WO2016043014A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2016043014A1
WO2016043014A1 PCT/JP2015/074275 JP2015074275W WO2016043014A1 WO 2016043014 A1 WO2016043014 A1 WO 2016043014A1 JP 2015074275 W JP2015074275 W JP 2015074275W WO 2016043014 A1 WO2016043014 A1 WO 2016043014A1
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WO
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solar cell
cell module
incident
light
degrees
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PCT/JP2015/074275
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French (fr)
Inventor
秀樹 松尾
中田　年信
Original Assignee
株式会社カネカ
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    • G02B5/0273—Diffusing elements; Afocal elements characterized by the use
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    • G—PHYSICS
    • G02—OPTICS
    • G02B—OPTICAL ELEMENTS, SYSTEMS OR APPARATUS
    • G02B5/00—Optical elements other than lenses
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    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module having an antiglare function.
  • This solar cell module is a photoelectric conversion device capable of converting light energy into electric energy.
  • the solar cell module includes a photoelectric conversion element having a transparent electrode layer, a back electrode layer, and a photoelectric conversion layer made of a semiconductor junction or the like sandwiched between the two electrode layers.
  • carriers electrospray and holes generated by irradiating the photoelectric conversion layer with light can be collected by the electrode layer and taken out to an external circuit.
  • This solar cell module is roughly classified into a so-called crystalline solar cell module and a thin film solar cell module.
  • this crystalline solar cell module the plurality of photoelectric conversion elements described above are connected by wiring, and this is sealed using a glass plate (so-called cover glass), a filler, and a back surface protection member such as a film or a glass plate. ing.
  • this crystalline solar cell module can inject sunlight from the glass plate side, and can generate electric power with each photoelectric conversion element.
  • the above-described photoelectric conversion element is formed on a glass plate, and is sealed using a filler and a back surface protection member such as a film or a glass plate. That is, in the thin film solar cell module, the glass plate is used not only for sealing but also as a support substrate for supporting the photoelectric conversion element. And this thin film solar cell module can also generate sunlight with a photoelectric conversion element by making sunlight enter from the glass plate side like the crystalline solar cell module.
  • any general solar cell module has a structure in which light is incident from a glass plate to generate power.
  • the above-described solar cell module is often installed on a roof or a wall surface of a building such as a general house or a factory.
  • Any of the solar cell modules described above has a structure in which sunlight enters from the glass plate side. Therefore, when the glass plate which comprises the outermost surface of a solar cell module is a mirror surface, the said glass plate may play the role of a mirror and may reflect sunlight. Therefore, in the conventional solar cell module, there is a problem that “glare” and “glare” due to this reflection are pointed out by neighboring residents and passersby.
  • Patent Document 1 discloses a solar cell in which surface unevenness is formed on the surface of a glass plate and antiglare treatment is performed.
  • the antiglare function is maintained by setting the gloss of the cover glass to 5 or more and 40 or less and further defining the ten-point average roughness of 50 ⁇ m or more and 300 ⁇ m or less.
  • the anti-glare treatment cannot add an optimal anti-glare function only by determining one numerical value of maximum reflectance and glossiness. That is, the presence or absence of the anti-glare function is determined by a plurality of elements being intertwined in a complex manner.
  • the glossiness of a cover glass shall be 5-40.
  • the glossiness mainly represents the glossiness by direct reflection, even if the glossiness takes such a range, the “glare” due to scattered light or the like cannot always be controlled. Even if the glossiness is within this range, the way of reflection at the light irradiation site differs depending on the undulation of the light irradiation region.
  • the reflectance of regular reflection light does not necessarily take the maximum value, and the reflectance of scattered light around it may take the maximum value. Therefore, even if the amount of specularly reflected light is simply suppressed, sunlight may be reflected as an afterimage on the surface of the glass plate due to scattered light, and the antiglare function may not be obtained.
  • the present inventor formed surface irregularities and examined each parameter based on Patent Document 1 with the above in mind.
  • the glossiness is reduced to the same level as in Patent Document 1
  • direct reflection can be suppressed as compared with a normal glass plate, and an anti-glare function for suppressing “glare” and “glare” can be exhibited to some extent. all right.
  • the glossiness below a certain degree cannot be achieved within a range where the surface roughness of the glass plate is large as in Patent Document 1.
  • the surface roughness of the glass plate is increased, the scattered light component in the reflected light of the light increases, so that the glare caused by the reflection of light cannot be suppressed.
  • an object of the present invention is to provide a solar cell module that suppresses reflection on the surface of a glass plate and reflection of light at the same time and has a higher antiglare function than a conventional solar cell module.
  • the present inventor formed surface irregularities having a smaller surface roughness than Patent Document 1 in order to suppress the scattered light component, and examined various parameters relating to antiglare. As a result, it was derived that mainly two parameters are deeply related to the antiglare effect of the solar cell module.
  • One aspect of the present invention derived from the above examination includes a glass plate whose surface is macroscopically flat and a photoelectric conversion element, and light passes through the glass plate and enters the photoelectric conversion element.
  • the glass plate In the solar cell module in which light is converted into electricity by the photoelectric conversion element, the glass plate has surface irregularities formed on the incident side surface, and the main surface of the incident side of the solar cell module is JIS Z 8741.
  • the equivalent 60 degree specular gloss is 6.5% or less, and the maximum reflectance when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the main surface on the incident side is 0.8% or less. It is a certain solar cell module.
  • the “maximum reflectivity” here refers to when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the main surface on the incident side and the detection angle (reflection angle) with respect to the normal on the light receiving side is changed. This is the reflectance value that is maximum at a certain detection angle.
  • the solar cell module of this aspect has (1) a 60-degree specular gloss of 6.5% or less according to JIS Z 8741 of the main surface on the incident side of the glass plate, and (2) the incident side of the glass plate. At least two configurations are simultaneously provided: the maximum reflectance when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the main surface is 0.8% or less. By satisfying these configurations at the same time, reflection of light (sunlight) on the surface of the glass plate can be suppressed and reflection can also be suppressed, and a higher anti-glare function compared to conventional solar cell modules. Can be provided.
  • a preferable aspect is that the 60-degree specular gloss according to JIS Z 8741 of the main surface on the incident side is 4.1% or less.
  • a preferable aspect is that the maximum reflectance is 0.45% or less when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal line of the main surface on the incident side.
  • a preferred aspect is that when the light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the main surface on the incident side, the reflectance at a reflection angle of 60 degrees with respect to the normal is R60, and the main surface on the incident side R60 / R45 is 2.7 or less, where R45 is a reflectance at a reflection angle of 45 degrees with respect to the normal line when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal line. .
  • the solar cell module of this aspect has a configuration in which (3) R60 / R45 is 2.7 or less in addition to the above configurations (1) and (2). That is, since the scattered light component of the reflected light takes a value close to the regular reflection component, the light is evenly dispersed and the antiglare effect is high.
  • R60 / R45 is 2.0 or less.
  • a preferred aspect is that the arithmetic mean roughness of the incident surface of the glass plate is 0.25 ⁇ m or more and 1.25 ⁇ m or less.
  • the arithmetic average roughness of the glass plate is less than 0.25 ⁇ m, the height difference of the unevenness may be too small to suppress reflection. That is, the light dispersion effect may not be sufficiently exhibited, and the component of specular reflection light may become too large.
  • the arithmetic average roughness of the glass plate exceeds 1.25 ⁇ m, the height difference of the unevenness is too large, the light is irregularly reflected on the uneven surface of the protrusion or the recess, and the scattered light component becomes too large. End up. Therefore, reflection of light occurs, and there is a possibility that “dazzle” or “glare” may occur.
  • a more preferable aspect is that the arithmetic mean roughness of the incident side surface of the glass plate is 0.4 ⁇ m or more and 0.9 ⁇ m or less, and the standard deviation thereof is 0.015 to 0.02. .
  • a preferred aspect is that when the reflectance for each reflection angle when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the main surface on the incident side is graphed, the half width of the maximum peak is 22 degrees or more. It is to be.
  • the “half-value width” here refers to a width ⁇ X (reflection) at a point having a half value of the peak top peak height ⁇ Y (difference between the maximum point and the minimum point) in a predetermined waveform on the XY plane. Angle width).
  • the maximum reflectance is 0.8% or less
  • the full width at half maximum of the maximum peak is 22 degrees or more
  • the peak is low and broad. If it is this range, even if it sees the glass plate which is an entrance plane of a solar cell module from what angle, reflection and reflection of sunlight can be suppressed and a high glare-proof effect can be exhibited.
  • the half-value width of the maximum peak is less than 22 degrees, a sharp peak is taken, and “dazzle” or “glare” may occur depending on the angle at which the incident surface is viewed.
  • a more preferable aspect is that the full width at half maximum of the maximum peak is 29 degrees or more.
  • the glass plate supports a photoelectric conversion element.
  • the photoelectric conversion element has two electrode layers, and a photoelectric conversion layer sandwiched between the two electrode layers.
  • the electrode layer on the glass plate side is a transparent conductive film.
  • a preferred aspect is that an antireflection film is provided on the surface of the incident side of the glass plate, and the refractive index of the antireflection film with respect to light having a wavelength of 600 nm is greater than 1 and less than or equal to the refractive index of the glass plate. That is.
  • One aspect of the present invention includes a glass plate whose surface is macroscopically flat and a photoelectric conversion element, wherein light passes through the glass plate and enters the photoelectric conversion element, and the light is incident on the photoelectric conversion element.
  • the glass plate has surface irregularities formed on the incident-side surface, and the arithmetic average roughness of the glass plate is 0.25 ⁇ m or more and 1.25 ⁇ m or less
  • the incident surface of the solar cell module has a 60-degree specular gloss of 4.1% or less according to JIS Z 8741, and emits light at an angle of 60 degrees with respect to the normal of the incident-side main surface.
  • the maximum reflectance when incident is 0.45% or less, and the reflection angle is 60 degrees with respect to the normal line when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal line of the main surface on the incident side.
  • the reflectance is R60 and the incident side R60 / R45 is 2.0 or less when the reflectance at a reflection angle of 45 degrees with respect to the normal line when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal line of the main surface It is a solar cell module.
  • the solar cell module exhibits a high antiglare function.
  • a high antiglare function can be provided.
  • FIG. 1 It is a perspective view which represents typically the installation state of the solar cell module of 1st Embodiment of this invention. It is sectional drawing which showed the solar cell module of FIG. 1 typically. It is explanatory drawing showing the manufacturing process of the solar cell module of 1st Embodiment, (a) is sectional drawing when a transparent electrode layer is divided
  • (a) is a photography figure of the surface of the solar cell module of the comparative example 4
  • (b) is a measurement point represented by the white line in (a). It is a graph showing the brightness
  • (c) is a graph which expanded the scale of (b).
  • (a) is a photography figure of the surface of the solar cell module of Example 1
  • (c) is a graph which expanded the scale of (b).
  • the solar cell module 1 of the first embodiment is a wall-mounted solar cell module that is installed on the wall surface of a building such as an office building as shown in FIG. That is, the solar cell module 1 is a wall surface forming member that is attached to the wall 50 of the building and forms a part of the outer wall surface of the building.
  • the solar cell module 1 is a thin film solar cell module having a glass substrate 2 (glass plate) as a support substrate.
  • a photoelectric conversion element 3 formed of a plurality of thin films is sandwiched between a glass substrate 2 and a sealing member 5.
  • the solar cell module 1 is a module in which small pieces of a plurality of photoelectric conversion elements 3 are connected in series and / or in parallel.
  • the solar cell module 1 is laminated
  • the solar cell module 1 of the present embodiment has an anti-glare treatment applied to the surface of the glass substrate 2 and has one of the characteristics in the surface shape of the glass substrate 2 and the like.
  • the glass substrate 2 is a plate made of glass having a planar shape and is a translucent insulating substrate that does not contribute electrically to power generation.
