(57)【要約】  複数の太陽電池を配列した太陽電池群と、その裏面側に配置される第１蓄熱層とを備え、第１蓄熱層は、相変化温度Ｔ1の第１潜熱蓄熱材を含む潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する層である太陽電池モジュール及びその製造方法、並びに当該太陽電池モジュールを含む太陽光発電システムが提供される。太陽電池モジュールは、相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ2を有する第２潜熱蓄熱材を含む第２蓄熱層を第１蓄熱層の裏面側にさらに備えることができる。
2016017341.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の太陽電池を配列した太陽電池群と、その裏面側に配置される第１蓄熱層と、を備え、
前記第１蓄熱層は、相変化温度Ｔ1の第１潜熱蓄熱材を含む潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する層である、太陽電池モジュール。
【請求項２】
前記相変化温度Ｔ1が３２〜３７℃であるか、又は４５〜６０℃である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項３】
前記第１蓄熱層の裏面側に配置される第２蓄熱層をさらに備え、
前記第２蓄熱層は、前記相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ2を有する第２潜熱蓄熱材を含み、
前記相変化温度Ｔ1が前記相変化温度Ｔ2よりも小さい、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項４】
前記相変化温度Ｔ1が３２〜３７℃であり、前記相変化温度Ｔ2が４５〜６０℃である、請求項３に記載の太陽電池モジュール。
【請求項５】
前記第１蓄熱層は、前記第１潜熱蓄熱材と、前記相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ3を有する第３潜熱蓄熱材を含有する層である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項６】
前記相変化温度Ｔ1が前記相変化温度Ｔ3よりも小さい、請求項５に記載の太陽電池モジュール。
【請求項７】
前記第１潜熱蓄熱材は、ゲル状蓄熱材である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
【請求項８】
前記太陽電池モジュールを支持するための架台をさらに含み、
前記架台は、地中に埋設される基礎部を有しており、
前記第１蓄熱層と前記基礎部とが熱交換可能である、請求項１〜７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
【請求項９】
請求項１に記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記第１蓄熱層は、マイクロゲルと前記第１潜熱蓄熱材とを含むゲル状蓄熱材を含み、
前記マイクロゲルを乾燥させてなる乾燥マイクロゲルを用意する工程と、
前記乾燥マイクロゲルを太陽電池モジュールの製造現場に輸送する工程と、
前記製造現場において、前記乾燥マイクロゲルと前記第１潜熱蓄熱材と水とを混合することによりゲル状蓄熱材を調製する工程と、
前記ゲル状蓄熱材を用いて太陽電池モジュールを作製する工程と、
を含む、製造方法。
【請求項１０】
請求項１〜８のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを含む、太陽光発電システム。
【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及びその製造方法に関し、より詳しくは、日射による温度上昇を良好に抑制することができる太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。また本発明は、当該太陽電池モジュールを含む太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
建物や家屋の屋根等に設置され、太陽光に直接曝される太陽電池モジュールは、日中のような日射量の大きい時間帯には、その温度が７０℃近くまで上昇する。これは、特に日射量の大きい時間帯では、空冷による冷却が日射による入熱に追いつかなくなるためである。太陽電池モジュールの温度が過度に高くなると、光電変換効率の低下が生じる。【０００３】
日射による過度の温度上昇を抑制し、太陽電池を略一定温度に冷却し得る手段として、特開２０１２−０３３８１２号公報（特許文献１）では、潜熱蓄熱物質を含浸させた多孔質材料からなる冷却体を冷却体収容区画内に収容した伝熱格子、又は潜熱蓄熱物質を含浸させた多孔質材料からなる冷却板を太陽電池の裏面に設けて、伝熱格子や冷却板に伝熱された熱を潜熱蓄熱物質に吸収させることが提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１２−０３３８１２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１は、上述のように、潜熱蓄熱物質を多孔質材料に含浸させた冷却用部材を太陽電池裏面に設けることを提案する。しかしこの手法の場合、潜熱蓄熱物質を多孔質材料に含浸させるという構成上、冷却用部材の単位体積あたりの蓄熱量（吸熱量）が小さく、冷却効率が十分でないという懸念があった。【０００６】
そこで本発明は、日射による温度上昇を良好に抑制することができる太陽電池モジュール及びその製造方法、並びに当該太陽電池モジュールを含む太陽光発電システムの提供を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明は、以下の太陽電池モジュール及びその製造方法、並びに太陽光発電システムを提供する。【０００８】
［１］  複数の太陽電池を配列した太陽電池群と、その裏面側に配置される第１蓄熱層と、を備え、
前記第１蓄熱層は、相変化温度Ｔ1の第１潜熱蓄熱材を含む潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する層である、太陽電池モジュール。【０００９】
［２］  前記相変化温度Ｔ1が３２〜３７℃であるか、又は４５〜６０℃である、［１］に記載の太陽電池モジュール。【００１０】
［３］  前記第１蓄熱層の裏面側に配置される第２蓄熱層をさらに備え、
前記第２蓄熱層は、前記相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ2を有する第２潜熱蓄熱材を含み、
前記相変化温度Ｔ1が前記相変化温度Ｔ2よりも小さい、［１］に記載の太陽電池モジュール。【００１１】
［４］  前記相変化温度Ｔ1が３２〜３７℃であり、前記相変化温度Ｔ2が４５〜６０℃である、［３］に記載の太陽電池モジュール。【００１２】
［５］  前記第１蓄熱層は、前記第１潜熱蓄熱材と、前記相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ3を有する第３潜熱蓄熱材を含有する層である、［１］に記載の太陽電池モジュール。【００１３】
