WO2016143277A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2016143277A1
WO2016143277A1 PCT/JP2016/000966 JP2016000966W WO2016143277A1 WO 2016143277 A1 WO2016143277 A1 WO 2016143277A1 JP 2016000966 W JP2016000966 W JP 2016000966W WO 2016143277 A1 WO2016143277 A1 WO 2016143277A1
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WO
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solar cell
sealing member
light
silica particles
incident light
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/000966
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English (en)
French (fr)
Inventor
崇志 岡田
孝司 笹部
Original Assignee
パナソニックＩｐマネジメント株式会社
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Publication date
Application filed by パナソニックＩｐマネジメント株式会社 filed Critical パナソニックＩｐマネジメント株式会社
Priority to JP2017504600A priority Critical patent/JP6583698B2/ja
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    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/048—Encapsulation of modules
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/054—Optical elements directly associated or integrated with the PV cell, e.g. light-reflecting means or light-concentrating means
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/52—PV systems with concentrators

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module, and more particularly to a solar cell module capable of receiving light on both sides.
  • single-sided light receiving solar cells are installed with the light receiving surface facing south.
  • the average amount of solar radiation throughout the year has a distribution with a peak near noon.
  • a double-sided light receiving type solar cell is installed with the light receiving surface oriented vertically to the ground plane and the light receiving surface displaced from the north-south direction (for example, Patent Document 1) reference).
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and an object thereof is to provide a technique for improving power generation efficiency.
  • the solar cell module concerning one mode of the present invention can enter light on both sides, and the solar cell by which an electrode was arranged on both sides, and one side of a solar cell.
  • Incident light scattering particles are dispersedly contained in the first sealing member and the second sealing member.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a state in which the solar cell module according to Embodiment 1 is installed.
  • FIG. 2A is a cross-sectional view showing a configuration of a solar cell module of a comparative example.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view showing the configuration of the solar cell module according to Embodiment 1.
  • FIG. 3 is a view showing the relationship between the particle number density and the solar cell light absorption rate in the solar cell module according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • FIG. 4 is a view showing the relationship between the particle diameter of the silica particles and the number density of particles in the solar cell module according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a state in which the solar cell module according to Embodiment 1 is installed.
  • FIG. 2A is a cross-sectional view showing a configuration of a solar cell module of a comparative example.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view showing the configuration of
  • FIG. 5 is a view showing the relationship between the particle diameter of silica particles and the solar cell light absorptivity at the time of the optimum particle number density in the solar cell module according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • 6A is a view showing light scattered in the first sealing member and the second sealing member in the solar cell module according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • FIG. 6B is a view showing a relationship between incident light and transmitted light in the first sealing member and the second sealing member in the solar cell module according to Embodiment 1 shown in FIG. 2B.
  • FIG. 6C is incident on the first sealing member (when the silica particles are in a random arrangement) and the second sealing member (when the silica particles are in a random arrangement) in the solar cell module according to Embodiment 1 shown in FIG. 2B. It is a figure which shows the relationship between light and transmitted light.
  • FIG. 7 is a view showing a combination of weather to be considered for the solar cell module according to the second embodiment.
  • FIG. 8A is a diagram showing the characteristics of the solar cell module according to the second embodiment.
  • FIG. 8B is a diagram showing the characteristics of the solar cell module according to Embodiment 2.
  • Embodiment 1 relates to a solar cell module provided with a plurality of solar cells.
  • the solar battery module and the solar battery cell here are types that can receive light on both sides and generate electric power on both sides.
  • one side (hereinafter sometimes referred to as "front side”) of the solar cell module is directed to the east direction, and the other side (hereinafter sometimes referred to as "back side”) is directed to the west direction
  • the solar cell module is installed. Therefore, the average power generation amount on the front surface side of the solar battery cell is close to the average power generation amount on the back surface side of the solar battery cell.
  • “average” means an average amount in a period longer than a period from sunrise to sunset such as one year, one month, one day.
  • the solar battery cells it is necessary to allow the solar battery cells to take in the light incident between adjacent solar battery cells without transmitting the light.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a state in which the solar cell module 100 according to Embodiment 1 is installed. As illustrated, the solar cell module 100 is supported by two legs 102 and installed. As described above, the front surface of the solar cell module 100 faces in the east direction, and the back surface of the solar cell module 100 faces in the west direction. Note that the direction in which the surface is directed is not limited to true east, but may be shifted from here, and the direction in which the back surface is directed is not limited to true west, and may be shifted from here. That is, the front and back surfaces are directed to the direction in which the average difference in the amount of incident light under a condition where the change in the weather is small, which is the amount of incident light in the period where sunlight can enter from sunrise to sunset.
  • the solar cell module 100 is installed such that the average amount of incident light on the front surface is in the range of ⁇ 20% of the average amount of incident light on the back surface. Therefore, if the front side faces the south direction and the back side faces the north direction, it is excluded.
  • FIG. 2A is a cross-sectional view showing a configuration of a solar cell module 200 of a comparative example to be compared with the solar cell module 100 according to the first embodiment.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view showing the configuration of the solar cell module 100 according to Embodiment 1.
  • the solar cell module 200 of a comparative example is the 1st solar cell 210a collectively called the solar cell 210, the 2nd solar cell 210b, the 1st protection member 212, the 1st sealing member 214. , A second protection member 216, and a second sealing member 218.
  • the first protective member 212 side corresponds to the above-described front surface side
  • the second protective member 216 side corresponds to the above-described back surface side.
  • the first solar cell 210a includes a first front side electrode 240a and a first back side electrode 242a
  • the second solar cell 210b includes a second front side electrode 240b and a second back side electrode 242b.
  • first surface side electrode 240a and the second surface side electrode 240b are collectively referred to as a surface side electrode 240
  • first back side electrode 242a and the second back side electrode 242b are collectively referred to as a back side electrode 242.
  • the solar battery cell 210 absorbs incident light to generate photovoltaic power, and is formed of, for example, a semiconductor material such as crystalline silicon, gallium arsenide (GaAs) or indium phosphide (InP).
  • a semiconductor material such as crystalline silicon, gallium arsenide (GaAs) or indium phosphide (InP).
  • the structure of the solar battery cell 210 is not particularly limited, but here, as an example, it is assumed that crystalline silicon and amorphous silicon are stacked.
  • the solar battery cell 210 can inject light on both sides, and generates electric power on both sides. Therefore, the surface side electrode 240 is disposed on the surface side of the solar battery cell 210, and the back surface side electrode 242 is disposed on the back surface side of the solar battery cell 210.
  • the front side electrode 240 and the back side electrode 242 are, for example, finger electrodes.
  • the finger electrode is an electrode that collects power generated by light reception. Since the finger electrode is an electrode formed on the surface, the finger electrode is thinly formed so as not to block incident light. A plurality of finger electrodes are arranged at predetermined intervals on the surface so that the generated power can be efficiently collected.
  • bus bar electrodes (not shown) are also disposed on both sides of the solar battery cell 210.
  • the bus bar electrode is an electrode for connecting a plurality of finger electrodes to each other.
  • the bus bar electrodes are formed to be thin enough not to block incident light, and are formed to be thick to some extent so that the power collected from the plurality of finger electrodes can be efficiently flowed.
