(57)【要約】本発明は、発電効率及び発電量の安定性に優れた太陽光発電システムを提供することを課題とするものであり、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの受光面へ反射光を照射する位置に設けられた反射ミラーを備え、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることを特徴とする、太陽光発電システムであることを本旨とする。
2019198536.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの受光面へ反射光を照射する位置に設けられた反射ミラーを備え、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることを特徴とする、太陽光発電システム。
【請求項２】
前記反射ミラーの波長１，８００ｎｍにおける光線透過率が８０％以上であり、かつ前記反射ミラーの波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率が６０％以上８０％以下であることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記反射ミラーは熱可塑性樹脂を主成分とする２種類の層で構成されるフィルムを具備し、前記２種類の層（屈折率の大きい層をＡ層、屈折率の小さい層をＢ層とする）のうち、前記Ａ層と前記Ｂ層とが厚み方向に交互に位置し、前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上であり、かつ、ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９により測定した前記Ａ層と前記Ｂ層との間の剥離強度の試験結果の分類が０であることを特徴とする、請求項１又は２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記反射ミラーの受光面に対して、入射角３０°で入射させた場合の、受光角２５°から３５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの帯域での平均変角反射率の最大値が１５％以上３５％以下であり、かつ入射角６０°で入射させた場合の、受光角５５°から６５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの帯域での平均変角反射率の最大値が１０％以上３０％以下であることを特徴とする、請求項１〜３のいずれかに記載の太陽光発電システム。
【請求項５】
前記反射ミラーの波長７００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、前記反射ミラーの波長７００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることを特徴とする、請求項１〜４のいずれかに記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
前記Ａ層を構成する熱可塑性樹脂がポリアルキレンテレフタレートを主成分とする、請求項３〜５のいずれかに記載の太陽光発電システム。
【請求項７】
前記反射ミラーのヘイズが４％以上３０％以下であることを特徴とする、請求項１〜６のいずれかに記載の太陽光発電システム。
【請求項８】
前記反射ミラーは、受光面側から、フロント基板、封止材、及び前記Ａ層と前記Ｂ層とが厚み方向に交互に位置し前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上である多層フィルムをこの順に有し、前記フロント基板が、強化ガラス、ポリカーボネート及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを構成成分とし、かつ前記封止材がエチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、透明シリコン、及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを主成分とすることを特徴とする、請求項３〜７のいずれかに記載の太陽光反射システム。
【請求項９】
前記フロント基板のヘイズが１０％以上７５％以下であることを特徴とする、請求項８に記載の太陽光発電システム。
【請求項１０】
前記多層フィルムの受光面とは反対側の面に、耐ＵＶ層を有することを特徴とする、請求項８又は９に記載の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、反射ミラーを備えた太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、石油や石炭等の化石燃料の代替エネルギーとして、原子力発電、水力発電、風力発電、及び太陽光発電などの種々の方法が注目されている。その中でも太陽光エネルギーを電気エネルギーに直接変換する太陽光発電は、クリーンなエネルギー源として期待されている。【０００３】
太陽光発電は一般に、太陽光が入射する受光面側から、透明なフロント基板／透明な封止材／太陽電池素子／封止材／太陽電池裏面保護シートがこの順に積層された構造を有する太陽電池モジュールによって行われる。太陽電池モジュールの受光面に照射された太陽光は、透明なフロント基板と透明な封止材を通じて太陽電池素子に到達し、太陽電池素子で電気エネルギーへと変換される。こうして得られた電気エネルギーは、太陽電池素子に接続されたリード線を通じて外部に取り出された後、各種電気機器に供給される。【０００４】
太陽電池モジュールの発電量は、通常、太陽電池素子へ到達した太陽光の照度に比例する。そして、メガソーラーに代表される太陽光発電所においては、この太陽電池モジュール１０枚程度を直列接続し、パワーコンディショナーで最適な電流値、電圧値で動作させることで、太陽光発電システムとして稼動させる態様が一般的である。【０００５】
また、太陽電池モジュールの発電量は、地表に到達する日射強度のみならず太陽高度による影響も受けるため、太陽電池モジュールの設置角度によっても変動することが知られている。そのため、太陽光発電システムの発電量向上には、設置環境の緯度や経度に応じて太陽電池モジュールの設置角度を調節し、太陽電池素子に入射する光量を増やすことも重要となる。【０００６】
近年では太陽光発電システムの年間積算発電量向上を目的として、太陽高度に応じて太陽電池モジュールの角度を変化させる追尾システムが開発されている（特許文献１）。また、太陽光を反射して太陽電池モジュールへ集光させる目的で、反射ミラーを使用した太陽光発電システムも知られている（特許文献２）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２０１６−６２９３１号公報
【特許文献２】特開２００６−４０９３１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、特許文献１の追尾システムでは太陽電池モジュールの単位面積当たりの発電量が大きくならないため発電効率が不十分であり、出力向上に対するコストが見合わないことも多い。また、天気状況、時間及び季節によって、太陽光発電により得られる発電量は不安定となることがあり、発電システムに負荷をかけることがある。特許文献２に記載の太陽光発電システムにおいては、使用する反射ミラーの光線透過率が低いため、太陽高度が低い時に反射ミラーにより太陽光が遮蔽され、反射ミラーの後方から照射する光が利用できず、一時的に出力が低下するため、発電効率が不十分となることがある。また、曇天などの天気状況で、太陽光が空の各方向から入射するため、鏡面反射率のみが高く、光拡散性が低いミラーは発電効率が不十分となることがある。【０００９】
そこで本発明は、係る従来技術に鑑みて、発電効率及び発電量の安定性に優れた太陽光発電システムを提供することをその課題とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記課題を達成するため、本発明は以下の構成からなる。
（１）  太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの受光面へ反射光を照射する位置に設けられた反射ミラーを備え、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、前記反射ミラーの波長８００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることを特徴とする、太陽光発電システム。
