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JP2020103034A - 平面鏡を利用して均一に集光された光ビームおよび直接接触による冷却法を利用した太陽光発電装置および方法 - Google Patents

平面鏡を利用して均一に集光された光ビームおよび直接接触による冷却法を利用した太陽光発電装置および方法 Download PDF

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JP2020103034A JP2020036923A JP2020036923A JP2020103034A JP 2020103034 A JP2020103034 A JP 2020103034A JP 2020036923 A JP2020036923 A JP 2020036923A JP 2020036923 A JP2020036923 A JP 2020036923A JP 2020103034 A JP2020103034 A JP 2020103034A
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チョン・テシク
Dae-Sik Chun
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Kim Mie-Ae
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Kim Mie Ae
Kim Mie-Ae
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Abstract

【課題】一定面積の太陽電池基板からより多くの電力を生産することができる装置および方法を提供すること。【解決手段】本発明は、光電効果を利用した太陽光発電装置および方法に関する技術であって、フレーム、太陽を背にして受光面が太陽光の入射方向と垂直をなすように前記フレーム上に配置された太陽電池基板、前記フレーム上に配置されて入射される太陽光を前記太陽電池基板の受光面に反射する２以上の平面鏡、前記フレームを２軸方向に回転させて太陽電池基板の受光面が太陽光入射方向と垂直をなすように太陽光を追跡する太陽光追跡システム、前記フレームと太陽光追跡システムを支持する柱、から構成されていることを特徴とする。【選択図】図３

Description

本発明は、商業的に利用可能な太陽光発電方法および装置を提供することをその技術目的とする。特に、太陽光の集光、太陽光追跡、太陽電池基板の冷却を結合して太陽光発電の単価を安くし、政府の補助金政策に依存することなく、火力発電や原子力発電など、従来の発電方式と競争できる太陽光発電技術を提供することをその技術目的とする。
アインシュタインによって光電現象が発見されてから既に１世紀を越えており、またアメリカのNASAによって開発された太陽電池が人工衛星に利用されたのも半世紀を越えている。しかしながら、数十年前から知られている太陽電池による発電事業が未だ収益型自立事業として成功的ではない。その最も大きい理由は、高価の太陽電池基板の価格である。２０１３年４月現在の時点における太陽電池基板の価格は、１$/１Wで供給可能なものと報告されている。韓国の場合、電力の供給価格は約０.１$/KWhと報告されているが、１MW級の太陽電池発電設備に必要な太陽電池基板の購入価格と年間の電気生産量(電力売り上げ)を比較すると次の通りである。(韓国の場合、年中で平均して換算すると、一日、平均３.５時間程度ずつ、１KW/m２の太陽光を受けて太陽光発電を遂行することができると報告される。)
１MW級太陽電池基板の価格:１，０００，０００$ ;１$/１W
１MW級太陽電池基板の年間発電量(年間生産された電力価格):１MW×３.５h×３６５日=１，２７７.５MWh/１年(１２７，７５０$/１年)
すなわち、太陽電池基板を購入する費用だけでも７.８年間の電力販売収入が所要され、他の付帯費用(土地費を除いても概略太陽電池基板の価格同様の費用が所要されるものと報告される。)まで考慮すれば、太陽光発電産業は現時点において、それほど魅力的ではない。例外的に、商業的電力価格が高く策定され、日射量の豊富なイタリア、ハワイなどのいくつかの地域は、グリッドパリティ(Grid Parity)に近接しているという報告がある。(Grid Parity:商業的電力価格と太陽光発電単価とが同等に時点;韓国の場合、相対的に電力の供給価格が安く、グリッドパリティの達成はさらに難しい。)
現時点において、韓国を含む各国政府はFIT、RPS等を通して太陽光発電産業を育成しようとしているものの、財政的な負担のため、限界がある。したがって、商業的に自生可能な太陽光発電技術を確保する必要性が求められ、これはすなわち、太陽光発電分野で電力生産単価を安くする技術が必要であることを意味する。
与えられた面積の太陽電池基板でより多くの電力を生産することが重要である。このために、太陽電池セルの光電変換効率を高める試み、太陽電池モジュールの温度上昇を抑制して太陽光発電効率を高める試み、集光を通じて費用対比電力生産を高める試み、安価の太陽電池基板生産の試みなどがなされている。
本発明の技術思想と関係の深い従来技術は、集光および冷却を適用した太陽光発電技術である。
図１a〜図１dは、集光を利用した太陽光発電技術と関連して従来に公開された特許技術の代表図である。順にそれぞれJP２００９-５４５１８６A(図１a)、JP２００３-５３６２４４A(図１b)、JP２００９-５３３８４１A(図１c)、JP２００９-５４５８７７A(図１d)特許の代表図を提示した。図１a、１b、１cはいずれもレンズまたは球面鏡を用いるので、後述する従来技術の問題点を依然として含んでいる(後述する、"課題の解決手段"の"１.平面鏡を利用した集光"部分を参照)。図１dは、たとえ平面鏡を集光に利用する点において本発明の内容と関連性はあるものの、図１dに提示された構造の下では本発明の追求する高い水準の集光は難しい。
図１eは後述する"課題の解決手段"の"１.平面鏡を利用した集光"部分で指摘した従来技術の問題点を説明するために添付した図面である。曲面レンズ、フレネルレンズまたは曲面鏡を利用した従来の場合には、集光されたビームが放射状方向((radial direction)に不均一な光の強度(intensity)を有するようになり、また、集光されたビームの形態が円形の形状を有するため、長方形の形態の太陽電池基板の形態に整合しない問題点がある。
また、図１bなどの集光技術は、光電変換効率は高いが高価であり、小さい面積を有するタンデム型太陽電池セルを利用するためのものであって、このために従来の集光技術は大面積の太陽電池基板に均一な光の強度で集光するに適していない。
冷却と関連した従来技術には、放熱板による空冷式、冷媒が入れられるか流れるHeat Sinkに太陽電池モジュールの後面を接触させた水冷式などの方法があるが、太陽光の入射を妨げないように、主に太陽電池基板の後面だけを冷却し、冷媒が太陽電池基板の外部表面に直接接触しなく、したがって冷却効率が非常に不十分である。
特開２００９−５４５１８６号公報 特開２００３−５３６２４４号公報 特開２００９−５３３８４１号公報 特開２００９−５４５８７７号公報
本発明が解決しようとする課題は、太陽光発電単価を安くして、公共分野の支援政策がなくても太陽光発電事業を商業的に実施できるようにすることである。すなわち、一定面積の太陽電池基板から多くの電力を生産することができる方法および装置を提供することを、その技術目的とする。
本発明の課題の解決手段は、次の三つの主な技術思想を選択的に結合するものである。
１.平面鏡を利用した集光
従来技術である集光レンズまたは凹面鏡を利用した集光技術の問題点は次の通りである。
(１)高精度が要求されるため、製造が難しく、高価である、(２)長方形の形状である太陽電池基板と、通常円形である集光されたビーム(凸レンズ、フレネルレンズまたは放物線曲面を利用した凹面鏡を利用して集光させる)の形状が整合しない、(３)集光器の重量が重い、(４)集光された太陽光の光の強度が放射状方向(radial direction)で不均一である、などである。(図１e参照)
集光されたビームの光の強度が不均一であるということは、太陽光発電に悪影響を及ぼす。太陽光発電と区別される太陽熱集熱装置の場合には、集光されたビームの光の強度が均一でなくてもそれほど問題視されない。太陽熱を利用する場合には、太陽熱集熱器に至る集光された太陽光光量の総量だけが関心事であり、集光された太陽光ビームの均一度は性能にさほど影響を及ぼさないためである。しかし、太陽光発電の場合には集光された太陽光ビームの均一度が性能に非常に重要な影響を及ぼす。それは、直列連結された単位セルの出力電流は直列連結された単位セルの出力電流のうち、最も小さい値によって決定されるためであり、各単位セルの出力電流は各単位セルに入射される太陽光の局地的な光の強度に比例するためである。
本発明は、太陽電池基板の形状(長方形)に整合するように、長方形の平面鏡で均一な反射光を太陽電池基板に重ね合わせて集光することによって、前記従来技術の集光方式による問題点を容易かつ安価な費用で回避することができる。
２.太陽光追跡方式
本発明は集光による太陽光発電方式であるので、太陽光追跡方式を共に適用してはじめて高い効率を得ることができる。太陽光追跡システムは当技術分野で古くから公知された技術で、商業的に利用可能なシステムである。
３.冷却
太陽光を集光しない通常のシリコン系太陽電池モジュールの場合にも、夏季の真昼には摂氏６０〜７０度以上の高温に上がり、摂氏１度ずつ上がるたびに光電変換効率が一定比率（約０．５％ずつ）で減少すると報告されている。本発明によって太陽電池基板に数倍〜数十倍まで太陽光が集光されると温度上昇および光電変換効率の急速な下落は避けられないであろう。本発明者の予測は次の通りである。温度上昇に最も敏感で光電変換効率に最も大きい影響を及ぼす部分は半導体層であろう。従来の冷却方式は、半導体層から相対的にはるかに遠く離れた後面の外部表面を冷却する方法である。このような方法では、太陽光を吸収して自由電子を生成して光電変換効率に最も大きい影響を及ぼす、半導体層の温度上昇を効果的に防ぐことができない。
本発明の一実施例は冷媒が入った容器中に太陽電池基板を配置することを提案する。太陽電池基板の受光面は太陽光が透過する透明な窓に対向して配置される。冷媒の好ましい例は水(冷却水)である。この冷却水の対流が円滑になされるように、太陽電池基板は前記透明な窓の内側面と適正の間隔で離隔するように配置されるものの、その間隔は冷却水によって吸収される太陽光の光量が最小化するように小さく設定する。
比熱の大きい冷却水が太陽電池基板の全体外部表面(前面と後面)と直接的に接触するので、従来方式の冷却技術より顕著に高い冷却効率を有するはずである。
１.太陽光発電単価を安くする。すなわち、太陽光発電設備、維持および保守に同一の費用を投入する時、従来方式と比べて、より多くの電力を生産する。平面鏡は集光に必要な従来技術の手段(レンズ、曲面鏡など)よりはるかに安価で、軽く、大量生産が可能である。
２.太陽電池基板の劣化を防止して寿命を延長させる。これは太陽電池基板が冷却用容器の内部に配置される実施例から得ることができる追加の効果である。
３.太陽光の強度が低い条件(朝と遅い午後、冬、高緯度地域、雲や霧がかかった天気)においても各太陽電池基板に十分な光の強度を照射することができる。平面鏡の数を十分に増やせば、太陽光の強度が非常に低い場合にも太陽が天井にある時の太陽光の強度以上に太陽電池基板上に均一に太陽光を集光することができるからである。
４.精度が低くても太陽電池基板全体に均一な光の強度の集光を容易に実施することができる。これは平面鏡の縦と横の幅を、後述するmx=pxcosθxおよびmy=pycosθyで与えられる値より大きく所定の値をマージンで付け加えることによって得ることができる効果である。前記マージンの大きさが大きいほど、要求される精度はさらに低くても構わない。(図４、５の内容を通じて、通常の技術者が容易にその理由を把握することができる。)
集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 レンズや曲面鏡を利用した従来集光技術の問題点を説明するための図面。 本発明の平面鏡を利用した集光方式および太陽光追跡システムを説明するための図面。 本発明の容器(Housing)を利用した冷却方式および平面鏡(Mirror)を利用した集光方式を共に説明するための図面(本発明の代表図)。 本発明の平面鏡による集光能力の計算過程および大きさ関係を説明するための図面。 本発明の平面鏡による集光能力の計算過程および大きさ関係を説明するための図面。 図２の平面鏡２４個の配置およびx-y対称である場合を仮定して集光能力計算過程を説明するための図面。 本発明の冷却用容器(Housing)を詳細に説明するための図面。 図２の実施例と異なる形態のフレーム形態を提示し、フレームの重心(Q)に関して説明するための図面。 補助太陽電池基板(Supplementary Panel)を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽電池基板と平面鏡が配列された構造物の間の距離変化による集光能力変化を計算したグラフ。 冷却水の中に浸った太陽光電池モジュールの熱量放出能力を説明するための図面。 冷却水の中に浸った太陽光電池モジュールの熱量放出能力を説明するための図面。
本発明は平面鏡による集光、前記集光のための太陽光追跡、集光による熱を冷却する方式を適用して同一の太陽電池基板で最大限の電力を生産する方法および装置を提供し、例示的な実施例は添付された図面を参照して詳細に説明する。図２は平面鏡による均一な集光および前記集光のための太陽光追跡方法を直観的に理解できるように提示した図面であり、図３は集光による熱を冷却する方法の一例を示したものである。
図２を参照して説明すると、次の通りである。
太陽電池基板(Photovoltaic Panel)はその受光面が太陽光の入射方向に、垂直に太陽を背にした状態で配置される。すなわち、太陽光の進行方向を+z軸とした時、太陽電池基板の受光面側の法線は+z軸方向である。ここで、一つ確かめておきたい。太陽光進行方向の単位ベクトルが(０、０、１)である時、太陽電池基板受光面の法線方向の単位ベクトルも(０、０、１)で配置した方が最もよく、効率的であり、計算も容易である。しかし、本発明の請求範囲では、本発明の請求範囲を回避するための試みを防止するために、太陽電池基板受光面の法線方向の単位ベクトルに対して前記のように、(０、０、１)に限定はしない。
複数の平面鏡(Flat Mirror)等のそれぞれは、その反射面が太陽と対向し、それぞれ、x軸方向およびy軸方向に適当な角度で傾いたまま固定され、入射される太陽光を太陽電池基板に均一な強度の反射光として反射する。それぞれの平面鏡はその位置により大きさと方向とが異なって設定されるか、それらの反射光が太陽電池基板の受光面を完全に覆う程度に設定されるべきである。
本発明の請求範囲を限定する根拠を挙げるために、さらに説明する。太陽電池基板の受光面は太陽を背にした状態で配置されることが本発明の主要旨である。これを次のように表現したい。"太陽光進行方向の単位ベクトルが(０、０、１)である時、太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルのz軸成分は正数である。"そうでないと(太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルのz軸成分が負数であるか０であることを意味し、これはすなわち、太陽電池基板の受光面が太陽と対向しているか太陽光進行方向と平行していることを意味する。)、平面鏡を利用した均一な光の強度の集光を高い水準に引き上げるのが非常に難しいためである。これは平面幾何学を使って容易に把握できる内容であるのでその詳しい説明は省略する。