  • the glass substrate 2 will not be specifically limited if it is a glass plate which has translucency, White plate glass is preferable from a viewpoint with the high transmittance
  • the glass substrate 2 of this embodiment employs white plate glass.
  • the glass substrate 2 is one in which at least one main surface is antiglare treated. That is, the glass substrate 2 is a flat surface when viewed macroscopically, but has surface irregularities 6 formed on one main surface when viewed microscopically as shown in the enlarged view of FIG.
  • the arithmetic average roughness of the main surface (hereinafter also referred to as the uneven surface 7) having the surface unevenness 6 of the glass substrate 2 is preferably 0.25 ⁇ m or more from the viewpoint of suppressing regular reflection of light. More preferably, it is 4 ⁇ m or more.
  • the arithmetic average roughness of the concavo-convex surface 7 of the glass substrate 2 is preferably 1.25 ⁇ m or less, and more preferably 0.9 ⁇ m or less, from the viewpoint of suppressing the amount of scattered light by dispersing light.
  • the arithmetic average roughness of the concavo-convex surface 7 of the glass substrate 2 of the present embodiment is 0.4 ⁇ m or more and 0.9 ⁇ m or less, and can scatter more light, and the amount of both regular reflection light and scattered light. Can be reduced. Therefore, it is possible to suppress glare caused by regular reflection of sunlight and glare caused by reflection of the sun.
  • the standard deviation of the roughness of the surface irregularities 6 of the irregular surface 7 of the glass substrate 2 is preferably 0.015 to 0.02.
  • the standard deviation of the roughness of the surface unevenness 6 of the uneven surface 7 of the glass substrate 2 of the present embodiment is 0.017. That is, the surface unevenness 6 of the uneven surface 7 is distributed substantially uniformly.
  • the inner main surface of the glass substrate 2 of the present embodiment (the surface opposite to the uneven surface 7) is a smooth surface when viewed macroscopically.
  • the average thickness of the glass substrate 2 is appropriately designed depending on the rigidity of the protective sheet 11 and the installation environment, but is preferably 3.0 mm or more and 5.0 mm or less. If it is this range, when using the solar cell module 1 as a wall surface, sufficient intensity
  • the refractive index of the glass substrate 2 is preferably 1.50 or more and 1.60 or less. If it is this range, light will not be reflected easily and most of light can be permeate
  • a method for processing the surface irregularities 6 of the glass substrate 2 it is preferable to process by spraying sandblast, dipping in an etching solution, or dispersing fine particles. Among them, it is more preferable to form by sandblasting as described later.
  • the antireflection film 17 is formed on the surface of the glass substrate 2.
  • the antireflection film 17 is a film that suppresses the reflection of light.
  • the antireflection film 17 is a film having a refractive index that is between the refractive index of air (about 1) and the refractive index of the glass substrate 2. That is, the antireflection film 17 has a refractive index with respect to light having a wavelength of 600 nm that is greater than 1 and less than or equal to the refractive index of the glass substrate 2.
  • the antireflection film 17 preferably has a refractive index of 1.35 to 1.60 for light having a wavelength of 600 nm.
  • the antireflection film 17 is preferably formed of a substance containing fine particles made of titanium oxide and silicon oxide. That is, the antireflection film 17 contains fine particles of titanium oxide and fine particles of silicon oxide.
  • the photoelectric conversion element 3 is a semiconductor element that extracts light energy as electric energy, and includes a photoelectric conversion layer 21 sandwiched between two electrode layers 20 and 22, as shown in FIG. Specifically, the photoelectric conversion element 3 is laminated in the order of the transparent electrode layer 20, the photoelectric conversion layer 21, and the back electrode layer 22 from the glass substrate 2 side.
  • the transparent electrode layer 20 is a transparent conductive film, and is a layer having translucency and conductivity.
  • the constituent material of the transparent electrode layer 20 is not particularly limited as long as it has translucency and conductivity.
  • ITO indium tin oxide
  • IZO indium zinc oxide
  • oxidation It is made of a transparent conductive oxide such as tin (SnO 2 ) or zinc oxide (ZnO).
  • the transparent electrode layer 20 may be obtained by adding a doping agent to the above-described transparent conductive oxide.
  • the photoelectric conversion layer 21 is a layer having a function of converting light energy into electric energy, and is a semiconductor layer having at least a PIN structure or a PN structure.
  • the photoelectric conversion layer 21 is formed from one or a plurality of photoelectric conversion units.
  • the photoelectric conversion layer 21 of the present embodiment includes a crystalline photoelectric conversion unit 25 formed mainly from a crystalline silicon layer and an amorphous layer formed mainly from an amorphous silicon layer.
  • a tandem structure to which the system photoelectric conversion unit 26 is connected is employed.
  • both the photoelectric conversion units 25 and 26 are provided with a PIN junction.
  • Crystal as used herein refers to something other than amorphous. That is, the concept includes microcrystals and polycrystals.
  • the photoelectric conversion layer 21 has an amorphous photoelectric conversion unit 26 and a crystal photoelectric conversion unit 25 stacked in order from the transparent electrode layer 20 side.
  • the crystalline photoelectric conversion unit 25 includes a p-type crystalline silicon semiconductor layer 30 and an i-type crystalline silicon semiconductor from the transparent electrode layer 20 side (amorphous photoelectric conversion unit 26 side).
  • the layer 31 and the n-type crystalline silicon based semiconductor layer 32 are formed by being laminated in this order.
  • the amorphous photoelectric conversion unit 26 includes a p-type amorphous silicon semiconductor layer 35, an i-type amorphous silicon semiconductor layer 36, and an n-type amorphous silicon semiconductor layer 37 from the transparent electrode layer 20 side. Are stacked in this order.
  • the back electrode layer 22 is formed of a metal thin film, a transparent conductive oxide thin film, or a laminate of both.
  • a metal thin film thin films, such as aluminum, copper, molybdenum, or silver, can be used, for example.
  • the transparent conductive oxide thin film for example, indium tin oxide (ITO), tin oxide (SnO 2 ), zinc oxide (ZnO), or the like can be used.
  • the sealing member 5 has a multilayer structure, and a sealing sheet 13 and a protective sheet 11 are laminated in order from the back electrode layer 22 side.
  • the sealing sheet 13 is a member that seals the photoelectric conversion element 3, and is a member that relieves the pressing force from the protective sheet 11.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • PVB ethylene-vinyl acetate copolymer
  • an ionomer of an ethylene / unsaturated carboxylic acid copolymer, a thermoplastic elastomer, or a mixture thereof can be employed. .
  • the protective sheet 11 is a member that forms the outermost surface of the solar cell module 1, and is a member that protects the photoelectric conversion element 3 from external impacts and the like.
  • a laminated film such as PET / aluminum / PVF, PET / aluminum / PET, a glass plate, or the like can be employed.
  • the solar cell module 1 of the first embodiment is manufactured mainly by two processes. That is, the solar cell module 1 is manufactured by performing a photoelectric conversion element forming step and a surface treatment step. Since the photoelectric conversion element forming step is generally the same as the manufacturing process of a known solar cell module, it will be briefly described.
  • the transparent electrode layer 20 is formed on the back surface (surface facing the light incident surface) side of the glass substrate 2 by a thermal CVD method. To do. And the transparent electrode separation groove
  • the transparent electrode layer 20 is introduced into a high-frequency plasma CVD apparatus, and a p-type amorphous silicon-based semiconductor layer 35, an i-type amorphous silicon-based semiconductor layer 36, an n-type amorphous semiconductor are formed on the transparent electrode layer 20.
  • the amorphous silicon semiconductor layer 37 and the like are sequentially stacked to form the amorphous photoelectric conversion unit 26.
  • a p-type crystalline silicon semiconductor layer 30, an i-type crystalline silicon semiconductor layer 31, an n-type crystalline silicon semiconductor layer 32, etc. are sequentially stacked on the amorphous photoelectric conversion unit 26 using a plasma CVD apparatus.
  • the crystalline photoelectric conversion unit 25 is formed, and the photoelectric conversion layer 21 is formed. And as shown in FIG.3 (b) with respect to the photoelectric converting layer 21 formed in this way, the electrode connection which divides the photoelectric converting layer 21 into several small pieces with a laser scribing apparatus as needed. Groove 41 is formed (photoelectric conversion layer forming step).
  • a back electrode layer 22 is formed on the photoelectric conversion layer 21 by a sputtering device, and the photoelectric conversion layer 21 and the back surface are formed by a laser scribing device as necessary.
  • a back electrode separation groove 42 for dividing the electrode layer 22 is formed (back electrode layer forming step).
  • the photoelectric conversion element 3 formed by the above-described process is divided into a plurality of photoelectric conversion cells 43 by the transparent electrode separation groove 40 and the back electrode separation groove 42, and the adjacent photoelectric conversion cells 43 and 43 are The back electrode layer 22 of one photoelectric conversion cell 43 enters the electrode connection groove 41 and is electrically connected by being in contact with the transparent electrode layer 20 of the other photoelectric conversion cell 43.
  • the photoelectric conversion element 3 formed by the above-mentioned process is sealed with the sealing member 5 which consists of the sealing sheet 13 and the protective sheet 11, and the photoelectric conversion element formation process is completed.
  • the surface treatment process is mainly divided into a concavo-convex process and an antireflection film forming process.
  • the surface unevenness 6 is formed on the light incident surface of the glass substrate 2 by a plurality of unevenness forming steps.
  • the surface unevenness 6 is formed on the light incident surface of the glass substrate 2 by the first unevenness process process and the second unevenness process process.
  • the surface of the glass substrate 2 is blasted with an abrasive in the first concavo-convex processing step to form a rough surface concavo-convex 55.
  • the abrasive used in the first concavo-convex processing step in the second concavo-convex processing step for the glass substrate 2 on which the rough surface concavo-convex is formed is changed to the fine surface unevenness 56 by performing blasting with an abrasive material having a smaller particle diameter than the surface unevenness 55.
  • both of these blasting operations are performed by sandblasting using an abrasive.
  • white alumina can be suitably used as an abrasive used in the first concavo-convex processing step.
  • the abrasive used in the first concavo-convex processing step is preferably in the range of # 40 to # 600 in terms of display count.
  • white alumina can be suitably used as the abrasive used in the second unevenness processing step.
  • the abrasive used in the second concavo-convex processing step is preferably a display count larger than the abrasive used in the first concavo-convex processing step, and preferably within the range of # 400 to # 3000 in the display count. The above is the unevenness process.
  • an antireflection film forming step is performed on the substrate on which the surface unevenness is formed by the unevenness forming step.
  • the raw material of the liquid antireflection film 17 is applied to the uneven surface by spraying or the like and solidified to form the antireflection film 17.
  • the antireflection film 17 is formed by applying a water-soluble titanium silicon coating agent containing fine particles of titanium oxide and silicon oxide on the uneven surface by spraying and air drying.
  • the main manufacturing process of the solar cell module 1 is completed when the antireflection film forming process is completed.
  • the physical property of the solar cell module 1 obtained by said manufacturing process is demonstrated.
  • the physical properties shown here are obtained from the results of a number of experiments, and take into account error bars and empirical rules. For this reason, the physical properties shown here are partly different from the measurement results of the examples of the present invention described later.
  • the main surface of the solar cell module 1 on the glass substrate 2 side is irradiated with light from an angle of 60 degrees with respect to the normal line of the concavo-convex surface 7 of the glass substrate 2 forming the main surface on the incident side according to JIS Z 8741.
  • the 60 degree specular gloss of the uneven surface 7 is 6.5% or less.
  • the 60-degree specular gloss of the uneven surface 7 is preferably 4.1% or less from the viewpoint of providing a better anti-glare effect.
  • the glass substrate 2 of the solar cell module 1 of the present embodiment has one of the characteristics such as the maximum reflectance measured by the measurement method as shown in FIG. First, the measurement method of FIG. 5 will be described.