（２）  前記反射ミラーの波長１，８００ｎｍにおける光線透過率が８０％以上であり、かつ前記反射ミラーの波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率が６０％以上８０％以下であることを特徴とする、（１）に記載の太陽光発電システム。
（３）  前記反射ミラーは熱可塑性樹脂を主成分とする２種類の層で構成されるフィルムを具備し、 前記２種類の層（屈折率の大きい層をＡ層、屈折率の小さい層をＢ層とする）のうち、前記Ａ層と前記Ｂ層とが厚み方向に交互に位置し、前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上であり、かつ、ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９により測定した前記Ａ層と前記Ｂ層との間の剥離強度の試験結果の分類が０であることを特徴とする、（１）又は（２）に記載の太陽光発電システム。
（４）  前記反射ミラーの受光面に対して、入射角３０°で入射させた場合の、受光角２５°から３５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍ帯域での平均変角反射率の最大値が１５％以上３５％以下であり、かつ入射角６０°で入射した場合の、受光角５５°から６５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの帯域での平均変角反射率の最大値が１０％以上３０％以下であることを特徴とする、（１）〜（３）のいずれかに記載の太陽光発電システム。
（５）  前記反射ミラーの波長７００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、前記反射ミラーの波長７００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることを特徴とする、（１）〜（４）のいずれかに記載の太陽光発電システム。
（６）前記Ａ層を構成する熱可塑性樹脂がポリアルキレンテレフタレートを主成分とする、（３）〜（５）のいずれかに記載の太陽光発電システム。
（７）  前記反射ミラーのヘイズが４％以上３０％以下であることを特徴とする、（１）〜（６）のいずれかに記載の太陽光発電システム。
（８）  前記反射ミラーは、受光面側から、フロント基板、封止材、及び前記Ａ層と前記Ｂ層とが厚み方向に交互に位置し、前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上である多層フィルムをこの順に有し、前記フロント基板が、強化ガラス、ポリカーボネート及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを構成成分とし、かつ前記封止材がエチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、透明シリコン、及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを主成分とすることを特徴とする、（３）〜（７）のいずれかに記載の太陽光反射システム。
（９）  前記フロント基板のヘイズが１０％以上７５％以下であることを特徴とする、（８）に記載の太陽光発電システム。
（１０）  前記多層フィルムの受光面とは反対側の面に、耐ＵＶ層を有することを特徴とする、（８）又は（９）のいずれかに記載の太陽光発電システム。
【発明の効果】
【００１１】
本発明により、発電効率及び発電量の安定性に優れた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】
【００１２】
【図１】本発明の一実施態様に係る太陽光発電システムの側面図。
【図２】本発明の一実施態様に係る太陽光発電システムの上面図。
【図３】本発明の一実施態様に係る太陽光発電システムの上面図。
【図４】反射ミラーに用いる多層フィルムの一例を示す断面図。
【図５】本発明において用いることができる反射ミラーの一例を示す断面図。
【図６】本発明において用いることができる太陽電池モジュールの一例を示す断面図。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、本発明の太陽光発電システムについて、詳細に説明する。
【００１４】
＜太陽光発電システム＞
本発明の太陽光発電システムは、太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの受光面へ反射光を照射する位置に設けられた反射ミラーを備えることが重要である。このような態様とすることにより、反射ミラーにより反射された太陽光が太陽電池モジュールに照射されるため、太陽電池素子に到達する太陽光が多くなる。そのため、反射ミラーのない太陽光発電システムに比べて発電量が向上する。
【００１５】
反射ミラーの配置は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されないが、太陽電池素子に到達する光量を増やす観点から、例えば図１に示すように、反射ミラーが太陽電池モジュールの受光面の前方に位置し、かつ反射ミラーの受光面と太陽電池モジュールの受光面が向き合っていることが好ましい。このような態様とすることにより、反射ミラーにより反射された太陽光の多くが太陽電池モジュールの受光面に入射することとなり、太陽電池モジュールの出力が向上する。ここで受光面とは、地表と反対側に位置する面をいい、通常はこの受光面に太陽光が照射される。
【００１６】
本発明の太陽光発電システムを南回帰線より北に位置する地域に設置する場合は、太陽電池モジュールの受光面を南側に向けて設置することが好ましい。このような態様とすることにより、太陽が太陽電池モジュールに対して南側に位置する時間が長くなるため、より多くの直射光を太陽電池素子に入射させることができる。一方、同様の観点から、南回帰線より南に位置する地域においては、太陽電池モジュールの受光面を北側に向けて設置することが好ましい。なお、ここで南側とは、真南の方角のみではなく、真南の方角から西又は東に４５°以下傾いた方角も含むものとし、北側についても同様に解釈するものとする。
【００１７】
本発明の太陽光発電システムは、季節や設置する地点の緯度にもよるが、太陽電池素子に到達する太陽光を増やす観点から、水平面と反射ミラーの受光面とのなす角の大きさが５°以上５０°以下であることが好ましい。水平面と反射ミラーの受光面とのなす角の大きさが５°以上の場合、反射ミラーによる反射光は空ではなく太陽電池モジュールの方向に向かうため、太陽電池モジュールに入射する反射光の量が多くなる。一方、水平面と反射ミラーの受光面とのなす角の大きさが５０°以下の場合、太陽光が反射ミラーで遮られにくくなり、太陽電池モジュールに直接入射する光の量の低下が抑えられる。
【００１８】
本発明の太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールと反射ミラーの好ましい位置関係について、一実施態様を示して説明する。図１は、本発明の一実施態様に係る太陽光発電システムの側面図を、図２、３は、本発明の一実施態様に係る太陽光発電システムの上面図をそれぞれ示す。なお、本一実施態様は具体例として提示するものであり、本発明はこれに限定されない。
【００１９】
図１〜３に示す太陽光発電システムにおいて、太陽電池モジュール１は、受光面が南側向き、かつ受光面と水平面とのなす角の大きさが２５°となるように、太陽電池モジュール用架台３により固定されている。そして、反射ミラー２は、太陽電池モジュール１の受光面の前方に、受光面が北側向き、かつ受光面と水平面とのなす角の大きさが２５°となるように反射ミラー用架台４により固定されている。なお、以下、太陽電池モジュール用架台３と反射ミラー用架台４を総称して、架台ということがある。
【００２０】
このとき、反射ミラーの下端高さを太陽電池モジュールの下端高さと揃えると、反射ミラー２による反射光が太陽電池モジュール１の裏面やフレーム（図示しない）等によって遮蔽されず、効率的に太陽電池モジュール１の受光面に到達するため好ましい。図１〜３においては、太陽電池モジュールと反射ミラーがその長辺方向において平行な位置関係で描かれているが、必ずしも平行である必要はなく、設置する場所の地形等に応じて適宜その位置関係を調整することができる。
【００２１】