［６］  前記相変化温度Ｔ1が前記相変化温度Ｔ3よりも小さい、［５］に記載の太陽電池モジュール。【００１４】
［７］  前記第１潜熱蓄熱材は、ゲル状蓄熱材である、［１］に記載の太陽電池モジュール。【００１５】
［８］  前記ゲル状蓄熱材は、ダブルネットワークゲル又はナノコンポジットゲルを含む、［７］に記載の太陽電池モジュール。【００１６】
［９］  前記相変化温度Ｔ1は、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温を含む太陽電池モジュールの設置環境に基づいて決定された温度である、［１］又は［２］に記載の太陽電池モジュール。【００１７】
［１０］  前記相変化温度Ｔ2は、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温を含む太陽電池モジュールの設置環境に基づいて決定された温度である、［３］又は［４］に記載の太陽電池モジュール。【００１８】
［１１］  前記相変化温度Ｔ3は、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温を含む太陽電池モジュールの設置環境に基づいて決定された温度である、［５］又は［６］に記載の太陽電池モジュール。【００１９】
［１２］  前記太陽電池モジュールを支持するための架台をさらに含み、
前記架台は、地中に埋設される基礎部を有しており、
前記第１蓄熱層と前記基礎部とが熱交換可能である、［１］〜［１１］のいずれかに記載の太陽電池モジュール。【００２０】
［１３］  ［１］〜［１２］のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記第１蓄熱層は、マイクロゲルと前記第１潜熱蓄熱材とを含むゲル状蓄熱材を含み、
前記マイクロゲルを乾燥させてなる乾燥マイクロゲルを用意する工程と、
前記乾燥マイクロゲルを太陽電池モジュールの製造現場に輸送する工程と、
前記製造現場において、前記乾燥マイクロゲルと前記第１潜熱蓄熱材と水とを混合することによりゲル状蓄熱材を調製する工程と、
前記ゲル状蓄熱材を用いて太陽電池モジュールを作製する工程と、
を含む、製造方法。【００２１】
［１４］  ［１］〜［１２］のいずれかに記載の太陽電池モジュールを含む、太陽光発電システム。
【発明の効果】
【００２２】
本発明によれば、日射による温度上昇を良好に抑制することができる太陽電池モジュール及びそれを含む太陽光発電システムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２３】
【図１】本発明に係る太陽電池モジュールの一例を示す概略断面図である。
【図２】第１蓄熱層を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化とを比較する図である（潜熱蓄熱材：二亜硫酸ナトリウム５水和物、第１蓄熱層の厚み：１０ｍｍ、第１蓄熱層における潜熱蓄熱材の含有量：１００重量％、季節：夏期、平均風速：１ｍ／ｓ）。
【図３】第１蓄熱層を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化とを比較する図である（潜熱蓄熱材：硫酸ナトリウム１０水和物、第１蓄熱層の厚み：１０ｍｍ、第１蓄熱層における潜熱蓄熱材の含有量：１００重量％、季節：図３（ａ）が冬期、図３（ｂ）が夏期、平均風速：１ｍ／ｓ、昼夜の温度差：小）。
【図４】第１蓄熱層を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化とを比較する図である（潜熱蓄熱材：硫酸ナトリウム１０水和物、第１蓄熱層の厚み：図４（ａ）が１０ｍｍ、図４（ｂ）が２０ｍｍ、図４（ｃ）が３０ｍｍ、第１蓄熱層における潜熱蓄熱材の含有量：図４（ａ）〜（ｃ）すべてについて１００重量％、季節：夏期、平均風速：１ｍ／ｓ、昼夜の温度差：大）。
【図５】本発明に係る太陽電池モジュールの他の一例を示す概略断面図である。
【図６】図５に示される太陽電池モジュールの蓄熱層を一部拡大して示す概略断面図である。
【図７】２層構造の蓄熱層を有する図５に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、蓄熱層を有しないこと以外は図５と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化とを比較する図である（第１潜熱蓄熱材：硫酸ナトリウム１０水和物、第２潜熱蓄熱材：二亜硫酸ナトリウム５水和物、第１蓄熱層及び第２蓄熱層の厚み：１０ｍｍ、第１蓄熱層及び第２蓄熱層における潜熱蓄熱材の含有量：１００重量％、季節：図７（ａ）が冬期、図７（ｂ）が夏期、平均風速：１ｍ／ｓ、昼夜の温度差：小）。
【図８】本発明に係る太陽電池モジュールの他の一例を示す概略断面図である。
【図９】図８に示される太陽電池モジュールの第１蓄熱層を一部拡大して示す概略断面図である。
【図１０】第５の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いることができる第１潜熱蓄熱材の一例を示す概略断面図である。
【図１１】第８の実施形態に係る架台付太陽電池モジュールの一例を示す概略断面図である。
【図１２】第９の実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。
【図１３】図１２に示される太陽電池モジュールアレイの構成の一例を示す概略図である。
【図１４】第１０の実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００２４】
［太陽電池モジュール］
本発明に係る太陽電池モジュールは、複数の太陽電池を配列した太陽電池セル群と、その裏面側に配置される第１蓄熱層とを少なくとも備えるものである。第１蓄熱層を裏面に配置することにより、太陽電池モジュール（太陽電池セル群）の日射による温度上昇を良好に抑制することができる。以下、実施の形態を示して本発明に係る太陽電池モジュールを詳細に説明する。
【００２５】
＜第１の実施形態＞
図１は、本実施形態に係る太陽電池モジュールを示す概略断面図である。図１に示される太陽電池モジュールは、複数の太陽電池１を、例えば同一面上に縦横に配列してなる太陽電池群；太陽電池群の表面（受光面）側に配置されるフロントカバー３；太陽電池群の裏面側に配置されるバックカバー４；フロントカバー３とバックカバー４との間の空間に充填され、太陽電池群を封止する充填材５；バックカバー４の裏面側に配置され、第１潜熱蓄熱材を含む第１蓄熱層１０；太陽電池モジュールの側縁に取り付けられるフレーム７を含む。太陽電池群において太陽電池１同士はインターコネクタ２によって電気的に接続されている。太陽電池群は、例えばその裏面側に配置された端子ボックス（図示せず）に収容される出力端子（図示せず）に配線６を介して電気的に接続される。
【００２６】
なお、図１に示される太陽電池モジュールの構成は一例であり、本発明の太陽電池モジュールにおける第１蓄熱層１０以外の構成は、従来公知の太陽電池モジュールが有するあらゆる構成であり得る。また本発明の太陽電池モジュールは、図１に示されない構成要素を必要に応じて含むことができ、例えば、フロントカバー３、充填材５及びバックカバー４からなる端面とフレーム７との間に、当該端面を封止するためのシール層を設けてもよい。
【００２７】
