(57)【要約】  太陽電池モジュールは、集光板と、太陽電池素子と、枠体を備える。集光板は、主面と端面を有し、前記主面から外光を入射させ、内部を伝播させた光を前記端面から射出させる。太陽電池素子は、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して光電変換する。枠体は、前記集光板の周縁部を保持する。集光板は、主面側から見て枠体より内側に設けられ、集光板を厚み方向に貫通する貫通孔、または主面側から見て枠体より内側に設けられ、周縁部において主面から裏面に至る切欠きｓ部、を有する。
2013180298.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
主面と端面を有し、前記主面から外光を入射させ、内部を伝播させた光を前記端面から射出させる集光板と、
前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して光電変換する太陽電池素子と、
前記集光板の周縁部を保持する枠体と、を備え、
前記集光板は、前記主面側から見て前記枠体より内側に設けられ、前記集光板を厚み方向に貫通する貫通孔、または前記主面側から見て前記枠体より内側に設けられ、前記周縁部において前記主面から裏面に至る切欠き部、を有する太陽電池モジュール。
【請求項２】
前記貫通孔または前記切欠き部と前記太陽電池素子とが、前記集光板の中心線を挟んで互いに反対側に設けられている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３】
前記貫通孔または前記切欠き部の表面は、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射面となっている請求項２に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４】
前記貫通孔または前記切欠き部の表面は、前記主面に対して垂直に形成されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５】
前記主面に親水処理が施されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６】
複数の前記太陽電池素子を有し、前記複数の太陽電池素子のうち少なくとも一部は並列に接続されている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項７】
前記集光板が前記切欠き部を有し、
複数の前記集光板が、各々の前記切欠き部を互いに隣接させ同心円状に並べられることによって凹状の大型集光板が形成され、
複数の前記切欠き部が一体となって、前記大型集光板を貫通する貫通孔を形成している請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項８】
前記集光板は、少なくとも前記主面が凹状であり、
前記主面において最も凹んだ位置に、前記集光板を厚み方向に貫通する貫通孔が設けられている請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項９】
さらに、前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する位置規制部材を備え、
前記集光板が前記貫通孔を有し、
前記主面の法線方向から見て、前記集光板と前記枠体とが重なる部分に前記貫通孔が設けられ、
前記位置規制部材が、前記貫通孔内に設けられる請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１０】
前記位置規制部材が前記主面に平行な方向における前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１１】
前記位置規制部材がネジである請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１２】
前記枠体の前記貫通孔に重なる部分にはネジ穴が設けられており、前記ネジが前記貫通孔を介して前記ネジ穴に固定されている請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１３】
前記枠体は、第１サブフレームと、第２サブフレームと、を有し、
前記ネジ穴が前記第１サブフレームの前記貫通孔に重なる部分に設けられている請求項１２に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１４】
前記位置規制部材の形成材料が金属である請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１５】
前記位置規制部材の表面に反射膜が形成されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１６】
前記位置規制孔と前記位置規制部材との間に反射膜が形成されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１７】
前記集光板の形状が平面視矩形であり、前記集光板の長辺の長さをＬ３１、前記集光板の短辺の長さをＬ３２、前記集光板の短辺から集光量が最大集光量の１０％となる長手方向の位置までの距離をＭ３１、前記集光板の長辺から集光量が最大集光量の１０％となる短手方向の位置までの距離をＭ３２、としたときに、前記距離Ｍ３１が、Ｍ３１＝Ｌ３１／１０の関係を満たし、かつ、前記距離Ｍ３２が、Ｍ３２＝Ｌ３２／１０の関係を満たしており、この場合において、前記貫通孔が前記距離Ｍ３１、前記距離Ｍ３２を設定した配置領域に配置されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１８】
前記枠体が前記太陽電池素子を覆って形成されている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項１９】
前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子とが離間している請求項１８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２０】
前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には空間が設けられている請求項１９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２１】
前記空間の間隔をｄ３、単位時間の気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をΔＴ、前記集光板の位置規制部分と前記端面までの距離をＬ３、前記集光板の線膨張係数をＫとしたときに、前記間隔ｄ３が、ｄ３＞ΔＴ・Ｌ３・Ｋの関係を満たす請求項２０に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２２】
前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には緩衝材が設けられている請求項１９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２３】
前記集光板と前記枠体との間には反射層が設けられている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２４】
前記反射層は、前記集光板と前記枠体との間の一部に配置されており、前記集光板と前記枠体との間の前記反射層が配置されていない部分には空気層が介在している請求項２３に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２５】
前記集光板の前記第１主面と反対側の第２主面側には、前記集光板の前記第２主面側から透過した光を反射する反射板が設けられている請求項９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２６】
前記集光板が、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板である請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項２７】
請求項１に記載の太陽電池モジュールを備える太陽光発電装置。
【請求項２８】
第１主面と端面とを有し、外光を前記第１主面から入射させ内部で伝播させて前記端面に集光させる集光板と、
前記集光板の前記端面に集光された光を受光する太陽電池素子と、
前記集光板の前記端面を保持する枠体と、を含み、
前記枠体が前記太陽電池素子を覆って配置されており、
前記太陽電池素子は、前記集光板と前記枠体とのうちいずれか一方に固定され、他方には固定されていない構成となっており、
他方と前記太陽電池素子との間には空間が設けられている太陽電池モジュール。
【請求項２９】
前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、
前記太陽電池素子は、前記集光板の前記第１主面または前記第２主面に固定されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３０】
さらに、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射層が設けられ、
前記集光板は、前記第１主面または第２主面の一方が前記太陽電池素子に固定され、前記第１主面または第２主面の他方において前記太陽電池素子と対向する部分に、前記反射層が設けられている請求項２９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３１】
さらに、前記集光板の端面または前記集光板の端面と対向する前記枠体の内面には、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射層が設けられている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３２】
前記反射層は、前記光を散乱させる機能を有する請求項３１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３３】
前記枠体は、前記集光板の端部を前記第１主面の側及び前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面の側から挟みこんで保持する請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３４】
前記集光板の端面と前記枠体の内面とが弾性部材を介して配置されている請求項３３に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３５】
前記弾性部材の厚みをｔ２、単位時間当たりの気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をδＴ、前記集光板の長さをＬ２、前記集光板の線膨張係数をＫとしたとき、前記厚みｔ２が、ｔ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋの関係を満たす請求項３４に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３６】
さらに、前記枠体と前記太陽電池素子との間の空間に乾燥剤が設けられている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３７】
前記枠体の外面の少なくとも一部が反射面となっている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３８】
前記端面が、前記第１主面または前記第２主面に対して傾斜した第１傾斜面となっており、前記枠体の内面に、前記第１傾斜面と平行な第２傾斜面が形成されている請求項２９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３９】
前記第１傾斜面または前記第２傾斜面に、前記集光板の内部を伝播した光を前記太陽電池素子に向けて反射する反射層が設けられている請求項３８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４０】
前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、
前記端面が、前記第１主面または前記第２主面に対して傾斜した傾斜面となっており、前記集光板の傾斜面に前記太陽電池素子が固定されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４１】
前記傾斜面と前記枠体の内面との間に隙間が形成されており、前記隙間の大きさをｄ２、単位時間当たりの気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をδＴ、前記集光板の長さをＬ２、前記集光板の線膨張係数をＫとしたとき、前記隙間の大きさｄ２が、ｄ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋの関係を満たす請求項４０に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４２】
前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、
前記枠体による前記集光板の固定部の面積が、前記第１主面の側と前記第２主面の側とで異なっている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４３】
前記集光板と前記枠体とのうち前記太陽電池素子が固定されない前記他方の部材と前記太陽電池素子との間が、弾性を有する透明な充填剤で充填されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４４】
前記太陽電池素子が前記枠体に固定され、前記太陽電池素子と前記集光板との間が空気層となっており、前記集光板の前記太陽電池素子と対向する部分が、散乱面となっている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４５】
前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、
前記枠体は、前記第２主面の側を固定する下部フレームと、前記第１主面の側を固定する上部フレームに分割されている請求項２８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４６】
第１主面と端面とを有し、外光を前記第１主面から入射させ内部で伝播させて前記端面から射出させる集光板と、
前記端面に設置され、前記端面から射出された光を受光して電力を発生する太陽電池素子と、
前記集光板を保持する枠体と、
前記第１主面の法線方向から見て、前記集光板と前記枠体とが重なる部分に設けられ、前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する位置規制部材と、
を含む太陽電池モジュール。
【請求項４７】
前記位置規制部材が前記第１主面に平行な方向における前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する請求項４６に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４８】
前記集光板には貫通孔が設けられており、
前記位置規制部材が前記貫通孔を貫く貫通部材であり、
前記貫通部材が前記枠体に固定されている請求項４６に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４９】
前記貫通部材がネジである請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５０】
前記枠体の前記貫通孔に重なる部分にはネジ穴が設けられており、前記ネジが前記貫通孔を介して前記ネジ穴に固定されている請求項４９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５１】
前記枠体は、第１サブフレームと、第２サブフレームと、を有し、
前記ネジ穴が前記第１サブフレームの前記貫通孔に重なる部分に設けられている請求項５０に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５２】
前記貫通部材の形成材料が金属である請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５３】
さらに、前記貫通部材の表面に反射膜を有する請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５４】
さらに前記貫通孔と前記貫通部材との間に反射膜有する請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５５】
前記貫通孔が前記集光板の外周部に配置されている請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５６】
前記集光板の形状が平面視矩形であり、前記集光板の長辺の長さをＬ３１、前記集光板の短辺の長さをＬ３２、前記集光板の短辺から集光量が最大集光量の１０％となる長手方向の位置までの距離をＭ３１、前記集光板の長辺から集光量が最大集光量の１０％となる短手方向の位置までの距離をＭ３２、としたときに、前記距離Ｍ３１が、Ｍ３１＝Ｌ３１／１０の関係を満たし、かつ、前記距離Ｍ３２が、Ｍ３２＝Ｌ３２／１０の関係を満たしており、この場合において、前記貫通孔が前記距離Ｍ３１、前記距離Ｍ３２を設定した配置領域に配置されている請求項４８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５７】
前記枠体が前記太陽電池素子を覆って形成されている請求項４６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５８】
前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子とが離間している請求項５７に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５９】
前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には空間が設けられている請求項５８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６０】
前記空間の間隔をｄ３、単位時間の気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をΔＴ、前記集光板の位置規制部分と前記端面までの距離をＬ３、前記集光板の線膨張係数をＫとしたときに、前記間隔ｄ３が、ｄ３＞ΔＴ・Ｌ３・Ｋの関係を満たす請求項５９に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６１】
さらに、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には緩衝材が設けられている請求項５８に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６２】
さらに、前記集光板と前記枠体との間には反射層が設けられている請求項４６に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６３】
前記反射層は、前記集光板と前記枠体との間の一部に配置されており、前記集光板と前記枠体との間の前記反射層が配置されていない部分には空気層が介在している請求項６２に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６４】
前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記第２主面側には、さらに前記集光板の前記第２主面側から透過した光を反射する反射板を有する請求項４６に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６５】
前記集光板が、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板である請求項４６に記載の太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池モジュールおよび太陽光発電装置に関する。
本願は、２０１２年６月１日に、日本に出願された特願２０１２−１２５９３３号、２０１２年６月５日に、日本に出願された特願２０１２−１２７９３１号、及び２０１２年６月２２日に、日本に出願された特願２０１２−１４０８２２号、に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電装置は、野外に設置されることが多いが、装置の内部に太陽光（外光）を取り込む光入射面に塵、ほこり、鳥の糞などの汚れが付着しやすい。汚れが付着した太陽光発電装置では、これらの汚れによって外光が遮られ、装置内に取り込まれる光量が低下する結果、発電量（出力）が低下してしまう。【０００３】
このような汚れは、光入射面が傾斜面となるように太陽光発電装置を設置することにより、降雨時の雨水で洗い流される。赤道直下以外の地域では、太陽の日周運動における軌道が天頂を通過しないことから、光入射面を太陽に向けるために、太陽光発電装置は、光入射面が地面に対して傾斜するように設置されることが多い。このように設置すると、太陽光発電装置の光入射面が傾斜面となるため、降雨時には光入射面を雨水が流れ、汚れを洗い流すこととなる。【０００４】
しかし、光入射面の面方向下方に、太陽光発電装置を構成する枠体などの部材に起因して、光入射面側に突出する段差があると、この段差部分に雨水が溜まり蒸発することで、洗い流された汚れが蓄積してしまう。その結果、太陽光発電装置では、発電量が低下してしまう。特に、光入射面に複数の発電素子を配列し、各発電素子を直列に接続した従来の太陽光発電装置では、光入射面の下方の発電素子が上記のような汚れで覆われると、装置全体の発電量を著しく低下させてしまう。【０００５】
このような課題に対して、光入射面に溜まりやすい雨水を良好に排出する構成を有する太陽光発電装置が提案されている（例えば、特許文献１〜４参照）。【０００６】
また、集光板の端面に太陽電池素子を設置し、集光板の内部を伝播した光を太陽電池素子に入射させて発電を行う太陽光発電装置として、特許文献５に記載の太陽光エネルギー変換器が知られている。この太陽光エネルギー変換器は、透光性基板内に入射した太陽光によって蛍光体を発光させ、蛍光体から放射された蛍光を透光性基板の端面に設置された太陽電池に伝播させることで発電している。
また、特許文献６には、太陽電池パネルの各辺に沿って設けられ、太陽電池パネルの周縁部を固定するフレームを備えた太陽電池モジュールが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開平９−２２８５９５号公報
【特許文献２】特開２００３−１８８３９９号公報
【特許文献３】特開２０１１−１５９９２７号公報
【特許文献４】特開２００５−２０９９６０号公報
【特許文献５】特開昭５８−４９８６０号公報
【特許文献６】特開２０１１−５４７４４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかし、上記特許文献に記載された太陽光発電装置は、光入射面における汚れの滞留防止と、効率的な発電と、を両立するという観点から、改善の余地があった。【０００９】
また、フレームによる太陽電池パネル及び太陽電池素子の固定が不十分であると、外力によってフレームがずれてしまい、太陽電池素子に衝撃が加わる場合がある。
一方、フレームにより太陽電池パネル及び太陽電池素子を強固に固定すると、太陽電池素子に固定による過度の応力が加わる場合がある。
さらに、フレームにより太陽電池パネル及び太陽電池素子を隙間なく挟み込んで固定すると、太陽電池パネルの反り、曲がり、熱膨張等によって生じる応力の逃げ場がなくなり、太陽電池素子に過度の応力が加わる場合がある。
これらの場合、太陽電池素子が損傷してしまう可能性がある。【００１０】
本発明はこのような事情に鑑みてなされたものであって、光入射面における汚れの滞留防止と、効率的な発電と、を両立することが可能な太陽電池モジュールを提供することを目的とする。また、このような太陽電池モジュールを有し、長期に亘って高い発電効率を維持し易い太陽電池装置を提供することをあわせて目的とする。【００１１】
また、太陽電池素子の損傷を抑制することが可能な太陽電池モジュール及びこれを用いた太陽光発電装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記の課題を解決するため、本発明の一形態によれば、と端面を有し、前記主面主面から外光を入射させ、内部を伝播させた光を前記端面から射出させる集光板と、前記端面に対向して設けられ、前記端面から射出される前記光を受光して光電変換する太陽電池素子と、前記集光板の周縁部を保持する枠体と、を備え、前記集光板は、前記主面側から見て前記枠体より内側に設けられ、前記集光板を厚み方向に貫通する貫通孔、または前記主面側から見て前記枠体より内側に設けられ、前記周縁部において前記主面から裏面に至る切欠き部、を有する太陽電池モジュールを提供することができる。【００１３】