本発明の集光技術を適用すれば大面積の太陽電池基板に均一かつ高い水準で集光された太陽光を容易に投射することができる。集光の程度は平面鏡の数を調整して容易に調節できる。冬季(朝、晩)に備えて平面鏡の数を余裕を持って設置し、夏季(真昼)に太陽光の強度が過度に高い時は、そのうちのいくつかを不透明な物で覆うか、その方向を変更するなどの方法によって集光の程度(入射光強度)を可変にすることもできる。このために、前記平面鏡のうち、集光に用いられる平面鏡の個数を可変にできる別途の手段をさらに具備してもよい。
フレーム(Frame)は、太陽電池基板と複数の平面鏡を太陽光進行方向に対して前記の位置関係が維持されるように固定する。フレームはまた、水平および垂直の２軸方向に回転する太陽光追跡システム(Rotation Mechanics)に連結される。
太陽光追跡システム(Rotation Mechanics)は、太陽の位置変化にしたがって水平および垂直の２軸方向にフレームを回転させ、これによって前記フレーム上に固定された太陽電池基板と平面鏡の集光のための配置関係が維持されるようにする。
柱(Post)は前記構成要素(フレーム、太陽光追跡システム、太陽電池基板、平面鏡)の重量を支持し、主に地面に固定されるが移動可能に設計することもできる。
図３を参照にして冷却方式の一実施例を説明する。
図２の実施例のように、２４個の平面鏡を用いる場合、太陽電池基板に入射される太陽光の強度は通常の場合より２０倍以上となり得る。このような強い入射光によって太陽電池基板は短時間に温度が上昇し、特に結晶質シリコン(Si)系の太陽電池は高い温度では機能が喪失されてしまう。したがって、少なくとも結晶質シリコン(Si)系太陽電池の場合には必ず冷却が必要である。
最も効果的な方法は図３に例示された通り、太陽光が透過できる透明な窓(Window)を有する容器(Housing)の内部に太陽電池基板を配置し、容器内部の残りの空間を冷媒(最も代表的には水)で満たすことである。冷媒を容器の内部/外部に流入/流出させるとさらに効果的である。
冷媒が容器の内部/外部に流入/流出しない時でも容器内部で溶媒が循環するように循環器(図７、９のCirculator)を具備することも考慮し得る。冷媒の流入/流出および強制循環方式ではないとしても、冷媒の質量が充分であれば冷媒自体の熱的対流によって太陽電池基板の少なくとも外部表面を一定の温度範囲で冷却させることができる。
図４、５、６を参照して太陽電池基板と平面鏡との間の位置関係、大きさ、反射光の強度に対してより詳しく説明する。
図４において、太陽光の進行方向を+z軸方向と仮定する。太陽電池基板の受光面は+z軸方向に向かっており(すなわち、太陽電池基板の受光面は太陽を背にしている。)、その受光面の中心Pが(０、０、０)に位置すると仮定する。
平面鏡の反射面は-z軸方向に向かっており、反射面の中心Mが(０、d、l)に位置し、線分PMとz軸とがなす角度が２θである時、平面鏡による反射光が太陽電池基板全体を覆うとすれば、その平面鏡はx軸に平行した直線(y=d、z=l)を中心にθだけ回転して傾いた状態でいなければならない(以降このような回転を、回転の中心軸方向にかかわらず、“θy”と呼ぶ。同様に、太陽電池基板の受光面の中心と平面鏡の反射面の中心との間のx軸方向の離隔により傾くべき平面鏡の角度は、“θx”と呼ぶ。)
その時の関係を整理すると、tan２θ=d/l、cosθ=m/p、cosθ=b/mの関係が成立する。(ここで、pは太陽電池基板のy軸方向の幅、mは平面鏡のy軸方向の幅、bは平面鏡によって反射されて太陽電池基板に入射される太陽光(Sun Beam)のy軸方向の幅を意味する。
したがって、一辺の長さがpである太陽電池パネルを反射光で完全に覆うためには、平面鏡の該当辺の長さが最小値m=pcosθであり、その時入射される太陽光の該当辺の光幅はb=pcos２θである。
前記関係はx軸方向に離隔された平面鏡をみても同一に適用される。
したがって、x軸方向にθxだけ、y軸方向にθyだけ傾いた平面鏡(Mirror)の反射光の場合、bx×by=pxcos２θx×pycos２θyの広さで入射される太陽光をpx×pyの広さを有する太陽電池基板に均一に反射させるので、前記(θx、θy)だけ傾いた平面鏡の集光能力は次のように与えられる
(θx、θy)に傾いた平面鏡の集光能力=cos２θx×cos２θy
より具体化させた例を挙げて前記集光能力を説明すれば下記の通りである。
ある平面鏡の反射面の重点Mが(dx、dy、l)に位置し、太陽電池パネル(Panel)の受光面の重点Pが(０、０、０)に位置する時、線分PMとz軸とがなす角度はyz平面から見た時は２θyで、xz平面から見た時は２θxであり、それらの間には次の関係が成立する。
tan２θy=dy/l、cosθy=my/py、cosθy=by/my
tan２θx=dx/l、cosθx=mx/px、cosθx=bx/mx
前記の数式関係は、太陽電池基板の(横×縦)大きさがpx×pyの時、平面鏡の必要最小(横×縦)大きさは、mx×my=pxcosθx×pycosθyとなり、その時、前記平面鏡によって反射されて太陽電池基板に均一に入射される太陽光は、反射される前の元来の太陽光の進行方向に垂直の長方形平面bx×by=pxcos２θx×pycos２θyに入射される光量を太陽電池基板の面積px×pyに均一に投射するということを意味する。
したがって、このように(θx、θy)に傾いた平面鏡の集光能力はcos２θx×cos２θyである。
図５、６を参照して図２の２４個の平面鏡がどの程度の光量の太陽光を集光するのか詳察することにする。計算の便宜上px=py=p、すなわち太陽電池基板(Panel)が正方形の形態であり、平面鏡(Mirror)の配列がx-y平面で対称的に配列されたと仮定する。そうすると、図６のように、２４個の平面鏡はG１〜G５の５つの集光能力を有する。
図５でd１=１.２p、d２=２.４pに設定し、L=３p、５p、０.５pである時のそれぞれの集光能力を計算すると次の通りである。
L=５pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/５)=１３.５０度、θ１=６.７５度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/５)=２５.６４度、θ２=１２.８２度
G１の集光能力:cos２θ１×１=０.９８６×１=０.９８６(４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力:cos２θ２×１=０.９５１×１=０.９５１(４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力:cos２θ１×cos２θ１=０.９８６×０.９８６=０.９７２(４個)
G４の集光能力:cos２θ１×cos２θ２=０.９８６×０.９５１=０.９３８(８個)
G５の集光能力:cos２θ２×cos２θ２=０.９５１×０.９５１=０.９０４(４個)
L=５pの時、２４個の平面鏡(Mirror)は入射光を２２.７５６倍で集光する。(前記対称的な配列条件下)
L=３pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/３)=２１.８０度、θ１=１０.９０度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/３)=３８.６６度、θ２=１９.３３度
G１の集光能力:cos２θ１×１=０.９６４１=０.９６４(４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力:cos２θ２×１=０.８９０１=０.８９０(４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力:cos２θ１×cos２θ１=０.９６４×０.９６４=０.９２９(４個)
G４の集光能力:cos２θ１×cos２θ２=０.９６４×０.８９０=０.８５８(８個)
θG５の集光能力:cos２θ２×cos２θ２=０.８９０×０.８９０=０.７９２(４個)
L=３pの時、２４個の平面鏡は入射光を２１.１６４倍で集光する。(前記対称的な配列条件下)
L=０.５pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/５)=６７.３８度、θ１=３３.６９度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/５)=７８.２３度、θ２=３９.１２度
G１の集光能力:cos２θ１×１=０.６９２１=０.６９２(４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力:cos２θ２×１=０.６０２１=０.６０２(４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力:cos２θ１×cos２θ１=０.６９２×０.６９２=０.４７９(４個)
G４の集光能力:cos２θ１×cos２θ２=０.６９２×０.６０２=０.４１７(８個)
G５の集光能力:cos２θ２×cos２θ２=０.６０２×０.６０２=０.３６２(４個)
L=０.５pの時、２４個の平面鏡(Mirror)は入射光を１１.８７６倍で集光する。(前記対称的な配列条件下)
すなわち、太陽電池基板(Panel)と平面鏡(Mirror)が配列されたフレーム平面間の距離Lが０.５pである、近い距離にもかかわらず図２の２４個の平面鏡は１０倍以上で集光することがわかる。
原理を糾してみると次の通りである。平面鏡(Mirror)の反射面がすべてz=０である平面(すなわち、太陽電池基板の受光面が無限に延びた平面、すなわちx-y平面)の右側(z＞０)にある条件下で、Lがいかに小さくなっても、θ１、θ２は４５度より小さい。したがって、図６の２４個の平面鏡(Mirror)の配列およびx-y対称配列(正方形形態)の条件下で、G１〜G５の集光能力はそれぞれ０.５(４個)、０.５(４個)、０.２５(４個)、０.２５(８個)、０.２５(４個)より大きく、総集光能力は８より大きい。(ただし、前記類推は平面鏡が互いに入射光と反射光の進路を妨げないように配列され得るという前提下で可能である。Lの大きさが小さすぎると光の経路に障害物が位置しないように平面鏡を整列することが難しい。)
L=０.２５pである場合を代入してみる。L=０.２５pでその他の条件(d１、d２の大きさ)も前記の例と同じであるとすれば、θ１=３９.１６度、θ２=４２.０３度で、G１〜G５の集光能力はそれぞれ０.６０１、０.５５２、０.３６１、０.３３２、０.３０５となり、２４個の鏡の総集光能力は９.９３２となる。
Lが無限大の大きさを有すると(θ１、θ２がすべて０度に収束)、G１〜G５の集光能力はすべて１となるので、図２、６の２４個の平面鏡による総集光能力は２４である。
しかし、総集光能力を高めるためにLを大きく設定するのは非常に非効率的な方法である。それは、Lの大きさが５p(５pは図２の２４個の平面鏡がなす反射体構造物の横、縦幅と概略同じである。)を越えると、本太陽光発電システムの構造物の体積(正確にはz軸方向の長さ)が大きくなるが、それに反して総集光能力の増加はそれほど大きくないからである。複数の平面鏡の複数の反射面中心がなす平面までの距離Lをできるだけ小さくし、その代わりに平面鏡の数を増やすことがより容易で効果的である。(前記にて、複数の平面鏡の複数の反射面中心略同じ平面にあると近似させることができる。しかし、複数の平面鏡の複数の反射面中心が厳密に同一平面にあるべきであるという意味ではない。)
平面鏡の数を増やすことは、図２の平面鏡の外郭に２４個の平面鏡をさらに配置することによって簡単に遂行することができる。すなわち、図２では平面鏡の周りに平面鏡が二重に取り囲まれているが(８個+１６個)、必要によっては３番目の外郭ラインに新しく２４個の平面鏡をさらに配置することができる。
合わせて、複数の平面鏡はすべて、それぞれ太陽電池基板の受光面に常に均一な反射光を投射するので、用いられる平面鏡の数と配置位置にかかわらず、太陽電池基板の受光面には常に均一に集光された太陽光が投射される。
前記のような条件(正方形の太陽電池基板(p×p)、d１=１.２p、d２=２.４p)で、L=αpとし、０.１≦α≦１０の範囲で図６の２４個の平面鏡の集光能力を計算して下記の表１と図１０dのグラフに提示した。
(ここで、G１=cos２θ１、G２=cos２θ２、G３=cos４θ１、G４=cos２θ１×cos２θ２、G５=cos４θ２であり、２θ１=arctan(d１/L)、２θ２=arctan(d２/L)の関係があることはすでに説明した。)
Figure 2020103034
図１０dのグラフからαを０.５〜５の間の範囲で設定するのが合理的で現実的であることは誰しも把握できるはずである。
平面鏡の反射面中心がすべて同一平面上にある必要はないことは前述の通りである。かえって、平面鏡の中心は適当に離れた２以上の仮想の平面に交互に分かれて配置された方がよリ効果的であり得る。このような構成による平面鏡間の空いた空間に風の流れが円滑になり、平面鏡やフレームが強風によりよく耐えることができるからである。前記の実施例においてd１=１.２p、d２=２.４pのように平面鏡間の間隔に十分な距離を設けたのも、このような風による影響を減らさなければならないということを考慮して設定したのである。(事実、これよりさらに重要な理由は、後述するように、整列誤差を克服するために、平面鏡は必要最小幅より十分なマージンを有するように設定されなければならないためである。)
平面鏡の一辺の幅mは、要求される最小の大きさpcosθより若干大きい方がよい。その理由は、平面鏡の整列誤差、太陽電池基板の整列誤差、太陽光追跡システムの稼動誤差などにもかかわらず、反射光が太陽電池基板の受光面を常に完全に覆うことができるからである。
平面鏡を利用した太陽光集光に対しては、これで十分に説明した。
以下、冷却方式に対してより詳しく説明する。
前述の通り、図２の２４個の平面鏡を利用すれば、太陽電池基板(Panel)と平面鏡(Mirror)の間のz軸方向距離Lによって８〜２４倍で集光することができる。(現実的には１０〜２２倍で集光するのが合理的である。)この場合、特に結晶質シリコン(Si)系列の太陽電池は、集光による温度上昇のため、冷却なしでは正常に電力を生産することができない。
太陽電池基板を冷却する場合、電力生産効率が上がることは広く知られた現象である。集光しない場合でも結晶質シリコン(Si)系列の太陽電池モジュールは、真夏の晴れた天気には摂氏６０〜７０度まで温度が上昇し、摂氏１度ずつ上昇するたびに光電変換効率は一定の割合で低下し、摂氏１００度以上となると機能が停止すると報告される。本発明の実施例のように、入射される太陽光を１０倍以上で集光する場合には、太陽電池基板の冷却、特に結晶質シリコン系太陽電池基板の冷却は必須であるため、費用が多少増加するとしても冷却効率を画期的に上げる必要がある。
本発明のさらに他の観点は前記のような事実を背景とする。
図７を参照して本発明の冷却方式に関する好ましい実施例を説明する。
