(57)【要約】【課題】幹線から分岐する分岐線に過電流保護装置を備え、過電流保護装置の確認を容易にすることを目的とする。【解決手段】複数の太陽電池ストリングを並列接続する電力取出し用幹線と、前記幹線に太陽電池ストリングを接続する複数の分岐線と、前記分岐線と太陽電池ストリングの間に接続する過電流保護装置とを備える。【選択図】図１
2010239045.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の並列接続した分岐線を有する電力取出し用幹線と、
前記分岐線に接続した太陽電池モジュールもしくは太陽電池ストリングと、
前記分岐線と太陽電池モジュールの間もしくは太陽電池ストリングの一部に、それぞれ太陽電池ストリングまたは分岐線に流れる過電流によって溶断する過電流保護素子を接続した過電流保護装置と
を備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
前記過電流保護装置は外部から目視できるように、前記太陽電池ストリングを太陽光発電施設に並べて設置した請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記過電流保護装置は、分岐線に所定以上の電流が流れたときに断線するヒューズを備え、前記ヒューズの断線が視覚的に確認できる請求項１または２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記過電流保護装置は容器を有し、前記容器内に発色剤または示温剤を封入してなる請求項１から３までのいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項５】
前記過電流保護装置は、外部から見えるように巻き付けた感熱紙を備える請求項１から４までのいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
前記過電流保護装置は、前記分岐線に接続されたソケットとプラグにより交換可能に接続される請求項１から５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項７】
前記過電流保護装置は、太陽電池パネルの背面側に目線付近に設置される請求項１から６のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項８】
更に、前記太陽電池ストリングの発電電力によって動作し、前記過電流保護装置の異常を検出する異常検出部を備え、太陽電池ストリング及び過電流保護装置が正常な場合は定期的に異常検出部が通信を行い、太陽電池ストリングまたは過電流保護装置が異常な場合は異常検出部が通信を行えない請求項１から７のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項９】
前記太陽電池ストリングは、薄膜太陽電池素子よりなる請求項１から８のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項１０】
複数の太陽電池ストリングを並列に接続する太陽光発電システム用電力線であって、
複数の並列接続した分岐線を有する電力取出し用幹線と、
前記分岐線に流れる過電流によって溶断する過電流保護素子を接続した過電流保護装置を分岐線の少なくとも一端に備えたことを特徴とする太陽光発電システム用電力線。
【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もしくは複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングを複数並列接続した太陽光発電システムに関する。特に太陽電池モジュールもしくは複数の太陽電池モジュールを接続してなる各太陽電池ストリングに対してそれぞれ過電流保護装置を備える太陽光発電システムおよび太陽光発電システム用電力線に関する。
【背景技術】
【０００２】
複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングを複数並列接続した太陽光発電システムによって、数１０ｋＷ〜数１０ＭＷ級の大規模発電装置が建築されている。このような太陽光発電システムは、各太陽電池ストリングにそれぞれ過電流保護装置を備えることが義務付けられている。例えば、１メガワットの太陽光発電システムを構築する場合、出力が１２１ワット、出力電圧が２４０ボルトの太陽電池モジュールを２つ直列接続した太陽電池ストリングを使用すると、４１３３個の太陽電池ストリングが必要となり、これらにそれぞれに過電流保護装置を備える必要がある。１つの太陽電池ストリングの幅が約１ｍであるとすると、横一列に並べた場合、４１３３ｍになる。従って、太陽光発電システムの毎月または毎年の定期点検、出力低下など異常時の点検には非常に手間、時間がかかる。  太陽電池ストリングの定格出力電圧が低い場合は、過電流保護装置には、透明ガラス管に封入されたヒューズを使用することができる。透明ガラス管に封入されたヒューズを使用すれば、ヒューズの溶断は外観検査により発見することができる。しかし、１００ボルト以上の高電圧を出力する太陽電池ストリングは、ヒューズが溶断する際、あるいはヒューズ溶断後にヒューズ端子間の火花発生を抑制するため、セラミックス管製ヒューズが使用される。セラミックス管製ヒューズは、火花発生を抑制するため消弧剤が封入されていることもある。このようにセラミックス管製ヒューズ或いは消弧剤入りヒューズは、ヒューズの溶断を外部観察することができない。そのため、クランプ電流計などを用いて太陽電池ストリングが発電している日中に検査、あるいはヒューズを取り外してテスターで導通チェックしなければならない。
【０００３】
ヒューズを内蔵した分岐付ケーブルは、例えば特許文献１、２により公知である。特許文献１は、トンネル内の照明用ケーブルを開示し、この分岐ケーブルは電源に接続された幹線ケーブルと、この幹線ケーブルから分岐した複数の分岐線とを備える。分岐線の先端にそれぞれソケットを設け、ソケットにトンネル内照明灯が接続されたプラグを嵌合することにより、トンネル内照明灯に電源を供給するものである。この分岐ケーブルは、上記ソケットまたはプラグにヒューズを内蔵する。これにより、１つの照明灯が故障しても、他の負荷に安定した電源を供給することができる。
また、特許文献２は、ヒューズホルダー付分岐コネクタを開示し、この分岐コネクタは幹線用端子のヒューズホルダー端子部分をヒューズホルダー室に収め、幹線用端子の挟着端子部分を幹線用挟着室に収める。そして、分岐線用端子のヒューズホルダー部分を前記ヒューズホルダー室に収め、分岐線用端子の挟着端子部分を分岐線用挟着室に収める構造である。このような構造により、狭い場所にもヒューズホルダーを収納することができる。
また、ヒューズの溶断を目視できるように、溶断部に透明保護を被せることは特許文献３により公知である。更に、ヒューズに感熱紙を巻きつけてヒューズの溶断を視覚的に確認できるようにすることも公知である。
【特許文献１】特開２００８―２２６６２１号公報
【特許文献２】特開２００２―３３４６４８号公報
【特許文献３】実開昭６２―１８３３７９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上記特許文献１、２は、ヒューズをソケット或いはプラグ、またはヒューズホルダーに収めるものである。従って、ヒューズが溶断したかどうかは外部からの目視によって確認することができない。そのためソケット或いはプラグ、またはヒューズホルダーを開けて確認しなければならない。
特許文献３及び４は、ヒューズの溶断を外部からの目視によって確認することができるが、このようなヒューズは低電圧用であり、高電圧を発電する太陽電池ストリング向きでない。高電圧または大電流用ヒューズはファインセラミックス製ヒューズであり、ヒューズの溶断を外観検査することができない。
大規模発電装置は地域や工場のような大口需要家に電力供給するので、過電流保護装置の溶断のために出力電力が低下し、電力供給不足となることは許されない。そのため、定期点検、異常時の点検が行なわれるが、上記のように大規模発電装置の点検は非常に手間、時間がかかる。
本発明は上記のような問題に鑑みて、幹線から分岐する分岐線に過電流保護装置を備えることにより、太陽電池ストリングに近い箇所に過電流保護装置を接続し、過電流保護装置の確認を容易にすることを目的とする。また太陽電池システムの配線コストの低下及び配線作業の簡素化を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
上記課題を解決するため、本発明の太陽光発電システムは、複数の並列接続した分岐線を有する電力取出し用幹線と、前記分岐線に接続した太陽電池モジュールもしくは太陽電池ストリングと、前記分岐線と太陽電池モジュールの間もしくは太陽電池ストリングの一部に、それぞれ太陽電池ストリングまたは分岐線に流れる過電流によって溶断する過電流保護素子を接続した過電流保護装置とを備えたことを特徴とする。
本発明において、太陽電池ストリングは複数の太陽電池モジュールを直列接続して構成され、このような太陽電池ストリングを多数並列接続した太陽光発電システムにより、大規模発電装置を構築する。このような大規模発電装置は、火力発電所、原子力発電所や水力発電所に代わって、地域の発電所として利用される。あるいは工場のような大口需要家に電力を供給したり、大口需要家が自家発電したりすることが可能になる。そして、本発明の太陽光発電システムは、太陽電池ストリングを太陽光発電施設に多数並べて設置するものである。更に本発明の太陽光発電システムは、前記過電流保護装置は外部から目視できるように、前記太陽電池ストリングを並べて設置したので、各太陽電池ストリングに近い場所で過電流保護装置の状態を確認することができる。
【０００６】
本発明の太陽光発電システムは、過電流保護装置が分岐線に所定以上の電流が流れたときに断線するヒューズを備え、前記ヒューズの断線が視覚的に確認できるものである。これにより、目視により検査できるので、日中以外に夜間や曇天時にも素早く検査できる。従って、大規模の太陽光発電システムでも手間、時間を軽減することができる。
特に、過電流保護装置の容器内に発色剤または示温剤を封入することにより、または感熱紙を外部から見えるように巻き付けることにより、ヒューズが溶断するときに発生する熱によって示温剤または感熱紙の色が変わるので、ヒューズが溶断した過電流保護装置は正常な過電流保護装置と色が異なり、目視による検査が容易になる。