また、本発明の一形態においては、前記貫通孔または前記切欠き部と前記太陽電池素子とが、前記集光板の中心線を挟んで互いに反対側に設けられていることとしてもよい。【００１４】
また、本発明の一形態においては、前記貫通孔または前記切欠き部の表面は、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射面となっていることとしてもよい。【００１５】
また、本発明の一形態においては、前記貫通孔または前記切欠き部の表面は、前記主面に対して垂直に形成されていることとしてもよい。【００１６】
また、本発明の一形態においては、前記主面に親水処理が施されていることとしてもよい。【００１７】
また、本発明の一形態においては、複数の前記太陽電池素子を有し、前記複数の太陽電池素子のうち少なくとも一部は並列に接続されていることとしてもよい。【００１８】
また、本発明の一形態においては、前記集光板が前記切欠き部を有し、複数の前記集光板が、各々の前記切欠き部を互いに隣接させ同心円状に並べられることによって凹状の大型集光板が形成され、複数の前記切欠き部が一体となって、前記大型集光板を貫通する貫通孔を形成していることとしてもよい。【００１９】
また、本発明の一形態によれば、前記集光板は、少なくとも前記主面が凹状であり、前記主面において最も凹んだ位置に、前記集光板を厚み方向に貫通する貫通孔が設けられていてもよい。【００２０】
また、本発明の一形態によれば、さらに、前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する位置規制部材を備え、前記集光板が前記貫通孔を有し、前記第１主面の法線方向から見て、前記集光板と前記枠体とが重なる部分に前記貫通孔が設けられ、前記位置規制部材が、前記貫通孔内に設けられていてもよい。【００２１】
また、本発明の一形態によれば、前記位置規制部材が前記第１主面に平行な方向における前記集光板と前記枠体との相対位置を規制してもよい。【００２２】
また、本発明の一形態によれば、前記貫通部材がネジであってもよい。【００２３】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体の前記貫通孔に重なる部分にはネジ穴が設けられており、前記ネジが前記貫通孔を介して前記ネジ穴に固定されていてもよい。【００２４】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体は、第１サブフレームと、第２サブフレームと、を有し、前記ネジ穴が前記第１サブフレームの前記貫通孔に重なる部分に設けられていてもよい。【００２５】
また、本発明の一形態によれば、前記貫通部材の形成材料が金属であってもよい。【００２６】
また、本発明の一形態によれば、前記貫通部材の表面に反射膜が形成されていてもよい。【００２７】
また、本発明の一形態によれば、前記貫通孔と前記貫通部材との間に反射膜が形成されていてもよい。【００２８】
また、本発明の一形態によれば、前記集光板の形状が平面視矩形であり、前記集光板の長辺の長さをＬ３１、前記集光板の短辺の長さをＬ３２、前記集光板の短辺から集光量が最大集光量の１０％となる長手方向の位置までの距離をＭ３１、前記集光板の長辺から集光量が最大集光量の１０％となる短手方向の位置までの距離をＭ３２、としたときに、前記距離Ｍ３１が、Ｍ３１＝Ｌ３１／１０の関係を満たし、かつ、前記距離Ｍ３２が、Ｍ３２＝Ｌ３２／１０の関係を満たしており、この場合において、前記貫通孔が前記距離Ｍ３１、前記距離Ｍ３２を設定した配置領域に配置されていてもよい。【００２９】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体が前記太陽電池素子を覆って形成されていてもよい。【００３０】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子とが離間していてもよい。【００３１】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には空間が設けられていてもよい。【００３２】
また、本発明の一形態によれば、前記空間の間隔をｄ３、単位時間の気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をΔＴ、前記集光板の位置規制部分と前記端面までの距離をＬ３、前記集光板の線膨張係数をＫとしたときに、前記間隔ｄ３が、ｄ３＞ΔＴ・Ｌ３・Ｋの関係を満たしてもよい。【００３３】
また、本発明の一形態によれば、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には緩衝材が設けられていてもよい。【００３４】
また、本発明の一形態によれば、前記集光板と前記枠体との間には反射層が設けられていてもよい。【００３５】
また、本発明の一形態によれば、前記反射層は、前記集光板と前記枠体との間の一部に配置されており、前記集光板と前記枠体との間の前記反射層が配置されていない部分には空気層が介在していてもよい。【００３６】
また、本発明の一形態によれば、前記集光板の前記第１主面と反対側の第２主面側には、前記集光板の前記第２主面側から透過した光を反射する反射板が設けられていてもよい。【００３７】
また、本発明の一形態によれば、前記集光板が、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板であってもよい。【００３８】
また、本発明の一形態によれば、上述の太陽電池モジュールを備える太陽光発電装置を提供することができる。【００３９】
本発明の他の態様における太陽電池モジュールは、第１主面と端面とを有し、外光を前記第１主面から入射させ内部で伝播させて前記端面に集光させる集光板と、前記集光板の前記端面に集光された光を受光する太陽電池素子と、前記集光板の前記端面を保持する枠体と、を含み、前記枠体が前記太陽電池素子を覆って配置されており、前記太陽電池素子は、前記集光板と前記枠体とのうちいずれか一方に固定され、他方には固定されていない構成となっており、他方と前記太陽電池素子との間には空間が設けられている。【００４０】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記太陽電池素子は、前記集光板の前記第１主面または前記第２主面に固定されていてもよい。【００４１】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射層が設けられ、前記集光板は、前記第１主面または第２主面の一方が前記太陽電池素子に固定され、前記第１主面または第２主面の他方において前記太陽電池素子と対向する部分に、前記反射層が設けられていてもよい。【００４２】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに前記集光板の端面または前記集光板の端面と対向する前記枠体の内面には、前記集光板の内部を伝播する光を反射する反射層が設けられていてもよい。【００４３】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記反射層は、前記光を散乱させる機能を有していてもよい。【００４４】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体は、前記集光板の端部を前記第１主面の側及び前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面の側から挟みこんで保持してもよい。【００４５】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板の端面と前記枠体の内面とが弾性部材を介して配置されていてもよい。【００４６】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記弾性部材の厚みをｔ２、単位時間当たりの気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をδＴ、前記集光板の長さをＬ２、前記集光板の線膨張係数をＫとしたとき、前記厚みｔ２が、ｔ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋの関係を満たしてもい。【００４７】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに前記枠体と前記太陽電池素子との間の空間に乾燥剤が設けられていてもよい。【００４８】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体の外面の少なくとも一部が反射面となっていてもよい。【００４９】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記端面が、前記第１主面または前記第２主面に対して傾斜した第１傾斜面となっており、前記枠体の内面に、前記第１傾斜面と平行な第２傾斜面が形成されていてもよい。【００５０】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記第１傾斜面または前記第２傾斜面に、前記集光板の内部を伝播した光を前記太陽電池素子に向けて反射する反射層が設けられていてもよい。【００５１】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記端面が、前記第１主面または前記第２主面に対して傾斜した傾斜面となっており、前記集光板の傾斜面に前記太陽電池素子が固定されていてもよい。【００５２】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記傾斜面と前記枠体の内面との間に隙間が形成されており、前記隙間の大きさをｄ２、単位時間当たりの気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をδＴ、前記集光板の長さをＬ２、前記集光板の線膨張係数をＫとしたとき、前記隙間の大きさｄ２が、ｄ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋの関係を満たしてもよい。【００５３】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記枠体による前記集光板の固定部の面積が、前記第１主面の側と前記第２主面の側とで異なっていてもよい。【００５４】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板と前記枠体とのうち前記太陽電池素子が固定されない前記他方の部材と前記太陽電池素子との間が、弾性を有する透明な充填剤で充填されていてもよい。【００５５】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記太陽電池素子が前記枠体に固定され、前記太陽電池素子と前記集光板との間が空気層となっており、前記集光板の前記太陽電池素子と対向する部分が、散乱面となっていてもよい。【００５６】
また、本発明の他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記枠体は、前記第２主面の側を固定する下部枠体と、前記第１主面の側を固定する上部枠体に分割されていてもよい。【００５７】
本発明の他の態様における太陽光発電装置は、前記太陽電池モジュールを備えている。【００５８】
本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールは、第１主面と端面とを有し、外光を前記第１主面から入射させ内部で伝播させて前記端面から射出させる集光板と、前記端面に設置され、前記端面から射出された光を受光して電力を発生する太陽電池素子と、前記集光板を保持する枠体と、前記第１主面の法線方向から見て、前記集光板と前記枠体とが重なる部分に設けられ、前記集光板と前記枠体との相対位置を規制する位置規制部材と、を含む。【００５９】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記位置規制部材が前記第１主面に平行な方向における前記集光板と前記枠体との相対位置を規制してもよい。【００６０】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板には貫通孔が設けられており、前記位置規制部材が前記貫通孔を貫く貫通部材であり、前記貫通部材が前記枠体に固定されていてもよい。【００６１】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記貫通部材がネジであってもよい。【００６２】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体の前記貫通孔に重なる部分にはネジ穴が設けられており、前記ネジが前記貫通孔を介して前記ネジ穴に固定されていてもよい。【００６３】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体は、第１サブフレームと、第２サブフレームと、を有し、前記ネジ穴が前記第１サブフレームの前記貫通孔に重なる部分に設けられていてもよい。【００６４】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記貫通部材の形成材料が金属であってもよい。【００６５】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに前記貫通部材の表面に反射膜を有してもよい。【００６６】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記貫通孔と前記貫通部材との間に反射膜を有してもよい。【００６７】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記貫通孔が前記集光板の外周部に配置されていてもよい。【００６８】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板の形状が平面視矩形であり、前記集光板の長辺の長さをＬ３１、前記集光板の短辺の長さをＬ３２、前記集光板の短辺から集光量が最大集光量の１０％となる長手方向の位置までの距離をＭ３１、前記集光板の長辺から集光量が最大集光量の１０％となる短手方向の位置までの距離をＭ３２、としたときに、前記距離Ｍ３１が、Ｍ３１＝Ｌ３１／１０の関係を満たし、かつ、前記距離Ｍ３２が、Ｍ３２＝Ｌ３２／１０の関係を満たしており、この場合において、前記貫通孔が前記距離Ｍ３１、前記距離Ｍ３２を設定した配置領域に配置されていてもよい。【００６９】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体が前記太陽電池素子を覆って形成されていてもよい。【００７０】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子とが離間していいてもよい。【００７１】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には空間が設けられていてもよい。【００７２】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記空間の間隔をｄ３、単位時間の気温の変化による前記集光板の温度差の最大値をΔＴ、前記集光板の位置規制部分と前記端面までの距離をＬ３、前記集光板の線膨張係数をＫとしたときに、前記間隔ｄ３が、ｄ３＞ΔＴ・Ｌ３・Ｋの関係を満たしてもよい。【００７３】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに前記枠体の内壁面と前記太陽電池素子の前記端面とは反対側の面との間には緩衝材が設けられていてもよい。【００７４】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、さらに前記集光板と前記枠体との間には反射層が設けられていてもよい。【００７５】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記反射層は、前記集光板と前記枠体との間の一部に配置されており、前記集光板と前記枠体との間の前記反射層が配置されていない部分には空気層が介在していてもよい。【００７６】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、前記集光板は、前記集光板の前記第１主面とは反対側の第２主面を有し、前記集光板の前記第１主面と反対側の第２主面側には、さらに前記集光板の前記第２主面側から透過した光を反射する反射板を有していてもよい。【００７７】
また、本発明のさらに他の態様における太陽電池モジュールにおいては、集光板が、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板であってもよい。【００７８】
本発明のさらに他の態様における太陽光発電装置は、前記太陽電池モジュールを備えている。
【発明の効果】
【００７９】
本発明のいくつかの態様によれば、光入射面における汚れの滞留防止と、効率的な発電と、を両立することが可能な太陽電池モジュールを提供することができる。また、このような太陽電池モジュールを有し、長期に亘って高い発電効率を維持し易い太陽電池装置を提供することができる。  また、太陽電池素子の損傷を抑制することが可能な太陽電池モジュール及びこれを用いた太陽光発電装置を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００８０】
【図１Ａ】第１実施形態の太陽電池モジュールの斜視図である。
【図１Ｂ】第１実施形態の太陽電池モジュールの平面図である。
【図２Ａ】集光板の中心線の求め方の説明図である。
【図２Ｂ】集光板の中心線の求め方の説明図である。
【図３】太陽電池モジュールの断面図である。
【図４】太陽電池モジュールを設置する様子を示す模式図である。
【図５Ａ】汚れの付着位置に対する発電量低下の影響を示すモデル実験の説明図である。
【図５Ｂ】汚れの付着位置に対する発電量低下の影響を示すモデル実験の説明図である。
【図５Ｃ】汚れの付着位置に対する発電量低下の影響を示すモデル実験の説明図である。
【図６Ａ】第１実施形態の太陽電池モジュールについて示す斜視図である。
【図６Ｂ】第１実施形態の太陽電池モジュールについて示す平面図である。
【図６Ｃ】第１実施形態の太陽電池モジュールについて示す模式図である。
【図７Ａ】第２実施形態に係る太陽電池モジュールの斜視図である。
【図７Ｂ】第２実施形態に係る太陽電池モジュールの平面図である。
【図８Ａ】第２実施形態に係る太陽電池モジュールの斜視図である。
【図８Ｂ】第２実施形態に係る太陽電池モジュールの平面図である。
【図９】第３実施形態に係る太陽電池モジュールの説明図である。
【図１０】第４実施形態に係る太陽電池モジュールの説明図である。
【図１１Ａ】太陽電池モジュールについて示す斜視図である。
【図１１Ｂ】太陽電池モジュールについて示す説明図である。
【図１２】本発明の第５実施形態の太陽電池モジュールを示す分解斜視図である。
【図１３】本発明の第５実施形態の太陽電池モジュールを示す平面図である。
【図１４】図１２のＡ２−Ａ２線に沿った断面図である。
【図１５】本発明の第６実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図１６】本発明の第７実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図１７】本発明の第８実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図１８】本発明の第９実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図１９】本発明の第１０実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図２０】本発明の第１１実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図２１】本発明の第１２実施形態の太陽電池モジュールを示す分解斜視図である。
【図２２】本発明の第１２実施形態の太陽電池モジュールを示す平面図である。
【図２３】図２２のＢ２−Ｂ２線に沿った断面図である。
【図２４Ａ】下部フレームと集光板の位置決めを行う方法を示す模式図である。
【図２４Ｂ】下部フレームと集光板の位置決めを行う方法を示す模式図である。
【図２５Ａ】太陽電池モジュールの変形例を示す断面図である。
【図２５Ｂ】太陽電池モジュールの変形例を示す断面図である。
【図２５Ｃ】太陽電池モジュールの変形例を示す断面図である。
【図２６】比較例の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図２７】本発明の第１３実施形態の太陽電池モジュールを示す模式図である。
【図２８】図２７のＡ−Ａ線に沿った断面図である。
【図２９】集光板に設けられた貫通孔の配置位置を示す平面図である。
【図３０】集光板の長手方向の位置と集光板の集光量との関係を示す図である。
【図３１】本発明の第１４実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図３２】本発明の第１５実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図３３】本発明の第１６実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図３４】本発明の第１７実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図３５】本発明の第１８実施形態の太陽電池モジュールを示す断面図である。
【図３６Ａ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３６Ｂ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３６Ｃ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３６Ｄ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３６Ｅ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３６Ｆ】位置規制部材の変形例を示す断面図である。
【図３７】集光板の変形例を示す平面図である。
【図３８Ａ】集光板に設けられた貫通孔の配置位置を示す平面図である。
【図３８Ｂ】集光板に設けられた貫通孔の配置位置を示す平面図である。
【図３９】太陽光発電装置の概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００８１】
［第１実施形態］
以下、図１Ａ〜図６Ｃを参照しながら、本発明の第１実施形態に係る太陽電池モジュールについて説明する。なお、以下の全ての図面においては、図面を見やすくするため、各構成要素の寸法や比率などは適宜異ならせてある。
【００８２】
図１Ａ及び図１Ｂは、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ａの概略図であり、図１Ａは斜視図、図１Ｂは平面図である。
【００８３】
図に示すように太陽電池モジュール１１Ａは、平面視で矩形（正方形）板状の集光板１２Ａと、集光板１２Ａの端面に設けられた反射層１３および太陽電池素子１４と、集光板１２Ａの周縁部を保持することで集光板１２Ａと反射層１３と太陽電池素子１４とを一体に保持する枠体（フレームともいう）１５と、を備えて構成されている。
【００８４】
集光板１２Ａは、光入射面である主面１２ｘから外光Ｌ１を入射させ、内部を伝播させた光を端面から射出させるものである。集光板１２Ａにおいて、主面１２ｘに接する端面は、第１端面１２ａ、第１端面１２ａと隣接する第２端面１２ｂ、第２端面１２ｂと隣接し第１端面１２ａに対向する第３端面１２ｃ、第１端面１２ａおよび第３端面１２ｃと隣接し第２端面１２ｂに対向する第４端面１２ｄである。
【００８５】
なお、本明細書において「太陽電池素子」とは、本実施形態の太陽電池モジュールを構成する一要素であり、受光面にて受光した光を内部で光電変換することで直流電流を生じさせるものである。
【００８６】
また、本明細書において「太陽電池モジュール」とは、上述の太陽電池素子と集光板とを備えた構成単位であり、集光板の端面に集光した光を用いて太陽電池素子が光電変換し、直流電流を生じさせるものである。
【００８７】
さらに、本明細書において後述する「太陽光発電装置」とは、１以上の太陽電池モジュールと、太陽電池モジュールと組み合わせて用い、太陽電池モジュールで生じた直流電流を通電させて機能する他の構成と、を有するものである。
【００８８】
第１端面１２ａには反射層１３ａが設けられ、第２端面１２ｂには反射層１３ｂが設けられている。また、第３端面１２ｃに対向して、第３端面１２ｃから射出された光を受光して光電変換する太陽電池素子１４ａが設けられ、第４端面１２ｄに対向して、第４端面１２ｄから射出された光を受光して光電変換する太陽電池素子１４ｂが設けられている。太陽電池素子１４ａと太陽電池素子１４ｂとは、並列に接続されている。
【００８９】
また、集光板１２Ａは、集光板１２Ａを厚み方向に貫通する円筒形の貫通孔１２０を有している。貫通孔１２０と太陽電池素子１４ａ，１４ｂとは、集光板１２Ａの中心線を挟んで互いに反対側に設けられている。貫通孔１２０は、集光板１２Ａの第１端面１２ａと第２端面１２ｂとに隣接する角部近傍に平面視で枠体１５から露出して設けられている。貫通孔１２０は、第１端面１２ａと第２端面１２ｂとで形成される角部近傍に平面視で枠体１５より内側に設けられている。