  • a plurality of bus bar electrodes are arranged on the surface so as to intersect with the plurality of finger electrodes. Furthermore, the bus bar electrodes provided in each of the adjacent solar cells 10 are connected by tab wires (not shown).
  • the first protective member 212 is disposed on one side of the solar battery cell 210. As described above, the side where the first protective member 212 is disposed is the front side, and is directed in the south direction. The first protective member 212 protects the solar battery cell 210 from the external environment and transmits light to be absorbed by the solar battery cell 210.
  • the solar battery cell 210 is, for example, a glass substrate. In addition to the glass substrate, the solar battery cell 210 may be polycarbonate, acryl, polyester, or fluorinated polyethylene.
  • the first sealing member 214 is disposed between the first protective member 212 and the solar battery cell 210.
  • the first sealing member 214 is a protective material that prevents the entry of moisture into the solar battery cell 210 and the like, and improves the strength of the entire solar battery module 200.
  • the first sealing member 214 is a transparent resin having transparency sufficient to transmit sunlight.
  • the first sealing member 214 is formed of, for example, a resin material such as ethylene vinyl acetate copolymer (EVA), polyvinyl butyral (PVB), polyimide, polyethylene, polypropylene, or polyethylene terephthalate (PET).
  • EVA ethylene vinyl acetate copolymer
  • PVB polyvinyl butyral
  • PET polyethylene terephthalate
  • the first sealing member 214 is assumed to be EVA.
  • the second protective member 216 is disposed on the other side of the solar battery cell 210. As described above, the second protective member 216 is disposed on the back side, and is directed in the north direction. The second protective member 216 is configured in the same manner as the first protective member 212. The second sealing member 218 is disposed between the second protection member 216 and the solar battery cell 210. The second sealing member 218 is configured the same as the first sealing member 214. As described above, in the solar battery cell 210, the first protective member 212, the first sealing member 214, the solar battery cell 210, the second sealing member 218, and the second protective member 216 are arranged in this order.
  • the first protective member side incident light 230 is light incident on the solar cell module 200 from the front surface side. A part of the first protective member side incident light 230 is taken into the solar battery cell 210. On the other hand, the first protective member side incident light 230 passing between the first solar battery cell 210a and the second solar battery cell 210b is emitted from the second protective member 216 to the outside and becomes transmitted light. On the other hand, the second protective member side incident light 232 is light incident on the solar cell module 200 from the back surface side. Here, the average amount of light of the second protective member side incident light 232 is equal to the average amount of light of the first protective member side incident light 230.
  • the integration amount of the first protection member side incident light 230 in a predetermined period is equal to the integration amount of the second protection member side incident light 232.
  • the predetermined period is a time zone in which there is a certain amount of light or more and a constant weather condition, for example, a time zone in which the sun is rising.
  • a part of the second protective member side incident light 232 is taken into the solar battery cell 210, and between the first solar battery cell 210a and the second solar battery cell 210b. The remainder of the passage goes out of the first protection member 212.
  • the solar battery cell 210 in order to enhance the power generation efficiency, it is necessary to reduce the amount of transmitted light. In order to reduce the amount of transmitted light, it is effective to reflect incident light at the sealing member.
  • the second sealing member 218 includes a reflection plate in order to suppress the transmission of the first protection member side incident light 230
  • the second protection member side incident light 232 becomes a solar cell by the reflection plate. It will be reflected before reaching the cell 210.
  • the light quantity of the second protective member side incident light 232 incident on the solar battery cell 210 is also reduced. From this, it is necessary to reduce the amount of transmitted light and to suppress the reduction of the amount of the first protective member side incident light 230 and the second protective member side incident light 232 which are incident to the solar battery cell 210.
  • the solar cell module 100 which concerns on this Embodiment is the 1st solar cell 10a collectively called the solar cell 10, the 2nd solar cell 10b, the 1st protection member 12, the 1st sealing.
  • the stop member 14, the second protection member 16, and the second sealing member 18 are included.
  • the first sealing member 14 also includes incident light scattering particles 20, and the second sealing member 18 includes incident light scattering particles 22.
  • the first solar battery cell 10a includes a first surface side electrode 40a and a first back surface side electrode 42a
  • the second solar battery cell 10b includes a second surface side electrode 40b and a second back surface side electrode 42b.
  • the first surface side electrode 40a and the second surface side electrode 40b are collectively referred to as a surface side electrode 40
  • the first back side electrode 42a and the second back side electrode 42b are collectively referred to as a back side electrode 42.
  • the solar battery cell 10 corresponds to the solar battery cell 210
  • the first protection member 12 corresponds to the first protection member 212
  • the first sealing member 14 corresponds to the first sealing member 214
  • the second The protection member 16 corresponds to the second protection member 216
  • the second sealing member 18 corresponds to the second sealing member 218.
  • the front side electrode 40 corresponds to the front side electrode 240
  • the back side electrode 42 corresponds to the back side electrode 242. Below, it demonstrates centering on the difference with FIG. 2A.
  • the first sealing member 14 is configured in the same manner as the first sealing member 214, but the incident light scattering particles 20 are dispersed and included in the inside.
  • the second sealing member 18 is configured in the same manner as the second sealing member 218, but the incident light scattering particles 22 are dispersed and contained in the inside.
  • “dispersion” corresponds to being uniformly included in the entire first sealing member 14 and the second sealing member 18, and it can be said that it is randomly included.
  • the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22 are, for example, silica particles.
  • the density of the incident light scattering particles 20 contained in the first sealing member 214 and the density of the incident light scattering particles 22 contained in the second sealing member 218 are equal. Therefore, the same sheet can be used for the first sealing member 214 and the second sealing member 218.
  • the first sealing member 14 and the second sealing member 18 transmit part of the incident light and, in addition to the incident light, Scatter some of the.
  • part of the first protective member side incident light 30 passes through the first sealing member 14 and the second sealing member 18 and exits from the second protective member 16
  • the other part of the first protective member side incident light 30 is scattered by the first sealing member 14 and the second sealing member 18 to become scattered light (reflected light) 36 and 82.
  • a part of the second protective member side incident light 32 passes through the first sealing member 14 and the second sealing member 18 and exits from the first protective member 12 to become a transmitted light 80,
  • the other part of the second protective member side incident light 32 is scattered by the first sealing member 14 and the second sealing member 18 and becomes scattered light (reflected light) 36 and 82. That is, in the configuration of FIG. 2A, the light between the first solar battery cell 210a and the second solar battery cell 210b can not be used for power generation, whereas in the configuration of FIG. 2B, the first solar battery cell
  • the light between the cell 10a and the second photovoltaic cell 10b can be used for power generation.
  • the particle diameter and the particle number density of the silica particles suitable for the configuration of FIG. 2B are derived by simulation calculation.
  • FIG. 3 is a view showing the relationship between the particle number density and the solar cell light absorption rate in the solar cell module 100 according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • the horizontal axis indicates particle number density N [pieces / mm 3], and the vertical axis indicates solar battery cell light absorptivity [%].
  • grain number density is the number of objects of the silica particle contained per cubic millimeter, and it can be said that it is a silica particle number density.
