(57)【要約】【課題】施工性の向上、太陽電池パネルの発電量を増加し、太陽電池パネルの増設やガラス基板中のＮａプラスイオンの光電変換層内側へ拡散による太陽電池パネルの劣化を抑制することが可能な太陽光発電システムを提供する。【解決手段】電力を発電する太陽電池パネル１を複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイと、各太陽電池パネル１に設けられて、各太陽電池パネル１が発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段４１と、を備え、各太陽電池パネル１は、太陽電池パネル１の一部を接地するパネル用接地手段４３を有し、パネル用接地手段４３は、分岐されて太陽電池パネル１と、電力変換手段４１へ直流電力を入力する負極側との間を接続することを特徴とする。【選択図】図８
2012099764.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイと、
各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段と、を備え、
各前記太陽電池パネルは、該太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段を有し、
該パネル用接地手段は、分岐されて前記太陽電池パネルと、前記電力変換手段へ直流電力を入力する負極側との間を接続することを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
各前記太陽電池パネルに設けられるパネル用接地部分と、
前記電力変換手段によって変換された交流電力が導かれる外部出力手段と、
各前記太陽電池ストリングを構成する各前記太陽電池パネルの前記パネル用接地部分に接続する前記パネル用接地手段と、
各パネル用接地手段を介して接地する共通接地手段と、を備え、
該共通接地手段には、前記外部出力手段から前記電力変換手段に対して交流出力用の同期信号が送信され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】
前記共通接地手段の一部が接続される記録装置および監視装置を備え、
各前記電力変換手段は、該電力変換手段毎に固有の信号と、該電力変換手段を有する前記太陽電池パネルに異常がある場合には、異常信号を送信することを特徴とする請求項１または請求項２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
電力を発電する太陽電池パネルの受光面と反対側の裏面側に設け、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備え、
該電力変換手段の近傍の各前記太陽電池パネルの前記裏面上には、前記電力変換手段の自己発熱を放熱する放熱手段を設け、
該放熱手段は、放熱手段本体と、該放熱手段本体の面から突出すると共に前記電力変換手段から離反する方向に向かって延在する複数の突出部と、を有し、
前記放熱手段本体は、その設置方向が調整可能であることを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項５】
前記放熱手段本体は、前記電力変換手段から離反する方向に向かって先細りする形状であることを特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備え、
前記太陽電池パネルを構成する各セルの間には、コンデンサを設けることを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項７】
電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイを構成する各前記太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段を分岐して、各前記太陽電池パネルと、各該太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段へ前記直流電力を入力する負極側との間を接続することを特徴とする太陽光発電パネルの接地方法。
【請求項８】
電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイを構成する各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段から固有の信号と、該電力変換手段を有する前記太陽電池パネルに異常がある場合に送信される異常信号とを各前記太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段および該パネル用接地手段を介して接地する共通接地手段に接続される記録装置および監視装置によって監視することを特徴とする太陽光発電システムによる監視方法。
【請求項９】
電力を発電する複数の太陽電池パネルの受光面と反対側の裏面側に設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段の近傍の各前記太陽電池パネルの前記裏面上に前記電力変換手段の自己発熱を放熱する放熱手段の放熱手段本体と、該放熱手段本体の面から突出すると共に前記電力変換手段から離反する方向に向かって延在する複数の突出部と、設けて、
前記放熱手段本体の設置方向を前記太陽電池パネルの設置方向毎に調整することを特徴とする電力変換手段の冷却方法。
【請求項１０】