【０００７】
また本発明の太陽光発電システムは、前記分岐線がコネクタを備え、過電流保護装置はコネクタによって交換可能に接続されることが望ましい。このような構造とすることにより、ヒューズが溶断した過電流保護装置は分岐線から外して新しい過電流保護装置に交換することが容易に行える。
また過電流保護装置は、太陽電池パネルの背面側に目線付近に設置されることが望ましい。これにより、検査員は立って目視検査することができ、そのため太陽電池パネルの背面側を移動しながらヒューズの溶断を確認することができる。
【０００８】
更に、本発明の太陽光発電システムは、太陽電池ストリングの発電電力によって動作する過電流保護装置の異常検出部を備え、太陽電池ストリング及び過電流保護装置が正常な場合は定期的に異常検出部が通信を行い、太陽電池ストリングまたは過電流保護装置が異常な場合は異常検出部が通信を行えないようにする。これにより、太陽光発電システムは、各太陽電池ストリング及び過電流保護装置の異常を通信の有無によって検出することができる。
【０００９】
また、本発明の太陽光発電システム用の電力線は、複数の並列接続した分岐線を有する電力取出し用幹線と、前記分岐線に流れる過電流によって溶断する過電流保護素子を接続した過電流保護装置を分岐線の少なくとも一端に備え、太陽電池ストリングを並列接続することを特徴とする太陽光発電システム用電力線である。
これにより、太陽光発電システムは、各太陽電池ストリング及び過電流保護装置の異常個所を交換することが容易にできる。
【発明の効果】
【００１０】
本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム用電力線によれば、太陽電池ストリングを電力取出し用幹線に接続する分岐線に、過電流保護装置を接続したので、太陽電池ストリングの近傍で過電流保護装置の確認作業を行うことができる。そして、ヒューズの断線を視覚的に確認できるので、目視検査が可能になり、素早く検査できる。従って、大規模の太陽光発電システムでも手間、時間を軽減することができる。そのため、過電流保護装置の異常が発見された場合に、太陽電池ストリングの異常を早期に発見することが可能になる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の太陽光発電システムの実施形態１のブロック図である。
【図２】本発明の太陽光発電システムに使用される幹線の説明図である。
【図３】本発明の太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュール間の配線図である。
【図４】本発明の太陽光発電システムに使用されるコネクタの図である。
【図５】本発明の太陽光発電システムに使用されるコネクタの別の例を示す図である。
【図６】本発明の太陽光発電システムに使用される分岐接続部の斜視図、平面図、断面図および回路図である。
【図７】本発明の太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュールと逆流防止ダイオードの接続図である。
【図８】本発明の太陽光発電システムの接続構造を説明する図である。
【図９】本発明の太陽光発電システムの第１の実施例の詳細を説明する図である。
【図１０】本発明の太陽光発電システムの第１の実施例の接続部と端子ボックスの詳細を説明する図である。
【図１１】本発明の太陽光発電システムの第２の実施例の詳細を説明する図である。
【図１２】本発明の太陽光発電システムの第２の実施例の接続部と端子ボックスの詳細を説明する図である。
【図１３】本発明の太陽光発電システムの第２の実施例の変形例を説明する図である。
【図１４】本発明の太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュール間の別の配線図である。
【図１５】本発明の太陽光発電システムの設置図である。
【図１６】本発明の太陽光発電システムにおいて、過電流保護装置の故障発見回路図である。
【図１７】本発明の太陽光発電システムを構成する第１の太陽電池モジュールの平面図と断面図である。
【図１８】本発明の太陽光発電システムを構成する第１の太陽電池モジュールの回路図である。
【図１９】本発明の太陽光発電システムを構成する第１の太陽電池モジュールの短絡抵抗Rshがばらついた場合の、短絡抵抗RshとPrshの関係を表す図である。
【図２０】本発明の太陽光発電システムを構成する第１の太陽電池モジュールの短絡抵抗Rshの分布を示す図である。
【図２１】本発明の太陽光発電システムの実施形態２のブロック図である。
【図２２】本発明の太陽光発電システムの実施形態３のブロック図である。
【図２３】本発明の太陽光発電システムで、短絡故障を発見する場合の説明図である。
【図２４】本発明の太陽光発電システムで、開放故障を発見する場合の説明図である。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１２】
（実施形態１）
図１は、本発明の実施形態１のブロック図を示す。図１に示すように、太陽電池モジュール１１１、１１２、１１３は３個直列接続され、１つの太陽電池ストリング１２１を構成する。複数個の太陽電池ストリング１２１a、１２１ｂ、１２１ｃ、・・・は幹線１０１と１０２の間に並列接続され、ジャンクションボックス１２２の入力側に接続される。幹線１０１、１０２は複数のグループに分割され、それぞれのグループの幹線１０１、１０２がジャンクションボックス１２２に接続される。ジャンクションボックス１２２は各幹線にヒューズ１２２aを備え、その出力は電力変換装置１２３、例えば、ＤＣ／ＡＣ変換装置（インバータ）に接続され、負荷に電力を供給する。または商用電力線に接続されて系統連系される。
本発明において、太陽電池ストリングは、大規模太陽光発電システムを構築する太陽光発電施設に多数の並べて設置される。そして、本発明は太陽光発電システム分岐線と太陽電池ストリングの各間に過電流保護装置を備え、過電流保護装置は太陽電池設置箇所にいる検査員によって見られるように設置したので、各太陽電池ストリングに近い場所で過電流保護装置の状態を確認することができる。
【００１３】
本発明は、複数の太陽電池ストリング１２１a、１２１ｂ、１２１ｃ、・・・を並列接続して、電力を取出す幹線１０１、１０２と、幹線１０１、１０２に接続される複数の分岐線１３１と、分岐線１３１と太陽電池ストリング１２１の間に接続される過電流保護装置１３４に特徴を有する。
図１は、３つの太陽電池モジュール１１１、１１２、１１３を直列接続して太陽電池ストリング１２１を構成し、太陽電池ストリング１２１を複数個並列接続した太陽光発電システムを示すが、太陽電池モジュール及び太陽電池ストリングの数は１つ以上いくつでもよく、制限はない。小規模発電装置から大規模発電装置に必要数の太陽電池モジュール或いは太陽電池ストリングを接続することが可能である。例えば、１メガワットの大規模発電装置を構築する場合、１２１ワット出力の太陽電池モジュールを２つ直列接続した太陽電池ストリングが４１３３台必要となる。太陽電池モジュールＭの詳細は、以下に＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞〜＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞で詳細に説明する。
【００１４】
太陽電池ストリングが複数並列接続され、接続数が増加するに従い、ジャンクションボックス１２２に近い側の電流が大きくなる。そのため、幹線１０１および１０２は、太陽電池ストリングの接続数に応じて、ジャンクションボックス１２２に近い側から順に断面積が６．０ｍｍ2〜２．０ｍｍ2のように線径の違う銅配線が使用される。図２はこの様子を示し、太陽電池ストリングの並列接続数が増加して、電流が３０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス１２２側が断面積５．５〜６．０ｍｍ2の配線が使用され、２０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス１２２側が断面積３．５〜４．０ｍｍ2の配線が使用され、１０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス１２２側が断面積２．０〜２．５ｍｍ2の配線が使用される。このように幹線１０１、１０２は線の太さを変えるとよい。ここに示す電流値及び配線の太さは一例であり、また少しのマージンを見込む必要があるので、上記数値は厳密に限定されるものではない。また、図２（a）は複数の分岐線１３１にそれぞれ過電流保護装置１３４を備えた一例であり、図２（ｂ）は複数の分岐線１３１にそれぞれ過電流保護装置１３４と逆流防止ダイオード１４１の直列接続を備えた一例であり、電力変換装置に入力される電力量を一定にして考えた場合、分岐線１３１に接続される太陽電池モジュールもしくは太陽電池ストリングの発電電圧を大きくすればするほど電力変換装置に入力する電力線ケーブルの長さは短くすることができる。
【００１５】
図３は電力取出し用幹線１０１、１０２と、分岐線接続部１４１、１４２と、分岐線１３１とコネクタ１３５と、過電流保護装置１３４と、太陽電池モジュール１１１〜１１３の接続図を示す。図３に示すように、電力取出し用幹線１０１から分岐線接続部１４１によって分岐線１３１aが分岐され、コネクタ１３５ａに接続される。分岐接続部１４１は図６により詳細に説明する。コネクタ１３５ａは、過電流保護装置１３４を有し、出力線１３１ｂにより太陽電池モジュー１１１の端子部１１１ａの＋端子に接続される。太陽電池モジュール１１１の−端子は出力線１３１ｃ、コネクタ１３５ｂ、出力線１３１ｄにより、次の太陽電池モジュール１１２の端子部１１２ａに接続される。そして、太陽電池モジュール１１２の−端子は出力線１３１ｅ、コネクタ１３５ｃ、出力線１３１ｆにより、次の太陽電池モジュール１１３の端子部１１３ａに接続される。太陽電池モジュール１１３の−端子は出力線１３１ｇ、コネクタ１３５ｄ、分岐線１３１ｈを経て、分岐線接続部１４２に接続され、更に電力取出し用幹線１０２に接続される。