  • the thickness of the first protective member 12 is 3.2 mm
  • the thickness of the first sealing member 14 is 0.6 mm
  • the thickness of the solar battery cell 10 is 0.115 mm
  • the thickness of the second sealing member 18 The thickness is 0.6 mm
  • the thickness of the second protective member 16 is 3.2 mm.
  • the light scattering intensity distribution of the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22 included in the first sealing member 14 and the second sealing member 18 is Mie scattering.
  • the surface side electrode 40 and the back surface side electrode 42 which were provided in the both surfaces of the photovoltaic cell 10 are formed by silver. Further, it is assumed that the ratio of the light amount of the first protective member side incident light 30 to the second protective member side incident light 32 is “1: 1”.
  • the particle number density when the solar cell light absorptivity reaches a peak is defined as the optimum particle number density Nopt, which is the point at which the amount of power generation is maximum.
  • Nopt the number of silica particles
  • the solar cell light absorptance of is indicated as the solar cell light absorptivity threshold (dashed line 90).
  • the solar cell light absorptivity increases as the particle number density increases.
  • the particle number density is larger than the optimum particle number density N opt and the allowable particle number density N plus or less, the solar cell light absorptivity decreases, but compared to the case where silica particles are not mixed.
  • the solar cell light absorption rate is increasing.
  • the solar cell light absorptivity decreases as the particle number density increases. This corresponds to the deterioration of the power generation efficiency.
  • FIG. 4 is a view showing the relationship between the particle diameter of the silica particles and the particle number density in the solar cell module 100 according to the first embodiment shown in FIG. 2B.
  • the horizontal axis indicates the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles
  • the vertical axis indicates the particle number density N [pieces / mm 3 ].
  • the optimum particle number density line 60 shows the change of the optimum particle number density Nopt calculated as shown in FIG. 3 with respect to the particle diameter of the silica particles. If the particle diameter and particle number density of the silica particles are determined to coincide with the optimum particle number density line 60, the power generation efficiency is maximized.
  • the allowable particle number density line 92 shows a change of the allowable particle number density Nplus calculated as shown in FIG. 3 with respect to the particle diameter of the silica particles. If the particle diameter and particle number density of the silica particles are determined based on the allowable particle number density line 92, the power generation efficiency is improved.
  • the falling area 66 is an area where the solar cell light absorptivity drops due to the increase of the first protective member side incident light 30 and the second protective member side incident light 32 in the particle diameter d of the silica particles of 0.15 to 10 ⁇ m. It is. This is because a large amount of silica particles is contained, and it is difficult for the first protective member side incident light 30 and the second protective member side incident light 32 to reach the solar battery cell 10.
  • the solar cell light absorptivity is related to the increase of the first protective member side incident light 30 and the second protective member side incident light 32 at the particle diameter d of the silica particles of 0.15 to 10 ⁇ m. It is an area that rises without.
  • a relationship of log N ⁇ 2.1 ⁇ log d + 7.5 is established between the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles and the particle number density N [pieces / mm 3 ].
  • the silica particle diameter d [ ⁇ m] and the particle number density N [pieces / mm 3 ] have the relationship of log N ⁇ ⁇ 2.1 ⁇ log d + 7.5.
  • the particle size and particle number density of the particles should be determined.
  • the particle size d of the silica particle in that case is 0.15 [ ⁇ m] or more and 10 [ ⁇ m] or less.
  • FIG. 5 is a diagram showing the relationship between the particle diameter of silica particles and the solar cell light absorptivity at the time of the optimum particle number density in the solar cell module 100 according to Embodiment 1 shown in FIG. 2B.
  • the horizontal axis indicates the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles
  • the vertical axis indicates the solar cell light absorptivity [%]. If silica particles are not mixed in the first sealing member 14 and the second sealing member 18, the solar cell light absorptivity is 81.8%.
  • silica particles having a particle diameter d of 10 ⁇ m are mixed, the solar cell light absorptivity becomes 83.4%.
  • the incorporation of silica particles improves the solar cell light absorption by about 1.5%.
  • 6A is a view showing light scattered in the first sealing member 14 and in the second sealing member 18 in the solar cell module 100 according to the first embodiment shown in FIG. 2B, which is used in simulation calculation.
  • the configuration of the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22 included in the first sealing member 14 and the second sealing member 18 is shown. So far, it is assumed that the incident light scattering particle 20 and the silica particle which is the incident light scattering particle 22 are spherical.
  • the actual silica particles may have a spherical to distorted shape.
  • the simulation calculation utilizes Mie scattering in the silica particles
  • light scattered in the silica particles in the first sealing member 14 and the second sealing member 18 is shown in FIG. It is shown as an arrow of 6A.
  • the relationship between the light rays incident on the first sealing member 14 and the second sealing member 18 and the light rays emitted from the first sealing member 14 and the second sealing member 18 is shown as FIG. 6B.
  • FIG. 6B is a view showing a relationship between incident light and transmitted light in the first sealing member 14 and the second sealing member 18 in the solar cell module 100 according to Embodiment 1 shown in FIG. 2B.
  • arrows directed to the first sealing member 14 and the second sealing member 18 indicate light beams incident on the first sealing member 14 and the second sealing member 18.
  • arrows coming out of the first sealing member 14 and the second sealing member 18 indicate light beams emitted from the first sealing member 14 and the second sealing member 18.
  • FIG. 6C shows the relationship between the light rays incident on the first sealing member 14 and the second sealing member 18 and the light rays emitted from the first sealing member 14 and the second sealing member 18.
  • FIG. 6C shows the first sealing member 14 (when the silica particles are randomly arranged) and the second sealing member 18 (when the silica particles are randomly arranged) in the solar cell module 100 according to Embodiment 1 shown in FIG. 2B. It is a figure which shows the relationship of the incident light and transmitted light in. As shown, the relationship in FIG.
  • FIG. 6C is similar to that in FIG. 6B. That is, if the silica particles are arranged irregularly, even if the shape of the silica particles is not spherical, scattering behavior of light equivalent to that in which the spheres are arranged is shown. In the manufacturing process of the first sealing member 14 and the second sealing member 18 in which the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22 are mixed, it is generally difficult to provide regularity in the arrangement of the silica particles. It is.
  • the first sealing member 14 and the second sealing member disposed on both sides of the solar battery cell 10 capable of receiving light on both sides Since the silica particles are dispersed and included in 18, the light scattering phenomenon of the silica particles can be developed. Further, since the light scattering phenomenon of the silica particles is developed, the first protective member side incident light 30 incident between the adjacent solar battery cells 10 is subjected to the solar cell while suppressing the attenuation of the second protective member side incident light 32. The light can be guided to the cell 10.
  • the second protective member side incident light 32 incident between the adjacent solar battery cells 10 is subjected to the solar cell while suppressing the attenuation of the first protective member side incident light 30.
  • the light can be guided to the cell 10.
  • damping of the light which injected is suppressed and the light which injected between the adjacent photovoltaic cells 10 is light-guided to the photovoltaic cell 10, power generation efficiency can be improved.
  • the solar cell module 100 can be installed even in an environment where the integration amount of light incident from both sides is close. Moreover, since it is suitable under the environment where the integration amount of the light which injects from both sides is close, the solar cell module 100 can be installed so that front and back may turn east and west.