複数の太陽電池パネルに各々設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備える前記太陽電池パネルの各セルの間にコンデンサを設けて、各前記太陽電池パネルが発電する電力を平準化することを特徴とする太陽電池パネルの発電電力の平準化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池に関し、特に発電層を製膜で作成する薄膜系太陽電池に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、太陽光発電システム１００は、図１７に示すように、太陽電池アレイ１０３と、太陽電池アレイ１０３を構成している複数の太陽電池パネル１０１が発電する直流電力を交流電力に変換する電力制御装置（パワーコンディショナ）１０５とを備えており、電力制御装置１０５から出力された交流電力を絶縁トランス１０６、分電盤１０７、開閉器１０８および変圧器１０９を介して電力系統１１０へと供給する。
【０００３】
このような太陽光発電システム１００の太陽電池パネルアレイ１０３は、例えば、４台の太陽電池パネル１０１を互いに並列に接続して太陽電池パネルストリング１０２とした上で、例えば、３列の太陽電池パネルストリング１０２を互いに直列に接続して構成されている。
【０００４】
各太陽電池パネル１０１が発電した直流電力は、太陽電池ストリング１０２毎に接続箱１０４へと導かれる。そのため、接続箱１０４には、各太陽電池ストリング１０２との間を接続する配線ケーブルが太陽電池ストリング１０２（例えば、３回路）分だけ接続されることとなる。
【０００５】
各配線ケーブルによって接続箱１０４に導かれた各太陽電池パネルストリング１０２からの直流電力は、接続箱１０４によって集電されて１回路に出力されて電力制御装置１０５へと導かれる。
【０００６】
電力制御装置１０５は、その内部に昇圧回路１０５ａ、インバータ１０５ｂおよびフィルタ１０５ｃを備えており、接続箱１０４から電力制御装置１０５へと導かれた集電された直流電力を交流電力に変換して出力する。
【０００７】
電力制御装置１０５によって変換された交流電力は、絶縁トランス１０６を介して受電設備である分電盤１０７へと給電される。分電盤１０７に給電された交流電力は、変圧器１０９によって所望の交流電圧にされた後、電力系統１１０へと送電される。なお、分電盤１０７と変圧器１０９との間には、開閉器１０８が設けられており電力系統１１０へ連携する太陽光発電システム１００の回路との開閉が可能とされている。
【０００８】
このような太陽光発電システム１００に、アモルファスシリコンを含む微結晶タンデム型の薄膜シリコン系太陽電池を用いた場合には、図１７に示すように、接続箱１０４と電力制御装置１０５との間に負極接地用ユニット１１１を設けて電力制御装置１０５のマイナス側を接地したり、もしくは若干の電圧でプラス側へバイアス電圧を印加することによって、薄膜シリコン系太陽電池の表面ガラス中のＮａイオンが発電セル内側へと拡散しにくい電界を付与して、変質や劣化することを抑制しているものもある（例えば、特許文献１）。
【０００９】
しかし、図１７に示す太陽光発電システム１００では、複数の太陽電池ストリング１０２を集電した後に電力制御するため、比較的容量の大きなインバータ１０５ｂ等を有する電力制御装置１０５が必要となる。そのため、太陽光発電システム１００の配線接続が複雑になり施工に手間がかかっていた。
【００１０】
また、通常では太陽電池パネル１０１の容量は、太陽電池パネル１０１の出力と、所定規格のインバータ１０５ｂの容量とが合うように発電システムの設計が行なわれるが、太陽電池パネル１０１を増設した際には、インバータ１０５ｂの容量を太陽光発電システム１００の容量に合わせて新規に設ける必要があり、インバータ１０５ｂを有している電力変換装置１０５の交換が必要となっていた。
【００１１】
そこで、従来より、太陽電池パネル毎に小型のインバータユニットを設けて各太陽電池パネルからの出力を交流にして、各太陽電池パネルを並列に接続した太陽光発電システムが検討されている。
【００１２】
しかし、太陽電池パネル毎にインバータユニットを設けた際には、インバータユニットは自己発熱と太陽電池の太陽光による温度上昇雰囲気（例えば、５０℃から７０℃）とによって、インバータユニットが高温化してしまう。そのため、インバータの故障が発生しやすくなることから、インバータユニットの効果的な冷却方法が検討されてきた（例えば、特許文献２および特許文献３）。
【００１３】
また、日射条件の変動により太陽電池から出力される電力の急激な変動を抑制するために、特許文献４には、各太陽電池パネルのガラス基板に形成された光電変換層側に絶縁膜を介してシート状の電気二重コンデンサを設置する発明が開示されている。
【００１４】
さらに、太陽電池パネル毎に設けられたインバータユニットの交流波の同期調整手段として、特許文献５には、ＧＰＳ受信信号を利用することが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１５】
【特許文献１】特開２００８−４７８１９号公報
【特許文献２】特開平９−２７１１７９号公報
【特許文献３】特開２００２−１１１０３８号公報
【特許文献４】特公平６−３６４３１号公報
【特許文献５】特開２００５−１１６８３５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１６】
しかし、特許文献１に開示されている発明は、薄膜シリコン系太陽電池のパネル毎にインバータユニットが設けられている太陽光発電システムについては検討されていなかった。
【００１７】
また、薄膜シリコン系太陽電池においては、光劣化現象がある。そのため、この劣化を回復させるために、太陽電池パネルの温度は低温であるよりも太陽光による温度上昇した温度（約５０℃から７０℃）程度であることが望ましい。そのため、インバータユニットを各太陽電池パネルに設けた場合には、限られたスペースにおいて風などの気流の流れを有効に利用してインバータユニットを冷却する手法、特にインバータユニットの自己発熱を簡易で有効に放熱する手法が望まれている。
【００１８】