太陽電池基板は支持台(Holder)によって密閉された容器(Housing)の中に分離可能に設置される。太陽電池基板の受光面の前には平面鏡によって反射した太陽光が透過できるように透明な窓(Window)が容器から分離可能に備えられる。(太陽電池基板および窓を分離可能に設計する理由は、部品の取替えや修理、水苔や沈澱物などの不純物の除去など、メンテナンスに便利であるからである。)
前記容器は窓と共に結合して内部を密閉させる。
容器には冷媒(代表的には水)が流入/流出するバルブ(Inlet、Outlet)が備えられる。容器にはさらに、太陽電池基板に属する２個以上の電力線、冷媒循環器(Circulator)、必要によって追加され得る温度センサなどの各種センサや制御器などに伴われる各種電気配線を容器の外部に取り出せるように別途の穴が形成されている。容器が、全体として冷媒が漏れないように密封されることはいうまでもない。
冷媒として水を用いるのは、安価で、容易に入手でき、大量に存在し、環境に無害であるだけでなく、最も比熱が大きい物質中の一つであるからである。比熱が大きいとは、太陽電池基板の温度上昇を抑制するのに効果が大きいことを意味する(従来の空冷式冷却法は冷却効率が非常に不充分である。)。本発明の実施例は、冷媒である水が太陽電池基板の両側の表面と直接的に接触しているので、太陽電池基板の後面だけを冷却する従来の水冷式冷却法よりも冷却効率を遥かに向上させる。
最も太陽電池基板が水の中に浸った状態となるので、絶縁に細心の注意が必要で、追加の費用もかかるはずである。しかしながら、現在の技術水準で十分に克服することができ、これに追加される費用を考慮しても、本発明の冷却方法は十分に経済的効用性を有してある。
太陽電池基板、端子および電気配線はその全体を絶縁体で囲み、特に受光面を覆う絶縁体は(特に光電変換に寄与する波長帯域の光に対して)、優秀な透過性を有さなければならない。前記絶縁体は優秀な絶縁性はもちろん、できるかぎり高い熱伝達効率を有する方がよい。絶縁体の厚さは熱伝達効率を上げるためにできるだけ薄い方がよいが、絶縁性および耐久性を悪化させない程度の厚さがよい。
窓(Window)の内部面と太陽電池基板の受光面とはできる限り近く配置する。これは冷媒(冷却水)によって吸収される太陽光の光量を減らすためである。しかし、太陽電池基板の受光面付近の冷媒(冷却水)が対流し難いほど近く配置することは避ける。
冷媒が水である場合を仮定して冷却水の取替え周期を計算してみる。太陽電池基板の受光面面積がAであれば、容器の窓面積はAより大きくなければならない。しかし、取りあえず、窓を含む容器(Housing)の断面積をAと仮定する。容器の内部の厚さをDとする時、容器内に収容される冷却水の体積はADである(太陽電池基板などが占める体積は無視できる。)。冷却水の温度が摂氏２０度から摂氏５０度まで上昇(△T=３０K)するのに時間tが所要されるとすれば次の数式が成立する。
△Q=ADρσ△T=αI０At
前記数式は、容器内の水の温度を３０度上げるのに必要なエネルギー量と太陽電池基板に入射される反射光によって流入されるエネルギー量とが同じであることを意味する。
ここで、ρ=１g/cm３(水の密度)、σ=４.２J/gK(水の比熱)であり、αI０は太陽電池基板に入射される集光された反射光の強度であって、αは図２の２４個の平面鏡による集光能力を意味し、その大きさは８〜２４(現実的には１０〜２２)の値を有することが分かった。I０は太陽光の強度であって、地表面上で最も大きい値であるAM１=９２５W/m２(晴れた日に天井にある太陽から放射される太陽光の強度)を適用すれば充分である。(前記の条件が温度上昇と関連しては最悪の条件である。)
前記の数式に前記の数値を代入して整理すれば、t=(D/α)(１３６２)(sec/cm)[秒]の関係が成立する。
図１０dから現実的な最悪の状況(温度上昇の側面で)は、α=２２程度であることがわかる。この値を代入すれば、t=(D)(６１.９)(sec/cm)[秒]となる。
前記の数式は容器の内部幅Dが１０cmの時、温度が３０度上昇するのに６１９秒(１０分以上)が所要されることを意味する。Dを６０cmに設計すると、１時間以上冷却水を取替えなくても冷却水の温度を最大設定値(摂氏５０度)以内に維持できるという意味である。
Dを小さく設計して冷却水の取替えを頻繁にするかまたはDを大きく設計して冷却水の取替えをあまりしないようにするかの可否は、容器の重さ、維持費用などを考慮して実施者が選択することができる。適当な周期で適当な量の冷却水を流したり、温度センサーを付けて冷却水の循環速度を制御することによって容器内部の冷却水の温度を非常に小さい一定の範囲以内に維持することも難しくない。
容器(Housing)には冷媒が流入/流出するバルブ(Inlet、Outlet)がさらに備えられることは前述した通りである。また、冷媒を容器内で強制循環させる循環器(Circulator)がさらに備えられることも前期で説明した。循環器(Circulator)は回転するファンまたは噴射装置などで具現することができる。循環器(Circulator)は太陽電池基板(Panel)の受光面付近の冷却水の温度が、他の部分の冷却水の温度より高く上昇することを防止するのに有用である。しかし、循環器は必ずしも必要なものではなく、冷却水の熱的対流による熱の分散を利用してもよい。
次いで、図１１a、１１bを参照して、冷却水に浸った太陽電池基板が果たして集光された太陽光の入射を受けて得た熱量だけの熱量を冷媒に放出することができるかについて、計算してみる。図１１aは結晶系シリコン(Si)を利用した太陽電池モジュールの一般的な構造である。
密封材の熱伝導度はk１、前面透明基板までの密封材の厚さはd１、、前面透明基板の熱伝導度はk２、前面透明基板の厚さはd２と仮定すると、密封材の前面側への熱抵抗はR１=d１/k１、前面透明基板の熱抵抗はR２=d２/k２である。したがって、太陽電池素子から前面側冷却水まで達する経路の総熱抵抗はR=R１+R２=d１/k２+d２/k２であり、熱量の伝達はQ=A(△T)t/Rで求めることができる。(ここで、△Tは冷却水と太陽電池素子表面の温度差、tは熱量の流れた時間である。)
d１=２mm、d２=５mm、k１=１W/mK(熱伝導度が非常に高い種類の樹脂)、k２=０.８W/mK(一般のガラス)、△T=１０Kと仮定すると(太陽電池素子の温度は摂氏６０度、冷却水の温度は摂氏５０度であると仮定)、総熱抵抗はR=８.２５×１０-３(m２K/W)であり、(△Q)/tA=(△T)/R=１，２１２W/m２である。すなわち、１m２当たり１，２１２Wの仕事率で前面側に熱量を放出することができるという意味である。太陽電池モジュールの後面側は透明である必要がないので、後面側への熱抵抗を前面側の熱抵抗よりさらに小さく設計することができる。(例えば後面基板は、前面透明基板として最も多く利用される板ガラスより熱伝導度がはるかに高い、金属板で構成することもできる。)
したがって、少なくとも図１１aの実施例および前記変数値（ｄ１、ｄ２、ｋ１、ｋ２、△T）の指定によっても前、後面側をすべて考慮すれば、熱放出能力は少なくとも２×１，２１２=２，４２４W/m２以上であることがわかる。d１、d２を小さくして、k１、k２は大きく選択することによって、総熱抵抗Rをさらに小さくすることができる。(すなわち、冷却水側への熱放出能力をさらに大きくすることができる。)
また、冷却水の温度が低くて△Tが大きいと、それだけさらに熱量放出がよくなされる。
図１１bは薄膜型太陽電池(アモルファスシリコン、CdTe、CIGSなど)モジュールの一般的な構造であるが、前面側の透明な樹脂が不要であるので、図１１aの場合、より総熱抵抗をさらに減らすことができる。図１１bの場合には、図１１aの場合とは違って密封材(一般的に高分子樹脂)が不透明であってもよいので、熱伝導度kを大きく設定するための選択の幅がさらに広い点も有利に作用する。
一方、熱伝導度kが７W/mKに達する高分子樹脂が市販されているので、前記実施例の仮定より総熱抵抗を減らすことは現在の技術水準で難しくない。
前記にて、冷却水に浸った状態の太陽電池モジュールが、集光された太陽光から受ける熱量同様の熱量を冷却水に放出できることを十分に考察した。
冷却水による太陽光の吸収を最小化するために太陽電池基板の受光面と窓(Window)の内面はできるだけ近く配置する。しかし、前記両表面間の距離が近すぎて冷却水の対流に困難があっては困る。太陽電池基板の受光面付近で温度の上昇した冷却水が十分に対流できなければならないからである。
冷却水には気泡の発生を抑制する消泡剤を少量添加することもできる。これは冷却水の中に漂う気泡が多くなると太陽電池基板に入射する太陽光の進路が妨げられるからである。
気温が零下に落ちる時は冷却水に不凍液を一定比率混ぜることもできる。しかし、環境に対する悪影響、太陽光システムの腐食増加、不凍液購入と管理に必要な追加費用などの問題を考慮すると、できるだけ純粋な水を冷却水に使用した方が最もよい。太陽光の照り付ける晴れた日の昼間の間(電力の生産期間)には平面鏡(Mirro)の集光による熱のため、冷却水が凍ることはなかなかない。冷却水が凍る時に発生する問題点は、気温が零下に落ちた朝、氷によって太陽電池基板(Panel)に入射される太陽光の進路が妨げられ電力生産効率が落ちることである。さらに問題となるのは、水が凍る時に発生する体積膨張によって容器やバルブ、ホースなどの内部の圧力が大きくなり、これにより、機械的破損が発生する可能性があるという点である。このような問題は、電力生産を停止した(稼動が中断された)、すなわち、太陽光の照り付けない時間(夜、曇った日)の間に主に発生する。
しかし、冷却水が純粋な水である場合であっても機械的破損を防止する方法が全くないことはない。気温が零下に落ちていく夜または太陽光の照り付け可能性が殆どない零下の曇った日には、容器やバルブ、冷却水流入/流出管など、システム内部の冷却水をすべて抜き出して空っぽにしておき、太陽光が照り付けはじめて発電を始める直前に冷却水を満たせば、冷却水が凍って太陽光発電の稼動が遅滞する問題および体積膨張による機械的破損などの前記で言及した問題点を解決することができる。集光による熱により窓などにかかった薄い氷は直ぐに溶け出す。
図７のように,太陽電池基板が容器内部に設置されて容器によって保護されるので、太陽電池基板をさらに薄くさせることもでき(機械的強度が許される範囲内で)、従来大気中に露出された状態でいる時発生する劣化(主に、紫外線などの短波長放射線への露出、温度変化などに起因する。)を減少させることができる。
図８を参照して図２と関連したさらに他の実施例を説明する。
図８には、それぞれ１個の太陽電池基板と２４個の平面鏡とを配列した４個のサブフレームが図示されているが、この場合、図２に図示されたものとは異なり、太陽追跡システム(Rotation Machine)はフレームの重心Qに連結するのが最もよい。その理由は、全体フレームの重心に太陽追跡システムが連結される時、フレームを回転させるのに必要な駆動力が最小化され、重力や風などによる機械的疲労度を最小化させることができるからである。図２の場合にもフレームの重心を探して太陽追跡システムに連結した方がさらによいことはいうまでもない。
また、フレームの形状が太陽光の進路を妨げないように設計すべきであることも当然のことである。
図９に示されたように、平面鏡によって反射されて集光された太陽光の入射を受ける太陽電池基板(または冷却用容器)の裏面には、別の補助太陽電池基板(Supplementary Panel)をさらに具備することもできる。これは既設置された太陽光追跡システムを利用でき、また、太陽電池基板(Panel)や容器の後面に入射される太陽光が無駄に捨てられ。かえって温度上昇だけを誘発するからである(前記実施例の場合には、少なくとも補助太陽電池基板の変換効率に該当する量だけのエネルギーが電力の形態で外部に抜け出る。)
図示していないが、光電変換に寄与しない波長帯駅の光を取り除くために窓(Window)および/または平面鏡(Mirror)の表面に光フィルター層をさらに具備することができる。これは温度上昇と太陽電池基板(Panel)などの劣化を抑制する追加的な効果を有する。帯域通過光フィルターは平面鏡に付着した方が最も好ましい。平面鏡が受ける太陽光の強度は最大値がAM１(９２５W/m２)であるので、熱や強い光による光フィルターの劣化を最小化することができるからである。しかし、この場合には光フィルターの必要量が増加するため、価格の面では不利である。光フィルターを容器の窓(Window)に付着する場合はこれと反対である。光フィルターを太陽電池基板の受光面上に付着することができる。
しかし、これは最もよくない方法である。太陽電池基板の受光面に直接接触した物体(光フィルター)に熱量が蓄積されることを意味するからである。また、光フィルターと類似の機能を遂行する物質(例えば、染料)を容器内部の冷媒に混合することもできる。光フィルターの使用はその位置による前記４つの場合(平面鏡、窓、太陽電池基板、冷媒)のうち、単独でまたは２以上を結合して採択することができる。
入射光(特に、光電変換に寄与する波長帯駅の入射光)に対して、平面鏡(Mirror)は高い反射率、低い透過率および低い吸収率を有さなければならず、窓(Window)は低い反射率、高い透過率および低い吸収率を有さなければならない。
本発明の技術思想に対していくつか付け加える。
１.本発明の実施例は商業的に市販されている結晶質シリコン(Si)系太陽電池を念頭に置いて記述された。しかし、アモルファスシリコン、CIS、CIGS、CdTeなどの薄膜太陽電池、ＩＩＩ−Ｖ族またはＩＩ−ＶＩ族元素からなる化合物多重接合太陽電池、陽子構造を有する太陽電池、染料感応太陽電池、有機薄膜太陽電池、プラズモン太陽電池など、その他の太陽電池基板にも本発明の実施例を適用することができることは自明である。
２.本発明の冷却システムはシリコン(Si)系太陽電池において、必須的に要求されると予想される。しかし、温度上昇に光電変換効率がそれほど落ちない種類の太陽電池基板を用いる場合には、本発明の実施例で明らかにした冷却装置が必ずしも必要ではない。
３.本発明の集光および太陽追跡システムを利用した太陽光発電方法は、生産される電流(すなわち、電力)が入射される光量(または光の強度;intensity)に比例するという、アインシュタインが発見した光電効果の一般原理に立脚したものである(入射される太陽光の強度にかかわらず、太陽電池基板内部の単位セルの直列連結の数に比例して出力電圧は一義的に決定されるので、太陽電池基板から出る出力電圧と出力電流は正比例する。)。しかし、入射される光量(光の強度)が引き続き大きくなっていくとしても、太陽電池基板はそれに比例して出力電流(電力)値をいつまでも高くしていくわけにはいかないであろう。おそらく、入射光量(強度)がある一定の値以上となると、光の強度(intensity)が増加し続いても太陽電池基板の出力電流(電力)はある一定の値に収束するか(飽和現象、saturation)、または増加率dp/di値が小さくなる現象が発生すると予測される(前記において、pは電力、iは光の強度を意味する。)。しかし、前記の電流(電力)飽和値または光の強度による出力電流の変化率dp/diの様相は太陽電池基板をなす半導体物質の種類、半導体層の厚さ、ドープ濃度、空乏層の厚さ、積層構造などの製造方法や構造によって異なってくる。最も簡単な方法は、半導体層(アクティブ層または機能層)の厚さを厚くすることである。公開特許KR１０-２００７-０００４９２８A(WO２００５-０９６３９４A１に対応)の１０〜１２行目には、"...入射する放射線は各機能層によって吸収されることができ、この時、それぞれの機能層の厚さは前記機能層にて吸収される放射電力(radiated power)の比率を決定し..."と記載され、半導体アクティブ層(機能層)の厚さが厚いほど光をさらに多く吸収して電流をさらに多く生成することを明らかにしており、前記に記載された通り、前記電力の飽和値または出力電流の変化率dp/diの様相が半導体層の厚さと関連すると考えた本発明者の予想を裏付けている。
