（端面３ｃ）においては、内部を伝播する光Ｌ１の損失を生じにくく、光Ｌ１は良好に粘着層１０１と第１太陽電池素子５との界面に達する。こうして外光Ｌの一部である光Ｌ１は、少ない内部損失で第１太陽電池素子５に入射する。

　本実施形態においては、第１太陽電池素子５にはＧａＡｓ３層接合型化合物太陽電池を用いることとしている。第１太陽電池素子５の変換効率は４０％である。

　第１導光体３の内面で反射されなかった光Ｌ２は、第１導光体３を透過して第２導光体４に入射する。光Ｌ２のうち、第２導光体４の内部に分散した蛍光体の吸収波長帯の光は、この蛍光体によって吸収され蛍光Ｌ３に変換される。蛍光Ｌ３は、第２導光体４の内部を伝播し、端面４ｃから粘着層１０２を介して第２太陽電池素子６に向けて射出される。

　図３では、第２導光体４の内部には、互いに吸収波長域の異なる複数種類の蛍光体（図３中、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃで示す）が分散されていることとして示している。第１蛍光体８ａは、紫外光を吸収して青色の蛍光を放射し、第２蛍光体８ｂは、青色光を吸収して緑色の蛍光を放射し、第３蛍光体８ｃは、緑色光を吸収して赤色の蛍光を放射する。もちろん、内部に分散する蛍光体の種類は、１種でもよい。

　第２導光体４の基材の形成材料として樹脂材料を用いる場合、樹脂材料にこのような第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃを混合し成型することで、蛍光体が内部に分散した第２導光体４を得ることができる。本実施形態においては、樹脂材料としてＰＭＭＡ樹脂を用い、各蛍光体として、以下に示す蛍光体を用いることとして説明する。
　第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃの混合比率は、例えば以下の通りである。なお、下記の第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃの混合比率は、基材であるＰＭＭＡ樹脂に対する体積比率で示している。

第１蛍光体８ａ：ＢＡＳＦ社製Ｌｕｍｏｇｅｎ Ｆ　Ｂｌｕｅ（商品名）　０．０２％
第２蛍光体８ｂ：ＢＡＳＦ社製Ｌｕｍｏｇｅｎ　Ｆ　Ｇｒｅｅｎ（商品名）　０．０２％第３蛍光体８ｃ：ＢＡＳＦ社製Ｌｕｍｏｇｅｎ　Ｆ　Ｒｅｄ（商品名）　０．０２％

　図５から図８は、本実施形態における第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃの吸収特性及び発光特性を示す図であり、図５，６は吸収特性、図７，８は発光特性を示す図である。

　図５において、黒四角は、太陽光のスペクトルを示す。白抜きの四角は、第１蛍光体８ａによって紫外光が吸収された後の太陽光のスペクトルを示す。三角は、第２蛍光体８ｂによって青色光が吸収された後の太陽光のスペクトルを示す。バツは、第３蛍光体８ｃによって緑色光が吸収された後の太陽光のスペクトルを示す。
　図６において、四角は、太陽光のスペクトルを示す。丸は、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体及８ｂ及び第３蛍光体８ｃによって紫外光、青色光及び緑色光が吸収された後の太陽光のスペクトルを示す。

　図７において、黒四角は、第１蛍光体８ａの発光スペクトルである。三角は、第２蛍光体８ｂの発光スペクトルである。白抜きの四角は、第３蛍光体８ｃの発光スペクトルである。
　図８には、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃを含む第２導光体の端面から射出される光のスペクトルが示されている。

　まず、図５及び図６に示すように、第１蛍光体８ａは、概ね４２０ｎｍ以下の波長の光を吸収し、第２蛍光体８ｂは、概ね４２０ｎｍ以上５２０ｎｍ以下の波長の光を吸収し、第３蛍光体８ｃは、概ね５２０ｎｍ以上６２０ｎｍ以下の波長の光を吸収する。第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃによって、第２導光体に入射した太陽光のうち６２０ｎｍ以下の波長の光が概ね全て吸収される。太陽光のスペクトルにおいて波長が６２０ｎｍ以下の光の割合は４８％程度である。よって、導光体ユニットの光入射面（第２導光体の第１主面）に入射した光のうち４８％の光は、第２導光体に含まれる第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃに吸収され、残り５２％の光は第２導光体を透過する。

　一方、図７に示すように、第１蛍光体８ａの発光スペクトルは、４３０ｎｍにピーク波長を有し、第２蛍光体８ｂの発光スペクトルは、５２０ｎｍにピーク波長を有し、第３蛍光体８ｃの発光スペクトルは、６３０ｎｍにピーク波長を有する。しかしながら、図８に示すように、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃを含む第２導光体の端面から射出される光のスペクトルは、第３蛍光体８ｃの発光スペクトルのピーク波長（６３０ｎｍ）に対応する波長にのみピーク波長を有し、第１蛍光体８ａの発光スペクトルのピーク波長（４３０ｎｍ）及び第２蛍光体８ｂの発光スペクトルのピーク波長（５２０ｎｍ）に対応する波長にはピーク波長を有しない。

　このように、第１蛍光体８ａに対応する発光スペクトルのピーク及び第２蛍光体８ｂに対応する発光スペクトルのピークが消失した原因は、フォトルミネッセンス（Ｐｈｏｔｏｌｕｍｉｎｅｓｃｅｎｃｅ　；ＰＬ）による蛍光体間のエネルギー移動や、フェルスター機構（蛍光共鳴エネルギー移動）による蛍光体間のエネルギー移動などが挙げられる。

　フォトルミネッセンスによるエネルギー移動は、一の蛍光体から放射された蛍光が他の蛍光体の励起エネルギーとして利用されることにより生じるものである。

　フェルスター機構は、このような光の発光及び吸収のプロセスを経ずに、近接した２つの蛍光体の間で励起エネルギーが電子の共鳴により直接移動するものである。フェルスター機構による蛍光体間のエネルギー移動は、光の発光及び吸収のプロセスを介さずに行われるため、エネルギーのロスが小さい。よって、太陽電池モジュールの発電効率の向上に寄与する。

　第２導光体４内において、ある蛍光体が励起されたときに、他の蛍光体にエネルギー移動を起こすと、当該他の蛍光体のみが発光する。このエネルギー移動を、フェルスター機構により生じさせる場合、「励起される蛍光体」をホスト分子、エネルギーが移動する「他の蛍光体」をゲスト分子とするとき、以下の条件が満たされることが望ましい。
［１］ホスト分子の発光スペクトルとゲスト分子の吸収スペクトルの重なりが大きい。
［２］ゲスト分子の吸光係数が大きい。
［３］ホスト分子とゲスト分子との間の距離が小さい。

　例えば、第２導光体４内においては、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ、第３蛍光体８ｃの含有量を制御することにより、上記［２］［３］の条件をフェルスター機構によるエネルギー移動が生じやすいものとすることができる。また、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ、第３蛍光体８ｃの種類を適切に選択することにより、上記［１］［２］の条件をフェルスター機構によるエネルギー移動が生じやすいものとすることができる。

　図３に戻って、端面４ｃから射出される蛍光Ｌ３は、粘着層１０２を介して第２太陽電池素子６に入射される。粘着層１０２は、光透過性を有する粘着剤を形成材料としており、第２太陽電池素子６を剥離可能に保持している。本実施形態においては、粘着層１０２は、屈折率１．５のアクリル系粘着剤を形成材料としている。

　第２導光体４の基材と粘着層１０２とにおいては、いずれも屈折率が１．５であり一致している。そのため、第２導光体４と粘着層１０２との界面（端面４ｃ）においては、内部を伝播する蛍光Ｌ３の損失を生じにくく、蛍光Ｌ３は良好に粘着層１０２と第２太陽電池素子６との界面に達する。そのため、蛍光Ｌ３は、少ない内部損失で第２太陽電池素子６に入射する。

　本実施形態においては、第２太陽電池素子６にはＧａＡｓ化合物の単層型太陽電池を用いることとしている。上述したように、第２導光体４から射出される蛍光Ｌ３は、第３蛍光体８ｃの発光スペクトルのピーク波長（６３０ｎｍ）に対応する波長にのみピーク波長を有した半値幅の狭い光となっている。そのため、蛍光Ｌ３が入射する第２太陽電池素子６としては、第３蛍光体８ｃの発光スペクトルのピーク波長において高い分光感度を有し、発光効率が高まるように最適化したものを用いるとよい。このように最適化した第２太陽電池素子６の変換効率は、５０％である。

　図９Ａ、図９Ｂおよび図１０は、第１導光体３及び第２導光体４における光の取り出し効率のシミュレーション結果を示す図である。図９Ａは、第１導光体３の光の取り出し効率を示す図である。図９Ｂは、第２導光体４の光の取り出し効率を示す図である。

　図９Ａに示すように、第１導光体３の第１主面３ａに垂直に入射した光の一部は、対向面３ｂに設けられた溝Ｔの傾斜面によって反射され、第１導光体３の内部を端面３ｃに向けて伝播する。

　溝Ｔの傾斜面で反射される光の割合は、第１主面３ａに入射した光の４０％である。そのため、残る６０％の光は、対向面３ｂを透過して第１導光体３の外部に射出される。また、第１導光体３の内部を伝播する光の一部は、途中で溝Ｔの傾斜面で屈折し、全反射条件から外れて第１導光体３の外部に漏れ出す。そのため、端面３ｃから射出される光の割合は、第１主面３ａに入射した光の１２％となる。