さらに、太陽電池パネル１０１の個々の出力に対して小容量の平準化コンデンサを設けることで、図１７のインバータ１０５ｂの入力部分に設置される大容量な平準化コンデンサを小型化して分散させることができる。しかし、特許文献４に記載の発明のように、光電変換層全体と電気二重コンデンサ全体とが電気的に接続する形態では、平準化の効果を発揮させるためには、電気二重コンデンサの耐電圧の上昇と、更なる小型化が望まれている。
【００１９】
本発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであって、施工性の向上、太陽電池パネルの発電量を増加し、太陽電池パネルの増設やガラス基板中のＮａプラスイオンの光電変換層内側へ拡散による太陽電池パネルの劣化を抑制することが可能な太陽光発電システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【００２０】
上記課題を解決するために、本発明の太陽光発電システムによれば、電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイと、各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段と、を備え、各前記太陽電池パネルは、該太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段を有し、該パネル用接地手段は、分岐されて前記太陽電池パネルと、前記電力変換手段へ直流電力を入力する負極側との間を接続することを特徴とする。
【００２１】
一般には、直流出力電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池アレイからなる太陽光発電システムの場合には、太陽電池アレイを構成している各太陽電池ストリングから導かれる配線ケーブルは、太陽電池ストリング毎に接続箱に接続されている。そのため、太陽電池アレイから接続箱には、太陽電池ストリングの数の配線回路が導かれることとなる。その後、接続箱からは、各太陽電池ストリングから導かれた直流電圧を集電して１回路にして出力する。接続箱から出力された直流電力は、電力変換装置により交流電力に変換されて電源系統へと導かれる。
【００２２】
そこで、本発明では、太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を各太陽電池パネルに設けることとした。そのため、各太陽電池パネルから交流電力にして集電することができる。さらに、太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段を分岐させて、太陽電池パネルと電力変換手段へ入力する負極側との間を接続することとした。パネル用接地手段は、太陽電池パネル周囲に設けたフレームなどへ接続してあり、太陽電池パネルに発生した静電気成分を逃がすことが可能であり、接地電位となっている。そのため、電力変換手段毎に電力変換手段へ入力する負極側の接地を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの接続配線が各太陽電池パネル部分で容易に接続処理することとなり施工性が向上するとともに、太陽電池パネルにガラス基板中のＮａプラスイオンが発電セル内側へと拡散しやすい電界を付与しないように、太陽電池の裏面電極側電位を接地電位に近づけて、変質や劣化を抑制した太陽電池パネルを用いた太陽光発電システムにすることができる。
【００２３】
また、太陽電池アレイから集電された直流電力を電力変換装置により交流電力に変換する太陽光発電システムの場合には、太陽電池パネルを増設する際には、増設した太陽光発電システムの容量に適した容量のインバータ等を有する電力変換装置に交換する必要があった。
【００２４】
しかし、本発明では、太陽電池パネルを増設する等して太陽光発電システムの容量が変化する場合であっても、太陽電池パネル毎に電力変換手段が設けられるので、既に設置された電力変換手段の交換を行なうのではなく、増設に必要な太陽電池パネルを設置することで対応が可能となる。したがって、太陽電池パネルの増設や個別設計が容易となる。
【００２５】
本発明の太陽光発電システムによれば、各前記太陽電池パネルに設けられるパネル用接地部分と、前記電力変換手段によって変換された交流電力が導かれる外部出力手段と、各前記太陽電池ストリングを構成する各前記太陽電池パネルの前記パネル用接地部分に接続する前記パネル用接地手段と、各パネル用接地手段を介して接地する共通接地手段と、を備え、該共通接地手段には、前記外部出力手段から前記電力変換手段に対して交流出力用の同期信号が送信されることを特徴とする。
【００２６】
共通接地手段は、パネル用接地手段を介して各太陽電池ストリングを構成する各太陽電池パネルのパネル用接地部分に電気的に接続される。このように構成される太陽電池アレイの共通接地手段には、外部出力手段から同期信号を送信することとした。そのため、同期信号は、共通接地手段、各パネル用接地手段を介して、各太陽電池パネルに設けられる電力変換手段に送信されることとなる。したがって、各太陽電池パネルの交流出力の位相を簡易に正確に同期させることができる。
また、各太陽電池ストリングにて各パネル用接地手段に接続するストリング用接地手段を設けて、このストリング接地手段を介して共通接地手段へと接続しても良い。各太陽電池ストリングの太陽電池パネル数量が多く、共通接地手段と離れた位置にある場合は、接続配線が簡素化して好ましい。
【００２７】
本発明の太陽光発電システムによれば、前記共通接地手段の一部が接続される記録装置および監視装置を備え、各前記電力変換手段は、該電力変換手段毎に固有の信号と、該電力変換手段を有する前記太陽電池パネルに異常がある場合には、異常信号を送信することを特徴とする。
【００２８】