【００９０】
集光板の中心線は、太陽電池モジュールが有する１つの太陽電池素子に着目し、図２Ａ及び図２Ｂに示すようにして定める。
【００９１】
図２Ａに示す太陽電池モジュール１１００のように、着目した太陽電子素子１４００において集光板１２００の端部に対向する受光面が平面である場合、まず、平面視において受光面と対応する線（以下、「第１基準線Ｌ１１」と称することがある）である線分を想定する。
【００９２】
次いで、第１基準線Ｌ１１と平行であり、平面視において第１基準線Ｌ１１から最も遠い位置で集光板１２００の輪郭と接する線（以下、「対向線Ｌ２１」と称することがある）を想定する。
【００９３】
次いで、第１基準線Ｌ１１および対向線Ｌ２１に直交し、第１基準線Ｌ１１との交点および対向線Ｌ２１との交点を両端とする線分Ｓ１１を想定する。この線分Ｓ１１の垂直二等分線であって、集光板１２００の主面と平行である直線が、求める中心線Ｃ１となる。
【００９４】
また、図２Ｂに示す太陽電池モジュール１１１０のように、着目した太陽電子素子１４１０の受光面が曲面である場合には、まず、曲線である第１基準線Ｌａ１の両端を結ぶ線分（弦Ｓａ１）を想定する。
【００９５】
次いで、弦Ｓａ１と平行な線分であって、太陽電池素子が配置された端面において第１基準線Ｌａ１の弦Ｓａ１から最も遠い位置で集光板１２１０の輪郭と接する線（以下、「第２基準線Ｌｂ１」と称することがある）を想定する。
【００９６】
次いで、第２基準線Ｌｂ１と平行であり、平面視において第２基準線Ｌｂ１から最も遠い位置で集光板１２１０の輪郭と接する対向線Ｌｃ１を想定する。
【００９７】
次いで、第２基準線Ｌｂ１および対向線Ｌｃ１に直交し、第２基準線Ｌｂ１との交点および対向線Ｌｃ１との交点を両端とする線分Ｓｂ１を想定する。この線分Ｓｂ１の垂直二等分線であって、集光板１２１０の主面と平行である直線が、求める中心線Ｃ１となる。
【００９８】
例えば、集光板が平面視で点対称な図形である場合、上記定義によれば、中心線は平面視における回転中心（対称点）を通ることとなる。
【００９９】
図１Ｂにおいては、貫通孔１２０と太陽電池素子１４ａとは、集光板１２Ａの中心線Ｃ１１を挟んで互いに反対側に設けられている。また、貫通孔１２０と太陽電池素子１４ｂとは、集光板１２Ａの中心線Ｃ１２を挟んで互いに反対側に設けられている。
【０１００】
本実施形態の太陽電池モジュールにおいて、集光板は、平面視で矩形、台形、円形、楕円形、多角形など種々の形状のものを用いることができるが、いずれの形状の集光板でも、上記定義により定められる中心線を挟んで太陽電池素子とは反対側に貫通孔を有する。
【０１０１】
図３は、太陽電池モジュール１１Ａの断面図であり、図１Ｂの線分Ａ１−Ａ１における斜視断面図である。
【０１０２】
図３に示す集光板１２Ａは、光透過性を有する基材１６の中に蛍光体１７を分散させたものである。以下の説明において、集光板１２Ａのように透明基材中に蛍光体が分散した集光板を「蛍光集光板」と称することがある。
【０１０３】
基材１６は、光透過性を有するならば、ＰＭＭＡ等のアクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂などの樹脂材料（有機材料）や、ガラス、石英などの無機材料や、これらの複合材料を用いることができる。
【０１０４】
この基材１６を形成するＰＭＭＡ樹脂としては、紫外線を吸収しない材質のものを用いることもできる。すなわち、４００ｎｍ以下の波長の光に対して透過性を有する材料、例えば三菱レイヨン社製のＸＹ−０１５９（商品名）を用いることができる。
【０１０５】
太陽光には、多くの紫外線（特に４００ｎｍ以下）の光を含むが、樹脂やガラスの中には紫外線を吸収してしまうものも多い。また、最近では、耐光性の向上のためにこれらの材料中に紫外線吸収剤を混入させ、紫外光を吸収させているものもある。
【０１０６】
このように紫外線を吸収するものの場合、太陽電池モジュールに照射する外光として太陽光を利用すると、多くの光（照射される太陽光全量のうち、紫外線に該当する約１０％の光）は集光板１２Ａの内部で吸収され、発電に利用することができない。そこで、基材１６として紫外線領域の光を吸収しにくい材料（４００ｎｍ以下の波長の光に対して透過性を有する材料）を用いることで、発電効率を向上させることができる。
【０１０７】
蛍光体１７は、紫外光または可視光を吸収して可視光線領域または赤外光領域の蛍光を発光し放射する光機能材料である。
【０１０８】
このような有機蛍光体としては、クマリン系色素、ペリレン系色素、フタロシアニン系色素、スチルベン系色素、シアニン系色素、ポリフェニレン系色素，キサンテン系色素，ピリジン系色素、オキサジン系色素、クリセン系色素、チオフラビン系色素、ペリレン系色素、ピレン系色素、アントラセン系色素、アクリドン系色素、アクリジン系色素、フルオレン系色素、ターフェニル系色素、エテン系色素、ブタジエン系色素、ヘキサトリエン系色素、オキサゾール系色素、クマリン系色素、スチルベン系色素、ジ−およびトリフェニルメタン系色素、チアゾール系色素、チアジン系色素、ナフタルイミド系色素、アントラキノン系色素等が好適に使用される。具体的には、３−（２’−ベンゾチアゾリル）−７−ジエチルアミノクマリン（クマリン６）、３−（２’−ベンゾイミダゾリル）−７−Ｎ，Ｎ−ジエチルアミノクマリン（クマリン７）、３−（２’−Ｎ−メチルベンゾイミダゾリル）−７−Ｎ，Ｎ−ジエチルアミノクマリン（クマリン３０）、２，３，５，６−１Ｈ，４Ｈ−テトラヒドロ−８−トリフルオロメチルキノリジン（９，９ａ，１−ｇｈ）クマリン（クマリン１５３）などのクマリン系色素や、クマリン色素系染料であるベーシックイエロー５１や、ソルベントイエロー１１、ソルベントイエロー１１６などのナフタルイミド系色素や、ローダミンＢ、ローダミン６Ｇ、ローダミン３Ｂ、ローダミン１０１、ローダミン１１０、スルホローダミン、ベーシックバイオレット１１、ベーシックレッド２などのローダミン系色素、１−エチル−２−［４−（ｐ−ジメチルアミノフェニル）−１，３−ブタジエニル］ピリジニウム−パークロレート（ピリジン１）などのピリジン系色素、さらには、シアニン系色素、あるいはオキサジン系色素などが用いられる。
【０１０９】
これらの色素は、１種を用いることとしてもよく、２種以上を用いることとしてもよい。２種以上の色素を用いる場合には、各色素の吸収波長帯域が互いに極力重ならないように色素を選択することで、用いる色素全体が吸収する外光の量を増やすことができ、外光を効率的に利用することが可能となる。
【０１１０】
さらに、各種染料（直接染料、酸性染料、塩基性染料、分散染料など）も、蛍光性があれば蛍光体として使用可能である。この蛍光体１７は、基材１６中にほぼ均一に分散させられている。
【０１１１】
このような集光板１２Ａでは、蛍光体１７が集光板１２Ａの内部に入射した外光Ｌ１の少なくとも一部を吸収して蛍光ＦＬ１に変換して放出する。放出された蛍光ＦＬ１は、集光板１２Ａの内部を伝播して、太陽電池素子１４が配置されている端面（第３端面１２ｃ）から射出され、太陽電池素子１４に入射し発電に利用される。
【０１１２】
集光板１２Ａに設けられた貫通孔１２０の表面１２０ａは、集光板の内部を伝播する蛍光ＦＬ１を反射する反射面となっているとよい。例えば、表面１２０ａを、銀やアルミニウムの金属膜や、ＥＳＲ（Ｅｎｈａｎｃｅｄ  Ｓｐｅｃｕｌａｒ  Ｒｅｆｌｅｃｔｏｒ）反射フィルム（３Ｍ社製）のような誘電体多層膜などの反射材料で覆うことで、表面１２０ａを反射面とすることができる。このようにすることで、表面１２０ａから集光板１２Ａの外部に蛍光ＦＬ１が漏れ出すことを抑制することができる。
【０１１３】
さらに、貫通孔１２０の表面１２０ａは、集光板１２Ａの主面１２ｘに対して垂直に形成されているとよい。貫通孔１２０がこのように形成されていることで、表面１２０ａで反射した蛍光ＦＬ１が集光板１２Ａの主面１２ｘや裏面から外部に漏れ出すことを抑制することができる。
【０１１４】
さらに、図示は省略するが、集光板１２Ａの主面１２ｘに対向する裏面には、裏面から集光板１２Ａの外部に漏れ出す光を集光板１２Ａの内部に反射する反射層が設けられていてもよい。
【０１１５】
図３に示す反射層１３ａは、銀やアルミニウムの金属膜や、ＥＳＲ反射フィルム（３Ｍ社製）のような誘電体多層膜などの反射材料を用いて形成することができる。反射層１３ａ、集光板１２Ａの端面に空気層を介して、または空気層を介さずに直接接して設けられている。
【０１１６】
反射層１３ａは、集光板１２Ａの内部を伝播する蛍光ＦＬ１が第１端面１２ａに達した場合に、蛍光ＦＬ１を集光板１２Ａ内に反射し、太陽電池素子１４ａを配置した第３端面１２ｃおよび図１Ａ及び図１Ｂに示す太陽電池素子１４ｂを配置した第４端面１２ｄから射出させる。これにより、太陽電池素子１４に効率的に光照射を行うことができる。
【０１１７】
反射層１３ａは、入射した光を鏡面反射する鏡面反射層でもよく、入射した光を散乱反射する散乱反射層でもよい。反射層１３ａに散乱反射層を用いた場合には、太陽電池素子１４の方向に直接向かう光の光量が増えるため、太陽電池素子１４への集光効率が高まり、発電量が増加する。また、反射光が散乱されるため、時間や季節による発電量の変化が平均化される。なお、散乱反射層としては、マイクロ発泡ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）（古河電工社製）などを用いることができる。
【０１１８】
なお、図１Ａ及び図１Ｂに示す反射層１３ｂについても、上述の反射層１３ａと同様の構成を採用することができる。
【０１１９】
太陽電池素子１４ａは、受光面が集光板１２Ａの第３端面１２ｃに対向して配置されている。
太陽電池素子１４ａは、第３端面１２ｃとの界面における光損失が極力少なくなるように接着されている（光学接着されている）ことが好ましい。
【０１２０】
太陽電池素子１４ａとしては、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、量子ドット太陽電池、有機系太陽電池などの公知の太陽電池を使用することができる。中でも、高効率な発電が可能であることから、化合物系太陽電池や量子ドット太陽電池が好ましい。
【０１２１】
また、太陽電池素子１４ａは、集光板１２Ａに含まれる蛍光体１７が発する蛍光ＦＬ１の波長において高い効率で光電変換可能であるものが好ましい。
【０１２２】
化合物系太陽電池としては、ＩｎＧａＰ、ＧａＡｓ、ＩｎＧａＡｓ，ＡｌＧａＡｓ、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｓ）２、ＣｕＩｎＳ２、ＣｄＴｅ、ＣｄＳ等を用いた太陽電池が挙げられる。なかでも、ＧａＡｓ太陽電池が好ましい。また、量子ドット太陽電池としては、Ｓｉ、ＩｎＧａＡｓ等を用いた太陽電池が挙げられる。
【０１２３】
なお、図１Ａ及び図１Ｂに示す太陽電池素子１４ｂについても、上述の太陽電池素子１４ａと同様の構成を採用することができる。
【０１２４】
図４は、太陽電池モジュール１１Ａを設置する様子を示す模式図である。図４に示すように、太陽電池モジュール１１Ａは、不図示の支持体を用い、水平面（ＸＹ平面）に平行な状態から、貫通孔１２０が配置された角部を下方として、第１端面１２ａ側から見たときの仰角がθ１１、第２端面１２ｂ側から見たときの仰角がθ１２となるように傾けて配置するとよい。例えば、θ１１は３０°、θ１２は１０°である。
【０１２５】
このように太陽電池モジュール１１Ａを配置すると、集光板１２Ａの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、貫通孔１２０を介して集光板１２Ａの裏面側に排出されることとなる。
【０１２６】
雨水により主面１２ｘを洗い流しやすくするため、集光板１２Ａの主面１２ｘは、主面１２ｘから集光板１２Ａ内に外光を入射させて発電を行うという太陽電池モジュール１１Ａの機能を損なわない範囲において、通常知られた方法を用いた親水処理が施されているとよい。
【０１２７】
なお、本明細書においては、「親水性」とは、θ／２法を測定原理として求められた接触角が０°以上１５°以下であることを指す。また、「親水処理」とは、主面１２ｘに親水性を付与するための物理的または化学的な操作のことを指す。
【０１２８】
親水処理が施された主面１２ｘは、親水性となり、主面１２ｘに降りかかった雨が容易に主面１２ｘ全体に濡れ広がることとなる。そのため、主面１２ｘに付着した汚れをまばらに洗い流すことが少なくなり、効果的に主面１２ｘ全体の汚れを落とすことが可能となる。
【０１２９】
このような貫通孔１２０を介して主面１２ｘ汚れを排出するためには、必然的に、貫通孔１２０が設けられた側が下方に位置するように太陽電池モジュール１１Ａを傾けて配置することとなる。そのため、主面１２ｘに付着し雨水で流しきれなかった汚れは、貫通孔１２０の周囲に堆積しやすい。
【０１３０】
しかし、太陽電池モジュール１１Ａでは、太陽電池素子が、集光板１２Ａの中心線を挟んで貫通孔１２０とは反対側に設けられているため、貫通孔１２０近傍に付着した汚れによる発電効率の低下を抑制することができる。
【０１３１】
図５Ａ〜図５Ｃは、主面の汚れの付着位置に対する、発電量低下の影響を示すモデル実験の説明図である。
【０１３２】
モデル実験においては、図５Ａ及び図５Ｂに示すように、平面視正方形の集光板１５０１の一端面に太陽電池素子１５０２を設け、残る３つの端面を光吸収面とした太陽電池モジュール１５００を用意した。集光板１５０１は、集光板１２Ａと同様に蛍光集光板である。
【０１３３】
汚れのモデルとして集光板１５０１の主面の一部を遮蔽し、さらに遮蔽する領域を変化させて、遮蔽率（集光板の主面全体に対する遮蔽した領域の割合（％））に対する、太陽電池モジュール１５００の短絡電流を測定した。
【０１３４】
実験では、遮蔽する領域を、太陽電池素子を設けた端面側から拡大させて遮蔽率を変化させた場合（条件１、図５Ａに模式図を示す）と、太陽電池素子を設けた端面と対向する端面側から拡大させて遮蔽率を変化させた場合（条件２、図５Ｂに模式図を示す）と、を比較することで、主面の汚れの付着位置に対する発電量低下の影響を確認した。
【０１３５】
図５Ｃは、モデル実験の結果を示すグラフであり、横軸が遮蔽率（％）、縦軸が測定した短絡電流（任意単位、ａ.ｕ.）を示す。グラフから明らかなように、遮蔽率は同じであっても、太陽電池素子の近傍が遮蔽されている条件１より、太陽電子素子から離れた位置が遮蔽されている条件２のほうが、短絡電流の低下が少ないことが分かった。
【０１３６】
すなわち、本実施形態の太陽電池モジュール１１Ａでは、貫通孔１２０の周囲に汚れが付着しやすいが、貫通孔１２０は、集光板１２Ａの中心線を挟んで太陽電池素子とは反対側に設けられており、汚れは太陽電池素子から離れた位置に堆積しやすい。そのため、貫通孔１２０近傍に付着した汚れによる発電効率の低下を抑制することができる。
【０１３７】
以上、本実施形態の太陽電池モジュール１１Ａによれば、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１３８】
なお、本実施形態においては、太陽電池モジュール１１Ａの第３端面１２ｃには太陽電池素子１４ａが設けられることとしたが、第３端面１２ｃに複数の太陽電池素子を設けることとしてもよい。同様に、第４端面１２ｄに複数の太陽電池素子を設けることとしても構わない。
その場合、同一の端面に設けられた複数の太陽電池素子は直列に接続されることとしてもよい。
【０１３９】
また、本実施形態においては、２つの太陽電池素子１４ａ，１４ｂを用いることとしたが、太陽電池素子を１つだけ用いることとしてもよい。例えば、太陽電池素子１４ａのみ用いることとした場合には、太陽電池素子１４ｂの代わりに反射層を設けるとよい。
【０１４０】
さらに、反射層１３の代わりに太陽電池素子を設け、集光板１２Ａの４つの端面すべてに対向するように４つの太陽電池素子を配置することとしても構わない。
【０１４１】
その場合、貫通孔１２０の周囲に堆積しやすい汚れの影響により、貫通孔１２０との距離が相対的に遠い第３端面１２ｃおよび第４端面１２ｄに設けられる太陽電池素子（本実施形態における太陽電池素子１４ａ，１４ｂ）の方が、貫通孔１２０との距離が相対的に近い第１端面１２ａおよび第２端面１２ｂに設けられる太陽電池素子よりも発電量が多くなる。
【０１４２】
そのため、第３端面１２ｃおよび第４端面１２ｄに設けられる太陽電池素子と、第１端面１２ａおよび第２端面１２ｂに設けられる太陽電池素子とは、並列に接続するとよい。これにより、発電量が少ない太陽電池素子の影響で、太陽電池モジュール全体の発電効率が低下することを抑制することができる。
【０１４３】
また、本実施形態においては、貫通孔１２０は円筒形であることとしたが、主面１２ｘを流れる水を裏面側に排出することができれば、その他の種々の形状を採用することができる。例えば、平面視が矩形、多角形、楕円形、角を丸めた四角形等の形状を有する筒状の貫通孔を採用することができる。
【０１４４】
図６Ａ〜図６Ｃは、貫通孔形状が異なる太陽電池モジュール１１Ｂについて示す説明図であり、図６Ａは、図１Ａに対応する斜視図、図６Ｂは、図１Ｂに対応する平面図、図６Ｃは図４に対応する模式図である。
【０１４５】
図６Ａ及び図６Ｂに示すように、太陽電池モジュール１１Ｂが有する集光板１２Ｂは、平面視が角を丸めた四角形状の筒状の貫通孔１２１を有している。貫通孔１２１は、第２端面１２ｂの近傍において第２端面１２ｂに沿って延在して設けられており、平面視で枠体１５から露出している。貫通孔１２１は、第２端面１２ｂの近傍において第２端面１２ｂに沿って延在して設けられており、平面視で枠体１５より内側に位置している。また、集光板１２Ｂの主面は、親水処理が施されていると好ましい。
【０１４６】
貫通孔１２１は、図１Ａ及び図１Ｂに示す貫通孔１２０と同様に、表面が集光板１２Ｂの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっていると好ましい。また、貫通孔１２１は、集光板１２Ｂの主面に対して垂直に形成されているとよい。
【０１４７】
集光板１２Ｂは、第１端面１２ａに反射層１３ｃが設けられ、第３端面１２ｃに、反射層１３ｄが設けられている。反射層１３ｃ，１３ｄは、上述の反射層１３ａ，１３ｂと同様の構成を採用することができる。
【０１４８】
さらに、太陽電池素子１４ｃが、第２端面１２ｂに対向する第４端面１２ｄに対向して設けられている。これにより、貫通孔１２１と太陽電池素子１４ｃとは、集光板１２Ｂの中心線Ｃ１３を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。
【０１４９】
図６Ｃに示すように、太陽電池モジュール１１Ｂは、不図示の支持体を用い、水平面（ＸＹ平面）に平行な状態から、貫通孔１２１が配置された第２端面１２ｂの側を下方として、第１端面１２ａ側から見たときの仰角がθ１３となるように傾けて配置するとよい。例えば、θ１３は３０°である。
【０１５０】
このように太陽電池モジュール１１Ｂを傾けて配置すると、集光板１２Ｂの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、貫通孔１２１を介して集光板１２Ｂの裏面側に排出されることとなる。
【０１５１】
上述のような太陽電池モジュール１１Ｂであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１５２】
［第２実施形態］
図７Ａ〜図８Ｂは、本発明の第２実施形態に係る太陽電池モジュールの説明図である。本実施形態において第１実施形態と共通する構成要素については同じ符号を付し、詳細な説明は省略する。
【０１５３】
図７Ａ及び図７Ｂは、本実施形態の太陽電池モジュール１１Ｃを示す説明図であり、図７Ａは、図１Ａに対応する斜視図、図７Ｂは、図１Ｂに対応する平面図である。図７Ａ及び図７Ｂに示すように、太陽電池モジュール１１Ｃが有する集光板１２Ｃは、第１端面１２ａと第２端面１２ｂとに挟まれる角部に、平面視弧状を呈し集光板１２Ｃの主面から裏面に至る切欠き部１２２を有している。
【０１５４】
なお、本明細書において「切欠き部」とは、集光板の周縁部において局部的にできたへこみ部分を指す。
【０１５５】
切欠き部１２２は、平面視で枠体１５から露出している。切欠き部１２２は、平面視で枠体１５より内側に位置している。そのため、切欠き部１２２と枠体１５とは、集光板１２Ｃの主面側から裏面側に至る貫通孔を形成している。
【０１５６】
切欠き部１２２は、表面が集光板１２Ｃの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっていると好ましい。また、切欠き部１２２は、集光板１２Ｃの主面に対して垂直に形成されているとよい。また、集光板１２Ｃの主面は、親水処理が施されていると好ましい。
【０１５７】
集光板１２Ｃは、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ａと同様に、第１端面１２ａに反射層１３ａ、第２端面１２ｂに反射層１３ｂが設けられている。
【０１５８】
また、第３端面１２ｃに太陽電池素子１４ａ、第４端面１２ｄに太陽電池素子１４ｂが設けられている。これにより、切欠き部１２２と太陽電池素子１４ａとは、集光板１２Ｃの中心線Ｃ１４を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。また、切欠き部１２２と太陽電池素子１４ｂとは、集光板１２Ｃの中心線Ｃ１５を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。
【０１５９】
このような太陽電池モジュール１１Ｃは、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ａと同様に、切欠き部１２２が形成された角部を下方として傾けて配置するとよい。これにより、集光板１２Ｃの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、切欠き部１２２と枠体１５とで形成される貫通孔を介して集光板１２Ｃの裏面側に排出されることとなる。
【０１６０】
上述のような太陽電池モジュール１１Ｃであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１６１】
なお、本実施形態においては、切欠き部１２２は平面視弧状であることとしたが、平面視で枠体１５から露出して設けられ、枠体１５とともに集光板の主面側から裏面側に至る貫通孔を形成可能であれば、種々の形状を採用することができる。
【０１６２】
また、本実施形態においては、切欠き部１２２を第１端面１２ａと第２端面１２ｂとに挟まれる角部に設けることとしたが、これに限らず、集光板の端面に設けることとしても構わない。
【０１６３】
図８Ａ及び図８Ｂは、切欠き部の形成位置が異なる太陽電池モジュール１１Ｄについて示す説明図であり、図８Ａは、図６Ａに対応する斜視図、図８Ｂは、図６Ｂに対応する平面図である。
【０１６４】
図８Ａ及び図８Ｂに示すように、太陽電池モジュール１１Ｄが有する集光板１２Ｄは、第２端面１２ｂに位置し、第２端面１２ｂに沿って延在し、集光板１２Ｄの主面から裏面に至る切欠き部１２３を有している。切欠き部１２３は平面視で枠体１５から露出している。切欠き部１２３は平面視で枠体１５より内側に位置している。また、集光板１２Ｄの主面は、親水処理が施されていると好ましい。
【０１６５】
切欠き部１２３は、切欠き部１２２と同様に、表面が集光板１２Ｄの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっていると好ましい。また、切欠き部１２３は、集光板１２Ｄの主面に対して垂直に形成されているとよい。
【０１６６】
太陽電池素子１４ｃは、第２端面１２ｂに対向する第４端面１２ｄに対向して設けられている。これにより、切欠き部１２３と太陽電池素子１４ｃとは、集光板１２Ｄの中心線Ｃ１６を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。
【０１６７】
このような太陽電池モジュール１１Ｄは、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ｂと同様に、切欠き部１２３が形成された第２端面１２ｂの側を下方として傾けて配置するとよい。これにより、集光板１２Ｄの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、切欠き部１２３と枠体１５とで形成される貫通孔を介して集光板１２Ｄの裏面側に排出されることとなる。
【０１６８】
上述のような太陽電池モジュール１１Ｄであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１６９】
［第３実施形態］
図９は、本発明の第３実施形態に係る太陽電池モジュール１１Ｅの説明図である。図に示す太陽電池モジュール１１Ｅは、上述の第２実施形態における太陽電池モジュール１１Ｃの集光板１２Ｃと相似な形状を有する集光板１２Ｅを４つ有している。なお、太陽電池モジュール１１Ｅは、周縁部を不図示の枠体で囲まれて保持されている。
【０１７０】
４つの集光板１２Ｅは、それぞれ角部に集光板１２Ｃの切欠き部１２２に対応する切欠き部１２４を有しており、各々の切欠き部１２４が互いに面するように隣接させ同心円状に並べられることによって大型集光板を形成している。
【０１７１】
集光板１２Ｅは、切欠き部１２４に隣接する第１端面１２ａ、第２端面１２ｂに接合部材１３０が設けられ、接合部材１３０を介して隣接する集光板１２Ｅ同士が接合している。これにより、各集光板１２Ｅが有する合計４つの切欠き部１２４は、一体となって大型集光板を厚さ方向に貫通する貫通孔１２５を形成している