　図９Ｂに示すように、前述したように、第２導光体４の第２主面４ａに入射する光の光量を１００％とすると、第２主面４ａに入射した光のうち６２０ｎｍ以下の波長の光は、第２導光体４に含まれる第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃによって概ね全て吸収される。ここで、前述したように太陽光のスペクトルにおいて波長が６２０ｎｍ以下の光の割合は、全体の４８％程度である。よって、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃに吸収される光の割合は、第２主面４ａに入射した光の４８％である。

　また、上述した本実施形態の第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃの蛍光量子収率は、いずれも９２％である。よって、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃに吸収された６２０ｎｍ以下の波長の光のうち、９２％は蛍光に変換される。

　各蛍光体から発せられる蛍光は、第２導光体４の内部を伝播し、端面４ｃから射出される。このとき、第２導光体４と周囲の空気層との屈折率差により、第２主面４ａ及び対向面４ｂで全反射せずに第２導光体４の外部に漏れ出す光の割合は２５％、第２導光体４の内部を伝播する際に吸収されることによる光のロスは５％であるため、損失分は、蛍光体から発せられる全蛍光の３０％である。

　したがって、第２主面４ａに入射した光のうち４８％が蛍光体に吸収され、蛍光体に吸収された光に対して９２％の量の蛍光が発せられ、発せられる蛍光のうち７０％が端面４ｃから射出される。すなわち、端面４ｃから射出される光の割合は、第２主面４ａに入射した光の約３０％（３０．９％）となる。

　なお、第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃに吸収されなかった５２％の光は対向面４ｂを透過して第２導光体４の外部に射出される。

　図１０は、光の入射側から第１導光体３と第２導光体４をこの順に積層した本実施形態の導光体ユニット２について、光の取り出し効率を示す図である。

　上述のように、第１導光体３は、第１主面３ａに垂直に入射した光の１２％を端面３ｃから射出し、第１主面３ａに垂直に入射した光の６０％を対向面３ｂから射出する。第２導光体４は、第２主面４ａに入射した光の約３０％を蛍光に変換し、端面４ｃから射出する。

　よって、第１導光体３の端面３ｃから射出される光の割合は、第１導光体３の第１主面３ａに入射した光の１２％となる。第１太陽電池素子５における発電効率は、第１太陽電池素子５の変換効率４０％を参酌すると、４．８％となる。

　また、第２導光体４の端面４ｃから射出される光の割合は、第１導光体３の第１主面３ａに入射した光の約１８％となる。第２太陽電池素子６における発電効率は、第２太陽電池素子６の変換効率５０％を参酌すると、約９％となる。

　したがって、太陽電池モジュール１では、導光体ユニット２の端面から射出される光の割合は、導光体ユニット２に入射した光のうち３０％となり、発電効率は約１３．８％となる。

　加えて、第２導光体４の対向面４ｂから射出される光が、対向面４ｂに対向して設けられた反射層７で反射され、再度第２導光体４に入射して利用されることにより、１％～２％の発電効率の向上が可能である。そのため、太陽電池モジュール１全体としては、約１５％程度の発電効率となることが期待できる。

　しかし、このように算出される発電効率は、例えば第１太陽電池素子５や第２太陽電池素子６が、製造過程に発生する不良や、長期の使用による経時劣化などに起因する欠陥を有する場合、当然低下する。そのため、製造工程における検査や、使用中の検査等で欠陥が発見された場合、装置全体の発電能力を担保するために、第１太陽電池素子５または第２太陽電池素子６を良品へ交換する必要が生じる。

　このような要求に対し、本実施形態の太陽電池モジュール１では、第１太陽電池素子５や第２太陽電池素子６が粘着層１０１や粘着層１０２で保持されているため、必要に応じて各太陽電池素子を剥離して取り外し、修理または交換することができる。さらに、仮に太陽電池モジュール１を廃棄する際においても、種類が異なる部品毎に分別し、必要に応じて再利用することが可能となる。

　ここで、粘着層１０１および粘着層１０２については、通常使用時は、各太陽電池素子を導光体に強固に保持する必要があるため、粘着力が強いことが好ましく、一方、補修時には、太陽電池素子を導光体から剥離し易くするため、粘着力が低いことが好ましい。このように相反する要求物性に対し、例えば、粘着層１０１および粘着層１０２としては、外部刺激により粘着力が変化するものを用いることができる。

　このような粘着層の形成材料として、例えば、温度変化が外部刺激となり、温度が変わると粘着力が変化する性質を有する粘着剤を用いることができる。具体的には、加熱することにより粘着力が低下する性質を有するものや、冷却することにより粘着力が低下する性質を有するもののいずれも用いることができる。もちろん、「加熱」「冷却」により粘着力が低下したとしても、通常の使用環境下で生じる温度変化程度では、太陽電池素子が剥離しない程度に粘着力を維持していることが必要である。

　このような粘着剤を用いて形成された粘着層は、太陽電子素子を修理または交換する際に、加熱することで粘着力が低下するため、容易に太陽電池素子を剥離することが可能となる。

　このような性質を有する粘着剤として、インテリマーテープ（ニッタ株式会社製）を例示することができる。

　また、紫外線照射が外部刺激となり、紫外線照射により粘着力が低下する性質を有する粘着剤を用いることもできる。このような性質を有する粘着剤として、半導体製造工程で用いられるＵＶ剥離型のダイシングテープを例示することができる。

　このような粘着剤を用いて形成された粘着層は、太陽電子素子を修理または交換する際に、紫外線を照射することで粘着力が低下するため、容易に太陽電池素子を剥離することが可能となる。

　このような外部刺激を受けて粘着力が低下する粘着剤は、粘着層１０１および粘着層１０２のいずれにも同じ種類のものを採用することとしてもよいし、異なる種類を用いることとしてもよい。例えば、粘着層１０１には加熱により粘着力が低下するものを用い、粘着層１０２には紫外線照射により粘着力が低下するものを用いることとしてもよい。また、粘着層１０１の形成材料として、加熱により粘着力が低下するものと、紫外線照射により粘着力が低下するものと、を併用することとしてもよい。粘着層１０２の形成材料についても同様である。

　さらに、粘着層１０１または粘着層１０２の形成材料として、外部刺激を受けて粘着力が低下する粘着剤と、粘着力が変化しない粘着剤とを併用することとしても構わない。

　ここで、太陽電池モジュール１を設置し使用を開始した後に、発電力が低下した太陽電池モジュール１を特定するには、以下のようなシステムを用いることにより実現することができる。

（太陽電池モジュール不良判定システム）
　次に、図１１を参照しながら、本実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムについて詳細に説明する。本システムは、太陽電池セルの出荷前検査や、使用中の太陽電池セルの保守検査時に用いることができる。
　図１１は本実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムの構成概略図である。
　図示する例では、太陽電池モジュール不良判定システムは、太陽電池モジュール１、電流計１１０１、データベース１１０２、インターネット接続部１１０３、入力部１１０４、表示部１１０５、テスト光源１１０６、及び検査部１１０７から構成される。

　電流計１１０１は、太陽電池モジュール１から出力された電流（太陽電池モジュール１の短絡電流）の電流値を測定し、測定した電流値を示す信号を検査部１１０７に出力する。

　データベース１１０２には、第１太陽電池素子５、又は第２太陽電池素子６が発電する電流値（総称して標準発電量と呼ぶ）が書き込まれている。ここで、この電流値は、太陽電池モジュール１のテスト光源１１０６や、後述するレーザー発信器、ＬＥＤ素子などを発光させたときに想定される電流値である。

　インターネット接続部１１０３は、検査部１１０７とインターネットとのインターフェイスである。

　入力部１１０４は、キーボードやテンキー等の入力手段によって構成される。入力部１１０４は、太陽電池モジュール検査の開始を示す信号、その他利用者から本不良判定システム入力された情報を示す信号を検査部１１０７に出力する。
　表示部１１０５は、検査部１１０７が出力した表示情報を示す信号を入力され、表示面に表示する。

　テスト光源１１０６は、太陽電池モジュール１の第１主面３ａの全面、又は一部を照らすように太陽電池モジュール１の第１主面３ａから離れて設けられている。テスト光源１１０６は、検査部１１０７からテスト光のＯｎ、Ｏｆｆを示す信号が入力される。テスト光源１１０６は、入力された信号がＯｎを示すときは、光を照射し、Ｏｆｆを示すときは、光を照射しない。

　検査部１１０７は、後述するテスト光源１１０６のＯｎ、Ｏｆｆを示す信号をテスト光源１１０６に出力する。検査部１１０７は、電流計１１０１が測定した電流値を示す信号を入力される。検査部１１０７は、データベース１１０２から太陽電池モジュール１の標準発電量を読み出したり、検査によって測定された発電量を書き込み、読み出したりする。検査部１１０７は、インターネット接続部１１０３を介してインターネットに接続されており、インターネット接続部１１０３を介してインターネットに接続されているサーバにデータベース１１０２と同様な情報を書き込み、または読み出すことが可能である。また、インターネット接続部１１０３を介して日射量をリアルタイムで取得し、後述するように、この日射量と標準発電量に基づいて発電量を計算し、不良判定に利用することも可能である。検査部１１０７は、入力部１１０４から、利用者が入力した情報を示す信号を入力される。検査部１１０７は、検査結果や、部材交換の指示等の表示情報を表示部１１０５に出力する。検査部１１０７は、テスト光源１１０６のＯｎ、Ｏｆｆを指定する信号を出力後、入力部１１０４が示す電流、データベース１１０２に書き込まれている標準発電量に基づいて、各部が不良か否かを判定する。検査部１１０７は、各部の判定結果をデータベース１１０２に書き込む。
　なお、検査部１１０７で実行される太陽電池モジュール不良判定の詳細については後述する。