各電力変換手段からは、電力変換手段毎に固有の信号が送信されて各太陽電池パネルを識別することが可能であり、また各太陽電池パネルの発電状態を確認できると共に、太陽電池パネルに異常がある場合には、異常信号が送信され、各太陽電池パネルの監視が可能である。記録装置には、共通接地手段の一部が接続される。これにより、電力変換手段から送信された電力変換手段毎の固有の信号および異常信号を、共通接地手段、各パネル用接地手段を介して記録装置に転送して監視することができる。そのため、発電電力が流れない共通接地手段、各パネル用接地手段を信号送電に用いることができる。したがって、記録装置における固有な信号や異常信号といった信号受信と処理が容易となる。
【００２９】
本発明の太陽光発電システムによれば、電力を発電する太陽電池パネルの受光面と反対側の裏面側に設け、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備え、該電力変換手段の近傍の各前記太陽電池パネルの前記裏面上には、前記電力変換手段の自己発熱を放熱する放熱手段を設け、該放熱手段は、放熱手段本体と、該放熱手段本体の面から突出すると共に前記電力変換手段から離反する方向に向かって延在する複数の突出部と、を有し、前記放熱手段本体は、その設置方向が調整可能であることを特徴とする。
【００３０】
電力変換手段の近傍の太陽電池パネルの裏面上に設けられて、電力変換手段が自己発熱した熱を放熱する放熱手段は、放熱手段本体と、電力変換手段から離反する方向に向かって延材する複数の突出部とを有することとした。また、突出部を有する放熱手段本体は、その延材している設置方向が可変であることとした。太陽電池パネル裏面側に流れる気流は、その設置形態により、様々であるが、放熱手段の突出部に沿って裏面側の気流が流れ易い方向に放熱手段の設置方向を太陽電池パネル毎に調整することにより、放熱手段の放熱性能を向上することができる。したがって、太陽電池パネルの設置形態に関わらず、電力変換手段の自己発熱を放熱手段によって有効に放熱することが可能となる。
【００３１】
本発明の太陽光発電システムによれば、前記放熱手段本体は、前記電力変換手段から離反する方向に向かって先細りする形状であることを特徴とする。
【００３２】
電力変換手段から離反する方向に向かうにつれて、電力変換手段から放熱手段に伝達する熱量が低減される。
【００３３】
そのため、電力変換手段から離反する方向に向かって放熱手段本体を先細りする形状にすることとした。これにより、電力変換手段から離反する方向に向かって放熱手段本体の表面積を小さくするができる。したがって、放熱手段の小型化および放熱手段作成コストの低減を図ることが可能となる。また、放熱作用に効果が低い領域にある放熱手段を設けないことで、太陽電池パネル裏面側の全体の気流を阻害しにくくなり、放熱で昇温された気流を順次排除できるので、放熱手段による放熱がより有効になり、電力変換手段の故障を抑制し信頼性を向上することが可能となる。
【００３４】
本発明の太陽光発電システムによれば、各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備え、前記太陽電池パネルを構成する各セルの間には、コンデンサを設けることを特徴とする。
【００３５】
通常、日射の変動による太陽電池パネルの直流電力の急変動を抑制して電力変換装置に設けられるインバータ等の動作を安定させるために、太陽電池アレイと電力変換装置との間に平準化コンデンサを設置することが好ましいとされている。しかし、このような太陽光発電システムに設けられる平準化コンデンサは、その容量が大きくなるため、インバータが設けられる電力変換装置の設置スペース増加や電力変換装置のコストアップ要因になるという問題があった。
【００３６】
そこで、電力変換手段を各太陽電池パネルに設けるとともに、平準化コンデンサを各太陽電池パネル毎に保有し、さらに、この平準化コンデンサは、太陽電池パネルを構成するセル間に設けることとした。そのため、日陰の発生などにより太陽電池パネルの一部のセルの発電量が少なくなる等して出力に急変動が生じた場合であっても、セル間に設けられる各コンデンサによって太陽電池パネルの出力の変化を有効に平滑化することができる。したがって、太陽電池パネル毎に出力の急変動を吸収することができるので、太陽光発電システムの性能向上を図ることができる。
【００３７】
また、セル間の低い電圧に対して小容量のコンデンサを用いるため、各平準化コンデンサの耐電圧を小さくすることができる。そのため、コンデンサの製造管理が容易となる。したがって、耐電圧に優れた太陽光発電システムにすることができる。
【００３８】
本発明の太陽光発電パネルの接地方法によれば、電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイを構成する各前記太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段を分岐して、各前記太陽電池パネルと、各該太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段へ前記直流電力を入力する負極側との間を接続することを特徴とする。
【００３９】
本発明の太陽光発電システムによる監視方法によれば、電力を発電する太陽電池パネルを複数接続した太陽電池ストリングを複数接続した太陽電池アレイを構成する各前記太陽電池パネルに設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段から固有の信号と、該電力変換手段を有する前記太陽電池パネルに異常がある場合に送信される異常信号とを各前記太陽電池パネルの一部を接地するパネル用接地手段および該パネル用接地手段を介して接地する共通接地手段に接続される記録装置および監視装置によって監視することを特徴とする。
【００４０】