  • the silica particles are dispersed and contained in the first sealing member 14 and the second sealing member 18, the procedure of locally collecting the silica particles can be eliminated. Moreover, since the silica scattering particles are dispersed and contained in the first sealing member 14 and the second sealing member 18, the sheet of the first sealing member 14 and the second sealing member 18 containing the silica particles Can be used for manufacturing. Thereby, the manufacturing process can be simplified. In addition, since the manufacturing process is simplified, it is possible to suppress an increase in manufacturing difficulty while improving the power generation efficiency. Further, a common sheet can be used for the first sealing member 14 and the second sealing member 18.
  • the silica particles are mixed such that the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles and the particle number density N [pieces / mm 3 ] have a relationship of log N ⁇ ⁇ 2.1 ⁇ log d + 7.5, Efficiency can be improved.
  • the particle diameter d of the silica particles is 0.15 ⁇ m or more and 10 ⁇ m or less, the power generation efficiency can be improved.
  • the outline of the present embodiment is as follows.
  • light can be incident on both sides, and solar cell 10 in which front side electrode 40 and back side electrode 42 are arranged on both sides, and one side of solar cell 10
  • the first sealing member 14 disposed on the surface side, the first sealing member 14 disposed between the first protection member 12 and the solar battery cell 10, and the other surface of the solar battery cell 10
  • the second protection member 16 and the second sealing member 18 disposed between the second protection member 16 and the solar battery cell 10 are provided.
  • the incident light scattering particles 20 are dispersed and contained in the first sealing member 14, and the incident light scattering particles 22 are dispersed and contained in the second sealing member 18.
  • the integrated amount of light incident from the first protective member 12 in a predetermined period may be equal to the integrated amount of light incident from the second protective member 16 in the predetermined period.
  • the predetermined period may be a time zone in which there is a certain amount of light or more and a certain weather condition is maintained.
  • the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22 are silica particles, and the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles and the number density N of the silica particles N [pieces / mm 3 ] satisfy log N ⁇ ⁇ 2.1 ⁇ log d + 7. It may have the relationship of .5.
  • the particle diameter d of the silica particles may be 0.15 ⁇ m or more and 10 ⁇ m or less.
  • the second embodiment also relates to a solar cell module in which the incident light scattering particles are mixed in the first sealing member 14 and the second sealing member 18 while being provided with the plurality of solar cells 10. .
  • the change in weather of one day is not taken into consideration.
  • the change in weather of one day is considered.
  • the configuration of the solar cell module 100 according to the second embodiment is the same as that of the first embodiment, and thus the description thereof is omitted here.
  • FIG. 7 is a diagram showing a combination of weather to be considered for the solar cell module 100 according to the second embodiment.
  • weather candidates in the morning are shown in the vertical direction. This corresponds to the condition of the amount of solar radiation received on the surface of the solar cell module 100, that is, on the east surface.
  • the amount of solar radiation in the morning is 0.2 to 1 [kW / m 2 ] at a wavelength ⁇ of 280 nm to 4000 nm.
  • the candidate for the weather is fine weather condition: 1.0 [kW / m 2 ], sunny weather condition with a cloud: 0.7 [kW / m 2 ], rainy weather condition: 0.5 [kW / m 2 ], Severe rainy weather conditions accompanied by lightning: 0.2 [kW / m 2 ].
  • candidates for the weather in the afternoon are shown. This corresponds to the condition of the amount of solar radiation received on the back surface of the solar cell module 100, that is, the surface facing west.
  • Candidates for the weather in the afternoon are the same as in the morning. Thus, combinations of the four morning patterns and the four afternoon patterns are considered.
  • FIG. 8A and 8B are diagrams showing characteristics of the solar cell module 100 according to the second embodiment.
  • FIG. 8A shows the relationship between the particle size of silica particles and the particle number density in the solar cell module 100 by simulation calculation in consideration of weather changes. This corresponds to FIG.
  • the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles and the particle number density N [pieces / mm 3 ] have a relationship of log N ⁇ ⁇ 2.1 ⁇ log d + 7.5.
  • the particle size and particle number density of the silica particles should be determined.
  • FIG. 8B shows the relationship between the particle diameter of the silica particles and the solar cell light absorptivity at the optimum particle number density in the solar cell module 100 by simulation calculation in consideration of weather changes.
  • FIG. 8B corresponds to FIG. If the silica particles are not mixed in the first sealing member 14 and the second sealing member 18, the median value of the solar cell light absorption rate is 81.7% (weather change 81.0 to 82.4%). is there. On the other hand, when silica particles having a particle diameter d of 10 ⁇ m are mixed, the median value of the solar cell light absorption rate is 83.4% (weather change 82.9 to 83.9%). Thus, the incorporation of silica particles improves the solar cell light absorption by about 1.7%.
  • the particle diameter d [ ⁇ m] of the silica particles and the particle number density N [pieces / mm 3 ] are log N
  • the power generation efficiency can be improved.
  • the power generation efficiency can be improved by setting the particle diameter d of the silica particles to not less than 0.15 ⁇ m and not more than 10 ⁇ m.
  • changes in the weather are considered, it is applicable to the real environment.
  • silica particles are used as the incident light scattering particles 20 and the incident light scattering particles 22.
  • the present invention is not limited thereto.
  • particles other than silica particles may be used. According to this modification, the degree of freedom of the configuration can be improved.
  • the embodiment can be realized by arbitrarily combining the components and functions in the embodiment within the scope obtained by applying various modifications that those skilled in the art would think on the embodiment, and the scope of the present invention.
  • the form is also included in the present invention.