　図１２Ａ及び図１２Ｂは、第１導光体３に光源（第１発光部）を取り付けた状態の一例を示す概略図である。第１発光部は、レーザー発振器（直達光発光部）１２０１と、ＬＥＤ素子（反射光発光部）１２０２とを含む。レーザー発振器１２０１は、第１導光体３をはさんで第１太陽電池素子５と対向するように設置されている。レーザー発振器１２０１は、後述する太陽電池不良判定部１４０５から、レーザー発振をＯｎする信号を入力されると、レーザー発振器１２０１は発振し、レーザー発振をＯｆｆする信号を入力されると、レーザー発振器１２０１は停止する。

　ＬＥＤ素子１２０２は、第１導光体をはさんで第１太陽電池素子５と対向するように設置されている。ＬＥＤ素子１２０２は、後述する形状集光不良判定部１４０６から、ＬＥＤをＯｎする信号を入力されると、ＬＥＤ素子１２０２は発光し、ＬＥＤをＯｆｆする信号を入力されると、ＬＥＤ素子１２０２は停止する。

　図１２Ａでは、レーザー発振器１２０１が、第１導光体３の長手方向に平行な光を射出した場合を示している。このとき、レーザー発振器１２０１から射出された光は、第１導光体３、粘着層１０１を透過して第１太陽電池素子５へ入射される。この場合、レーザー発振器１２０１から射出された光は、第１主面３ａ及び対向面３ｂで反射せずに第１太陽電池素子５へ直達入射される。

　したがって、検査部１１０７は、第１太陽電池素子５から入力された光強度（電流）から得られる発電量と、予め測定されデータベース１１０２に記録された第１太陽電池標準発電量と比較することにより、不良、劣化の状態を検知することができる。
　なお、以後の各検査においては、第１太陽電池素子５(及び後述する第２太陽電池素子６)が示す電流値を用いて検査を行うため、本測定値（ここで測定値Ａとする）が正常な状態における電流値である規定値と異なる場合、誤った判定がなされることが考えられる。
　そのため、測定値Ａは、検査部１１０７が、データベース１１０２やインターネット上のサーバ等に保存しておき、以後の検査において測定された電流値に、（規定値／測定値Ａ）の係数を乗じた値を用いて判定を行う。

　図１２Ｂは、ＬＥＤ素子１２０２から第１導光体３の長手方向に向けて、第１主面３ａと対向面３ｂの間で全反射を起こすような角度で光を照射した場合を示している。図示するように、ＬＥＤ素子１２０２から照射された光は、第１主面３ａと対向面３ｂの間で全反射を繰り返しながら第１導光体３の内部を進行し、第１太陽電池素子５へ入射される。

　検査部１１０７には、第１太陽電池素子５から光強度（電流、ここで測定値Ｂとする）が入力される。上述のように測定値Ｂに（規定値／測定値Ａ）の係数を乗じ、測定値Ｂ’を得る。検査部１１０７は、測定値Ｂ’から得られる発電量と、予め測定されデータベース１１０２に記録された、第１導光体標準発電量とを比較することにより、第１導光体３の不良、劣化の状態を検知することができる。

　図１３Ａは、第２導光体４に光源（第２発光部）を取り付けた状態の一例を示す概略図である。第２発光部は、赤色レーザー発振器（非励起光発光部）１３０１と、紫外線ＬＥＤ素子（励起光発光部）１３０２とを含む。赤色レーザー発振器１３０１は、第２導光体をはさんで第２太陽電池素子６と対向するように設置されている。赤色レーザー発振器１３０１は、後述する太陽電池不良判別部１４０５から、レーザー発振をＯｎする信号を入力されると、赤色レーザー発振器１３０１は発振し、レーザー発振をＯｆｆする信号を入力されると、赤色レーザー発振器１３０１は停止する。

　　図１３Ｂに示すように、紫外線ＬＥＤ素子１３０２は、第２導光体をはさんで第２太陽電池素子６と対向するように設置されている。紫外線ＬＥＤ素子１３０２は、蛍光集光不良判別部１４０６から、紫外線ＬＥＤをＯｎする信号を入力されると、紫外線ＬＥＤ素子１３０２は発光し、紫外線ＬＥＤをＯｆｆする信号を入力されると、紫外線ＬＥＤ素子１３０２は停止する。

　図１３Ａでは、６３３ｎｍの光を発振する赤色レーザー発振器１３０１が、第２導光体４の内部に光を照射した場合を示している。本実施形態に係る第２導光体４に分散された第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ、第３蛍光体８ｃは、６３３ｎｍの光では励起されず、吸収が起こらないため、照射されたレーザー光は、すべて第２太陽電池素子６へと到達する。したがって、検査部１１０７は、第２太陽電池素子６によって検出される光強度（電流、ここで測定値Ｃとする）を測定する。測定値Ｃから得られる発電量と、予め測定され、データベース１１０２に記録された第２太陽電池標準発電量と比較することにより、第２太陽電池６の不良、劣化の状態を検知することができる。

　図１３Ｂでは、紫外線ＬＥＤ素子１３０２が、第２導光体４の内部に光を照射した場合を示している。本実施形態に係る第２導光体４に分散された第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ、第３蛍光体８ｃは、紫外線で励起される。この場合、前述したように、フォトルミネッセンスやフェルスター機構による第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ、第３蛍光体８ｃ間のエネルギー移動によって、光は第２導光体４の内部を伝播し、第２太陽電池素子６へと到達する。検査部１１０７には、第２太陽電池素子６によって検出された光強度（電流、ここで測定値Ｄとする）を測定する。第２太陽電池素子６に赤色レーザー発振器１３０１からの光を照射して得られた測定値Ｃが正常な状態における電流値である規定値と異なる場合、誤った判定がなされることが考えられる。そのため、測定値Ｄに（規定値／測定値Ｃ）の係数を乗じることで、測定値Ｄ’を得る。検査部１１０７は、測定値Ｄ’から得られる発電量と、予め測定され、データベース１１０２に記録された第２導光体標準発電量とを比較することにより、第２導光体４の不良、劣化の状態を検知することができる。

　なお、この場合、光の入射角は、直接第２太陽電池素子６に向けて入射しても、全反射を起こす角度で入射してもかまわない。

　図１４は、検査部１１０７の内部の構成の一例を表す機能ブロック図である。図示する例では、検査部１１０７は、検査光発光制御部１４０１、テスト光制御部１４０２、発電量判定部１４０３、テスト光発電判別部１４０４、太陽電池不良判別部１４０５、形状集光板不良判別部１４０６、蛍光集光板不良判別部１４０７、及び制御部１４０８を含んで構成される。

　検査光発光制御部１４０１は、太陽電池不良判別部１４０５から、第１太陽電池素子５の検査に用いる光をＯｎすることを示す信号を入力されると、レーザー発振器１２０１を発振させる信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、太陽電池不良判別部１４０５から、第１太陽電池素子５の検査に用いる光をＯｆｆすることを示す信号を入力されると、レーザー発振器１２０１を停止させることを示す信号を出力する。
　検査光発光制御部１４０１は、太陽電池不良判別部１４０５から、第２太陽電池素子６の検査に用いる光をＯｎすることを示す信号を入力されると、赤色レーザー発振器１３０１を発信させる信号を出力し、検査光発光制御部１４０１は、太陽電池不良判別部１４０５から、第２太陽電池素子６の検査に用いる光をＯｆｆすることを示す信号を入力されると、赤色レーザー発振器１３０１を停止させることを示す信号を出力する。

　検査光発光制御部１４０１は、形状集光板不良判別部１４０６から、第１導光体３の検査に用いる光をＯｎすることを示す信号を入力されると、ＬＥＤ素子１２０２を発光させる信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、形状集光板不良判別部１４０６から、第１導光体３の検査に用いる光をＯｆｆすることを示す信号を入力されると、ＬＥＤ素子１２０２を停止させることを示す信号を出力する。
　検査光発光制御部１４０１は、蛍光集光板不良判別部１４０７から、第２導光体４の検査に用いる光をＯｎすることを示す信号を入力されると、紫外線ＬＥＤ素子１３０２を発光させる信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、蛍光集光板不良判別部１４０７から、第２導光体４の検査に用いる光をＯｆｆすることを示す信号を入力されると、紫外線ＬＥＤ素子１３０２を停止させることを示す信号を出力する。

　テスト光制御部１４０２は、テスト光発電判別部１４０４から標準発電量測定時に用いるテスト光をＯｎすることを示す信号を入力されると、テスト光源１１０６を発光させる信号を出力し、テスト光制御部１４０２は、テスト光発電判別部１４０４から標準発電量測定時に用いるテスト光をＯｆｆすることを示す信号を入力されると、テスト光源１１０６を停止させることを示す信号を出力する。