図１に示されるとおり、本実施形態に係る太陽電池モジュールは、太陽電池群の裏面側に配置され、第１潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する第１蓄熱層１０を備えることを特徴とする。第１潜熱蓄熱材は、相変化温度Ｔ1（℃）を有し、相変化する際の潜熱を利用して蓄熱を行う材料である。その相変化は典型的には固体−液体間の相変化であり、相変化温度は典型的には融点（凝固点）である。第１潜熱蓄熱材を高濃度で含有する第１蓄熱層１０を設けることにより、日射によって加熱された太陽電池群から熱を吸収することができるので、太陽電池モジュールの温度上昇を良好に抑制することができる。第１潜熱蓄熱材が吸収・蓄熱した熱は、例えば夜間に放熱させることが可能であり、これにより毎日の使用が可能となる。
【００２８】
第１蓄熱層１０は、第１潜熱蓄熱材のみからなる層であってもよいし、他の成分をさらに含む層であってもよい。他の成分としては、熱可塑性樹脂等を挙げることができる。第１蓄熱層１０は、例えば、１）熱可塑性樹脂や他の材料からなる容器又はフィルムパック等の外装に第１潜熱蓄熱材を充填したもの、２）カプセル化した第１潜熱蓄熱材を樹脂やゲル中に分散させたもの、３）ゲル状蓄熱材（吸熱による相変化の際にゲル状になる蓄熱材）である第１潜熱蓄熱材からなるもの、などであることができる。中でも２）及び３）の構成は、太陽電池モジュールが設置される際の向きにかかわらず、蓄熱材の配置位置を固定することができるため、好ましい。また、より大きい蓄熱量を確保する観点からは、３）の構成が好ましい。
【００２９】
第１蓄熱層１０は、例えば太陽電池モジュールの裏面側に広がって形成される連続層であることができるが、太陽電池モジュールは、その裏面側において第１蓄熱層１０を有しない領域を部分的に有していてもよい。ただし、太陽電池１からの吸熱効率の観点から、少なくとも太陽電池１の直下には第１蓄熱層１０が存在していることが好ましい。第１蓄熱層１０の厚みは、例えば０．１〜１００ｍｍ程度であることができる。
【００３０】
図１に示されるように、第１蓄熱層１０は、バックカバー４の裏面に積層することができる。この際、太陽電池１から第１蓄熱層１０への熱伝導効率（ひいては温度上昇抑制効果）を高めるために、バックカバー４と第１蓄熱層１０との接触熱抵抗を低くすることが好ましい。当該接触熱抵抗は、好ましくは１×１０-2ｍ2・Ｋ／Ｗ以下である。接触熱抵抗を低減する方法としては、バックカバー４と第１蓄熱層１０との接触圧力を高める方法；バックカバー４と第１蓄熱層１０とを、熱伝導性シート（例えばエラストマー材料からなるもの）、熱伝導性テープ、熱伝導性ジェルからなる層、熱伝導性接着剤からなる層、熱伝導性グリースからなる層のような接触熱抵抗低減層を介して接合する方法を挙げることができる。
【００３１】
第１蓄熱層１０に含有される第１潜熱蓄熱材は、特に制限されず、例えば、二亜硫酸ナトリウム５水和物、硫酸ナトリウム１０水和物、塩化カルシウム４水和物又は６水和物、酢酸ナトリウム３水和物、水酸化バリウム８水和物のような無機塩の水和物等であることができる。また、後述する他の実施形態で例示するような他の蓄熱材を用いてもよい。
【００３２】
第１潜熱蓄熱材の熱変化温度Ｔ1（典型的には融点）は、太陽電池モジュールの設置環境に応じて適切に設定される。この点については後述する他の実施形態で詳述するが、例えば熱変化温度Ｔ1が融点（凝固点）である場合、Ｔ1は、夜間に放熱して固体状態に戻ることができるよう、夜間の外気温（好ましくは夏期における夜間の最高外気温）よりも高いことが好ましい。また、第１潜熱蓄熱材が太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ1は、日中に達する太陽電池群の最高温度（好ましくは冬期において日中に達する太陽電池群の最高温度）よりも低いことが好ましい。
【００３３】
フロントカバー３、バックカバー４、充填材５及びフレーム７には従来一般的な材料を用いることができ、例えばフロントカバー３及びバックカバー４には樹脂やガラスが、充填材には樹脂（熱硬化性樹脂等）が、フレーム７には金属又は合金（アルミニウム等）が用いられる。
【００３４】
＜第２の実施形態＞
本実施形態の太陽電池モジュールは、その構成については上記第１の実施形態と同様であるが、第１蓄熱層１０に含有される第１潜熱蓄熱材の熱変化温度Ｔ1を、太陽電池モジュールの設置環境を考慮して、より厳密に設計したことを特徴とする。熱変化温度Ｔ1は、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温等、太陽電池モジュールの設置環境を考慮し、年間におけるどの時期においてとりわけ太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得たいかに応じて決定することができる。例えば次のとおりである。
【００３５】
（ａ）年間を通じて太陽電池モジュールの温度が最も高くなる夏期における温度上昇を優先して抑制する場合には、Ｔ1は、夏期における日中最高外気温下でも固体状態で存在できるよう、当該日中最高外気温よりも高いことが好ましく、また、第１潜熱蓄熱材が太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ1は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。
【００３６】
ここでいう太陽電池群の最高温度は、設置場所における平均風速に依存し、平均風速が大きいほど太陽電池群の最高温度は低くなる傾向にある。より具体的には、例えばほぼ無風状態（平均風速が１ｍ／ｓ程度以下）の場合、夏期において太陽電池群の最高温度は７０℃以上に達することもあるが、ある程度の風がある場合、例えば平均風速が４ｍ／ｓ程度である場合には、夏期における太陽電池群の最高温度は６０℃程度になることもある。従って、設置場所における平均風速を考慮し、その平均風速における太陽電池群の最高温度よりも低くなるようにＴ1を選択することが好ましい。
【００３７】
以上に鑑み、夏期における温度上昇を優先して抑制する場合には、Ｔ1は４０〜６５℃程度であることができ、４５〜６０℃程度であることが好ましく、４５〜５５℃程度（例えば５５℃）であることがより好ましい。この範囲内の相変化温度を有する潜熱蓄熱材としては、二亜硫酸ナトリウム５水和物（融点５０℃、潜熱１９７ｋＪ／ｋｇ）、ＮａＣＨ3ＣＯＯ・３Ｈ2Ｏ（融点５８℃、潜熱２６４ｋＪ／ｋｇ）；無機の共晶物として、Ｍｇ（ＮＯ3）2・６Ｈ2Ｏ／Ｍｇ（ＮＯ3）2・２Ｈ2Ｏ（融点５５．５℃、潜熱１５１ｋＪ／ｋｇ）；有機のパラフィン類として、ｎ−Ｄｏｃｏｓａｎｅ（融点４４℃、潜熱１５７ｋＪ／ｋｇ）、ｎ−Ｔｅｔｒａｃｏｓａｎｅ（融点５０．６℃、潜熱１６２ｋＪ／ｋｇ）、ｎ−Ｈｅｘａｃｏｓａｎｅ（融点５６．３℃、潜熱１６２ｋＪ／ｋｇ）；その他の有機物として、Ｐｒｏｐｉｏｎａｍｉｄｅ／Ｐａｌｍｉｔｉｃ  ａｃｉｄ（融点５０℃、潜熱１９２ｋＪ／ｋｇ）、Ｃａｍｐｈｅｎｅ（融点５０℃、潜熱２３８ｋＪ／ｋｇ）、Ｍｙｒｉｓｔｉｃａｃｉｄ（融点５７℃、潜熱１９７ｋＪ／ｋｇ）を挙げることができる。
【００３８】