４.前記で言及した光の強度(i)の増加による太陽電池基板の電流(電力)飽和値を上げたりまたはdp/di値を高く維持できるようにする技術は、それ自体で非常に意義のある有益な発明であろう。しかし、そのような発明がなされるのであれば、その発明は本発明によって公開された技術思想から発明の動機(motive)を得たものであり、したがって本発明との関係では改良発明(利用発明)として認識されるべきである。
５.前記３.項に記載された通り、太陽電池基板で生産される電力は光の強度が大きくなるにつれて、結局は飽和されるか増加率が鈍化するであろう。しかし、少なくとも光の強度が１，０００W/m２の大きさまでは、少なくとも市販されているシリコン(Si)系太陽電池基板の場合に、dp/di値が一定の値を有する。これは本発明の効用性を確実に裏づけするものである。なぜならば、太陽光の強度が弱い場合(太陽の高度が低い場合、一日のうち朝と遅い午後、冬、高緯度地域、雲や霧がかかった天気など)にも本発明を利用すれば、常に太陽電池基板の受光面上に１KW/m２(前記の値は太陽が天井にある時、すなわち太陽光が地表面に垂直に照らされる時の太陽光の強度である、AM１(９２５W/m２)より若干高い値である。)以上の光の強度で太陽光を照らすことができることを意味するからである。すなわち、同じ面積の太陽電池基板を利用する時、平面鏡の個数および太陽光発電施設に必要とされる土地面積などの増加はあるものの、従来太陽光の強度が弱く、電力生産を断念した環境においても、本発明を適用する場合電力を生産することができる。これはモンゴル、シベリア、カナダなど、太陽光発電に利用できる安い土地は多いが、高緯度地域であるため、太陽光の日射量が不足し、太陽光発電事業の競争力がないと評価される地域においても太陽光発電事業が可能であることを意味する。
６.本発明の請求内容と深い関係はないが、非常に単純化されたモデルを利用して太陽の高度変化によって太陽光の強度(intensity)がどのように変化するかを予測してみる(図１０a、図１０b、図１０c参照)。
図１０aから分かるように、太陽の高度が低いほど太陽光の強度が小さくなる理由は、大気中の分子やホコリなどの粒子によって太陽光が遮断(吸収、反射、散乱)されるからである。太陽光の進行経路に遮断粒子(気体液体分子、固体粒子)が多いほど太陽光の強度が減少する。これはすなわち、太陽光ビームの大気中の進行経路が長いほど太陽光の強度が減少するということを意味する。
図１０aに示された通り、太陽光が垂直方向(天井)からくる地表上の地点P０と太陽光が垂直から角度φだけ逸れてくる地表上の地点Pを比較する。(太陽の高度=９０-φの関係が成立する。)
P０に照りつける太陽光は大気中でH(大気圏の厚さ)だけ移動する。
Pに照りつける太陽光の大気中での移動距離をx(PQ間の距離)とすると、三角形OPQにおける第二余弦定理の関係により、(R+H)２=R２+x２-２Rxcos(１８０-φ)となり、xに対する２次方程式で整理すると、x２+２(Rcosφ)x-(H２+２RH)=０である。
(ここで、Rは地球の半径、Hは大気の厚さ、Oは地球の中心、QとQ０はそれぞれPとP０で進行する太陽光が大気の最外郭と会う(仮想の)地点である。また、地球は完全な球形体であり、太陽光が大気中で進行する時に屈折しないと仮定する。)。物理的に意味のある前記２次方程式の解を求めると、x(φ)=(R２cos２φ+H２+２RH)１/２-Rcosφである。
ここで、x(φ)/H≡β(φ)と定義すれば、β(φ)=[(R/H)２cos２φ+１+２(R/H)]１/２-(R/H)cosφである。(太陽光の入射角が垂直とφ角をなす時、太陽光の大気中の経路長がx(φ)であり、β(φ)は大気厚さHに対する太陽光の大気中の経路長x(φ)の比率である。)
R=６，４００Km、H=１００Kmと仮定すれば、β(φ)=[６４２cos２φ+１２９]１/２-６４cosφである。
(地球は実際、赤道半径６，３７８Km、極半径６，３５７Kmの楕円体であるが、球体と仮定しても構わない。大気の厚さHは、実際は明確に定め得る数値ではない。高度３０Kmで概略１/１００気圧、高度１００Kmで概略１/１００万気圧であるから、大気の厚さを１００Kmと仮定しても大きな誤りは無いと思われる。最もβ(φ)は、大気の厚さを如何に設定しても似たような形態を有する。ただし、Hを大きく設定すれば、φによるβ(φ)値が小さくなる。H=３２Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=２０.０２、H=１００Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=１１.３６、H=３２０Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=６.４０３と計算される。)
次に、太陽光が大気中を通過する時に、いかに減殺されるのかについて、簡単なモデルを用いて実際の測定値と結合して予測してみる。大気中の経路dxを進行する時、光の強度の変化量diは次の通り変わると仮定することができる。
di/dx=-γ(p、λ)i
(前記の式は、自然界の現象を解釈するのに最も頻繁かつ有用に適用される微分方程式中の一つである。)
減殺係数γ(p、λ)が光の波長λおよび気圧pに依存する変数という仮定は物理的に容易に受け入れられる仮定である。(なぜなら、気圧pは気温変化を無視する時、地表面からの高度h、空気分子数、密度と直接的に関連するからである。)
前記式はdi/i=-γ(p、λ)dxと整理され、積分でその解を求めると、i=I０exp[-∫(p、λ)dx]で与えられる。(I０は、大気圏進入直前の太陽光の強度であり、数式の積分は太陽光の大気中の進路に沿って計算する。)
より一般的な解は次の通りに与えられる。
i=Σi{I０ iexp[-∫γi(p)dx]}(I０ iは大気圏に進入する直前の太陽光中の波長λiである光成分の光の強度であり、γi(p)は波長λiである光成分の大気中気圧pの環境における減殺係数である。)
各波長帯域λi別に測定すれば、太陽の高度変化による実際の太陽光の強度モデルを正確に立てることができるはずである。しかし、概略的な様態を把握するだけで充分であるので、仮定をより単純化させて太陽高度変化による太陽光の強度変化を類推してみる。
仮定は次の通りである。太陽光は地表面に到達できる波長λAと地表面に到達する前にすべて減殺される波長λBの二つの光成分でのみなされていると仮定する。(大気上層部のオゾンなどの吸収によって紫外線など短波長の光は地表面にほとんど到達できない。)
この場合、i=I０ Aexp[-∫γA(p)dx]+I０ Bexp[-∫γB(p)dx]で与えられる。
すなわち、少なくとも一部のp区間でγB(p)>>γA(p)であるから、地表上にはI０ A(波長λAである光の大気圏外の強度)が大気中で減殺され、残りだけが到達する。
前記モデルを実測値に代入してI０ A、I０ B、∫γA(p)dx値を求めてみる。
AM０=１３５３W/m２:大気圏外での太陽定数
AM１=９２５W/m２:φ=０度の時の太陽光の強度
AM１.５=８３２W/m２:φ=４５度の時の太陽光の強度
AM２=６９１W/m２:φ=６０度の時の太陽光の強度
図１０aで、AM０は大気圏の最外郭であるQまたはQ０で測定した太陽光の強度、AM１は経路Q０〜P０を通過した太陽光を地表面P０で測定した太陽光の強度であり、AM１.５およびAM２は経路Q〜Pを通過した太陽光を地表面Pで(それぞれのφ=４５度およびφ=６０度である。)測定した太陽光の強度である。
実測値の代入に先立ち、経路Q０P０(以下で"０経路"という。)を通る時と経路QP(以下で"φ経路"という。)を通る時の積分値∫γA(p)dxが互いにいずれの関係にあるか考察してみる。太陽光が０経路(経路Q０P０)を通る時の積分値T≡∫０経路γA(p)dxとすれば、結論的に太陽光がφ経路(経路QP)を通る時の積分値∫φ経路γA(p)dx=T×β(φ)の関係が成立する。
その理由は次の通りである。図１０ｂに示されたように、互いに異なる気圧の大気層A１、A２、A３を通る時、垂直方向に照りつける太陽光AM１と垂直方向とφ角をなして斜めに照りつける太陽光AM(φ)は、同じ減殺係数γA(p)で減殺され、各大気層での経路の比は同一に１:β(φ)である。したがって、互いに異なる経路に沿って計算される積分の比(∫０経路γA(p)dx:∫φ経路γA(p)dx)も１:β(φ)である。すなわち、二つの経路に沿った積分値の比率は二つの経路の長さ間の比率と同一のものである。
したがって、前記にて定義したTと考察された結果を適用すれば、次のような式が成立する。
AM０=１３５３=I０ A+I０ B(数式１０a)
AM１=９２５=I０ Aexp[-∫０経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T](数式１０b)
AM１.５=８３２=I０ Aexp[-∫φ=４５度経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T×β(φ=４５度)](数式１０c)
AM２=６９１=I０ Aexp[-∫φ=６０度経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T×β(φ=６０度)](数式１０d)
大気圏厚さH=１００Kmと仮定する時のφによるH対比大気層通過長の比であるβ(φ)は、x(φ)/H≡β(φ)=[６４２cos２φ+１２９]１/２-６４cosφで与えられることは前記にて明らかにした。
I０ A、I０ B、Tの計算に必要なβ(φ)値は、次の表２の通りである。
Figure 2020103034
数式１０b、１０c、１０dの間の関係において、Tは次の表３のように計算される。
Figure 2020103034
それぞれの前記４個のT値を数式１０b、１０c、１０dに適用して計算されたI０ Aの値は次の表４のように与えられる。
Figure 2020103034
極度に単純化された仮定にベースにし、ほぼ定性的な考察に基づいて推論したものであることを考慮すれば、Tの変動値とI０ Aの変動値がそれほど大きくない。平均値に最も近くなるようAM１-AM２の関係から抽出したT値(０.３０５１)および前記T値をAM２に対応させて得たI０ A値(１，２５５W/m２)を取り、前記I０ A値をAM０(数式１０a)に代入して得たI０ B値(９８W/m２)を取ることにする。(λB波長の光成分は地表上に伝達されないので太陽光発電の側面ではI０ Bがいずれの値を有しても構わない。)
結論的に、垂直線とφ角をなして斜めに照りつける太陽光の強度は、地表面上で、i(φ)=１２５５×exp[-０.３０５１×β(φ)]とモデリングすることができる。
(前記の類推にて圧力pの関数である減殺係数γ(p)が直接的に利用されてはいない。)
入射角φによる、大気経路長の比率β(φ)および太陽光の強度モデルi(φ)の計算結果は下記の表５の通りである。図１０cには正規化されたβ(φ)およびi(φ)グラフが図示されている。(図１０cのグラフではi(φ)をIntensity(φ)で表示した)
Figure 2020103034
前記のモデルは極度に単純化させた仮定に依存しているが、実測値を結合させて定数値を決定したので、実質的に地表面に到達する光成分の平均値の強度と見なすこともできる。さらに正確なモデルは、波長の大きさλi別に分解して実測すれば、得ることができることは前記にて既に言及した。特に、光電変換に寄与する波長帯域をより詳しく分析する方が有益であろう。
図１０cを参照すると、φが７０〜７５度の間ではじめて太陽光の強度が半分に落ちるということがわかる。太陽の高度が非常に低い場合でも、本発明の平面鏡を利用した均一な集光を通じて太陽光発電が十分にできることを暗示する。(もちろん、太陽の高度が低いと雲に隠される確率はより高くなる。)
したがって、従来方式では太陽光発電を断念するしかないほど太陽光の強度が小さくても、本発明によって太陽光発電を実行することができる。
以上の通り、本発明の詳細な説明には図面に図示された実施例を参照して、本発明の技術思想と適用可能性を十分に説明した。しかし、前記の実施例は例示的なものに過ぎなく、本技術分野で通常の知識を有した者であれば、これから多様な形態の変形および均等な他の実施例が可能であることが理解できる。したがって、本発明の真の技術的な保護範囲は添付された請求範囲の技術的思想によって定められるべきである。
本発明は太陽光発電に関する技術で、特に発電単価を下げることを技術目的とするところ、当然産業上利用可能である。
本発明は、商業的に利用可能な太陽光発電方法および装置を提供することをその技術目的とする。特に、太陽光の集光、太陽光追跡、太陽電池基板の冷却を結合して太陽光発電の単価を安くし、政府の補助金政策に依存することなく、火力発電や原子力発電など、従来の発電方式と競争できる太陽光発電技術を提供することをその技術目的とする。
アインシュタインによって光電現象が発見されてから既に１世紀を越えており、またアメリカのNASAによって開発された太陽電池が人工衛星に利用されたのも半世紀を越えている。しかしながら、数十年前から知られている太陽電池による発電事業が未だ収益型自立事業として成功的ではない。その最も大きい理由は、高価の太陽電池基板の価格である。２０１３年４月現在の時点における太陽電池基板の価格は、１$/１Wで供給可能なものと報告されている。韓国の場合、電力の供給価格は約０.１$/KWhと報告されているが、１MW級の太陽電池発電設備に必要な太陽電池基板の購入価格と年間の電気生産量(電力売り上げ)を比較すると次の通りである。(韓国の場合、年中で平均して換算すると、一日、平均３.５時間程度ずつ、１KW/m２の太陽光を受けて太陽光発電を遂行することができると報告される。)
１MW級太陽電池基板の価格:１，０００，０００$ ;１$/１W
１MW級太陽電池基板の年間発電量(年間生産された電力価格):１MW×３.５h×３６５日=１，２７７.５MWh/１年(１２７，７５０$/１年)
すなわち、太陽電池基板を購入する費用だけでも７.８年間の電力販売収入が所要され、他の付帯費用(土地費を除いても概略太陽電池基板の価格同様の費用が所要されるものと報告される。)まで考慮すれば、太陽光発電産業は現時点において、それほど魅力的ではない。例外的に、商業的電力価格が高く策定され、日射量の豊富なイタリア、ハワイなどのいくつかの地域は、グリッドパリティ(Grid Parity)に近接しているという報告がある。(Grid Parity:商業的電力価格と太陽光発電単価とが同等に時点;韓国の場合、相対的に電力の供給価格が安く、グリッドパリティの達成はさらに難しい。)
現時点において、韓国を含む各国政府はFIT、RPS等を通して太陽光発電産業を育成しようとしているものの、財政的な負担のため、限界がある。したがって、商業的に自生可能な太陽光発電技術を確保する必要性が求められ、これはすなわち、太陽光発電分野で電力生産単価を安くする技術が必要であることを意味する。