　発電量判定部１４０３は、電流計１１０１が測定した電流と、太陽電池モジュールの電流－電圧特性から決定される係数を用いて、発電量を算出する。具体的には、正常動作時の太陽電池モジュール１の短絡電流と発電量を用いて、Ｃ＝（正常動作時の発電量／正常動作時の短絡電流）を予め算出しておき、データベース１１０２に記録しておく。発電量判定部１４０３は、電流計１１０１が測定した電流に係数Ｃを乗じて発電量を算出する。
　発電量判定部１４０３は、算出した発電量を示す信号を各不良判定部に出力する。

　テスト光発電判別部（良否判定部）１４０４は、制御部１４０８からテスト光の発電量の測定の開始を指示する信号を入力されたとき、予めデータベース１１０２に記録された、テスト光をＯｎする信号をテスト光制御部１４０２に出力する。テスト光発電判別部１４０４は、発電量判定部１４０３から、発電量を示す信号を入力されたとき、テスト光発電判別部１４０４は、テスト光をＯｆｆすることを示す信号をテスト光制御部１４０２に出力する。

　テスト光発電判別部１４０４は、発電量判定部１４０３から発電量を示す信号を入力され、発電量と、予めデータベース１１０２に記録された標準発電量とを比較し、太陽電池モジュール１の発電量が標準発電量の、例えば９５％以上であるか否かを判定する（良否判定）。テスト光発電判別部１４０４は、測定の終了、及び良否判定の結果を示す信号を制御部１４０８に出力する。

　太陽電池不良判別部１４０５は、制御部１４０８から第１太陽電池素子５又は第２太陽電池素子６の不良判定を開始することを示す信号を入力されると、検査光発光制御部１４０１に検査光をＯｎすることを示す信号を出力する。太陽電池不良判別部１４０５は、発電量判定部１４０３から発電量を示す信号を入力される。その後第１太陽電池検査光をＯｆｆすることを示す信号を検査光発光制御部１４０１に出力する。
　太陽電池不良判別部１４０５は、データベース１１０２に記録された第１太陽電池標準発電量、又は第２太陽電池標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量とを比較することにより第１太陽電池素子５及び第２太陽電池素子６が不良であるか否かを判定する。太陽電池不良判別部１４０５は、判定した結果をデータベース１１０２に記録する。太陽電池不良判別部１４０５は、太陽電池の不良判定が終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。

　形状集光板不良判別部１４０６は、制御部１４０８から第１導光体３の不良判定を実行することを示す信号を入力されたとき、検査光発光制御部１４０１に検査光をＯｎすることを示す信号を出力する。形状集光板不良判別部１４０６は、発電量判定部１４０３から発電量を示す信号を入力される。その後検査光をＯｆｆすることを示す信号を検査光発光制御部１４０１に出力する。
　形状集光板不良判別部１４０６は、データベース１１０２に記録された第１導光体標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された信号が示す発電量とを比較することにより、第１導光体３が不良であるか否かを判定する。太陽電池不良判別部１４０５は、判定した結果をデータベース１１０２に記録する。形状集光板不良判別部１４０６は、第１導光体３の不良判定が終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。

　蛍光集光板不良判別部１４０７は、制御部１４０８から第２導光体４の不良判定を実行することを示す信号を入力され、検査光発光制御部１４０１に　検査光をＯｎすることを示す信号を出力する。蛍光集光板不良判別部１４０７は、発電量判定部１４０３から発電量を示す信号を入力されたときに、検査光をＯｆｆすることを示す信号を検査光発光制御部１４０１に出力する。
　蛍光集光板不良判別部１４０７は、データベース１１０２に記録された第２導光体標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された信号が示す発電量とを比較することにより、第２導光体４が不良であるか否かを判定する。蛍光集光板不良判別部１４０７は、判定した結果をデータベース１１０２に記録する。蛍光集光板不良判別部１４０７は、第２導光体４の不良判定が終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。
　なお、太陽電池不良判別部１４０５、形状集光板不良判別部１４０６、蛍光集光板１４０７を合わせて不良判定部１４０９と呼ぶ。

　制御部１４０８は、利用者が入力した不良判定の開始を指示する情報を表す信号を入力され、テスト光発電判別部１４０４及び発電量判定部１４０３に、テスト光を照射したときの発電量を測定させる信号を出力する。制御部１４０８は、テスト光発電判別部１４０４からテスト光による強度判定の結果を示す信号を入力される。

　制御部１４０８は、テスト光発電判別部１４０４から入力されたテスト光による強度判定の結果に基づいて、不良判定が必要か否かを判定する。必要と判定した場合は、太陽電池不良判別部１４０５、形状集光板不良判別部及び１４０６蛍光集光板不良判別部１４０７にそれぞれ太陽電池の不良を判定させる信号、第１導光体の不良を判定させる信号及び第２導光体の不良を判定させる信号を出力する。
　不良判定が不要と判定された場合は、検査を終了する。

　制御部１４０８は、入力部１１０４から、利用者が入力した不良判定の開始を指示する情報を示す信号を入力され、太陽電池不良判別部１４０５及び発電量判定部１４０３に太陽電池の不良判定を行うことを示す信号を出力する。制御部１４０８は、太陽電池不良判別部１４０５から、太陽電池の不良判定が終了したことを示す信号を入力される。

　制御部１４０８は、形状集光板不良判別部１４０６及び発電量判定部１４０３に第１導光体３の不良判定を行うことを示す信号を出力する。制御部１４０８は、形状集光板不良判別部１４０７から、形状集光板の不良判定が終了したことを示す形信号を入力される。

　制御部１４０８は、蛍光集光板不良判別部１４０７及び発電量判定部１４０３に第２導光体４の不良判定を行うことを示す信号を出力する。制御部１４０８は、蛍光集光板不良判別部１４０４から、蛍光集光板の不良判定が終了したことを示す信号を入力される。

　制御部１４０８は、データベース１１０２から、太陽電池不良判別部１４０５、形状集光板不良判別部１４０６、及び蛍光集光板不良判別部１４０７によって書き込まれた各判定結果情報を示す各判定結果情報を読み出す。表示部１１０５は、データベース１１０２から読み出された、各判定結果情報及び利用者に対する部材の交換、リペアを促す表示を示す信号を表示部１４０６に出力する。ここで、部材とは、第１太陽電池素子５、第２太陽電池素子６、第１導光体３、第２導光体４のことである。

　図１５は、本実施形態に係る不良判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 
（ステップＳ１５０１) 入力部１１０４は、利用者から太陽電池モジュール１の検査を開始することを示す入力を受け、検査を開始することを示す信号を制御部１４０８に出力する。制御部１４０８は、テスト光発電量の測定の開始をする信号をテスト光発電判別部１４０４及び発電量判定部１４０３に出力する。
　テスト光発電判別部１４０４は、制御部１４０８から、テスト光の発電量の測定を開始する信号を入力され、予めデータベース１１０２に記録された、標準発電量を読み出す。
　テスト光発電判別部１４０４は、テスト光をＯｎすることを示す信号をテスト光制御部１４０２に出力し、テスト光源１１０６はテスト光を出力する。その後ステップＳ１５０２に進む。

（ステップＳ１５０２）発電量判定部１４０３は、制御部１４０８からテスト光発電量の測定の開始をする信号を入力され、電流計１１０１が測定した第１太陽電池素子５及び第２太陽電池素子６が出力した電流を発電量に変換する。発電量判定部１４０３は、発電量を示す信号をテスト光発電判別部１４０４に出力する。その後ステップＳ１５０３へ進む。

（ステップＳ１５０３）テスト光発電判別部１４０４は、予めデータベース１１０２に記録された、標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量に基づいて、発電量が、閾値（ここでは、例えば標準発電量の９５％）以上であるか否かを判定する。発電量が閾値以上であると判定された場合（Ｙｅｓ）は、終了処理に進む。発電量が閾値未満であると判定された場合（Ｎｏ）は、不良部位判定処理へ進む。

　図１６は、本実施形態に係る不良部位判定処理の一例を示すフローチャートである。ステップＳ１６０１～ステップ１６０３は、図１５におけるステップ１５０１～ステップＳ１５０３と基本的に同様であるので、説明は省略する。ただし、ステップＳ１６０３において、閾値が標準発電量の例えば９０％である点、判定が（Ｙｅｓ）の場合に太陽電池判定に進む点、及び判定が（Ｎｏ）の場合にステップＳ１６０４に進む点が異なる。

（ステップＳ１６０４）テスト光発電判別部１４０４は、太陽電池モジュール１の全部材を交換することを示す信号を制御部１４０８に出力する。制御部１４０８は、全部材を交換することを示す信号を表示部１１０５に出力し、表示部１１０５は表示面に全部材を交換することを示すメッセージを表示する。入力部１１０４は、利用者から全部材の交換が終了したことを示す入力があった場合に、全部材の交換が終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。その後不良判定システムに戻る。