図２は、第１蓄熱層１０を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層１０を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化を比較する図である。この図は、第１潜熱蓄熱材に二亜硫酸ナトリウム５水和物を用い、第１蓄熱層１０の厚みは１０ｍｍとし、夏期、平均風速１ｍ／ｓの条件下での結果を示したものである。図２には、２４時間における外気温の変化及び日射量の変化を併せて示している。第１蓄熱層１０を設けることにより、特に日射量がピークとなる時間帯において、効果的に太陽電池モジュールの温度上昇を抑制できることがわかる。
【００３９】
（ｂ）夏期及び冬期の双方で（すなわち通年にわたって）太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得る場合には、Ｔ1は、夏期においても夜間に放熱して固体状態に戻ることができるよう、夏期における夜間の最高外気温よりも高いことが好ましい。上記（ａ）と同様、第１潜熱蓄熱材が太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ1は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましいが、さらに冬期においても太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得るためには、冬期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。
【００４０】
以上に鑑み、夏期及び冬期の双方で太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得る場合には、Ｔ1は３０〜４０℃程度（例えば３０℃以上４０℃未満）であることができ、３２〜３７℃程度（例えば３５℃）であることが好ましい。この範囲内の相変化温度を有する潜熱蓄熱材としては、無機塩の水和物として、硫酸ナトリウム１０水和物（融点３２℃、潜熱２５１ｋＪ／ｋｇ）、Ｎａ2ＨＰＯ4・１２Ｈ2Ｏ（融点３５．２℃、潜熱２８１ｋＪ／ｋｇ）；無機硝酸塩の水和物として、Ｚｎ（ＮＯ3）2・６Ｈ2Ｏ（融点３６℃、潜熱１４７ｋＪ／ｋｇ）；有機のパラフィン類として、ｎ−Ｅｉｃｏｓａｎｅ（融点３６．４℃、潜熱２４７ｋＪ／ｋｇ）を挙げることができる。
【００４１】
図３は、第１蓄熱層１０を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層１０を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化を比較する図である。この図は、第１潜熱蓄熱材に硫酸ナトリウム１０水和物を用い、第１蓄熱層１０の厚みは１０ｍｍとし、図３（ａ）は冬期、平均風速１ｍ／ｓの条件下、図３（ｂ）は夏期、平均風速１ｍ／ｓの条件下での結果を示したものである。図３（ａ）及び（ｂ）にはそれぞれ、２４時間における外気温の変化及び日射量の変化を併せて示している。第１蓄熱層１０を設けることにより、夏期及び冬期の双方、とりわけ冬期において、日射量がピークとなる時間帯やその前後で効果的に太陽電池モジュールの温度上昇を抑制できることがわかる。
【００４２】
＜第３の実施形態＞
本実施形態の太陽電池モジュールは、その構成については上記第１の実施形態と同様であるが、上記第２の実施形態と同様、第１蓄熱層１０に含有される第１潜熱蓄熱材の熱変化温度Ｔ1を、太陽電池モジュールの設置環境を考慮して、より厳密に設計したことを特徴とする。特に本実施形態では、設置場所における昼夜の温度差に着目して熱変化温度Ｔ1を設定する。
【００４３】
具体的には、第１蓄熱層１０の厚みを大きくしたとき、吸熱量を高めることはできるものの、夜間の放熱が遅くなるため、太陽電池モジュールの設置場所における昼夜の温度差が比較的小さいと、夜間に十分な放熱ができずに翌日以降、温度上昇抑制効果が得られなくなることがある。しかしながら、太陽電池モジュールの設置場所における昼夜の温度差が比較的大きい場合には、同じ第１潜熱蓄熱材であっても、かつ第１蓄熱層１０の厚みを大きくしても夜間に十分な放熱を行うことができ、これにより連日、温度上昇抑制効果を得ることができる。
【００４４】
図４は、第１蓄熱層１０を有する図１に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、第１蓄熱層１０を有しないこと以外は図１と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化を比較する図である。この図は、第１潜熱蓄熱材に硫酸ナトリウム１０水和物を用い、第１蓄熱層１０の厚みは１０ｍｍ（図４（ａ））、２０ｍｍ（図４（ｂ））、３０ｍｍ（図４（ｃ））とし、夏期、平均風速１ｍ／ｓの条件下での結果を示したものである。図４（ａ）〜（ｃ）にはそれぞれ、２４時間における外気温の変化及び日射量の変化を併せて示している。外気温のグラフからわかるように、太陽電池モジュールの設置場所における昼夜の温度差は、図３（ｂ）よりも大きい。これらの図より、第１蓄熱層１０の厚みを３０ｍｍまで厚くしても、高い温度上昇抑制効果が得られることがわかる。また、同等の温度上昇抑制効果が連日にわたって得られることが確認された。
【００４５】
＜第４の実施形態＞
図５は本実施形態に係る太陽電池モジュールを示す概略断面図であり、図６は図５に示される太陽電池モジュールの蓄熱層１１を一部拡大して示す概略断面図である。本実施形態に係る太陽電池モジュールは、蓄熱層１１が第１蓄熱層１１ａと第２蓄熱層１１ｂとの２層構造からなること以外は、上記第１の実施形態と同様の構成を備えている。第１蓄熱層１１ａは、上記第１の実施形態における第１蓄熱層１０と同様、第１潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する層であり、第２蓄熱層１１ｂは、第１潜熱蓄熱材の相変化温度Ｔ1とは異なる相変化温度Ｔ2を有する第２潜熱蓄熱材を含む層である。バックカバー４と第１蓄熱層１１ａとの間に介在する層は、第１の実施形態で述べた接触熱抵抗低減層２０である。
【００４６】
第２蓄熱層１１ｂは、第１蓄熱層１１ａの裏面側に配置され、好ましくは第２潜熱蓄熱材を８０重量％以上含有する。ただし、第２蓄熱層１１ｂの裏面側に第１蓄熱層１１ａを配置するようにしてもよい。第２潜熱蓄熱材は、相変化温度Ｔ2（℃）を有し、相変化する際の潜熱を利用して蓄熱を行う材料である。その相変化は典型的には固体−液体間の相変化であり、相変化温度は典型的には融点（凝固点）である。
【００４７】
第１蓄熱層１１ａは、第１潜熱蓄熱材のみからなる層であってもよいし、他の成分をさらに含む層であってもよい。第２蓄熱層１１ｂも、第２潜熱蓄熱材のみからなる層であってもよいし、他の成分をさらに含む層であってもよい。他の成分としては、熱可塑性樹脂等を挙げることができる。蓄熱層１１を構成する第１蓄熱層１１ａ及び第２蓄熱層１１ｂの具体的構成については、上記第１の実施形態における１蓄熱層１０についての記述が引用される。第１蓄熱層１１ａ及び第２蓄熱層１１ｂがともにゲル状蓄熱材である場合、これらの層の間でのイオンの移動を防止するために、少なくともこれらの層の界面には、樹脂層や他のフィルムのような、イオンの移動を防止できる層を介在させることが好ましい。
【００４８】