この図３では、過電流保護装置１３４はコネクタ１３５ａにのみ接続される例を示すが、過電流保護装置１３４はコネクタ１３５ｂ、１３５ｃ、１３５ｄに接続してもよく、太陽電池ストリングの一部として太陽電池ストリング内のいずれか一箇所に少なくとも接続されていればよい。
【００１６】
図４はコネクタ１３５ａの構成図を示す。コネクタ１３５ａは、分岐線１３１ａの末端に接続されるプラグ１３５１と、太陽電池モジュール１１１の＋端子に接続される出力線１３１ｂの末端に接続されるソケット１３５２とからなる。プラグ１３５１とソケット１３５２の間に過電流保護装置１３４が接続される。過電流保護装置１３４は、一方の端にプラグ１３５１に差し込み及び引き抜きが容易なソケット１３４１を備え、他方の端にソケット１３５２に差し込み及び引き抜きが容易なプラグ１３４２を備える。
そして、プラグ１３４１とソケット１３４２の間に、過電流保護素子１３４ａを設ける。プラグ１３４１、ソケット１３４２、過電流保護素子１３４ａは一体化することが望ましく、交換作業が容易になる。プラグ１３５１とソケット１３５２は過電流保護装置１３４を間に挟まずに接続しないようにプラグ１３５１とソケット１３５２の形状が嵌らない形状としても構わなく、このような場合には太陽電池ストリングと分岐ケーブルの接続作業もしくは過電流保護素子１３４ａの交換作業の際に誤って接続されることが無くなり、作業時の負担も軽くなる。
ここで、過電流保護素子１３４ａは、太陽電池モジュール１１１または分岐線１３１に定格以上の電流が流れたとき、接続の一部が溶断するヒューズである。ヒューズは透明ガラス内に収納される。ガラス内には示温剤、発色剤も封入される。示温剤としては、市場に日油技研工業株式会社のサーモペイント、サーモプルーフ、サーモラベルがある。特に、示温剤としては、ヒューズ溶断時のエレメントの温度、あるいはヒューズ外装の温度で変色するものが適している。示温剤、発色剤とともに珪砂のような消弧剤を封入するとよい。或いは、透明ガラス内に外部から見えるように感熱紙を備える。示温剤、発色剤及び感熱紙は、ヒューズが溶断して発熱したときの熱により、変色または発色してヒューズが溶断したことを知らせる。
【００１７】
図５は、過電流保護装置１３４の別の構成図を示す。図５は、図４に示したように、プラグ１３４１、ソケット１３４２、過電流保護素子１３４ａが一体化されず、プラグ１３４１と過電流保護素子１３４ａの間、ソケット１３４２と過電流保護素子１３４ａの間をそれぞれ接続線１３４３、１３４４で接続した点が相違するが、その他は同じである。
この場合は、太陽電池ストリングを固定する太陽電池架台などの裏側に配置される幹線１０１、１０２の形態に対応して、プラグ１３４１とソケット１３４２の配置に自由度ができ、太陽電池ストリングの背面側に太陽光発電システムを見回る検査員のほぼ目線位置に過電流保護素子１３４ａを配置することが可能となる。
【００１８】
図６は、分岐接続部１４１の内部構成を示す。図６（ａ）は分岐接続部１４１の内部斜視図、図６（ｂ）は分岐接続部１４１の内部平面図、図６（ｃ）は、図６（ａ）のＡ−Ａ‘線断面図、図６（ｄ）は分岐接続部１４１に回路図を示す。
図６（ａ）に示すように、分岐接続部１４１は幹線１０１ａ、１０１ｂ、逆流防止ダイオード素子１４１ａ、大放熱板１４１ｂ、小放熱板１４１ｃ、分岐線１３１ａにより構成される。一方の幹線１０１ａは、大放熱板１４１ｂの一方の端部に接続され、他方の幹線１０１ｂは、大放熱板１４１ｂの他方の端部に接続される。大放熱板１４１ｂは端子台を兼ね、逆流防止ダイオード素子１４１ａの一方の端子が接続される。逆流防止ダイオード素子１４１ａの他方の端子は端子台を兼ねる小放熱板１４１ｃに接続され、小放熱板１４１ｃに分岐線１３１ａが接続される。上記大放熱板１４１ｂと小放熱板１４１ｃは、システムの要求する耐電圧に応じた十分な間隔１４１ｅ(この実施例では1.5mm)を空けて配置され、両者の短絡が生じないようにする。
【００１９】
図６（ｂ）に分岐接続部１４１の内部平面図を示す。大放熱板１４１ｂは、幹線１０１ａと１０１ｂの間に配置され、大放熱板１４１ｂの一端にジャンクションボックスに近い側の幹線１０１ａが接続され、他端に末端側の幹線１０１ｂが接続される。電気回路としては、大放熱板１４１ｂのどこに幹線１０１ａと幹線１０１ｂを接続してもかまわない。しかし、放熱の観点からは、逆流防止ダイオード素子１４１ａの発熱が幹線１０１ａと１０１ｂに放熱されるように、逆流防止ダイオード素子１４１ａの発熱部の近くに幹線１０１ａと１０１ｂを配置するのが好ましい。即ち、発電動作中は、逆流防止ダイオード素子１４１ａ、幹線１０１１ａ、１０１ｂに電流が流れるため発熱するが、逆流防止ダイオード素子１４１ａの発熱温度の方が高いため、図６（ｂ）に矢印に示すように、逆流防止ダイオード素子１４１ａの発熱が、大放熱板１４１ｂを通して、幹線１０１ａと１０１ｂに流れるようにするのが望ましい。幹線１０１ａと、１０１ｂは、非常に長く、しかも発電電流を流すため太い電線が使用されるので、放熱効果は高い。
図６は、幹線１０１と分岐線１３１ａの分岐接続部１４１に逆流防止ダイオード素子１４１ａを配置する構造を示したが、逆流防止ダイオード素子１４１ａは、幹線１０１ａに繋がる分岐線１３１ａとモジュール１１１に繋がるコネクタ１３５ａ内に収納しても良い。コネクタ１３５ａ内に逆流防止ダイオード素子１４１ａを配置した場合も、逆流防止ダイオード素子１４１ａが大放熱板１４１ｂと熱結合していればよい。
また、大放熱板１４１ｂは逆流防止ダイオード素子１４１ａの接続端子の一方を幹線に接続する為の端子台を兼ねていても構わない。
また、大放熱板１４１ｂが、逆流防止ダイオード素子１４１ａのパッケージと一体化した放熱板であり、前記放熱板と前記幹線とが熱的に結合していてもよい。
【００２０】
図６（ｃ）は図６（ａ）のＡ―Ａ‘断面図を示し、逆流防止ダイオード素子１４１ａの筐体１４１ｈの底面に、大放熱板１４１ｂと小放熱板１４１ｃを配置した構造を示す。大放熱板１４１ｂの上に逆流防止ダイオード素子１４１ａが取り付けられる。逆流防止ダイオード素子１４１ａは、それ自身放熱板１４１ｈを備え、逆流防止ダイオード素子１４１ａの放熱板１４１ｈが、大放熱板１４１ｂに面接触するように圧着され、熱結合される。好ましくは放熱板１４１ｈと大放熱板１４１ｂの間に、熱伝導性の良い接着性樹脂などを介在させると良い。例えば、熱伝導性のエポキシ樹脂、シリコーングリス、熱伝導性シリコーン樹脂などが適している。逆流防止ダイオード素子１４１ａの一方の端子１４１ｆは、大放熱板１４１ｂを介して幹線１０１ａと１０１ｂに接続される。逆流防止ダイオード素子１４１ａの他方の端子１４１ｇは、小放熱板１４１ｃを介して分岐線１３１ａに接続される。
図６（ｃ）に矢印で示すように、逆流防止ダイオード素子１４１ａの発熱は、それ自身の放熱板１４１ｈおよび大放熱板１４１ｂにより放熱されるとともに、更に幹線１０１ａと１０１ｂにも流れて放熱される。本発明の構成によれば、幹線１０１ａ及び１０１ｂによっても放熱されるので、放熱板１４１ｈ、大放熱板１４１ｂの面積を小さくすることができる。この図６では、大放熱板１４１ｂを使用したが、逆流防止ダイオード素子１４１ａ自身が放熱板１４１ｈを備える場合は、この放熱板１４１ｈに幹線１０１ａ及び１０１ｂを熱結合させ、放熱板１４１ｈの熱を幹線１０１ａ、１０１ｂに流して、放熱することも可能である。
【００２１】
逆流防止ダイオード素子１４１ａの電気回路は、図６（ｄ）に示すように、逆流防止ダイオード素子１４１ａの一方の端子１４１ｆが幹線１０１ａと１０１ｂに接続され、他方の端子１４１ｇが分岐線１３１ａに接続される。
【００２２】
逆流防止ダイオード素子１４１ａは、耐熱性の高いＰＰＳ（Polyphenylene Sulfide）製の箱と、柔軟性の高いＰＰＥ(Polyphenylene ether)、商品としてはＰＰＯ（Poliophenylene oxide）（登録商標）製の蓋の中に収納される。これらの樹脂は一例であり、他の樹脂を使用することが可能である。また箱と蓋は同じ樹脂で構成することも可能であり、その場合、ＰＰＳを使用すると、耐候性も高いことから好ましい。ＰＰＳ製の箱を使用する場合、ＰＰＳ製箱の底面に大放熱板１４１ｂと小放熱板１４１ｃを配置し、逆流防止ダイオード素子１４１ａを大放熱板１４１ｂ上に配置する。そして、逆流防止ダイオード素子１４１ａの一方の端子１４１ｆを大放熱板１４１ｂに接触させ、逆流防止ダイオード素子１４１ａの他方の端子１４１ｇを小放熱板１４１ｃに接触させ、幹線１０１ａと１０１ｂを大放熱板１４１ｂに接触させ、分岐線１３１ａを小放熱板１４１ｃに接触させて、上記各接触部分に半田ペーストを載せて、リフロー炉を通すことにより、各接触部を半田付けする。リフロー炉に通す場合、幹線１０１ａ、１０１ｂ、分岐線１３１ａが加熱されないようにして、かつ上記各接触部分だけが加熱されるようにするのが好ましい。このように、リフロー炉を利用して半田付けする以外に、手作業で半田付けしてもよい。また次に説明するように、樹脂を充填して、各接触部分を押し付けるようにして電気接続してもよい。
【００２３】
このように各部分を半田付けした後、箱の内部に硬化樹脂をポッティングする。硬化樹脂としては、シリコーン及びエポキシ樹脂が使用され、付加型、過熱型、ＵＶ硬化型、縮合型などの樹脂を使用することが可能である。しかし、２液付加型は湿度に依存せず硬化するので、最も好ましい。また縮合型でも２液縮合型のように湿度依存が低いタイプを使用することが望ましい。１液縮合型は大気中の水分を吸収するので、硬化速度の管理が難しく、硬化条件によってはシリコーンにひび割れが発生し、絶縁不良となる。特に本発明の太陽光発電システム用電力線は屋外で使用され、電力線の周囲に水が溜まることもあり、電力線が水中に浸ることも予想されるので、１液縮合型では絶縁不良が懸念される。加熱型は樹脂を充填後、更に加熱する必要があり、逆流防止ダイオード素子１４１ａを初めとして、ＰＰＳ製箱、ＰＰＯ製蓋などが耐熱性を有している必要がある。また半田付けした部分が剥がれないようにしなければならない。ＵＶ硬化型は、ＵＶ照射する必要がある。
【００２４】
本発明の逆流防止ダイオードの箱内部をポッティングする樹脂として、具体的には、次のようなものが適当である。１液縮合型は、SinEtsuのＫＥ−４８９０（商品名）、ＫＥ-４８９６（商品名）、MomentiveのＴＳＥ−３９９（商品名）、ＴＳＥ−３９２（商品名）、東レダウコーニングのＳＥ−９１８５（商品名）、ＳＥ９１８８（商品名）がある。また２液縮合型は、SinEtsuのＫＥ−２００（商品名）がある。付加型にはSinEtsuのＫＥ１２０４（商品名）、東レダウコーニングのＥＥ１８４０、Sylgard１８４（商品名）がある。