【０１７２】
切欠き部１２４は、表面が集光板１２Ｅの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっていると好ましい。また、切欠き部１２４は、集光板１２Ｅの主面に対して垂直に形成されているとよい。また、集光板１２Ｅの主面は、親水処理が施されていると好ましい。
【０１７３】
接合部材１３０が設けられている第１端面１２ａ、第２端面１２ｂは、切欠き部１２４と同様に、集光板１２Ｅの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっているとよい。例えば、第１端面１２ａ、第２端面１２ｂを、銀やアルミニウムの金属膜や、ＥＳＲ反射フィルム（３Ｍ社製）のような誘電体多層膜などの反射材料で覆うことで、第１端面１２ａ、第２端面１２ｂを反射面とすることができる。このような構成においては、切欠き部１２４、第１端面１２ａ、第２端面１２ｂを同じ反射材料で覆うこととすると、加工が容易となる。
【０１７４】
この場合、接合部材１３０としては、集光板１２Ｅ同士を貼り合わせる接着剤のような樹脂材料を用いて形成することができる。
【０１７５】
他にも、接合部材１３０が、表面が光反射面である部材と、この部材と集光板１２Ｅとを貼り合わせるための光透過性を有する接着剤層と、を有するものであることとするとよい。
【０１７６】
また、各集光板１２Ｅにおいて、第３端面１２ｃに太陽電池素子１４ｄ、第４端面１２ｄに太陽電池素子１４ｅが設けられている。これにより、切欠き部１２４と太陽電池素子１４ｄとは、集光板１２Ｅの中心線を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。また、切欠き部１２４と太陽電池素子１４ｅとは、集光板１２Ｅの中心線を挟んで互いに反対側に設けられていることとなる。
【０１７７】
このような太陽電池モジュール１１Ｅは、集光板１２Ｅが、水平面（ＸＹ平面）に平行な状態から、接合部材１３０と接する第１端面１２ａ、第２端面１２ｂを下方として、太陽電池素子１４側から見たときの仰角がθ１４、θ１５となるように傾けて接合されている。例えば、θ１４およびθ１５は１０°である。
【０１７８】
このような構成の太陽電池モジュール１１Ｅでは、大型集光板が凹状となる。そのため、集光板１２Ｅの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、切欠き部１２４と枠体１５とで形成される貫通孔１２５に集まり、貫通孔１２５を介して集光板１２Ｅの裏面側（大型集光板の裏面側）に排出されることとなる。
【０１７９】
上述のような太陽電池モジュール１１Ｅであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１８０】
なお、太陽電池モジュール１１Ｅにおいては、４つの集光板１２Ｅを用いて１つの大型集光板を形成することとしたが、大型集光板を構成する集光板の数は、２以上であればよい。
【０１８１】
また、太陽電池モジュール１１Ｅにおいては、大型集光板を構成する集光板の形状が平面視正方形であることとしたが、これに限らず、種々の形状を採用することができる。
【０１８２】
［第４実施形態］
図１０は、本発明の第４実施形態に係る太陽電池モジュール１１Ｆの説明図である。図に示す太陽電池モジュール１１Ｆは、平面視矩形の集光板１２Ｆと、集光板１２Ｆの４つの端面にそれぞれ設けられた太陽電池素子１４ｆと、を有している。集光板１２Ｆは、集光板１２Ａと同様に蛍光集光板である。また、太陽電池素子１４ｆとしては、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ａで示したものと同様のものを用いることができる。
【０１８３】
集光板１２Ｆは、主面１２ｘが凹状に形成されており、主面１２ｘにおいて最も凹んだ位置に、集光板１２Ｆを厚み方向に貫通する貫通孔１２６が設けられている。なお、「主面において最も凹んだ位置」とは、集光板１２Ｆを水平面に上に凸となるように載置した際に、主面において高さ方向で最も高くなる位置のことである。本実施形態の集光板１２Ｆは、主面１２ｘに加えて裏面も湾曲した形状を呈しているが、集光板は主面１２ｘのみが凹状に形成されているものであってもよい。
【０１８４】
貫通孔１２６を形成する位置は、集光板１２Ｆの主面１２ｘにおいて最も曲率半径が小さい箇所であるとよい。
集光板において、内部を伝播する光は、主面および裏面において全反射条件を満たす場合に、集光板内から外部に射出されることなく全反射し、端面から射出される。しかし、本実施形態の集光板１２Ｆのように、集光板の主面および裏面が曲面となっていると、内部を伝播する光が、集光板の主面および裏面において全反射条件を満たさないことがあり、外部に射出されうる。集光板において曲率半径が小さい箇所では、上述の漏れ光が生じやすいところ、そのような箇所に貫通孔を形成することで、光学的な損失を少なくすることができる。
【０１８５】
貫通孔１２６は、表面が集光板１２Ｆの内部を伝播する蛍光を反射する反射面となっていると好ましい。また、集光板１２Ｆの主面は、親水処理が施されていると好ましい。
【０１８６】
このような構成の太陽電池モジュール１１Ｆでは、集光板１２Ｆの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、貫通孔１２６を介して集光板１２Ｆの裏面側に排出されることとなる。そのため、上述のような太陽電池モジュール１１Ｆであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０１８７】
なお、上述した各実施形態においては、集光板が、蛍光集光板であるとして説明したが、これに限らない。
【０１８８】
図１１Ａ及び図１１Ｂは、太陽電池モジュール１１Ｇについて示す説明図である。図１１Ａは、図１Ａに対応する斜視図である。太陽電池モジュール１１Ｇは、集光板１２Ｇと、集光板１２Ｇの端面１２ｚに設けられた太陽電池素子１４ｇと、枠体１５とを有している。
【０１８９】
集光板１２Ｇは、Ｚ軸に垂直な（ＸＹ平面と平行な）主面１２ｘ及び裏面１２ｙを有する平面視略矩形の板状部材である。集光板１２Ｇとしては、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。
【０１９０】
集光板１２Ｇの裏面１２ｙには、主面１２ｘから入射した光を反射させて光の進行方向を端面１２ｚに向かう方向に変更する機能を有する複数の溝Ｔ１が、Ｘ方向に延在して設けられている。溝Ｔ１は、ＸＹ平面と平行な面に対して斜めに傾斜した傾斜面Ｔ１１と、傾斜面Ｔ１１と交差する面Ｔ１２と、を有するＶ字状の溝である。図１１Ａ及び図１１Ｂでは、図面を簡略化するために、溝Ｔ１を数本しか記載していないが、実際には、幅１００μｍ程度の細かい溝Ｔ１が多数本形成されている。
【０１９１】
このような溝Ｔ１を有する集光板１２Ｇは、例えば、可視光領域の光透過率が高い樹脂材料を射出成型することにより形成されている。
【０１９２】
傾斜面Ｔ１１は、主面１２ｘから入射した外光Ｌ１（例えば太陽光）を全反射して光の進行方向を端面１２ｚに向かう方向に変更する反射面である。主面１２ｘに対して垂直に近い角度で入射した外光Ｌ１は、傾斜面Ｔ１１で反射して集光板１２Ｇの内部を概ねＹ方向に伝播する。
【０１９３】
集光板１２Ｇの裏面１２ｙには、このような溝Ｔ１が、傾斜面Ｔ１１と面Ｔ１２とが互いに接するようにＹ方向に複数設けられている。図１１Ａでは、裏面１２ｙに設けられた複数の溝Ｔ１の形状及び大きさは、全て同じであることとしているが、目的を損なわない範囲で形状や大きさを変更することとしてもよい。
【０１９４】
図１１Ｂは、集光板１２Ｇの裏面１２ｙに設けられる溝Ｔ１の断面図である。図に示すように、溝Ｔ１は、Ｙ軸に対して角度θをなす傾斜面Ｔ１１と、Ｙ軸に対して垂直な面Ｔ１２と、が稜線Ｔ１３において交差するＶ字状の溝である。稜線Ｔ１３を挟んで端面１２ｚ側に面Ｔ１２が配置され、端面１２ｚとは反対側に傾斜面Ｔ１１が配置されている。
【０１９５】
例えば、傾斜面Ｔ１１の角度θは４２°であり、溝Ｔ１のＹ方向の幅は１００μｍであり、溝Ｔ１のＺ方向の深さは９０μｍであり、集光板１２Ｇの屈折率は１．５である。しかし、角度θ１、溝Ｔ１のＹ方向の幅、溝Ｔ１のＺ方向の深さ、及び集光板１２Ｇの屈折率はこれに限定されない。
【０１９６】
集光板１２Ｇの端面１２ｚに対向して、太陽電池素子１４ｇが設けられている。さらに、集光板１２Ｇは、太陽電池素子１４ｇが設けられた端面１２ｚと対向する端面における角近傍に、集光板１２Ｇの厚み方向に貫通する貫通孔１２７が設けられている。貫通孔１２７は、平面視において、枠体１５から露出して設けられている。貫通孔１２７の形状としては、図１１Ａ及び図１１Ｂに示すものの他、上述した蛍光集光板で採用可能な種々の形状を採用することができる。
【０１９７】
さらに、図示は省略するが、集光板１２Ｇの端面１２ｚ以外の端面には、当該端面１２ｚ以外の端面から集光板１２Ｇの外部に漏れ出す光を集光板１２Ｇの内部に反射する反射層が設けられていてもよい。
【０１９８】
このような太陽電池モジュール１１Ｇも、第１実施形態の太陽電池モジュール１１Ａと同様に、貫通孔１２７が形成された角部を下方として傾けて配置するとよい。これにより、集光板１２Ｇの主面１２ｘに付着した汚れが雨水で洗い流される際、雨水と汚れとが、切欠き部１２２と枠体１５とで形成される貫通孔を介して集光板１２Ｇの裏面１２ｙ側に排出されることとなる。
【０１９９】
上述のような太陽電池モジュール１１Ｇであっても、主面１２ｘに汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能となる。
【０２００】
また、図１１Ａ及び図１１Ｂに示すような、裏面１２ｙに形成した傾斜面で光を反射させて端面に導く集光板においては、貫通孔に代えて、上述した蛍光集光板に形成された切欠き部を有することとしてもよい。
【０２０１】
以下、本発明の第５実施形態について、図１２〜図１４を用いて説明する。
なお、以下の全ての図面においては、各構成要素を見やすくするため、構成要素によって寸法の縮尺を異ならせて示すことがある。
【０２０２】
[第５実施形態]
図１２は、本発明の第５実施形態の太陽電池モジュール２１を示す分解斜視図である。図１３は、太陽電池モジュール２１を示す平面図である。図１４は、図１３のＡ２−Ａ２線に沿った断面図である。
【０２０３】
図１２に示すように、太陽電池モジュール２１は、集光板２２と、太陽電池素子２３と、フレーム（枠体ともいう）２４と、を備えている。
【０２０４】
集光板２２は平面視長方形の板部材である。集光板２２は、図１４に示すように、第１主面２２ａと、第２主面２２ｂと、端面２２ｃと、を有している。第１主面２２ａは、光入射面である。
第２主面２２ｂは、第１主面２２ａとは反対側の面である。端面２２ｃは、光反射面である。なお、集光板２２のサイズは、一例として、長辺の長さが１００ｃｍ程度、短辺の長さが９０ｃｍ程度、厚みが４ｍｍ程度である。
【０２０５】
集光板２２は、図１３に示すように、透明基材２２０中に、蛍光体２２１を分散させた蛍光集光板である。透明基材２２０は、実施形態１に記載の基材１６と同じ材料を適用することが可能である。例えば、透明基材２２０は、ＰＭＭＡ等のアクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂などの透明性の高い有機材料、もしくはガラスなどの透明性の無機材料からなる。本実施形態では、透明基材２２０としてＰＭＭＡ樹脂（屈折率１．４９）を用いる。集光板２２は、このＰＭＭＡ樹脂中に蛍光体２２１を分散させて形成されている。なお、この集光板２２の屈折率は、分散させている蛍光体２２１の量が少ないため、ＰＭＭＡ樹脂と同程度の１．５０となっている。
【０２０６】
蛍光体２２１は、紫外光または可視光を吸収して可視光または赤外光を発光し放射する光機能材料である。光機能材料としては、有機蛍光体が挙げられる。
このような有機蛍光体としては、第１実施形態の蛍光体１７と同じ材料を適用することができる。
【０２０７】
第１実施形態の蛍光体１７と同様に、有機蛍光体は、１種を用いることとしてもよく、２種以上を用いることとしてもよい。２種以上の色素を用いる場合には、各色素の吸収波長帯域が互いに極力重ならないように色素を選択することで、用いる色素全体が吸収する外光の量を増やすことができ、外光を効率的に利用することが可能となる。
【０２０８】
なお、蛍光体として無機蛍光体を用いることもできる。
さらに、各種染料（直接染料、酸性染料、塩基性染料、分散染料など）も、蛍光性があれば本発明の蛍光体として使用可能である。
【０２０９】
本実施形態の場合、集光板２２の内部には、１種類の蛍光体２２１が分散されている。蛍光体２２１は、橙色光を吸収して赤色の蛍光を放射する。本実施形態では、蛍光体２２１としてＢＡＳＦ社製ＬｕｍｏｇｅｎＲ３０５（商品名）を用いる。蛍光体２２１は、概ね６００ｎｍ以下の波長の光を吸収する。蛍光体２２１の発光スペクトルは、６１０ｎｍにピーク波長を有する。
【０２１０】
なお、１種類の蛍光体を用いる場合に限らず、複数種類（２種類もしくは３種類以上）の蛍光体を用いてもよい。
【０２１１】
図１２に示すように、集光板２２の４つの端面２２ｃには反射層２５が設けられている。反射層２５は、集光板２２の内部からその外部に向けて進行する光（蛍光体２２１から放射された光）を集光板２２の内部に向けて反射する。反射層２５としては、ＥＳＲ反射フィルム（３Ｍ社製）等の誘電体多層膜からなる反射層を用いることができる。本材料を用いれば、可視光下において９８％以上の高い反射率を実現できる。なお、反射層２５としては、アルミニウム（Ａｌ）、銅（Ｃｕ）、金（Ａｕ）、銀（Ａｇ）等の金属膜からなる反射層を用いてもよい。
【０２１２】
反射層２５は、図１４に示すように、集光板２２の端面２２ｃに透明接着剤２６により接合されている。透明接着剤２６は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤２６の屈折率は、集光板２２と同程度の１．５０となっている。
【０２１３】
なお、反射層２５は、集光板２２の端面２２ｃに直接形成されていてもよい。また、反射層２５は、フレーム２４の内壁面と集光板２２の端面２２ｃとの間に挟み込まれることにより保持されていてもよい。これにより、透明接着剤２６を配置する必要がなくなる。
【０２１４】
太陽電池素子２３は、図１２に示すように、集光板２２の４辺に沿って配置されている。太陽電池素子２３の受光面は、集光板２２の端部の第１主面２２ａに対向している。太陽電池素子２３の幅は、一例として、４ｍｍ程度である。
【０２１５】
太陽電池素子２３としては、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、量子ドット太陽電池、有機系太陽電池などの公知の太陽電池を使用することができる。中でも、化合物半導体を用いた化合物系太陽電池や量子ドット太陽電池は、高効率な発電が可能であることから、太陽電池素子２３として好適である。特に、蛍光体２２１の発光スペクトルのピーク波長（６１０ｎｍ）において高効率を示す化合物系太陽電池であるＧａＡｓ太陽電池が望ましい。他にも、第１実施形態の太陽電池素子１４ａとして列挙した化合物系太陽電池を用いることもできる。ただし、価格や用途に応じて、Ｓｉ系や有機系など他の種類の太陽電池を用いることもできる。
【０２１６】
太陽電池素子２３は、集光板２２に固定されており、フレーム２４には固定されていない。太陽電池素子２３は、図１４に示すように、集光板２２の第１主面２２ａに透明接着剤２７により接合されている。透明接着剤２７は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いることができる。透明接着剤２７の屈折率は、集光板２２と同程度の１．５０となっている。なお、透明接着剤２７としては、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤を用いてもよい。
【０２１７】
図１２では、太陽電池素子２３を集光板２２の４辺に沿って設置した例を示したが、太陽電池素子２３を集光板２２の１辺ないし３辺に沿って設置してもよい。
【０２１８】
フレーム２４は、図１３に示すように、平面視矩形枠状である。フレーム２４は、集光板２２の端部を保持するものである。フレーム２４は、太陽電池素子２３を覆って配置されている。フレーム２４の肉厚は２ｍｍ程度である。フレーム２４の形成材料は、Ａｌ等の金属である。この他にも、フレーム２４の形成材料としては種々の材料を用いることができる。特に、高強度かつ軽量な材料を用いることが好ましい。
【０２１９】
本実施形態において、フレーム２４は、図１２に示すように、集光板２２の各辺ごとに分割されている。フレーム２４は、第１サブフレーム２４１と、第２サブフレーム２４２と、を有する。第１サブフレーム２４１は、集光板２２の短辺に沿って配置されている。第１サブフレーム２４１は、互いに対向する２つの短辺にそれぞれ１つずつ、計２つ配置されている。第２サブフレーム２４２は、集光板２２の長辺に沿って配置されている。第２サブフレーム２４２は、互いに対向する２つの長辺にそれぞれ１つずつ、計２つ配置されている。
【０２２０】
図１４に示すように、フレーム２４は、集光板２２を第１主面２２ａの側と第２主面２２ｂの側とから挟み込んで保持している。ここでは、フレーム２４の構成として、第１サブフレーム２４１の図を挙げて説明する。第１サブフレーム２４１は、天板部２４１ａと、底板部２４１ｂと、側壁部２４１ｃと、を備えている。なお、第２サブフレーム２４２の構成は、これと同様の構成を有する。
【０２２１】
天板部２４１ａと、底板部２４１ｂと、側壁部２４１ｃと、は一体に構成されている。天板部２４１ａは、太陽電池素子２３を覆って配置されている。天板部２４１ａの一端部は側壁部２４１ｃに接続されている。天板部２４１ａの他端部は、太陽電池素子２３を超える部分まで延在している。天板部２４１ａの他端部は厚肉になっている。底板部２４１ｂは、集光板２２を挟んで天板部２４１ａと対向して配置されている。底板部２４１ｂの一端部は側壁部２４１ｃに接続されている。底板部２４１ｂの他端部は集光板２２の天板部２４１ａの他端部と重なる部分まで延在している。底板部２４１ｂの集光板２２の長手方向の長さは、天板部２４１ａの集光板２２の長手方向の長さと概ね等しくなっている。
【０２２２】
図１２に示すように、第１サブフレーム２４１の端部には、貫通孔２４１ｈが設けられている。第２サブフレーム２４２の端部において第１サブフレーム２４１の貫通孔２４１ｈに重なる部分には、ネジ穴２４２ｈが設けられている。ネジ穴２４２ｈにはネジ等の固定部材２４３が貫通孔２４１ｈを介して固定される。これにより、第１サブフレーム２４１の端部が第２サブフレーム２４２の端部に固定される。
【０２２３】
図１４に示すように、フレーム２４の天板部２４１ａの他端部と集光板２２の第１主面２２ａとの間には、反射層２８及び緩衝層２９が設けられている。
【０２２４】
反射層２８は、集光板２２の内部からその外部に向けて進行する光（蛍光体２２１から放射された光）を集光板２２の内部に向けて反射する。反射層２８としては、ＥＳＲ等の誘電体多層膜からなる反射層、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜からなる反射層を用いることができる。
【０２２５】
反射層２８は、集光板２２の第１主面２２ａに透明接着剤２１０により接合されている。透明接着剤２１０は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤２１０の屈折率は、集光板２２からの導波光をロスなく伝播するために、集光板２２と同程度の１．５０であることが望ましい。具体的には、硬化後の屈折率が１．５１である、稲畑産業（株）の一液性透明エポキシ樹脂ＥＨ１６００−Ｇ２を本実施形態の透明接着剤２１０として用いた。もちろん、本接着剤に限定するものではない。
【０２２６】
なお、反射層２８は、集光板２２の第１主面２２ａに直接形成されていてもよい。また、反射層２８は、フレーム２４の天板部２４１ａの他端部と集光板２２の第１主面２２ａとの間に挟み込まれることにより保持されていてもよい。これにより、透明接着剤２１０を配置する必要がなくなる。
【０２２７】
緩衝層２９は、フレーム２４の天板部２４１ａの他端部と集光板２２の第１主面２２ａとの間に加わる応力を吸収する。緩衝層２９としては、シリコンゴムシート等のゴムシートを用いることができる。この他にも、緩衝層２９の形成材料としては種々の材料を用いることができる。特に、高い防水性を兼ね備えた材料を用いることが好ましい。
【０２２８】
緩衝層２９は、フレーム２４の天板部２４１ａの他端部に接着剤２１１により接合されている。
接着剤２１１は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、緩衝層２９は接着剤２１１により完全に固定されていなくてもよい。フレーム２４により集光板２２を挟み込んで保持するときに緩衝層２９の位置がずれなければよい。
【０２２９】
フレーム２４の底板部２４１ｂの他端部と集光板２２の第２主面２２ｂとの間には、反射層２１２及び緩衝層２１３が設けられている。
【０２３０】
反射層２１２は、集光板２２の内部からその外部に向けて進行する光（蛍光体２２１から放射された光）を集光板２２の内部に向けて反射する。反射層２１２としては、反射層２８と同様のものを用いることができる。
【０２３１】
反射層２１２は、集光板２２の第２主面２２ｂに透明接着剤２１４により接合されている。透明接着剤２１４は、透明接着剤２１０と同様のものを用いることができる。
【０２３２】
なお、反射層２１２は、集光板２２の第２主面２２ｂに直接形成されていてもよい。また、反射層２１２は、フレーム２４の底板部２４１ｂの他端部と集光板２２の第２主面２２ｂとの間に挟み込まれることにより保持されていてもよい。これにより、透明接着剤２１４を配置する必要がなくなる。
【０２３３】
緩衝層２１３は、フレーム２４の底板部２４１ｂの他端部と集光板２２の第２主面２２ｂとの間に加わる応力を吸収する。緩衝層２１３としては、緩衝層２９と同様のものを用いることができる。
【０２３４】
緩衝層２１３は、フレーム２４の底板部２４１ｂの他端部に接着剤２１５により接合されている。接着剤２１５は、接着剤２１１と同様のものを用いることができる。なお、緩衝層２１３は接着剤２１５により完全に固定されていなくてもよい。フレーム２４により集光板２２を挟み込んで保持するときに緩衝層２１３の位置がずれなければよい。
【０２３５】
なお、フレーム２４の底板部２４１ｂと集光板２２の第２主面２２ｂとの間の反射層２１２及び緩衝層２１３が配置されていない部分には空気層が介在している。
【０２３６】
図１４に示すように、フレーム２４の内壁面２４ｓと集光板２２の端面２２ｃとが離間している。
ここでは、フレーム２４の内壁面２４ｓと集光板２２の端面２２ｃとの配置関係として、第１サブフレーム２４１の側壁部２４１ｃの内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとが離間している図を挙げて説明する。なお、第２サブフレーム２４２の側壁部の内壁面と集光板２２の端面２２ｃとの配置関係は、これと同様の配置関係を有するため詳細な説明は省略する。
【０２３７】
本実施形態において、フレーム２４の側壁部２４１ｃと集光板２２の端面２２ｃに設けられた反射層２５との間には、緩衝層２１６（弾性部材）が設けられている。
【０２３８】
緩衝層２１６は、フレーム２４の側壁部２４１ｃと集光板２２の端面２２ｃとの間に加わる応力を吸収する。緩衝層２１６としては、シリコンゴムシート等のゴムシートを用いることができる。この他にも、緩衝層２１６の形成材料としては種々の材料を用いることができる。特に、フレーム２４と集光板２２の相対位置のずれやフレーム２４と集光板２２のうち少なくとも一方の曲がりによる応力、温度上昇による集光板２２の伸縮の影響を緩和できるように高い弾性力を備えた材料を用いることが好ましい。例えば、ゲル、シリコン樹脂、ウレタン樹脂、ゴム等の粘着性を有する材料を用いることができる。
【０２３９】
緩衝層２１６は、フレーム２４の側壁部２４１ｃの内壁面２４１ｓに接着剤２１７により接合されている。接着剤２１７は、弾性接着剤が好適である。
【０２４０】
なお、緩衝層２１６の厚みｔ２は、単位時間当たりの気温の変化により集光板２２が熱膨張しても、第１サブフレーム２４１の内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとの間に一定の間隔が確保されるように設定することが好ましい。
【０２４１】
単位時間当たりの気温の変化による集光板２２の温度差の最大値をδＴ、集光板２２の長手方向の長さをＬ２、集光板２２の線膨張係数をＫとしたとき、温度変化による、集光板２２の膨張量は、δＴ×Ｌ２×Ｋで得られる。単位時間当たりの気温の変化による集光板２２の温度差の最大値は、以下のように設定することができる。例えば、単位時間を１日とした場合には、日中の気温が高いときの集光板２２の温度（最大温度）と深夜の気温が低いときの集光板２２の温度（最低温度）との温度差を、集光板２２の温度差の最大値として設定する。
【０２４２】
単位時間を１年とした場合には、季節の温度変化を考慮し、夏の気温が高いときの集光板２２の温度（最大温度）と冬の気温が低いときの集光板２２の温度（最低温度）との温度差を、集光板２２の温度差の最大値として設定する。
【０２４３】
例えば、単位時間当たりの気温の変化による集光板２２の温度差の最大値δＴを５０℃、集光板２２の長手方向の長さＬ２を１ｍとしたとき、集光板２２としてアクリル板を用いたときの線膨張係数Ｋが８０×１０−６ｍ／℃であると、集光板２２は４ｍｍ膨張する。そのため、上記第１サブフレーム２４１の内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとの間の一定の間隔は４ｍｍ以上あける必要がある。