本発明の電力変換手段の冷却方法によれば、電力を発電する複数の太陽電池パネルの受光面と反対側の裏面側に設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段の近傍の各前記太陽電池パネルの前記裏面上に前記電力変換手段の自己発熱を放熱する放熱手段の放熱手段本体と、該放熱手段本体の面から突出すると共に前記電力変換手段から離反する方向に向かって延在する複数の突出部と、設けて、前記放熱手段本体の設置方向を前記太陽電池パネルの設置方向毎に調整することを特徴とする。
【００４１】
本発明の太陽電池パネルの発電電力の平準化方法によれば、複数の太陽電池パネルに各々設けられて、各該太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を備える前記太陽電池パネルの各セルの間にコンデンサを設けて、各前記太陽電池パネルが発電する電力を平準化することを特徴とする。
【発明の効果】
【００４２】
太陽電池パネルが発電した直流電力を所望の交流電力に変換する電力変換手段を各太陽電池パネルに設けることとした。そのため、各太陽電池パネルから交流電力にして集電することができる。さらに、太陽電池パネルを接地するパネル用接地手段を介して共通接地手段を設けて、太陽電池パネルと電力変換手段へ入力する負極側との間を接続することとした。そのため、電力変換手段毎に接地を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの接続配線が容易となり施工性が向上するとともに、太陽電池パネルにガラス基板中のＮａプラスイオンが発電セル内側へと拡散しやすい電界を付与しないよう、太陽電池の裏面電極側電位を接地電位に近づけて、変質や劣化を抑制した太陽電池パネルを用いた太陽光発電システムにすることができる。
【００４３】
また、太陽電池パネルを増設する等して太陽光発電システムの容量が変化する場合であっても、太陽電池パネル毎に電力変換手段が設けられるので、既に設置された電力変換手段の交換が不要となる。したがって、太陽電池パネルの増設や個別設計が容易となる。
【００４４】
また、太陽電池アレイの共通接地手段には、外部出力手段から同期信号を送信するため、各太陽電池パネルに設けられる電力変換手段からの交流出力の位相を簡易に正確に同期させることができるので、太陽電池アレイの交流出力の品質確保が容易になる。
【００４５】
太陽電池アレイの共通接地手段の一部を記録装置と監視装置に接続してあるので、各電力変換手段からは、電力変換手段毎に送付される固有の信号から各太陽電池パネルの発電状態を確認できると共に、太陽電池パネルに異常がある場合には、異常信号が送信され、各太陽電池パネルの監視と記録と処理が容易となり、太陽光発電システムの信頼性が向上する。
【００４６】
また、電力変換手段の近傍の太陽電池パネルの裏面上に、電力変換手段が自己発熱した熱を放熱する放熱手段を設けてあり、放熱手段はその延材している設置方向を可変とした。そのため、太陽電池パネル裏面側に流れる気流が流れ易い方向に放熱手段の設置方向を太陽電池パネル毎に調整することにより、放熱手段の放熱性能を向上して電力変換手段の自己発熱を有効に放熱することが可能となり、電力変換手段の故障を抑制し信頼性を向上する。
【００４７】
また、電力変換手段を各太陽電池パネルに設けるとともに、平準化コンデンサを各太陽電池パネルを構成するセル間にコンデンサを設けることとした。そのため、太陽電池パネルの一部のセルの発電量が少なくなり出力に急変動が生じた場合であっても、太陽電池パネルの出力の変化を有効に平滑化することができ、太陽電池パネル毎に出力の急変動を吸収し太陽光発電システムの性能向上を図ることができる。
【図面の簡単な説明】
【００４８】
【図１】本発明の第１実施形態に係る太陽電池セルの構成を説明する模式図である。
【図２】第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程を説明する模式図の一部である。
【図３】第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程を説明する模式図の一部である。
【図４】第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程を説明する模式図の一部である。
【図５】第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程を説明する模式図の一部である。
【図６】第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程を説明する模式図の一部である。
【図７】第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成図である。
【図８】図７に示すＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネルの概略構成図である。
【図９】図８に示すＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネルにフィン付放熱板が設けられることを示す概略図である。
【図１０】図９に示すフィン付放熱板を備えている太陽電池パネルの縦断面概略構成図である。
【図１１】図８に示すフィン付放熱板の概略構成図である。
【図１２】第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成図である。
【図１３】第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成図である。
【図１４】第４実施形態の係る太陽電池発電セル間毎にコンデンサを有している太陽電池パネルの縦断面概略構成図である。
【図１５】図１４に示した太陽電池パネルの等価回路図である。