  • the light source 70 is installed so that light is incident on the uneven surface 7 of the glass substrate 2 to be measured at an incident angle of 60 degrees.
  • a detector 71 having a light receiving element is installed on the light reflection side.
  • the detection angle (reflection angle) of the light receiving element of the detector 71 with respect to the normal L ) Is continuously changed, and the reflectance at each detection angle (each reflection angle) is continuously measured.
  • the position of the regular reflection angle of 60 degrees with respect to the incident angle of 60 degrees is set as a reference (0 degree), and the movement angle from this position is represented as ⁇ 1.
  • the movement angle is negative ( ⁇ 1) when the detection angle (reflection angle) is smaller than 60 degrees, and positive (+ ⁇ 1) when the detection angle (reflection angle) is larger than 60 degrees. That is, the movement angle ⁇ 1 is a value obtained by subtracting 60 degrees from the detection angle (reflection angle).
  • the main surface of the solar cell module 1 on the glass substrate 2 side is each detection angle (reflection angle) when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal L of the uneven surface 7 measured by the measurement method described above.
  • the main surface of the solar cell module 1 on the glass substrate 2 side has a maximum reflectance Rmax of 0.8% or less when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal L of the concavo-convex surface 7 shown in FIG. It is.
  • the maximum reflectance Rmax is preferably 0.65% or less, and more preferably 0.45% or less, from the viewpoint of providing a better antiglare effect.
  • the main surface of the solar cell module 1 on the glass substrate 2 side is more preferably a maximum reflectance Rmax of 0.40% or less from the viewpoint of suppressing the amount of regular reflection light and scattered light, and 0.38 Particularly preferred is a percentage or less.
  • the main surface of the solar cell module 1 on the glass substrate 2 side is each detection angle (reflection angle) when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal L of the uneven surface 7.
  • the full width at half maximum H of the maximum peak is preferably 22 degrees or more, and more preferably 29 degrees or more.
  • the half-value width H of the maximum peak on the main surface on the glass substrate 2 side of the solar cell module 1 is more preferably 30 degrees or more from the viewpoint of suppressing reflection uniformly when the glass substrate 2 is viewed.
  • the solar cell module 1 has a reflectance at a detection angle (reflection angle) of 60 degrees with respect to the normal line L when light is incident at an angle of 60 degrees with respect to the normal line L of the uneven surface 7 shown in FIG.
  • R60 / R45 is preferably 2.7 or less, more preferably 2.0 or less, when R60 is set and the reflectance at a detection angle (reflection angle) of 45 degrees with respect to the normal L is R45.
  • R60 / R45 is more preferably 1.5 or less. Further, R60 / R45 is preferably 1 or more, and R60 / R45 is more preferably 1.2 or more.
  • the solar cell module 1 of this embodiment forms a wall surface.
  • the glass substrate is a mirror surface, so that passers-by may be reflected on the glass substrate of the solar cell module and cause discomfort to passers-by. is there.
  • the antiglare treatment is performed on the glass substrate 2, it is possible to prevent a passerby from being reflected and giving unpleasant feeling due to direct reflection of light.
  • the surface irregularities 6 are provided only on one side of the glass substrate 2, but the present invention is not limited to this, and the surface irregularities 6 may be provided on both sides.
  • the surface irregularities 6 are provided on the light incident side surface of the glass substrate 2, but the present invention is not limited to this, and the surface irregularities 6 are provided on the surface on the photoelectric conversion element 3 side. May be.
  • the solar cell module 1 is used as a part of the wall surface of a building such as an office building. May be. Further, as conventionally, it may be used as a part of a roof material such as a tile of a building, or may be installed on a roof or ground of a building.
  • a so-called thin film type solar cell module has been described.
  • the present invention is not limited to this, and other solar cell modules may be used.
  • it may be a crystalline solar cell module.
  • it is a solar cell module which arrange
  • Example 1 The solar cell module 1 of Example 1 was formed by the following photoelectric conversion element formation process and surface treatment process.
  • the transparent electrode layer 20 (tin oxide) is formed on the glass substrate 2 (white plate glass) by a thermal CVD method, and the formed transparent electrode layer 20 is formed into a plurality of small pieces by a laser scribing device. Divided.
  • this substrate is introduced into a high-frequency plasma CVD apparatus, and a p-type amorphous silicon carbide layer, an i-type amorphous silicon buffer layer, an i-type amorphous silicon conversion layer, an n-type are formed on the transparent electrode layer 20. Silicon oxide layers were sequentially stacked to form an amorphous photoelectric conversion unit 26. Thereafter, a p-type thin film crystalline silicon layer, an i-type crystalline silicon conversion layer, an n-type silicon oxide layer, and an n-type thin film crystalline silicon layer are sequentially stacked on the amorphous photoelectric conversion unit 26 to obtain a crystalline photoelectric conversion. The unit 25 was formed and the photoelectric conversion layer 21 was formed.
  • the photoelectric conversion layer 21 thus formed was divided into a plurality of small pieces by a laser scribing device.
  • a thin film of zinc oxide and silver was sequentially formed on the photoelectric conversion layer 21 as a back electrode layer 22 by a sputtering apparatus, and the formed back electrode layer 22 was divided by a laser scribing apparatus.
  • the photoelectric conversion element 3 was divided to form a plurality of small pieces, and these were electrically connected in series with each other.
  • the photoelectric conversion element 3 formed by the above process is sealed with the sealing sheet 13 and the protective sheet 11, and the photoelectric conversion element formation process is completed.
  • an EVA sheet which is a resin sheet was used as the sealing sheet, and PET / aluminum / PVF was used as the protective sheet.
  • a water-soluble titanium silicon coating agent containing fine particles of titanium oxide and silicon oxide was applied by spraying and air-dried to form the antireflection film 17.
  • no hydrophilic treatment using a hydrophilic treatment agent or the like was performed.
  • the solar cell module having the surface irregularities 6 formed in this manner was designated as Example 1.
  • Comparative Example 1 As Comparative Example 1, a ceramic tile was used.
  • Comparative Example 2 As Comparative Example 2, a decorative slate roof tile was used.
  • Comparative Example 3 As Comparative Example 3, a metal roof tile was used.
  • the regular reflectance for each incident angle was measured by synchronous measurement of a goniophotometer. It was measured.
  • a spectrophotometer (consisting of an ultraviolet-visible-near-infrared spectrophotometer V-670 and an automatic absolute reflectance measurement unit ARMN-735) manufactured by JASCO Corporation was used for measuring the regular reflectance. Measurement conditions were such that the incident light wavelength was 550 nm, and the incident angle and detection angle (reflection angle) were in the range of 30 to 70 degrees.
  • the light source 70 and the detector 91 are installed at symmetrical positions with respect to the normal line of the uneven surface 7 of the glass substrate 2. That is, the light source 70 is installed so that the angle of the optical axis X1 (incident angle ⁇ 2) and the angle of the optical axis X2 of the detector 91 (detection angle (reflection angle) ⁇ 3) are the same angle.
  • the light source 70 and the detector are irradiated with light having a wavelength of 550 nm from the light source 70 so that the angle ⁇ 2 of the optical axis X1 of the light source 70 and the angle ⁇ 3 of the optical axis X2 of the detector 91 are always the same.
  • the position of 91 is continuously changed, and the regular reflectance at each incident angle with respect to each normal is continuously measured. The results of the above measurement are shown in FIG.
  • Example 1 had a lower reflectance than the roof tiles of Comparative Examples 1 to 3. That is, the solar cell module of Example 1 has a smaller amount of specular reflection and less glare due to specular reflection light when irradiated with light from any angle than the roof tiles of Comparative Examples 1 to 3.
  • the regular reflectance when the incident angle ⁇ 2 of the ceramic tile of Comparative Example 1 was 60 degrees was about 0.8%.
  • the regular reflectance when the incident angle ⁇ 2 of the decorative slate roof tile of Comparative Example 2 was 60 degrees was about 0.6%.
  • the regular reflectance when the incident angle ⁇ 2 of the metal roof of Comparative Example 3 was 60 degrees was about 0.28%.
  • the regular reflectance when the incident angle ⁇ 2 in the solar cell module of Example 1 was 60 degrees was about 0.21%.
  • Comparative Example 4 The solar cell module of Comparative Example 4 was the same as Example 1 except that the antiglare treatment was not performed. That is, in the solar cell module of Comparative Example 4, the surface treatment process was not performed.
  • Comparative Example 5 In the solar cell module of Comparative Example 5, the surface irregularities 6 were formed using white alumina whose abrasive grains were larger than in Example 1. Other than that was the same as Example 1.
  • the reflectance was measured using the same device as described above.
  • the measurement conditions are that the incident light wavelength is 550 nm, the incident angle is fixed at 60 degrees, the position of the regular reflection angle 60 degrees with respect to the incident angle 60 degrees is the reference (0 degree), and the movement angle ⁇ 1 from this position is The range was ⁇ 40 degrees to 10 degrees.
  • the solar cell module of Example 1, the solar cell module of Comparative Example 4, and the solar cell module of Comparative Example 5 were each irradiated with light from the normal direction, and the surface was photographed with a camera. The measurement results are shown in FIGS.
  • the solar cell module of Comparative Example 4 that was not subjected to the anti-glare treatment showed a high reflectance in the vicinity of a movement angle of 0 degrees (detection angle (reflection angle) of 60 degrees).
  • the solar cell module of Comparative Example 4 had a low value in the range of ⁇ 5 degrees or less and 5 degrees or more. From this, it was found that in Comparative Example 4, the reflected light of the irradiated light is dominated by the specularly reflected light component and the scattered light component is small.
  • the solar cell module of Comparative Example 5 with rough surface unevenness showed a lower reflectance than Comparative Example 4 in the vicinity of a movement angle of 0 degrees (detection angle (reflection angle) of 60 degrees) due to the dispersion of light.
  • the reflectance was still about 1.5%.
  • Comparative Example 5 it was found that the reflected light of the irradiated light is dominated by the specularly reflected light component, but the scattered light component is also large.
  • the solar cell module of Example 1 showed a lower reflectance than the solar cell modules of Comparative Examples 4 and 5 in the vicinity of a movement angle of 0 degrees (detection angle (reflection angle) of 60 degrees). Moreover, the solar cell module of Example 1 was consistently low in reflectance at any angle, unlike the solar cell modules of Comparative Examples 4 and 5. Probably, in Example 1, the reflected light of the irradiated light is considered to be moderately dispersed into the specularly reflected light component and the scattered light component, resulting in a low reflectance at any detection angle (reflection angle). Conceivable.
  • the solar cell module of Example 1 did not generate an afterimage of light as shown in FIG. That is, no reflection of light occurred and no glare occurred. From this, it was found that the solar cell module of Example 1 exhibited a good anti-glare function.
  • Example 2 Of the prepared samples, a sample in which the roughness of the surface irregularities of the glass plate was in the range of 0.25 ⁇ m or more and 1.25 ⁇ m or less was taken as Example 2.
  • Comparative Example 6 a sample having a surface roughness of the glass plate in the range of less than 0.25 ⁇ m was designated as Comparative Example 6.
  • Comparative Example 7 a sample in which the roughness of the surface irregularities of the glass plate was in the range exceeding 1.25 ⁇ m was designated as Comparative Example 7.
  • the arithmetic average roughness Sa is calculated using a laser microscope (Olympus Corporation Model OLS4000). did.
  • the laser wavelength at this time was 405 nm.
  • times specular glossiness according to JISZ8741 was measured with respect to these glass plates, and this was made into the reference value of direct reflection.
  • a gloss meter Nippon Denshoku Co., Ltd. Model PG-II was used as the instrument used.
  • the solar cell module of Example 2 the solar cell module of Comparative Example 6, and the solar cell module of Comparative Example 7 were each irradiated with light from the normal direction to the concavo-convex surface 7 of the glass plate, and the surface was irradiated with a camera. I took a picture.