【０２４４】
一方、サブフレーム２４１の内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとの間の距離が大きすぎると、太陽電池モジュール２１の大きさに対してフレーム２４の大きさの比率が大きくなる。
その結果、受光面積の比率が小さくなるので、太陽電池モジュール２１の大きさに対する発電効率が低下してしまうことになる。
【０２４５】
さらに、緩衝層２１６は、太陽電池モジュール２１の作製プロセス中の集光板２２の保護部材となる。これにより、集光板２２がフレーム２４や他の部材との接触によって破損することを防止することができる。
緩衝層２１６による保護の効果を最大限出すためには、緩衝層２１６を第１サブフレーム２４１の内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとの間に充填することが望ましい。
【０２４６】
そのためには、単位時間当たりの気温の変化による集光板２２の温度差の最大値をδＴ、集光板２２の長手方向の長さをＬ２、集光板２２の線膨張係数をＫとしたとき、下記の（１）式を満たすことが好ましい。
【０２４７】
ｔ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋ  ・・・（１）
【０２４８】
本実施形態の上記条件では、緩衝層２１６の厚みｔ２は４ｍｍとなった。この場合、緩衝層２１６の厚みｔ２は４ｍｍよりも大きく設定することが好ましい。
もちろん、上記条件が好適であるが、第１サブフレーム２４１の内壁面２４１ｓと集光板２２の端面２２ｃとの間の距離を十分に確保することで、緩衝層２１６の厚みｔ２を薄くすることも可能である。例えば、上記の距離を１．５ｃｍとし、緩衝層２１６の厚みｔ２を２ｍｍとすることで、熱膨張による破損や、プロセス時の破損を回避することもできる。
【０２４９】
第１サブフレーム２４１の天板部２４１ａの内壁面２４１ｓと太陽電池素子２３との間には空間２４０が設けられている。空間２４０には空気層が介在している。
【０２５０】
第１サブフレーム２４１の天板部２４１ａの内壁面２４１ｓには、乾燥剤２１８が設けられている。乾燥剤２１８は、シリカゲルを用いることができる。この他にも、乾燥剤２１８としては、モレキュラーシーブを用いることができる。なお、空間２４０に乾燥窒素を充填してもよい。
【０２５１】
以上説明したように、本実施形態における太陽電池モジュール２１によれば、太陽電池素子２３が集光板２２の第１主面２２ａに固定され、フレーム２４には固定されていない。そのため、集光板２２とフレーム２４の相対位置のずれにより太陽電池素子２３に応力が加わることを抑制できる。よって、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。
【０２５２】
また、本実施形態によれば、フレーム２４が太陽電池素子２３を覆って形成されているため、塵埃等の異物や雨水が太陽電池素子２３に浸入することを抑制できる。
【０２５３】
また、本実施形態によれば、フレーム２４が集光板２２の端部を第１主面２２ａの側及び第２主面２２ｂの側から挟み込んで保持されている。そのため、外力によってフレーム２４がずれることを抑制し、太陽電池素子２３に衝撃が加わることを抑制できる。よって、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。
【０２５４】
また、本実施形態によれば、フレーム２４の側壁部２４１ｃと集光板２２の端面２２ｃに設けられた反射層２５との間に緩衝層２１６が設けられている。そのため、外力によってフレーム２４や集光板２２が衝撃を受けた場合、緩衝層２１６により太陽電池素子２３に加わる衝撃を吸収できる。よって、太陽電池素子２３の損傷を抑制できる。
【０２５５】
また、本実施形態によれば、空間２４０に乾燥剤２１８が設けられているため、空間２４０の湿気を取り除くことができる。よって、湿度により太陽電池素子２３の品質が劣化することを抑制できる。
【０２５６】
また、本実施形態によれば、フレーム２４の天板部２４１ａの内壁面２４ｓと太陽電池素子２３との間には空間２４０が設けられているため、外力によってフレーム２４や集光板２２が衝撃を受けた場合、空間２４０により太陽電池素子２３に衝撃が加わることを抑制できる。また、空間２４０により、集光板２２の反り、曲がり、熱膨張等によって生じる応力を逃がすことができる。よって、太陽電池素子２３の損傷を抑制できる。
【０２５７】
また、本実施形態によれば、図１４に示すように、集光板２２を伝播する光が反射層２５の表面、反射層２８の表面、反射層２１２の表面で反射し、再び集光板２２の内部に戻る。よって、光の損失を低減できる。
【０２５８】
また、本実施形態によれば、フレーム２４の底板部２４１ｂと集光板２２の第２主面２２ｂとの間の反射層２１２及び緩衝層２１３が配置されていない部分には空気層が介在している。集光板２２の屈折率と空気層の屈折率と間の屈折率差が大きいため、集光板２２を伝播する光が集光板２２と空気層との界面で全反射しやすくなる。よって、光の損失を低減できる。例えば、集光板２２の屈折率を１．５、空気層の屈折率を１．０とすると、集光板２２と空気層との界面における臨界角は、Ｓｎｅｌｌの法則から４２°程度となる。当該界面への光の入射角が臨界角である４２°よりも大きい間は臨界角条件を満たすため、光は当該界面で全反射する。
【０２５９】
なお、本実施形態の集光板２２は、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板で構成されているが、これに限らない。例えば、蛍光体を含有していない集光板で構成されていてもよい。また、入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面が設けられた形状集光板であってもよい。
【０２６０】
また、本実施形態では、反射層２１２がフレーム２４の一部に設けられている例を挙げて説明したが、これに限らない。例えば、反射層がフレームの内面全体に設けられていてもよい。
【０２６１】
[第６実施形態]
図１５は、本発明の第６実施形態の太陽電池モジュール２１０１を示す断面図である。
【０２６２】
本実施形態の太陽電池モジュール２１０１の基本構成は第５実施形態と同様であり、集光板２２の端面２２ｃに配置された反射層２５に替えて散乱反射層２１０５が配置されている点、集光板２２の第２主面２２ｂに配置された反射層２１２とは長さの異なる反射層２１１２が配置されている点が第５実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２１０１の基本構成の説明は省略する。
【０２６３】
本実施形態においては、図１５に示すように、集光板２２の端面２２ｃには散乱反射層２１０５が設けられている。散乱反射層２１０５は、入射した光を散乱反射する。例えば、散乱反射層２１０５としては、マイクロ発泡ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）（古河電工社製）などが用いられる。
【０２６４】
集光板２２の第２主面２２ｂには反射層２１１２が設けられている。反射層２１１２は、集光板２２の第２主面２２ｂにおいて太陽電池素子２３と対向する部分と反射層２８と対向する部分とに亘って配置されている。反射層２１１２としては、ＥＳＲ等の誘電体多層膜からなる反射層、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜からなる反射層を用いることができる。なお、反射層としては、入射した光を散乱反射する散乱反射層でもよい。
【０２６５】
反射層２１１２は、集光板２２の第２主面２２ｂに透明接着剤２１１４により接合されている。
透明接着剤２１１４は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤２１１４の屈折率は、集光板２２からの導波光をロスなく伝播するために、集光板２２と同程度の１．５０であることが望ましい。具体的には、硬化後の屈折率が１．５１である、稲畑産業（株）の一液性透明エポキシ樹脂ＥＨ１６００−Ｇ２を本実施形態の透明接着剤２１１４として用いた。もちろん、本接着剤に限定するものではない。
【０２６６】
なお、反射層２１１２は、集光板２２の第２主面２２ｂに直接形成されていてもよい。これにより、透明接着剤２１１４を配置する必要がなくなる。
【０２６７】
集光板の端面に光を散乱させる機能を有しない反射層が配置された構成であると、当該端面に概ね垂直に入射した光は反射層の表面で概ね垂直に反射する。当該反射光は太陽電池素子には入射せずに集光板の反射層が配置された端面とは反対側の端部に向かうこととなる。
【０２６８】
これに対し、本実施形態の太陽電池モジュール２１０１によれば、散乱反射層２１０５により集光板２２の端面２２ｃに垂直に近い角度で入射する光を散乱反射できる。当該散乱反射光の一部は太陽電池素子２３に入射する。また、当該散乱反射光の一部は太陽電池素子２３とは反対側の第２主面２２ｂに向かう。第２主面２２ｂの太陽電池素子２３と対向する部分に入射する光は反射層２１１２により反射される。反射層２１１２により、散乱反射層２１０５から下方に散乱反射された光のうち全反射条件を満たさない角度で入射した光を太陽電池素子２３に導光できる。このような構成により、太陽電池素子２３に直接向かう光の光量を増やすことができる。よって、太陽電池素子２３への集光効率が高まり、発電量が増加する。
【０２６９】
[第７実施形態]
図１６は、本発明の第７実施形態の太陽電池モジュール２２０１を示す断面図である。
【０２７０】
本実施形態の太陽電池モジュール２２０１の基本構成は第６実施形態と同様であり、フレーム２４の外面に反射層２２０５が形成されている点が第６実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２２０１の基本構成の説明は省略する。
【０２７１】
本実施形態においては、図１６に示すように、フレーム２４の外壁面２４ｔに沿って反射層２２０５が形成されている。反射層２２０５は、フレーム２４の天板部２４ａの外壁面２４ｔ、底板部４ｂの外壁面２４ｔ、及び側壁部２４ｃの外壁面２４ｔに亘って形成されている。
【０２７２】
なお、反射層２２０５はフレーム２４の外壁面２４ｔの全面に亘って形成してもよいし、太陽光にさらされる面のみに形成してもよい。
【０２７３】
例えば、反射層２２０５としては、白色散乱層を用いることができる。また、フレーム２４に反射層を成膜したり、貼り付けたりして形成することもできる。また、フレーム自体の表面を鏡面加工して鏡面反射面とすることもできる。
また、反射層として、再帰性反射層を設置することもできる。再帰性反射層により、光が入射した方向とは逆方向に光を反射できる。そのため、複数の太陽電池モジュールを隣接して配置する場合であっても、反射光が隣のモジュールに入射することを抑制できる。
よって、太陽電池素子の温度上昇の要因となることを抑制できる。
【０２７４】
太陽電池素子の特性は、温度依存性があり、一般的には温度が上昇すると発電力が低下してしまう。例えば、結晶シリコン太陽電池では、太陽光の照射によって表面温度が７５℃になると表面温度が２５℃の時に比べて発電力が２５％も低下することが知られている。
【０２７５】
太陽電池素子がフレームの内部に設置されている構成であると、太陽光の照射によってフレームの温度が上昇した場合、太陽電池素子の温度が上昇することがある。
【０２７６】
本実施形態の太陽電池モジュール２２０１によれば、反射層２２０５によりフレーム２４に入射する太陽光を反射できる。そのため、フレーム２４の温度上昇を抑えることができる。よって、太陽電池素子の温度上昇を抑え、発電力の低下を抑制することができる。
【０２７７】
[第８実施形態]
図１７は、本発明の第８実施形態の太陽電池モジュール２３０１を示す断面図である。
【０２７８】
本実施形態の太陽電池モジュール２３０１の基本構成は第６実施形態と同様であり、集光板２３０２の端面２３０２ｃが集光板２３０２の第１主面２３０２ａに対して傾斜した傾斜面となっている点、フレーム２３０４の内面に集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃと平行な傾斜面２３０４ｄが形成されている点、集光板２３０２の端面２３０２ｃに反射層２３０５が配置されている点、が第６実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２３０１の基本構成の説明は省略する。
【０２７９】
本実施形態においては、図１７に示すように、集光板２３０２の端面２３０２ｃは、集光板２３０２の第１主面２３０２ａに対して鋭角に傾斜している。集光板２３０２の端面２３０２ｃと集光板２３０２の第１主面２３０２ａとのなす角度θ１は、例えば４５°程度である。
【０２８０】
フレーム２３０４の内面に形成された傾斜面２３０４ｄは、集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃに対して平行である。フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄの面積は、集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃの面積と概ね等しい。
【０２８１】
集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃには反射層２３０５が設けられている。反射層２３０５は、集光板２３０２の内部からその外部に向けて進行する光（蛍光体２２１から放射された光）を太陽電池素子２３に向けて反射する。反射層２３０５としては、ＥＳＲ等の誘電体多層膜からなる反射層、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜からなる反射層を用いることができる。
【０２８２】
反射層２３０５は、集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃに透明接着剤２３０６により接合されている。透明接着剤２３０６は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤２３０６の屈折率は、集光板２３０２と同程度の１．５０となっている。
【０２８３】
なお、反射層２３０５は、集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃに直接形成されていてもよい。
また、反射層２３０５は、フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄと集光板２２の傾斜面２３０２ｃとの間に挟み込まれることにより保持されていてもよい。これにより、透明接着剤２３０６を配置する必要がなくなる。
【０２８４】
フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄと集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃに設けられた反射層２３０５との間には、緩衝層２３１６が設けられている。
【０２８５】
緩衝層２３１６は、フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄと集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃとの間に加わる応力を吸収する。緩衝層２３１６としては、シリコンゴムシート等のゴムシートや、ゲル、シリコン樹脂、ウレタン樹脂、ゴム等の粘着性を有する材料を用いることができる。
【０２８６】
緩衝層２３１６は、フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄに接着剤２３１７により接合されている。接着剤２３１７は、弾性接着剤が好適である。
【０２８７】
なお、緩衝層２３１６の厚みは、単位時間当たりの気温の変化により集光板２３０２が熱膨張しても、フレーム２３４１の傾斜面２３０４ｄと集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃとの間に一定の間隔が確保されるように設定することが好ましい。
【０２８８】
本実施形態の太陽電池モジュール２３０１によれば、集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃが集光板２３０２の第１主面２３０２ａに対して鋭角に傾斜しているため、当該傾斜面２３０２ｃに入射する光を上方に向けて反射しやすくなる。そのため、集光板の端面が集光板の第１主面に対して直角である構成に比べて、太陽電池素子２３に直接向かう光の光量を増やすことができる。よって、太陽電池素子２３への集光効率が高まり、発電量が増加する。また、集光板２３０２とフレーム２３０４との固定面が大きくなるため、集光板２３０２とフレーム２３０４とをより強固に固定できる。
【０２８９】
また、本実施形態によれば、フレーム２３０４の傾斜面２３０４ｄが集光板２３０２の傾斜面２３０２ｃに合致しているため、集光板２３０２をフレーム２３０４に安定して設置できる。また、集光板２３０２とフレーム２３０４とが固定しやすくなる。
【０２９０】
[第９実施形態]
図１８は、本発明の第９実施形態の太陽電池モジュール２４０１を示す断面図である。
【０２９１】
本実施形態の太陽電池モジュール２４０１の基本構成は第６実施形態と同様であり、集光板２４０２の端面２４０２ｃが集光板２４０２の第２主面２４０２ｂに対して傾斜した傾斜面となっている点、集光板２４０２の端面２４０２ｃに太陽電池素子２３が固定されている点、集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃとフレーム２４０４の内面との間に隙間が形成されている点、フレーム２４０４による集光板２４０２の固定部の面積が集光板２４０２の第１主面２４０２ａの側と集光板２４０２の第２主面２４０２ｂの側とで異なっている点、が第６実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２４０１の基本構成の説明は省略する。
【０２９２】
本実施形態においては、図１８に示すように、集光板２４０２の端面２４０２ｃは、集光板２４０２の第２主面２４０２ｂに対して鋭角に傾斜している。集光板２４０２の端面２４０２ｃと集光板２４０２の第２主面２４０２ｂとのなす角度θ２は、例えば４５°程度である。
【０２９３】
太陽電池素子２３は、集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃに透明接着剤２４０７により接合されている。透明接着剤２４０７は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤２４０７の屈折率は、集光板２４０２と同程度の１．５０となっている。
【０２９４】
本実施形態においては、フレーム２４０４による集光板２４０２の固定箇所が第１主面２４０２ａの側と第２主面２４０２ｂの側との上下２点である。フレーム２４０４による集光板２４０２の固定部の面積が集光板２４０２の第１主面２４０２ａの側よりも集光板２４０２の第２主面２４０２ｂの側の方が大きい。固定部の面積とは、フレーム２４０４と集光板２４０２とが対向する部分の接触面積である。具体的には、緩衝層２４１３及び接着剤２４１５が集光板２４０２の第２主面２４０２ｂにおいて反射層２４１２と対向する部分に亘って配置されている。
【０２９５】
本実施形態において、集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃとフレーム２４０４の内面との間に隙間が形成されている。
【０２９６】
なお、隙間の大きさｄ２は、単位時間当たりの気温の変化により集光板２４０２が熱膨張しても、フレーム２４０４の内壁面と集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃとの間に一定の間隔が確保されるように設定することが好ましい。
【０２９７】
単位時間当たりの気温の変化による集光板２４０２の温度差の最大値をδＴ、集光板２４０２の長手方向の長さをＬ２、集光板２４０２の線膨張係数をＫとしたとき、温度変化による、集光板２４０２の膨張量は、δＴ×Ｌ２×Ｋで得られる。単位時間当たりの気温の変化による集光板２４０２の温度差の最大値は、以下のように設定することができる。例えば、単位時間を１日とした場合には、日中の気温が高いときの集光板２４０２の温度（最大温度）と深夜の気温が低いときの集光板２４０２の温度（最低温度）との温度差を、集光板２４０２の温度差の最大値として設定する。
【０２９８】
単位時間を１年とした場合には、季節の温度変化を考慮し、夏の気温が高いときの集光板２４０２の温度（最大温度）と冬の気温が低いときの集光板２４０２の温度（最低温度）との温度差を、集光板２４０２の温度差の最大値として設定する。
【０２９９】
例えば、単位時間当たりの気温の変化による集光板２４０２の温度差の最大値δＴを５０℃、集光板２４０２の長手方向の長さＬ２を１ｍとしたとき、集光板２４０２としてアクリル板を用いたときの線膨張係数Ｋが８０×１０−６ｍ／℃であると、集光板２４０２は４ｍｍ膨張する。そのため、上記フレーム２４０４の内壁面と集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃとの間の一定の間隔は４ｍｍ以上あける必要がある。
【０３００】
一方、フレーム２４０４の内壁面と集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃとの間の距離が大きすぎると、太陽電池モジュール２４０１の大きさに対してフレーム２４０４の大きさの比率が大きくなる。その結果、受光面積の比率が小さくなるので、太陽電池モジュール２４０１の大きさに対する発電効率が低下してしまうことになる。
【０３０１】
そのためには、単位時間当たりの気温の変化による集光板２４０２の温度差の最大値をδＴ、集光板２４０２の長手方向の長さをＬ２、集光板２４０２の線膨張係数をＫとしたとき、下記の（２）式を満たすことが好ましい。
【０３０２】
ｄ２＞δＴ×Ｌ２×Ｋ  ・・・（２）
【０３０３】
本実施形態の上記条件では、隙間の大きさｄは４ｍｍとなった。この場合、隙間の大きさｄ２は４ｍｍよりも大きく設定することが好ましい。なお、隙間の大きさｄ２は太陽電池素子２３のサイズ及び接着剤２４０７の厚み等を考慮して設定することが好ましい。
【０３０４】
本実施形態の太陽電池モジュール２４０１によれば、集光板２４０２の傾斜面２４０２ｃに太陽電池素子２３が固定されているため、当該傾斜面２４０２ｃに入射する光を太陽電池素子２３に直接導光できる。そのため、集光板の端面により反射した反射光を太陽電池素子に導く構成に比べて、太陽電池素子２３に入射する光の光量を増やすことができる。よって、太陽電池素子２３への集光効率が高まり、発電量が増加する。
【０３０５】
また、本実施形態によれば、フレーム２４０４による集光板２４０２の固定部の面積が集光板２４０２の第１主面２４０２ａの側よりも集光板２４０２の第２主面２４０２ｂの側の方が大きい。そのため、フレーム２４０４による集光板２４０２の固定が上下２点であっても、集光板２４０２をフレーム２４０４により安定して固定できる。
【０３０６】
[第１０実施形態]
図１９は、本発明の第１０実施形態の太陽電池モジュール２５０１を示す断面図である。
【０３０７】
本実施形態の太陽電池モジュール２５０１の基本構成は第６実施形態と同様であり、太陽電池素子２５０３がフレーム２４に固定されている点、集光板２２と太陽電池素子２５０３との間が充填剤２５４０で充填されている点、が第６実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２５０１の基本構成の説明は省略する。
【０３０８】
本実施形態においては、図１９に示すように、太陽電池素子２５０３は、フレーム２４に固定されており、集光板２２には固定されていない。太陽電池素子２５０３は、フレーム２４の天板部２４ａの内壁面に接着剤２５０７により接合されている。接着剤２５０７は、弾性接着剤が好適である。
【０３０９】
充填剤２５４０は、弾性を有する透明な部材である。充填剤２５４０としては、例えば、シリコン系樹脂を用いることができる。この他にも、充填剤２５４０としては種々の材料を用いることができる。特に、フレーム２４と集光板２２の相対位置のずれやフレーム２４と集光板２２のうち少なくとも一方の曲がりによる応力、温度上昇による集光板２２の伸縮の影響を緩和できるように柔軟性に優れた材料を用いることが好ましい。また、充填剤２５４０の屈折率を集光板２２の屈折率に合わせた液体材料を用いることが好ましい。例えば、屈折率１．５のマッチングオイルを用いることができる。
【０３１０】
充填剤２５４０の充填方法は、例えば、以下の方法により行う。先ず、フレーム２４の一部に貫通孔を開ける。貫通孔は、ネジ止め可能な孔とする。貫通孔は、複数個所形成する。
複数の貫通孔のうちの一部を充填剤２５４０の注入口とし、残りの一部を充填剤２５４０の排出口とする。次に、注入口から充填剤２５４０をフレーム２４の内部に注入する。このとき、排出口から充填剤２５４０が溢れるまで注入する。これにより、フレーム２４の内部に空気が残らないようにする。そして、充填剤２５４０をフレーム２４の内部に充填した後、貫通孔を封止する。当該封止は、防水性に優れたブチルゴムを巻きつけたネジを貫通孔にネジ止めすることにより行う。ブチルゴムをネジと一緒に貫通孔にねじ込むことで、充填剤２５４０が貫通孔から漏れないようにすることができる。ネジ止めした箇所をさらにブチルゴムで覆って保護することで、充填剤２５４０の漏れ、外部からの水分や空気の浸入を抑制することができる。