与えられた面積の太陽電池基板でより多くの電力を生産することが重要である。このために、太陽電池セルの光電変換効率を高める試み、太陽電池モジュールの温度上昇を抑制して太陽光発電効率を高める試み、集光を通じて費用対比電力生産を高める試み、安価の太陽電池基板生産の試みなどがなされている。
本発明の技術思想と関係の深い従来技術は、集光および冷却を適用した太陽光発電技術である。
図１a〜図１dは、集光を利用した太陽光発電技術と関連して従来に公開された特許技術の代表図である。順にそれぞれJP２００９-５４５１８６A(図１a)、JP２００３-５３６２４４A(図１b)、JP２００９-５３３８４１A(図１c)、JP２００９-５４５８７７A(図１d)特許の代表図を提示した。図１a、１b、１cはいずれもレンズまたは球面鏡を用いるので、後述する従来技術の問題点を依然として含んでいる(後述する、"課題の解決手段"の"１.平面鏡を利用した集光"部分を参照)。図１dは、たとえ平面鏡を集光に利用する点において本発明の内容と関連性はあるものの、図１dに提示された構造の下では本発明の追求する高い水準の集光は難しい。
図１eは後述する"課題の解決手段"の"１.平面鏡を利用した集光"部分で指摘した従来技術の問題点を説明するために添付した図面である。曲面レンズ、フレネルレンズまたは曲面鏡を利用した従来の場合には、集光されたビームが放射状方向((radial direction)に不均一な光の強度(intensity)を有するようになり、また、集光されたビームの形態が円形の形状を有するため、長方形の形態の太陽電池基板の形態に整合しない問題点がある。
また、図１bなどの集光技術は、光電変換効率は高いが高価であり、小さい面積を有するタンデム型太陽電池セルを利用するためのものであって、このために従来の集光技術は大面積の太陽電池基板に均一な光の強度で集光するに適していない。
冷却と関連した従来技術には、放熱板による空冷式、冷媒が入れられるか流れるHeat Sinkに太陽電池モジュールの後面を接触させた水冷式などの方法があるが、太陽光の入射を妨げないように、主に太陽電池基板の後面だけを冷却し、冷媒が太陽電池基板の外部表面に直接接触しなく、したがって冷却効率が非常に不十分である。
特開２００９−５４５１８６号公報 特開２００３−５３６２４４号公報 特開２００９−５３３８４１号公報 特開２００９−５４５８７７号公報
本発明が解決しようとする課題は、太陽光発電単価を安くして、公共分野の支援政策がなくても太陽光発電事業を商業的に実施できるようにすることである。すなわち、一定面積の太陽電池基板から多くの電力を生産することができる方法および装置を提供することを、その技術目的とする。
本発明の課題の解決手段は、次の三つの主な技術思想を選択的に結合するものである。
１.平面鏡を利用した集光
従来技術である集光レンズまたは凹面鏡を利用した集光技術の問題点は次の通りである。
(１)高精度が要求されるため、製造が難しく、高価である、(２)長方形の形状である太陽電池基板と、通常円形である集光されたビーム(凸レンズ、フレネルレンズまたは放物線曲面を利用した凹面鏡を利用して集光させる)の形状が整合しない、(３)集光器の重量が重い、(４)集光された太陽光の光の強度が放射状方向(radial direction)で不均一である、などである。(図１e参照)
集光されたビームの光の強度が不均一であるということは、太陽光発電に悪影響を及ぼす。太陽光発電と区別される太陽熱集熱装置の場合には、集光されたビームの光の強度が均一でなくてもそれほど問題視されない。太陽熱を利用する場合には、太陽熱集熱器に至る集光された太陽光光量の総量だけが関心事であり、集光された太陽光ビームの均一度は性能にさほど影響を及ぼさないためである。しかし、太陽光発電の場合には集光された太陽光ビームの均一度が性能に非常に重要な影響を及ぼす。それは、直列連結された単位セルの出力電流は直列連結された単位セルの出力電流のうち、最も小さい値によって決定されるためであり、各単位セルの出力電流は各単位セルに入射される太陽光の局地的な光の強度に比例するためである。
本発明は、太陽電池基板の形状(長方形)に整合するように、長方形の平面鏡で均一な反射光を太陽電池基板に重ね合わせて集光することによって、前記従来技術の集光方式による問題点を容易かつ安価な費用で回避することができる。
２.太陽光追跡方式
本発明は集光による太陽光発電方式であるので、太陽光追跡方式を共に適用してはじめて高い効率を得ることができる。太陽光追跡システムは当技術分野で古くから公知された技術で、商業的に利用可能なシステムである。
３.冷却
太陽光を集光しない通常のシリコン系太陽電池モジュールの場合にも、夏季の真昼には摂氏６０〜７０度以上の高温に上がり、摂氏１度ずつ上がるたびに光電変換効率が一定比率（約０．５％ずつ）で減少すると報告されている。本発明によって太陽電池基板に数倍〜数十倍まで太陽光が集光されると温度上昇および光電変換効率の急速な下落は避けられないであろう。本発明者の予測は次の通りである。温度上昇に最も敏感で光電変換効率に最も大きい影響を及ぼす部分は半導体層であろう。従来の冷却方式は、半導体層から相対的にはるかに遠く離れた後面の外部表面を冷却する方法である。このような方法では、太陽光を吸収して自由電子を生成して光電変換効率に最も大きい影響を及ぼす、半導体層の温度上昇を効果的に防ぐことができない。
本発明の一実施例は冷媒が入った容器中に太陽電池基板を配置することを提案する。太陽電池基板の受光面は太陽光が透過する透明な窓に対向して配置される。冷媒の好ましい例は水(冷却水)である。この冷却水の対流が円滑になされるように、太陽電池基板は前記透明な窓の内側面と適正の間隔で離隔するように配置されるものの、その間隔は冷却水によって吸収される太陽光の光量が最小化するように小さく設定する。
比熱の大きい冷却水が太陽電池基板の全体外部表面(前面と後面)と直接的に接触するので、従来方式の冷却技術より顕著に高い冷却効率を有するはずである。
１.太陽光発電単価を安くする。すなわち、太陽光発電設備、維持および保守に同一の費用を投入する時、従来方式と比べて、より多くの電力を生産する。平面鏡は集光に必要な従来技術の手段(レンズ、曲面鏡など)よりはるかに安価で、軽く、大量生産が可能である。
２.太陽電池基板の劣化を防止して寿命を延長させる。これは太陽電池基板が冷却用容器の内部に配置される実施例から得ることができる追加の効果である。
３.太陽光の強度が低い条件(朝と遅い午後、冬、高緯度地域、雲や霧がかかった天気)においても各太陽電池基板に十分な光の強度を照射することができる。平面鏡の数を十分に増やせば、太陽光の強度が非常に低い場合にも太陽が天井にある時の太陽光の強度以上に太陽電池基板上に均一に太陽光を集光することができるからである。
４.精度が低くても太陽電池基板全体に均一な光の強度の集光を容易に実施することができる。これは平面鏡の縦と横の幅を、後述する
m x =p x ×f(θ x ) およびm y =p y ×f(θ y )で与えられる値より大きく所定の値をマージンで付け加えることによって得ることができる効果である。前記マージンの大きさが大きいほど、要求される精度はさらに低くても構わない。(図４、５の内容を通じて、通常の技術者が容易にその理由を把握することができる。)
集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 集光を利用した太陽光発電関連先行特許の代表図。 レンズや曲面鏡を利用した従来集光技術の問題点を説明するための図面。 本発明の平面鏡を利用した集光方式および太陽光追跡システムを説明するための図面。 本発明の容器(Housing)を利用した冷却方式および平面鏡(Mirror)を利用した集光方式を共に説明するための図面(本発明の代表図)。 本発明の平面鏡による集光能力の計算過程および大きさ関係を説明するための図面。 本発明の平面鏡による集光能力の計算過程および大きさ関係を説明するための図面。 図２の平面鏡２４個の配置およびx-y対称である場合を仮定して集光能力計算過程を説明するための図面。 本発明の冷却用容器(Housing)を詳細に説明するための図面。 図２の実施例と異なる形態のフレーム形態を提示し、フレームの重心(Q)に関して説明するための図面。 補助太陽電池基板(Supplementary Panel)を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽の高度変化による大気層通過距離の計算および太陽光の強度の高度変化による減殺を説明するための図面。 太陽電池基板と平面鏡が配列された構造物の間の距離変化による集光能力変化を計算したグラフ。 冷却水の中に浸った太陽光電池モジュールの熱量放出能力を説明するための図面。 冷却水の中に浸った太陽光電池モジュールの熱量放出能力を説明するための図面。
本発明は平面鏡による集光、前記集光のための太陽光追跡、集光による熱を冷却する方式を適用して同一の太陽電池基板で最大限の電力を生産する方法および装置を提供し、例示的な実施例は添付された図面を参照して詳細に説明する。図２は平面鏡による均一な集光および前記集光のための太陽光追跡方法を直観的に理解できるように提示した図面であり、図３は集光による熱を冷却する方法の一例を示したものである。
図２を参照して説明すると、次の通りである。
太陽電池基板(Photovoltaic Panel)はその受光面が太陽光の入射方向に、垂直に太陽を背にした状態で配置される。すなわち、太陽光の進行方向を+z軸とした時、太陽電池基板の受光面側の法線は+z軸方向である。ここで、一つ確かめておきたい。太陽光進行方向の単位ベクトルが(０、０、１)である時、太陽電池基板受光面の法線方向の単位ベクトルも(０、０、１)で配置した方が最もよく、効率的であり、計算も容易である。しかし、本発明の請求範囲では、本発明の請求範囲を回避するための試みを防止するために、太陽電池基板受光面の法線方向の単位ベクトルに対して前記のように、(０、０、１)に限定はしない。
複数の平面鏡(Flat Mirror)等のそれぞれは、その反射面が太陽と対向し、それぞれ、x軸方向およびy軸方向に適当な角度で傾いたまま固定され、入射される太陽光を太陽電池基板に均一な強度の反射光として反射する。それぞれの平面鏡はその位置により大きさと方向とが異なって設定されるか、それらの反射光が太陽電池基板の受光面を完全に覆う程度に設定されるべきである。
本発明の請求範囲を限定する根拠を挙げるために、さらに説明する。太陽電池基板の受光面は太陽を背にした状態で配置されることが本発明の主要旨である。これを次のように表現したい。"太陽光進行方向の単位ベクトルが(０、０、１)である時、太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルのz軸成分は正数である。"そうでないと(太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルのz軸成分が負数であるか０であることを意味し、これはすなわち、太陽電池基板の受光面が太陽と対向しているか太陽光進行方向と平行していることを意味する。)、平面鏡を利用した均一な光の強度の集光を高い水準に引き上げるのが非常に難しいためである。これは平面幾何学を使って容易に把握できる内容であるのでその詳しい説明は省略する。
本発明の集光技術を適用すれば大面積の太陽電池基板に均一かつ高い水準で集光された太陽光を容易に投射することができる。集光の程度は平面鏡の数を調整して容易に調節できる。冬季(朝、晩)に備えて平面鏡の数を余裕を持って設置し、夏季(真昼)に太陽光の強度が過度に高い時は、そのうちのいくつかを不透明な物で覆うか、その方向を変更するなどの方法によって集光の程度(入射光強度)を可変にすることもできる。このために、前記平面鏡のうち、集光に用いられる平面鏡の個数を可変にできる別途の手段をさらに具備してもよい。
フレーム(Frame)は、太陽電池基板と複数の平面鏡を太陽光進行方向に対して前記の位置関係が維持されるように固定する。フレームはまた、水平および垂直の２軸方向に回転する太陽光追跡システム(Rotation Mechanics)に連結される。
太陽光追跡システム(Rotation Mechanics)は、太陽の位置変化にしたがって水平および垂直の２軸方向にフレームを回転させ、これによって前記フレーム上に固定された太陽電池基板と平面鏡の集光のための配置関係が維持されるようにする。
柱(Post)は前記構成要素(フレーム、太陽光追跡システム、太陽電池基板、平面鏡)の重量を支持し、主に地面に固定されるが移動可能に設計することもできる。
図３を参照にして冷却方式の一実施例を説明する。
図２の実施例のように、２４個の平面鏡を用いる場合、太陽電池基板に入射される太陽光の強度は通常の場合より２０倍以上となり得る。このような強い入射光によって太陽電池基板は短時間に温度が上昇し、特に結晶質シリコン(Si)系の太陽電池は高い温度では機能が喪失されてしまう。したがって、少なくとも結晶質シリコン(Si)系太陽電池の場合には必ず冷却が必要である。
最も効果的な方法は図３に例示された通り、太陽光が透過できる透明な窓(Window)を有する容器(Housing)の内部に太陽電池基板を配置し、容器内部の残りの空間を冷媒(最も代表的には水)で満たすことである。冷媒を容器の内部/外部に流入/流出させるとさらに効果的である。
冷媒が容器の内部/外部に流入/流出しない時でも容器内部で溶媒が循環するように循環器(図７、９のCirculator)を具備することも考慮し得る。冷媒の流入/流出および強制循環方式ではないとしても、冷媒の質量が充分であれば冷媒自体の熱的対流によって太陽電池基板の少なくとも外部表面を一定の温度範囲で冷却させることができる。
図４、５、６を参照して太陽電池基板と平面鏡との間の位置関係、大きさ、反射光の強度に対してより詳しく説明する。
図４において、太陽光の進行方向を+z軸方向と仮定する。太陽電池基板の受光面は+z軸方向に向かっており(すなわち、太陽電池基板の受光面は太陽を背にしている。)、その受光面の中心Pが(０、０、０)に位置すると仮定する。
平面鏡の反射面は-z軸方向に向かっており、反射面の中心Mが(０、d、l)に位置し、線分PMとz軸とがなす角度が２θである時、平面鏡による反射光が太陽電池基板全体を覆うとすれば、その平面鏡はx軸に平行した直線(y=d、z=l)を中心にθだけ回転して傾いた状態でいなければならない(以降このような回転を、回転の中心軸方向にかかわらず、“θy”と呼ぶ。同様に、太陽電池基板の受光面の中心と平面鏡の反射面の中心との間のx軸方向の離隔により傾くべき平面鏡の角度は、“θx”と呼ぶ。)
その時の関係を整理すると、tan２θ=d/l、f(θ)=m/p、cosθ=b/mの関係が成立する。(ここで、pは太陽電池基板のy軸方向の幅、mは平面鏡のy軸方向の幅、bは平面鏡によって反射されて太陽電池基板に入射される太陽光(Sun Beam)のy軸方向の幅を意味する。
したがって、一辺の長さがpである太陽電池パネルを反射光で完全に覆うためには、平面鏡の該当辺の長さが最小値m=p×f(θ)であり、その時入射される太陽光の該当辺の光幅はb= m×cosθ = p×f(θ)×cosθである。
前記関係はx軸方向に離隔された平面鏡をみても同一に適用される。
したがって、x軸方向にθxだけ、y軸方向にθyだけ傾いた平面鏡(Mirror)の反射光の場合、bx×by= {p x ×f(θ x )×cosθ x }×{p y ×f(θ y )×cosθ y }の広さで入射される太陽光をpx×pyの広さを有する太陽電池基板に均一に反射させるので、前記(θx、θy)だけ傾いた平面鏡の集光能力G(θ x , θ y )は次のように与えられる