図１〜３において、太陽電池モジュール１と反射ミラー２はいずれも凹凸のない直方体として描かれているが、本発明の効果を損なわない限り、その表面に凹凸を有していても、その表面が曲面であってもよい。また、太陽電池モジュール１の受光面と反射ミラー２の受光面の面積については、本発明の効果を損なわない限り特に制限されず、設置スペース等を考慮して適宜調節することができる。例えば、図２に示すように両者の面積が等しくても、図３に示すように両者の面積が異なってもよい（図３の例は、太陽電池モジュール１の受光面よりも反射ミラー２の受光面の面積が大きい例である。）。図２に示すように両者の面積が等しい場合、両者に共通する部材を複数サイズ用意する必要がなくなり、製造工程の簡略化やコスト削減が可能となる利点がある。
【００２２】
さらに、反射ミラーは、その剛性を向上させて強風等の自然環境への耐性を高める観点から、端部にフレーム（図示しない）を有することも好ましい。フレームは剛性向上の観点から鉄、アルミニウム、真鍮、銀、及び銅などの金属製であることが好ましく、剛性とコストのバランスからアルミニウム製であることが好ましい。
【００２３】
架台３や４は、太陽電池モジュール１や反射ミラー２の受光面が向く方角や水平面に対する角度を調節できる機構（以下、総称して角度調節機構ということがある。）を有することが好ましい。反射ミラーによる出力向上効果は、季節による太陽高度の変動等の影響を受ける。そのため、架台３や４が角度調節機構を有することにより、季節の変化に合わせて太陽電池モジュール１や反射ミラー２の設置条件を最適化することが容易となり、その結果、季節が変動しても高い出力向上効果を得ることが容易となる。
【００２４】
より具体的には、太陽高度が高い夏季に、反射ミラー２で反射された太陽光を太陽電池モジュール１の受光面へ効率的に入射させるためには、水平面と反射ミラー２の受光面とのなす角の大きさを、上記好ましい範囲内で大きくすることが好ましい。太陽高度が高い場合に水平面と反射ミラー２の受光面とのなす角の大きさが小さいと、反射ミラー２による反射光が太陽電池モジュール１の受光面から外れた方向に行きやすいためである。一方、太陽高度が低い冬季においては、上記観点より、水平面と反射ミラー２の受光面とのなす角の大きさを、夏季に比べて小さくすることが好ましい。
【００２５】
＜反射ミラー＞
本発明の太陽光発電システムでは、太陽高度が高い状態では主に受光面側に太陽光が照射されるが、太陽高度が低くなると受光面と反対側にも太陽光が照射される。そのため、太陽高度が高い状態において発電量を向上させるためには、太陽光発電に寄与する波長帯域の光線の太陽電池モジュールへの入射量をできるだけ増やすために、発電量向上に寄与する波長帯域における反射ミラーの鏡面反射率が高いことが好ましい。一方、太陽高度が低い状態において発電量を維持するためには、鏡面反射によって同帯域の光線の太陽電池モジュールへの入射量をできるだけ増やすと共に、反射ミラー後方からの太陽光を透過させてモジュールに到達させることも必要となる。そのため、反射ミラーには、同帯域における鏡面反射率が高いことだけでなく、同帯域における光線透過率が高いことも求められるが、一般的に鏡面反射率と光線透過率とはトレードオフの関係にある。また、太陽高度は時間や季節によって変動することも考慮すれば、太陽光発電システムの発電量を最大化するには、発電量の向上に寄与する光線の鏡面反射率と光線透過率のバランスが重要となる。
【００２６】
上記観点から、本発明の太陽光発電システムにおいては、反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、波長８００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることが重要である。同様の観点から、反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率は２０％以上４５％以下が好ましく、２５％以上４５％以下がより好ましい。また、波長８００ｎｍにおける光線透過率は２０％以上４０％以下が好ましく、２０％以上３５％以下がより好ましい。
【００２７】
さらに、例えばアモルファスシリコン太陽電池素子の発電への寄与が波長８００ｎｍより一般的に高いとされる波長７００ｎｍの光を、反射ミラーの後方から照射される場合にも有効に利用する観点から、反射ミラーの波長７００ｎｍにおける鏡面反射率が１５％以上４５％以下であり、かつ、波長７００ｎｍにおける光線透過率が２０％以上４５％以下であることが好ましい。同様の観点から、反射ミラーの波長７００ｎｍにおける鏡面反射率は２０％以上４５％以下がより好ましく、３０％以上４５％以下がさらに好ましい。また、波長７００ｎｍにおける光線透過率は２５％以上４５％以下がより好ましく、３０％以上４０％以下がさらに好ましい。
【００２８】
同様の観点から、反射ミラーの波長４００ｎｍから７００ｎｍにおける鏡面反射率の平均値が２０％以上４５％以下であり、かつ波長４００ｎｍから７００ｎｍにおける光線透過率の平均値が２０％以上４５％以下であることが好ましい。さらにこの波長帯域における鏡面反射率の平均値が２５％以上４５％以下であり、かつこの波長帯域における光線透過率の平均値が２５％以上４５％以下であることがより好ましく、この波長帯域における鏡面反射率の平均値が３０％以上４０％以下であり、かつこの波長帯域における光線透過率の平均値が３０％以上４０％以下であることがさらにより好ましい。
【００２９】
反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率を１５％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とし、かつ波長８００ｎｍにおける光線透過率を２０％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とする方法、及び反射ミラーの波長７００ｎｍにおける鏡面反射率が２０％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とし、かつ波長７００ｎｍにおける光線透過率を２０％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とする方法は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されないが、例えば、屈折率の異なる２つの層が交互に繰り返し位置する構成を有する反射ミラーを使用する方法が挙げられる（その詳細については後述する。）。
【００３０】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、発電効率と耐久性の面から、反射ミラーの波長１，８００ｎｍにおける光線透過率が８０％以上であることが好ましい。このような態様とすることにより、発電に寄与せず太陽電池モジュールの性能や耐久性を悪化させる波長帯域の光の影響を低く抑えることができる。より具体的には、波長１，８００ｎｍの光は赤外領域の光であり、ほぼ全ての太陽電池素子の発電に寄与しないにもかかわらず、太陽電池素子や太陽電池モジュールの温度を上昇させる。一般に、太陽電池モジュールは温度が上昇すると耐久性や発電量が低下するため、耐久性や発電量の観点からは、このような波長の光の入射を少なくするのが好ましい。
【００３１】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、発電量と耐久性を保ちつつ、太陽電池素子の選択の幅を広げる観点から、反射ミラーの波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率が６０％以上８０％以下であることが好ましい。波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下の光も赤外領域の光であり、太陽電池素子や太陽電池モジュールの温度を上昇させる。そして、最も一般的な太陽電池素子である結晶シリコン太陽電池素子では波長４００ｎｍ以上１，１５０ｎｍ以下の範囲の光が、アモルファスシリコン太陽電池素子では波長３００ｎｍ以上７００ｎｍ以下の波長の光がそれぞれ発電に寄与し、波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下の波長の光は殆ど発電に寄与しない。そのため、反射ミラーの波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率が６０％以上であることにより、反射ミラーによる同波長帯域の光の反射やそれに伴う太陽電池モジュールへの入射が低く抑えられるため、太陽光発電システムが先に例示した太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールを備える場合、太陽電池モジュールの発電量と耐久性が保たれる。