【図１６】第５実施形態の係る複数の太陽電池発電セル間毎にコンデンサを有している太陽電池パネルの等価回路図である。
【図１７】従来の太陽光発電システムの概略構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００４９】
〔第１実施形態〕
以下、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムに用いる太陽電池モジュールについて図１から図６を参照して説明する。
図１は、本実施形態の太陽電池セルの構成を説明する模式図である。図２から図６には、図１に示す太陽電池セルをモジュール化する製造工程を表す概略図を示す。
【００５０】
本実施形態で説明する太陽電池モジュールは、光電変換層４を形成したタンデム型シリコン系の太陽電池モジュールであり、図示しない接着充填シート（ＥＶＡ）とバックシート（ＰＥＴ／ＡＬ／ＰＥＴ構造）で密閉処理を施し、太陽電池パネルの周囲に図示しないガスケットを介して、アルミフレーム枠が取付けられたものである。
バックシート（ＰＥＴ／ＡＬ／ＰＥＴ構造）は、ガラス基板としても良く、太陽電池モジュール強度を確保できれば、太陽電池パネルの周囲に設けるアルミフレーム枠を省略することも可能である。
【００５１】
図１に示すように、光電変換装置５は、基板６、透明電極層７、光電変換層４としての第１セル層９１（非晶質シリコン系）及び第２セル層９２（結晶シリコン系）、中間コンタクト層９３、及び裏面電極層８を備えている。なお、ここで、シリコン系とは、シリコン（Ｓｉ）やシリコンカーバイト（ＳｉＣ）やシリコンゲルマニウム（ＳｉＧｅ）を含む総称である。また、結晶質シリコン系とは、非晶質シリコン系以外のシリコン系を意味するものであり、微結晶シリコンや多結晶シリコンも含まれる。
【００５２】
（１）図２（ａ）：
基板６としてソーダフロートガラス基板（例えば１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：３．０ｍｍ〜４．５ｍｍ）を使用する。基板６端面は、熱応力や衝撃などによる破損防止にコーナー面取りやＲ面取り加工されていることが望ましい。
【００５３】
（２）図２（ｂ）：
透明電極層７として酸化錫膜（ＳｎＯ２）を主成分とする透明電極膜を膜厚約５００ｎｍ〜８００ｎｍ、熱ＣＶＤ装置（図示せず）にて約５００℃で製膜処理する。この際、透明電極膜の表面は、適当な凹凸のあるテクスチャー膜（図示せず）を形成しても良い。アルカリバリア膜は、酸化シリコン膜（ＳｉＯ２）を約５０ｎｍ〜１５０ｎｍ、熱ＣＤＶ装置にて約５００℃で製膜（図示せず）を形成しても良い。
【００５４】
（３）図２（ｃ）：
その後、基板６をＸ−Ｙテーブル（図示せず）に接地して、ＹＡＧレーザーの第１高調波（１０６４ｎｍ）を、図の矢印に示すように、透明電極膜の膜面側から照射する。加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板６とレーザー光を相対移動して、溝１０を形成するように幅約６ｍｍから１５ｍｍの所定幅の短冊状にレーザーエッチングする。
【００５５】
（４）図２（ｄ）：
第１セル層９１として、非晶質シリコン薄膜からなるｐ層、ｉ層及びｎ層を、プラズマＣＶＤ装置（図示せず）により製膜する。ＳｉＨ４ガス及びＨ２ガスを主原料にして、減圧雰囲気：３０Ｐａ以上１０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃にて、透明電極層７上に太陽光の入射する側から非晶質シリコンｐ層、非晶質シリコンｉ層、非晶質シリコンｎ層の順で製膜する。非晶質シリコンｐ層は、非晶質のＢドープシリコンを主とし、膜厚１０ｎｍ以上３０ｎｍ以下である。非晶質シリコンｉ層は、膜厚２００ｎｍ以上３５０ｎｍ以下である。非晶質シリコンｎ層は、非晶質シリコンに微結晶シリコンを含有するＰドープシリコンを主とし、膜厚３０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。非晶質シリコンｐ層と非晶質シリコンｉ層の間には、界面特性の向上のためにバッファー層を設けても良い。
【００５６】
次に、第１セル層９１の上に、プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃、プラズマ発生周波数：４０ＭＨｚ以上１００ＭＨｚ以下にて、第２セル層９２としての結晶質シリコンｐ層、結晶質シリコンｉ層、及び、結晶質シリコンｎ層を順次製膜する。結晶質シリコンｐ層は、Ｂドープした微結晶シリコンを主とし、膜厚１０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。結晶質シリコンｉ層は、微結晶シリコンを主とし、膜厚は１．２μｍ以上３．０μｍ以下である。結晶質シリコンｎ層は、Ｐドープした微結晶シリコンを主とし、膜厚２０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。結晶質シリコンｎ層は、アモルファスｎ層であっても良い。
【００５７】
微結晶シリコンを主とするｉ層膜をプラズマＣＶＤ法で形成するにあたり、プラズマ放電電極と基板６の表面との距離ｄは、３ｍｍ以上１０ｍｍ以下にすることが好ましい。３ｍｍより小さい場合、大型基板に対応する製膜室内の各構成機器精度から距離ｄを一定に保つことが難しくなるとともに、近過ぎて放電が不安定になる恐れがある。１０ｍｍより大きい場合、十分な製膜速度（１ｎｍ／ｓ以上）を得難くなるとともに、プラズマの均一性が低下しイオン衝撃により膜質が低下する。
【００５８】
第１セル層９１と第２セル層９２との間に、接触性を改善するとともに電流整合性を取るために半反射膜となる中間コンタクト層９３を設ける。中間コンタクト層９３として、膜厚：２０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ（ＧａまたはＡＬドープＺｎＯ）膜を、ターゲット：ＧａドープＺｎＯ焼結体を用いてスパッタリング装置（図示せず）により製膜する。また、中間コンタクト層９３を設けない場合もある。