以上のように、ポッティング樹脂を充填することにより、ポッティング樹脂の熱伝導性が空気より大きいため放熱効果を期待することができる。
【００２５】
逆流防止ダイオード素子１４１ａは、ＰＰＳ製の箱と、ＰＰＯ製の蓋からなる筐体内に収納されるが、幹線１０１ａ及び１０１ｂは、ＰＰＯ製箱の穴を通して、筐体内に導入される。穴に幹線１０１ａまたは１０１ｂを通すとき、穴に幹線１０１ａまたは１０１ｂを圧入すると共に、穴内面と幹線１０１ａまたは１０１ｂの表面に接着剤を塗布して接着する。更にこの発明では筐体内にポッティングするので、幹線１０１ａまたは１０１ｂは大放熱板１４１ｂに接触、接続された後、ポッティング剤によって幹線１０１ａまたは１０１ｂが固定される。このようにポッティングすることにより、幹線１０１ａまたは１０１ｂは、穴に圧入されて固定され、穴と幹線１０１ａまたは１０ａｂの間の接着剤により固定され、更にポッティング剤によっても固定される。
【００２６】
以上のように、分岐接続部１４１は、内部に逆流防止ダイオード素子１４１ａを備えるが、分岐接続部１４２は、逆流防止ダイオードを備えていないので、幹線１０２から支線１３１が分岐されるだけであり、その詳細な説明は省略する。
【００２７】
図３は幹線１０１の分岐接続部１４１内に逆流防止ダイオード１４１ａを収納し、接続する場合を示した。幹線１０１は、太陽電池モジュール１１１の高電位側配線であるが、図７に示すように逆流防止ダイオード素子１４１ａは、幹線１０２の分岐接続部１４２に配置してもよい。幹線１０２は、太陽電池モジュール１１１の低電位側配線である。ここで、高電位側配線は、太陽電池モジュール１１１のプラス電極側の配線を意味している。また低電位側配線は、太陽電池モジュール１１１のマイナス電極側の配線を意味している。このように、逆流防止ダイオード素子１４１ａを低電位側配線の分岐接続部１４２に配置する場合は、太陽電池モジュール１１１の地絡検査を容易に実施することができる。即ち、幹線１０１と１０２間に、複数の太陽電池モジュールが接続されていて、その中のどれかが地絡を生じた場合、ジャンクションボックス１２２から電流を供給すると、ジャンクションボックス１２２と地絡を発生している太陽電池モジュールの間に逆流防止ダイオード素子１４１ａがないため、地絡を発生している太陽電池モジュールに電流が流れる。この電流によって、地絡を発生している太陽電池モジュールを検知することができる。
また、幹線１０１と１０２間に接続された太陽電池モジュールのいずれかで地絡の発生した際に過電流保護素子１３４ａに過電流が流れて過電流保護素子１３４ａが切断した場合においては、検査対象の幹線に接続された太陽電池ストリングの過電流保護素子１３４ａを検査員によって、いち早く特定することが可能となり、上述の地絡検知と組み合わせることで、太陽光発電システムの維持管理が充実する。
【００２８】
図７に示したように接続した場合、逆流防止ダイオード素子１４１ａの故障は次のようにして検知することができる。
具体的には、夜間のように太陽電池が発電していないとき、幹線に電圧を印加して試験する。電圧は高電位側配線、つまり幹線１０１がプラス、低電位側配線、つまり幹線１０２がマイナスとなるように印加する。この電圧は、逆流防止ダイオード素子１４１ａの逆方向になるので、逆流防止ダイオード素子１４１ａが全て正常の場合は電流が流れない。ひとつでも逆流防止ダイオード素子１４１ａが短絡モードで故障していたら、電流が流れ、その故障しているダイオードが繋がった太陽電池ストリングが発熱する。これをサーモグラフで観察すると、大規模発電システムなどで多数の太陽電池ストリングが存在している場合でも比較的手軽に故障している太陽電池ストリングを特定できる。
【００２９】
図３、図６及び図７は、分岐接続部１４１に逆流防止ダイオード１４１ａを収納し、コネクタ１３５に過電流保護装置１３４を接続する例を示した。しかし、過電流保護装置１３４は、逆流防止ダイオード１４１ａとともに分岐接続部１４１に収納してもよいし、逆流防止ダイオード１４１ａとともにコネクタ１３５に収納してもよい。
また、分岐接続部１４１に逆流防止ダイオード１４１ａを収納しないで、コネクタ１３５に過電流保護装置１３４を接続するだけでもよい。逆流防止ダイオードは、太陽電池パネルの発電量が不揃いの場合に発電量の少ない太陽電池パネルに発電電流が逆流しないようにするものである。しかし、逆流防止ダイオードを接続せずに、過電流保護装置１３４を接続する場合は、全部の太陽電池パネルが発電しているとき、発電量の少ない太陽電池パネルには他の太陽電池パネルからの発電電流が流れ込み、逆電流が流れて過電流保護装置が切断する。これにより、発電量の少ない太陽電池パネルが太陽光発電システムから切り離されることになる。
【００３０】
また、逆流防止ダイオードと過電流保護装置を直列に組み合わせた場合で逆流防止ダイオードが短絡モードで故障した場合は、上述の逆流防止ダイオードを接続せずに過電流保護装置１３４を接続する場合と同様であり、短絡モードで故障している逆流防止ダイオードが接続されている太陽電池ストリングの発電電圧が低ければ逆電流が流れて過電流保護装置が切断することとなる。つまり、この場合は過電流保護装置の状態を視覚的に確認でき、いち早く故障の太陽電池ストリングを特定することが可能となる。異常がある場合は逆流防止ダイオードの故障かどうか、太陽電池モジュールの故障かどうかを確認した上で、適宜、過電流保護装置の交換の際に逆流防止ダイオードもしくは太陽電池モジュールの交換を早急に行うことが可能となる。
逆流防止ダイオードと過電流保護装置を直列に組み合わせた場合では、逆流防止ダイオードと過電流保護装置をまとめて交換できるように一体化して分岐線と出力線間に接続するコネクタに収納してもよい。
また、複数の太陽電池モジュールが直列に接続される太陽電池ストリングにおいては、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュール間に過電流保護装置もしくは逆流防止ダイオードを接続しても構わない。この場合は、太陽電池ストリングの背面側に太陽光発電システムを見回る検査員のほぼ目線位置に過電流保護素子１３４ａを配置することが可能となる。
【００３１】
以上の太陽光発電システムは、図１、図３、図７に示すように、幹線１０１と幹線１０２の間に３つの太陽電池モジュール１１１、１１２、１１３を直列接続した太陽電池ストリング１２１を複数並列に接続する構成を示した。しかし、図８〜図１３に示す実施例では、２つの幹線１０１と１０２はまとめて一体化されて配置される。幹線１０１と１０２は、一対の配線として形成した２芯線を使用することにより一体化してもよく、また２つの幹線１０１と１０２を接近させて配置することにより一体化する構成でもよい。
【００３２】
図８は、以下に説明する２つの実施例を説明する概略図であり、図９及び図１０は第１の実施例、図１１〜図１３は第２の実施例を示す。これらの実施例では、複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングをステンレス枠、表面保護ガラス及び裏面補強板によってパネルにした２台の太陽電池パネル１５１と１５２の間、１５３と１５４の間、・・・の間に幹線１０１、１０２を配置する。各太陽電池パネル１５１、１５２、１５３、１５４、・・・の端子ボックス１７１を幹線１０１、１０２に近い側に配置することにより、太陽電池パネル１５１と１５２を幹線１０１と１０２に接続する配線長を短くすることができる。また、２芯コネクタを採用しやすくなるので、太陽電池パネル毎にジャンクションボックス１２２まで延長するのに比べると、接続配線長を短くして、並列接続することができる。
【００３３】
図８に示すように、第1及び第２の実施例は、高電位側配線１０１と低電位側配線１０２がまとめて一体化され配置される。太陽電池パネル１５１と１５２が配置される箇所に接続部１７１が配置され、この幹線１０１と１０２の両側に太陽電池パネル１５１と１５２を配置する。太陽電池パネル１５１と１５２の分岐接続部１６１と１６２の間を分岐線によって接続し、太陽電池パネル１５１と１５２を並列接続する構成である。
太陽光発電システムの配列は、幹線に沿うように太陽電池パネルを１列に配置し、太陽電池パネルの分岐接続部１６１、１６２を幹線１０１、１０２に近い側に配置して、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線１０１、１０２までを配線する分岐線を短くすることが好ましい。これにより、分岐線は太陽電池パネル１０１、１０２の短辺の半分以下にすることができ、分岐線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルの配置作業を向上し、配線部材を節約するなどの効果がある。
別の太陽光発電システムの配列例としては、幹線を中心にその両側に太陽電池パネルを１列ずつ配置し、両側の太陽電池パネルの端子ボックス同士を幹線に近い側に相対して配置する。このように配置すると、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの距離を短くすることが可能となる。その結果、分岐線の長さを短くし、分岐線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルの配置作業を向上し、配線部材を節約するなどの効果がある。
【００３４】
図９は、第１の実施例の詳細を示し、幹線１０１、１０２と、接続部１７１と、太陽電池パネル１５１と１５２の分岐接続部１６１と１６２の接続説明図である。図９に示すように、幹線１０１、１０２の途中に接続部１７が配置され、この接続部１７に太陽電池パネル１５１と１５２の分岐接続部１６１と１６２が接続される。