【００３２】
しかしながら一方で、波長３５０ｎｍ以上１，７５０ｎｍ以下の光が発電に寄与するガリウムヒ素マルチ接合太陽電池素子のように、波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下の波長の光によって発電量が増加する太陽電池素子も存在する。そのため、反射ミラーの波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率が８０％以下であることにより、このような太陽電池素子を用いた太陽電池モジュールを備える太陽光発電システムにおいても、反射ミラーの効果を得ることができる。
【００３３】
反射ミラーの波長１，８００ｎｍにおける光線透過率を８０％以上とし、１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率を６０％以上８０％以下とする方法は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されないが、例えば、反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率を１５％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とし、かつ波長８００ｎｍにおける光線透過率を２０％以上４５％以下若しくは上記の好ましい範囲とする方法と同様の方法が挙げられる。
【００３４】
本発明の太陽光発電システムにおいては、太陽高度が低い場合の発電向上の観点から、前記反射ミラーの受光面に対して、入射角３０°で入射させた場合の、受光角２５°から３５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの帯域での平均変角反射率の最大値が１５％以上３５％以下であり、かつ入射角６０°で入射させた場合の、波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの帯域での平均変角反射率の最大値が１０％以上３０％以下であることが好ましい。平均変角反射率は、３００ｎｍ〜１，２００ｎｍの帯域における反射角度２５°〜３５°（または５５°〜６５°）それぞれで測定された反射率の平均値であり、その平均値のうち最大の反射率を、平均変角反射率の最大値という。光の鏡面反射と拡散反射及び透過の三者は一般的にトレードオフの関係にある。太陽高度または太陽光照度が高いときには鏡面反射が重要であり、一方、太陽高度または太陽光照度が低いときには拡散反射及び透過が重要になる。発電量安定性の観点から、鏡面反射と拡散反射及び透過のバランスが重要である。平均変角反射率の最大値が大きいほど、鏡面反射の度合いが高くなり、光透過性と光散乱が低くなる。前記観点から、平均変角反射率の最大値は発電向上及び発電量安定性の指標となる。
【００３５】
このような態様であることにより、低太陽高度時の太陽光の透過率及び拡散反射が高く、低太陽高度時太陽光発電システム発電向上につながる。なお、平均変角反射率、平均変角反射率の最大値の求め方は実施例の項〔反射ミラーの作製、特性の測定方法及び評価方法〕（１１）の項に記載のとおりである。
【００３６】
同様の観点から、反射ミラーの受光面に対して、入射角３０°で入射させた場合の、受光角２５°から３５°までにおける波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでの平均変角反射率の最大値が２６％以上３５％以下であり、かつ入射角６０°で入射させた場合の、波長３００ｎｍから１，２００ｎｍまでにおける平均変角反射率の最大値が２５％以上３０％以下であることがより好ましい。
【００３７】
なお、平均変角反射率は株式会社島津製作所製ＵＶ−３６００Ｐｌｕｓを用いて、可変角用光学ユニットを取り付けて測定することで得ることができる。また、平均変角反射率の最大値を上記の好ましい範囲とする手段としては、例えば、反射ミラーに、熱可塑性樹脂を主成分とするＡ層とＢ層とが厚み方向に交互に位置した多層フィルムを用いる方法が挙げられる。このような態様とすることにより、変角反射率が適宜に調節でき、反射ミラーに前記特性を持たせることができる。
【００３８】
本発明の太陽光発電システムにおいては、反射ミラーは熱可塑性樹脂を主成分とする２種類の層で構成されるフィルムを具備し、前記２種類の層（屈折率の大きい層をＡ層、屈折率の小さい層をＢ層とする）のうち、Ａ層とＢ層とが厚み方向に交互に位置し、前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上であることが好ましい。このような態様とすることにより、反射ミラーの波長８００ｎｍにおける鏡面反射率、波長８００ｎｍ、１，８００ｎｍにおける光線透過率、及び波長１，２００ｎｍ以上１，４００ｎｍ以下における平均光線透過率を前述の範囲に容易に制御することができる。その結果、太陽光発電システムの発電量や耐久性が向上する。なお、熱可塑性樹脂を主成分とするとは、層全体を１００質量％としたときに、熱可塑性樹脂を９０質量％以上１００質量％以下含むことをいう。
【００３９】
Ａ層とＢ層とが厚み方向に交互に繰り返し存在することにより、特定の波長帯域において、反射ミラーの鏡面反射率を向上させることができる。反射させる波長帯域（主反射波長：λ）は下記式Ａに基づいて定まり、各層の厚みと屈折率を調節することにより制御することができる。
式Ａ：λ＝２×（ｎａ×ｄａ＋ｎｂ×ｄｂ）
ｎａ：Ａ層の面内平均屈折率
ｎｂ：Ｂ層の面内平均屈折率
ｄａ：Ａ層の層厚み（ｎｍ）
ｄｂ：Ｂ層の層厚み（ｎｍ）
λ：主反射波長（ｎｍ）。
【００４０】
「Ａ層とＢ層が厚み方向に交互に位置する」とは、厚み方向と平行な断面を観察したときに、Ａ層とＢ層の積層構成が繰り返し存在する状態をいう。なお、反射ミラーは、本発明の効果を損なわない範囲で、Ａ層とＢ層の積層構成が繰り返し存在する途中に、Ａ層及びＢ層に該当しない層や、Ａ層やＢ層が連続する箇所が存在してもよい。
【００４１】
反射率についてはＡ層とＢ層の屈折率差と、Ａ層とＢ層の層数にて制御することができる。より具体的には、Ａ層とＢ層の屈折率差を大きくすること、Ａ層とＢ層の合計層数を多くすることにより、反射率を高めることができる。
【００４２】
Ａ層とＢ層の合計層数を６００以上とすることにより、反射ミラーは、太陽電池モジュールの発電を向上させることができる程度の高い光線反射性能を備えるものとなる。Ａ層とＢ層の合計層数の上限は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されないが、層数の増加に伴う光線反射率の向上効果とコストの面から１，２００となる。すなわち、反射ミラーの反射性能向上と製造コスト軽減を両立する観点から、Ａ層とＢ層の合計層数は６００以上１，２００以下であることが好ましい。
【００４３】
本発明の太陽光発電システムの反射ミラーのＡ層の主成分として用いることができる熱可塑性樹脂（以下、熱可塑性樹脂Ａということがある。）としては、例えば、結晶性ポリエチレンテレフタレート、結晶性ポリエチレンナフタレート等の結晶性ポリエステルが挙げられる。Ｂ層の主成分として用いることができる熱可塑性樹脂（以下、熱可塑性樹脂Ｂということがある。）としては、非晶性ポリエチレンテレフタレート、非晶性ポリエチレンナフタレート等の非晶性ポリエステル、フルオロエラストマー等が挙げられる。ここで結晶性とは、ポリマーを昇温して融解させた後に徐冷して固化させた際に、結晶化に伴う発熱ピークが観察される特性のことをいい、非晶性とは、ポリマーを昇温して融解させた後に徐冷して固化させた際に、結晶化が生じないため発熱ピークが観察されない特性のことをいう。熱可塑性樹脂Ａと熱可塑性樹脂Ｂの組み合わせ、Ａ層及びＢ層の組成は、Ａ層の屈折率がＢ層の屈折率よりも大きいとの要件を満たす限り、本発明の効果を損なわない範囲で自由に選定することができる。
【００４４】
反射ミラーを、Ａ層とＢ層とが厚み方向に交互に位置し、かつＡ層とＢ層の合計層数が６００以上であるものとする手段は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されないが、例えば、以下に述べる方法が挙げられる。
【００４５】