積層構造からなる蓄熱層１１は、例えば太陽電池モジュールの裏面側に広がって形成される連続層であることができるが、太陽電池モジュールは、その裏面側において蓄熱層１１を有しない領域を部分的に有していてもよい。ただし、太陽電池１からの吸熱効率の観点から、少なくとも太陽電池１の直下には蓄熱層１１が存在していることが好ましい。蓄熱層１１の厚みは、例えば０．１〜１００ｍｍ程度であることができる。また第１蓄熱層１１ａ及び第２蓄熱層１１ｂの厚みはそれぞれ、例えば０．１〜７０ｍｍ程度であることができる。
【００４９】
第１蓄熱層１１ａと第２蓄熱層１１ｂとの積層構造からなる蓄熱層１１を設けることにより、夏期及び冬期の双方で（すなわち通年にわたって）、良好な太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得ることができる。すなわち、蓄熱層１１が上記第２の実施形態の（ａ）で述べたような、相変化温度Ｔ1が４０〜６５℃程度である第１潜熱蓄熱材を含む単層構造の場合には、夏期における温度上昇を優先して抑制することができる一方で、冬期における温度上昇抑制効果はさほど大きい訳ではない。また、蓄熱層１１が上記第２の実施形態の（ｂ）で述べたような、相変化温度Ｔ1が３０〜４０℃程度（例えば３０℃以上４０℃未満）である第１潜熱蓄熱材を含む単層構造の場合には、夏期及び冬期の双方で（すなわち通年にわたって）温度上昇抑制効果を得ることができるものの、夏期における温度上昇抑制効果はさほど大きい訳ではない。これに対して、第１蓄熱層１１ａと第２蓄熱層１１ｂとの積層構造からなる蓄熱層１１によれば、夏期及び冬期の双方で（すなわち通年にわたって）高い温度上昇抑制効果を得ることができる。
【００５０】
本実施形態の一例において、冬期では実質的に第１蓄熱層１１ａのみが吸熱の役割を担い、夏期では第１蓄熱層１１ａ及び第２蓄熱層１１ｂの双方が吸熱の役割を担う。
【００５１】
第１蓄熱層１１ａに含有される第１潜熱蓄熱材の相変化温度Ｔ1は、３０〜４０℃程度（例えば３０℃以上４０℃未満）であることができ、３２〜３７℃程度（例えば３５℃）であることが好ましい。この範囲内の相変化温度を有する潜熱蓄熱材の具体例は上述のとおりである。
【００５２】
第２蓄熱層１１ｂに含有される第２潜熱蓄熱材の相変化温度Ｔ2は、４０〜６５℃程度であることができ、４５〜６０℃程度であることが好ましく、４５〜５５℃程度（例えば５５℃）であることがより好ましい。この範囲内の相変化温度を有する潜熱蓄熱材の具体例は上述のとおりである。
【００５３】
このように、第１蓄熱層１１ａと第２蓄熱層１１ｂとの２層構造とする場合には、相変化温度Ｔ1とＴ2とを異なる温度とすることが好ましく、Ｔ1＜Ｔ2とすることがより好ましい。また、上記第２及び第３の実施形態と同様、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温や、設置場所における昼夜の温度差、平均風速等を含む太陽電池モジュールの設置環境に基づいてＴ1及びＴ2を適切に選択することが好ましい。例えばまず、Ｔ1及びＴ2は、夏期においても夜間に放熱して固体状態に戻ることができるよう、夏期における夜間の最高外気温よりも高いことが好ましい。
【００５４】
また、上記第２の実施形態の（ｂ）と同様、第１潜熱蓄熱材が太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ1は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましいが、さらに冬期においても太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得るためには、冬期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。さらに、上記第２の実施形態の（ａ）と同様、第２潜熱蓄熱材が太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ2は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。
【００５５】
図７は、２層構造の蓄熱層１１を有する図５に示される構成の太陽電池モジュールの２４時間における太陽電池群の温度変化と、蓄熱層１１を有しないこと以外は図５と同様の構成の太陽電池モジュールの当該温度変化を比較する図である。この図は、第１蓄熱層１１ａの第１潜熱蓄熱材に硫酸ナトリウム１０水和物を用い、第２蓄熱層１１ｂの第２潜熱蓄熱材に二亜硫酸ナトリウム５水和物を用い、第１蓄熱層１１ａ及び第２蓄熱層１１ｂの厚みはそれぞれ１０ｍｍとし、図３（ａ）は冬期、平均風速１ｍ／ｓの条件下、図３（ｂ）は夏期、平均風速１ｍ／ｓの条件下での結果を示したものである。図７（ａ）及び（ｂ）にはそれぞれ、２４時間における外気温の変化及び日射量の変化を併せて示している。２層構造の蓄熱層１１を設けることにより、図３との比較から理解できるように、夏期及び冬期の双方において、日射量がピークとなる時間帯やその前後で良好に太陽電池モジュールの温度上昇を抑制できることがわかる。
【００５６】
＜第５の実施形態＞
図８は本実施形態に係る太陽電池モジュールを示す概略断面図であり、図９は図８に示される太陽電池モジュールの第１蓄熱層１２を一部拡大して示す概略断面図である。本実施形態に係る太陽電池モジュールは、第１蓄熱層１２が第１潜熱蓄熱材１２ａと第３潜熱蓄熱材１２ｂの２種類の潜熱蓄熱材を含有すること以外は、上記第１の実施形態と同様の構成を備えている。第１蓄熱層１２は、潜熱蓄熱材（第１潜熱蓄熱材１２ａ及び第３潜熱蓄熱材１２ｂの合計）を８０重量％以上含有する層である。バックカバー４と第１蓄熱層１２との間に介在する層は、第１の実施形態で述べた接触熱抵抗低減層２０である。
【００５７】
第１潜熱蓄熱材１２ａ及び第３潜熱蓄熱材１２ｂはそれぞれ相変化温度Ｔ1（℃）、Ｔ3（℃）を有し、相変化する際の潜熱を利用して蓄熱を行う材料である。その相変化は典型的には固体−液体間の相変化であり、相変化温度は典型的には融点（凝固点）である。Ｔ1とＴ3とは異なる値である。
【００５８】
第１蓄熱層１２は、第１潜熱蓄熱材１２ａ及び第３潜熱蓄熱材１２ｂのみからなる層であってもよいし、他の成分をさらに含む層であってもよい。他の成分としては、熱可塑性樹脂等を挙げることができる。第１蓄熱層１２の具体的構成については、上記第１の実施形態における１蓄熱層１０についての記述が引用される。より具体的には、例えば、第１潜熱蓄熱材１２ａとして無機蓄熱材を用い、これをカプセル化又はマイクロゲル化により粒状化させたものを、ゲル状有機蓄熱材である第３潜熱蓄熱材１２ｂ（例えばパラフィンゲル）中に分散させた構成を挙げることができる。第３潜熱蓄熱材１２ｂとして無機蓄熱材を用い、第１潜熱蓄熱材１２ａとして、カプセル化若しくはマイクロゲル化により粒状化させた有機蓄熱材、又はゲル状有機蓄熱材を用いるようにしてもよい。
【００５９】
第１蓄熱層１２は、例えば太陽電池モジュールの裏面側に広がって形成される連続層であることができるが、太陽電池モジュールは、その裏面側において第１蓄熱層１２を有しない領域を部分的に有していてもよい。ただし、太陽電池１からの吸熱効率の観点から、少なくとも太陽電池１の直下には第１蓄熱層１２が存在していることが好ましい。第１蓄熱層１２の厚みは、例えば０．１〜１００ｍｍ程度であることができる。
【００６０】