図１０は、接続部１７１と分岐接続部１６１と１６２の更に詳細説明図である。図１０に示すように、接続部１７１に高電位側幹線１０１から第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２に接続する分岐線１３６が接続される。また接続部１７１に低電位側幹線１０２から第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２に接続する分岐線１３７が接続される。第１のコネクタ１８１と第２のコネクタ１８２は、図１０に示すように幹線１０１及び１０２を間にして、両側に配置される。第１の幹線側コネクタ１８１に対向して、幹線側コネクタ１８１に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９１が配置される。同様に、第２の幹線側コネクタ１８２に対向して、幹線側コネクタ１８２に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９２が配置される。
モジュール側コネクタ１９１は太陽電池パネル１５１の分岐接続部１６１に接続され、モジュール側コネクタ１９２は太陽電池パネル１５２の分岐接続部１６２に接続される。
【００３５】
図１１、図１２は、第２の実施例の詳細を示し、図１３は第２の実施例の変形例を示す。
図１１に示すように、第２の実施例では、幹線１０１、１０２の両側に配置された太陽電池パネル１５１と１５２を直列接続する。即ち、幹線１０１、１０２の接続部１７１から、高電位側幹線１０１に接続された分岐線１３８が太陽電池パネル１５１の分岐接続部１６１のプラス電極に接続される。また、低電位側幹線１０２に接続された分岐線１３９が太陽電池パネル１５２の分岐接続部１６２のマイナス電極に接続される。さらに太陽電池パネル１５１の分岐接続部１６１のマイナス電極と、太陽電池パネル１５２の分岐接続部Ｆ１６２のプラス電極を分岐線１４０により接続する。
【００３６】
図１２は、接続部１７１と分岐接続部１６１及び１６２の詳細説明図である。図１２に示すように、接続部１７１に高電位側幹線１０１から分岐線１３８によって第１の幹線側コネクタ１８１に接続する。同様に、接続部１７１に低電位側幹線１０２から分岐線１３９によって第２の幹線側コネクタ１８２に接続する。そして、第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２を分岐線１４０により接続する。
第１の幹線側コネクタ１８１に対向して、第１のコネクタ１８１に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９１を配置する。同様に、第２の幹線側コネクタ１８２に対向して、第２のコネクタ１８２に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９２を配置する。モジュール側コネクタ１９１は太陽電池パネル１５１の分岐接続部Ｆ１６１に接続され、モジュール側コネクタ１９２は太陽電池パネル１５２の分岐接続部１６２に接続される。分岐接続部１６１及び１６２は、図６で説明したとおりであり、逆流防止ダイオード素子１４２ａを収納している。従って、第１の幹線側コネクタ１８１にモジュール側コネクタ１９１を差し込み、第２の幹線側コネクタ１８２にモジュール側コネクタ１９２を差込むと、２つの太陽電池モパネル１５１と１５２は直列接続され、高電位側幹線１０１と、低電位側幹線１０２の間に接続される。
【００３７】
図１３は、図１２に示した第２の実施例の変形例を示す。図１３に示すように、太陽電池パネル１５１と太陽電池パネル１５２を接続する分岐線１４０を、分岐線１４０ａと１４０ｂに分け、それぞれの先端にコネクタ２００ａ、２００ｂを接続したことを特徴とする。図１３のコネクタ１８１は分岐線１３８のみの単線のコネクタとし、コネクタ１８２は分岐線１３９のみの単線コネクタとする。この結果、図１３に示すように、コネクタ１８１ａ、１８２ａは、図１２のコネクタ１８１、１８２より小さくすることができる。このように、太陽電池パネル１５１と１５２を直列接続する分岐線１４０を分岐線１４０ａと１４０ｂに分けたので、分岐線１４０ａと１４０ｂを太陽電池パネル１５１、１５２の外側を通して接続するなど分岐線の取り回しを自由にすることができる。例えば図１４に示すように２つの太陽電池パネルＰ１、Ｐ２を直列接続することができる。
【００３８】
太陽電池パネルＰは、図１５のように設置される。図１５は、土台２１１、２１２に太陽電池パネルを搭載した太陽電池架台２１３、支柱２１４が設置される。ここで、幹線１０１、１０２は、太陽電池架台２１３の背面側に太陽光発電システムを見回る検査員のほぼ目線位置に配置する。検査員が乗物に乗って見回るときは乗物に乗った状態で、検査員の目線位置になるように配置する。更に目線位置近くの幹線１０１、１０２に過電流保護装置１３４が位置するように設置する。
従って、検査員は太陽電池が発電している日中でも、それ以外でもいつでも過電流保護装置１３４を見回ることができ、容易に過電流保護装置１３４の断線を検出することができる。
過電流保護装置１３４の断線が頻発する太陽電池パネルは、次のような原因があると考えられる。第１の原因は、ある１つの太陽電池パネルの発電量が他の太陽電池パネルより発電量が低下し、そのため他の太陽電池パネルで発電した電力が低下した太陽電池パネルに回り込むためである。第２の原因は、ある１つの太陽電池パネルの定格値が他の太陽電池パネルの定格値より低いため、他の太陽電池パネルで発電した電力が定格値より低い太陽電池パネルに回り込むためである。
過電流保護装置１３４の断線が頻発する太陽電池パネルは、発電出力が低下しているので、定格出力太陽電池パネルに交換することにより、太陽光発電システムの全発電出力の低下を防止することができる。
【００３９】
図１６は、本発明の太陽光発電システムにおいて、太陽電池パネル及び過電流保護装置の異常を検出する異常検出部２３０を示す。図１６に示すように、異常検出部２３０は、太陽電池ストリングに直列に接続され、太陽電池ストリングの出力電力によって動作する。つまり太陽電池が発電しているときに、太陽電池ストリングに直列接続した抵抗２３１により、太陽電池出力の一部を取出し、それを電源として、信号回路２３２、発振回路２３３、送信回路２３４が動作し、アンテナ２３５から電波を送信する。あるいはアンテナ２３５に代えて電力線搬送通信機器から信号を送信する。信号回路２３２は、例えば異常検出部２３０が取り付けられた太陽電池ストリングのアドレス、設置場所のように固有データを生成する。発振回路２３３は、電波を送信するための高周波信号を発生する。送信回路２３４は、電波をアンテナ２３５から、または電力線を利用して信号を受信部ため、これらを数時間程度に定期的に動作するように制御することが望ましい。
従って、太陽電池が正常に動作しているときは、太陽電池の発電電力によって、異常検出部２３０は電波または信号を受信部に送信する。しかし、太陽電池が発電しないときは、異常検出回路２３０は電波を送信しない。これにより、太陽光発電システムの監視所は、異常検出回路２３０が電波を送信している場合は正常であると判断し、電波が送信されない場合は異常であると判断する。
【００４０】
次に、太陽電池モジュールについて説明する。
先ず、高電圧出力する太陽電池ストリングについて説明する。
高電圧出力太陽電池ストリングの出力電圧Ｖｄｃは、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＩＮのＡＣ出力電圧（実効値）の√２倍〜数１０倍程度に設定される。従って、ＡＣ出力電圧が１００Ｖであれば、太陽電池ストリングＳの出力電圧Ｖｄｃは１４０Ｖ〜１０００Ｖである。
また、太陽電池ストリングＳの出力電圧Ｖｄｃを６００Ｖ〜１０００Ｖの高電圧に設定した場合は電力変換装置に入力する電力線ケーブルの長さは短くすることができる。
電力変換装置に入力される電力量を一定にして考えた場合、電力変換装置に入力電圧を高くすればするほど、電流量は小さく設定でき、電力線ケーブルの太さも小さくできる代わりに分岐部分での過電流保護装置にかかる電位差が高電圧となり得るため、本発明の対策を講じる必要がある。
この構成により、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＩＮへダイレクト入力が可能になり、交流高電圧出力太陽光発電システムが実現できる。更に、太陽電池ストリングを任意個数並列に接続することが可能であるので、小規模発電システムから大規模発電システムまで、この発明を適用することができる。しかも太陽電池ストリングの出力電圧は全て等しいのが理想的であり、その場合に最大電力を取出すことができるが、本発明は太陽電池ストリングを並列接続するので、全ての太陽電池ストリングが等しい出力電圧を出力しなくても有効に電力を取出すことができる。
【００４１】
上記太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールは、表面電極、光電変換層及び裏面電極を、この順に積層した複数の薄膜太陽電池素子を互いに直列接続して構成される。この太陽電池モジュールは、以下のように構成される薄膜太陽電池モジュールを用いることによって、上記に示した数百Ｖの高電圧が必要な太陽光発電システムが実現可能であり、一般住宅用等の商用電力と連系した太陽光発電システムが実現できる。
＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞  −53段×12並列×2ブロック直列の例―
図１７は、第１の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１７（ａ）は平面図、図１７（ｂ）は図１７（ａ）のＡ−Ｂ線断面図、図１７（ｃ）は、図１７（ａ）のＣ−Ｄ線断面図を示す。図１８は回路図を示す。
【００４２】
第１の薄膜太陽電池モジュールにおいて、支持基板１は、例えば透光性のガラス基板またはポリイミド等の樹脂基板よりなる。その上（表面）に第１電極(例えばSnO2（酸化錫）の透明導電膜)を熱CVD法などにより形成する。第１電極は透明電極であればよく、例えばSnO2とIn2O3の混合物であるITOであってもよい。その後、透明導電膜を適宜パターニング除去して分離スクライブライン３を形成する。分離スクライブライン３を形成することにより複数に分離された第１電極２を形成する。分離スクライブライン３は、例えばレーザースクライブビームにより第１電極を溝状（スクライブライン状）に除去することにより形成される。
【００４３】