先ず、異なる押出機で加熱溶融した熱可塑性樹脂Ａ及び熱可塑性樹脂Ｂをフィードブロックに送り込み、合計層数が６００層以上となるように交互に積層させた後、ダイからキャスティングドラム上に吐出させて冷却固化して無配向シートを得る。その後、この無配向シートを一軸又は二軸延伸して図４に示す構造を有する多層フィルムとし、この多層フィルムを反射ミラーに組み入れることで、反射ミラーを、Ａ層とＢ層とが厚み方向に交互に位置し、かつＡ層とＢ層の合計層数が６００以上であるものとすることができる。図４は、反射ミラーに用いる多層フィルムの一例を示す断面図であり、図４における符号５は多層フィルムを、符号６はＡ層を、符号７はＢ層をそれぞれ表す。このとき、フィードブロックを用いることにより、各層の厚みをスリットの形状（長さ、幅）で調整できるため、任意の層厚みを達成することも容易となる。
【００４６】
また、反射ミラーにおいてＡ層とＢ層とが厚み方向に交互に位置する場合、ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９により測定したＡ層とＢ層との間の剥離強度の試験結果の分類が０であることが好ましい。ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９により測定したＡ層とＢ層との間の剥離強度の試験結果の分類は、Ａ層とＢ層の層間密着強度に優れているほど値が小さくなる。
【００４７】
本発明の太陽光発電システムを設置する場合、反射ミラーは太陽電池モジュールと同じ自然環境に曝されるため、温湿度サイクルや紫外線によるストレスを受ける。Ａ層とＢ層との間の剥離強度の試験結果の分類が０であることで、これらのストレスにより、Ａ層とＢ層と層間剥離の発生を軽減でき、その結果、反射ミラーの性能を長期にわたり維持することができる。
【００４８】
反射ミラーにおいて、ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９により測定したＡ層とＢ層との間の剥離強度の試験結果の分類を０とするための手段は、本発明の効果を損なわない限り特に限定されないが、例えば、Ａ層のハンセンの溶解度パラメータとＢ層のハンセンの溶解度パラメータの差の絶対値が３．０ＭＰａ１／２以下となるように、Ａ層及びＢ層の組成を調節する方法が挙げられる。以下、ハンセンの溶解度パラメータをＨＳＰということがある。なお、Ａ層が単一成分で構成される場合、当該成分のＨＳＰをＡ層のＨＳＰとし、Ａ層が複数成分で構成される場合、Ａ層中に最も多く含まれる成分のＨＳＰをＡ層のＨＳＰとする。Ｂ層のＨＳＰについても同様に解釈する。
【００４９】
ＨＳＰは、ある物質が他のある物質に溶ける程度を示す指標であり、溶解性を３次元のベクトルで表す。この３次元ベクトルは、分散項（δｄ）、極性項（δｐ）、水素項（δｈ）で表すことができる。そしてベクトルが近似しているほど、溶解性が高いと判断することができる。
【００５０】
ＨＳＰは、Ｈａｎｓｅｎ  Ｓｏｌｕｂｉｌｉｔｙ  Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ，Ａ  Ｕｓｅｒ‘ｓ  Ｈａｎｄｂｏｏｋ  ｂｙ  Ｃｈａｒｌｅｓ  Ｍ．Ｈａｎｓｅｎ，ＣＲＣ  Ｐｒｅｓｓ  Ｂｏｃａ  Ｒａｔｏｎ  Ｆｌ（２００７）に記載の方法に基づき、溶解度パラメータ推算ソフトウエアを用いて算出することができる。溶解度パラメータ推算ソフトウエアとしては、例えばＨａｎｓｅｎ  Ｓｏｌｕｂｉｌｉｔｙ  Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ  ｉｎ  Ｐｒａｃｔｉｃｅ（ＨＳＰｉＰ、チャールズ  Ｍ  ハンセン氏、スティーブン  アボット氏らが開発）を用いることができる。ＨＳＰｉＰには、２成分のＨＳＰの差の絶対値を計算する機能、及び樹脂を含む様々な物質のＨＳＰを収録したデータベース等が搭載されている。
【００５１】
以下、Ａ層のＨＳＰとＢ層のＨＳＰの差の絶対値を求める方法について具体的に説明する。先ず、Ａ層及びＢ層を構成する樹脂（複数成分からなる場合は、最も含有量の多い樹脂）１ｇに、１５種の溶媒（水、アセトン、２−ブタノン、シクロペンタノン、イソプロピルアルコール、エタノール、１−オクタノール、トルエン、ヘキサン、酢酸、酢酸ブチル、アニリン、メタンアミド、２−アミノエタノール、および２−ブトキシエタノール）を、それぞれ少量ずつ、樹脂原料が完全に溶解するか、溶媒量が９９ｇに達するまで添加し、このときの飽和溶液濃度より各溶媒に対する溶解度を６段階（６：不溶、５：質量パーセント濃度５％未満、４：質量パーセント濃度５％以上１０％未満、３：質量パーセント濃度１０％以上３０％未満、２：質量パーセント濃度３０％以上５０％未満、１：質量パーセント濃度５０％以上）で表したデータを得る。ここで「６：不溶」とは、溶媒量が９９ｇに達しても溶解していない樹脂原料が観察された場合をいう。次いで、得られたデータをＨＳＰｉＰに入力し、Ａ層のＨＳＰとＢ層のＨＳＰの差の絶対値を求める。なお、Ａ層のＨＳＰとＢ層のＨＳＰの差の絶対値（Ｒ）は、Ａ層のＨＳＰを（δｄＡ，δｐＡ，δｈＡ）、Ｂ層のＨＳＰを（δｄＢ，δｐＢ，δｈＢ）と表したとき、下記式Ｂにより算出することができる。
式Ｂ：Ｒ２＝４×（δｄＢ−δｄＡ）２＋（δｐＢ−δｐＡ）２＋（δｐＢ−δｐＡ）２
Ａ層とＢ層のＨＳＰの差の絶対値を３．０ＭＰａ１／２以下とすることにより、Ａ層とＢ層の層間密着強度を強くすることができる。その一方で、Ａ層とＢ層のＨＳＰの差の絶対値が小さくなりすぎると、Ａ層とＢ層を有する多層フィルムを製造する過程で各層を得るための樹脂組成物が混ざり合い、層間の界面が不明瞭となって鏡面反射率が小さくなることがある。層間の界面を明瞭にして鏡面反射率の低下を回避する点からは、Ａ層とＢ層のＨＳＰの差の絶対値は０．０１ＭＰａ１／２以上であることが好ましい。
【００５２】
Ａ層とＢ層のＨＳＰの差の絶対値が０．０１ＭＰａ１／２以上３．０ＭＰａ１／２以下となる例としては、熱可塑性樹脂Ａとして結晶性ポリエチレンテレフタレート（以下、ＰＥＴということがある。）樹脂、熱可塑性樹脂Ｂとして非晶性ポリエステル樹脂を使用する例が挙げられる。熱可塑性樹脂Ｂとして用いる非晶性ポリエステル樹脂は、スピログリコール単位を含む非晶性ポリエステル樹脂であることが好ましい。スピログリコール単位を含む非晶性ポリエステル樹脂は、結晶性ポリエチレンテレフタレートとのガラス転移温度の差が小さい。そのため、熱可塑性樹脂Ｂがスピログリコール単位を含む非晶性ポリエステル樹脂であることにより、成形時の過延伸や層間剥離を軽減できる。
【００５３】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、耐光性の面から、前記Ａ層がポリアルキレンテレフタレートを主成分とすることが好ましい。このような態様とすることにより、前記Ａ層とＢ層との間の剥離強度が向上することができ、耐久性の高い太陽光発電システムを得ることができる。また、紫外線吸収が少ないため、耐光性の高い太陽光発電システムを得ることができる。同様の観点から、前記Ａ層がポリエチレンテレフタレートを主成分とすることがより好ましい。また、同様の観点から、前記Ｂ層がポリアルキレンテレフタレートを主成分とすることが好ましく、前記Ｂ層がポリエチレンテレフタレートを主成分とすることがより好ましい。
【００５４】
熱可塑性樹脂Ｂの非晶性ポリエステル樹脂として非晶性ポリエチレンテレフタレートを用いる場合、本発明の効果を損なわない限り、非晶性ポリエチレンテレフタレートは、その分子鎖中にテレフタル酸単位以外のジカルボン酸単位や、エチレングリコール単位以外のグリコール単位を含むこともできる。このような共重合単位としては、前述したスピログリコール単位の他に、例えばシクロヘキサンジカルボン酸単位やシクロヘキサンジメタノール単位等が挙げられる。また、その含有量についても特に制限はないが、全ジカルボン酸単位を１００モル％としたときに２５モル％以下とすること、若しくは全グリコール単位を１００モル％としたときに２５モル％以下とすることが好ましい。
【００５５】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、低照度時及び低太陽高度時における発電量を増加させることにより、発電量の変動を小さくする観点から、前記反射ミラーのヘイズが４％以上３０％以下であることが好ましい。発電量の変動等は、後述する太陽電池モジュールの出力向上率を評価することで行うことができる。低照度時及び低太陽高度時における出力向上率は、２％以上１０％以下であることがより好ましく、４％以上８％以下であることがより好ましい。また、発電量の変動（出力向上率の差）は、５％以上２０％以下であることが好ましい。