第１蓄熱層１２中における第１潜熱蓄熱材１２ａと第３潜熱蓄熱材１２ｂとの重量比（第１潜熱蓄熱材１２ａ／第３潜熱蓄熱材１２ｂ）は、例えば３０／７０〜７０／３０であり、好ましくは４０／６０〜６０／４０である。
【００６１】
第１潜熱蓄熱材１２ａと第３潜熱蓄熱材１２ｂの２種類の潜熱蓄熱材を含有する第１蓄熱層１２を設けた本実施形態に係る太陽電池モジュールによっても、上記第４の実施形態と同様、夏期及び冬期の双方で（すなわち通年にわたって）、良好な太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得ることができる。
【００６２】
また、第１潜熱蓄熱材１２ａと第３潜熱蓄熱材１２ｂのいずれか一方に無機蓄熱材（無機塩の水和物等）を用いるようにすれば、蓄熱材が有機蓄熱材のみからなる場合に比べて、可燃性を抑えることができる。無機塩の水和物をカプセル化した蓄熱材を有機蓄熱材に分散させた構成においては、当該カプセルの被膜破損による水の蒸発を防止することができる。
【００６３】
本実施形態の一例において、冬期では実質的に第１潜熱蓄熱材１２ａのみが吸熱の役割を担い、夏期では第１潜熱蓄熱材１２ａ及び第３潜熱蓄熱材１２ｂの双方が吸熱の役割を担う。
【００６４】
第１蓄熱層１２のより具体的な構成について説明すると、第１蓄熱層１２は、例えば第３潜熱蓄熱材１２ｂ中に粒状の第１潜熱蓄熱材１２ａを分散させた構造であることができる。粒状の第１潜熱蓄熱材１２ａとしては、図１０に示されるように、上記第４の実施形態における第１潜熱蓄熱材と同様の潜熱蓄熱材１２ａ−１を他の潜熱蓄熱材の被膜１２ａ−２で被覆した粒状カプセルを用いることができる。粒状カプセルの粒径は、例えば１〜１０ｍｍ程度である。被膜を形成する物質は、アルギン酸と二価金属イオンによるゲル、ペクチンと二価金属イオンによるゲル、後述するダブルネットワークゲル等であることができる。
【００６５】
第３潜熱蓄熱材１２ｂとの親和性を高めるために、第１潜熱蓄熱材１２ａ（例えばカプセル）に表面処理を施してもよい。表面処理としては、表面に親油性を付与するための改質処理を挙げることができ、この場合の改質剤としてはソルビタンモノラウレートのような非イオン性界面活性剤を挙げることができる。
【００６６】
一方、第３潜熱蓄熱材１２ｂは、第１潜熱蓄熱材１２ａを分散状態で固定するために、ゲル状蓄熱材からなることが好ましい。ゲル状蓄熱材としては、ゲル化パラフィン（パラフィンゲル）のようなゲル化有機蓄熱材を挙げることができる。また、後述するダブルネットワークを用いることもできる。なお、本明細書中において「ゲル状」とは、流動性を有していないが、圧力を印加すると塑性変形を示す状態を意味する。
【００６７】
第３潜熱蓄熱材１２ｂを粒状カプセルとし、これをゲル化無機蓄熱材である第１潜熱蓄熱材１２ａに分散させてもよい。
【００６８】
ゲル化無機蓄熱材の一例は、水を含むゲル化無機蓄熱材（水系ゲル状無機蓄熱材）である。概して、水系ゲル状無機蓄熱材は水の含有量が多く、太陽電池モジュールの製造現場（太陽電池モジュールの設置現場を含む。以下同様。）へ輸送する際の重量（蓄熱材輸送重量）が大きくなる傾向にある。この問題を解消するためには、乾燥マイクロゲルを利用するのが良い。乾燥マイクロゲルであれば、水を含まないか又はほとんど含まないので、蓄熱材輸送重量を大きく低減させることができ、ひいては輸送効率を高めることができる。乾燥マイクロゲルと蓄熱材と水とを混合することで、太陽電池モジュールの製造現場などの現地で、容易にゲル状無機蓄熱材を調製することができる。このように、乾燥マイクロゲルを用意し、上記現地にこの乾燥マイクロゲル及び蓄熱材（第１潜熱蓄熱材等）を輸送し、当該現地にて乾燥マイクロゲルと蓄熱材と水とを混合して、マイクロゲルと蓄熱材とを含む、ゲル状無機蓄熱材等のゲル状蓄熱材を調製した後、当該現地にて太陽電池モジュールを作製することで、輸送コスト、ひいては太陽電池モジュールの製造コストを大幅に削減することができる。
【００６９】
乾燥マイクロゲルは、例えば、１）マイクロゲルを作製する工程、２）マイクロゲルの表面に存在する界面活性剤（乳化剤）を除去する工程、及び３）界面活性剤を除去した後のマイクロゲルを乾燥させる工程を含む方法によって調製することができる。１）のマイクロゲルは、例えば油中水型のＷ／Ｏエマルションに含まれる分散相（水相）を重合したものであってよい。Ｗ／Ｏエマルションは、ＳＰＧ（シラス多孔質ガラス）膜を用いた乳化により好適に調製することができる。連続相（有機相）中に分散されている分散相（水相）を、例えば熱重合することによって連続相中に分散されたマイクロゲルを得ることができる。分散相は、例えば、アミドモノマー、架橋剤、熱重合開始剤、反応促進剤及び水を含む。連続相は、例えば、ケロシン等の有機溶媒及び界面活性剤（乳化剤）を含む。界面活性剤は、有機溶媒の極性によって適宜選択されるが、例えば有機溶媒がケロシンであれば、ポリグリセリン縮合リシノレイン酸エステル（ＰＧＰＲ、ポリリシノレートとも略される。）を用いることができる。ＳＰＧ膜を用いた乳化方法によれば、膜が有する孔径の調整によってマイクロゲルの粒径を例えば１〜５０μｍの範囲で容易に制御することができる。球形ゲルの場合、膨潤速度は粒径の二乗に比例するので、乾燥マイクロゲルの粒径が小さいほど、乾燥マイクロゲル及び蓄熱材から短時間でゲル状無機蓄熱材を調製することができる。
【００７０】
第１潜熱蓄熱材１２ａの相変化温度Ｔ1は、３０〜４０℃程度（例えば３０℃以上４０℃未満）であることができ、３２〜３７℃程度（例えば３５℃）であることが好ましい。第３潜熱蓄熱材１２ｂの相変化温度Ｔ3は、４０〜６５℃程度であることができ、４５〜６０℃程度であることが好ましく、４５〜５５℃程度（例えば５５℃）であることがより好ましい。
【００７１】
このように、相変化温度Ｔ1とＴ3とを異なる温度とすることが好ましく、Ｔ1＜Ｔ3とすることがより好ましい。また、上記第２及び第３の実施形態と同様、太陽電池モジュールが設置される場所における外気温や、設置場所における昼夜の温度差、平均風速等を含む太陽電池モジュールの設置環境に基づいてＴ1及びＴ3を適切に選択することが好ましい。例えばまず、Ｔ1及びＴ3は、夏期においても夜間に放熱して固体状態に戻ることができるよう、夏期における夜間の最高外気温よりも高いことが好ましい。
【００７２】
また、上記第２の実施形態の（ｂ）と同様、第１潜熱蓄熱材１２ａが太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ1は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましいが、さらに冬期においても太陽電池モジュールの温度上昇抑制効果を得るためには、冬期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。さらに、上記第２の実施形態の（ａ）と同様、第２潜熱蓄熱材１２ｂが太陽電池１の熱を吸収することができるよう、Ｔ3は、夏期において日中に達する太陽電池群の最高温度よりも低いことが好ましい。
【００７３】
＜第６の実施形態＞
本実施形態の太陽電池モジュールは、第１蓄熱層１０としてダブルネットワークゲル及び第１潜熱蓄熱材からなる層（シート又はフィルム等）を用いること以外は、上記第１の実施形態と同様の構成を備えている。ダブルネットワークゲルとは、硬脆性ゲルの高分子網目構造と軟伸性ゲルの高分子網目構造という互いに独立した２種の高分子網目構造を有する高分子ゲルである。硬脆性ゲルを構成する高分子としてはポリアクリルアミドスルホン酸が挙げられ、軟伸性ゲルを構成する高分子としてはポリアクリルアミドが挙げられる。