Abstract

発電効率を向上させる技術を提供する。太陽電池セル（１０）は、両面で光を入射可能であり、かつ両面に表面側電極（４０）、裏面側電極（４２）が配置される。第１保護部材（１２）は、太陽電池セル（１０）の一方の面側に配置される。第１封止部材（１４）は、第１保護部材（１２）と太陽電池セル（１０）との間に配置される。第２保護部材（１６）は、太陽電池セル（１０）の他方の面側に配置される。第２封止部材（１８）は、第２保護部材（１６）と太陽電池セル（１０）との間に配置される。第１封止部材（１４）と第２封止部材（１８）とには、入射光散乱粒子（２０）、入射光散乱粒子（２２）が分散して含まれる。

Description

太陽電池モジュール
　本発明は、太陽電池モジュールに関し、特に両面で光を入射可能な太陽電池モジュールに関する。
　片面受光型太陽電池における年間の日射量を最大にするために、受光面を南向きにして片面受光型太陽電池が設置される。しかしながら、年間を通じた平均的な日射量は、正午近傍にピークを有する分布になる。ピーク以外の時間帯における日射を受けるために、両面受光型太陽電池が、受光面を接地面に垂直方向に向け、かつ受光面を南北方向から変位した向きで設置される（例えば、特許文献１参照）。
特開２００６－８０５６８号公報
　受光面を南北方向から変位させることによって、両面の受光面における日射量が近くなる。このような状況下において、両面受光型太陽電池の発電効率を高めるためには、隣接した太陽電池素子の隙間を透過する光を発電に寄与させることが必要になる。
　本発明はこうした状況に鑑みてなされたものであり、その目的は、発電効率を向上させる技術を提供することにある。
　上記課題を解決するために、本発明の一態様に係る太陽電池モジュールは、両面で光を入射可能であり、かつ両面に電極が配置された太陽電池セルと、太陽電池セルの一方の面側に配置された第１保護部材と、第１保護部材と太陽電池セルとの間に配置された第１封止部材と、太陽電池セルの他方の面側に配置された第２保護部材と、第２保護部材と太陽電池セルとの間に配置された第２封止部材とを備える。第１封止部材と第２封止部材とには、入射光散乱粒子が分散して含まれる。
　本発明によれば、発電効率を向上させることができる。
図１は、実施の形態１に係る太陽電池モジュールを設置している状態を示す斜視図である。 図２Ａは、比較例の太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。 図２Ｂは、実施の形態１に係る太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。 図３は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける粒子個数密度と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。 図４は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す図である。 図５は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。 図６Ａは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材中および第２封止部材中で散乱される光を示す図である。 図６Ｂは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材および第２封止部材での入射光と透過光との関係を示す図である。 図６Ｃは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュールにおける第１封止部材（シリカ粒子がランダム配置の場合）および第２封止部材（シリカ粒子がランダム配置の場合）での入射光と透過光との関係を示す図である。 図７は、実施の形態２に係る太陽電池モジュールに対して考慮する天候の組合せを示す図である。 図８Ａは、実施の形態２に係る太陽電池モジュールの特性を示す図である。 図８Ｂは、実施の形態２に係る太陽電池モジュールの特性を示す図である。
　以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。以下に説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。したがって、以下の実施の形態で示される数値、形状、材料、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態等は、一例であって本発明を限定する主旨ではない。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、任意の構成要素として説明される。
　各図は、模式図であり、必ずしも厳密に図示されたものではない。また、各図において、実質的に同一の構成に対しては同一の符号を付しており、重複する説明は省略又は簡略化する。
　（実施の形態１）
　まず、実施の形態１を具体的に説明する前に、基礎となった知見を説明する。実施の形態１は、複数の太陽電池セルを備えた太陽電池モジュールに関する。ここでの太陽電池モジュールおよび太陽電池セルは、両面で光を入射可能であり、両面で発電するタイプである。また、太陽電池モジュールの一方の面（以下、「表面」ということもある）側が東の方角に向けられ、他方の面（以下、「裏面」ということもある）側が西の方角に向けられるように、太陽電池モジュールが設置される。そのため、太陽電池セルの表面側における平均な発電量が、太陽電池セルの裏面側における平均的な発電量に近くなっている。ここで、「平均的な」とは、１年間、１月間、１日間のような日の出から日の入りまでの期間よりも長い期間における平均量を意味する。
　このような状況下においても、発電効率を向上させるためには、隣接した太陽電池セル間に入射した光を透過させずに、太陽電池セルに取り込ませることが必要になる。そのためには、例えば、透過する光を反射させて太陽電池セルに取り込ませることが考えられるが、両面での平均的な日射量が近くなっているので、入射される光を妨げないようにしなければならない。本実施例では、両面の平均的な日射量が近い状況下において、隣接した太陽電池セル間に入射した光を太陽電池セルに取り込むことを目的とする。
　図１は、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００を設置している状態を示す斜視図である。図示のごとく、太陽電池モジュール１００は、２つの脚部１０２に支持されて設置される。前述のごとく、太陽電池モジュール１００の表面は東の方角を向き、太陽電池モジュール１００の裏面は西の方角を向く。なお、表面が向けられる方角は真東に限定されずに、これからずれてもよく、裏面が向けられる方角は真西に限定されずに、これからずれてもよい。つまり、日の出から日の入りまでの太陽光が入射可能な期間における入射光量であって、かつ天候の変化が小さい状況下での入射光量の平均的な差が小さくなる方角に、表面と裏面とが向けられればよい。例えば、表面での平均的な入射光量が、裏面での平均的な入射光量の±２０％の範囲になるように、太陽電池モジュール１００は設置される。そのため、表面が南の方角を向き、裏面が北の方角を向くような場合は、除外される。
　図２Ａは、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００の比較対象となる比較例の太陽電池モジュール２００の構成を示す断面図である。図２Ｂは、実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００の構成を示す断面図である。
　図２Ａに示すように、比較例の太陽電池モジュール２００は、太陽電池セル２１０と総称される第１太陽電池セル２１０ａ、第２太陽電池セル２１０ｂ、第１保護部材２１２、第１封止部材２１４、第２保護部材２１６、および、第２封止部材２１８を含む。ここで、第１保護部材２１２側が前述の表面側に相当し、第２保護部材２１６側が前述の裏面側に相当する。また、第１太陽電池セル２１０ａは、第１表面側電極２４０ａおよび第１裏面側電極２４２ａを含み、第２太陽電池セル２１０ｂは、第２表面側電極２４０ｂおよび第２裏面側電極２４２ｂを含む。ここで、第１表面側電極２４０ａおよび第２表面側電極２４０ｂは、表面側電極２４０と総称され、第１裏面側電極２４２ａおよび第２裏面側電極２４２ｂは、裏面側電極２４２と総称される。
　太陽電池セル２１０は、入射する光を吸収して光起電力を発生し、例えば、結晶系シリコン、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）またはインジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体材料によって形成される。太陽電池セル２１０の構造は、特に限定されないが、ここでは、一例として、結晶シリコンとアモルファスシリコンとが積層されているとする。特に、太陽電池セル２１０は、両面で光を入射可能であり、両面で発電する。そのため、太陽電池セル２１０の表面側には、表面側電極２４０が配置され、太陽電池セル２１０の裏面側には、裏面側電極２４２が配置される。
　表面側電極２４０および裏面側電極２４２は、例えば、フィンガー電極である。フィンガー電極は、受光により発電された電力を収集する電極である。フィンガー電極は、面上に形成される電極であるので、入射される光を遮らないように細く形成される。フィンガー電極は、発電した電力を効率的に集電できるように、面上に所定の間隔で複数配置される。また、太陽電池セル２１０の両面には、フィンガー電極に加えて、図示しないバスバー電極も配置される。バスバー電極は、複数のフィンガー電極を互いに接続するための電極である。バスバー電極は、入射する光を遮らない程度に細く形成するとともに、複数のフィンガー電極から集電した電力を効率的に流せるよう、ある程度太く形成される。バスバー電極は、複数のフィンガー電極に交差するように面上に複数配置される。さらに、隣接した太陽電池セル１０のそれぞれに設けられたバスバー電極は、タブ線（図示せず）によって接続される。