【００５６】
前記反射ミラーのヘイズが４％以上であることにより、ミラーによる光の散乱性が向上する。曇天など太陽光の照度が低い天気状況では、全天の各方向から入射光が照射する。光の散乱性が高いミラーを使用することで、各方向から入射する光を利用することが可能となる。これによって、曇天など太陽光の照度が低い天気状況での太陽光発電システムの出力向上に繋がる。
【００５７】
また、反射ミラーの鏡面反射率とヘイズ値がトレードオフであるため、反射ミラーのヘイズを適宜に選択することで、前記反射ミラーの鏡面反射性が前記好ましい範囲を得ることができる。この観点から、前記反射ミラーのヘイズは３０％以下であることが好ましい。このような態様とすることにより、晴天時など、太陽光の照度が高い天気状況での太陽光発電システムの出力向上に繋がる。同様の観点から前記反射ミラーのヘイズが５％以上２０％以下であることがより好ましく、５％以上１０％以下であることがさらに好ましい。
【００５８】
前記ヘイズはヘイズメーターＮＤＨ４０００（日本電色）を用いて、ＪＩＳ  Ｋ７１３６：２０００に記載の方法に準拠して０度入射時の透過へイズにより測定することができる。
【００５９】
以下、反射ミラーの層構成の一例について図５を参照しながら説明する。図５は本発明において用いることができる反射ミラーの一例を示す断面図である。図５に示す反射ミラーは受光面側から順に、フロント基板８、封止材９、多層フィルム５、及び耐ＵＶ層１０が位置する構成を有する。
【００６０】
反射ミラーに長期の設置に耐えうる強度をもたせるために、反射ミラーの受光面にフロント基板を有する構造とすることが好ましい。フロント基板８は、反射ミラーに剛性や耐衝撃性を付与する役割を果たす。また、フロント基板８を有することで反射ミラーのヘイズを調整することができる。また、フロント基板８、封止材９、多層フィルム５、及び耐ＵＶ層１０を組み合わせた反射ミラーのヘイズは各成分のヘイズによって適宜調節することができる。上記各成分の中、フロント基板８のヘイズが最も反射ミラーのヘイズに影響がある。
【００６１】
上記反射ミラーのヘイズの好ましい範囲とする観点から、フロント基板のヘイズは１０％以上７５％以下が好ましく、３０％以上６０％以下がより好ましい。前記反射ミラーのヘイズを４％以上３０％以下とするための手段として、ヘイズが１０％以上７５％以下の前記フロント基板を用い、ヘイズが１％以上１５％以下の多層フィルムと、封止材を用いて一体化させることが入手容易性や反射ミラーの軽量化、狙ったヘイズ値を安定的に得る観点から好ましい。
【００６２】
フロント基板８としては、強化ガラス、ポリカーボネート、及びポリメタクリル酸メチル等を用いることができ、中でも剛性や耐久性の観点から強化ガラスを用いることが好ましい。
【００６３】
封止材９は、フロント基板８と多層フィルム５との密着、及び多層フィルム５を紫外線や衝撃から保護する役割を担う。封止材９には、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、透明シリコン、メタクリル酸メチル等を好ましく用いることができ、さらに必要に応じて、紫外線吸収剤、光安定剤、架橋剤、及びシランカップリング剤等の添加剤を１種類以上含有させてもよい。なお、各種添加剤は公知のものを用いることができ、本発明の効果を損なわない範囲でその種類や組み合わせを自由に選択できる。
【００６４】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、反射ミラーを紫外線及び衝撃から保護する観点から、受光面側から、フロント基板、封止材、及び前記Ａ層と前記Ｂ層とが厚み方向に交互に位置し、前記Ａ層と前記Ｂ層の合計層数が６００以上である多層フィルムをこの順に有し、前記フロント基板が、強化ガラス、ポリカーボネート、ポリテトラフルオロエチレン、及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを構成成分とし、かつ前記封止材がエチレン・酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、透明シリコン、及びポリメタクリル酸メチルのいずれかを主成分とすることが好ましく、同様の観点から、前記フロント基板が強化ガラス、封止材がＥＶＡであることがより好ましい。
【００６５】
耐ＵＶ層１０は、太陽の散乱光や地面から反射した光によって、多層フィルム５が背面側から劣化するのを軽減する役割を担う。多層フィルム５が背面側から劣化すると、クラックの発生、オリゴマーの析出などにより、反射ミラーの性能が低下することがある。耐ＵＶ層１０は、耐候性当の観点から、アクリル系樹脂と紫外線吸収剤を含有することが好ましい。アクリル系樹脂は本発明の効果を損なわない限り特に限定されないが、耐候性、多層フィルム５との密着性の観点から、アクリルウレタン系樹脂であることが好ましい。中でも、アクリルポリオール系樹脂とイソシアネート樹脂が架橋された構造を有するアクリルウレタン系樹脂が、樹脂の硬化性や耐熱性の観点からより好ましい。また、本発明の効果を損なわない範囲で、公知の紫外線吸収剤を使用することもできる。耐ＵＶ層１０の形成方法は、本発明の効果を損なわない限り特に制限されず、例えば、公知のコーティング法等により形成することができる。
【００６６】
また、本発明の太陽光発電システムにおいては、地面から反射された紫外線から保護する観点から、前記多層フィルムの受光面の反対側に、耐ＵＶ層を有することが好ましい。このような態様とすることにより、変色が抑えられることができる。反射ミラーが変色することで、約５００ｎｍ〜約１，０００ｎｍの範囲内の拡散反射率が低下することがあるため、耐ＵＶ層を有することで、発電量の低下を抑制することにつながる。耐ＵＶ層は、公知の紫外線吸収剤を含むことも可能であり、本発明の効果を損なわない範囲でその種類や組み合わせを自由に選択できる。
【００６７】
＜太陽電池モジュール＞
本発明の太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールは、本発明の効果を損なわない限り特に制限されず、公知ものを使用することができる。その具体例としては、図６に示すように、太陽光の光エネルギーを電気エネルギーに変換する太陽電池素子１１を、受光面側のフロント基板８と太陽電池裏面保護シート１２との間に配置し、フロント基板８と太陽電池裏面保護シート１２との間を封止材９で封止した構成のものが挙げられる。
【００６８】
フロント基板８や封止材９は、前述した反射ミラーと同様のものを使用できる。太陽電池素子１１としては、単結晶シリコン、多結晶シリコン、アモルファスシリコンなどのシリコン系、銅−インジウム−ガリウム−セレン、銅−インジウム−セレン、カドミウム−テルル、ガリウム−砒素などのＩＩＩ−Ｖ族やＩＩ−ＶＩ族化合物半導体系、ガリウム砒素多接合などの化合物多接合系など、各種公知の太陽電池素子を適用することができるが、発電効率やコストの面から、多結晶シリコンを用いることが好ましい。
【００６９】
太陽電池裏面保護シートとしては、本発明の効果を損なわない限り特に制限されず、公知のものを使用することができる。より具体的には、フッ素フィルム、ポリエステルフィルム、ポリオレフィンフィルム、及びこれらを複数枚貼り合わせたものを使用することができる。また、太陽電池裏面保護シートは、反射率向上のために白色粒子を含有する層を有する態様とすることや、他の部材との密着性を強化するために易接着層を有する態様とすること等ができる。
【実施例】
【００７０】
以下、本発明について実施例を挙げて説明するが、本発明は必ずしもこれらに限定されるものではない。【００７１】
〔反射ミラーの作製、特性の測定方法及び評価方法〕
反射ミラーの作製、実施例中に示す測定や評価は次に示すような条件で行った。【００７２】
（１）反射ミラーの作製
反射ミラーを構成する各部材（後述）を、受光面から順番に積層し、この積層体を熱板温度１４５℃の真空ラミネータに投入し、４分間脱気した後、１ｋｇｆ／ｃｍ２の圧力で１１分間プレスした。その後、ラミネート時にはみ出した熱可塑性樹脂を除去し、シリコンシーラントを用いてアルミフレームと一体化させた。【００７３】
（２）反射ミラーの鏡面反射率