  • the 60 ° specular glossiness decreased. That is, it was found that as the arithmetic average roughness of the glass plate increases, the amount of light directly reflected by incident light at an incident angle of 60 degrees decreases. Moreover, in the solar cell module of the comparative example 6 whose surface roughness is less than 0.25 ⁇ m, the irradiated light was reflected as shown in FIG. 12A, and the light was clearly reflected on the glass plate. Therefore, the uneven surface was dazzling. In the solar cell module of Example 2 having a surface roughness of 0.25 ⁇ m or more and 1.25 ⁇ m or less, the irradiated light was hardly reflected as shown in FIG.
  • the range of Comparative Example 7 includes a range that is reflected even if the 60-degree specular gloss is small. From this, it was found that the range in which the reflection of light does not occur is not uniquely specified only by the roughness of the surface unevenness or the 60 degree specular gloss.
  • Measurement of maximum reflectance Rmax, peak half width H, reflectance R60 (incident angle 60 degrees / detection angle (reflection angle) 60 degrees), and reflectance R45 (incident angle 60 degrees / detection angle (reflection angle) 45 degrees) Used a variable angle photometer manufactured by JASCO Corporation (consisting of an ultraviolet-visible-near-infrared spectrophotometer V-670 and an automatic absolute reflectance measurement unit ARMN-735). Measurement conditions were such that the incident light wavelength was 550 nm, the incident angle was fixed at 60 degrees, and the movement angle was in the range of ⁇ 40 degrees to 10 degrees (detection angle (reflection angle) 20 degrees to 70 degrees). The above measurement results are shown in Table 1 and FIGS. 13, 14, 15, and 16, respectively.
  • the solar cell module of Comparative Example 6 having a surface roughness of less than 0.25 ⁇ m is near a movement angle of 0 degree (detection angle (reflection angle) of 60 degrees) as shown in FIG. 13.
  • High reflectivity was shown.
  • the solar cell module of Comparative Example 7 having a surface roughness exceeding 1.25 ⁇ m exhibits a lower reflectance than the solar cell module of Comparative Example 6 in the vicinity of a movement angle of 0 degrees (detection angle (reflection angle) of 60 degrees).
  • the reflectance was higher than that of the solar cell module of Comparative Example 6.
  • the scattered light component of the reflected light was larger in the solar cell module of Comparative Example 7 than in the solar cell module of Comparative Example 6.
  • the solar cell modules of Examples 2-1 and 2-2 show lower reflectivities than the solar cell modules of Comparative Examples 6 and 7 near a movement angle of 0 degrees (detection angle (reflection angle) of 60 degrees). It was. Further, the solar cell modules of Examples 2-1 and 2-2, unlike the solar cell modules of Comparative Examples 6 and 7, consistently had low reflectance at any angle. That is, in the solar cell modules of Examples 2-1 and 2-2, both the regular reflection component and the scattered light component of the reflected light were suppressed to be small.
  • Examples 2-1 and 2-2 surrounded by a solid line in FIG. 14 with low glossiness and small maximum reflectance, and Reference Examples 1-1 and 1-2. was found to be less likely to reflect.
  • Examples 2-1 and 2-2 and Reference Examples 1-1 and 1-2 surrounded by the solid line in FIG. 15 have a large peak half-width and a small maximum reflectance. It turned out that reflection was hard to occur.
  • Examples 2-1 and 2-2 and Reference Examples 1-1 and 1-2 surrounded by a solid line in FIG. 16 have a low glossiness and a large peak half width. It was found that it was difficult for
  • BGI Blunt Daylight Glare Index
  • JIS Z 9125 the solar cell module of Example 1 that was subjected to antiglare treatment
  • the solar cell module of Comparative Example 4 that was not subjected to antiglare treatment.
  • solar cell modules are installed on the respective wall surfaces, and the luminance distribution and average luminance of the solar cell modules by reflection of sunlight from each direction are measured with a luminance distribution meter (Eye Systems Co., Ltd., Eye).
  • FIG. 19 and 20 show the measurement results of the solar cell modules of Comparative Example 4 and Example 1 at 4 pm.
  • the brightness was clearly increased due to the reflection of sunlight from the captured image of the CCD camera.
  • the luminance exceeded the detection limit of the luminance distribution meter, and BGI could not be calculated.
  • the solar cell module of Example 1 As shown in FIG. 20A, there was a place where the brightness was high due to the reflection of sunlight from the image captured by the CCD camera, the range was small, and the brightness The shade was also small. 19 (b), 19 (c) representing the luminance of the white line portion in FIG. 19 (a), and FIGS. 20 (b) and 20 (c) representing the luminance of the white line portion in FIG. 20 (a). As can be seen from the graph, the solar cell module of Example 1 was found to have lower brightness than the solar cell module of Comparative Example 4.

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Abstract

　ガラス板の表面での反射及び光の映り込みを同時に抑え、従来の太陽電池モジュールに比べて高い防眩機能を備えた太陽電池モジュールを提供する。　表面が巨視的に平面であるガラス板と、光電変換素子を備え、光がガラス板を透過して光電変換素子に入射し、光が光電変換素子で電気に変換されるものであり、ガラス板は、入射側の面に表面凹凸が形成されており、太陽電池モジュールの入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が６．５パーセント以下であって、かつ、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．８パーセント以下である構成とする。

Description

太陽電池モジュール
　本発明は、防眩機能を備えた太陽電池モジュールに関する。
　近年、環境負荷の低いエネルギー源として太陽電池モジュールが注目されている。
　この太陽電池モジュールは、光エネルギーを電気エネルギーに変換可能な光電変換装置である。
　太陽電池モジュールは、透明電極層と、裏面電極層と、当該２つの電極層に挟まれた半導体接合等からなる光電変換層を有した光電変換素子を備えている。そして、この太陽電池モジュールは、光電変換層に光を照射することにより発生するキャリア（電子及び正孔）を電極層により収集して外部回路に取り出すことが可能となっている。
　この太陽電池モジュールには、大別するといわゆる結晶太陽電池モジュールと、薄膜太陽電池モジュールとがある。
　この結晶太陽電池モジュールは、上記した複数の光電変換素子が配線で接続され、これをガラス板（いわゆるカバーガラス）、充填剤、及びフィルムやガラス板等の裏面保護部材を用いて、封止されている。そして、この結晶太陽電池モジュールは、ガラス板側から太陽光を入射し、各光電変換素子で発電を行うことができる。
　一方、薄膜太陽電池モジュールは、ガラス板上で上記した光電変換素子が形成され、充填剤、及びフィルムやガラス板等の裏面保護部材を用いて封止されている。すなわち、薄膜太陽電池モジュールでは、ガラス板が封止だけではなく、光電変換素子を支持する支持基板としても使用されている。そして、この薄膜太陽電池モジュールも、結晶太陽電池モジュールと同様、ガラス板側から太陽光を入射し、光電変換素子で発電を行うことができる。