　図１７は、本実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。
（ステップＳ１７０１）制御部１４０８は、太陽電池不良判別部１４０５及び発電量判定部１４０３に、第１太陽電池素子５の不良判定を開始することを示す信号を出力し、太陽電池不良判別部１４０５は、検査光発光制御部１４０１に第１太陽電池素子５の検査に用いる光をＯｎする信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、入力された信号に基づいて、検査光をＯｎすることを示す信号をレーザー発振器１２０１に出力する。
　レーザー発振器１２０１は、検査光発光制御部１４０１から検査光をＯｎすることを示す信号を入力され、レーザー光を発振する。ここで、レーザー光は、第１導光体３の長手方向に平行な光を照射する。その後ステップＳ１７０２に進む。
（ステップＳ１７０２）発電量判定部１４０３は、制御部１４０８から第１太陽電池素子５の不良判定を開始することを示す信号を入力されると、電流計１１０１が測定した、第１太陽電池素子５が出力した電流（測定値Ａ）を発電量に変換する。発電量判定部１４０３は、発電量を示す信号を太陽電池不良判別部１４０５に出力する。その後ステップＳ１７０３へ進む。

（ステップＳ１７０３）太陽電池不良判別部１４０５は、予めデータベース１１０２に記録された、第１太陽電池標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量に基づいて、発電量が正常であるか否かを判定する。
　発電量が正常であるか否かは、具体的には以下のようにして判定する。発電量が、例えば、第１太陽電池標準発電量の９５％以下である場合は、第１太陽電池素子５が劣化していると判定する。発電量が、ほぼ０である場合は、第１太陽電池素子５が断線していると判定する。発電量が、第１太陽電池標準発電量の１００％以上である場合は、第１太陽電池素子５はリークを起こしていると判定する。これらの場合には、第１太陽電池素子５は、正常ではないと判定（Ｎｏ）され、ステップＳ１７０４に進む。それ以外の場合は、正常であると判定（Ｙｅｓ）され、ステップＳ１７０５に進む。

（ステップＳ１７０４）太陽電池不良判別部１４０５は、ステップＳ１７０３で測定した第１太陽電池素子５の発電量をデータベース１１０２に記録する。その後、ステップＳ１７０５へ進む。

（ステップＳ１７０５）制御部１４０８は、太陽電池不良判別部１４０５及び発電量判定部１４０３に、第２太陽電池素子６の不良判定を開始することを示す信号を出力する。太陽電池不良判別部１４０５は、検査光発光制御部１４０１に第２太陽電池素子６の検査に用いる光をＯｎする信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、入力された信号に基づいて、検査光をＯｎすることを示す信号をレーザー発振器１３０１に出力する。
　赤色レーザー発振器１３０１は、検査光発光制御部１４０１から検査光をＯｎすることを示す信号を入力され、レーザー光を発振する。その後ステップＳ１７０６に進む。
（ステップＳ１７０６）制御部１４０８から第２太陽電池素子６の不良判定を開始することを示す信号を入力されると、電流計１１０１が測定した、第２太陽電池素子６が出力した電流（測定値Ｃ）を発電量に変換する。発電量判定部１４０３は、発電量を示す信号を太陽電池不良判別部１４０５に出力する。その後ステップＳ１７０７へ進む。

　（ステップＳ１７０７）太陽電池不良判別部１４０５は、予めデータベース１１０２に記録された、第１太陽電池標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量に基づいて、発電量が正常であるか否かを判定する。
　発電量が正常であるか否かは、具体的には以下のようにして判定する。発電量が、例えば、第２太陽電池標準発電量の９５％以下である場合は、第２太陽電池素子６が劣化していると判定する。発電量が、ほぼ０である場合は、第１太陽電池素子５が断線していると判定する。発電量が、第２太陽電池標準発電量の１００％以上である場合は、第２太陽電池素子６はリークを起こしていると判定する。これらの場合には、第２太陽電池素子６は、正常ではないと判定（Ｎｏ）され、ステップＳ１７０８に進む。それ以外の場合は、正常であると判定（Ｙｅｓ）され、形状集光板判定へ進む。

（ステップＳ１７０８）太陽電池不良判別部１４０５は、ステップＳ１７０７で測定した第２太陽電池素子６の発電量をデータベース１１０２に記録する。その後、形状集光板判定へ進む。

　図１８は、本実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 
（ステップＳ１８０１）制御部１４０８は、形状集光板不良判別部１４０６及び発電量判別部１４０３に、第１導光体の不良判定を開始することを示す信号を出力し、形状集光板不良判別部１４０６は、検査光発光制御部１４０１に、第１導光体３の検査に用いる光をＯｎする信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、入力された信号に基づいて、検査光をＯｎすることを示す信号をＬＥＤ素子１２０２に出力する。
　ＬＥＤ素子１２０２は、検査光発光制御部１４０１から検査に用いる光をＯｎする信号を入力され、ＬＥＤ光を射出する。ここで、ＬＥＤ光は、第１主面３ａと対向面３ｂの間で全反射を起こすような角度で照射する。その後ステップＳ１８０２に進む。
（ステップＳ１８０２）発電量判定部１４０３は、制御部から第１導光体の不良判定を開始することを示す信号を入力されると、電流計１１０１が測定した、第１太陽電池素子５が出力した電流（測定値Ｂ）をもとに発電量に変換する。ここで、ステップＳ１７０２で測定された第１太陽電池素子５が示す電流値（測定値Ａ）を用いて検査を行うため、測定値Ａが正常な状態における電流値である規定値と異なる場合、誤った判定がなされることが考えられる。そのため、測定値Ｂに（規定値／測定値Ａ）の係数を乗じた値（測定値Ｂ’）を発電量に変換する。発電量判定部１４０３は、得られた発電量を示す信号を形状集光板不良判別部１４０６に出力する。その後ステップＳ１８０３へ進む。

（ステップＳ１８０３）形状集光板不良判別部１４０６は、予めデータベース１１０２に記録された、第１導光体標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量に基づいて、発電量が、正常であるか否かを判定する。発電量が、例えば、第１導光体標準発電量の９５％以下である場合は、正常ではないと判定（Ｎｏ）され、ステップＳ１８０４に進む。それ以外の場合は、正常であると判定（Ｙｅｓ）され蛍光集光判定へ進む。
（ステップＳ１８０４）形状集光板不良判別部１４０６は、ステップＳ１８０３で測定した第１太陽電池素子５の発電量をデータベース１１０２に記録する。その後、蛍光集光判定へ進む。

　図１９は、本実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 
（ステップＳ１９０１）制御部１４０８は、蛍光集光板不良判別部１４０７及び発電量判定部１４０３に、第２導光体の不良判定を開始することを示す信号を出力し、蛍光集光板不良判別部１４０７は、検査光発光制御部１４０１に、第２導光体４の検査に用いる光をＯｎする信号を出力する。検査光発光制御部１４０１は、入力された信号に基づいて、検査光をＯｎすることを示す信号を紫外ＬＥＤ素子１３０２に出力する。
　紫外線ＬＥＤ素子１３０２は、検査光発光制御部１４０１から紫外線ＬＥＤ素子スイッチ信号を入力され、紫外ＬＥＤ光を射出する。ここで、紫外ＬＥＤ光は、第２主面４ａと対向面４ｂの間で全反射を起こすような角度で照射する。その後ステップＳ１９０２に進む。

（ステップＳ１９０２）発電量判定部１４０３は、制御部から第２導光体の不良判定を開始することを示す信号を入力されると、電流計１１０１が測定した、第２太陽電池素子６が出力した電流（測定値Ｄ）をもとに発電量に変換する。ここで、ステップＳ１７０６で測定された第２太陽電池素子６が示す電流値（測定値Ｃ）を用いて検査を行うため、測定値Ｃが正常な状態における電流値である規定値と異なる場合、誤った判定がなされることが考えられる。そのため、測定値Ｄに（規定値／測定値Ｃ）の係数を乗じた値（測定値Ｄ’）を発電量に変換する。発電量判定部１４０３は、発電量を示す信号を蛍光集光板不良判別部１４０７に出力する。その後ステップＳ１９０３へ進む。
（ステップＳ１９０３）形状集光板不良判別部１４０６は、予めデータベース１１０２に記録された、第２導光体標準発電量と、発電量判定部１４０３から入力された発電量に基づいて、発電量が、正常であるか否かを判定する。発電量が、例えば、第２導光体標準発電量の９５％以下である場合は、正常ではないと判定（Ｎｏ）され、ステップＳ１９０４に進む。それ以外の場合は、正常であると判定（Ｙｅｓ）され不良部位交換へ進む。

（ステップＳ１９０４）蛍光集光板不良判別部１４０７は、ステップＳ１８０３で測定した第２太陽電池素子６の発電量をデータベース１１０２に記録する。その後、不良部位交換へ進む。

　図２０は、本実施形態に係る不良部位判定システムの動作の一例を示すフローチャートである。 
（ステップＳ２００１）制御部１４０８は、データベース１１０２に記録された各部位の判定結果情報を読み出す。その後ステップＳ２００２に進む。

（ステップＳ２００２）制御部１４０８は、ステップＳ２００１で読み出された各判定結果情報に基づいて、不良と判定された部位、及びメンテナンスを促すメッセージを表示部１１０５に表示する。その後ステップＳ２００３に進む。
（ステップＳ２００３）利用者は、メンテナンスが終了したことを入力部１１０４に入力する。入力部１１０４は、メンテナンスが終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。その後、図１５に示した不良判定の開始へと戻る。