株式会社島津製作所製ＵＶ−３６００Ｐｌｕｓを用いて波長７００ｎｍ〜９００ｎｍの範囲において、１ｎｍピッチで反射ミラーの相対分光反射率を測定した。分光反射率を測定する際に、基準板として硫酸バリウムを使用した。相対分光反射率を測定した後、同じ波長範囲内で相対分光拡散反射率を測定し、波長８００ｎｍにおける相対分光反射率と相対分光拡散反射率の差を取ることで波長８００ｎｍにおける鏡面反射率（％）を求めた。波長７００ｎｍにおける鏡面反射率は、波長７００ｎｍにおける相対分光反射率と相対分光拡散反射率の差をとり同様に求めた。【００７４】
（３）反射ミラーの光線透過率
株式会社島津製作所製ＵＶ−３６００Ｐｌｕｓを用いて波長７００ｎｍ〜１，８００ｎｍの範囲において、１ｎｍピッチで反射ミラーの分光透過率を測定した。得られたデータより、波長７００ｎｍ、波長８００ｎｍ、１，８００ｎｍにおける値を抽出し、それぞれ波長７００ｎｍ、波長８００ｎｍ、１，８００ｎｍにおける光線透過率（％）とした。また、１，２００ｎｍ〜１，４００ｎｍの範囲における測定値の相加平均を求め、これを波長１，２００ｎｍ〜１，４００ｎｍにおける平均光線透過率（％）とした。【００７５】
（４）太陽電池モジュールの出力向上率
英弘精機製Ｉ−Ｖチェッカー  ＭＰ−１１を２個使用して、反射ミラーを設置した太陽光発電システムと反射ミラーを設置しない太陽光発電システムそれぞれの発電量を同時に評価した。こうして得られた、反射ミラーを設置した場合の最大出力の値と、反射ミラーを設置しない場合の最大出力の値との差を取り、この差について、反射ミラーを設置しない場合の最大出力に対する割合（％）を算出することによって、反射ミラーを設置することによる出力向上率とした。太陽高度が６０°前後（５８°〜６５°）の場合と太陽高度が２６°前後（２１°〜３０°）の場合について測定した。【００７６】
（５）反射ミラーの光遮蔽試験（反射ミラーで太陽光が遮られる状況下における太陽電池モジュールの出力評価）
ＪＩＳ  Ｃ  ８９１４：２００５に準拠して１９０ｍｍ×１９０ｍｍの単セル結晶シリコンモジュール（セルサイズ１５６ｍｍ×１５６ｍｍ）の出力を測定した後、単セル結晶シリコンモジュールの受光面側にミラーを密着させてモジュールの受光面全てを覆う形とし、再度出力測定を実施した。ミラーを密着させたときの出力とミラーを密着させない場合の出力の比を算出した。このとき、ミラーを密着させない場合に対し、密着させた場合の出力が２０％以上であれば合格とした。【００７７】
（６）剥離強度の試験（クロスカット試験：反射部材用フィルムが多層フィルムの場合のみ）
ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９に準拠した方法で、後述するフィルムに対しクロスカット試験を実施した。まずフィルムを５ｃｍ角の正方形試験板にサンプリングした。その後試験板の表面に１ｍｍ間隔で、試験板の表面まで貫通するように、６回カットした。更に格子パターンが形成できるように、前記切り込みに対して９０°回転させ、前記切り込みに重ねて等しい数だけ平行な切込みを行った。前記格子パターンを前記試験板の表面に三つの異なる箇所で作った。また、ＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９に準拠したテープを約７５ｍｍの長さの小片にカットした。テープの中心を各カットの一組に平行な方向で格子の上に置き，格子の部分にかかった箇所２５ｍｍの長さで，指でテープを平らになるようにした。その後６０°に近い角度でテープの端をつかみ、１．０秒以内で引きはがした。前記格子パターンに剥がした格子の数を数え、３箇所の格子パターンの剥がした格子の数の平均値を試験結果とした。試験結果はＪＩＳ  Ｋ  ５６００−５−６：１９９９に準拠して、０〜５の６段階評価で分類した。０が最もＡ層とＢ層との間の密着性が強いことを意味する。【００７８】
（７）積層数（反射部材用フィルムが多層フィルムの場合のみ）
多層フィルムの層構成は、ミクロトームを用いて断面を切り出したサンプルについて、透過型電子顕微鏡（ＴＥＭ）を用いて観察することにより求めた。透過型電子顕微鏡Ｈ−７１００ＦＡ型（株式会社日立製作所製）を用い、加速電圧７５ｋＶの条件でフィルムの断面写真を撮影し、層構成を測定した。【００７９】
（８）Ａ層及びＢ層の屈折率（反射部材用フィルムが多層フィルムの場合のみ）
熱可塑性樹脂Ａのみからなるフィルム、及び熱可塑性樹脂Ｂのみからなるフィルムを用いて、ＪＩＳ  Ｋ７１４２：２００８に記載のＡ法に準拠して測定した。得られた屈折率のうち、フィルム面上の直交する２方向の平均屈折率をもって、それぞれの屈折率とした。【００８０】
（９）ハンセンの溶解度パラメータ（ＨＳＰ）、Ａ層のＨＳＰとＢ層のＨＳＰの差の絶対値
Ａ層及びＢ層を構成する樹脂１ｇに、１５種の溶媒（水、アセトン、２−ブタノン、シクロペンタノン、イソプロピルアルコール、エタノール、１−オクタノール、トルエン、ヘキサン、酢酸、酢酸ブチル、アニリン、メタンアミド、２−アミノエタノール、および２−ブトキシエタノール）を、それぞれ少量ずつ、樹脂原料が完全に溶解するか、又は溶媒量が９９ｇに達するまで添加した。このときの飽和溶液濃度より各溶媒への溶解度を６段階（６：不溶、５：質量パーセント濃度５％未満、４：質量パーセント濃度５％以上１０％未満、３：質量パーセント濃度１０％以上３０％未満、２：質量パーセント濃度３０％以上５０％未満、１：質量パーセント濃度５０％以上）で表したデータを得た。その後、得られたデータを、Ｈａｎｓｅｎ  Ｓｏｌｕｂｉｌｉｔｙ  Ｐａｒａｍｅｔｅｒ  ｉｎ  Ｐｒａｃｔｉｃｅ（ＨＳＰｉＰ）ｖｅｒ．３．１．１７（チャールズ  Ｍ  ハンセン氏、スティーブン  アボット氏らが開発）に入力し、以下の式Ｂにより、Ａ層のＨＳＰとＢ層のＨＳＰの差の絶対値（Ｒ）を求めた。なお、「６：不溶」とは、溶媒量が９９ｇに達しても溶解していない樹脂原料が観察された場合をいい、Ａ層のＨＳＰを（δｄＡ，δｐＡ，δｈＡ）、Ｂ層のＨＳＰを（δｄＢ，δｐＢ，δｈＢ）として表した。
式Ｂ：Ｒ２＝４×（δｄＢ−δｄＡ）２＋（δｐＢ−δｐＡ）２＋（δｐＢ−δｐＡ）２
（１０）ヘイズ
フロント基板または反射ミラーのヘイズはヘイズメーターＮＤＨ４０００（日本電色）を用いて、ＪＩＳ  Ｋ７１３６：２０００に記載の方法に準拠して０度入射時の透過へイズ測定した。【００８１】
（１１）平均変角反射率の最大値
株式会社島津製作所製ＵＶ−３６００Ｐｌｕｓに可変角用光学ユニットを取り付け評価を行う反射ミラーをセットし、入射光の入射角を３０°（または６０°）に固定し、波長３００ｎｍ〜１，２００ｎｍの範囲において１ｎｍピッチで、反射角度２５°〜３５°（または５５°〜６５°）の範囲（反射角度は１°刻み）における反射率を測定した。その後、３００ｎｍ〜１，２００ｎｍでの反射角度２５°〜３５°（または５５°〜６５°）それぞれにおける反射率の平均値を計算し、その角度における平均変角反射率とした。反射角度２５°〜３５°（または５５°〜６５°）の平均変角反射率のうち、最も大きな値を入射角３０度（または入射角６０度）での平均変角反射率の最大値とした。ここで入射角は、入射光とミラーの受光面で成した角度であり、入射角が９０度に近いほどミラーの受光面に垂直に近い角度での照射を意味する。入射角３０度は太陽高度の低い場合を想定し、入射角６０度はより高い太陽高度を想定して測定した。なお、基準板として硫酸バリウム板を使用した。【００８２】
（１２）太陽電池モジュールの出力向上率の差
前記（４）で測定した２つの出力向上率（太陽高度が６０°前後の場合と２６°前後の場合）の差をとり、出力向上率の差とした。【００８３】
〔熱可塑性樹脂〕
（熱可塑性樹脂Ａ）
結晶性ポリエチレンテレフタレート（東レ株式会社製Ｆ２０Ｓ  結晶融解温度：２５５℃、結晶融解熱量：４１ｍＪ／ｍｇ、結晶化温度：１５５℃）。【００８４】
（熱可塑性樹脂Ｂ１）
非晶性共重合ポリエステル（ジカルボン酸単位：テレフタル酸単位／シクロヘキサンジカルボン酸単位＝７６．０ｍｏｌ％／２４．０ｍｏｌ％、ジオール単位：エチレングリコール単位／スピログリコール単位＝７９．０ｍｏｌ％／２１．０ｍｏｌ％）。【００８５】
（熱可塑性樹脂Ｂ２）
非晶性共重合ポリエステル（ジカルボン酸単位：テレフタル酸単位／シクロヘキサンジカルボン酸単位＝８３．２ｍｏｌ％／１６．８ｍｏｌ％、ジオール単位：エチレングリコール単位／スピログリコール単位＝８５．３ｍｏｌ％／１４．７ｍｏｌ％）。【００８６】
（熱可塑性樹脂Ｂ３）
非晶性共重合ポリエステル（イーストマン製ＰＥＴＧ６７６３  ジカルボン酸単位：テレフタル酸単位＝１００．０ｍｏｌ％、ジオール単位：エチレングリコール単位／シクロヘキサンジメタノール単位＝７０．０ｍｏｌ％／３０．０ｍｏｌ％）。【００８７】
（熱可塑性樹脂Ｂ４）
ポリメチルメタクリレート（Ｐｌａｓｋｏｌｉｔｅ，Ｃｏｌｕｍｂｕｓ，Ｏｈｉｏより購入。商品名：ＣＰ−８０）。【００８８】