【０３１１】
本実施形態の太陽電池モジュール２５０１によれば、外力によってフレーム２４や集光板２２が衝撃を受けた場合、充填剤２５４０により太陽電池素子２５０３に加わる衝撃を吸収できる。よって、太陽電池素子２５０３の損傷を抑制できる。
【０３１２】
[第１１実施形態]
図２０は、本発明の第１１実施形態の太陽電池モジュール２６０１を示す断面図である。
【０３１３】
本実施形態の太陽電池モジュール２６０１の基本構成は第５実施形態と同様であり、太陽電池素子２６０３がフレーム２４に固定されている点、集光板２２と太陽電池素子２６０３との間に空気層２６４０が形成されている点、集光板２２の太陽電池素子２６０３と対向する部分に散乱層２６０５が形成されている点、が第５実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２６０１の基本構成の説明は省略する。
【０３１４】
本実施形態においては、図２０に示すように、太陽電池素子２６０３は、フレーム２４に固定されており、集光板２２には固定されていない。太陽電池素子２６０３は、フレーム２４の天板部２４ａの内壁面に接着剤２６０７により接合されている。接着剤２６０７は、弾性接着剤が好適である。
【０３１５】
散乱層２６０５としては、第１主面２２ａの太陽電池素子２６０３と対向する部分に入射した光を太陽電池素子２６０３に向けて前方散乱させるものを用いる。散乱層２６０５としては、後方散乱光の少ないものが好ましい。本実施形態では、散乱層２６０５として、後方散乱光を入射光全体の４％以下にできるものを用いる。
【０３１６】
本実施形態の太陽電池モジュール２６０１によれば、外力によってフレーム２４や集光板２２が衝撃を受けた場合、空気層２６４０により太陽電池素子２６０３に衝撃が加わることを抑制できる。よって、集光板２２と太陽電池素子２５０３との間に充填剤２５４０が充填された第１０実施形態の構成に比べて、太陽電池素子２６０３の損傷をより低減できる。
【０３１７】
また、本実施形態によれば、散乱層２６０５により集光板２２の第１主面２２ａの太陽電池素子２６０３と対向する部分に入射する光を上方に向けて散乱できる。当該散乱光の大部分は太陽電池素子２３に入射する。このような構成により、太陽電池素子２６０３と集光板２２とが離間していても、集光板２２を伝播する光を太陽電池素子２６０３に集めることができる。よって、太陽電池素子２６０３への集光効率が高まり、発電量が増加する。
【０３１８】
[第１２実施形態]
図２１は、本発明の第１２実施形態の太陽電池モジュール２７０１を示す分解斜視図である。図２２は、太陽電池モジュール２７０１を示す平面図である。図２３は、図２２のＢ２−Ｂ２線に沿った断面図である。
【０３１９】
本実施形態の太陽電池モジュール２７０１の基本構成は第６実施形態と同様であり、フレーム２７０４が上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２とに分割されている点、が第６実施形態と異なる。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール２７０１の基本構成の説明は省略する。
【０３２０】
本実施形態において、フレーム２７０４は、図２１に示すように、集光板２２の第１主面２２ａの側と第２主面２２ｂの側とに分割されている。フレーム２７０４は、上部フレーム２７４１と、下部フレーム２７４２と、を有する。上部フレーム２７４１は、集光板２２の第１主面２２ａの側を固定する。下部フレーム２７４２は、集光板２２の第２主面２２ｂの側を固定する。
【０３２１】
図２３に示すように、フレーム２７０４は、集光板２２を第１主面２２ａの側と第２主面２２ｂの側とから挟み込んで保持している。上部フレーム２７４１は、天板部２７４１ａと、側壁部２７４１ｃと、を備えている。天板部２７４１ａと側壁部２７４１ｃとは一体に構成されている。
【０３２２】
天板部２７４１ａは、太陽電池素子２３を覆って配置されている。天板部２７４１ａの一端部は側壁部２７４１ｂに接続されている。天板部２７４１ａの他端部は、太陽電池素子２７０３を超える部分まで延在している。天板部２７４１ａの他端部は、肉厚になっている。下部フレーム２７４２は、集光板２２を挟んで上部フレーム２７４１の天板部２７４１ａと対向して配置されている。下部フレーム２７４２の外側部分は上部フレーム２７４１の側壁部２７４１ｂに固定されている。下部フレーム２７４２の内側部分は集光板２２において上部フレーム２７４１の天板部２７４１ａの他端部と重なる部分まで延在している。下部フレーム２７４２の集光板２２の長手方向の長さは、上部フレーム２７４１の天板部２７４１ａの集光板２２の長手方向の長さと概ね等しくなっている。
【０３２３】
図２１及び図２３に示すように、上部フレーム２７４１の端部と下部フレーム２７４２の端部との接触面は傾斜している。下部フレーム２７４２の端部には、貫通孔２７４２ｈが設けられている。図２３に示すように、上部フレーム２７４１の端部において下部フレーム２７４２の貫通孔２７４２ｈに重なる部分には、ネジ穴２７４１ｈが設けられている。ネジ穴２７４１ｈにはネジ等の固定部材２７４３が貫通孔２７４２ｈを介して固定される。これにより、上部フレーム２７４１の端部が下部フレーム２７４２の端部に固定される。
【０３２４】
本実施形態において、太陽電池素子２７０３は、上部フレーム２７４１の天板部２７４１ａの他端部に接触している。これにより、太陽電池素子２７０３を集光板２２に安定して設置できる。
【０３２５】
フレーム２７０４の組立方法は、例えば、以下の方法により行う。先ず、下部フレーム２７４２に集光板２２を固定する。下部フレーム２７４２に集光板２２を位置決めする方法としては、図２４Ａ、図２４Ｂに示すように、セットする集光板２２の辺の一部を、位置決め用のガイド２７５１若しくはピン２７５２に合わせる方法が挙げられる。ガイド２７５１やピン２７５２を下部フレーム２７４２に対して突起物として作製しておけば、集光板２２を嵌め込ませて位置決めすることができ、位置決めできているかどうかの確認が容易となる。
【０３２６】
次に、集光板２２の第１主面２２ａの端部に太陽電池素子２７０３を固定する。次に、集光板２２の上方から上部フレーム２７４１をかぶせる。上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２の位置関係は、上部フレーム２７４１を下部フレーム２７４２よりも外側に設置させることが望ましい。下部フレーム２７４２を上部フレーム２７４１よりも外側に設置させると、雨の影響を受けやすくなるからである。
【０３２７】
そして、上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２とを固定部材２７４３により固定する。ネジ穴２７４１ｈに貫通孔２７４２ｈを介して固定部材２７４３を固定する際には、ブチルゴムと一緒にねじ込むことが望ましい。これにより、太陽電池モジュール２７０１の内部への雨の浸入を抑制することができる。固定箇所にブチルゴムなどの防水材料を盛り込むことで、防水性をさらに高めることができる。
【０３２８】
固定部材２７４３としてネジを用いた場合、上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２との固定の強さをネジによる締結力で調整できる。なお、集光板２２とフレーム２７０４との間に配置される反射層及び緩衝層は、予め集光板２２またはフレーム２７０４に接着しておくことができる。また、ネジによる締結力により反射層及び緩衝層を集光板２２とフレーム２７０４との間に挟み込んでもよい。
【０３２９】
なお、下部フレーム２７４２に集光板２２を固定する前に、予め集光板２２の第１主面２２ａ又は第２主面２２ｂにマークを付けておくことが好ましい。マークとしては、集光板２２の表裏を目視確認できるようなものがよい。マークの設置位置は、光の取り出しの邪魔にならない場所に設置する。例えば、光学接着しない層を着色する。これにより、集光板２２の受光面が反対向きに配置されることを抑制できる。
【０３３０】
太陽電池モジュールを作製する方法が、集光板をフレームに押し込んで組み付ける方法であると、太陽電池素子が設置された集光板をフレームに設置するときに集光板が曲がったり歪んだりしてしまうことがある。また、太陽電池素子がフレームの入口部分に接触することもある。この場合、太陽電池素子に応力が加わることがある。
これに対し、本実施形態の太陽電池モジュール２７０１では、集光板２２を上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２とで挟み込むことにより太陽電池モジュール２７０１を組み立てることができる。よって、太陽電池素子に応力が加わることを抑制できる。よって、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。
【０３３１】
なお、本実施形態では、一例として、フレーム２７０４が上部フレーム２７４１と下部フレーム２７４２とに２つに分割されている例を挙げて説明したが、これに限らない。フレームは、必要に応じて３つ以上に分割されていてもよい。
【０３３２】
（太陽電池モジュールの変形例）
以下、上記第５実施形態〜第１２実施形態の太陽電池モジュールの変形例について、図２５Ａ及び図２５Ｂを参照して説明する。
【０３３３】
（第１変形例Ｂ）
図２５Ａは、太陽電池モジュールの第１変形例Ｂを示す断面図である。
第５実施形態では、反射層２５が集光板２２の端面２２ｃに透明接着剤２６により接合されていた。これに対して、本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ａは、図２５Ａに示すように、反射層が集光板２２の端面２２ｃに設けられていない。本変形例では、フレーム２４の側壁部２４ｃの内壁面と集光板２２の端面２２ｃとが透明接着剤２１０６Ａにより接合されている。フレーム２４の側壁部２４ｃの内壁面において集光板２２の端面２２ｃと対向する部分は鏡面加工されている。これにより、フレーム２４の側壁部２４ｃの内壁面において集光板２２の端面２２ｃと対向する部分は鏡面反射面２１０４Ｒとなっている。
【０３３４】
本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ａにおいても、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。また、集光板２２を伝播する光が鏡面反射面２１０４Ｒ、反射層２８の表面、反射層２１１２の表面で反射し、再び集光板２２の内部に戻る。よって、光の損失を低減できる。さらに、反射層２５を別途設ける必要が無いため、部品点数を減らすことができる。よって、太陽電池モジュール２１０１Ａの低コスト化、軽量化を図ることができる。
【０３３５】
（第２変形例Ｂ）
図２５Ｂは、太陽電池モジュールの第２変形例Ｂを示す断面図である。
第１変形例Ｂでは、フレーム２４の側壁部２４ｃの内壁面と集光板２２の端面２２ｃとが透明接着剤２１０６Ａにより接合されていた。これに対して、本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ｂは、図２５Ｂに示すように、フレーム２４の側壁部２４ｃの内壁面と集光板２２の端面２２ｃとが接着剤２１０６Ｂにより接合されている。接着剤２１０６Ｂは、透明接着剤に散乱材料が分散されたものである。これにより、接着剤２１０６Ｂは散乱層として機能する。
【０３３６】
本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ｂにおいても、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。また、接着剤２１０６Ｂにより集光板２２の端面２２ｃに入射する光を散乱反射できる。これにより、太陽電池素子２３に直接向かう光の光量を増やすことができる。さらに、反射層２５を別途設ける必要が無いため、部品点数を減らすことができる。よって、太陽電池モジュール２１０１Ｂの低コスト化、軽量化を図ることができる。
【０３３７】
（第３変形例Ｃ）
図２５Ｃは、太陽電池モジュールの第３変形例Ｃを示す断面図である。
前記第５実施形態では、フレーム２４の底板部２４１ｂの集光板２２の長手方向の長さが天板部２４１ａの集光板２２の長手方向の長さと同じになっていた。これに対して、本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ｃは、図２５Ｃに示すように、フレーム２１０４の底板部２１０４ｂの集光板２２の長手方向の長さが天板部２１０４ａの集光板２２の長手方向の長さよりも長くなっている。本実施形態において、フレーム２１０４の底板部２１０４ｂの集光板２２の長手方向の長さは、天板部２１０４ａの太陽電池素子２３を越えた部分の端部よりも例えば１０ｃｍ程度長い。なお、フレーム２１０４の底板部２１０４ｂの集光板２２の長手方向の長さは、必要に応じて長くすることができる。集光板２２の第２主面２２ｂの側にフレーム２１０４の底板部２１０４ｂを配置しても、太陽光の取り込み量に影響しないためである。例えば、フレーム２１０４の底板部２１０４ｂを集光板２２の第２主面２２ｂに対向する部分全体に亘って形成してもよい。
【０３３８】
本変形例の太陽電池モジュール２１０１Ｃにおいても、太陽電池素子２３の損傷を抑制することができる。さらに、フレーム２１０４による集光板２２の固定部の面積が集光板２２の第１主面２２ａの側よりも集光板２２の第２主面２２ｂの側の方が大きい。そのため、集光板２２をフレーム２１０４により強固に安定して固定できる。
【０３３９】
なお、本変形例では、フレーム２１０４による集光板２２の固定が第１主面２２ａの側、第２主面２２ｂの側、端面２２ｃの側の３点である構成を挙げて説明したが、これに限らない。例えば、前記第９実施形態のようにフレーム２４０４による集光板２４０２の固定が上下２点である構成においても適用可能である。本変形例の構成は、前記第９実施形態の構成において特に効果的である。フレーム２４０４による集光板２４０２の固定が上下２点であっても、集光板２４０２をフレーム２４０４により強固に安定して固定できる。
【０３４０】
[第１３実施形態]
以下、本発明の第１３実施形態について、図２７〜図３０を用いて説明する。
なお、以下の全ての図面においては、各構成要素を見やすくするため、構成要素によって寸法の縮尺を異ならせて示すことがある。
【０３４１】
図２７は、本発明の第１３実施形態の太陽電池モジュール３１を示す模式図である。図２８は、図２７のＡ３−Ａ３線に沿った断面図である。
【０３４２】
図２７、図２８に示すように、太陽電池モジュール３１は、集光板３２と、太陽電池素子３３と、フレーム（枠体ともいう）３４と、位置規制部材３５と、を備えている。
【０３４３】
集光板３２は平面視矩形の板部材である。集光板３２は、図２８に示すように、第１主面３２ａと、第２主面３２ｂと、端面３２ｃと、を有している。第１主面３２ａは、光入射面である。第２主面３２ｂは、第１主面３２ａとは反対側の面である。端面３２ｃは、光射出面である。なお、集光板３２のサイズは、一例として、長辺の長さが１００ｃｍ程度、短辺の長さが９０ｃｍ程度、厚みが４ｍｍ程度である。
【０３４４】
集光板３２は、図２８に示すように、透明基材３２０中に、蛍光体３２１を分散させた蛍光集光板である。透明基材（透明樹脂）３２０は、実施形態１に記載の基材１６や、第５実施形態に記載の透明基材２２０と同じ材料を適用することが可能である。本実施形態では、透明基材３２０としてＰＭＭＡ樹脂（屈折率１．４９）を用いる。集光板３２は、このＰＭＭＡ樹脂中に蛍光体３２１を分散させて形成されている。なお、この集光板３２の屈折率は、分散させている蛍光体３２１の量が少ないため、ＰＭＭＡ樹脂と同程度の１．５０となっている。
【０３４５】
蛍光体３２１は、紫外光または可視光を吸収して可視光または赤外光を発光し放射する光機能材料である。光機能材料としては、有機蛍光体が挙げられる。
このような有機蛍光体としては、第１実施形態の蛍光体１７と同じ材料を適用することができる。
【０３４６】
第１実施形態の蛍光体１７と同様に、有機蛍光体は、１種を用いることとしてもよく、２種以上を用いることとしてもよい。２種以上の色素を用いる場合には、各色素の吸収波長帯域が互いに極力重ならないように色素を選択することで、用いる色素全体が吸収する外光の量を増やすことができ、外光を効率的に利用することが可能となる。
【０３４７】
なお、蛍光体として無機蛍光体を用いることもできる。
さらに、各種染料（直接染料、酸性染料、塩基性染料、分散染料など）も、蛍光性があれば本発明の蛍光体として使用可能である。
【０３４８】
本実施形態の場合、集光板３２の内部には、１種類の蛍光体３２１が分散されている。蛍光体３２１は、橙色光を吸収して赤色の蛍光を放射する。本実施形態では、蛍光体３２１としてＢＡＳＦ社製ＬｕｍｏｇｅｎＲ３０５（商品名）を用いる。蛍光体３２１は、概ね６００ｎｍ以下の波長の光を吸収する。蛍光体３２１の発光スペクトルは、６１０ｎｍにピーク波長を有する。
【０３４９】
なお、１種類の蛍光体を用いる場合に限らず、複数種類（２種類もしくは３種類以上）の蛍光体を用いてもよい。
【０３５０】
太陽電池素子３３は、受光面が集光板３２の端面３２ｃに対向して配置されている。太陽電池素子３３としては、第５実施形態の太陽電池素子２３として列挙した太陽電池を用いることができる。中でも、化合物半導体を用いた化合物系太陽電池や量子ドット太陽電池は、高効率な発電が可能であることから、太陽電池素子３３として好適である。特に、蛍光体３２１の発光スペクトルのピーク波長（６１０ｎｍ）において高効率を示す化合物系太陽電池であるＧａＡｓ太陽電池が望ましい。他にも、第１実施形態の太陽電池素子１４ａとして列挙した化合物系太陽電池を用いることもできる。ただし、価格や用途に応じて、Ｓｉ系や有機系など他の種類の太陽電池を用いることもできる。
【０３５１】
太陽電池素子３３は、集光板３２の端面３２ｃに透明接着剤３６により接合されている。透明接着剤３６は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。なお、透明接着剤３６の屈折率は、集光板３２と同程度の１．５０となっている。
【０３５２】
図２７では、太陽電池素子３３を集光板３２の４つの端面３４ｃに設置した例を示したが、太陽電池素子３３を集光板３２の１ないし３つの端面３４ｃに設置してもよい。太陽電池素子３３を集光板３２の一部の端面（１辺、２辺または３辺）に設置する場合には、太陽電池素子が設置されていない端面には反射層を設置することが好ましい。
【０３５３】
反射層としては、第５実施形態の反射層２５として列挙した材料を用いることができる。
【０３５４】
フレーム３４は、図２７に示すように、平面視矩形枠状である。フレーム３４は、集光板３２を保持するものである。フレーム３４は、太陽電池素子３３を覆って形成されている。フレーム３４の肉厚は２ｍｍ程度である。フレーム３４の形成材料は、Ａｌ等の金属である。この他にも、フレーム３４の形成材料としては種々の材料を用いることができる。特に、高強度かつ軽量な材料を用いることが好ましい。
【０３５５】
位置規制部材３５は、図２７、図２８に示すように、第１主面３２ａの法線方向から見て、集光板３２とフレーム３４とが重なる部分に設けられている。位置規制部材３５は、集光板３２とフレーム３４との相対位置を規制するものである。具体的には、位置規制部材３５は、第１主面３２ａに平行な方向と第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４との相対位置を規制する。
【０３５６】
本実施形態において、集光板３２には、図２８に示すように、貫通孔３２０ｈが設けられている。位置規制部材３５の貫通部材としてネジを用いる。ネジ３５は、フレーム３４に固定されている。
【０３５７】
フレーム３４の貫通孔３２０ｈに重なる部分にはネジ穴３４１ｈが設けられている。ネジ３５が貫通孔３２０ｈを介してネジ穴３４１ｈに固定されている。
【０３５８】
ネジ３５の形成材料は金属を用いる。この他にも、ネジ３５の形成材料としては種々の材料を用いることができる。特に、高強度を得る観点からステンレス鋼（ＳＵＳ）等の合金を用いることが好ましい。
【０３５９】
本実施形態において、フレーム３４は、図２７に示すように、集光板３２の各辺ごとに分割されている。フレーム３４は、第１サブフレーム３４１と、第２サブフレーム３４２と、を有する。第１サブフレーム３４１は、集光板３２の短辺に沿って配置されている。第１サブフレーム３４１は、互いに対向する２つの短辺にそれぞれ１つずつ、計２つ配置されている。第２サブフレーム３４２は、集光板３２の長辺に沿って配置されている。第２サブフレーム３４２は、互いに対向する２つの長辺にそれぞれ１つずつ、計２つ配置されている。
【０３６０】
ネジ穴３４１ｈは、第１サブフレーム３４１の貫通孔３２０ｈに重なる部分に設けられている。第１サブフレーム３４１の端部は、ネジ等の固定部材３４３により第２サブフレーム３４２の端部に固定されている。
【０３６１】
図２８に示すように、フレーム３４は、天板部３４ａと、底板部３４ｂと、側壁部３４ｃと、を備えている。ここでは、フレーム３４の構成として、第１サブフレーム３４１が、天板部３４１ａと、底板部３４１ｂと、側壁部３４１ｃと、を備えている図を挙げて説明する。なお、第２サブフレーム３４２の構成は、これと同様の構成を有する。
【０３６２】
天板部３４１ａは、太陽電池素子３３を覆って形成されている。天板部３４１ａの一端部は側壁部３４１ｃに接続されている。天板部３４１ａの他端部は集光板３２の第１主面３２ａの端部まで延在している。底板部３４１ｂは、集光板３２を挟んで天板部３４１ａと対向して配置されている。底板部３４１ｂの一端部は側壁部３４１ｃに接続されている。底板部３４１ｂの他端部は集光板３２の貫通孔３２０ｈを超える部分まで延在している。底板部３４１ｂの集光板３２の長手方向の長さは、天板部３４１ａの集光板３２の長手方向の長さよりも長くなっている。ネジ穴３４１ｈは、底板部３４１ｂにおいて天板部３４１ａよりも延びている部分に設けられている。
【０３６３】
図２８に示すように、フレーム３４の内壁面３４ｓと太陽電池素子３３とが離間している。ここでは、フレーム３４の内壁面３４ｓと太陽電池素子３３との配置関係として、第１サブフレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３とが離間している図を挙げて説明する。なお、第２サブフレーム３４２の内壁面と太陽電池素子３３との配置関係は、これと同様の配置関係を有するため詳細な説明は省略する。
【０３６４】
本実施形態において、第１サブフレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３の端面３３ｃとは反対側の面３３ｓとの間には空間３４０が設けられている。空間３４０には空気層が介在している。
【０３６５】
なお、空間３４０の間隔ｄ３は、貫通孔３２０ｈの径、貫通孔３２０ｈの寸法公差、ネジ３５の外径、及びネジ穴３４１ｈの位置公差を考慮して、第１サブフレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間に一定の空間３４０を確保する観点から設定することが好ましい。そのためには、貫通孔３２０ｈの径をＤ３、貫通孔３２０ｈの寸法公差をＤｔ、ネジ３５の外径をＥ３、及びネジ穴３４１ｈの位置公差をＦｔとしたとき、下記の（３）式を満たすことが好ましい。
【０３６６】
ｄ３＞（Ｄ３＋Ｄｔ−Ｅ３）＋Ｆｔ  ・・・（３）
【０３６７】
さらに、空間３４０の間隔ｄ３は、単位時間の気温の変化により集光板３２が熱膨張しても、第１サブフレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間に一定の空間３４０が確保されるように設定することが好ましい。そのためには、単位時間の気温の変化による集光板３２の温度差の最大値をΔＴ、集光板３２の位置規制部分（貫通孔３２０ｈの中心）と端面３２ｃまでの距離をＬ３、集光板３２の線膨張係数をＫとしたとき、下記の（４）式を満たすことが好ましい。
【０３６８】
ｄ３＞ΔＴ・Ｌ３・Ｋ  ・・・（４）
【０３６９】
なお、単位時間の気温の変化による集光板３２の温度差の最大値は、以下のように設定することができる。例えば、単位時間を１日とした場合には、日中の気温が高いときの集光板３２の温度（最大温度）と深夜の気温が低いときの集光板３２の温度（最低温度）との温度差を、集光板３２の温度差の最大値として設定する。
【０３７０】
単位時間を１年とした場合には、季節の温度変化を考慮し、夏の気温が高いときの集光板３２の温度（最大温度）と冬の気温が低いときの集光板３２の温度（最低温度）との温度差を、集光板３２の温度差の最大値として設定する。
【０３７１】
例えば、単位時間の気温の変化による集光板３２の温度差の最大値ΔＴを９０℃、集光板３２の位置規制部分と端面３２ｃまでの距離Ｌを１００ｍｍ、集光板３２としてアクリル板を用いたときの線膨張係数Ｋを７０とした場合、空間３４０の間隔ｄ３は０．６３ｍｍとなる。この場合、空間３４０の間隔ｄ３は０．６３ｍｍよりも大きく設定することが好ましい。
【０３７２】
図２９は、集光板３２に設けられた貫通孔３２０ｈの配置位置を示す平面図である。
貫通孔３２０ｈは、図２９に示すように、集光板３２の外周部に配置されている。具体的には、貫通孔３２０ｈは、集光板３２の四隅にそれぞれ１つずつ、計４つ配置されている。なお、貫通孔３２０ｈの配置数はこれに限らず、必要に応じて複数配置することができる。