　第１保護部材２１２は、太陽電池セル２１０の一方の面側に配置される。前述のごとく、第１保護部材２１２が配置されている方が表面側であり、南の方角に向けられる。第１保護部材２１２は、太陽電池セル２１０を外部環境から保護するとともに、太陽電池セル２１０に吸収させるべき光を透過する。太陽電池セル２１０は、例えば、ガラス基板である。なお、太陽電池セル２１０は、ガラス基板の他に、ポリカーボネート、アクリル、ポリエステル、または、フッ化ポリエチレンであってもよい。
　第１封止部材２１４は、第１保護部材２１２と太陽電池セル２１０との間に配置される。第１封止部材２１４は、太陽電池セル２１０への水分の浸入等を防ぐとともに、太陽電池モジュール２００全体の強度を向上させる保護材である。第１封止部材２１４は、太陽光を十分に透過可能な透明性を有する透明樹脂である。第１封止部材２１４は、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）や、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、ポリイミド、ポリエチレン、ポリプロピレン、または、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等の樹脂材料によって形成される。ここでは、第１封止部材２１４は、ＥＶＡであるとする。
　第２保護部材２１６は、太陽電池セル２１０の他方の面側に配置される。前述のごとく、第２保護部材２１６が配置されている方が裏面側であり、北の方角に向けられる。第２保護部材２１６は、第１保護部材２１２と同様に構成される。第２封止部材２１８は、第２保護部材２１６と太陽電池セル２１０との間に配置される。第２封止部材２１８は、第１封止部材２１４と同様に構成される。このように、太陽電池セル２１０では、第１保護部材２１２、第１封止部材２１４、太陽電池セル２１０、第２封止部材２１８、第２保護部材２１６の順に配置される。
　第１保護部材側入射光２３０は、表面側から太陽電池モジュール２００に入射される光である。第１保護部材側入射光２３０の一部は、太陽電池セル２１０に取り込まれる。一方、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間を通過する第１保護部材側入射光２３０は、第２保護部材２１６から外部に出て行ってしまい、透過光となる。一方、第２保護部材側入射光２３２は、裏面側から太陽電池モジュール２００に入射される光である。ここで、第２保護部材側入射光２３２の平均的な光量は、第１保護部材側入射光２３０の平均的な光量と同等である。これは、第１保護部材側入射光２３０の所定期間における積算量は、第２保護部材側入射光２３２における積算量と同等であることに相当する。また、所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であり、例えば、太陽が昇っている時間帯である。第２保護部材側入射光２３２についても第１保護部材側入射光２３０と同様に、一部が太陽電池セル２１０に取り込まれ、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間を通過する残りは、第１保護部材２１２から外部に出て行く。
　このような構成の太陽電池セル２１０において、発電効率を高めるためには、透過光の量を低減する必要がある。透過光の量を低減するためには、封止部材において入射光を反射させることが有効である。しかしながら、例えば、第１保護部材側入射光２３０の透過を抑制するために、第２封止部材２１８に反射板を含ませると、この反射板によって第２保護部材側入射光２３２が、太陽電池セル２１０に到達する前に反射されてしまう。その結果、太陽電池セル２１０に入射される第２保護部材側入射光２３２の光量も低下される。これより、透過光の量を低減するとともに、太陽電池セル２１０に入射される第１保護部材側入射光２３０、第２保護部材側入射光２３２の量の低減を抑制する必要がある。
　図２Ｂに示すように、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０と総称される第１太陽電池セル１０ａ、第２太陽電池セル１０ｂ、第１保護部材１２、第１封止部材１４、第２保護部材１６、および、第２封止部材１８を含む。また、第１封止部材１４は入射光散乱粒子２０を含み、第２封止部材１８は入射光散乱粒子２２を含む。さらに、第１太陽電池セル１０ａは、第１表面側電極４０ａおよび第１裏面側電極４２ａを含み、第２太陽電池セル１０ｂは、第２表面側電極４０ｂおよび第２裏面側電極４２ｂを含む。第１表面側電極４０ａおよび第２表面側電極４０ｂは、表面側電極４０と総称され、第１裏面側電極４２ａおよび第２裏面側電極４２ｂは、裏面側電極４２と総称される。
　ここで、太陽電池セル１０は太陽電池セル２１０に対応し、第１保護部材１２は第１保護部材２１２に対応し、第１封止部材１４は第１封止部材２１４に対応し、第２保護部材１６は第２保護部材２１６に対応し、第２封止部材１８は第２封止部材２１８に対応する。また、表面側電極４０は表面側電極２４０に対応し、裏面側電極４２は裏面側電極２４２に対応する。以下では、図２Ａとの差異を中心に説明する。
　第１封止部材１４は、第１封止部材２１４と同様に構成されているが、内部に入射光散乱粒子２０が分散して含まれる。また、第２封止部材１８は、第２封止部材２１８と同様に構成されるが、内部に入射光散乱粒子２２が分散して含まれる。ここで、分散とは、第１封止部材１４、第２封止部材１８の全体に一様に含まれていることに相当し、それはランダムに含まれているともいえる。また、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２は、例えば、シリカ粒子である。第１封止部材２１４に含まれる入射光散乱粒子２０の密度と、第２封止部材２１８に含まれる入射光散乱粒子２２の密度とは、同等である。そのため、第１封止部材２１４と第２封止部材２１８とには同一のシートを使用可能である。
　このように、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２が含まれることによって、第１封止部材１４および第２封止部材１８は、入射光の一部を透過させるとともに、入射光の他の一部を散乱させる。例えば、図２Ｂに示すように、第１保護部材側入射光３０の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８を透過して第２保護部材１６から外部に出て行って透過光３４となり、第１保護部材側入射光３０の他の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８で散乱して散乱光（反射光）３６および８２となる。同様に、第２保護部材側入射光３２の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８を透過して第１保護部材１２から外部に出て行って透過光８０となり、第２保護部材側入射光３２の他の一部は、第１封止部材１４および第２封止部材１８で散乱して散乱光（反射光）３６および８２となる。つまり、図２Ａの構成では、第１太陽電池セル２１０ａと第２太陽電池セル２１０ｂとの間の光を発電に利用不可能であったのに対して、図２Ｂの構成では、第１太陽電池セル１０ａと第２太陽電池セル１０ｂとの間の光を発電に利用可能である。以下では、図２Ｂの構成に適したシリカ粒子の粒径と粒子個数密度とをシミュレーション計算により導出する。
　図３は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における粒子個数密度と太陽電池セル光吸収率との関係を示す図である。図３において、横軸は、粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］を示し、縦軸は、太陽電池セル光吸収率［％］を示す。なお、粒子個数密度は、１立方ミリメートルあたりに含まれるシリカ粒子の個数であり、シリカ粒子個数密度ともいえる。また、シリカ粒子の大きさであるシリカ粒子の粒径ｄは、パラメータとしてｄ＝０．１５μｍから１０μｍの間で変化させている。
　ここでは、ミー散乱と光線追跡法とを合わせたシミュレーション計算を実行する。シミュレーション計算において、第１保護部材１２の厚さは３．２ｍｍ、第１封止部材１４の厚さは０．６ｍｍ、太陽電池セル１０の厚さは０．１１５ｍｍ、第２封止部材１８の厚さは０．６ｍｍ、第２保護部材１６の厚さは３．２ｍｍであるとする。第１封止部材１４、第２封止部材１８に含まれた入射光散乱粒子２０、入射光散乱粒子２２の光散乱強度分布はミー散乱である。また、太陽電池セル１０の両面に設けられた表面側電極４０、裏面側電極４２は銀で形成されている。さらに、第１保護部材側入射光３０と第２保護部材側入射光３２との光量の比は、「１：１」であるとする。
　図３において、丸印（○）で示された線５０（ｄ＝１０μｍ）は、シリカ粒子の粒径が１０μｍである場合に、粒子個数密度を変化させたときの太陽電池セル光吸収率を計算した結果である。太陽電池セル光吸収率がピークとなるときの粒子個数密度が、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔとして規定されており、これは、発電量が最大となる点である。また、図３には、シリカ粒子の個数が「０」である場合、つまり第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２が含まれない場合の太陽電池セル光吸収率が、太陽電池セル光吸収率しきい値（破線９０）として示される。線５０（ｄ＝１０μｍ）が、シリカ粒子の個数「０」以外において、太陽電池セル光吸収率しきい値（破線９０）と交差する場合の粒子個数密度は、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓとして規定される。これは、シリカ粒子混入によって太陽電池セル光吸収率が増加する粒子個数密度の最大値である。