【００５９】
（５）図２（ｅ）
基板６をＸ−Ｙテーブルに接地して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、光電変換層４の膜面側から照射する。パルス発振：１０ｋＨｚから２０ｋＨｚとして、加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層７のレーザーエッチングラインの約１００μｍから１５０μｍの横側を、溝１１を形成するようにレーザーエッチングする。またこのレーザーは基板６側から照射しても良く、この場合は、光電変換層４の非晶質シリコン系の第１セル層９１で吸収されたエネルギーにより発生する高い蒸気圧を利用して光電変換層４をエッチングできるので、更に安定したレーザーエッチング加工を行うことが可能となる。レーザーエッチングラインの位置は、前工程でのエッチングラインと交差しないように位置決め交差を考慮して選定する。
【００６０】
（６）図３（ａ）
裏面電極層８としてＡｇ膜／Ｔｉ膜を、スパッタリング装置により、減圧雰囲気、製膜温度：１５０℃から２００℃にて製膜する。本実施形態では、Ａｇ膜：１５０ｎｍ以上５００ｎｍ以下、これを保護するものとして防食効果の高いＴｉ膜：１０ｎｍ以上２０ｎｍ以下を、この順に積層する。あるいは、裏面電極層８を２５ｎｍから１００ｎｍの膜厚を有するＡｇ膜と、１５ｎｍから５００ｎｍの膜厚を有するＡｌ膜との積層構造としても良い。また、６００ｎｍ以上の長波長側反射光が必要なものにおいては、約１００ｎｍ以上４５０ｎｍ以下の膜厚を有するＣｕ膜と、約５ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚を有するＴｉ膜との積層構造としても良い。結晶質シリコンｎ層と裏面電極層８との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換層４と裏面電極層８との間に、スパッタリング装置により、膜厚：５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ（ＧａまたはＡＬドープＺｎＯ）膜を製膜して設けても良い。
【００６１】
（７）図３（ｂ）
基板６をＸ−Ｙテーブルに接地して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、基板６側から照射する。レーザー光が光電変換層４で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層８が爆裂して除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上５０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層７のレーザーエッチングラインの２５０μｍから４００μｍの横側を、溝１２を形成するようにレーザーエッチングする。
【００６２】
（８）図３（ｃ）と図４（ａ）
発電領域を区分して、基板６端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板６をＸ−Ｙテーブルに接地して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、基板６側から照射する。レーザー光が透明電極層７と光電変換層４で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層８が爆裂して、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７が除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上５０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板６の端部から５ｎｍから２０ｍｍの位置を、図３（ｃ）に示すように、Ｘ方向絶縁溝１６を形成するようにレーザーエッチングする。なお、図３（ｃ）では、光電変換層４が直列に接続された方向に切断したＸ方向断面図となっているため、本来であれば絶縁溝１６位置には、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７の膜研磨除去をした周囲膜除去領域１４相当領域がある状態（図４（ａ）参照）が表れるべきであるが、基板６の端部への加工の説明の便宜上、この位置にＹ方向断面を表して形成された絶縁溝をＸ方向絶縁溝１６として説明する。このとき、Ｙ方向絶縁溝は、後工程で基板６の周囲膜除去領域１４の膜面研磨除去処理を行うので設ける必要がない。
【００６３】
絶縁溝１６は、基板６の端より５ｎｍから１５ｍｍの位置にてエッチングを終了させることにより太陽電池パネル端部からの太陽電池モジュール内部へ外部から水分浸入の抑制に、有効な効果を呈するので好ましい。
【００６４】
尚、以上までの工程におけるレーザー光は、ＹＡＧレーザーとしているが、ＹＶＯ４レーザーやファイバーレーザーなどが同様に使用できるものがある。
【００６５】
（９）図４（（ａ）：太陽電池膜面側から見た図、（ｂ）：受光面の基板側から見た図）
後工程のＥＶＡ等を介したバックシート２４（図５参照）との健全な接着・シール面を確保するために、基板６周辺（周囲膜除去領域１４）の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、この膜を除去して周囲膜除去領域１４を形成する。基板６の端から５〜２０ｍｍで基板６の全周囲にわたり膜を除去するにあたり、Ｘ方向は、前述の図３（ｃ）の工程で設けた絶縁溝１６よりも基板６端側において、Ｙ方向は、基板６端側部付近の溝１０よりも基板６端側において、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７を、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。研磨屑や砥粒は、基板６を洗浄処理して除去する。