（熱可塑性樹脂Ｂ１、Ｂ２の製造）
先ず、テレフタル酸ジメチルを６０．９質量部、シス／トランス比率が７２／２８である１，４−シクロヘキサンジカルボン酸ジメチルを１９．８質量部、エチレングリコールを４９．７質量部、スピログリコールを２８．１質量部、酢酸マンガン四水塩を０．０４質量部、三酸化アンチモンを０．０２質量部それぞれ計量して混合した。次いで、得られた混合物を１５０℃で溶解させて撹拌した後、撹拌しながら反応内容物の温度を２３５℃までゆっくり昇温しながらメタノールを留出させた。所定量のメタノールが留出した後、０．０２質量部のトリメチルリン酸を含むエチレングリコール溶液を添加し、１０分間撹拌してエステル交換反応を終了した。その後、得られたエステル交換反応物を重合装置に移行し、撹拌しながら減圧および昇温してエチレングリコールを留出させながら重合を行った（９０分間かけて、常圧から１３３Ｐａ以下に減圧し、並行して２３５℃から２８５℃まで昇温した。）。重合終了後、重合装置下部の排出口を開けて重合装置内容物を水槽へ吐出し、これを水槽で冷却した後カッターにてカッティングし、熱可塑性樹脂Ｂ１のチップとした。なお、熱可塑性樹脂Ｂ２は、原料の組成をテレフタル酸ジメチル６６．７質量部、シス／トランス比率が７２／２８である１，４−シクロヘキサンジカルボン酸ジメチル１３．９質量部、エチレングリコール５３．６質量部、スピログリコール１９．７質量部とした以外は熱可塑性樹脂Ｂ１と同様に製造した。【００８９】
〔反射部材用フィルム〕
（フィルム１〜５）
表１に示す多層フィルムを使用した。なお、表１における各層の組成は、各層を構成する全成分を１００質量％として算出した。【００９０】
【表１】
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【００９１】
（フィルム６〜８）
フィルム６：スリーエム株式会社製多層フィルム“ＥＳＲ”を使用した。フィルム７：東レフィルム加工株式会社製Ａｌ蒸着ＰＥＴフィルム“メタルミー”（登録商標）Ｓ（＃２５）を使用した（厚み２５μｍ）。フィルム８：東レ株式会社製白色ＰＥＴフィルム“ルミラー”（登録商標）Ｅ２０（＃５０）を使用した（厚み５０μｍ）。【００９２】
（フィルム９）
以下の主剤を用いて調整した塗料により、フィルム１の一方の面に耐ＵＶ層を形成したものを使用した、主剤及び塗料の調整方法、耐ＵＶ層の形成方法は以下の通りである。なお、フィルム９は、耐ＵＶ層を形成した面の反対側の面を受光面として用いた。
主剤の調整：ＤＩＣ（株）製の、アクリルポリオール系樹脂と紫外線吸収剤を含むコーティング剤であるＵＣ  ＣＬＥＡＲ  ＢＳ（固形分濃度：４０質量％）２３９．８質量部にシリカ０．５質量部および酢酸エチル０．８質量部を一括混合し、ビーズミル機を用いて分散し、固形分濃度が４０質量％である耐ＵＶ層層形成用塗料の主剤を得た。
塗料の調整：上記主剤に硬化剤としてイソシアネート樹脂である、ＤＩＣ（株）製ウレタン硬化剤Ｇ−１８Ｎ（固形分濃度：１００質量％）を、樹脂層形成用塗料の主剤中のＤＩＣ（株）製ＵＣ  ＣＬＥＡＲ  ＢＳ（固形分濃度：４０質量％）との質量比が１００／１．５になるように予め計算して配合し、さらに固形分濃度３０質量％（樹脂固形分濃度）の塗料となるように予め算出した希釈剤（酢酸エチル）を量りとり、１５分間攪拌することにより固形分濃度３０質量％（樹脂固形分濃度）の塗料を得た。
耐ＵＶ層の形成：フィルム１の一方の面に、コロナ処理を施し、さらにワイヤーバーを用いて上記塗料を塗布し、１２０℃で６０秒間乾燥し、乾燥後塗布厚みが６．５μｍとなるように耐ＵＶ層を形成した。これを４０℃で３日間エージングすることで、フィルム９を得た。【００９３】
（フィルム１〜５の製造方法）
フィルム１は以下の手順で製造した。先ず、熱可塑性樹脂Ａ及び熱可塑性樹脂Ｂ１を別々のベント付二軸押出機に供給し、２７５℃で溶融した。その後、ギヤポンプで吐出量を調節しながら溶融した各樹脂を吐出させて別々のフィルターにより異物等を除去した後、９０３個のスリットを有するフィードブロックで両者を合流させ、熱可塑性樹脂Ａ（Ａ層）と熱可塑性樹脂Ｂ１（Ｂ層）を、合計層数が９０３、両側の最外層がＡ層となるように交互に積層させた。このとき、各々の樹脂温度は、フィードブロックのスリット状流路入口直前で２７０．０℃±０．１℃の範囲に制御し、各層の厚みはフィードブロック内の各層の流路に設けた微細スリットの形状と吐出量により、Ａ層とＢ層の合計厚み比が１：１になるように調整した。このようにして得られた計９０３層からなる積層体をシート状に成形した後、静電印加にて表面温度が２５℃に制御されたキャスティングドラム上で急冷固化してキャストフィルムを得た。得られたキャストフィルムを７５℃に設定したロール群で加熱した後、延伸区間１００ｍｍの間で、フィルム両面からラジエーションヒーターで急速加熱しながら、フィルムの搬送方向（縦方向）に３．３倍延伸し、その後一旦冷却して一軸延伸フィルムを得た。次いで、該一軸延伸フィルムをテンターに導き、１００℃の熱風で予熱後、１１０℃の温度で搬送方向と垂直なフィルムの幅方向（横方向）に３．５倍延伸した。延伸したフィルムは、そのままテンター内で２３０℃の熱風で熱処理を行い、続いて同温度で幅方向に５％の弛緩処理を施し、室温まで除冷後、ワインダーで巻き取った。フィルム２〜５についても樹脂の種類やスリット数の異なるフィードブロックを使用した以外は同様に製造した。【００９４】
（実施例１）
フロント基板として厚み３ｍｍの太陽電池カバーガラス、封止材としてＥＶＡ（杭州ＦＩＲＳＴ有限公司製  Ｆ８０６）、反射部材用の多層フィルムとして（フィルム１）をこの順に積層し、（１）反射ミラーの作製の項に記載の方法により、受光面サイズが１，４７５ｍｍ×９７１ｍｍの反射ミラーを作製した。ここで太陽電池カバーガラスは大阪硝子工業株式会社製のエンボスつきガラスを使用した。次に、２枚のフジプレアム株式会社製多結晶シリコン太陽電池モジュール（受光面サイズ：１，４７５ｍｍ×９７１ｍｍ）（以下、実施例において、単に太陽電池モジュールということがある。）について、ＪＩＳ  Ｃ８９１４：２００５の基準状態に準じて最大出力の測定を実施した。２枚の太陽電池モジュールの出力がほぼ同等であることを確認した後、その１枚を東レ株式会社瀬田工場内の曝露試験場（滋賀県大津市）で南向きに、地面（水平面）に対して２５°の角をなすように設置した。さらに、設置した太陽電池モジュールから東に１．５ｍ離れた場所に、もう１枚の太陽電池モジュールを同様に設置した。次に、一方の太陽電池モジュールの前方に、北向き、かつ地面に対して３０°の角をなすように反射ミラーを設置した。反射ミラーの鏡面反射率、太陽電池モジュールの出力向上率等の評価結果を表２に示す。【００９５】
（実施例２〜５、比較例１〜４）
反射ミラーを構成する反射部材用フィルムを表２のとおりとした以外は実施例１と同様に評価を実施した。評価結果を表２に示す。【００９６】
（比較例５）
反射ミラーをガラスのみとした以外は実施例１と同様に評価を実施した。評価結果を表２に示す。【００９７】
（比較例６）
反射ミラーを厚み３ｍｍの太陽電池カバーガラスを厚み３ｍｍの高透過ガラスとした以外は実施例１と同様に評価を実施した。評価結果を表２に示す。【００９８】
【表２】
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【００９９】
フィルム６の屈折率差は不明。比較例３及び４におけるフィルム７、８はＡ層とＢ層を繰り返した積層構成を有しておらず、比較例５は反射ミラーがフィルムを有していないため、比較例３〜５においては屈折率差の測定及びクロスカット試験は実施しなかった。
【産業上の利用可能性】
【０１００】
本発明により、発電効率及び発電量の安定性に優れた太陽光発電システムを得ることができる。本発明の太陽光発電システムは、特に屋外用途で好適に用いることができ、オープンラックでより好適に用いることができる。
【符号の説明】
【０１０１】
１：太陽電池モジュール
２：反射ミラー
３：太陽電池モジュール用架台
４：反射ミラー用架台
５：多層フィルム
６：Ａ層
７：Ｂ層
８：フロント基板
９：封止材
１０：耐ＵＶ層
１１：太陽電池素子
１２：太陽電池裏面保護シート
【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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【国際調査報告】
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