(θx、θy)に傾いた平面鏡の集光能力 G(θ x , θ y ) = f(θ x )×cosθ x ×f(θ y )×cosθ y
より具体化させた例を挙げて前記集光能力を説明すれば下記の通りである。
ある平面鏡の反射面の重点Mが(dx、dy、l)に位置し、太陽電池パネル(Panel)の受光面の重点Pが(０、０、０)に位置する時、線分PMとz軸とがなす角度はyz平面から見た時は２θyで、xz平面から見た時は２θxであり、それらの間には次の関係が成立する。
tan２θy=dy/l、f(θ y )=m y /p y 、cosθy=by/my
tan２θx=dx/l、f(θ x )=m x /p x 、cosθx=bx/mx
前記の数式関係は、太陽電池基板の(横×縦)大きさがpx×pyの時、平面鏡の必要最小(横×縦)大きさは、mx×my= p x ×f(θ x )×p y ×f(θ y )となり、その時、前記平面鏡によって反射されて太陽電池基板に均一に入射される太陽光は、反射される前の元来の太陽光の進行方向に垂直の長方形平面bx×by= {p x ×f(θ x )×cosθ x }×{p y ×f(θ y )×cosθ y }に入射される光量を太陽電池基板の面積px×pyに均一に投射するということを意味する。
したがって、このように(θx、θy)に傾いた平面鏡の集光能力G(θ x , θ y )はG(θ x , θ y ) = f(θ x )×cosθ x ×f(θ y )×cosθ y である。
図５、６を参照して図２の２４個の平面鏡がどの程度の光量の太陽光を集光するのか詳察することにする。計算の便宜上px=py=p、すなわち太陽電池基板(Panel)が正方形の形態であり、平面鏡(Mirror)の配列がx-y平面で対称的に配列されたと仮定する。そうすると、図６のように、２４個の平面鏡はG１〜G５の５つの集光能力を有する。
図５でd１=１.２p、d２=２.４pに設定し、L=３p、５p、０.５pである時のそれぞれの集光能力を計算すると次の通りである。
L=５pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/５)=１３.５０度、θ１=６.７５度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/５)=２５.６４度、θ２=１２.８２度
G１の集光能力: G1 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×1 = f(θ 1 )×cosθ 1 (４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力: G2 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×1 = f(θ 2 )×cosθ 2 (４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力: G3 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 1 )×cosθ 1 (４個)
G４の集光能力: G4 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (８個)
G５の集光能力: G5 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (４個)
L=５pの時、２４個の平面鏡(Mirror)は入射光をG = 4×(G1+G2+G3+G5)+8×G4倍で集光する。(但し、 θ 1 =6.75 度, θ 2 =12.82 度) (前記対称的な配列条件下)
L=３pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/３)=２１.８０度、θ１=１０.９０度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/３)=３８.６６度、θ２=１９.３３度
G１の集光能力: G1 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×1 = f(θ 1 )×cosθ 1 (４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力: G2 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×1 = f(θ 2 )×cosθ 2 (４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力: G3 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 1 )×cosθ 1 (４個)
G４の集光能力: G4 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (８個)
G５の集光能力: G5 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (４個)
L=３pの時、２４個の平面鏡は入射光をG = 4×(G1+G2+G3+G5)+8×G4 倍で集光する(但し、θ 1 =10.90 度, θ 2 =19.33 度)。 (前記対称的な配列条件下)
L=０.５pの時、
２θx１=２θy１=２θ１=arctan(d１/L)=arctan(１.２/５)=６７.３８度、θ１=３３.６９度
２θx２=２θy２=２θ２=arctan(d２/L)=arctan(２.４/５)=７８.２３度、θ２=３９.１２度
G１の集光能力: G1 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×1 = f(θ 1 )×cosθ 1 (４個);(θx１、θy１中の一つは０度)
G２の集光能力: G2 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×1 =f(θ 2 )×cosθ 2 (４個);(θx２、θy２中の一つは０度)
G３の集光能力: G3 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 1 )×cosθ 1 (４個)
G４の集光能力: G4 = f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (８個)
G５の集光能力: G5 = f(θ 2 )×cosθ 2 ×f(θ 2 )×cosθ 2 (４個)
L=０.５pの時、２４個の平面鏡(Mirror)は入射光をG = 4×(G1+G2+G3+G5)+8×G4 倍で集光する(但し、θ 1 =33.69 度, θ 2 =39.12 度)。(前記対称的な配列条件下)
L=０.２５pである場合を代入してみる。L=０.２５pでその他の条件(d１、d２の大きさ)も前記の例と同じであるとすれば、θ１=θ1=39.12度、θ２=４２.０３度で、G１〜G５の集光能力はそれぞれ上記Ｌ＝３ｐ、Ｌ＝５ｐおよびＬ＝０．５Ｐの場合と同じであり、２４個の鏡の総集光能力はG = 4×(G1+G2+G3+G5)+8×G4 となる(但し、θ 1 =39.12 度, θ 2 =42.03 度)。
Lが無限大の大きさを有すると(θ１、θ２がすべて０度に収束)、G１〜G５の集光能力はすべて１となるので、図２、６の２４個の平面鏡による総集光能力は２４である。
しかし、総集光能力を高めるためにLを大きく設定するのは非常に非効率的な方法である。それは、Lの大きさが５p(５pは図２の２４個の平面鏡がなす反射体構造物の横、縦幅と概略同じである。)を越えると、本太陽光発電システムの構造物の体積(正確にはz軸方向の長さ)が大きくなるが、それに反して総集光能力の増加はそれほど大きくないからである。複数の平面鏡の複数の反射面中心がなす平面までの距離Lをできるだけ小さくし、その代わりに平面鏡の数を増やすことがより容易で効果的である。(前記にて、複数の平面鏡の複数の反射面中心略同じ平面にあると近似させることができる。しかし、複数の平面鏡の複数の反射面中心が厳密に同一平面にあるべきであるという意味ではない。)
平面鏡の数を増やすことは、図２の平面鏡の外郭に２４個の平面鏡をさらに配置することによって簡単に遂行することができる。すなわち、図２では平面鏡の周りに平面鏡が二重に取り囲まれているが(８個+１６個)、必要によっては３番目の外郭ラインに新しく２４個の平面鏡をさらに配置することができる。
合わせて、複数の平面鏡はすべて、それぞれ太陽電池基板の受光面に常に均一な反射光を投射するので、用いられる平面鏡の数と配置位置にかかわらず、太陽電池基板の受光面には常に均一に集光された太陽光が投射される。
前記のような条件(正方形の太陽電池基板(p×p)、d１=１.２p、d２=２.４p)で、L=αpとし、０.１≦α≦１０の範囲で図６の２４個の平面鏡の集光能力を計算して下記の表１と図１０dのグラフに提示した。
(ここで、G1= f(θ 1 )×cosθ 1 , G2= f(θ 2 )×cosθ 2 , G3= f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 1 )×cosθ 1 , G4= f(θ 1 )×cosθ 1 ×f(θ 2 )×cosθ 2 , and G5= f(θ 2 )×cosθ 2 ×f(θ 2 )×cosθ 2 であり、２θ１=arctan(d１/L)、２θ２=arctan(d２/L)の関係があることはすでに説明した。)
表１
Figure 2020103034
図１０dのグラフからαを０.５〜５の間の範囲で設定するのが合理的で現実的であることは誰しも把握できるはずである。
平面鏡の反射面中心がすべて同一平面上にある必要はないことは前述の通りである。かえって、平面鏡の中心は適当に離れた２以上の仮想の平面に交互に分かれて配置された方がよリ効果的であり得る。このような構成による平面鏡間の空いた空間に風の流れが円滑になり、平面鏡やフレームが強風によりよく耐えることができるからである。前記の実施例においてd１=１.２p、d２=２.４pのように平面鏡間の間隔に十分な距離を設けたのも、このような風による影響を減らさなければならないということを考慮して設定したのである。(事実、これよりさらに重要な理由は、後述するように、整列誤差を克服するために、平面鏡は必要最小幅より十分なマージンを有するように設定されなければならないためである。)
平面鏡の一辺の幅mは、要求される最小の大きさp×f(θ) より若干大きい方がよい。その理由は、平面鏡の整列誤差、太陽電池基板の整列誤差、太陽光追跡システムの稼動誤差などにもかかわらず、反射光が太陽電池基板の受光面を常に完全に覆うことができるからである。
平面鏡を利用した太陽光集光に対しては、これで十分に説明した。
以下、冷却方式に対してより詳しく説明する。
前述の通り、図２の２４個の平面鏡を利用すれば、太陽電池基板(Panel)と平面鏡(Mirror)の間のz軸方向距離Lによって８〜２４倍で集光することができる。(現実的には１０〜２２倍で集光するのが合理的である。)この場合、特に結晶質シリコン(Si)系列の太陽電池は、集光による温度上昇のため、冷却なしでは正常に電力を生産することができない。
太陽電池基板を冷却する場合、電力生産効率が上がることは広く知られた現象である。集光しない場合でも結晶質シリコン(Si)系列の太陽電池モジュールは、真夏の晴れた天気には摂氏６０〜７０度まで温度が上昇し、摂氏１度ずつ上昇するたびに光電変換効率は一定の割合で低下し、摂氏１００度以上となると機能が停止すると報告される。本発明の実施例のように、入射される太陽光を１０倍以上で集光する場合には、太陽電池基板の冷却、特に結晶質シリコン系太陽電池基板の冷却は必須であるため、費用が多少増加するとしても冷却効率を画期的に上げる必要がある。
本発明のさらに他の観点は前記のような事実を背景とする。
図７を参照して本発明の冷却方式に関する好ましい実施例を説明する。
太陽電池基板は支持台(Holder)によって密閉された容器(Housing)の中に分離可能に設置される。太陽電池基板の受光面の前には平面鏡によって反射した太陽光が透過できるように透明な窓(Window)が容器から分離可能に備えられる。(太陽電池基板および窓を分離可能に設計する理由は、部品の取替えや修理、水苔や沈澱物などの不純物の除去など、メンテナンスに便利であるからである。)
前記容器は窓と共に結合して内部を密閉させる。
容器には冷媒(代表的には水)が流入/流出するバルブ(Inlet、Outlet)が備えられる。容器にはさらに、太陽電池基板に属する２個以上の電力線、冷媒循環器(Circulator)、必要によって追加され得る温度センサなどの各種センサや制御器などに伴われる各種電気配線を容器の外部に取り出せるように別途の穴が形成されている。容器が、全体として冷媒が漏れないように密封されることはいうまでもない。
冷媒として水を用いるのは、安価で、容易に入手でき、大量に存在し、環境に無害であるだけでなく、最も比熱が大きい物質中の一つであるからである。比熱が大きいとは、太陽電池基板の温度上昇を抑制するのに効果が大きいことを意味する(従来の空冷式冷却法は冷却効率が非常に不充分である。)。本発明の実施例は、冷媒である水が太陽電池基板の両側の表面と直接的に接触しているので、太陽電池基板の後面だけを冷却する従来の水冷式冷却法よりも冷却効率を遥かに向上させる。
最も太陽電池基板が水の中に浸った状態となるので、絶縁に細心の注意が必要で、追加の費用もかかるはずである。しかしながら、現在の技術水準で十分に克服することができ、これに追加される費用を考慮しても、本発明の冷却方法は十分に経済的効用性を有してある。
太陽電池基板、端子および電気配線はその全体を絶縁体で囲み、特に受光面を覆う絶縁体は(特に光電変換に寄与する波長帯域の光に対して)、優秀な透過性を有さなければならない。前記絶縁体は優秀な絶縁性はもちろん、できるかぎり高い熱伝達効率を有する方がよい。絶縁体の厚さは熱伝達効率を上げるためにできるだけ薄い方がよいが、絶縁性および耐久性を悪化させない程度の厚さがよい。
窓(Window)の内部面と太陽電池基板の受光面とはできる限り近く配置する。これは冷媒(冷却水)によって吸収される太陽光の光量を減らすためである。しかし、太陽電池基板の受光面付近の冷媒(冷却水)が対流し難いほど近く配置することは避ける。
冷媒が水である場合を仮定して冷却水の取替え周期を計算してみる。太陽電池基板の受光面面積がAであれば、容器の窓面積はAより大きくなければならない。しかし、取りあえず、窓を含む容器(Housing)の断面積をAと仮定する。容器の内部の厚さをDとする時、容器内に収容される冷却水の体積はADである(太陽電池基板などが占める体積は無視できる。)。冷却水の温度が摂氏２０度から摂氏５０度まで上昇(△T=３０K)するのに時間tが所要されるとすれば次の数式が成立する。
△Q=ADρσ△T= GI０At
前記数式は、容器内の水の温度を３０度上げるのに必要なエネルギー量と太陽電池基板に入射される反射光によって流入されるエネルギー量とが同じであることを意味する。
ここで、ρ=１g/cm３(水の密度)、σ=４.２J/gK(水の比熱)であり、ＧI０は太陽電池基板に入射される集光された反射光の強度であって、Ｇは図２の２４個の平面鏡による集光能力を意味し、その大きさは８〜２４(現実的には１０〜２２)の値を有することが分かった。I０は太陽光の強度であって、地表面上で最も大きい値であるAM１=９２５W/m２(晴れた日に天井にある太陽から放射される太陽光の強度)を適用すれば充分である。(前記の条件が温度上昇と関連しては最悪の条件である。)