【００７４】
高強度かつエラストマー性のダブルネットワークゲルを含む第１蓄熱層１０によれば、バックカバー４と接触熱抵抗を低くすることができ、これにより温度上昇抑制効果をより高めることができる。従って、本実施形態によれば、接触熱抵抗低減層を必ずしも使用する必要がない。
【００７５】
また、本実施形態に係るダブルネットワークゲルからなる層を蓄熱層の一部として用いるとともに接触熱抵抗低減層として用い、さらに当該層の上に上述の他の実施形態に係る蓄熱層を積層してもよい。
【００７６】
ダブルネットワークゲルは、上述の方法で乾燥マイクロゲルとすることもできる。乾燥マイクロゲルの形態で、太陽電池モジュールの製造現場などの現地に輸送し、当該現地にてダブルネットワークゲルであるマイクロゲルと蓄熱材（第１潜熱蓄熱材等）とを含むゲル状蓄熱材を調製した後、当該現地にて太陽電池モジュールを作製することで、輸送コスト、ひいては太陽電池モジュールの製造コストを大幅に削減することができる。
【００７７】
＜第７の実施形態＞
本実施形態の太陽電池モジュールは、第１蓄熱層１０としてナノコンポジットゲル及び第１潜熱蓄熱材からなる層（シート又はフィルム等）を用いること以外は、上記第１の実施形態と同様の構成を備えている。ナノコンポジットゲルとは、クレイと高分子を組み合わせた高分子ゲルである。ここでいうクレイは、水中で数十ｎｍサイズの薄板状に分散する粘土鉱物であり、スメクタイトと呼ばれるグループのものが代表的である。スメクタイトの具体例は、例えば、天然材料であるモンモリロナイト、合成材料であるヘクトライト、ラボナイト及びサポナイトを含む。ＮＣゲルは、２次元の物理架橋面として機能するクレイ間を高分子鎖（例えばポリ（Ｎ−イソプロピルアクリルアミド））が橋渡しをした構造を有する。ＮＣゲルは、クレイの分散溶液中で高分子鎖を形成するモノマーと重合開始剤（例えば過硫酸カリウム）と重合促進剤（例えばテトラメチルエチレンジアミン）とを室温付近で反応させ、ラジカル熱重合を行うことによって得ることができる。
【００７８】
高靱性のナノコンポジットゲルからなる第１蓄熱層１０によれば、バックカバー４と接触熱抵抗を低くすることができ、これにより温度上昇抑制効果をより高めることができる。従って、本実施形態によれば、接触熱抵抗低減層を必ずしも使用する必要がない。
【００７９】
また、本実施形態に係るナノコンポジットゲルからなる層を蓄熱層の一部として用いるとともに接触熱抵抗低減層として用い、さらに当該層の上に上述の他の実施形態に係る蓄熱層を積層してもよい。
【００８０】
ナノコンポジットゲルは、上述の方法で乾燥マイクロゲルとすることもできる。乾燥マイクロゲルの形態で、太陽電池モジュールの製造現場などの現地に輸送し、当該現地にてナノコンポジットゲルであるマイクロゲルと蓄熱材（第１潜熱蓄熱材等）とを含むゲル状蓄熱材を調製した後、当該現地にて太陽電池モジュールを作製することで、輸送コスト、ひいては太陽電池モジュールの製造コストを大幅に削減することができる。
【００８１】
＜第８の実施形態＞
本実施形態の太陽電池モジュールは、太陽電池モジュールを地面などに固定するための架台をさらに含む架台付の太陽電池モジュールである。上述のように、蓄熱層が吸収した熱は夜間に放熱させることができるが、本実施形態の架台付太陽電池モジュールにおいては、放熱のために架台を利用することができる。本実施形態の架台付太陽電池モジュールの一例を図１１に示す。図１１に示される架台付太陽電池モジュールは、第１蓄熱層１０を備える太陽電池モジュール３０と、これを支持する架台４０とを含む。架台４０は、地中６０に埋設される基礎部である杭５０を有しており、杭５０が地中６０に埋め込まれることによって、太陽電池モジュール３０が地面に固定される。杭５０は、例えばスクリュー杭（スパイラル杭）であることができる。これにより、軟弱地盤に対しても太陽電池モジュール３０を良好に固定することができる。
【００８２】
上記のような杭基礎を有する架台４０を用いることにより、夜間における蓄熱層の放熱を促進させることができる。すなわち、架台４０の基礎部である杭５０と太陽電池モジュール本体３０が有する第１蓄熱層１０（又は、第２蓄熱層をさらに有する場合には、第１蓄熱層及び第２蓄熱層）との間の熱交換を可能としておくことにより（例えば、杭５０と太陽電池モジュール本体３０とを熱伝導性部材で接続する。）、杭５０を利用して、外気温よりも温度の低い浅層地中熱等の地中熱（冷熱）を太陽電池モジュール３０に伝えることができるので、夜間における第１蓄熱層１０（又は、第１蓄熱層及び第２蓄熱層）の放熱を促進させることができる。このような地中熱を利用した放熱は、昼夜の温度差が小さい場所に太陽電池モジュール３０を設置する場合にとりわけ有利である。
【００８３】
［太陽光発電システム］
本発明に係る太陽光発電システムは、上述の本発明に係る太陽電池モジュール（例えば第１〜第８の実施形態及びそれらの変形例から選択される少なくとも１つの太陽電池モジュール）を含むものである。以下、実施の形態を示して本発明に係る太陽光発電システムを詳細に説明する。本明細書において太陽光発電システムとは、太陽電池モジュールが出力する電力を適宜変換して、系統連系又は電気機器等に供給する装置をいう。
【００８４】
＜第９の実施形態＞
図１２は、本実施形態に係る太陽光発電システム２０００の構成を示す概略図である。図１２を参照して、太陽光発電システム２０００は、太陽電池モジュールアレイ２００１と、接続箱２００２と、パワーコンディショナ２００３と、分電盤２００４と、電力メータ２００５とを備える。後述するように太陽電池モジュールアレイ２００１は、複数の太陽電池モジュール１０００から構成される。
【００８５】
太陽光発電システム２０００には、一般に「ホーム・エネルギー・マネジメント・システム（ＨＥＭＳ：Home  Energy  Management  System）」と呼ばれる機能を付加することができる。これにより、部屋ごとの電力使用状況を監視しつつ個別の家単位で節電に貢献することもできる。
【００８６】
接続箱２００２は、太陽電池モジュールアレイ２００１に接続される。パワーコンディショナ２００３は、接続箱２００２に接続される。分電盤２００４は、パワーコンディショナ２００３及び電気機器類２０１１に接続される。電力メータ２００５は、分電盤２００４及び系統連系に接続される。
【００８７】
太陽光発電システム２０００の動作を説明する。
太陽電池モジュールアレイ２００１は、太陽光を電気に変換して直流電力を発電し、直流電力を接続箱２００２へ供給する。接続箱２００２は、太陽電池モジュールアレイ２００１が発電した直流電力を受け、直流電力をパワーコンディショナ２００３へ供給する。パワーコンディショナ２００３は、接続箱２００２から受けた直流電力を交流電力に変換して、分電盤２００４へ供給する。なお、接続箱２００２から受けた直流電力の一部又は全部を交流電力に変換せず、直流電力のままで分電盤２００４へ供給してもよい。
【００８８】