　図２１は、本実施形態に係る不良部位判定システムの結果表示、利用者へのメンテナンスの指示等を表示部１１０５に表示する例を示した表である。
　図２１に示した例では、３つの判定結果を示している。ケース１では、第１太陽電池素子５のみに異常が見つかった場合を示す。この場合は、「第１太陽電池を交換してください」とのメッセージが表示される。ケース２では、第２太陽電池６、第１導光体３（形状集光板）に異常が見つかった場合を示す。この場合は、「第２太陽電池、及び形状集光板を交換してください」とのメッセージが表示される。ケース３では、第１太陽電池５、第１導光体３（形状集光板）、及び第２導光体４（蛍光集光板）に異常が見つかった場合を示す。この場合は、「第１太陽電池、形状集光板、及び蛍光集光板を交換してください」とのメッセージが表示される。
　利用者は、メッセージに従って、太陽電池モジュールの部品を交換し、入力部１１０４へ交換が終了したことを示す入力を行う。

　なお、本実施形態では、テスト光光源１１０６を用いたが、その代わりに太陽光を用いることも可能である。この場合、太陽光の強度は、インターネットに接続されたサーバから、リアルタイムに取得し、これを用いて判定しても良い。
　また、本実施形態においては、形状集光板の判定の後に蛍光集光板の判定を行ったが、両判定の順番は逆でもよい。

　以上のような太陽電池モジュール１においては、太陽電池素子が導光体と一体に設けられている従来の構成のものと比べ、保守点検や補修が容易となり、品質を保持し易くなる。

　なお、本実施形態においては、太陽電池モジュール１が有する導光体ユニット２は、光入射側から第１導光体３、第２導光体４が順に積層していることとしたが、この積層順が逆になっていてもよい。すなわち、太陽電池モジュール１に対する光の入射側から第２導光体４、第１導光体３の順に－Ｚ方向に積層して設けられており、第２導光体４の対向面４ｂと第１導光体３の第１主面３ａとが対向し、第１導光体３の第１主面３ａと第２導光体４の第２主面４ａが、互いに同じ方向（光入射側：＋Ｚ方向）を向いていることとしてもよい。

　また、本実施形態においては、太陽電池モジュール１が有する導光体ユニット２は、第１導光体３と第２導光体４とが積層していることとしたが、これに限らない。例えば、さらに複数の導光体が積層し、各導光体の端部から光を射出するとともに、第１導光体３や第２導光体４と同様に各端部に対向して設けられた太陽電池素子において発電する構成としてもよい。さらに、第１導光体３または第２導光体４のいずれか一方のみを積層して太陽電池モジュール１を構成することとしてもよい。

　また、本実施形態においては、導光体ユニット２は、複数の導光体を含むこととしたが、これに限らず、第１導光体３または第２導光体４のいずれか一方を１つだけ用いて導光体ユニット２とし、太陽電池モジュール１を構成することとしてもよい。この場合には、太陽電池モジュール不良判定システムにおいても、第１導光体の不良判定及び第２導光体の不良判定の両方を行うのではなく、導光体ユニット２に含まれるいずれか一方のみを検査する。

　また、本実施形態においては、太陽電池モジュール１が有する導光体ユニット２は、第１導光体３と第２導光体４とが積層していることとしたが、これに限らない。例えば、さらに複数の導光体が積層し、各導光体の端部から光を射出するとともに、第１導光体３や第２導光体４と同様に各端部に対向して設けられた太陽電池素子において発電する構成としてもよい。さらに、第１導光体３または第２導光体４のいずれか一方のみを用いて太陽電池モジュール１を構成することとしてもよい。

　その他、本実施形態においては、第１導光体３には第１太陽電池素子５が取り付けられ、第２導光体４には第２太陽電池素子６が取り付けられているが、これに限らず、導光体ユニット２に対して一つの太陽電池素子を設ける構成としても構わない。この場合、導光体ユニット２と太陽電池素子との間には、導光体ユニット２から射出される光を太陽電池素子に集光する集光部が設けられていることとするとよい。

　これらの構成であっても、各部材（導光体、太陽電池素子、集光部）の間の界面を、剥離可能な粘着層により接着する構造とすることにより、補修が容易となり品質を保持し易くなる。

［第２実施形態］
　図２２Ａ～図２３Ｂは、本発明の第２実施形態に係る太陽電池モジュールに提供される導光体ユニットの説明図である。本実施形態において第１実施形態と共通する構成要素については同じ符号を付し、詳細な説明は省略する。

　図２２Ａ及び図２２Ｂは、本実施形態の導光体ユニットを構成する第１導光体３１の説明図である。図２２Ａは、第１導光体３１についての概略断面図である。図２２Ｂは、第１導光体３１についての分解斜視図である。

　図２２Ａに示すように、本実施形態の第１導光体３１は、透明導光体（導光部材）３２と、プリズム部（反射部材）３３と、透明導光体３２とプリズム部３３とを光学的に接合させる粘着層（第２の粘着層）１０３と、を備えている。

　透明導光体３２およびプリズム部３３は、第１実施形態で示した第１導光体３を、第１主面３ａの面方向の設定された界面（ＸＹ平面と平行な平面）で分割した形状を有している。透明導光体３２は、第１導光体３における第１主面を有しており、プリズム部３３は、第１導光体３における第２主面を有している。これら透明導光体３２とプリズム部３３とは、第１実施形態で示した第１導光体３と同様の形成材料を用いて製造することができる。

　例えば、透明導光体３２は、平面視１辺１０ｃｍの矩形で厚さ８ｍｍ、屈折率１．５のＰＭＭＡ樹脂製の板材である。また、プリズム部３３は、平面視１辺１０ｃｍの矩形で厚さ２ｍｍ、屈折率１．５のＰＭＭＡ樹脂製の部材である。プリズム部３３には、幅１００μｍ程度の複数の溝Ｔが設けられている。

　また、粘着層１０３は、第１実施形態で示した粘着層１０１，１０２と同様の形成材料を用いて製造することができる。なお、粘着層１０３の形成材料として、外部刺激により粘着力が低下する粘着材を用いる場合には、外光に含まれる紫外線で粘着力が低下するおそれがあるため、熱刺激により粘着力が低下するものを用いるとよい。このような粘着層１０３は、例えば、屈折率１．５の粘着剤を用い、厚さ１００μｍに形成されている。

　本実施形態の第１導光体３１は、図２２Ｂに示すように、透明導光体３２とプリズム部３３とに分解可能である。そのため、例えばプリズム部３３に破損、劣化、又は異物（砂埃や鳥の糞など）の付着などが生じた場合に、プリズム部３３は透明導光体３２から剥離して交換される。

　さらに、第１導光体３１に入射した光の一部は、透明導光体３２およびプリズム部３３の内部を全反射しながら透明導光体３２及びプリズム部３３の端面、すなわち第１導光体３１の端面に向けて伝播する。第１導光体３１の端面から射出された光は、粘着層１０１により光学的に接合された第１太陽電池素子５に入射し、発電に利用される。

　図２３Ａ及び図２３Ｂは、本実施形態の導光体ユニットを構成する第２導光体４１の説明図である。図２３Ａは、第２導光体４１についての概略断面図である。図２３Ｂは、第２導光体４１についての分解斜視図である。

　図２３Ａに示すように、本実施形態の第２導光体４１は、透明導光体（導光部材）４２と、蛍光フィルム（蛍光部材）４３と、透明保護膜４４と、粘着層（第３の粘着層）１０４と、を備えている。透明保護膜４４は、蛍光フィルム４３の表面を覆う。粘着層１０４は、透明導光体４２と蛍光フィルム４３とを光学的に接合させる。透明導光体４２、蛍光フィルム４３、透明保護膜４４は、ＸＹ平面と平行な平面で、互いに分割される。なお、図では、透明保護膜４４側から外光Ｌが入射することとして示しているが、透明導光体４２側から外光Ｌが入射することとしてもよい。

　透明導光体４２及び透明保護膜４４としては、第１実施形態で示した第２導光体４の基材と同様の形成材料を用いて製造することができる。例えば、透明導光体４２は、厚さ９ｍｍ、屈折率１．５のＰＭＭＡ樹脂製の板材であり、透明保護膜４４は、厚さ２００μｍ、屈折率１．５のＰＭＭＡ樹脂の膜からなる。

　蛍光フィルム４３は、内部に第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃが分散されたフィルム状の蛍光体層である。蛍光フィルム４３は、内部に入射した外光（例えば太陽光）の一部を蛍光に変換し、透明導光体４２に向けて放射する。蛍光フィルム４３は、例えば、ＰＭＭＡ樹脂の内部に第１蛍光体８ａ、第２蛍光体８ｂ及び第３蛍光体８ｃをそれぞれＰＭＭＡ樹脂に対する体積比率で０．２％混入し、８００μｍの厚みのフィルムに形成したものである。

　また、粘着層１０４は、第１実施形態で示した粘着層１０１，１０２と同様の形成材料を用いて製造することができる。なお、粘着層１０４の形成材料として、外部刺激により粘着力が低下する粘着材を用いる場合には、外光に含まれる紫外線で粘着力が低下するおそれがあるため、熱刺激により粘着力が低下するものを用いるとよい。または、紫外線照射により粘着力が低下するものを用いる場合には、蛍光フィルム４３を光の入射側（＋Ｚ側）に配置し、蛍光フィルム４３の－Ｚ側に粘着層１０４が配置されるようにするとよい。このようにすることで、蛍光フィルム４３により紫外線が吸収され蛍光に変換された後に、粘着層１０４に光が到達することとなり、使用中の粘着力の低下を抑制することができる。このような粘着層１０４は、例えば、屈折率１．５の粘着剤を用い、厚さ１００μｍに形成されている。