【０３７３】
貫通孔３２０ｈが集光板３２の外周部に配置されることにより、貫通孔３２０ｈが集光板３２の中央部に配置される場合に比べて、集光板３２の端面３２ｃへの光の集光効率の低下を低減することができる。
【０３７４】
これは、以下の理由による。集光板３２に光（例えば太陽光）が入射すると、集光板３２の内部に分散された蛍光体３２１が光を吸収し等方的に蛍光を放射する。等方的に放射された蛍光は、集光板３２の内部を導光し、集光板３２の端面３２ｃに集光される。
ここで、上記のような機構により集光板３２の端面３２ｃのある位置に集光される集光量を、「端面２のある位置に光が入射することにより得られる集光量」と定義する。
集光板３２に光が一様に入射した場合であっても、集光板３２の端面３２ｃに蛍光が一様に集光されるわけでない。集光板３２の端面３２ｃの位置によって、光が入射することにより得られる集光量が異なる。つまり、集光量は端面３２ｃの位置依存性を有する。本実施形態において、集光板３２の一辺における集光量の位置依存性を鑑みると、一辺の端部に光が入射することにより得られる集光量が一辺の中央部に光が入射することにより得られる集光量よりも小さい。
したがって、貫通孔３２０ｈが集光板３２の外周部に配置されることにより、貫通孔３２０ｈが集光板３２の中央部に配置される場合に比べて、集光板３２の端面３２ｃへの光の集光効率の低下を低減することができることとなる。
【０３７５】
本願発明者は、集光板の長手方向の位置と集光板の集光量との関係をシミュレーションにて確認した。以下、シミュレーションの結果について、図３０を用いて説明する。
【０３７６】
図３０の上段は、集光板の平面図である。図３０の下段は、上段のＢ３−Ｂ３線に沿う方向の位置（集光板の長手方向の位置）と集光量との関係を示すグラフである。なお、下段のグラフにおいて、横軸は集光板の長手方向の位置である。縦軸は集光板の長手方向の位置に光が入射することにより得られる集光量である。ここでは、集光板の長辺の長さを１１２０ｍｍとした。横軸の０は、集光板の長手方向の位置の中心に相当する。
【０３７７】
図３０の下段のグラフに示すように、集光板の長辺の中央部に光が入射することにより得られる集光量は、集光板の長辺の端部に光が入射することにより得られる集光量よりも大きいことが確認できた。よって、集光効率への影響を小さくするためには、貫通孔の配置位置を、集光板の長辺の中央部に設定するよりも集光板の長辺の端部に設定した方が好適であることが分かる。つまり、貫通孔の配置位置は、集光板の中央部に設定するよりも集光板の四隅に設定した方が好適であると考えられる。
【０３７８】
なお、図３０の縦軸の右側では、集光量の最大値として集光板の長手方向の位置の中心における集光量を１００％、集光量の最小値として集光板の長手方向の位置の端縁における集光量を０％として示している。
【０３７９】
本願発明者は、集光板の長辺の長さをＬ３１、集光板の短辺から集光量が最大集光量の１０％となる長手方向の位置までの距離をＭ３１、としたとき、下記の（５）式を満たすことを見出した。
【０３８０】
Ｍ３１＝Ｌ３１／１０  ・・・（５）
【０３８１】
以下、集光板の短辺についても同様に考える。前記（５）式と同様に、図２９に示すように、集光板の短辺の長さをＬ３２、集光板の長辺から集光量が最大集光量の１０％となる短手方向の位置までの距離をＭ３２、としたとき、下記の（６）式を満たすことが考えられる。
【０３８２】
Ｍ３２＝Ｌ３２／１０  ・・・（６）
【０３８３】
そして、前記（５）式及び（６）式を満たすように距離Ｍ３１，Ｍ３２を設定する。図２９に示すように、このように距離Ｍ３１，Ｍ３２を設定した配置領域ＳＡ３に貫通孔３２０ｈを配置することにより、集光量２の低下を抑え、集光効率への影響を小さくすることができる。
【０３８４】
以上説明したように、本実施形態における太陽電池モジュール３１によれば、ネジ３５により集光板３２とフレーム３４との相対位置が規制される。これにより、太陽電池素子３３をフレーム３４で強固に固定する必要がないため、太陽電池素子３３に応力が加わるという問題が生じない。また、ネジ３５により集光板３２とフレーム３４とが固定されるため、外力によってフレーム３４がずれることを抑制し、太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。このように、本実施形態によれば、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。
【０３８５】
また、本実施形態によれば、位置規制部材３５の貫通部材としてネジを用いているため、簡単な方法で集光板３２とフレーム３４とを固定することができる。また、ネジは汎用品であるためコストを抑えることができる。
【０３８６】
また、本実施形態によれば、ネジ３５の形成材料が金属であるため、ネジ３５の表面は比較的高い反射率を有する。これにより、集光板３２中を伝播する光が貫通孔３２０ｈを抜け出たとしても、抜け出た光の一部がネジ３５の表面で反射し再び集光板３２の内部に戻る。よって、光の損失を低減できる。
【０３８７】
また、本実施形態によれば、フレーム３４が太陽電池素子３３を覆って形成されているため、塵埃等の異物や雨水が太陽電池素子３３に浸入することを抑制できる。
【０３８８】
また、本実施形態によれば、フレーム３４の内壁面３４ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間には空間３４０が設けられているため、外力によってフレーム３４や集光板３２が衝撃を受けた場合、空間３４０により太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。また、空間３４０により、集光板３２の反り、曲がり、熱膨張等によって生じる応力を逃がすことができる。
よって、太陽電池素子３３の損傷を抑制できる。
【０３８９】
なお、本実施形態の集光板３２は、入射した光を吸収して蛍光を発する蛍光体を含有する蛍光集光板で構成されているが、これに限らない。例えば、蛍光体を含有していない集光板で構成されていてもよい。また、入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面が設けられた形状集光板であってもよい。
【０３９０】
また、本実施形態においては、位置規制部材３５が第１主面３２ａに平行な方向と第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４との相対位置を規制する構成を挙げて説明したが、これに限らない。例えば、位置規制部材３５が第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４との相対位置を規制せずに、第１主面３２ａに平行な方向における集光板３２とフレーム３４との相対位置を規制する構成であってもよい。
【０３９１】
[第１４実施形態]
図３１は、図２８に対応した、本発明の第１４実施形態の太陽電池モジュール３１０１を示す断面図である。
【０３９２】
本実施形態の太陽電池モジュール３１０１の基本構成は第１３実施形態と同様であり、ネジ３１０５の表面に反射膜３１０５Ｒが形成されている点が第１３実施形態と異なるのみである。
そのため、本実施形態では太陽電池モジュール３１０１の基本構成の説明は省略する。
【０３９３】
本実施形態においては、図３１に示すように、位置規制部材として、表面に反射膜３１０５Ｒが形成されたネジ３１０５を用いている。
【０３９４】
なお、反射膜３１０５Ｒの形成材料は、集光板３２を伝播する光の波長を考慮して、貫通孔３２０ｈを抜け出た光に対して高い反射率を有する金属を用いることが好ましい。以下、反射膜３１０５Ｒの形成材料として好適な金属の波長毎の反射率の一例を[表１］に示す。
【０３９５】
【表１】
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【０３９６】
本実施形態では、橙色光を吸収して赤色の蛍光を照射する蛍光体３２１を用いている。表１に示すように、波長７００ｎｍ〜１０００ｎｍの光に対して、ＳＵＳの反射率は７０％程度である。これに対し、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の反射率は９０％〜９９％程度である。Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の反射率はＳＵＳの反射率に比べて２０％〜２９％程度高い。よって、反射膜３１０５Ｒとしては、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜を用いることが好ましい。
【０３９７】
反射膜３１０５Ｒの形成方法としては、ネジ３１０５の母材表面にめっき処理を施したり、ネジ３１０５の母材表面にペンキ等の塗料を塗布したりする方法が挙げられる。
【０３９８】
めっき処理を施す場合、高光沢を得る観点からはＮｉ、優れた耐腐食性を得る観点からはＣｒやＳｎＣｏを複合的に用いることが好ましい。このような観点からは、一般的にはＮｉ-Ｃｒめっきや、Ｎｉ-ＳｎＣｏめっきを用いることができる。低コストで高反射率を得る観点からは、例えばＡｇめっきを用いることが好ましい。
【０３９９】
なお、反射膜３１０５Ｒを形成するに当たり、ネジ３１０５の母材としては、ネジ３１０５の母材表面のうちネジ穴３４１ｈに入り込まない部分にネジ山が無いものを用いることが好ましい。これにより、反射膜３１０５Ｒの表面、具体的には反射膜３１０５Ｒのうち貫通孔３２０ｈを抜け出た光を反射する部分を滑らかにすることができる。
【０４００】
本実施形態の太陽電池モジュール３１０１によれば、ネジ３１０５の表面が高い反射率を有するため、貫通孔３２０ｈを抜け出た光の一部がネジ３１０５の表面で反射し再び集光板３２の内部に戻り易くなる。よって、ネジの表面に反射膜が形成されていない場合よりも、光の損失を低減できる。
【０４０１】
[第１５実施形態]
図３２は、図２８に対応した、本発明の第１５実施形態の太陽電池モジュール３２０１を示す断面図である。
【０４０２】
本実施形態の太陽電池モジュール３２０１の基本構成は第１３実施形態と同様であり、貫通孔３２２０ｈとネジ３２０５との間に反射膜３７が形成されている点が第１３実施形態と異なるのみである。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール３２０１の基本構成の説明は省略する。
【０４０３】
本実施形態においては、図３２に示すように、貫通孔３２２０ｈの内壁面に沿って反射膜３７が形成されている。反射膜３７は、ネジ３２０５のネジ頭と集光板３２０２における貫通孔３２２０ｈの開口部分との間に形成されている。
【０４０４】
なお、反射膜３７としては、ＥＳＲ等の誘電体多層膜、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜を用いることができる。
【０４０５】
本実施形態の太陽電池モジュール３１０１によれば、集光板３２０２を伝播する光が貫通孔３２２０ｈに到達しても反射膜３７の表面で反射するため、当該光が貫通孔３２２０ｈに抜け出ることが抑制される。よって、貫通孔３２２０ｈとネジ３２０５との間に反射膜３７が形成されていない構成に比べて、光の損失を低減できる。
【０４０６】
[第１６実施形態]
図３３は、図２８に対応した、本発明の第１６実施形態の太陽電池モジュール３３０１を示す断面図である。
【０４０７】
本実施形態の太陽電池モジュール３３０１の基本構成は第１３実施形態と同様であり、フレーム３４の内壁面３４ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間に緩衝材３８が設けられている点が第１３実施形態と異なるのみである。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール３３０１の基本構成の説明は省略する。
【０４０８】
本実施形態においては、図３３に示すように、フレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間に緩衝材３８が隙間なく設けられている。ここでは、フレーム３４の内壁面３４ｓと太陽電池素子３３との間の構成として、第１サブフレーム３４１の内壁面３４１ｓと太陽電池素子３３との間に緩衝材３８が隙間なく設けられている図を挙げて説明する。なお、第２サブフレーム３４２の内壁面と太陽電池素子３３との間にも同様の緩衝材が隙間なく設けられている。緩衝材３８としては、ポリウレタン等のウレタンフォームを用いることができる。
【０４０９】
本実施形態の太陽電池モジュール３３０１によれば、外力によってフレーム３４や集光板３２が衝撃を受けた場合、緩衝材３８により太陽電池素子３３に加わる衝撃を吸収できる。よって、太陽電池素子３３の損傷を抑制できる。
【０４１０】
[第１７実施形態]
図３４は、図２８に対応した、本発明の第１７実施形態の太陽電池モジュール３４０１を示す断面図である。
【０４１１】
本実施形態の太陽電池モジュール３４０１の基本構成は第１３実施形態と同様であり、集光板３２とフレーム３４０４との間に反射層３９（第１反射層３９ａ、第２反射層３９ｂ）が設けられている点、が第１３実施形態と異なるのみである。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール３４０１の基本構成の説明は省略する。
【０４１２】
本実施形態においては、図３４に示すように、集光板３２と第１サブフレーム３４４１の天板部３４４１ａとが重なる部分に第１反射層３９ａが設けられている。第１反射層３９ａは、集光板３２の第１主面３２ａと第１サブフレーム３４４１の天板部３４４１ａとが対向する部分に設けられている。一方、集光板３２と第１サブフレーム３４４１の底板部３４４１ｂとが重なる部分に第２反射層３９ｂが設けられている。第２反射層３９ｂは、集光板３２を挟んで第１反射層３９ａと対向する部分に設けられている。なお、第１反射層３９ａ、第２反射層３９ｂとしては、ＥＳＲ等の誘電体多層膜からなる反射層、Ａｌ、Ｃｕ、Ａｕ、Ａｇ等の金属膜からなる反射層を用いることができる。
【０４１３】
集光板３２と第１サブフレーム３４４１との間の第１反射層３９ａ、第２反射層３９ｂが配置されていない部分には空気層３４４０が介在している。なお、図示はしないが、集光板３２と第２サブフレームとの間にも同様の反射層が設けられている。集光板３２と第２サブフレームとの間の反射層が設けられていない部分には空気層が介在している。
【０４１４】
本実施形態の太陽電池モジュール３４０１によれば、集光板３２を伝播する光が第１反射層３９ａの表面、第２反射層３９ｂの表面で反射し、再び集光板３２の内部に戻る。さらに、集光板３２の屈折率と空気層３４４０の屈折率と間の屈折率差が大きいため、集光板３２を伝播する光が集光板３２と空気層３４４０との界面で全反射しやすくなる。よって、光の損失を低減できる。例えば、集光板３２の屈折率を１．５、空気層３４４０の屈折率を１．０とすると、集光板３２と空気層３４４０との界面における臨界角は、Ｓｎｅｌｌの法則から４２°程度となる。
当該界面への光の入射角が臨界角である４２°よりも大きい間は臨界角条件を満たすため、光は当該界面で全反射する。
【０４１５】
また、本実施形態によれば、フレーム３４０４の内壁面３４０４ｓと太陽電池素子３３の面３３ｓとの間には空気層３４４０が設けられていることに加え、天板部３４４１ａと太陽電池素子３３の上面３３ａとの間、底板４４１ｂと太陽電池素子３３の下面３３ｂとの間にも空気層３４４０が設けられている。そのため、外力によってフレーム３４０４や集光板３２が衝撃を受けた場合、空気層３４４０により太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。よって、太陽電池素子３３の損傷をより低減できる。
【０４１６】
[第１８実施形態]
図３５は、本発明の第１８実施形態の太陽電池モジュール３５０１を示す断面図である。
【０４１７】
本実施形態の太陽電池モジュール３５０１の基本構成は第１３実施形態と同様であり、集光板３２の第２主面３２ｂの側に反射板３１０が設けられている点、が第１３実施形態と異なるのみである。そのため、本実施形態では太陽電池モジュール３５０１の基本構成の説明は省略する。
【０４１８】
本実施形態においては、図３５に示すように、反射板３１０が集光板３２の第２主面３２ｂに直接接して設けられている。反射板３１０は、集光板３２の内部からその外部に向けて進行する光（蛍光体から放射された光）、または第１主面３２ａから入射したものの蛍光体３２１に吸収されずに第２主面３２ｂから射出した光を、集光板３２の内部に向けて反射する。なお、反射板３１０は、第２主面３２ｂに空気層を介して設けられていてもよい。
【０４１９】
このような反射板３１０としては、基板の表面に銀やアルミニウム等の金属膜からなる反射層や、ＥＳＲ等の誘電体多層膜からなる反射層を配置したものなどが用いられる。また、反射層としては、入射した光を鏡面反射する鏡面反射層でもよく、入射した光を散乱反射する散乱反射層でもよい。反射層に散乱反射層を用いた場合には、太陽電池素子３３の方向に直接向かう光の光量が増えるため、太陽電池素子３３への集光効率が高まり、発電量が増加する。また、反射光が散乱されるため、時間や季節による発電量の変化が平均化される。なお、散乱反射層としては、マイクロ発泡ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）（古河電工社製）などが用いられる。
【０４２０】
反射板３１０が集光板３２の第２主面３２ｂに設けられていることにより、太陽電池素子３３の下面とフレーム３５０４との間には空気層３５４０が介在している。
【０４２１】
本実施形態の太陽電池モジュール３５０１によれば、集光板３２を伝播する光が反射板３１０の表面で反射し、再び集光板３２の内部に戻る。よって、光の損失を低減できる。さらに、外力によってフレーム３５０４や集光板３２が衝撃を受けた場合、空気層３５４０により太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。
【０４２２】
（位置規制部材の変形例）
以下、上記実施形態の太陽電池モジュールにおける位置規制部材の変形例について、図３６Ａ〜図３６Ｆを参照して説明する。
【０４２３】
（第１変形例Ｃ）
図３６Ａは、位置規制部材の第１変形例を示す断面図である。
上記実施形態では、位置規制部材としての貫通部材がネジであり、ネジが集光板の貫通孔を介してフレームのネジ穴に固定されていた。これに対して、本変形例の太陽電池モジュール３１Ａの位置規制部材は、図３６Ａに示すように、ピン３４５Ａ及びナット３５Ａである。ピン３４５Ａは、フレーム３４Ａの貫通孔３２０ｈに重なる部分に設けられている。ナット３５Ａは、ピン３４５Ａの先端部のねじ切り部分に固定されている。これにより、第１主面３２ａに平行な方向と第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４Ａとの相対位置が規制されている。
【０４２４】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ａにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。
【０４２５】
（第２変形例Ｃ）
図３６Ｂは、位置規制部材の第２変形例を示す断面図である。
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｂの位置規制部材は、図３６Ｂに示すように、ボルト３５Ｂ及びナット３５０Ｂである。フレーム３４Ｂの貫通孔３２０ｈに重なる部分には貫通孔３４１Ｂｈが設けられている。ボルト３５Ｂの先端部は、フレーム３４Ｂの貫通孔３４１Ｂｈから突出している。ナット３５０Ｂは、ボルト３５Ｂの先端部に固定されている。これにより、第１主面３２ａに平行な方向と第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４Ｂとの相対位置が規制されている。
【０４２６】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｂにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。
【０４２７】
（第３変形例Ｃ）
図３６Ｃは、位置規制部材の第３変形例を示す断面図である。
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｃの位置規制部材は、図３６Ｃに示すように、ボルト３５Ｃ、ナット３５０Ｃ、及びワッシャー３５１Ｃである。フレーム３４Ｃの貫通孔３２０ｈに重なる部分には貫通孔３４１Ｃｈが設けられている。ワッシャー３５１Ｃは、貫通孔３４１Ｃｈに重なる部分に配置されている。ワッシャー３５１Ｃは、集光板３２とフレーム３４との間に挟まれている。集光板３２とフレーム３４Ｃとの間のワッシャー３５１Ｃが配置されていない部分には空気層３４０Ｃが介在している。ボルト３５Ｃの先端部は、フレーム３４Ｃの貫通孔３４１Ｃｈから突出している。ナット３５０Ｃは、ボルト３５Ｃの先端部に固定されている。これにより、第１主面３２ａに平行な方向と第１主面３２ａに垂直な方向における集光板３２とフレーム３４Ｃとの相対位置が規制されている。
【０４２８】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｃにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。さらに、外力によってフレーム３４Ｃや集光板３２が衝撃を受けた場合、空気層３４０Ｃにより太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。
【０４２９】
（第４変形例Ｃ）
図３６Ｄは、位置規制部材の第４変形例を示す断面図である。
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｄの位置規制部材は、図３６Ｄに示すように、接着剤３１１である。本変形例においては、集光板３２Ｄに貫通孔が設けられていない。また、フレーム３４Ｄに、ネジ穴や貫通孔が設けられていない。集光板３２Ｄは、フレーム３４Ｄに接着剤３１１により接合されている。接着剤３１１は、集光板３２Ｄの第２主面３２Ｄｂとフレーム３４Ｄとの間に配置されている。これにより、第１主面３２Ｄａに平行な方向と第１主面３２Ｄａに垂直な方向における集光板３２Ｄとフレーム３４Ｄとの相対位置が規制されている。なお、接着剤３１１は、エチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エポキシ系接着剤、シリコーン系接着剤、ポリイミド系接着剤等の熱硬化性接着剤が好適である。
【０４３０】
接着剤３１１が集光板３２Ｄの第２主面３２Ｄｂとフレーム３４Ｄとの間に配置されていることにより、太陽電池素子３３の下面とフレーム３４Ｄとの間には空気層３４０Ｄが介在している。
【０４３１】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｄにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。さらに、さらに、外力によってフレーム３４Ｄや集光板３２Ｄが衝撃を受けた場合、空気層３４０Ｄにより太陽電池素子３３に衝撃が加わることを抑制できる。
【０４３２】
なお、接着剤３１１に金属粒子が分散されていてもよい。これにより、集光板３２を伝播する光が接着剤３１１に含まれる金属粒子で反射し、再び集光板３２Ｄの内部に戻る。よって、光の損失を低減できる。
【０４３３】
（第５変形例Ｃ）
図３６Ｅは、位置規制部材の第５変形例を示す断面図である。
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｅの位置規制部材は、図３６Ｅに示すように、凸部３２５Ｅである。フレーム３４Ｅの集光板３２Ｅに重なる部分の一部には凹部３４１Ｅｈが設けられている。凸部３２５Ｅは、集光板３２Ｅの第２主面３２Ｅｂにおいて凹部３４１Ｅｈに重なる部分に設けられている。凸部３２５Ｅは、凹部３４１Ｅｈに圧入して固定されている。これにより、第１主面３２Ｅａに平行な方向と第１主面３２Ｅａに垂直な方向における集光板３２Ｅとフレーム３４Ｅとの相対位置が規制されている。
【０４３４】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｅにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。
【０４３５】
（第６変形例Ｃ）
図３６Ｆは、位置規制部材の第６変形例を示す断面図である。
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｆの位置規制部材は、図３６Ｆに示すように、凸部３４５Ｆである。凸部３４５Ｆは、フレーム３４Ｆの貫通孔３２０Ｆｈに重なる部分に設けられている。凸部３４５Ｆは、貫通孔３２０Ｆｈに圧入して固定されている。これにより、第１主面３２Ｆａに平行な方向と第１主面３２Ｆａに垂直な方向における集光板３２Ｆとフレーム３４Ｆとの相対位置が規制されている。なお、集光板３２Ｆをフレーム３４Ｆに組み付ける方法は、第１サブフレーム３４１Ｆを分割構造にしたり、凸部３４５Ｆを第１サブフレーム３４１Ｆとは別部品にしたりする方法が挙げられる。
【０４３６】
本変形例の太陽電池モジュール３１Ｆにおいても、太陽電池素子３３の損傷を抑制することができる。
【０４３７】
（集光板の変形例）
以下、上記実施形態の太陽電池モジュールにおける集光板の変形例について、図３７を参照して説明する。
【０４３８】
（第１変形例Ｄ）
図３７は、集光板の第１変形例を示す平面図である。