分電盤２００４は、パワーコンディショナ２００３から受けた電力及び電力メータ２００５を介して受けた商用電力の少なくともいずれかを、電気機器類２０１１へ供給する。また、分電盤２００４は、パワーコンディショナ２００３から受けた交流電力が電気機器類２０１１の消費電力よりも多いとき、パワーコンディショナ２００３から受けた交流電力を電気機器類２０１１へ供給する。そして、余った交流電力を、電力メータ２００５を介して系統連系へ供給する。
【００８９】
また、分電盤２００４は、パワーコンディショナ２００３から受けた交流電力が電気機器類２０１１の消費電力よりも少ないとき、系統連系から受けた交流電力及びパワーコンディショナ２００３から受けた交流電力を電気機器類２０１１へ供給する。
【００９０】
電力メータ２００５は、系統連系から分電盤２００４へ向かう方向の電力を計測するとともに、分電盤２００４から系統連系へ向かう方向の電力を計測する。
【００９１】
次に、太陽電池モジュールアレイ２００１について説明する。
図１３は、図１２に示される太陽電池モジュールアレイ２００１の構成の一例を示す概略図である。図１３を参照して、太陽電池モジュールアレイ２００１は、複数の太陽電池モジュール１０００と出力端子２０１３，２０１４とを含む。
【００９２】
複数の太陽電池モジュール１０００は、アレイ状に配列され直列に接続されている。図１３には、太陽電池モジュール１０００を直列に接続する配列を図示しているが、配列及び接続方式はこれに限定されず、並列に接続して配列してもよいし、直列と並列とを組み合わせた配列としてもよい。太陽電池モジュールアレイ２００１に含まれる太陽電池モジュール１０００の数は、２以上の任意の整数とすることができる。
【００９３】
出力端子２０１３は、直列に接続された複数の太陽電池モジュール１０００のうち、一方端に位置する太陽電池モジュール１０００に接続される。出力端子２０１４は、直列に接続された複数の太陽電池モジュール１０００のうち、他方端に位置する太陽電池モジュール１０００に接続される。
【００９４】
上記本発明に係る太陽電池モジュールが、日射による温度上昇を抑制し、光電変換効率の低下を防止することが可能であるので、当該太陽電池モジュールを用いた太陽光発電システム２０００も、日射による温度上昇を抑制し、光電変換効率の低下を防止することができる。
【００９５】
なお、以上の説明はあくまでも一例であり、本実施形態に係る太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュール１０００のうち、少なくとも１つが本発明に係る太陽電池モジュール（例えば第１〜第８の実施形態及びそれらの変形例から選択される太陽電池モジュールのいずれか）からなる限り、上記の説明に限定されず如何なる構成もとり得るものとする。
【００９６】
＜第１０の実施形態＞
本実施形態は、第９の実施形態に係る太陽光発電システムよりも大規模な太陽光発電システムである。図１４は、本実施形態に係る太陽光発電システム４０００の構成を示す概略図である。図１４を参照して、太陽光発電システム４０００は、複数のサブシステム４００１と、複数のパワーコンディショナ４００３と、変圧器４００４とを備える。太陽光発電システム４０００は、図１２に示される太陽光発電システム２０００よりも大規模な太陽光発電システムである。
【００９７】
複数のパワーコンディショナ４００３は、それぞれサブシステム４００１に接続される。太陽光発電システム４０００において、パワーコンディショナ４００３及びそれに接続されるサブシステム４００１の数は、２以上の任意の整数とすることができる。変圧器４００４は、複数のパワーコンディショナ４００３及び系統連系に接続される。
【００９８】
複数のサブシステム４００１のそれぞれは、複数のモジュールシステム３０００から構成される。サブシステム４００１内のモジュールシステム３０００の数は、２以上の任意の整数とすることができる。
【００９９】
複数のモジュールシステム３０００のそれぞれは、複数の太陽電池モジュールアレイ２００１と、複数の接続箱３００２と、集電箱３００４とを含む。モジュールシステム３０００内の接続箱３００２及びそれに接続される太陽電池モジュールアレイ２００１の数は、２以上の任意の整数とすることができる。
【０１００】
集電箱３００４は、複数の接続箱３００２に接続される。また、パワーコンディショナ４００３は、サブシステム４００１内の複数の集電箱３００４に接続される。
【０１０１】
太陽光発電システム４０００の動作を説明する。
モジュールシステム３０００の複数の太陽電池モジュールアレイ２００１は、太陽光を電気に変換して直流電力を発電し、接続箱３００２を介して直流電力を集電箱３００４へ供給する。サブシステム４００１内の複数の集電箱３００４は、直流電力をパワーコンディショナ４００３へ供給する。さらに、複数のパワーコンディショナ４００３は、直流電力を交流電力に変換して、交流電力を変圧器４００４へ供給する。変圧器４００４は、複数のパワーコンディショナ４００３から受けた交流電力の電圧レベルを変換して、系統連系へ供給する。
【０１０２】
上記本発明に係る太陽電池モジュールが、日射による温度上昇を抑制し、光電変換効率の低下を防止することが可能であるので、複数の太陽電池モジュールを用いた大規模な太陽光発電システム４０００も、日射による温度上昇を抑制し、光電変換効率の低下を防止することができる。
【０１０３】
太陽光発電システム４０００は、本発明に係る太陽電池モジュール（例えば第１〜第８の実施形態及びそれらの変形例から選択される太陽電池モジュール）のうち少なくとも１つを備えるものであればよく、太陽光発電システム４０００に含まれるすべての太陽電池モジュールが本発明に係る太陽電池モジュール（光電変換素子）である必要はない。例えば、あるサブシステム４００１に含まれる太陽電池モジュールのすべてが本発明に係る太陽電池モジュールであり、別のサブシステム４００１に含まれる太陽電池モジュールの一部又は全部が、本発明に係る太陽電池モジュールでない場合等もあり得るものとする。
【０１０４】
以上、上述した実施形態は本発明を実施するための例示に過ぎない。本発明は上述した実施形態に限定されることなく、その趣旨を逸脱しない範囲内で上述した実施形態を適宜変形して実施することが可能である。
【符号の説明】
【０１０５】
１  太陽電池、２  インターコネクタ、３  フロントカバー、４  バックカバー、５  充填材、６  配線、７  フレーム、１０，１２  第１蓄熱層、１１  蓄熱層、１１ａ  第１蓄熱層、１１ｂ  第２蓄熱層、１２ａ  第１潜熱蓄熱材、１２ａ−１  カプセルの核となる潜熱蓄熱材、１２ａ−２  潜熱蓄熱材からなる被膜、１２ｂ  第３潜熱蓄熱材、２０  接触熱抵抗低減層、３０  太陽電池モジュール、４０  架台、５０  杭、６０  地中、１０００  太陽電池モジュール、２０００  太陽光発電システム、２００１  太陽電池モジュールアレイ、２００２  接続箱、２００３  パワーコンディショナ、２００４  分電盤、２００５  電力メータ、２０１１  電気機器類、２０１３，２０１４  出力端子、３０００  モジュールシステム、３００２  接続箱、３００４  集電箱、４０００  太陽光発電システム、４００１  サブシステム、４００３  パワーコンディショナ、４００４  変圧器。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【国際調査報告】
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