　本実施形態の第２導光体４１は、図２３Ｂに示すように、透明導光体４２と蛍光フィルム４３および透明保護膜４４とに分解可能である。そのため、例えば蛍光フィルム４３に破損、劣化、又は異物（砂埃や鳥の糞など）の付着などが生じた場合に、蛍光フィルム４３は透明導光体４２から剥離して交換される。

　さらに、第２導光体４１に入射した光の一部は、透明導光体４２および蛍光フィルム４３の内部を全反射しながら透明導光体４２及び蛍光フィルム４３の端面、すなわち第２導光体４１の端面に向けて伝播する。第２導光体４１の端面から射出された光は、粘着層１０２により光学的に接合された第２太陽電池素子６に入射し、発電に利用される。

　さらに、第２導光体４１は、第１実施形態で示した第２導光体４と同様に、内部を伝播した光が射出される端面以外の端面に、各蛍光体から放射された光（蛍光）を反射する反射層９が設けられていることとしてもよく、各端面と反射層との界面も粘着層１０９で光学的に接合されていることとすることができる。これにより、反射層１０９が破損、劣化した場合に、第２導光体４１から剥離して交換することができる。

　以上のような構成の第１導光体３１および第２導光体４１は、それぞれ複数の部材で構成されているため、交換が必要な部分のみを交換することが可能となる。そのため、各導光体全体を交換する場合に比べて、補修が容易となり、保守の費用を少なくすることができる。

［第３実施形態］
　図２４は、本発明の第３実施形態に係る太陽電池モジュールに提供される導光体ユニットの説明図である。本実施形態において第１実施形態と共通する構成要素については同じ符号を付し、詳細な説明は省略する。

　図２４に示す太陽電池モジュールでは、導光体ユニット２５を構成する第１導光体３５の一端側には、集光レンズ（集光部）１５１が設けられている。同様に、第２導光体４５の一端側には、集光レンズ（集光部）１５２が設けられている。さらに、集光レンズ１５１と対向し、空気層を介して離間した状態で第１太陽電池素子５が配置されており、集光レンズ１５２と対向し、空気層を介して離間した状態で第２太陽電池素子６が配置されている。第１太陽電池素子５、第２太陽電池素子６は、不図示の枠体によって支持されている。

　集光レンズ１５１，１５２は、Ｘ方向に延在して設けられた円筒状の集光レンズであり、いわゆるシリンドリカルレンズと称されるものである。すなわち、集光レンズ１５１，１５２は、ＸＺ平面と平行な断面では曲率を有さず、ＹＺ平面と平行な断面では曲率を有している。図２４では、ＹＺ平面と平行な面での断面形状が楕円形であることとして示している。

　集光レンズ１５１は、第１導光体３５の内部を伝播し射出される光Ｌ１を、第１太陽電池素子５の受光面５ａに集光する機能を有する。同様に、集光レンズ１５２は、第２導光体４５の内部を伝播し射出される蛍光Ｌ３を、第２太陽電池素子６の受光面６ａに集光する機能を有する。

　このような構成の太陽電池モジュールでは、第１太陽電池素子５および第２太陽電池素子６が導光体ユニット２５と空気層を介して離間して設けられているため、第１太陽電池素子５または第２太陽電池素子６が破損している場合、交換が容易となる。そのため、太陽電池モジュール全体を交換する場合に比べて、補修が容易となり、保守の費用を少なくすることができる。

　なお、本実施形態における第１導光体３５および第２導光体４５は、第２実施形態で示した第１導光体３１および第２導光体４１と同様に、複数の部材で構成されていることとしてもよい。その場合、部材間の界面は、上述の粘着層で接着され剥離可能であることとするとよい。

 [第４実施形態]
　以下、図２５～図２７を参照しながら、本発明の第４実施形態について説明する。本実施形態では、第１実施形態の太陽電池モジュール不良判定システムを変更した例を示す。したがって、第１実施形態で説明した太陽電池モジュール１は本実施形態においても同じであるため説明は省略する。

　図２５は、本実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムの構成概略図である。本実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムは、第１実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムに加えて、撮像器２５０７が加わっている点が異なる。したがって、ここでは、第１実施形態に係る太陽電池モジュール不良判定システムと異なる点について説明する。
　撮像器２５０７は、例えばＣＣＤ撮像素子などであり、検査部１１０７から撮像を行う信号を入力されたときに第１導光体３の上面の様子を撮像する。撮像器２５０８は、撮像した画像データを示す信号を検査部１１０７へ出力する。

　図２６は、検査部１１０７の内部の構成の一例を表す機能ブロック図である。本実施形態に係る検査部１１０７は、第１実施形態に係る検査部１１０７に加えて、画像判別部２６０１が加わっている点が異なる。したがって、ここでは、第１実施形態に係る検査部１１０７と異なる点について説明する。

　画像判別部２６０１は、制御部１４０８から外観検査を実行することを示す信号を入力され、撮像器２５０７に、第１主面３ａの上面を撮像させる。画像判別部２６０１は、撮像器２５０７から撮像された画像のデータを示す信号を入力され、入力された信号が示す画像のデータについて画像認識を行う。画像判別部２６０１は、撮像された第１主面３ａの上面の画像上の堆積物（砂や土、枯葉、ごみなど）に覆われた面積を算出する。
　具体的には、清浄な第１主面３ａの上面の画像データ（参照画像）を予めデータベース１１０２上に記録しておき、参照画像と撮像された画像の比較を行う。参照画像との差（例えば、明度の差）を各画素（あるいは、より大きな各区画）で比較し、その差が予め定めたある閾値より大きな場合、その画素（又は区画）に対応する第１主面３ａの上面は、堆積物があると判定する。堆積物があると判定された画素（又は区画）の面積の合計が堆積物に覆われた部分の面積とみなす。

　画像判別部２６０１は、データベース１１０２に予め記録された堆積物に覆われた部分の面積と、発電量の減少との関係を表すデータを読み出す。画像判別部２６０１は、堆積物に覆われた面積と、発電量の減少との関係を表すデータに基づいて発電量の減少量を算出する。画像判別部２６０１が算出した値が、予め定めた閾値以上である場合は、第１主面３ａの上面のクリーニングが必要であることを示す信号を制御部１４０８に出力する。
　その後、画像判別部２６０１は、外観検査が終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。

　制御部１４０８は、外観検査を実行することを示す信号を画像判別部２６０１に出力する。制御部１４０８は、画像判別部２６０１から第１主面３ａの上面のクリーニングが必要であることを示す信号、及び外観検査が終了したことを示す信号を入力される。制御部１４０８は、画像判別部２６０１からクリーニングが必要であることを示す信号が入力されたときは、利用者に第１主面３ａの上面のクリーニングを促すクリーニング表示信号を表示部１１５に出力する。
　入力部１１０４は、利用者からクリーニングが終了した際に入力を受け、クリーニングが終了したことを示す信号を制御部１４０８に出力する。

　図２７は、本実施形態に係る外観検査システムの動作の一例を示すフローチャートである。本実施形態では、まず最初に第１実施形態（図１５）におけるステップＳ１５０１～Ｓ１５０３と同様のステップを行い（図２７には不記載）、発電量が、標準発電量の９５％以上であるか否かを判定する。発電量が、標準発電量の９５％未満であると判定されたときに、ステップＳ２７０１に進む。

（ステップＳ２７０１）制御部１４０８は、画像判別部２６０１に外観検査を実行することを示す信号を出力し、画像判別部２６０１は、撮像器２５０７に第１主面３ａの上面を撮像させる。画像判別部２６０１は、撮像器２５０７から撮像された画像のデータを示す信号を入力される。

（ステップＳ２７０２）画像判別部２６０１は、撮像器２５０７から撮像した画像のデータを入力される。画像判別部２６０１は、データベース１１０２から撮像した清浄な第１主面３ａの上面の画像データ（参照画像）を入力される。画像判別部２６０１は、入力された２つの画像データ画像のデータに、画像認識処理を行い、砂や土、枯葉、ごみなどといった堆積物に覆われた面積を判定する。そのために、画像判別部２６０１は、データベース１１０２に記録された堆積物に覆われた面積と、発電量の減少との関係を表すデータを読み出す。

（ステップＳ２７０３）画像判別部２６０１は、堆積物に覆われた面積と、発電量の減少との関係を表すデータに基づいて発電量の減少量を算出する。画像判別部２６０１が算出した値が、予め定めた閾値未満である場合（Ｙｅｓ）は、不良部位判定（図１７）へ進む。画像判別部２６０１が算出した値が、予め定めた閾値以上である場合（Ｎｏ）は、外観判定終了信号を制御部１４０８に出力した後、ステップＳ２７０４へ進む。
（ステップＳ２４０４）制御部１４０８は、画像判別部２６０１から、外観判定が終了したことを示す信号及び利用者にクリーニングを促す信号を入力される。制御部１４０８は、利用者に、第１主面３ａの上面のクリーニングを促すことを示す信号を、表示部１１５に出力する。制御部１４０８は、入力部１１０４からクリーニングが終了したことを示す信号を入力される。その後、不良部位判定（図１６）に進む。