　このように一般的な太陽電池モジュールは、いずれの太陽電池モジュールでも、ガラス板から光を入射して発電を行う構造となっている。
　ところで、上記した太陽電池モジュールは、一般住宅や工場等の建物の屋根又は壁面に設置されることが多い。
　上記したいずれの太陽電池モジュールでも、太陽光がガラス板側から入射する構造を取る。そのため、太陽電池モジュールの最表面を構成するガラス板が鏡面である場合、当該ガラス板が鏡の役割を果たして太陽光を反射することがある。そのため、従来の太陽電池モジュールでは、この反射による「眩しさ」や「ぎらつき」などが近隣の住民や通行人から指摘されるという課題があった。
　そこで、特許文献１では、ガラス板の表面に表面凹凸を形成して防眩処理が施された太陽電池が開示されている。この特許文献１の太陽電池では、カバーガラスの光沢度を５以上４０以下にし、さらに十点平均粗さを５０μｍ以上３００μｍ以下と規定することによって、防眩機能を保持させている。
特開２００１－３５８３４６号公報
　一般的に、防眩処理は、最大反射率や光沢度の数値を一つ決めるだけでは、最適な防眩機能を付加できないことが知られている。すなわち、防眩機能の存否は、複数の要素が複合的に絡み合って決まるとされている。
　例えば、特許文献１では、カバーガラスの光沢度を５以上４０以下としている。しかしながら、光沢度は主に直接反射による光沢を表しているので、光沢度がたとえこのような範囲を取ったとしても、散乱光等による「眩しさ」を制御できるとは限らない。
　また、光沢度がこの範囲であっても、光の照射部位の起伏によって、光の照射部位での反射の仕方が異なる。すなわち、光の照射部位の表面凹凸によって光が散乱するので、正反射光の反射率が必ずしも最大値を取るとは限らず、その周囲の散乱光の反射率が最大値を取ることもある。そのため、単に正反射光の光量を抑えても、散乱光によってガラス板の表面に太陽光が残像として映り込んでしまい、防眩機能を得られない場合がある。
　本発明者は、上記のことを念頭に特許文献１に基づいて、表面凹凸を形成し、各パラメータを検討した。その結果、特許文献１と同様の程度まで光沢度を小さくすると、通常のガラス板に比べて直接反射を抑制でき、「眩しさ」や「ぎらつき」を抑える防眩機能をある程度まで発揮できることがわかった。
　しかしながら、その一方で、特許文献１のようにガラス板の表面粗さが大きい範囲では、ある程度以下の光沢度にできないことがわかった。ガラス板の表面粗さを大きくすると、光の反射光における散乱光成分が大きくなるので、光の映りこみによる眩しさを抑えることができなかった。
　このように、特許文献１の太陽電池と同様の表面粗さでは、従来の太陽電池に比べて直接反射による「眩しさ」を抑えられるものの、散乱光により、ガラスの表面に光が残像として映り込むことがあった。この光の映り込みが発生すると、「眩しさ」や「ぎらつき」が完全に解消されず、通行人等に不快感を与えるおそれが未だ残っていることがわかった。
　そこで、上記した問題に鑑み、ガラス板の表面での反射及び光の映り込みを同時に抑え、従来の太陽電池モジュールに比べて高い防眩機能を備えた太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
　上記した課題に鑑み、本発明者は、散乱光成分を抑制するために、特許文献１に比べて表面粗さの小さい表面凹凸を形成し、防眩に関する様々なパラメータについて検討した。その結果、主に２つのパラメータが太陽電池モジュールの防眩効果と深く結びついていることを導き出した。
　上記の検討により導き出された本発明の一つの様相は、表面が巨視的に平面であるガラス板と、光電変換素子を備え、光が前記ガラス板を透過して光電変換素子に入射し、前記光が前記光電変換素子で電気に変換される太陽電池モジュールにおいて、前記ガラス板は、入射側の面に表面凹凸が形成されており、前記太陽電池モジュールの入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が６．５パーセント以下であって、かつ、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．８パーセント以下である太陽電池モジュールである。
　ここでいう「最大反射率」とは、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射し、受光側の法線に対する検出角度（反射角度）を変化させたときに、ある検出角度で最大となる反射率の値である。
　本様相の太陽電池モジュールは、（１）ガラス板の入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が６．５パーセント以下であることと、（２）ガラス板の入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．８パーセント以下であること、の少なくとも２つの構成を同時に備えている。
　これらの構成を同時に充足することによって、ガラス板の表面での光（太陽光）の反射を抑えつつ、映り込みも抑えることができ、従来の太陽電池モジュールに比べて、より高い防眩機能を備えることができる。
　仮に、ガラス板の入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が６．５パーセント超過である場合や、ガラス板の入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．８パーセント超過である場合には、直接反射を抑えることが可能だとしても、正反射光や散乱光による映り込みにより「眩しさ」が生じてしまったり、正反射光や散乱光による映り込みを防止できても、直接反射による「眩しさ」が生じてしまったりしてしまう。そのため、このような場合、十分な防眩機能を確保できないおそれがある。
　好ましい様相は、前記入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が４．１パーセント以下であることである。
　好ましい様相は、前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．４５パーセント以下であることである。
　好ましい様相は、前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度６０度の反射率をＲ６０とし、前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度４５度の反射率をＲ４５としたときに、Ｒ６０／Ｒ４５が２．７以下であることである。
　本様相の太陽電池モジュールは、少なくとも上記した構成（１），（２）に加えて、さらに（３）Ｒ６０／Ｒ４５が２．７以下である構成を備えている。すなわち、反射光の散乱光成分が正反射成分と近い値をとるため、まんべんなく光が分散し、防眩効果が高い。
　より好ましい様相は、前記Ｒ６０／Ｒ４５が２．０以下であることである。
　好ましい様相は、前記ガラス板の入射側の面の算術平均粗さは、０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下であることである。
　この範囲であれば、「眩しさ」や「ぎらつき」などをより防止することができる。
　ガラス板の算術平均粗さが０．２５μｍ未満の場合、凹凸の高低差が小さすぎて、反射を抑制できない場合がある。すなわち、光の分散効果が十分に発揮せず、正反射光の成分が大きくなりすぎてしまう場合がある。
　また、ガラス板の算術平均粗さが１．２５μｍ超過の場合、凹凸の高低差が大きすぎて、凹凸の凸部や凹部の側面で光が乱反射してしまい、散乱光成分が大きくなりすぎてしまう。そのため、光の映りこみが生じ、「眩しさ」や「ぎらつき」などが生じるおそれがある。
　より好ましい様相は、前記ガラス板の入射側の面の算術平均粗さは、０．４μｍ以上０．９μｍ以下であって、かつ、その標準偏差が０．０１５～０．０２であることである。
　本様相によれば、概ね近い粗さの凹凸が形成されているため、一様な防眩効果が得られやすい。
　好ましい様相は、前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの各反射角度に対する反射率をグラフ化したときに、その最大ピークの半値幅が２２度以上であることである。
　ここでいう「半値幅」とは、Ｘ－Ｙ平面上の所定の波形におけるピークトップのピーク高さΔＹ（最大点と最小点の差）の１／２の値を持つ点における幅ΔＸ（反射角度の幅）を表す。
　本様相によれば、少なくとも最大反射率が０．８パーセント以下であって、最大ピークの半値幅が２２度以上であり、高さが低くブロードなピークを取る。
　この範囲であれば、どの角度から太陽電池モジュールの入射面であるガラス板を見ても、太陽光の反射及び映り込みを抑制することができ、高い防眩効果を発揮することができる。
　最大ピークの半値幅が２２度未満である場合、シャープなピークをとるので、入射面を見る角度によって、「眩しさ」や「ぎらつき」などが生じたりするおそれがある。
　より好ましい様相は、前記最大ピークの半値幅が２９度以上であることである。
　好ましい様相は、前記ガラス板は、光電変換素子を支持するものであり、前記光電変換素子は、２つの電極層と、当該２つの電極層の間に光電変換層が挟まれており、前記２つの電極層のうち、前記ガラス板側の電極層が透明導電膜であることである。
　好ましい様相は、前記ガラス板の入射側の面の表面に反射防止膜が設けられており、前記反射防止膜の波長６００ｎｍの光に対する屈折率は、１より大きく前記ガラス板の屈折率以下であることである。
　本様相によれば、ガラス板を通過して光電変換素子に入射した光がガラス板側から逃げにくく、光電変換素子側に光を留めやすい。そのため、光電変換効率が高い太陽電池モジュールとなる。
　本発明の一つの様相は、表面が巨視的に平面であるガラス板と、光電変換素子を備え、光が前記ガラス板を透過して光電変換素子に入射し、前記光が前記光電変換素子で電気に変換される太陽電池モジュールにおいて、前記ガラス板は、入射側の面に表面凹凸が形成されており、前記ガラス板の算術平均粗さは、０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下であり、前記太陽電池モジュールの入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が４．１パーセント以下であって、かつ、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．４５パーセント以下であり、さらに前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度６０度の反射率をＲ６０とし、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度４５度の反射率をＲ４５としたときに、Ｒ６０／Ｒ４５が２．０以下である太陽電池モジュールである。
　本様相によれば、高い防眩機能を発揮する太陽電池モジュールとなる。
　本発明の太陽電池モジュールによれば、高い防眩機能を備えることができる。
本発明の第１実施形態の太陽電池モジュールの設置状態を模式的に表す斜視図である。 図１の太陽電池モジュールを模式的に示した断面図である。 第１実施形態の太陽電池モジュールの製造工程を表す説明図であり、（ａ）は透明電極層を分割したときの断面図であり、（ｂ）は光電変換層を分割したときの断面図であり、（ｃ）は光電変換層及び裏面電極層を区画したときの断面図である。 第１実施形態の太陽電池モジュールの製造工程を表す説明図であり、（ａ）は光電変換素子形成工程終了後の基板の断面図であり、（ｂ）は第１凹凸加工工程終了後の基板の断面図であり、（ｃ）は第２凹凸加工工程終了後の基板の断面図であり、（ｄ）は反射防止膜形成工程後の基板の断面図である。 入射角度を一定とし、検出角度を可変する場合の反射率の測定方法の概要を表す説明図である。 本発明の第１実施形態の太陽電池モジュールの検出角度に対する反射率の一例を表す説明図である。 入射角度と検出角度を等しくした場合の反射率の測定方法の概要を表す説明図である。 比較例１～３の瓦及び実施例１の太陽電池モジュールの各入射角度に対する正反射光の反射率を示すグラフである。 比較例４，５及び実施例１の太陽電池モジュールのガラス基板の凹凸面に対して入射角度６０度で光を照射したときの各移動角度における光の反射率を示すグラフである。 図９に示される比較例４，５及び実施例１の太陽電池モジュールに光を照射した状態を観察した写真であり、（ａ）は比較例４の太陽電池モジュールを表し、（ｂ）は比較例５の太陽電池モジュールを表し、（ｃ）は実施例１の太陽電池モジュールを表す。 太陽電池モジュールのガラス基板の凹凸面に対して入射角度６０度で光を照射したときの表面粗さに対する光沢度を表すグラフであり、比較例６と実施例２の境界及び実施例２と比較例７の境界をそれぞれ破線で区切っている。 図１１に示される比較例６，７及び実施例２の太陽電池モジュールに光を照射した状態を観察した写真であり、（ａ）は比較例６の太陽電池モジュールを表し、（ｂ）は実施例２の太陽電池モジュールを表し、（ｃ）は比較例７の太陽電池モジュールを表す。 比較例６，７及び実施例２－１，２－２の太陽電池モジュールの入射角度６０度で光を照射したときの各移動角度における光の反射率を示すグラフである。 比較例６，７及び実施例２－１，２－２の太陽電池モジュール並びに参考例１－１，１－２の瓦における光沢度と最大反射率の関係を表す説明図であり、映り込みが発生しないものを線で囲んでいる。 比較例６，７及び実施例２－１，２－２の太陽電池モジュール並びに参考例１－１，１－２の瓦における最大反射率とピーク半値幅の関係を表す説明図であり、映り込みが発生しないものを線で囲んでいる。 比較例６，７及び実施例２－１，２－２の太陽電池モジュール並びに参考例１－１，１－２の瓦における光沢度とピーク半値幅の関係を表す説明図であり、映り込みが発生しないものを線で囲んでいる。 実施例１及び比較例４の太陽電池モジュールにおいて、眩しさを評価する際の状況を表す斜視図である。 実施例１及び比較例４の太陽電池モジュールにおいて、眩しさを評価する際の状況を表す側面図である。 比較例４の太陽電池モジュールの眩しさ評価の一例であり、（ａ）は比較例４の太陽電池モジュールの表面の撮影図であり、（ｂ）は（ａ）の白線で表した測定点の各位置における輝度を表すグラフであり、（ｃ）は（ｂ）のスケールを拡大したグラフである。 実施例１の太陽電池モジュールの眩しさ評価の一例であり、（ａ）は実施例１の太陽電池モジュールの表面の撮影図であり、（ｂ）は（ａ）の白線で表した測定点の各位置における輝度を表すグラフであり、（ｃ）は（ｂ）のスケールを拡大したグラフである。