　最適粒子個数密度Ｎｏｐｔより小さい範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が増加する。一方、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔ以上であり、かつ許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓ以下の範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が減少するが、シリカ粒子を混入しない場合と比較して太陽電池セル光吸収率は増加している。さらに、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓ以下の範囲では、粒子個数密度を大きくするほど、太陽電池セル光吸収率が減少する。これは発電効率が悪化することに相当する。このような傾向は、三角印（△）で示される線５２（ｄ＝３μｍ）、四角印（□）で示される線５４（ｄ＝１μｍ）、バツ印（×）で示される線５６（ｄ＝０．３μｍ）、ダイアモンド印（◇）で示される線５８（ｄ＝０．１μｍ）においても同様であるが、シリカ粒子の粒径に応じて、最適粒子個数密度Ｎｏｐｔ、許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓは異なる。
　図４は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００におけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す図である。図４において、横軸は、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］を示し、縦軸は、粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］を示す。最適粒子個数密度線６０は、図３のように計算した最適粒子個数密度Ｎｏｐｔのシリカ粒子の粒径に対する変化を示す。最適粒子個数密度線６０に一致するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とを決定すると、発電効率が最大になる。最適粒子個数密度線６０において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とには、ｌｏｇＮ＝－２．２×ｌｏｇｄ＋７．１の関係が成立する。一方、許容粒子個数密度線９２は、図３のように計算した許容粒子個数密度Ｎｐｌｕｓのシリカ粒子の粒径に対する変化を示す。許容粒子個数密度線９２をもとに、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とを決定すると、発電効率が向上する。許容粒子個数密度線９２において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とには、ｌｏｇＮ＝－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係が成立する。さらに、粒子体積占有率１００％線６２は、シリカ粒子を１００％混入させた場合を示しており、シリカ粒子を混入できる最大値であるといえる。
　下降領域６６は、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５～１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加によって下降する領域である。これは、シリカ粒子が多く含まれすぎており、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２が太陽電池セル１０に到達しにくくなっているためである。一方、上昇領域６４は、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５～１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加に関係なく上昇する領域である。上昇領域６４において、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とには、ｌｏｇＮ＜－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係が成立する。
　これまでの計算結果をまとめると、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とが決定されるべきである。また、その際のシリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下である。
　図５は、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率の関係を示す図である。図５において、横軸は、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］を示し、縦軸は、太陽電池セル光吸収率［％］を示す。シリカ粒子を第１封止部材１４および第２封止部材１８に混入しなければ、太陽電池セル光吸収率は、８１．８％である。一方、粒径ｄ＝１０μｍのシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率は、８３．４％になる。このように、シリカ粒子の混入によって、太陽電池セル光吸収率が約１．５％改善する。また、シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下の範囲において、混入されるシリカ粒子の粒径は大きい方が好ましい。
　ここで、図６Ａ、図６Ｂおよび図６Ｃを用いて、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４および第２封止部材１８での入射光と透過光との関係について説明する。図６Ａは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４中および第２封止部材１８中で散乱される光を示す図であり、シミュレーション計算において使用された第１封止部材１４および第２封止部材１８に含まれる入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２の構成を示している。これまでは、入射光散乱粒子２０、入射光散乱粒子２２であるシリカ粒子は、球形であると想定している。一方、実際のシリカ粒子は、球形から歪んだ形状になっている場合がある。ここでは、このような形状の違いを検討する。前述のごとく、シミュレーション計算では、シリカ粒子においてミー散乱がなされていることを利用していたので、第１封止部材１４および第２封止部材１８中のシリカ粒子において散乱される光は、図６Ａの矢印のように示される。このような散乱によれば、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線と、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線の関係は、図６Ｂのように示される。図６Ｂは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４および第２封止部材１８での入射光と透過光との関係を示す図である。図６Ｂにおいて、第１封止部材１４および第２封止部材１８に向かう矢印が、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線を示す。また、第１封止部材１４および第２封止部材１８から出て行く矢印が、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線を示す。
　一方、シリカ粒子の形状が立方体であり、かつシリカ粒子が第１封止部材１４および第２封止部材１８にランダムに配置されている場合を想定する。その際、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射される光線と、第１封止部材１４および第２封止部材１８から放射される光線の関係は、図６Ｃのように示される。図６Ｃは、図２Ｂに示す実施の形態１に係る太陽電池モジュール１００における第１封止部材１４（シリカ粒子がランダム配置の場合）および第２封止部材１８（シリカ粒子がランダム配置の場合）での入射光と透過光との関係を示す図である。図示のごとく、図６Ｃにおける関係は、図６Ｂにおける関係と同様である。つまり、シリカ粒子が規則性なく配置されていれば、シリカ粒子の形状が球形でなくても、球形が配置されているものと同等の光の散乱挙動が示される。なお、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２を混入させる第１封止部材１４および第２封止部材１８の製造プロセスにおいて、シリカ粒子の配置に規則性を設けることは、一般的に困難である。
　このように、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００によれば、両面で光を入射可能である太陽電池セル１０の両面面側に配置された第１封止部材１４および第２封止部材１８に、シリカ粒子を分散して含めるので、シリカ粒子の光散乱現象を発現させることができる。また、シリカ粒子の光散乱現象が発現するので、第２保護部材側入射光３２の減衰を抑制しながら、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した第１保護部材側入射光３０を太陽電池セル１０へ導光できる。また、シリカ粒子の光散乱現象が発現するので、第１保護部材側入射光３０の減衰を抑制しながら、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した第２保護部材側入射光３２を太陽電池セル１０へ導光できる。また、入射される光の減衰が抑制され、隣接した太陽電池セル１０の間に入射した光が太陽電池セル１０へ導光されるので、発電効率を向上できる。
　また、太陽電池モジュール１００の両面側から入射した光に対して、発電効率が向上するので、両面側から入射される光の積算量が近い環境下であっても、太陽電池モジュール１００を設置できる。また、両面側から入射される光の積算量が近い環境下に適するので、表面と裏面とが東向きと西向きになるように太陽電池モジュール１００を設置できる。