前記の数式に前記の数値を代入して整理すれば、t=(D/Ｇ)×(１３６２)(sec/cm)[秒]の関係が成立する。
図１０dから現実的な最悪の状況(温度上昇の側面で)は、α=２２程度であることがわかる。この値を代入すれば、t=(D)(６１.９)(sec/cm)[秒]となる。
前記の数式は容器の内部幅Dが１０cmの時、温度が３０度上昇するのに６１９秒(１０分以上)が所要されることを意味する。Dを６０cmに設計すると、１時間以上冷却水を取替えなくても冷却水の温度を最大設定値(摂氏５０度)以内に維持できるという意味である。
Dを小さく設計して冷却水の取替えを頻繁にするかまたはDを大きく設計して冷却水の取替えをあまりしないようにするかの可否は、容器の重さ、維持費用などを考慮して実施者が選択することができる。適当な周期で適当な量の冷却水を流したり、温度センサーを付けて冷却水の循環速度を制御することによって容器内部の冷却水の温度を非常に小さい一定の範囲以内に維持することも難しくない。
容器(Housing)には冷媒が流入/流出するバルブ(Inlet、Outlet)がさらに備えられることは前述した通りである。また、冷媒を容器内で強制循環させる循環器(Circulator)がさらに備えられることも前期で説明した。循環器(Circulator)は回転するファンまたは噴射装置などで具現することができる。循環器(Circulator)は太陽電池基板(Panel)の受光面付近の冷却水の温度が、他の部分の冷却水の温度より高く上昇することを防止するのに有用である。しかし、循環器は必ずしも必要なものではなく、冷却水の熱的対流による熱の分散を利用してもよい。
次いで、図１１a、１１bを参照して、冷却水に浸った太陽電池基板が果たして集光された太陽光の入射を受けて得た熱量だけの熱量を冷媒に放出することができるかについて、計算してみる。図１１aは結晶系シリコン(Si)を利用した太陽電池モジュールの一般的な構造である。
密封材の熱伝導度はk１、前面透明基板までの密封材の厚さはd１、、前面透明基板の熱伝導度はk２、前面透明基板の厚さはd２と仮定すると、密封材の前面側への熱抵抗はR１=d１/k１、前面透明基板の熱抵抗はR２=d２/k２である。したがって、太陽電池素子から前面側冷却水まで達する経路の総熱抵抗はR=R１+R２=d１/k２+d２/k２であり、熱量の伝達はQ=A(△T)t/Rで求めることができる。(ここで、△Tは冷却水と太陽電池素子表面の温度差、tは熱量の流れた時間である。)
d１=２mm、d２=５mm、k１=１W/mK(熱伝導度が非常に高い種類の樹脂)、k２=０.８W/mK(一般のガラス)、△T=１０Kと仮定すると(太陽電池素子の温度は摂氏６０度、冷却水の温度は摂氏５０度であると仮定)、総熱抵抗はR=８.２５×１０-３(m２K/W)であり、(△Q)/tA=(△T)/R=１，２１２W/m２である。すなわち、１m２当たり１，２１２Wの仕事率で前面側に熱量を放出することができるという意味である。太陽電池モジュールの後面側は透明である必要がないので、後面側への熱抵抗を前面側の熱抵抗よりさらに小さく設計することができる。(例えば後面基板は、前面透明基板として最も多く利用される板ガラスより熱伝導度がはるかに高い、金属板で構成することもできる。)
したがって、少なくとも図１１aの実施例および前記変数値（ｄ１、ｄ２、ｋ１、ｋ２、△T）の指定によっても前、後面側をすべて考慮すれば、熱放出能力は少なくとも２×１，２１２=２，４２４W/m２以上であることがわかる。d１、d２を小さくして、k１、k２は大きく選択することによって、総熱抵抗Rをさらに小さくすることができる。(すなわち、冷却水側への熱放出能力をさらに大きくすることができる。)
また、冷却水の温度が低くて△Tが大きいと、それだけさらに熱量放出がよくなされる。
図１１bは薄膜型太陽電池(アモルファスシリコン、CdTe、CIGSなど)モジュールの一般的な構造であるが、前面側の透明な樹脂が不要であるので、図１１aの場合、より総熱抵抗をさらに減らすことができる。図１１bの場合には、図１１aの場合とは違って密封材(一般的に高分子樹脂)が不透明であってもよいので、熱伝導度kを大きく設定するための選択の幅がさらに広い点も有利に作用する。
一方、熱伝導度kが７W/mKに達する高分子樹脂が市販されているので、前記実施例の仮定より総熱抵抗を減らすことは現在の技術水準で難しくない。
前記にて、冷却水に浸った状態の太陽電池モジュールが、集光された太陽光から受ける熱量同様の熱量を冷却水に放出できることを十分に考察した。
冷却水による太陽光の吸収を最小化するために太陽電池基板の受光面と窓(Window)の内面はできるだけ近く配置する。しかし、前記両表面間の距離が近すぎて冷却水の対流に困難があっては困る。太陽電池基板の受光面付近で温度の上昇した冷却水が十分に対流できなければならないからである。
冷却水には気泡の発生を抑制する消泡剤を少量添加することもできる。これは冷却水の中に漂う気泡が多くなると太陽電池基板に入射する太陽光の進路が妨げられるからである。
気温が零下に落ちる時は冷却水に不凍液を一定比率混ぜることもできる。しかし、環境に対する悪影響、太陽光システムの腐食増加、不凍液購入と管理に必要な追加費用などの問題を考慮すると、できるだけ純粋な水を冷却水に使用した方が最もよい。太陽光の照り付ける晴れた日の昼間の間(電力の生産期間)には平面鏡(Mirro)の集光による熱のため、冷却水が凍ることはなかなかない。冷却水が凍る時に発生する問題点は、気温が零下に落ちた朝、氷によって太陽電池基板(Panel)に入射される太陽光の進路が妨げられ電力生産効率が落ちることである。さらに問題となるのは、水が凍る時に発生する体積膨張によって容器やバルブ、ホースなどの内部の圧力が大きくなり、これにより、機械的破損が発生する可能性があるという点である。このような問題は、電力生産を停止した(稼動が中断された)、すなわち、太陽光の照り付けない時間(夜、曇った日)の間に主に発生する。
しかし、冷却水が純粋な水である場合であっても機械的破損を防止する方法が全くないことはない。気温が零下に落ちていく夜または太陽光の照り付け可能性が殆どない零下の曇った日には、容器やバルブ、冷却水流入/流出管など、システム内部の冷却水をすべて抜き出して空っぽにしておき、太陽光が照り付けはじめて発電を始める直前に冷却水を満たせば、冷却水が凍って太陽光発電の稼動が遅滞する問題および体積膨張による機械的破損などの前記で言及した問題点を解決することができる。集光による熱により窓などにかかった薄い氷は直ぐに溶け出す。
図７のように,太陽電池基板が容器内部に設置されて容器によって保護されるので、太陽電池基板をさらに薄くさせることもでき(機械的強度が許される範囲内で)、従来大気中に露出された状態でいる時発生する劣化(主に、紫外線などの短波長放射線への露出、温度変化などに起因する。)を減少させることができる。
図８を参照して図２と関連したさらに他の実施例を説明する。
図８には、それぞれ１個の太陽電池基板と２４個の平面鏡とを配列した４個のサブフレームが図示されているが、この場合、図２に図示されたものとは異なり、太陽追跡システム(Rotation Machine)はフレームの重心Qに連結するのが最もよい。その理由は、全体フレームの重心に太陽追跡システムが連結される時、フレームを回転させるのに必要な駆動力が最小化され、重力や風などによる機械的疲労度を最小化させることができるからである。図２の場合にもフレームの重心を探して太陽追跡システムに連結した方がさらによいことはいうまでもない。
また、フレームの形状が太陽光の進路を妨げないように設計すべきであることも当然のことである。
図９に示されたように、平面鏡によって反射されて集光された太陽光の入射を受ける太陽電池基板(または冷却用容器)の裏面には、別の補助太陽電池基板(Supplementary Panel)をさらに具備することもできる。これは既設置された太陽光追跡システムを利用でき、また、太陽電池基板(Panel)や容器の後面に入射される太陽光が無駄に捨てられ。かえって温度上昇だけを誘発するからである(前記実施例の場合には、少なくとも補助太陽電池基板の変換効率に該当する量だけのエネルギーが電力の形態で外部に抜け出る。)
図示していないが、光電変換に寄与しない波長帯駅の光を取り除くために窓(Window)および/または平面鏡(Mirror)の表面に光フィルター層をさらに具備することができる。これは温度上昇と太陽電池基板(Panel)などの劣化を抑制する追加的な効果を有する。帯域通過光フィルターは平面鏡に付着した方が最も好ましい。平面鏡が受ける太陽光の強度は最大値がAM１(９２５W/m２)であるので、熱や強い光による光フィルターの劣化を最小化することができるからである。しかし、この場合には光フィルターの必要量が増加するため、価格の面では不利である。光フィルターを容器の窓(Window)に付着する場合はこれと反対である。光フィルターを太陽電池基板の受光面上に付着することができる。
しかし、これは最もよくない方法である。太陽電池基板の受光面に直接接触した物体(光フィルター)に熱量が蓄積されることを意味するからである。また、光フィルターと類似の機能を遂行する物質(例えば、染料)を容器内部の冷媒に混合することもできる。光フィルターの使用はその位置による前記４つの場合(平面鏡、窓、太陽電池基板、冷媒)のうち、単独でまたは２以上を結合して採択することができる。
入射光(特に、光電変換に寄与する波長帯駅の入射光)に対して、平面鏡(Mirror)は高い反射率、低い透過率および低い吸収率を有さなければならず、窓(Window)は低い反射率、高い透過率および低い吸収率を有さなければならない。
本発明の技術思想に対していくつか付け加える。
１.本発明の実施例は商業的に市販されている結晶質シリコン(Si)系太陽電池を念頭に置いて記述された。しかし、アモルファスシリコン、CIS、CIGS、CdTeなどの薄膜太陽電池、ＩＩＩ−Ｖ族またはＩＩ−ＶＩ族元素からなる化合物多重接合太陽電池、陽子構造を有する太陽電池、染料感応太陽電池、有機薄膜太陽電池、プラズモン太陽電池など、その他の太陽電池基板にも本発明の実施例を適用することができることは自明である。
２.本発明の冷却システムはシリコン(Si)系太陽電池において、必須的に要求されると予想される。しかし、温度上昇に光電変換効率がそれほど落ちない種類の太陽電池基板を用いる場合には、本発明の実施例で明らかにした冷却装置が必ずしも必要ではない。
３.本発明の集光および太陽追跡システムを利用した太陽光発電方法は、生産される電流(すなわち、電力)が入射される光量(または光の強度;intensity)に比例するという、アインシュタインが発見した光電効果の一般原理に立脚したものである(入射される太陽光の強度にかかわらず、太陽電池基板内部の単位セルの直列連結の数に比例して出力電圧は一義的に決定されるので、太陽電池基板から出る出力電圧と出力電流は正比例する。)。しかし、入射される光量(光の強度)が引き続き大きくなっていくとしても、太陽電池基板はそれに比例して出力電流(電力)値をいつまでも高くしていくわけにはいかないであろう。おそらく、入射光量(強度)がある一定の値以上となると、光の強度(intensity)が増加し続いても太陽電池基板の出力電流(電力)はある一定の値に収束するか(飽和現象、saturation)、または増加率dp/di値が小さくなる現象が発生すると予測される(前記において、pは電力、iは光の強度を意味する。)。しかし、前記の電流(電力)飽和値または光の強度による出力電流の変化率dp/diの様相は太陽電池基板をなす半導体物質の種類、半導体層の厚さ、ドープ濃度、空乏層の厚さ、積層構造などの製造方法や構造によって異なってくる。最も簡単な方法は、半導体層(アクティブ層または機能層)の厚さを厚くすることである。公開特許KR１０-２００７-０００４９２８A(WO２００５-０９６３９４A１に対応)の１０〜１２行目には、"...入射する放射線は各機能層によって吸収されることができ、この時、それぞれの機能層の厚さは前記機能層にて吸収される放射電力(radiated power)の比率を決定し..."と記載され、半導体アクティブ層(機能層)の厚さが厚いほど光をさらに多く吸収して電流をさらに多く生成することを明らかにしており、前記に記載された通り、前記電力の飽和値または出力電流の変化率dp/diの様相が半導体層の厚さと関連すると考えた本発明者の予想を裏付けている。
４.前記で言及した光の強度(i)の増加による太陽電池基板の電流(電力)飽和値を上げたりまたはdp/di値を高く維持できるようにする技術は、それ自体で非常に意義のある有益な発明であろう。しかし、そのような発明がなされるのであれば、その発明は本発明によって公開された技術思想から発明の動機(motive)を得たものであり、したがって本発明との関係では改良発明(利用発明)として認識されるべきである。
５.前記３.項に記載された通り、太陽電池基板で生産される電力は光の強度が大きくなるにつれて、結局は飽和されるか増加率が鈍化するであろう。しかし、少なくとも光の強度が１，０００W/m２の大きさまでは、少なくとも市販されているシリコン(Si)系太陽電池基板の場合に、dp/di値が一定の値を有する。これは本発明の効用性を確実に裏づけするものである。なぜならば、太陽光の強度が弱い場合(太陽の高度が低い場合、一日のうち朝と遅い午後、冬、高緯度地域、雲や霧がかかった天気など)にも本発明を利用すれば、常に太陽電池基板の受光面上に１KW/m２(前記の値は太陽が天井にある時、すなわち太陽光が地表面に垂直に照らされる時の太陽光の強度である、AM１(９２５W/m２)より若干高い値である。)以上の光の強度で太陽光を照らすことができることを意味するからである。すなわち、同じ面積の太陽電池基板を利用する時、平面鏡の個数および太陽光発電施設に必要とされる土地面積などの増加はあるものの、従来太陽光の強度が弱く、電力生産を断念した環境においても、本発明を適用する場合電力を生産することができる。これはモンゴル、シベリア、カナダなど、太陽光発電に利用できる安い土地は多いが、高緯度地域であるため、太陽光の日射量が不足し、太陽光発電事業の競争力がないと評価される地域においても太陽光発電事業が可能であることを意味する。
６.本発明の請求内容と深い関係はないが、非常に単純化されたモデルを利用して太陽の高度変化によって太陽光の強度(intensity)がどのように変化するかを予測してみる(図１０a、図１０b、図１０c参照)。
図１０aから分かるように、太陽の高度が低いほど太陽光の強度が小さくなる理由は、大気中の分子やホコリなどの粒子によって太陽光が遮断(吸収、反射、散乱)されるからである。太陽光の進行経路に遮断粒子(気体液体分子、固体粒子)が多いほど太陽光の強度が減少する。これはすなわち、太陽光ビームの大気中の進行経路が長いほど太陽光の強度が減少するということを意味する。
図１０aに示された通り、太陽光が垂直方向(天井)からくる地表上の地点P０と太陽光が垂直から角度φだけ逸れてくる地表上の地点Pを比較する。(太陽の高度=９０-φの関係が成立する。)
P０に照りつける太陽光は大気中でH(大気圏の厚さ)だけ移動する。
Pに照りつける太陽光の大気中での移動距離をx(PQ間の距離)とすると、三角形OPQにおける第二余弦定理の関係により、(R+H)２=R２+x２-２Rxcos(１８０-φ)となり、xに対する２次方程式で整理すると、x２+２(Rcosφ)x-(H２+２RH)=０である。