　以下、本発明の実施形態について詳細に説明する。
　なお、以下の説明において、特に断りがない限り、太陽電池モジュール１の上下の位置関係は、図１の姿勢を基準に説明する。
　第１実施形態の太陽電池モジュール１は、図１のように、オフィスビル等の建物の壁面に設置される壁面設置型の太陽電池モジュールである。すなわち、太陽電池モジュール１は、建物の壁５０に取り付けられ、建物の外壁面の一部を形成する壁面形成部材である。
　太陽電池モジュール１は、図２に示されるように、ガラス基板２（ガラス板）を支持基板とする薄膜太陽電池モジュールである。太陽電池モジュール１は、複数の薄膜で形成された光電変換素子３がガラス基板２と封止部材５との間に挟まれたものである。そして、太陽電池モジュール１は、複数の光電変換素子３の小片が直列及び／又は並列接続されてモジュール化されたものである。
　太陽電池モジュール１は、図２に示されるように、光入射側から、ガラス基板２、光電変換素子３、封止部材５の順に積層されている。
　本実施形態の太陽電池モジュール１は、ガラス基板２の表面に防眩処理が施されており、ガラス基板２の表面形状等に特徴の一つを有している。
　ガラス基板２は、面状に広がりをもったガラス製の板体であり、発電に電気的に寄与しない透光性の絶縁基板である。
　ガラス基板２は、透光性を有するガラス板であれば特に限定されないが、太陽電池モジュールの吸収波長の範囲において、透過率が高くかつ安価である観点から、白板ガラスが好ましい。
　本実施形態のガラス基板２は、白板ガラスを採用している。
　また、ガラス基板２は、少なくとも片側の主面に防眩処理がされたものである。すなわち、ガラス基板２は、巨視的にみたときに平面であるが、図２の拡大図のように、微視的にみたときに一方の主面に表面凹凸６が形成されている。
　ガラス基板２の表面凹凸６を備えた主面（以下、凹凸面７ともいう）の算術平均粗さは、光の正反射を抑制する観点から、０．２５μｍ以上であることが好ましく、０．４μｍ以上であることがより好ましい。
　ガラス基板２の凹凸面７の算術平均粗さは、光を分散させて散乱光の光量を抑制する観点から１．２５μｍ以下であることが好ましく、０．９μｍ以下であることがより好ましい。
　本実施形態のガラス基板２の凹凸面７の算術平均粗さは、０．４μｍ以上０．９μｍ以下となっており、光をより散乱させることができ、正反射光、散乱光の双方の光量を低減することができる。そのため、太陽光が正反射することによる眩しさや太陽が映り込むことによる眩しさを抑制することができる。
　また、ガラス基板２の凹凸面７の表面凹凸６の粗さの標準偏差は、０．０１５～０．０２であることが好ましい。本実施形態のガラス基板２の凹凸面７の表面凹凸６の粗さの標準偏差は、０．０１７である。すなわち、凹凸面７の表面凹凸６は、概ね一様に分布している。
　一方、本実施形態のガラス基板２の内側主面（凹凸面７の反対面）は、巨視的にみると、平滑面である。
　ガラス基板２の平均厚みは、保護シート１１との剛性や設置環境等によって適宜設計されるが、３．０ｍｍ以上５．０ｍｍ以下であることが好ましい。この範囲であれば、太陽電池モジュール１を壁面として使用する際に十分な強度を持たせることができる。
　また、ガラス基板２の屈折率は、１．５０以上１．６０以下であることが好ましい。この範囲であれば、光が反射しにくく、光の大部分を光電変換素子３側へ透過させることができる。
　ガラス基板２の表面凹凸６の加工方法としては、サンドブラストを吹き付けたり、エッチング液に浸したり、微小粒子を散りばめたりすることで加工することが好ましい。その中でも後述するようにサンドブラストによって形成することがより好ましい。
　ガラス基板２の表面には、反射防止膜１７が形成されている。
　反射防止膜１７は、光の反射を抑制する膜であり、具体的には、屈折率が、空気の屈折率（約１）とガラス基板２の屈折率の間の値を持つ膜である。すなわち、反射防止膜１７は、波長６００ｎｍの光に対する屈折率が１より大きくガラス基板２の屈折率以下である。反射防止膜１７は、波長６００ｎｍの光に対する屈折率が１．３５～１．６０であることが好ましい。
　反射防止膜１７は、チタン酸化物及びシリコン酸化物からなる微粒子を含む物質により形成されていることが好ましい。すなわち、反射防止膜１７は、チタン酸化物の微粒子とシリコン酸化物の微粒子を含んでいる。
　光電変換素子３は、光エネルギーを電気エネルギーとして取り出す半導体素子であり、図２に示されるように、２つの電極層２０，２２に光電変換層２１が挟まれたものである。具体的には、光電変換素子３は、ガラス基板２側から透明電極層２０、光電変換層２１、裏面電極層２２の順に積層されている。
　透明電極層２０は、透明導電膜であり、透光性と導電性を有した層である。
　透明電極層２０の構成材料としては、透光性と導電性を有していれば、特に限定されるものではなく、例えば、インジウム錫酸化物（ＩＴＯ）、インジウム亜鉛酸化物（ＩＺＯ）、酸化錫（ＳｎＯ2）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の透明導電性酸化物で形成されている。
　なお、透明電極層２０は、上記した透明導電性酸化物にドーピング剤を添加したものであってもよい。
　光電変換層２１は、光エネルギーを電気エネルギーに変換する機能を備えた層であり、少なくともＰＩＮ構造又はＰＮ構造を有した半導体層である。
　光電変換層２１は、一又は複数の光電変換ユニットから形成されている。
　本実施形態の光電変換層２１は、図２の拡大図のように、主に結晶シリコン層から形成される結晶系光電変換ユニット２５と、主に非晶質シリコン層から形成される非晶質系光電変換ユニット２６が接続されたタンデム構造が採用されている。
　そして、光電変換層２１は、いずれの光電変換ユニット２５，２６もＰＩＮ接合を備えている。
　ここでいう「結晶」とは、非晶質以外のものを表す。すなわち、微結晶や多結晶等を含む概念である。
　光電変換層２１は、透明電極層２０側から順に非晶質系光電変換ユニット２６、結晶系光電変換ユニット２５が積層されている。
　結晶系光電変換ユニット２５は、図２の拡大図のように、透明電極層２０側（非晶質系光電変換ユニット２６側）から、ｐ型結晶シリコン系半導体層３０、ｉ型結晶シリコン系半導体層３１、及びｎ型結晶シリコン系半導体層３２がこの順に積層されて形成されている。
　非晶質系光電変換ユニット２６は、透明電極層２０側から、ｐ型非晶質シリコン系半導体層３５、ｉ型非晶質シリコン系半導体層３６、及びｎ型非晶質シリコン系半導体層３７がこの順に積層されて形成されている。
　裏面電極層２２は、金属薄膜、透明導電性酸化物薄膜、または両者の積層体によって形成されている。金属薄膜としては、例えば、アルミニウム、銅、モリブデン、又は銀等の薄膜が使用できる。透明導電性酸化物薄膜としては、例えば、酸化インジウム錫（ＩＴＯ）、酸化錫（ＳｎＯ2）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）などが使用できる。
　封止部材５は、多層構造となっており、裏面電極層２２側から順に封止シート１３、保護シート１１が積層されている。
　封止シート１３は、図２に示されるように、光電変換素子３を封止する部材であって、保護シート１１からの押圧力を緩和させる部材である。
　封止シート１３としては、例えば、ＥＶＡ（エチレン－酢酸ビニル共重合体）、ＰＶＢ、エチレン・不飽和カルボン酸共重合体のアイオノマー、熱可塑性エラストマー等のいずれか、又はそれらの混合物などが採用できる。
　保護シート１１は、太陽電池モジュール１の最外面を形成する部材であり、外部からの衝撃等から光電変換素子３を保護する部材である。
　保護シート１１としては、例えば、ＰＥＴ／アルミニウム／ＰＶＦ、ＰＥＴ／アルミニウム／ＰＥＴ等の積層フィルムやガラス板等が採用できる。
　続いて、第１実施形態の太陽電池モジュール１の製造方法について説明する。
　第１実施形態の太陽電池モジュール１は、主に２つの工程によって製造される。
　すなわち、太陽電池モジュール１は、光電変換素子形成工程と、表面処理工程を実施して製造される。
　光電変換素子形成工程では、概ね公知の太陽電池モジュールの製造工程と同一であるので、簡単に説明する。
　この光電変換素子形成工程では、まず、図３（ａ）に示されるように熱ＣＶＤ法によってガラス基板２の裏面（入光面と対向する位置にある面）側に透明電極層２０を製膜する。そして、必要に応じてレーザースクライブ装置によって、製膜した透明電極層２０を複数の小片に分割する透明電極分離溝４０を形成する（透明電極層形成工程）。
　続いて、この透明電極層２０を高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入し、透明電極層２０上にｐ型非晶質シリコン系半導体層３５、ｉ型非晶質シリコン系半導体層３６、ｎ型非晶質シリコン系半導体層３７等を順次積層し、非晶質系光電変換ユニット２６を形成する。
　その後、引き続きプラズマＣＶＤ装置を用いて、非晶質系光電変換ユニット２６上にｐ型結晶シリコン系半導体層３０、ｉ型結晶シリコン系半導体層３１、ｎ型結晶シリコン系半導体層３２等を順次積層して結晶系光電変換ユニット２５を形成し、光電変換層２１を形成する。そして、このようにして形成された光電変換層２１に対して、図３（ｂ）に示されるように、必要に応じてレーザースクライブ装置によって、光電変換層２１を複数の小片に分割する電極接続溝４１を形成する（光電変換層形成工程）。
　そして、この光電変換層２１の上に、図３（ｃ）に示されるように、スパッタ装置によって、裏面電極層２２を製膜し、必要に応じてレーザースクライブ装置によって、光電変換層２１及び裏面電極層２２を分割する裏面電極分離溝４２を形成する（裏面電極層形成工程）。
　このとき、上記した工程により形成された光電変換素子３は、透明電極分離溝４０及び裏面電極分離溝４２によって複数の光電変換セル４３に分割されており、隣接する光電変換セル４３，４３は、一方の光電変換セル４３の裏面電極層２２が電極接続溝４１内に進入して他方の光電変換セル４３の透明電極層２０と接することによって電気的に接続される。
　そして、上記した工程により形成された光電変換素子３を封止シート１３及び保護シート１１からなる封止部材５で封止し、光電変換素子形成工程が完了する。
　続いて、ガラス基板２の入光面に対して表面処理を実施する表面処理工程を実施する。
　表面処理工程は、主に、凹凸化工程と反射防止膜形成工程とに分けられる。
　凹凸化工程では、複数回の凹凸加工工程によってガラス基板２の入光面に表面凹凸６を形成する。
　本実施形態の凹凸化工程では、第１凹凸加工工程と第２凹凸加工工程によってガラス基板２の入光面に表面凹凸６を形成する。
　すなわち、図４（ａ），図４（ｂ）から読み取れるように、第１凹凸加工工程にてガラス基板２の表面に研磨材でブラスト加工を施し、粗めの表面凹凸５５を形成する。
　そして、図４（ｂ），図４（ｃ）から読み取れるように、粗めの表面凹凸が形成されたガラス基板２に対して、第２凹凸加工工程にて第１凹凸加工工程で用いる研磨材よりも粒径の小さな砥粒の研磨材でブラスト加工を施して研磨し、表面凹凸５５を細かい表面凹凸５６にする。
　このとき、これらブラスト加工は、ともに研磨材を使用してサンドブラストを実施するものである。
　第１凹凸加工工程で用いる研磨材としては、ホワイトアルミナが好適に使用可能である。第１凹凸加工工程で用いる研磨材としては、表示番手で＃４０から＃６００の範囲内であることが好ましい。
　また第２凹凸加工工程で用いる研磨材としては、ホワイトアルミナが好適に使用可能である。第２凹凸加工工程で用いる研磨材としては、第１凹凸加工工程で用いる研磨材よりも大きな表示番手であって、かつ、表示番手で＃４００から＃３０００の範囲内であることが好ましい。
　以上が凹凸化工程である。
　続いて、凹凸化工程によって表面凹凸が形成された基板に対して、反射防止膜形成工程を実施する。
　この反射防止膜形成工程では、液体状の反射防止膜１７の原料をスプレー等によって凹凸面に塗布し、固化させて反射防止膜１７を形成する。
　本実施形態では、凹凸面にチタン酸化物及びシリコン酸化物からなる微粒子を含む水溶性チタンシリコンコーティング剤をスプレーで塗布し、風乾することで反射防止膜１７を形成する。
　この反射防止膜形成工程の完了をもって、太陽電池モジュール１の主な製造工程は終了する。
　続いて、上記の製造工程で得られた太陽電池モジュール１の物性について説明する。なお、ここで示す物性は、多数の実験を実施した結果から求められたものであり、エラーバーや経験則も考慮したものである。そのため、ここで示す物性は、後述する本発明の実施例の測定結果と若干数値が異なる部分もある。
　太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面は、ＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準じて、入射側の主面を形成するガラス基板２の凹凸面７の法線に対して６０度の角度から光を照射したときに、凹凸面７の６０度鏡面光沢度が６．５パーセント以下である。この凹凸面７の６０度鏡面光沢度は、より良好な防眩効果をもたらす観点から４．１パーセント以下であることが好ましい。