次に、第１電極２の上に、例えばｐ型、ｉ型、ｎ型の半導体層（例えば、アモルファスシリコンまたは微結晶シリコンなど）を順次ＣＶＤ法などにより成膜することにより光電変換層４を形成する。このとき、分離スクライブライン３内にも光電変換層が充填される。この光電変換層４はp-n接合であっても良いし、p-i-n接合であっても良い。また、光電変換層４は１段、２段或いは３段、またはそれ以上に積層することが可能であり、各太陽電池素子は基板側から順次長波長へ順次感度が変化するようにするとよい。このように複数の光電変換層を積層する場合、その間にコンタクト層、中間反射層などの層を挟んだ構造としてもかまわない。
複数の光電変換層４を積層する場合、各半導体層は、すべてが非晶質半導体または微結晶半導体であってもよく、また非晶質半導体または微結晶半導体の任意の組合わせであってもよい。即ち、第１光電変換層が非晶質半導体であり、第２及び第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１及び第２光電変換層が非晶質半導体であり、第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１光電変換層が微結晶半導体であり、第２及び第３光電変換層が非晶質半導体である積層構造でもよい。
【００４４】
また上記光電変換層４は、p-n接合またはp-i-n接合であるが、n-p接合またはn-i-p接合としてもよい。更に、p型半導体層と、i型半導体層の間にi型非晶質からなるバッファ層を備えてもよいし、なくてもよい。通常p型半導体層には、ボロン、アルミニウム等のp型不純物原子がドープされ、n型半導体層には、リン等のn型不純物原子がドープされる。i型半導体層は、完全ノンドープであっても、微量の不純物を含む弱p型又は弱n型であってもよい。
光電変換層４は、シリコンに限定されることはなく、炭素が添加されたシリコンカーバイド、またはゲルマニウムが添加されたシリコンゲルマニウムのようなシリコン系半導体、またはCu(InGa)Se2、CdTe、CuInSe2などの化合物からなる化合物系半導体によって構成することができる。これら結晶系または非結晶系半導体を使用する以外に、例えば色素増感材料を使用することも可能である。
なお、図１１に示す第１の薄膜太陽電池モジュールの光電変換層４は、それぞれp-i-n接合よりなり、赤外光を光電変換する結晶薄膜シリコンと、可視光を光電変換するアモルファス薄膜シリコンを積み重ね、一枚の薄膜セルを構成する。この構造により、２セルを積層した２接合型薄膜太陽電池を構成する。
【００４５】
その後、光電変換層４に接続溝をレーザースクライブなどにより作製し、その上に第２電極(ZnO/Ag電極など)をスパッタ法などで作製する。これにより、接続溝に第２電極材料が充填され、コンタクトライン５ｃが形成される。これにより、コンタクトライン５ｃを介して、分離された光電変換層４の第２電極５と、その隣の光電変換層４の第１電極２が接続され、複数の薄膜太陽電池素子が直列接続されることになる。さらにこのコンタクトライン５ｃと平行にセル分離溝６をレーザースクライブなどで作製し、複数の薄膜太陽電池素子に分離する。これにより、図１７の例では、個々の太陽電池素子（セル）は等しい大きさに切り離され、図１７の上下方向に複数の太陽電池素子が直列接続された薄膜太陽電池素子（以下では、セルストリングと言うこともある。）１０が作製される。
このとき、薄膜太陽電池素子の直列接続段数ｎが、下記式（１）の整数倍となるように分離スクライブライン３、コンタクトライン５ｃ、セル分離溝６を形成する。即ち、セルストリングにおける薄膜太陽電池素子の直列接続の段数ｎを下記式（１）のようにする。
n < Rshm / 2.5 / Vpm × Ipm + 1  ・・・（１）
ここで、Rshmは、薄膜太陽電池素子の短絡抵抗値の最頻値
Vpmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電圧
Ipmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電流
【００４６】
上記構成の薄膜太陽電池モジュールは、太陽電池素子をn段集積した薄膜太陽電池素子が、そのうちの１段の薄膜太陽電池素子が影に隠れてホットスポット状態になった場合、薄膜太陽電池ストリングの出力は、バイパスダイオードにより短絡された状態になる。このときの等価回路は、光が当たっている(n-1)段の薄膜太陽電池素子に、光が当たっていない1段の薄膜太陽電池素子が負荷として繋がった状態になる。そのため、薄膜太陽電池モジュール内の光が当たっている部分で発電された電力は、薄膜太陽電池モジュール外部に取出されることなく、大半が影になった薄膜太陽電池素子で消費されるようになる。この時、影になった薄膜太陽電池素子の正常部分での逆方向耐圧が十分に高い場合、薄膜太陽電池素子に流れる電流は、ゴミや傷や突起による面内の短絡部や、レーザースクライブ周辺などの低抵抗部分に流れる。
この電流の流れやすさの一つの目安として、薄膜太陽電池素子に0〜数V程度の逆電圧を印加したときの電流電圧特性から算出される短絡抵抗をRsh[Ω]とすると、この短絡抵抗Rshが上記の光が当たっている(n-1)段のセルに対して最適負荷     Rshpmとなったときがもっとも短絡部分に電力が集中する場合である。従って、短絡抵抗Rshがその値に近くならないようにモジュールを設計する必要がある。
【００４７】
例えば、薄膜太陽電池素子１段の最適動作電圧をVpm[V]、最適動作電流をIpm[A]とし、前述のように、薄膜太陽電池素子の１段が影に隠れた場合、下記式（２）のときが最適負荷Rshpmとなり、最悪となる。
Rshpm = Vpm / Ipm × (n-1)  ・・・（２）
実際の短絡抵抗Rshは、ゴミや傷や突起による面内の短絡部や、レーザースクライブ周辺の低抵抗部分など種々の原因によって生じる。これらは、製造段階の様々な理由によりばらつき、ある範囲を持って分布する。代表的なシリコン薄膜太陽電池のI-V特性から、短絡抵抗Rshがばらついた場合の短絡抵抗Rshと、そこで消費される電力Prshの関係を図１９に示す。上記短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmからずれた場合、大体最適負荷Rshpmの2.5倍で、電力Prshが半分以下となる。即ち、図１９では、最適負荷Rshpmが約３３０Ωのとき、電力はほぼ８Ｗであり、短絡抵抗Rshが１３０Ω、電力はほぼ４Ｗである。従って、短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmから2.5倍以上ずれたところで製造できれば、ホットスポットによる剥離の発生は大幅に低減できる。2.5倍以上ずれればよいので、最適負荷Rshpmに対して短絡負荷Rshは2.5倍以上いくらずれてもかまわない。
【００４８】
また、実際に作製したモジュールの短絡抵抗Rshの分布を図２０に示す。薄膜太陽電池素子の短絡抵抗Rshを悪化(＝低下)させる要因としては、分離スクライブラインでの分離不良、面内のゴミや突起やピンホールによる短絡、作製条件のずれによる逆方向リーク電流の増加、ドープ層の低抵抗化など、様々な事象が考えられる。しかし、主たる要因としては、短絡抵抗Rshの分布のピーク付近（〜３０００Ω）では、主に分離スクライブラインでのリーク電流が短絡抵抗Rshを低下させる原因となっている。また、短絡抵抗Rshの分布のピーク付近よりも低くなる範囲では、主に面内のリーク電流が短絡抵抗Rshを低下させる原因となっている。
リーク電流の要因が面内の短絡の場合、ホットスポット現象が起きると、面内の短絡部分が剥離するかもしくは焼ききられて高抵抗になり、そのセルのF.F.を改善させるので、剥離によるIscの低下を相殺し、その結果、特性が大きく低下することは少ない。しかし、リーク電流の要因が分離スクライブラインのリーク電流の場合、ホットスポット現象が起きると、分離スクライブラインから剥離が発生し、正常な部分の太陽電池素子を巻き込んで剥離が進行したり、近くのコンタクトラインにも影響を及ぼしたりするので、面内の短絡の場合と比較すると特性も信頼性も大きく低下する。
【００４９】
よって、前述の最適負荷Rshpmが、分離スクライブラインのリーク電流が主要因である範囲からはずれ、面内リーク電流が主要因である範囲内にあることが望ましい。具体的には短絡抵抗Rshの最頻値をRshmとし、それに対し最適負荷Rshpmが十分に低い範囲にあればよい。最頻値Rshmが最適負荷Rshpmの2.5倍あれば、最頻値Rshmでの短絡抵抗Prshは最適負荷Rshpmでの半分程度になるので、下記式（３）となるように各パラメータを選べばよい。
Rshm > 2.5 × Rshpm = 2.5 × Vpm ÷ Ipm × (n-1)  ・・・（３）
【００５０】
薄膜太陽電池モジュールを構成する太陽電池素子の種類や構造や生産条件が決まると、Vpm, Ipm, Rshmはほぼ決まるので、上式（３）を変形することにより、下記のように式
（１）が求められ、これによって、ホットスポット耐性を保てる最大集積段数が決まる。
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm + 1  ・・・（１）
現実的には、太陽電池素子の形状にもよるが、短絡抵抗Rshはあまり低いと、太陽電池素子特性に影響が出るので、リーズナブルな太陽電池素子ではRshm > 2000Ω程度であり、Vpm/Ipm は5〜10Ω程度である。このとき、n < 80〜160となる。最適動作電圧がVpm = 1.0Ｖ程度の太陽電池素子の場合、薄膜太陽電池モジュールの最適動作電圧が80〜160V程度のものまではおのずとこの範囲に収まる。
この問題が顕著になるのはモジュールの最適動作電圧が160Vを越えた辺りからであり、その場合の対策として、前述の式（１）を守るように集積段数を決めれば良い事を、我々は見出したのである。
【００５１】
また、この様にして、最大集積段数が制限された場合、薄膜太陽電池モジュールとしてその集積段数で実現できる電圧出力よりも高い電圧出力を得たい場合は、薄膜太陽電池モジュール内部を複数のブロックに分けて、それぞれのブロックでの集積段数が前述の式（１）の範囲内に収まるようにし、各ブロックにバイパスダイオードを並列に取り付け、かつそれらを相互に直列接続すれば、ホットスポット耐性を確保しつつ高電圧出力の薄膜太陽電池モジュールを実現することができる。バイパスダイオードを並列に取り付けると、ホットスポットの発生時にはバイパスダイオードが作動し、ブロックの出力をほぼ短絡するので、他のブロックの影響を受けることがなくなるからである。
【００５２】