　また、第１封止部材１４および第２封止部材１８には、シリカ粒子が分散して含まれるので、シリカ粒子を局所的に集めるといった手順を不要にできる。また、第１封止部材１４および第２封止部材１８には、シリカ散乱粒子が分散して含まれるので、シリカ粒子が含まれた第１封止部材１４および第２封止部材１８のシートを製造に使用できる。これにより、製造工程を簡易にできる。また、製造工程が簡易になるので、発電効率を向上させながら、製造難度の増加を抑制できる。また、第１封止部材１４と第２封止部材１８とに対して共通のシートを使用できる。また、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するようにシリカ粒子を混入されるので、発電効率を向上できる。また、シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下であるので、発電効率を向上できる。
　本実施の形態の概要は、次の通りである。本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、両面で光を入射可能であり、かつ両面に表面側電極４０、裏面側電極４２が配置された太陽電池セル１０と、太陽電池セル１０の一方の面側に配置された第１保護部材１２と、第１保護部材１２と太陽電池セル１０との間に配置された第１封止部材１４と、太陽電池セル１０の他方の面側に配置された第２保護部材１６と、第２保護部材１６と太陽電池セル１０との間に配置された第２封止部材１８とを備える。そして、第１封止部材１４には入射光散乱粒子２０が分散して含まれ、と第２封止部材１８には入射光散乱粒子２２が分散して含まれる。
　第１保護部材１２から入射される光の所定期間における積算量は、第２保護部材１６から入射される光の所定期間における積算量と同等であってもよい。
　所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であってもよい。
　入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２は、シリカ粒子であり、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］とシリカ粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有してもよい。
　シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下であってもよい。
　（実施の形態２）
　次に、実施の形態２について説明する。実施の形態２も、実施の形態１と同様に、複数の太陽電池セル１０を備えるとともに、第１封止部材１４および第２封止部材１８に入射光散乱粒子を混入させた太陽電池モジュールに関する。実施の形態１では、１日のうちの天候変化を考慮していない。一方、実施の形態２では、１日のうちの天候変化を考慮する。実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００の構成は、実施の形態１と同様であるので、ここでは説明を省略する。
　図７は、実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００に対して考慮する天候の組合せを示す図である。図７において、縦方向には、午前中における天候の候補が示されている。これは、太陽電池モジュール１００における表面、つまり東向きの面で受ける日射量の条件に相当する。ここで、午前の日射量は、波長λ＝２８０ｎｍ～４０００ｎｍにおいて０．２～１［ｋＷ／ｍ２］である。天候の候補は、晴天天候状態：１．０［ｋＷ／ｍ２］、雲がかかっている晴れ天候状態：０．７［ｋＷ／ｍ２］、雨天候状態：０．５［ｋＷ／ｍ２］、雷を伴う激しい雨天候状態：０．２［ｋＷ／ｍ２］である。横方向には、午後中における天候の候補が示されている。これは、太陽電池モジュール１００における裏面、つまり西向きの面で受ける日射量の条件に相当する。午後における天候の候補は、午前と同様である。このように、午前の４パターン、午後の４パターンの組合せが検討の対象になる。
　図８Ａおよび図８Ｂは、実施の形態２に係る太陽電池モジュール１００の特性を示す図である。図８Ａは、天候変化を考慮したシミュレーション計算による太陽電池モジュール１００におけるシリカ粒子の粒径と粒子個数密度との関係を示す。これは、図４に対応する。最適粒子個数密度線６０では、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５～１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が最も高くなる範囲は、ｌｏｇＮ＝－２．２×ｌｏｇｄ＋７．１と示される。一方、許容粒子個数密度線９２では、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５～１０μｍにおいて、太陽電池セル光吸収率が最も高くなる範囲は、ｌｏｇＮ＝－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５と示される。また、シリカ粒子の粒径ｄ＝０．１５～１０μｍにおいて、第１保護部材側入射光３０、第２保護部材側入射光３２の増加に関係なく太陽電池セル光吸収率が上昇する範囲は、ｌｏｇＮ＜－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５と示される。そのため、天候変化を考慮しても、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するように、シリカ粒子の粒径と粒子個数密度とが決定されるべきである。
　図８Ｂは、天候変化を考慮したシミュレーション計算による太陽電池モジュール１００における最適粒子個数密度時でのシリカ粒子の粒径と太陽電池セル光吸収率の関係を示す。図８Ｂはは、図５に対応する。シリカ粒子を第１封止部材１４および第２封止部材１８に混入しなければ、太陽電池セル光吸収率の中央値は、８１．７％（天候変化８１．０～８２．４％）である。一方、粒径ｄ＝１０μｍのシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率の中央値は、８３．４％（天候変化８２．９～８３．９％）になる。このように、シリカ粒子の混入によって、太陽電池セル光吸収率が約１．７％改善する。天候変化を考慮しても、図５と同様の結果になり、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係で、第１封止部材１４、第２封止部材１８にシリカ粒子を混入すると、太陽電池セル光吸収率（発電率）は上昇する。
　本実施の形態における太陽電池モジュール１００（実施例）によれば、天候の変化がある場合においても、シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］と粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５の関係を有するようにシリカ粒子を混入すると、発電効率を向上できる。また、天候の変化がある場合においても、シリカ粒子の粒径ｄを０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下にすれば、発電効率を向上できる。また、天候の変化を考慮したので、実環境に適用可能である。
　（変形例）
　以上、本発明に係る太陽電池モジュールについて、実施の形態に基づいて説明したが、本発明は、上記実施の形態に限定されるものではない。
　例えば、実施の形態１、２において、入射光散乱粒子２０および入射光散乱粒子２２として、シリカ粒子が使用されたが、これに限らず、例えばシリカ粒子以外の粒子が使用されてもよい。この変形例によれば、構成の自由度を向上できる。
　その他、上記実施の形態に対して当業者が思いつく各種変形を施して得られる形態や、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で上記実施の形態における構成要素及び機能を任意に組み合わせることで実現される形態も本発明に含まれる。
　１０　太陽電池セル
　１２　第１保護部材
　１４　第１封止部材
　１６　第２保護部材
　１８　第２封止部材
　２０、２２　入射光散乱粒子
　３０　第１保護部材側入射光
　３２　第２保護部材側入射光
　３４、８０　透過光
　３６、８２　散乱光
　４０　表面側電極（電極）
　４２　裏面側電極（電極）
　１００　太陽電池モジュール

Claims (5)

  1. 　両面で光を入射可能であり、かつ前記両面に電極が配置された太陽電池セルと、
    　前記太陽電池セルの一方の面側に配置された第１保護部材と、
    　前記第１保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置された第１封止部材と、
    　前記太陽電池セルの他方の面側に配置された第２保護部材と、
    　前記第２保護部材と前記太陽電池セルとの間に配置された第２封止部材とを備え、
    　前記第１封止部材と前記第２封止部材とには、入射光散乱粒子が分散して含まれることを特徴とする太陽電池モジュール。
  2. 　前記第１保護部材から入射される光の所定期間における積算量は、前記第２保護部材から入射される光の前記所定期間における積算量と同等であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記所定期間は、一定量以上の光量があり、かつ一定の天候状態を保つ時間帯であることを特徴とする請求項２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記入射光散乱粒子は、シリカ粒子であり、
    　前記シリカ粒子の粒径ｄ［μｍ］とシリカ粒子個数密度Ｎ［個／ｍｍ３］とが、
    　ｌｏｇＮ≦－２．１×ｌｏｇｄ＋７．５
    　の関係を有することを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記シリカ粒子の粒径ｄは、０．１５［μｍ］以上、１０［μｍ］以下であることを特徴とする請求項４に記載の太陽電池モジュール。
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