　上記の構成により、本実施形態では、太陽電池素子５、及び６が発電した発電量が予め定めた閾値（本実施形態では９５％）よりも小さいときに、太陽電池モジュールの第１主面の画像を撮像する。撮像された画像データと、清浄時の画像データから第１主面３ａの汚れの量を判定し、その汚れが予め定めた閾値よりも大きいときは、第１種面３ａのクリーニングを行うことを利用者に促し、汚れが予め定めた閾値よりも小さいときは、不良部位判定へと進む。
　これにより、本実施形態では、太陽電池モジュールの発電量が閾値以下である場合で、その原因が太陽光入射面の汚れである場合には、表面をクリーニングすることにより、発電量を増やすことができるとともに、より確実に、不良部位判定をおこなうことができる。
［太陽光発電装置］
　図２８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～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、上述した本発明の態様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。

　以上、添付図面を参照しながら本発明の態様に係る好適な実施の形態例について説明したが、本発明の態様は係る例に限定されないことは言うまでもない。上述した例において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の態様における主旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。

　本発明の態様は、太陽電池モジュール、もしくは太陽光発電装置に広く利用可能である。

１…太陽電池モジュール、２…導光体ユニット（導光部）、３…第１導光体、３ａ…第１主面（第１の主面）、３ｃ，４ｃ…端面、４…第２導光体、４ａ…第２主面（第２の主面）、５…第１太陽電池素子、５ａ，６ａ…受光面、６…第２太陽電池素子、８ａ…第１蛍光体（蛍光体）、８ｂ…第２蛍光体（蛍光体）、８ｃ…第３蛍光体（蛍光体）、３２，４２…透明導光体（導光部材）、３３…プリズム部（反射部材）、４３…蛍光フィルム（蛍光部材）、１０１，１０２…粘着層（第１の粘着層）、１０３…粘着層（第２の粘着層）、１０４…粘着層（第３の粘着層）、１５１，１５２…集光レンズ（集光部）、１０００…太陽光発電装置、１１０１…電流計、１１０２…データベース、１１０３…インターネット接続部、１１０４…入力部、１１０５…表示部、１１０６…テスト光源、１１０７…検査部、１２０１…レーザー発信器、１２０２…ＬＥＤ素子、１３０１…赤色レーザー発信器、１３０２…紫外線ＬＥＤ素子、１４０１…検査光発光制御部、１４０２…テスト光制御部、１４０３…発電量判定部、１４０４…テスト光発電判別部（良否判定部）、１４０５…太陽電池不良判別部（不良判定部）、１４０６…形状集光板不良判別部（不良判定部）、１４０７…蛍光集光板不良判別部（不良判定部）、１４０８…制御部、１４０９…不良判定部、２５０７…撮像器、２６０１…画像判別部、Ｌ…外光、Ｌ１…光（外光の一部）、Ｌ３…蛍光、Ｔ１…傾斜面。

Claims (29)

1. 　主面と端面とを有し、前記主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ前記端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置であって、
   　前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定部を備える管理装置。
2. 　前記不良判定部が不良と判定した部材を表す情報を報知する報知部を備える請求項１に記載の管理装置。
3. 　さらに、前記太陽電池素子が発電した発電量が予め定めた閾値より小さいか否かを判定する良否判定部と、
   　前記良否判定部が発電量が前記閾値より小さいと判定した場合に、前記太陽電池モジュールを撮像する撮像部と、
   　前記撮像部が撮像した画像に基づいて、前記不良判定部が判定を行うか否かを判定する画像判定部と、
   　を備える請求項１に記載の管理装置。　
4. 　前記画像判定部が、前記不良判定部が判定を行うと判定した場合に発光する発光部と、
   　前記不良判定部は、前記発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する請求項３に記載の管理装置。
5. 　前記導光部は、さらに前記主面と対向して設けられた傾斜面を有し、前記主面から入射した前記外光の一部を、前記傾斜面で反射し、前記外光の一部を前記光として内部を伝播させて、前記端面から射出させ、
   　前記発光部は、前記太陽電池素子に向かって発光する直達光発光部と、前記傾斜面の方向に発光する反射光発光部と、を有し、
   　前記不良判定部は、前記直達光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記太陽電池素子が不良であることを判定し、
   　前記不良判定部は、前記反射光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記導光部が不良であることを判定する請求項４に記載の管理装置。
6. 　前記導光部は、内部に分散された蛍光体を含み、前記主面から入射した前記外光の一部を前記蛍光体で吸収して蛍光に変換し放射するとともに、前記蛍光を前記光として内部を伝播させ、前記端面から射出させ、
   　前記発光部は、前記蛍光体の吸収しない光を発光する非励起光発光部と、前記蛍光体の吸収する光を発光する励起光発光部と、を有し、
   　前記不良判定部は、前記非励起光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記太陽電池素子が不良であることを判定し、
   　前記不良判定部は、前記励起光発光部からの光によって前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて前記導光部が不良であることを判定する請求項４に記載の管理装置。
7. 　主面と端面とを有し、前記主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ前記端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理装置における方法であって、
   　前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定過程を備える管理方法。
8. 　主面と端面とを有し、前記主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ前記端面から射出させる導光部と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して発電する太陽電池素子と、を有する太陽電池モジュールを管理する管理プログラムであって、
   　前記太陽電池素子が発電した発電量に基づいて、前記太陽電池モジュールの有する部材が不良であることを判定する不良判定手順を備える管理プログラム。
9. 　第１主面と第１端面とを有し、前記第１主面で外光を受光し内部に前記外光を取り込むとともに、内部に光を伝播させ前記第１端面から射出させる第１導光体と、
   　前記第１端面に対向して設けられ、前記第１端面から射出される前記光を受光して光電変換する第１太陽電池素子と、を有し、
   　前記第１端面と前記第１太陽電池素子の受光面とが、離間している太陽電池モジュール。
10. 　さらに、剥離可能な第１の粘着層を含み、
    　前記第１導光体と前記第１太陽電池素子とは、前記第１の粘着層で接着されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
11. 　前記第１の粘着層は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１０に記載の太陽電池モジュール。
12. 　前記第１の粘着層は、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１０に記載の太陽電池モジュール。
13. 　前記第１の粘着層は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材と、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材と、を含む請求項１０に記載の太陽電池モジュール。
14. 　前記第１端面と前記第１太陽電池素子の受光面とが、空気層を介して離間している請求項９に記載の太陽電池モジュール。
15. 　前記第１導光体は、前記第１主面と対向して設けられた傾斜面を有し、前記第１主面から入射した前記外光の一部を、前記傾斜面で反射し、前記外光の一部を前記光として内部を伝播させて、前記第１端面から射出させるよう構成されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
16. 　さらに、第２主面と第２端面を有し、内部に分散された蛍光体を含み、前記第２主面から入射した光の一部を前記蛍光体で吸収して蛍光に変換し放射するとともに、前記蛍光を内部で伝播させ、前記第２端面から射出させるよう構成された第２導光体を備える請求項１５に記載の太陽電池モジュール。
17. 　前記第１導光体は、内部に分散された蛍光体を含み、前記第１主面から入射した前記外光の一部を、前記蛍光体で吸収して蛍光に変換し放射するとともに、前記蛍光を内部で伝播させ、前記第１端面から射出させるよう構成されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
18. 　前記第１導光体は、前記第１主面を含む導光部材と、
    　前記傾斜面が設けられた反射部材と、を有し、
    　前記導光部材と前記反射部材とは、剥離可能な第２の粘着層で接着されている請求項１５に記載の太陽電池モジュール。
19. 　前記第２導光体は、内部に光を伝播させる導光部材と、
    　内部に前記蛍光体が分散した蛍光部材と、を有し、
    　前記導光部材と前記蛍光部材とは、剥離可能な第３の粘着層で接着されている請求項１７に記載の太陽電池モジュール。
20. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１８に記載の太陽電池モジュール。
21. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１９に記載の太陽電池モジュール。
22. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１８に記載の太陽電池モジュール。
23. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材を含む請求項１９に記載の太陽電池モジュール。
24. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材と、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材と、を含む請求項１８に記載の太陽電池モジュール。
25. 　前記第２の粘着層または前記第３の粘着層の少なくとも一方は、温度変化によって粘着力が低下する粘着材と、紫外線照射によって粘着力が低下する粘着材と、を含む請求項１９に記載の太陽電池モジュール。
26. 前記第１導光体と前記第２導光体とは、前記第１主面と前記第２主面とが同方向を向いて積層している請求項１６に記載の太陽電池モジュール。
27. 　前記第１太陽電池素子は、前記第１端面に対向して設けられ、前記第１端面から射出される光を受光して光電変換する第２太陽電池素子と、
    　前記第２端面に対向して設けられ、前記第２端面から射出される光を受光して光電変換する第３太陽電池素子と、を含む請求項２６に記載の太陽電池モジュール。
28. 　前記第１導光体は、前記第１端面を含む一端側に、前記第１太陽電池素子の前記受光面に前記光を集光する集光部を含む請求項９に記載の太陽電池モジュール。
29. 　請求項９に記載の太陽電池モジュールを備える太陽光発電装置。

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