さらに、この様にして作製されたセルストリング１０に、図１７（ａ）の上下方向に走るセルストリング分離溝８を作製し、セルストリング１０を図１７の横方向に複数に分離し、単位セルストリング１０ａを形成する。ここで単位セルストリングに分離するのはホットスポット耐性向上の為に、１単位セルストリング１０ａ当りの発電量を一定値以下に抑えるためである。ホットスポット現象によるセルの損傷を抑制する観点からは単位セルストリング１０ａの出力Ｐａは小さい方がよい。単位セルストリングの出力Ｐａの上限は後述するセルホットスポット耐性試験により求められ、１２Ｗである。単位セルストリングの出力Ｐａは、次式（４）によって算出できる。
Ｐａ＝（Ｐ／Ｓ）×Ｓａ  ・・・（４）
Ｐは薄膜太陽電池モジュールの出力
Ｓは薄膜太陽電池モジュールの有効発電部面積
Ｓａは単位セルストリング１０ａの面積
【００５３】
薄膜太陽電池モジュールの出力Ｐが一定である場合、単位セルストリング１０ａの出力Ｐｓを小さくするには、薄膜太陽電池モジュールに含まれる単位セルストリング１０ａの数を増やす、即ちストリング分割溝８の数を増やせばよい。単位セルストリング１０ａの出力Ｐｓの上限のみを考慮すれば、並列分割段数は多ければ多いほど有利である。しかし、並列分割段数を増やすと、以下の理由（１）〜（３）により、コンタクトライン印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃが増大し、コンタクトライン５ｃが損傷されやすくなる。ここで、Ｐは薄膜太陽電池モジュールの出力、Ｐｓは影になったセルストリングが出力し得る出力、Ｓｃは、コンタクトライン５ｃの面積である。
【００５４】
（１）他の単位セルストリングからの印加電力の増大
１つの単位セルストリング１０ａが影になった場合、他の全てのセルストリングで発生した電力が影になった単位セルストリング１０ａに印加される。影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力の値は、（Ｐ−Ｐｓ）となる。（Ｐ−Ｐｓ）の値は、単位セルストリング１０ａの出力Ｐａの値が小さいほど大きくなるので、並列分割数を増やして単位セルストリング１０ａの出力Ｐａを減らすと、影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力が増大する。
【００５５】
（２）コンタクトラインの面積減少
並列分割数を増やすと、図１７（ｂ）に示すコンタクトライン５ｃの長さＬが短くなり、その結果、コンタクトライン５ｃの面積Ｓｃが小さくなる。その結果、コンタクトライン５ｃの抵抗値が増大する。
【００５６】
（３）接続溝の印加電力密度増大
上記の通り、並列分割数を増やすと、（Ｐ−Ｐｓ）の値が増大し、且つコンタクトＰラインの面積Ｓｃが小さくなる。従って、コンタクトライン５ｃに印加される電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃが増大し、コンタクトライン５ｃが損傷されやすくなる。
【００５７】
コンタクトライン５ｃの損傷を抑制するには、コンタクトライン５ｃに印加される電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃをその上限値以下にする必要がある。コンタクトライン５ｃの印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃの上限は、後述する逆方向過電流耐性試験により求まり、１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）であった。コンタクトライン印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃは、１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）以下であれば特に限定されない。
【００５８】
ここで、セルホットスポット耐性試験について説明する。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールを作製し、5V〜8Vの逆方向電圧をかけ、逆方向電流が0.019mA/cm2〜6.44mA/cm2になるように変化させたときの電流（ＲＢ電流と言う）及びＩ−Ｖを測定する。測定したサンプルの中から、逆方向電流が異なるサンプルを並列分割して、評価対象ストリングの出力が5〜50Wになるようにする。次に、薄膜太陽電池素子（１セル）のホットスポット耐性試験を行う。ホットスポット耐性試験はICE61646 1stEDIYIONに準拠し、ここでは合格ラインを外観をよくする観点から１０％より厳しくした。剥離面積は、薄膜太陽電池モジュールの基板側からサンプル表面を撮影し、膜剥離が起こった部分の面積を測定した。セルストリングの出力又はＲＢ電流が異なるサンプルを測定した結果、ＲＢ電流が中程度の大きさの場合（0.31〜2.06mA/cm2）に膜剥離がおきやすいことが分かった。また、セルストリングの出力が１２Ｗ以下の場合、ＲＢ電流の大きさによらず剥離面積は５％以下に抑えることができることが分かった。これにより、単位セルストリングの出力Ｐｓの出力は１２Ｗ以下に設定された。
【００５９】
次に、逆方向過電流耐性試験について説明する。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールを作製し、発電電流の方向とは逆方向に過電流を流して、コンタクトラインの損傷を調べることにより、逆方向過電流耐性試験を行った。ここで流す電流は、ＩＥＣ６１７３０の規定に準ずると、耐過電流仕様値の1.35倍となるが、ここでは７０Ｖで、５.５Ａ流した。
薄膜太陽電池モジュールに上記電圧、電流を加えると、並列接続したセルストリングに電流が分割して流れるのであるが、セルストリングの抵抗値はそれぞれ異なり、そのため電流は均等に分割されない。最悪の場合、７０Ｖ、５．５Ａ全部が１つのセルストリングに印加されることがある。この最悪の場合にもセルストリングが損傷されないかどうか試験する必要がある。そこで、コンタクトラインの幅を２０μｍと４０μｍに変化させ、長さを８．２ｍｍ〜３７．５ｃｍに変化させて、サンプルを作製し、コンタクトラインの損傷を目視判定した。その結果、コンタクトラインの面積を２０μｍ×１８ｃｍまたは４０μｍ×９ｃｍ＝０．０３６ｃｍ2以上にすればよいことが分かった。セルストリングに印加した電力は、３８５Ｗであるから、３８５Ｗ÷０．０３６ｃｍ2＝１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）である。
【００６０】
上記のようにして、ストリング分離溝８を形成した後、金属電極７を用いて、セルストリング１０を上下二つの領域に分ける。具体的には、図１７の上端に集電電極７ａ、下端に集電電極７ｂを取り付けて、垂直方向に走る分離溝８で分割した各単位セルストリングをあらためて並列に接続する。同時に、二つの集電電極７ａと７ｂの真ん中にも中間線取出し用の集電電極７ｃを追加し、ここを境に上下二つの単位ストリング１０ａの領域に分ける。これにより、この集積基板１は、12×2の24領域に分割される。中間線取出し用の集電電極７ｃは、図１７（ｂ）に示すようにセルストリングの第２電極７の上に直接つけてもよい。あるいは、上領域と下領域の間に、中間線取出し用電極領域を設けて集電電極７ｃを取り付けてもよい。
【００６１】
この薄膜太陽電池モジュール全体の回路図を図１８に示す。複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された単位セルストリングをバイパスダイオードに並列に接続する。具体的には端子ボックス１１内にバイパスダイオード１２を用意し、そこに各単位セルストリング１０ａから導出されたリード線１４、１５、１６を配線し、２つのセルストリングを２つのバイパスダイオード１２に並列接続する。２つのバイパスダイオード１２は直列接続されているため、複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された方向に、複数のセルストリングが直列接続される。これにより、１単位ストリング内の直列接続数を式（１）に規定の段数以下に抑えつつ、その倍の電圧を端子１３間に出力することを可能にしている。
上記第１の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックス１１内で各単位セルストリングを接続したが、薄膜太陽電池モジュールの支持基板１上に配線を施し、この配線を用いて接続してもよい。この場合に支持基板１上に施す配線は、集電電極７の形成と同時に形成してもよく、またジャンパ線のように、別配線を用いてもよい。
【００６２】
この第１の薄膜太陽電池ストリングの構造で、光電変換層にアモルファスシリコン２セルと微結晶シリコン１セルを積層した３接合型のセルを用いた場合、式（１）に示した計算式は以下の様になる。
Rshm = 4000[Ω]
Vpm=1.80[V]
Ipm=62[mA]
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm ＋ 1 = 56.1
よって、式（１）に従い、nは56段以下にすればよいので、第１の薄膜太陽電池モジュールでは106段の直列構造の真ん中に中間取出し電極７ｃを設けて、単位セルストリング１０ａは、53段としている。
また、この第１の薄膜太陽電池モジュールでは中間取り出し線７ｃは１本であるが、基板全体の集積段数や個々のセル電圧に応じて、分割数を増やし中間取り出し線の数を増やして１領域あたりの集積段数を減らしても良い。また、出力電圧が式（１）の段数によって得られる電圧以下である場合は、１ブロックとしてもかまわない。
【００６３】
＜第２の薄膜太陽電池モジュール＞―53段×6並列×4ブロック直列―
第２の薄膜太陽電池モジュールは、より高い電圧を出力する為に、分割後の接続方法に特徴を有する。具体的には、セルストリング分離溝８によって、１２個の単位セルストリングに分割する際に、中央のストリング分離溝８を広くする。この部分には発電中に薄膜太陽電池モジュール動作電圧の２分の１に相当する高い電圧がかかる為、耐圧を確保する必要がある。この第２の薄膜太陽電池モジュールでは、他のストリング分離溝８の２倍程度に広くしている。もちろん、中央のストリング分離溝８に樹脂を充填したり、絶縁膜を成膜したりして絶縁耐圧を上げてもよい。