　また、本実施形態の太陽電池モジュール１のガラス基板２は、図５のような測定方法により測定された最大反射率等の値も特徴の一つを有している。
　まず、図５の測定方法について説明すると、光源７０を測定対象となるガラス基板２の凹凸面７に入射角度６０度で光が入射するように設置する。一方、光の反射側に受光素子を有する検出器７１を設置する。
　そして、光源７０から５５０ｎｍの波長の光を凹凸面７の法線Ｌに対して入射角度６０度で照射し、その状態で、検出器７１の受光素子の前記法線Ｌに対する検出角度（反射角度）を連続的に変化させて、各検出角度（各反射角度）での反射率を連続的に測定する。
　ここで、入射角度６０度に対する正反射角度６０度の位置を基準（０度）とし、この位置からの移動角度をθ１と表す。移動角度は、検出角度（反射角度）が６０度より小さくなる場合をマイナス（－θ１）、検出角度（反射角度）が６０度より大きくなる場合をプラス（＋θ１）とする。すなわち、移動角度θ１は、検出角度（反射角度）から６０度を引いた値となる。
　太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面は、上記の測定方法によって測定された凹凸面７の法線Ｌに対して６０度の角度で光を入射したときの各検出角度（反射角度）に対する反射率をグラフ化すると、模式的には図６のようになる。
　太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面は、図６に示される凹凸面７の法線Ｌに対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率Ｒｍａｘが０．８パーセント以下である。この最大反射率Ｒｍａｘは、より良好な防眩効果をもたらす観点から、０．６５パーセント以下であることが好ましく、０．４５パーセント以下であることがより好ましい。
　さらに、太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面は、正反射光及び散乱光の光量を抑制する観点から、最大反射率Ｒｍａｘが０．４０パーセント以下であることがさらに好ましく、０．３８パーセント以下であることが特に好ましい。
　太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面は、図６に示されるように、凹凸面７の法線Ｌに対して６０度の角度で光を入射したときの各検出角度（反射角度）に対する反射率をグラフ化したときに、その最大ピークの半値幅Ｈが２２度以上であることが好ましく、２９度以上であることがより好ましい。
　太陽電池モジュール１のガラス基板２側の主面での最大ピークの半値幅Ｈは、ガラス基板２を見たときに一様に反射を抑える観点から３０度以上であることがさらに好ましい。
　太陽電池モジュール１は、図６に示される凹凸面７の法線Ｌに対して６０度の角度で光を入射したときの法線Ｌに対して検出角度（反射角度）６０度の反射率をＲ６０とし、法線Ｌに対して検出角度（反射角度）４５度の反射率をＲ４５としたときにＲ６０／Ｒ４５が２．７以下であることが好ましく、２．０以下であることがより好ましく、Ｒ６０／Ｒ４５が１．５以下であることがさらに好ましい。
　また、Ｒ６０／Ｒ４５が１以上であることが好ましく、Ｒ６０／Ｒ４５が１．２以上であることがより好ましい。
　本実施形態の太陽電池モジュール１であれば、ガラス基板２に防眩処理が施されているため、太陽光がガラス基板２の表面で反射することによる眩しさやちらつきの発生を防止することができる。
　また、本実施形態の太陽電池モジュール１は壁面を形成するものである。
　従来の太陽電池モジュールをビル等の建物の下部壁面に設けた場合、ガラス基板が鏡面となっているため、通行人が太陽電池モジュールのガラス基板に映り込み、通行人に不快感を与えるおそれがある。
　一方、本実施形態の太陽電池モジュール１であれば、ガラス基板２に防眩処理が施されているため、光の直接反射によって、通行人が映り込んで不快感を与えることを防止できる。
　上記した実施形態では、ガラス基板２の片面のみに表面凹凸６を設けたが、本発明はこれに限定されるものではなく、両面に表面凹凸６を設けてもよい。
　また上記した実施形態では、ガラス基板２の光入射側の面に表面凹凸６を設けたが、本発明はこれに限定されるものではなく、光電変換素子３側の面に表面凹凸６を設けてもよい。
　上記した実施形態では、太陽電池モジュール１をオフィスビル等の建物の壁面の一部として使用したが、本発明はこれに限定されるものではなく、ベランダやバルコニー等の手すりの一部に使用してもよい。また、従来のように、建物の瓦等の屋根材の一部として使用したり、建物の屋根や地面等に設置したりしてもよい。
　上記した実施形態では、いわゆる薄膜型太陽電池モジュールについて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、他の太陽電池モジュールでもよい。例えば、結晶型太陽電池モジュールであってもよい。この場合、入光面にガラス（カバーガラス）を配する太陽電池モジュールであれば、本発明を好適に採用することができる。
　以下に、実施例をもって本発明をさらに具体的に説明するが、本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。
　本発明の具体的な実施例及び実施例に対する比較例の太陽電池モジュールの作製手順と、これらの評価結果を説明する。
　（実施例１）
　実施例１の太陽電池モジュール１は、次の光電変換素子形成工程と、表面処理工程によって形成した。
　光電変換素子形成工程では、熱ＣＶＤ法によってガラス基板２（白板ガラス）上に透明電極層２０（酸化錫）を製膜し、レーザースクライブ装置によって、製膜した透明電極層２０を複数の小片に分割した。
　続いて、この基板を高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入し、透明電極層２０上にｐ型非晶質シリコンカーバイド層、ｉ型非晶質シリコンバッファ層、ｉ型非晶質シリコン変換層、ｎ型シリコンオキサイド層を順次積層し、非晶質系光電変換ユニット２６を形成した。
　その後、非晶質系光電変換ユニット２６上にｐ型薄膜結晶質シリコン層、ｉ型結晶質シリコン変換層、ｎ型シリコンオキサイド層、ｎ型薄膜結晶質シリコン層を順次積層して結晶系光電変換ユニット２５を形成し、光電変換層２１を形成した。
　このようにして形成された光電変換層２１に対して、レーザースクライブ装置によって、光電変換層２１を複数の小片に分割した。
　そして、この光電変換層２１の上に、スパッタ装置によって、裏面電極層２２として、酸化亜鉛と銀の薄膜を順次製膜し、レーザースクライブ装置によって、製膜した裏面電極層２２を分割した。
　これらの工程により、実施例１の太陽電池モジュール１は、光電変換素子３が分割されて複数の小片が形成され、これらがそれぞれ相互に電気的に直列接続された状態とした。
　上記した工程により形成された光電変換素子３を封止シート１３及び保護シート１１で封止し、光電変換素子形成工程が完了する。
　このとき、封止シートとして、樹脂シートであるＥＶＡシートを使用し、保護シートとしてＰＥＴ／アルミニウム／ＰＶＦを用いた。
　続いて、表面処理工程を実施し、凹凸化工程及び反射防止膜形成工程を行った。
　凹凸化工程では、第１凹凸加工工程と第２凹凸加工工程ともにサンドブラスト加工を行い、その後、ガラス基板２の凹凸面を市水で洗浄した。
　そして、反射防止膜形成工程では、チタン酸化物及びシリコン酸化物からなる微粒子を含む水溶性チタンシリコンコーティング剤をスプレーで塗布し、風乾することで反射防止膜１７を形成した。この反射防止膜形成工程では、親水処理剤等を利用した親水処理を実施しなかった。
　このようにして表面凹凸６が形成された太陽電池モジュールを実施例１とした。
　（比較例１）
　比較例１として、陶器瓦を用いた。
　（比較例２）
　比較例２として、化粧スレート瓦を用いた。
　（比較例３）
　比較例３として、金属瓦を用いた。
　実施例１の太陽電池モジュール、比較例１の陶器瓦、比較例２の化粧スレート、及び比較例３の金属瓦に対して、変角光度計の同期測定にて各入射角度に対する正反射率を測定した。正反射率の測定には、日本分光株式会社製の変角光度計（紫外可視近赤外分光光度計Ｖ－６７０及び自動絶対反射率測定ユニットＡＲＭＮ－７３５から構成）を使用した。また、測定条件は、入射光波長を５５０ｎｍとし、入射角度及び検出角度（反射角度）を３０度～７０度の範囲とした。
　この測定方法について詳説すると、図７に示されるように、光源７０と検出器９１をガラス基板２の凹凸面７の法線を基準に対称の位置に設置する。すなわち、光源７０から光軸Ｘ１の角度（入射角度θ２）と検出器９１の光軸Ｘ２の角度（検出角度（反射角度）θ３）が同一角度になるように設置する。
　そして、光源７０から５５０ｎｍの波長の光を凹凸面７に照射し、光源７０の光軸Ｘ１の角度θ２と検出器９１の光軸Ｘ２の角度θ３が常に同一となるように光源７０及び検出器９１の位置を連続的に変化させて、各法線に対する各入射角度での正反射率を連続的に測定する。以上の測定の結果を図８に示す。
　図８に示されるように、いずれの入射角度においても実施例１は、比較例１～３の瓦に比べて反射率が小さかった。すなわち、実施例１の太陽電池モジュールは、比較例１～３の瓦に比べて、どの角度から光が照射されても、正反射の光量が小さく、正反射光による眩しさが抑制されることがわかった。
　比較例１の陶器瓦における入射角度θ２が６０度のときの正反射率は、０．８％程度であった。比較例２の化粧スレート瓦における入射角度θ２が６０度のときの正反射率は、０．６％程度であった。比較例３の金属瓦における入射角度θ２が６０度のときの正反射率は、０．２８％程度であった。一方、実施例１の太陽電池モジュールにおける入射角度θ２が６０度のときの正反射率は、０．２１％程度であった。
　（残像と光学評価）
　残像と光学評価を行うために実施例１の太陽電池モジュールと以下の比較例４，５の太陽電池モジュールを作製し、評価を行った。
　（比較例４）
　比較例４の太陽電池モジュールでは、実施例１において、防眩処理を行わない点以外は同様とした。すなわち、比較例４の太陽電池モジュールでは、表面処理工程を行わなかった。
　（比較例５）
　比較例５の太陽電池モジュールでは、砥粒が実施例１よりも大きなホワイトアルミナを用いて表面凹凸６を形成した。それ以外は、実施例１と同様とした。
　実施例１の太陽電池モジュール、比較例４の太陽電池モジュール、比較例５の太陽電池モジュールのそれぞれに対して、上記と同様の機器によって反射率を測定した。また、測定条件は、入射光波長を５５０ｎｍとし、入射角度を６０度で固定し、入射角度６０度に対する正反射角度６０度の位置を基準（０度）とし、この位置からの移動角度θ１を－４０度～１０度の範囲とした。
　また、実施例１の太陽電池モジュール、比較例４の太陽電池モジュール、比較例５の太陽電池モジュールのそれぞれに法線方向から光を照射し、その表面をカメラで撮影した。
　測定結果を図９，図１０に示す。
　防眩処理を施さなかった比較例４の太陽電池モジュールは、図９に示されるように、移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において高い反射率を示した。また、比較例４の太陽電池モジュールは、－５度以下及び５度以上の範囲において低い値をとった。このことから、比較例４では、照射した光の反射光は正反射光成分が支配的であり、散乱光成分が小さいことがわかった。
　また、表面凹凸の粗い比較例５の太陽電池モジュールは、光が分散されて移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において、比較例４に比べて低い反射率を示したものの、未だに１．５パーセント程度の反射率を示した。比較例５では、照射した光の反射光は、正反射光成分が支配的であるが、散乱光成分も大きいことがわかった。
　一方、実施例１の太陽電池モジュールは、移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において、比較例４，５の太陽電池モジュールよりも低い反射率を示した。また、実施例１の太陽電池モジュールは、比較例４，５の太陽電池モジュールとは異なり、いずれの角度においても一貫して低い反射率となった。
　おそらく、実施例１では、照射した光の反射光は、正反射光成分と散乱光成分に適度に分散されると考えられ、どの検出角度（反射角度）でも反射率が低いという結果になったと考えられる。
　比較例４の太陽電池モジュールは、図１０（ａ）に示されるように、光が強く反射し、光の残像が強く残って光の映り込みが明確に生じた。すなわち、光入射面（ガラス板の凹凸面）を直視すると光が反射されて眩しく光っていた。
　また、比較例５の太陽電池モジュールは、図１０（ｂ）に示されるように、光の残像が残り、光の映り込みが生じた。すなわち、光入射面（ガラス板の凹凸面）を直視すると、正反射光の反射が比較例４に比べて抑えられているものの部分的に眩しく光っていた。
　一方、実施例１の太陽電池モジュールは、図１０（ｃ）に示されるように、光の残像も発生しなかった。すなわち、光の映りこみが発生せず、眩しさも発生しなかった。このことから、実施例１の太陽電池モジュールは、良好な防眩機能を発揮することがわかった。
　（表面凹凸の表面粗さ比較）
　表面凹凸と反射率との相関関係を導くために、実施例１の太陽電池モジュールの作製手順に従って、表面粗さが散らばるように、凹凸化工程で使用するホワイトアルミナの番手を変更していき、複数のサンプルを作製した。
　（実施例２）
　作製したサンプルの内、ガラス板の表面凹凸の粗さが０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下の範囲にあるサンプルを実施例２とした。
　（比較例６）
　作製したサンプルの内、ガラス板の表面凹凸の粗さが０．２５μｍ未満の範囲にあるサンプルを比較例６とした。
　（比較例７）