上記実施形態では、集光板が平面視矩形であった。これに対して、本変形例の集光板３２Ｇは、図３７に示すように、平面視三角形である。貫通孔３２０Ｇｈは、集光板３２Ｇの３つの角部に設けられている。
【０４３９】
図３７に示すように、集光板３２Ｇの３つの角部のうち１つの角部に配置される貫通孔３２０Ｇｈの配置領域をＳＧ３とする。配置領域ＳＧ３は平面視四角形である。集光板３２Ｇの辺Ｖ３１の長さをＬ３３とする。集光板３２Ｇの辺Ｖ３２の長さをＬ３４とする。辺Ｖ３１に沿う配置領域ＳＧ３の辺の長さをＭ３３とする。辺Ｖ３２に沿う配置領域ＳＧ３の辺の長さをＭ３４とする。集光板３２Ｇの頂点をＣＰ３とする。
【０４４０】
ここで、前記（５）式、（６）式と同様に、集光板３２Ｇの辺Ｖ３１の方向の位置と集光板３２Ｇの集光量との関係を考える。具体的には、配置領域ＳＧ３の辺の長さＭ３３を頂点ＣＰ３から集光量が最大集光量の１０％となる辺Ｖ３１に沿う方向の位置までの距離に対応させる。
同様に、配置領域ＳＧ３の辺の長さＭ３４を頂点ＣＰ３から集光量が最大集光量の１０％となる辺Ｖ３２に沿う方向の位置までの距離に対応させる。このとき、下記の（７）式、（８）式を満たすことが考えられる。
【０４４１】
Ｍ３３＝Ｌ３３／１０  ・・・（７）
【０４４２】
Ｍ３４＝Ｌ３４／１０  ・・・（８）
【０４４３】
そして、前記（７）式及び（８）式を満たすように距離Ｍ３３，Ｍ３４を設定する。このように距離Ｍ３３，Ｍ３４を設定した配置領域ＳＧ３に貫通孔３２０Ｇｈを配置することにより、集光量３２Ｇの低下を抑え、集光効率への影響を小さくすることができる。
【０４４４】
本変形例の集光板３２Ｇにおいても、集光量の低下を抑え、集光効率への影響を小さくすることができる。
【０４４５】
なお、集光板の形状は平面視三角形に限らず、平面視五角形や平面視六角形などの多角形であってもよい。
【０４４６】
［太陽光発電装置］
図３９は、太陽光発電装置１０００の概略構成図である。
太陽光発電装置１０００は、太陽光のエネルギーを電力に変換する太陽電池モジュール１００１と、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を交流電力に変換するインバータ（直流／交流変換器）１００４と、太陽電池モジュール１００１から出力された直流電力を蓄える蓄電池１００５と、を備えている。
【０４４７】
太陽電池モジュール１００１は、太陽光を集光する集光板１００２と、集光板１００２によって集光された太陽光によって発電を行う太陽電池素子１００３とを備えている。このような太陽電池モジュール１００１としては、例えば、上述の太陽電池モジュールが好適に用いられる。
【０４４８】
太陽光発電装置１０００は、外部の電子機器１００６に対して電力を供給する。電子機器１００６には、必要に応じて補助電力源１００７から電力が供給される。
【０４４９】
このような構成の太陽光発電装置１０００は、上述した本発明に係る太陽電池モジュールを備えているため、長期に亘って高い発電効率を維持し易いものとなる。
【０４５０】
以上、添付図面を参照しながら本発明に係る好適な実施の形態例について説明したが、本発明は係る例に限定されないことは言うまでもない。上述した例において示した各構成部材の諸形状や組み合わせ等は一例であって、本発明の主旨から逸脱しない範囲において設計要求等に基づき種々変更可能である。
【０４５１】
その他、太陽電池モジュールの各構成要素の形状、数、配置、材料、形成方法等に関する具体的な記載は、上記の実施形態に限定されることなく、適宜変更が可能である。
【０４５２】
例えば、上記第１実施形態から第４実施形態においては、貫通孔または切欠き部が、集光板の中心線を挟んで互いに反対側に設けられているものについて説明したが、これに限らない。集光板に設けられた貫通孔、または切欠き部と枠体とで形成する貫通孔が、集光板の中心線に対して同じ側にあっても、主面の雨水を裏面側に排出するという機能を奏するため、主面に汚れが滞留しにくく、効率的な発電を持続的に行うことが可能な太陽電池モジュールとすることができる。
【実施例】
【０４５３】
以下に上記実施形態を実施例により説明するが、上記実施形態はこれらの実施例に限定されるものではない。  【０４５４】
（実施例１Ａ，２Ａ）  実施例においては、上述の第１実施形態において図１Ａ及び図１Ｂで示した太陽電池モジュールを作製した。  【０４５５】
実施例１Ａ，２Ａで用いた太陽電池モジュールの蛍光集光板は、１００ｃｍ×１００ｃｍ×４ｍｍの平面視矩形の外形を有していた。蛍光集光板では、透明基体としてＰＭＭＡ（屈折率：１．４９）を用い、蛍光体としてＬｕｍｏｇｅｎＲ３０５（ＰＬ波長：６１０ｎｍ、吸収波長：〜６００ｎｍ）を用いた。  【０４５６】
また、太陽電池モジュールの太陽電池素子は、受光面の大きさが５ｃｍ×４ｍｍのＧａＡｓ太陽電池素子（開放電圧（Ｖｏｃ）１Ｖ、発電効率２０％）を用いた。このような太陽電池素子を、長軸方向に揃えて蛍光集光板の端面に配列した。太陽電池素子は、蛍光集光板の１辺あたり２０個直列に接続して隣接する２辺に配置した。以下の説明では、各辺に配置された２０個の太陽電池素子を「太陽電池素子群」と称することがある。１つの太陽電池素子群は、開放電圧が２０Ｖである。隣接する辺の太陽電池素子群同士は並列に接続した。  【０４５７】
太陽電池モジュールにおいては、太陽電池素子群を形成していない残る２辺に銀（Ａｇ）の反射層を形成した。  【０４５８】
さらに、太陽電池モジュールには、蛍光集光板において反射層を形成した２つの辺に挟まれた角部近傍に、主面に対して垂直な直径１ｃｍの貫通孔を形成した。貫通孔は、平面視で枠体から露出する位置であって、枠体の内周の角部から対角方向に３ｃｍの位置に設けた。また、貫通孔の表面には、Ａｇの反射層を形成した。  【０４５９】
このような太陽電池モジュールについて、主面に親水処理を施さなかったものを実施例１Ａ、主面に親水処理を施したものを実施例２Ａとした。実施例１Ａの太陽電池モジュールにおいては、主面の接触角は３０°であり、実施例２Ａの太陽電池モジュールにおいては、主面の接触角は５°であった。  【０４６０】
実施例においては、このような太陽電池モジュールを、上述の図４に示した姿勢（θ１１＝３０°、θ１２＝１０°）で設置した。  【０４６１】
（参考例）  参考例で用いた太陽電池モジュールにおいては、１００ｃｍ×１００ｃｍの平面視矩形の主面に、受光面の大きさが１５ｃｍ×１５ｃｍの結晶Ｓｉ太陽電池素子を６個×６個、計３６個直列で設置した。このような太陽電池モジュールを、一辺を下方とし３０°傾けて設置した。  【０４６２】
実施例１Ａ，２Ａおよび参考例においては、主面に対しＡＳＴＭ Ｇ２６に規定された条件で水を拭きつけ、降雨のモデルとした。条件は以下の通りである。（降雨モデル条件）  圧力：０．０８〜０．１３ＭＰａ  水量：２１００±１００ｍｌ／分  水噴射時間：１２０分照射中１８分（１８分水噴射＋１０２分放置）  水質：ｐＨ６．０〜８．０  導電率：２００μｓ／ｃｍ以下  水温：１６±５℃  【０４６３】
実施例および参考例においては、太陽電池モジュールの主面に土砂を配置した後、上記条件で水を太陽電池モジュールの主面に繰り返し噴射し、太陽電池モジュール上に土砂が堆積する状況を模式的に再現した。実施例１Ａ，２Ａおよび参考例で同じ量の土砂を置き、上記降雨モデル条件で水を噴射することで、主面の土砂を洗い流した。土砂の配置と水の撒布とを１セットとして、５セット繰り替えした。  その後、それぞれの太陽電池モジュールについて、初期状態及び主面に土砂を配置した後の１Ｓｕｎ（１０００Ｗ／ｍ２）下での発電量を比較した。  【０４６４】
評価の結果、実施例１Ａでは、水の噴射によって土砂が洗い流された。主面上にわずかに残った土砂が、乾燥過程において所々で凝集し、塊状に固化した。土砂の塊ができた面積は、平面視で枠体から露出する蛍光集光板の平面視面積（以下、有効面積と称することがある）のうち１５％に達し、太陽電池モジュールの発電量も初期状態から１５％低減した。  【０４６５】
実施例２Ａでも、水の噴射によって土砂が洗い流された。主面上にわずかに残った土砂によって生じる塊は、平面視で枠体から露出する蛍光集光板の有効面積のうち５％に留まり、太陽電池モジュールの発電量も初期状態から５％低減するに留まった。  【０４６６】
参考例では、傾斜した主面の下端から１０％までの領域に土砂が堆積した。土砂が堆積した領域の光透過率は、初期状態の３０％となった。参考例の太陽電池モジュールでは、太陽電池素子が全数直列で接続されているため、土砂が堆積したことにより特性が低下した素子の影響を受け、発電量は初期状態の１０％（９０％低減）となった。  【０４６７】
以上の結果から、本発明により主面の汚れの滞留防止と、効率的な発電と、を両立することができることが確認された。【０４６８】
（実施例Ｂ）
以下、実施例Ｂ及び比較例Ｂにより本発明をさらに具体的に説明するが、上記実施形態は以下の実施例Ｂに限定されるものではない。  【０４６９】
本願発明者は、本発明の太陽電池モジュールの効果を確認した。以下、確認結果について、表１を用いて説明する。  【０４７０】
集光板は、長辺の長さが１００ｃｍ程度、短辺の長さが９０ｃｍ程度、厚みが４ｍｍ程度のサイズのものを用いた。集光板の板材料は、ＰＭＭＡ樹脂（屈折率１．４９）を用いた。蛍光体は、ＢＡＳＦ社製ＬｕｍｏｇｅｎＲ３０５（商品名）を用いた。  【０４７１】
フレームは、集光板を第１主面側と第２主面側の上下から挟み込む構成のものを用いた。フレームの肉厚は２ｍｍ程度とした。フレームの形成材料はＡｌを用いた。  【０４７２】
「比較例Ｂ」の太陽電池モジュールは、太陽電池素子が集光板及びフレームの両方の部材に固定されているものを用いた。  【０４７３】
図２６は、比較例の太陽電池モジュール２１Ｘを示す断面図である。  図２６に示すように、太陽電池素子２３Ｘは、集光板２２Ｘの第１主面２２Ｘａに透明接着剤２７Ｘにより接合されている。フレーム２４Ｘの天板部２４Ｘａの内壁面と太陽電池素子２３Ｘの第１主面２２Ｘａとは反対側の面とは接触している。このように、比較例の太陽電池モジュール２１Ｘでは、フレーム２４Ｘにより集光板２２Ｘ及び太陽電池素子２３Ｘが隙間なく挟み込んで固定されている。フレーム２４Ｘによる押圧力により太陽電池素子２３Ｘの位置が規制されている。これにより、フレーム２４Ｘ、集光板２２Ｘ、及び太陽電池素子２３Ｘが強固に固定されている。  【０４７４】
「実施例Ｂ」の太陽電池モジュールは、太陽電池素子が集光板とフレームのうちいずれ一方の部材に固定されているものを用いた。  【０４７５】
「実施例１Ｂ」  太陽電池素子が集光板に固定されているものを用いた。フレームの天板部の内壁面と太陽電池素子の第１主面とは反対側の面との間に空気層が形成されているものを用いた。実施例１Ｂの太陽電池モジュールは、第５実施形態の太陽電池モジュール２１に相当する。  【０４７６】
「実施例２Ｂ」  太陽電池素子がフレームに固定されているものを用いた。集光板と太陽電池素子との間が充填剤で充填されているものを用いた。実施例２Ｂの太陽電池モジュールは、第１０実施形態の太陽電池モジュール２５０１に相当する。  【０４７７】
「実施例３Ｂ」  太陽電池素子がフレームに固定されているものを用いた。集光板と太陽電池素子との間に空気層が形成されているものを用いた。実施例３Ｂの太陽電池モジュールは、第１１実施形態の太陽電池モジュール２６０１に相当する。  【０４７８】
比較例Ｂ及び各実施例Ｂについて、太陽電池モジュールの製造プロセス時、使用時の太陽電池素子の割れや欠け等の損傷の有無を確認した。また、太陽電池モジュールについて温度サイクル試験を行い、太陽電池素子の損傷の有無を確認した。なお、温度サイクル試験においては、太陽電池モジュールに５０℃以上の温度変化を与えた。その結果を［表２］に示す。【０４７９】
【表２】
2013180298.tif 000004
【０４８０】
表２に示すように、「比較例Ｂ」では、太陽電池モジュールの製造プロセス時、使用時のそれぞれにおいて太陽電池素子の損傷が確認された。また、温度サイクル試験においても太陽電池素子の損傷が確認された。  この理由は、「比較例Ｂ」では、フレームにより集光板及び太陽電池素子が隙間なく挟み込んで固定されているため、フレームや集光板の反り、曲がり、熱膨張等によって生じる応力の逃げ場がなくなり、太陽電池素子に過度の応力が加わったことによるものと考えられる。  【０４８１】
これに対し、「実施例Ｂ」では、「実施例１Ｂ」、「実施例２Ｂ」、及び「実施例３Ｂ」のいずれにおいても、太陽電池モジュールの製造プロセス時、使用時のそれぞれにおいて太陽電池素子の損傷が確認されなかった。また、温度サイクル試験においても太陽電池素子の損傷が確認されなかった。  【０４８２】
また、本願発明者は、フレームの表面に白色散乱層を形成した構成の効果をシミュレーションにて確認した。以下、シミュレーションの結果について、表２を用いて説明する。  【０４８３】
「比較例Ｂ」の太陽電池モジュールは、フレームの表面をクロマイト処理したものを用いた。  「実施例Ｂ」の太陽電池モジュールは、フレームの表面に白色散乱層が形成されているものを用いた。「実施例Ｂ」の太陽電池モジュールは、第７実施形態の太陽電池モジュール２２０１に相当する。  【０４８４】
「比較例Ｂ」及び「実施例Ｂ」について、太陽電池モジュールに対して１Ｓｕｎ（１００ｍＷ／ｃｍ２）の太陽光を垂直入射させ、太陽電池素子の表面温度及び発電量の低下率を求めた。その結果を［表３］に示す。【０４８５】
【表３】
2013180298.tif 000005
【０４８６】
なお、表３において、発電量の低下率は、太陽電池素子の表面温度が２５℃のときの発電量を基準としている。  【０４８７】
表３に示すように、「比較例Ｂ」では、太陽電池素子の表面温度は７０℃まで上昇した。また、発電量の低下率は２０％となった。  これに対し、「実施例Ｂ」では、太陽電池素子の表面温度は４０℃まで上昇した。また、発電量の低下率は１０％の低下にとどまった。  【０４８８】
「比較例Ｂ」、「実施例Ｂ」の結果から、フレームの表面に白色散乱層を形成することにより、発電量の低下を低減できることが分かった。【０４８９】
（実施例Ｃ）
以下、実施例Ｃ及び比較例Ｃにより上記実施形態をさらに具体的に説明するが、上記実施形態は以下の実施例Ｃに限定されるものではない。  【０４９０】
本願発明者は、集光板の端面への光の集光効率をシミュレーションにて確認した。以下、シミュレーションの結果について、表２を用いて説明する。  【０４９１】
集光板は、長辺の長さが１００ｃｍ程度、短辺の長さが９０ｃｍ程度、厚みが４ｍｍ程度のサイズのものを用いた。集光板の板材料は、ＰＭＭＡ樹脂（屈折率１．４９）を用いた。蛍光体は、ＢＡＳＦ社製ＬｕｍｏｇｅｎＲ３０５（商品名）を用いた。  【０４９２】
「比較例Ｃ」の集光板は、貫通孔が設けられていないものを用いた。「実施例Ｃ」の集光板は、貫通孔が設けられているものを用いた。  【０４９３】
「実施例１Ｃ」  貫通孔は、集光板の四隅にそれぞれ１つずつ、計４つ配置した。貫通孔とネジとの間には反射膜が形成されていないものを用いた。実施例１Ｃの太陽電池モジュールは、第１３実施形態の太陽電池モジュール３１に相当する。  【０４９４】
「実施例２Ｃ」  貫通孔は、集光板の中央部に計４つ配置した。貫通孔とネジとの間には反射膜が形成されていないものを用いた。実施例２Ｃの太陽電池モジュールは、実施例１Ｃの太陽電池モジュールに対して貫通孔の位置が異なる。  【０４９５】
「実施例３Ｃ」  貫通孔は、集光板の四隅にそれぞれ１つずつ、計４つ配置した。貫通孔とネジとの間に反射膜が形成されているものを用いた。実施例３Ｃの太陽電池モジュールは、第１５実施形態の太陽電池モジュール３２０１に相当する。  【０４９６】
「実施例４Ｃ」  貫通孔は、集光板の中央部に計４つ配置した。貫通孔とネジとの間には反射膜が形成されているものを用いた。実施例４Ｃの太陽電池モジュールは、実施例３Ｃの太陽電池モジュールに対して貫通孔の位置が異なる。  【０４９７】
図３８Ａ及び図３８Ｂは、集光板に設けられた貫通孔の位置を示す模式図である。図３８Ａは、集光板の四隅に貫通孔が設けられた実施例１，３の集光板３２の平面図である。図３８Ｂは、集光板の中央部に貫通孔が設けられた実施例２Ｃ，実施例４Ｃの集光板３２’の平面図である。なお、図３８Ａにおいて、符号Ｐ３１は、貫通孔の中心と集光板３２の短辺との間の距離である。符号Ｐ３２は、貫通孔の中心と集光板３２の長辺との間の距離である。図３８Ｂにおいて、符号Ｐ３１’は、貫通孔の中心と集光板３２’の短辺との間の距離である。符号Ｐ３２’は、貫通孔の中心と集光板３２’の長辺との間の距離である。  【０４９８】
「貫通孔の位置」は、以下のように設定した。集光板３２において、距離Ｐ３１、距離Ｐ３２はそれぞれ４ｃｍとした。集光板３２’において、距離Ｐ３１’は３３ｃｍ、距離Ｐ３２’は３０ｃｍとした。なお、貫通孔の径は、集光板３２，集光板３２’において、それぞれ４．５ｍｍとした。  【０４９９】
比較例及び各実施例について、光線追跡シミュレーションを行い、集光板の端面への光の集光効率を求めた。その結果を［表４］に示す。【０５００】
【表４】
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【０５０１】
なお、表４において、集光効率は、「比較例Ｃ」の太陽電池モジュールの集光効率を１００％として示している。また、「実施例３Ｃ」及び「実施例４Ｃ」の集光効率は、貫通孔とネジとの間に形成された反射膜の反射率を１００％として計算した値である。  【０５０２】
表４に示すように、「実施例Ｃ」の太陽電池モジュールの集光効率は、以下の結果となった。「実施例１Ｃ」の集光効率は、９８．９％となった。「実施例２Ｃ」の集光効率は、９８．７％となった。「実施例３Ｃ」の集光効率は、９９．６％となった。「実施例４Ｃ」の集光効率は、９９．９％となった。  【０５０３】
「比較例Ｃ」、「実施例１Ｃ」「実施例２Ｃ」の結果から、集光板に貫通孔を設けることによる集光効率の低下は１．２％程度であり、集光効率への影響は非常に小さいことが確認できた。また、貫通孔を集光板の中央部よりも集光板の四隅に配置した方が集光効率への影響が小さいことが確認できた。  【０５０４】
「実施例１Ｃ」、「実施例２Ｃ」、「実施例３Ｃ」、「実施例４Ｃ」の結果から、貫通孔とネジとの間に反射膜を設置することにより集光効率を１％程度上昇できることが確認できた。これにより、貫通孔とネジとの間に反射膜を設置した方が、集光効率の低下を低減できることが分かった。
【産業上の利用可能性】
【０５０５】
本発明は、太陽電池モジュールおよび太陽光発電装置に利用可能である。
【符号の説明】
【０５０６】
１１Ａ〜１１Ｇ，２１，３１，３１Ａ，３１Ｂ，３１Ｃ，３１Ｄ，３１Ｅ，３１Ｆ，１００１，１１００，１１１０，１５００，２１０１，２２０１，２３０１，２４０１，２５０１，２６０１，２７０１，２１０１Ａ，２１０１Ｂ，２１０１Ｃ，３１０１，３２０１，３３０１，３４０１，３５０１…太陽電池モジュール、１２Ａ〜１２Ｇ，２２，３２，３２Ｄ，３２Ｅ，３２Ｆ，１００２１２００，１２１０，１５０１，２３０２，２４０２，３２０２…集光板、１２ａ…第１端面、１２ｂ…第２端面、１２ｃ…第３端面、１２ｄ…第４端面、１２ｘ…主面、１２ｙ…裏面、１２ｚ…端面、１３，１３ａ〜１３ｄ，２５，３９，２１２，２１０５，２１１２，２１１２Ｃ，２３０５，２３１２，２４１２，２７１２…反射層、１４，１４ａ〜１４ｇ，２３，３３，１４００，１４１０，１５０２，２５０３，２６０３，２７０３，１００３…太陽電池素子、１５…枠体、１６…基材、１７…蛍光体、２２ａ，３２ａ，３２Ｄａ，３２Ｅａ，３２Ｆａ，２３０２ａ，２４０２ａ…第１主面、２２ｂ，３２ｂ，３２Ｄｂ，３２Ｅｂ，２３０２ｂ，２４０２ｂ…第２主面、２２ｃ，３２ｃ，２３０２ｃ，２４０２ｃ…端面、２４，２１０４，２３０４，２４０４，２７０４…フレーム、３３ｓ…面（太陽電池素子の集光板の端面とは反対側の面）、３４，３４Ａ，３４Ｂ，３４Ｃ，３４Ｄ，３４Ｅ，３４Ｆ，３４０４，３５０４…フレーム、３５，３１０５，３２０５…ねじ（貫通部材、位置規制部材）、３５Ａ，３５０Ｂ，３５０Ｃ…ナット（位置規制部材）、３５Ｂ，３５Ｃ…ボルト（位置規制部材）、３７，３１０５Ｒ…反射膜、１２０，１２１，１２５〜１２７，３２０ｈ，３２２０ｈ…貫通孔、１２０ａ…表面、１２２〜１２４…切欠き部、１３０…接合部材、３８，２１６，２３１６…緩衝層（弾性部材）、３９ａ…第１反射層（反射層）、３９ｂ…第２反射層（反射層）、２１８…乾燥剤、３１０…反射板、３１１…接着剤（位置規制部材）、３４０…空間、３４０Ｃ，３４０Ｄ，３４４０，３５４０…空気層、３４１、３４４１…第１サブフレーム、３４１ｈ…ネジ穴、３４１ｓ…内壁面、３４２…第２サブフレーム、３４５Ａ…ピン（位置規制部材）、３４５Ｆ…凸部（位置規制部材）、１００５…蓄電池、１００６…電子機器、１００７…補助電力源、２３０４ｄ…傾斜面（フレームの内面の傾斜面），２５４０…充填剤，２６４０…空気層、２７４１…上部フレーム、２７４２…下部フレーム、Ｃ１，Ｃ１１〜Ｃ１６…中心線、ＦＬ１…蛍光、Ｌ１…外光、Ｌ１１，Ｌａ１…第１基準線、Ｌ１２，Ｌｃ１…対向線、Ｌｂ１…第２基準線、Ｓ１１，Ｓｂ１…線分、Ｓａ１…弦、Ｔ１…溝、Ｔ１１…傾斜面、Ｔ１２…面、Ｔ１３…稜線
【図１Ａ】
2013180298.tif 000007
【図１Ｂ】
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【図２Ａ】
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【図２Ｂ】
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【図３】
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【図４】
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【図５Ａ】
2013180298.tif 000013
【図５Ｂ】
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【図５Ｃ】
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【図６Ａ】
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【図６Ｂ】
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【図６Ｃ】
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【図７Ａ】
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【図７Ｂ】
2013180298.tif 000020
【図８Ａ】
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【図８Ｂ】
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【図９】
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【図１０】
2013180298.tif 000024
【図１１Ａ】
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【図１１Ｂ】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４Ａ】
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【図２４Ｂ】
2013180298.tif 000040
【図２５Ａ】
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【図２５Ｂ】
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【図２５Ｃ】
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【図２６】
2013180298.tif 000044
【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
2013180298.tif 000048
【図３１】
2013180298.tif 000049
【図３２】
2013180298.tif 000050
【図３３】
2013180298.tif 000051
【図３４】
2013180298.tif 000052
【図３５】
2013180298.tif 000053
【図３６Ａ】
2013180298.tif 000054
【図３６Ｂ】
2013180298.tif 000055
【図３６Ｃ】
2013180298.tif 000056
【図３６Ｄ】
2013180298.tif 000057
【図３６Ｅ】
2013180298.tif 000058
【図３６Ｆ】
2013180298.tif 000059
【図３７】
2013180298.tif 000060
【図３８Ａ】
2013180298.tif 000061
【図３８Ｂ】
2013180298.tif 000062
【図３９】
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【国際調査報告】
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2013180298.tif 000065
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