(ここで、Rは地球の半径、Hは大気の厚さ、Oは地球の中心、QとQ０はそれぞれPとP０で進行する太陽光が大気の最外郭と会う(仮想の)地点である。また、地球は完全な球形体であり、太陽光が大気中で進行する時に屈折しないと仮定する。)。物理的に意味のある前記２次方程式の解を求めると、x(φ)=(R２cos２φ+H２+２RH)１/２-Rcosφである。
ここで、x(φ)/H≡β(φ)と定義すれば、β(φ)=[(R/H)２cos２φ+１+２(R/H)]１/２-(R/H)cosφである。(太陽光の入射角が垂直とφ角をなす時、太陽光の大気中の経路長がx(φ)であり、β(φ)は大気厚さHに対する太陽光の大気中の経路長x(φ)の比率である。)
R=６，４００Km、H=１００Kmと仮定すれば、β(φ)=[６４２cos２φ+１２９]１/２-６４cosφである。
(地球は実際、赤道半径６，３７８Km、極半径６，３５７Kmの楕円体であるが、球体と仮定しても構わない。大気の厚さHは、実際は明確に定め得る数値ではない。高度３０Kmで概略１/１００気圧、高度１００Kmで概略１/１００万気圧であるから、大気の厚さを１００Kmと仮定しても大きな誤りは無いと思われる。最もβ(φ)は、大気の厚さを如何に設定しても似たような形態を有する。ただし、Hを大きく設定すれば、φによるβ(φ)値が小さくなる。H=３２Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=２０.０２、H=１００Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=１１.３６、H=３２０Kmと仮定する時、β(φ=９０度)=６.４０３と計算される。)
次に、太陽光が大気中を通過する時に、いかに減殺されるのかについて、簡単なモデルを用いて実際の測定値と結合して予測してみる。大気中の経路dxを進行する時、光の強度の変化量diは次の通り変わると仮定することができる。
di/dx=-γ(p、λ)i
(前記の式は、自然界の現象を解釈するのに最も頻繁かつ有用に適用される微分方程式中の一つである。)
減殺係数γ(p、λ)が光の波長λおよび気圧pに依存する変数という仮定は物理的に容易に受け入れられる仮定である。(なぜなら、気圧pは気温変化を無視する時、地表面からの高度h、空気分子数、密度と直接的に関連するからである。)
前記式はdi/i=-γ(p、λ)dxと整理され、積分でその解を求めると、i=I０exp[-∫(p、λ)dx]で与えられる。(I０は、大気圏進入直前の太陽光の強度であり、数式の積分は太陽光の大気中の進路に沿って計算する。)
より一般的な解は次の通りに与えられる。
i=Σi{I０ iexp[-∫γi(p)dx]}(I０ iは大気圏に進入する直前の太陽光中の波長λiである光成分の光の強度であり、γi(p)は波長λiである光成分の大気中気圧pの環境における減殺係数である。)
各波長帯域λi別に測定すれば、太陽の高度変化による実際の太陽光の強度モデルを正確に立てることができるはずである。しかし、概略的な様態を把握するだけで充分であるので、仮定をより単純化させて太陽高度変化による太陽光の強度変化を類推してみる。
仮定は次の通りである。太陽光は地表面に到達できる波長λAと地表面に到達する前にすべて減殺される波長λBの二つの光成分でのみなされていると仮定する。(大気上層部のオゾンなどの吸収によって紫外線など短波長の光は地表面にほとんど到達できない。)
この場合、i=I０ Aexp[-∫γA(p)dx]+I０ Bexp[-∫γB(p)dx]で与えられる。
すなわち、少なくとも一部のp区間でγB(p)>>γA(p)であるから、地表上にはI０ A(波長λAである光の大気圏外の強度)が大気中で減殺され、残りだけが到達する。
前記モデルを実測値に代入してI０ A、I０ B、∫γA(p)dx値を求めてみる。
AM０=１３５３W/m２:大気圏外での太陽定数
AM１=９２５W/m２:φ=０度の時の太陽光の強度
AM１.５=８３２W/m２:φ=４５度の時の太陽光の強度
AM２=６９１W/m２:φ=６０度の時の太陽光の強度
図１０aで、AM０は大気圏の最外郭であるQまたはQ０で測定した太陽光の強度、AM１は経路Q０〜P０を通過した太陽光を地表面P０で測定した太陽光の強度であり、AM１.５およびAM２は経路Q〜Pを通過した太陽光を地表面Pで(それぞれのφ=４５度およびφ=６０度である。)測定した太陽光の強度である。
実測値の代入に先立ち、経路Q０P０(以下で"０経路"という。)を通る時と経路QP(以下で"φ経路"という。)を通る時の積分値∫γA(p)dxが互いにいずれの関係にあるか考察してみる。太陽光が０経路(経路Q０P０)を通る時の積分値T≡∫０経路γA(p)dxとすれば、結論的に太陽光がφ経路(経路QP)を通る時の積分値∫φ経路γA(p)dx=T×β(φ)の関係が成立する。
その理由は次の通りである。図１０ｂに示されたように、互いに異なる気圧の大気層A１、A２、A３を通る時、垂直方向に照りつける太陽光AM１と垂直方向とφ角をなして斜めに照りつける太陽光AM(φ)は、同じ減殺係数γA(p)で減殺され、各大気層での経路の比は同一に１:β(φ)である。したがって、互いに異なる経路に沿って計算される積分の比(∫０経路γA(p)dx:∫φ経路γA(p)dx)も１:β(φ)である。すなわち、二つの経路に沿った積分値の比率は二つの経路の長さ間の比率と同一のものである。
したがって、前記にて定義したTと考察された結果を適用すれば、次のような式が成立する。
AM０=１３５３=I０ A+I０ B(数式１０a)
AM１=９２５=I０ Aexp[-∫０経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T](数式１０b)
AM１.５=８３２=I０ Aexp[-∫φ=４５度経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T×β(φ=４５度)](数式１０c)
AM２=６９１=I０ Aexp[-∫φ=６０度経路γA(p)dx]=I０ Aexp[-T×β(φ=６０度)](数式１０d)
大気圏厚さH=１００Kmと仮定する時のφによるH対比大気層通過長の比であるβ(φ)は、x(φ)/H≡β(φ)=[６４２cos２φ+１２９]１/２-６４cosφで与えられることは前記にて明らかにした。
I０ A、I０ B、Tの計算に必要なβ(φ)値は、次の表２の通りである。
Figure 2020103034
数式１０b、１０c、１０dの間の関係において、Tは次の表３のように計算される。
Figure 2020103034
それぞれの前記４個のT値を数式１０b、１０c、１０dに適用して計算されたI０ Aの値は次の表４のように与えられる。
Figure 2020103034
極度に単純化された仮定にベースにし、ほぼ定性的な考察に基づいて推論したものであることを考慮すれば、Tの変動値とI０ Aの変動値がそれほど大きくない。平均値に最も近くなるようAM１-AM２の関係から抽出したT値(０.３０５１)および前記T値をAM２に対応させて得たI０ A値(１，２５５W/m２)を取り、前記I０ A値をAM０(数式１０a)に代入して得たI０ B値(９８W/m２)を取ることにする。(λB波長の光成分は地表上に伝達されないので太陽光発電の側面ではI０ Bがいずれの値を有しても構わない。)
結論的に、垂直線とφ角をなして斜めに照りつける太陽光の強度は、地表面上で、i(φ)=１２５５×exp[-０.３０５１×β(φ)]とモデリングすることができる。
(前記の類推にて圧力pの関数である減殺係数γ(p)が直接的に利用されてはいない。)
入射角φによる、大気経路長の比率β(φ)および太陽光の強度モデルi(φ)の計算結果は下記の表５の通りである。図１０cには正規化されたβ(φ)およびi(φ)グラフが図示されている。(図１０cのグラフではi(φ)をIntensity(φ)で表示した)
Figure 2020103034
前記のモデルは極度に単純化させた仮定に依存しているが、実測値を結合させて定数値を決定したので、実質的に地表面に到達する光成分の平均値の強度と見なすこともできる。さらに正確なモデルは、波長の大きさλi別に分解して実測すれば、得ることができることは前記にて既に言及した。特に、光電変換に寄与する波長帯域をより詳しく分析する方が有益であろう。
図１０cを参照すると、φが７０〜７５度の間ではじめて太陽光の強度が半分に落ちるということがわかる。太陽の高度が非常に低い場合でも、本発明の平面鏡を利用した均一な集光を通じて太陽光発電が十分にできることを暗示する。(もちろん、太陽の高度が低いと雲に隠される確率はより高くなる。)
したがって、従来方式では太陽光発電を断念するしかないほど太陽光の強度が小さくても、本発明によって太陽光発電を実行することができる。
以上の通り、本発明の詳細な説明には図面に図示された実施例を参照して、本発明の技術思想と適用可能性を十分に説明した。しかし、前記の実施例は例示的なものに過ぎなく、本技術分野で通常の知識を有した者であれば、これから多様な形態の変形および均等な他の実施例が可能であることが理解できる。したがって、本発明の真の技術的な保護範囲は添付された請求範囲の技術的思想によって定められるべきである。
本発明は太陽光発電に関する技術で、特に発電単価を下げることを技術目的とするところ、当然産業上利用可能である。

Claims (20)

  1. フレーム、
    前記フレーム上に配置された太陽電池基板、
    前記フレーム上に配置された２以上の平面鏡、
    前記フレームを２軸方向に回転させて太陽光を追跡する太陽光追跡システム、
    前記太陽光追跡システムおよびフレームを支持する柱、を含み;
    前記フレーム上に配置された前記太陽電池基板と前記平面鏡との位置関係は、
    前記太陽光追跡システムが太陽光を正常に追跡している時の太陽光の進行方向の単位ベクトルを(０、０、１)と定めた方向が可変する直交座標系において、
    前記太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルのz軸成分が正の値を有するように太陽電池基板を前記フレーム上に配置し、
    前記平面鏡のそれぞれによって反射される太陽光が、前記太陽電池基板の受光面全体に均一に入射されるように、前記平面鏡が前記フレーム上に配置され;
    前記太陽光追跡システムは前記太陽電池基板と前記平面鏡の前記位置関係が維持されるように太陽の位置変化にしたがって前記フレームを回転させることを特徴とする、太陽光発電装置。
  2. 前記太陽電池基板受光面の法線方向単位ベクトルが(０、０、１)となるように、前記太陽電池基板が前記フレーム上に配置されていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  3. 前記太陽電池基板を冷却する冷却手段がさらに含まれていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  4. 前記平面鏡の反射面または太陽電池基板の受光面のうち、少なくともいずれか一つの表面には太陽電池基板の光電変換に有効な波長帯の光だけを選択的に透過させる光学フィルターがさらに備えられていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  5. 前記太陽光追跡システムは、フレームを上下方向に回転させる第１回転手段および水平方向に回転させる第２回転手段を含めて構成されていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  6. 前記フレームは、太陽〜平面鏡〜太陽電池基板間の光経路上にて太陽光の進路を妨げないように設計されていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  7. 適正の水準に集光された反射光を得るために、集光前太陽光の強度により前記平面鏡のうち、集光に用いられる平面鏡の個数を可変できることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  8. 前記太陽電池基板の後面に位置する補助太陽電池基板をさらに具備するものの、前記補助太陽電池基板はその受光面の法線方向の単位ベクトルが(０、０、-１)となるように、前記フレーム上に配置されていることを特徴とする、請求項１に記載の太陽光発電装置。
  9. 太陽電池基板を冷却する冷却装置において、前記冷却装置は、少なくとも一側面の少なくとも一部分が開放された密閉性容器、
    前記容器の開放された部分を塞いで容器を密閉させ、また、入射される光を透過させて前記太陽電池基板の受光面に入射できるように許容する透明な窓、
    前記容器内部で前記太陽光電池基板が前記窓の内面と所定の間隔を置いて配置されるように固定する支持台、
    前記容器内部に満たされて太陽電池基板を取り囲んで冷却させる冷媒を含めて構成されていることを特徴とする、太陽電池基板の冷却装置。
  10. 前記容器に冷媒が流入/流出できるようにし、電気配線が連結できるように複数のバルブまたはホールが前記容器の一部分にさらに備えられていることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  11. 前記容器内の冷媒を強制的に対流させる循環器がさらに備えられていることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  12. 前記窓および前記太陽電池基板はそれぞれ、前記容器および前記支持台と分離可能に結合されていることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  13. 前記冷却手段の透明な窓には太陽電池基板の光電変換に有効な波長帯の光だけを選択的に透過させる光フィルターがさらに備えられていることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  14. 前記冷却手段の冷媒には太陽電池基板の光電変換に有効な波長帯の光だけを選択的に透過させる光フィルター性物質(染料など)がさらに含まれていることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  15. 前記冷媒は水(冷却水)であることを特徴とする、請求項９に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  16. 前記冷却水の内部で気泡が発生するのを抑制するように前記冷却水に消泡剤がさらに含まれていることを特徴とする、請求項１５に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  17. 前記冷却水が凍らないよう前記冷却水に不凍液がさらに含まれていることを特徴とする、請求項１５に記載の太陽電池基板の冷却装置。
  18. 請求項１〜請求項８のいずれか一項に記載の前記太陽光発電装置または請求項９〜請求項１７のいずれか一項に記載の前記太陽電池基板の冷却装置を利用して生産される、電気エネルギー。
  19. 請求項１〜請求項８のいずれか一項に記載の前記太陽光発電装置または請求項９〜請求項１７のいずれか一項に記載の前記太陽電池基板の冷却装置を利用して電力を生産する、方法。
  20. 請求項１９に記載の方法によって生産される、電気エネルギー。
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