　作製したサンプルの内、ガラス板の表面凹凸の粗さが１．２５μｍ超過の範囲にあるサンプルを比較例７とした。
　実施例２の太陽電池モジュール、比較例６の太陽電池モジュール、比較例７の太陽電池モジュールのそれぞれに対して、レーザー顕微鏡（オリンパス株式会社製　型式ＯＬＳ４０００）を用いて、算術平均粗さＳａを算出した。このときのレーザー波長は、４０５ｎｍであった。
　また、これらのガラス板に対して、ＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度を測定し、これを直接反射の基準値とした。このとき、使用した機器は、光沢計（日本電色工業株式会社製　型式ＰＧ－II）を使用した。
　さらに実施例２の太陽電池モジュール、比較例６の太陽電池モジュール、比較例７の太陽電池モジュールのそれぞれにガラス板の凹凸面７に対して法線方向から光を照射し、その表面をカメラで撮影した。
　図１１に示されるように、ガラス板の算術平均粗さが大きくなるにつれて、６０度鏡面光沢度が小さくなった。すなわち、ガラス板の算術平均粗さが大きくなるにつれて、入射角度６０度で入射した光が直接反射する光量が小さくなることがわかった。
　また、表面粗さが０．２５μｍ未満である比較例６の太陽電池モジュールでは、図１２（ａ）のように照射した光が反射し、ガラス板上に明確に光が映り込んでいた。そのため、凹凸面が眩しく光っていた。
　表面粗さが０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下である実施例２の太陽電池モジュールでは、図１２（ｂ）のように照射した光がほとんど反射せず、ガラス板上に光が映り込まなかった。そのため、眩しさが生じなかった。
　表面粗さが１．２５μｍ超過である比較例７の太陽電池モジュールでは、実施例２の太陽電池モジュールよりも表面粗さが粗いにもかかわらず、図１２（ｃ）に示されるように、照射した光が若干反射し、ガラス板上にかすかに光が映り込んでいた。そのため、若干の眩しさが感じられた。
　以上のように、表面凹凸６が大きくなるにつれて６０度鏡面光沢度が小さくなるにもかかわらず、比較例７の範囲では、６０度鏡面光沢度が小さくても映り込む範囲が存在した。このことから、光の映り込みが生じない範囲は、表面凹凸の粗さだけや６０度鏡面光沢度だけでは、一義的に特定されないことが分かった。
　図１１の結果から、６０度鏡面光沢度が異なる４つのサンプルを取り出し、これらに対して、最大反射率Ｒｍａｘ、ピーク半値幅Ｈ、反射率Ｒ６０（入射角度６０度／検出角度（反射角度）６０度）、及び反射率Ｒ４５（入射角度６０度／検出角度（反射角度）４５度）を測定した。
　すなわち、実施例２から２サンプル（実施例２－１，実施例２－２）、比較例６から１サンプル、比較例７から１サンプルずつ抽出し、各測定を行った。また、参考例として６０度鏡面光沢度が異なる２つの陶器瓦（参考例１－１，参考例１－２）についても各測定を行った。
　最大反射率Ｒｍａｘ、ピーク半値幅Ｈ、反射率Ｒ６０（入射角度６０度／検出角度（反射角度）６０度）、及び反射率Ｒ４５（入射角度６０度／検出角度（反射角度）４５度）の測定は、日本分光株式会社製の変角光度計（紫外可視近赤外分光光度計Ｖ－６７０及び自動絶対反射率測定ユニットＡＲＭＮ－７３５から構成）を使用した。また、測定条件は、入射光波長を５５０ｎｍとし、入射角度を６０度で固定し、移動角度を－４０度～１０度（検出角度（反射角度）２０度～７０度）の範囲とした。
　以上の測定結果を表１及び図１３，図１４，図１５，図１６にそれぞれ示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　図１３に示されるように、表面粗さが０．２５μｍ未満の比較例６の太陽電池モジュールは、図１３に示されるように、移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において高い反射率を示した。
　表面粗さが１．２５μｍ超過の比較例７の太陽電池モジュールは、移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において、比較例６の太陽電池モジュールに比べて低い反射率を示したものの、－５度～－１０度の範囲では、比較例６の太陽電池モジュールに比べて高い反射率を示した。このことから、比較例６の太陽電池モジュールに比べて比較例７の太陽電池モジュールでは、反射光の散乱光成分が大きいことがわかった。
　一方、実施例２－１，２－２の太陽電池モジュールは、移動角度０度（検出角度（反射角度）６０度）近傍において、比較例６，７の太陽電池モジュールよりも低い反射率を示した。また、実施例２－１，２－２の太陽電池モジュールは、比較例６，７の太陽電池モジュールとは異なり、いずれの角度においても一貫して低い反射率となった。すなわち、実施例２－１，２－２の太陽電池モジュールでは、反射光の正反射成分及び散乱光成分の双方が小さく抑えられていた。
　また、表１及び図１３に示されるように、反射率の最大ピークの高さが小さくて、かつ、ピークの半値幅が大きいほど映り込みが生じにくいことがわかった。
　また、表１及び図１４に示されるように、光沢度が小さく、最大反射率が小さい図１４の実線で囲んだ実施例２－１、２－２、および参考例１－１、１－２は映り込みが生じにくいことがわかった。
　表１及び図１５に示されるように、ピーク半値幅が大きく、最大反射率が小さい図１５の実線で囲んだ実施例２－１、２－２、および参考例１－１、１－２は映り込みが生じにくいことがわかった。
　表１及び図１６に示されるように、光沢度が小さく、ピーク半値幅が大きい図１６の実線で囲んだ実施例２－１、２－２、および参考例１－１、１－２は映り込みが生じにくいことがわかった。
　以上より、映り込みが生じなかった実施例２－１，２－２及び参考例１－１，１－２の結果に鑑みると、少なくとも光沢度が６．５パーセント以下であって、かつ、最大反射率が０．８パーセント以下の条件を満たすことによって良好な防眩機能を付加できることが分かった。
　（眩しさ評価）
　防眩処理を施した実施例１の太陽電池モジュールと、防眩処理を施していない比較例４の太陽電池モジュールを用いて、ＪＩＳ　Ｚ　９１２５に準じて、ＢＧＩ（Ｂｒｉｔｉｓｈ　Ｄａｙｌｉｇｈｔ　Ｇｌａｒｅ　Ｉｎｄｅｘ）を測定した。
　具体的には、株式会社カネカのソーラーエネルギー技術センター（豊岡市，北緯３５．５度東経１３４．９度）の敷地にて、図１７，図１８から読み取れるように、東西の２方位に地面に対して直立した壁面を設置し、それぞれの壁面に太陽電池モジュールを設置し、各方位から太陽光の反射による太陽電池モジュールの輝度分布及び平均輝度を輝度分布計（株式会社アイシステム社製、Ｅｙｅ　Ｓｃａｌｅ　Ｏｎｅ）にて測定した。
　太陽電池モジュールでの太陽光の反射を理想的な面光源と仮定し、その立体角をπ〔ｓｒ〕とし、その位置指数Ｐを指線が光源を向いていたと仮定して１．５〔ｍ〕とした。
　また、太陽の位置を考慮して、東面側の太陽電池モジュールを午前９時及び午前１０時に測定し、西面側の太陽電池もモジュールを午後２時、午後３時、及び午後４時に測定した。各時間における太陽光の太陽電池モジュールの入射面への入射角度θ及び検知角度は、午前９時が４８．８度、午前１０時が６０．６１度、午後２時が５９．７２度、午後３時が４７．８６度、午後４時が３５．６９度とした。
　図１９，図２０に比較例４及び実施例１の太陽電池モジュールの午後４時における測定結果を示す。
　比較例４の太陽電池モジュールでは、図１９（ａ）に示されるように、ＣＣＤカメラの撮影画像から明らかに太陽光の反射により輝度が高くなっているところがあった。
　比較例４の太陽電池モジュールでは、東西の両方位において、いずれの輝度も輝度分布計の検出限界を超えており、ＢＧＩを算出できなかった。
　一方、実施例１の太陽電池モジュールでは、図２０（ａ）に示されるように、ＣＣＤカメラの撮影画像から太陽光の反射により輝度が高くなっているところがあったもの、その範囲は小さく、輝度も濃淡も小さくなっていた。
　また、図１９（ａ）の白線部分の輝度を表す図１９（ｂ），図１９（ｃ）、及び図２０（ａ）の白線部分の輝度を表す図２０（ｂ），図２０（ｃ）から読み取れるように、実施例１の太陽電池モジュールでは、比較例４の太陽電池モジュールに比べて輝度が小さいことがわかった。
　さらに、実施例１の太陽電池モジュールでは、東西の両方位において、いずれも輝度が輝度分布計の検出限界内に収まり、ＢＧＩが１８以下となった。すなわち、実施例１の太陽電池モジュールでは、グレアの程度が「Ｕｎａｃｃｅｐｔａｂｌｅ　ｂｕｔ　ｎｏｔ　ｕｎｃｏｍｆｏｒｔａｂｌｅ」とされる基準のＢＧＩ＝１９を下回っていた。
　このことから、実施例１の太陽電池モジュールでは、比較例４の太陽電池モジュールに比べて極めて防眩機能が付加されており、太陽光が反射しても、その反射光が気になり始める程度で不快と感じない程度であることがわかった。
　以上のように各種パラメータを制御することによって、極めて防眩機能が高く、壁面設置型の太陽電池モジュールとして好適な太陽電池モジュールが製造できることがわかった。
　　１　太陽電池モジュール
　　２　ガラス基板（ガラス板）
　　３　光電変換素子
　１７　反射防止膜
　２０　透明電極層（電極層）
　２２　裏面電極層（電極層）

Claims (12)

  1. 　表面が巨視的に平面であるガラス板と、光電変換素子を備え、光が前記ガラス板を透過して光電変換素子に入射し、前記光が前記光電変換素子で電気に変換される太陽電池モジュールにおいて、
    　前記ガラス板は、入射側の面に表面凹凸が形成されており、
    　前記太陽電池モジュールの入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が６．５パーセント以下であって、かつ、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．８パーセント以下であることを特徴とする太陽電池モジュール。
  2. 　前記入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が４．１パーセント以下であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．４５パーセント以下であることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度６０度の反射率をＲ６０とし、前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度４５度の反射率をＲ４５としたときに、Ｒ６０／Ｒ４５が２．７以下であることを特徴とする請求項１～３のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記Ｒ６０／Ｒ４５が２．０以下であることを特徴とする請求項４に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記ガラス板の入射側の面の算術平均粗さは、０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下であることを特徴とする請求項１～５のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記ガラス板の入射側の面の算術平均粗さは、０．４μｍ以上０．９μｍ以下であって、かつ、その標準偏差が０．０１５～０．０２であることであることを特徴とする請求項６に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの各反射角度に対する反射率をグラフ化したときに、その最大ピークの半値幅が２２度以上であることを特徴とする請求項１～７のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記最大ピークの半値幅が２９度以上であることを特徴とする請求項８に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　前記ガラス板は、光電変換素子を支持するものであり、
    　前記光電変換素子は、２つの電極層と、当該２つの電極層の間に光電変換層が挟まれており、
    　前記２つの電極層のうち、前記ガラス板側の電極層が透明導電膜であることを特徴とする請求項１～９のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
  11. 　前記ガラス板の入射側の面の表面に反射防止膜が設けられており、
    　前記反射防止膜の波長６００ｎｍの光に対する屈折率は、１より大きく前記ガラス板の屈折率以下であることを特徴とする請求項１～１０のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
  12. 　表面が巨視的に平面であるガラス板と、光電変換素子を備え、光が前記ガラス板を透過して光電変換素子に入射し、前記光が前記光電変換素子で電気に変換される太陽電池モジュールにおいて、
    　前記ガラス板は、入射側の面に表面凹凸が形成されており、
    　前記ガラス板の算術平均粗さは、０．２５μｍ以上１．２５μｍ以下であり、
    　前記太陽電池モジュールの入射側の主面のＪＩＳ　Ｚ　８７４１に準ずる６０度鏡面光沢度が４．１パーセント以下であって、かつ、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの最大反射率が０．４５パーセント以下であり、
    　さらに前記入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度６０度の反射率をＲ６０とし、入射側の主面の法線に対して６０度の角度で光を入射したときの前記法線に対して反射角度４５度の反射率をＲ４５としたときに、Ｒ６０／Ｒ４５が２．０以下であることを特徴とする太陽電池モジュール。
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