【００６４】
その後、集電電極７ａ、７ｂ、７ｃを形成する際に、それぞれ右側のセルストリングと左側のセルストリングで分離し、独立電極となるように別々に形成する。これにより、53段直列接続×６並列のブロックが４つ出来上がる。これを４ブロック直列接続にする。これにより、第１の薄膜太陽電池モジュールのさらに倍の電圧を出力する薄膜太陽電池モジュールを実現することができる。つまり、セルストリングの４倍の出力電圧が得られる。
【００６５】
＜第３の薄膜太陽電池モジュール＞―48段×5並列×2ブロック直列の基板を２枚用いて48段×5並列×４ブロック直列を実現した例―
第１及び第２の薄膜太陽電池ストリングでは支持基板そのものが大きく、その上に全てのセルストリングを形成した薄膜太陽電池モジュールの例を示したが、小さな支持基板を複数組み合わせて大きな太陽電池モジュールを作ることが可能である。その場合、個々の支持基板内のセルストリングを式（１）に示した条件を満たす様に形成し、それらを繋ぎ合わせれば信頼性を確保しつつ高電圧のモジュールを作製できる。即ち、セルストリングは、第１及び第２薄膜太陽電池モジュールと同じようにして構成し、２つの薄膜太陽電池モジュールの支持基板１を、１つのカバーガラスからなる集積基板上に載置し、一つにまとめるように構成する。これを端子ボックス１１内で、直列接続する。
上記小さい支持基板は、それぞれ個別に封止して、それらを大きい集積基板上に一体化してもよいし、または枠を用いて一体化してもよい。また、２つの小さい支持基板を１つの集積基板上に載置して、それらをひとつに纏めるように封止してもよい。
また、二つの支持基板を別々に封止し、枠でまとめてひとつの薄膜太陽電池モジュールにしてもよい。
【００６６】
以上には、高電圧出力する太陽電池モジュールについて説明したが、次に低電圧出力太陽電池モジュールについて説明する。
＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞―20段×12並列×1ブロックの例―
薄膜太陽電池モジュール１０は、低電圧出力であり、そのためセルストリングの直列接続段数は２０段であり、１２並列を配置してアレイが構成される。その他の構成は第１の薄膜太陽電池モジュールと同じである。
【００６７】
以上に示した第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、スーパーストレート型構造の薄膜太陽電池モジュールについて説明したが、薄膜太陽電池モジュールはサブストレート型構造にも適用可能であり、その場合、基板上に第２電極、光電変換層及び第１電極を、この順に形成する。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックスを１つ備えるが、端子ボックスを複数備え、複数の端子ボックス間を配線することによりセルストリングを直列接続してもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、セルストリングを２個形成して２分割したが、出力電圧がセルストリングの段数ｎによって満足できるときは、１個であってもよい。また、セルストリングは、偶数個でなく奇数個であってもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、バイパスダイオードに接続して、セルストリングを直列接続したが、バイパスダイオードをなくしてセルストリングを直接接続してもよいし、バイパスダイオードに代えて抵抗、負荷に接続してもよい。
【００６８】
（実施形態２）
図２１は、太陽光発電システムの実施形態２のブロック図を示す。図２１に示すように各薄膜太陽電池ストリングを並列接続する幹線１０１、１０２の各間にそれぞれ抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を接続する。抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、ＤＣ／ＡＣ変換装置１２２に近い方が抵抗値が小さくなるようにする。また、抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、幹線１０１及び１０２の内部抵抗により形成することができる。図２１の抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は幹線１０１、１０２にそれぞれ接続したが、幹線１０１または１０２のいずれか一方であってもかまわない。また幹線１０１、１０２の内部抵抗により抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を形成する場合、必要に応じて幹線１０１及び１０２の線の太さを変えたり、線の数を変えたりするとよい。この抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４により、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＩＮの入力端で等しい電圧になるようにする。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池モジュールを形成する第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
【００６９】
（実施形態３）
図２２は、太陽光発電システムの実施形態３のブロック図を示す。図２２に示すように複数の薄膜太陽電池ストリングは、ＤＣ／ＡＣ変換装置１２２に遠い方が出力電圧が高く、近い方が出力電圧が低くなるようにする。そして、ＤＣ／ＡＣ変換装置１２２の入力端で等しい電圧になるようにする。複数の薄膜太陽電池ストリングの出力電圧にバラツキがあるとき、出力電圧の順に並べ、出力電圧の低い薄膜太陽電池ストリングがＤＣ／ＡＣ変換装置ＩＮの入力端になるように配置するとよい。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池ストリングを形成する第１〜第３の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
実施形態１〜３では、電力変換装置としてＤＣ／ＡＣ変換回路を用いて説明した。しかし、本発明の効果はＤＣ／ＡＣ変換回路に限るものではない。例えば、電力変換回路を用いても、同様の効果が得られる。
【００７０】
本発明の太陽光発電システムのうち、逆流防止ダイオードを備える構成においては、太陽電池ストリングの短絡故障及び過電流保護装置の開放故障を次のようにして簡単に発見することができる。
図２３は、太陽電池ストリングの過電流保護装置が切断されていない太陽電池ストリングにおいて逆流防止ダイオードの短絡故障を発見する場合を示す。逆流防止ダイオード１４１が２個直列接続した太陽電池モジュール１１１、１１２のプラス電極側に接続されており、この太陽光発電システムに、夜間のように太陽電池モジュールに光が当たらないようにして、プラス電極側から電圧を印加する。すると、逆流防止ダイオードが短絡故障している太陽電池モジュールには電流が流れるので、その太陽電池モジュールが発熱する。この発熱する太陽電池モジュールの温度は、他の太陽電池モジュールより数度高く、そのため例えばサーモグラフ等により観測すると、温度の高い太陽電池モジュールは他の太陽電池モジュールと区別して、その位置を特定することができる。このようにサーモグラフで観察して故障を発見する効果は、太陽電池モジュールが多数並列接続されている本発明の太陽光発電システムに有効であり、特に直列接続数が２〜１０程度に少なく、並列接続数が数１０程度以上に多い場合に有効である。このように幹線より電圧を印加して、太陽電池モジュールの発熱を観測することにより逆流防止ダイオードの故障を検査することが可能となる。
【００７１】
図２４は、太陽電池ストリングの過電流保護装置が切断されていない太陽電池ストリングにおいて逆流防止ダイオードの開放故障を発見する場合を示し、逆流防止ダイオード１４１が２個直列接続した太陽電池モジュール１１１、１１２のプラス電極側に接続されており、この太陽光発電システムを昼間、インバータ１２２を動作させた状態にする。すると、逆流防止ダイオード１４１が開放故障している太陽電池モジュールには、他の太陽電池モジュールの発熱温度に比べて、より高温になる。つまり、平常動作している太陽電池モジュールは発電電流により発熱するが、逆流防止ダイオードが開放している太陽電池モジュールでは、発電電流が流れていかない分、より高温になる。この発熱する太陽電池モジュールの温度は、他の太陽電池モジュールより数度高く、そのため例えばサーモグラフ等により観測すると、温度の高い太陽電池モジュールは他の太陽電池モジュールと区別して見ることができる。このようにサーモグラフで観察して故障を発見する効果は、太陽電池モジュールが多数並列接続されている本発明の太陽光発電システムに有効であり、特に直列接続数が２〜１０程度に少なく、並列接続数が数１００程度に多い場合に有効である。
このような現象は、太陽電池モジュールが壊れている場合にも生じるので、太陽電池モジュールの故障を発見する場合にも利用することができる。
【符号の説明】
【００７２】
１０１、１０２  幹線
１１１、１１２，１１３  太陽電池モジュール
１２１  太陽電池ストリング
１２２  ジャンクションボックス
１２２ａ  ヒューズ
１３１  分岐線
１３３  電力変換装置
１３４  過電流保護装置
１３４ａ  過電流保護素子（ヒューズ）
１３５  コネクタ
１４１  分岐接続部
１４１ａ  逆流防止ダイオード
２１３  架台
２１４  支柱
１３４２、１３５１  プラグ
１３４１、１３５２  ソケット
２３０  異常検出部
２３２  信号回路
２３３  発振回路
２３４  送信回路
２３５  アンテナ
【図１】
2010239045.tif 000003
【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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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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