【００６６】
（１０）図４（ａ）および図４（ｂ）
直列に並んだ一方端の太陽電池発電セル１５の裏面電極層８と、他方端部の太陽電池発電セル１５に接続した集電用セルの裏面電極層８とから銅箔を用いて集電して太陽電池パネル裏面の端子箱２３（図５（ａ）参照）の部分から電力が取出せるように処理する。集電用銅箔は、各部との短絡を防止するために銅箔幅より広い絶縁シートを配置する。
集電用銅箔などが所定位置に配置された後に、太陽電池モジュール２の全体を覆い、基板６からはみ出さないようにＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）等による接着充填材シート（図示せず）を配置する。
接着充填材シートの上に、防水効果の高いバックシート２４を接地する。バックシート２４は、本実施形態では防水防湿効果が高いようにＰＥＴシート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの３層構造よりなる。
バックシート２４の端子箱２３の取付け部分には、開口貫通窓を設けて集電用銅箔を取出す。この開口貫通窓部分では、バックシート２４と裏面電極層８との間に絶縁体を複数層接地して外部からの水分などの浸入を抑制する。
バックシート２４までを所定位置に配置したものを、ラミネータ装置（図示せず）により減圧雰囲気で内部の脱気を行い約１５０〜１６０℃でプレスしながら、接着充填材シート（ＥＶＡ）を架橋させて密着し、密封処理をする。
なお、接着充填材シートは、ＥＶＡに限定されるものではなく、ＰＶＢ(ポリビニルブチラール)など類似の機能を保有する接着充填剤を利用することが可能である。この場合は、圧着する手順、温度や時間など条件を適正化して処理を行う。
【００６７】
（１１）図５（ａ）
太陽電池モジュール２（図４参照）の裏面に端子箱２３を接着剤で取付ける。
（１２）図５（ｂ）
銅箔と端子箱２３の出力ケーブルとをハンダ等で接続し、端子箱２３の内部を封止剤（ポッティング剤）で充填して密閉する。これで太陽電池パネル１（図５（ｃ）参照）が完成する。
（１３）図５（ｃ）
図５（ｂ）までの工程で形成された太陽電池パネル１について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ２）のソーラシミュレータを用いて行う。なお、発電検査は、太陽電池モジュール２が完全に完成した後に行っても良いし、アルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓ（図６参照）を取り付ける前に行っても良く、特に限定するものではない。
（１４）図５（ｄ）
発電検査（図５（ｃ））に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。
【００６８】
（１５）図６
太陽電池モジュール２の周囲において、太陽電池モジュール２へ強度を付加するとともに、取付け座となるアルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓを取り付ける。太陽電池モジュール２とアルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓとの間にはゴム製のガスケット等を介して、弾力性を保持しながら確実に保持することが好ましい。これで太陽電池パネル１が完成する。
【００６９】
上記の実施形態では、太陽電池としてタンデム型シリコン系太陽電池について説明したが、本発明は、この例に限定されるものではない。例えば、アモルファスシリコン太陽電池、微結晶シリコンをはじめとする結晶質シリコン太陽電池、シリコンゲルマニウム太陽電池、また、上記の各太陽電池から適宜選択して多接合したトリプル型太陽電池などの他の種類の太陽電池にも同様に適用可能である。
更に本発明は、金属基板などのような非透光性基板上に製造された、基板とは反対の側から光が入射するタイプの太陽電池にも同様に適用可能である。
【００７０】
次に、上記のようにして製造される太陽電池パネルを用いた太陽光発電システムについて、図７および図８を用いて説明する。
図７には、本実施形態の太陽光発電システムの概略構成図が示されている。図８には、図７に示した太陽電池パネルの概略構成図が示されている。
【００７１】
太陽電池パネル１は、直流電力（電力）を発電する太陽電池パネル１を複数（例えば、４台）並列に接続している太陽電池ストリング３２を複数（例えば、３列）並列に接続している太陽電池アレイ３３と、各太陽電池パネル１に設けられて、各太陽電池パネル１が発電した直流電力を交流電力（所望の交流電力）に変換するＡＣ化ユニット（電力変換手段）と、を備えている。
【００７２】
太陽光発電システム３０は、各太陽電池パネル１から発電により生じる直流電力を後述するＡＣ化ユニット（図示せず）によって交流電力に変換して出力可能とされている。このようなＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネル１は、互いに並列に接続されて太陽電池ストリング３２を例えば３列構成している。
なお、各太陽電池パネル１において、ＡＣ化ユニットでは出力が最大となる最適動作点を追従するＭＰＰＴ制御（最大電力動作点追従：Ｍａｘｉｍｕｍ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｏｉｎｔ  Ｔｒａｃｋｉｎｇ）を行うことが、太陽電池アレイ３３の交流出力を効率よく得るために好ましい。
【００７３】
このような太陽電池ストリング３２は、互いに並列に接続されて太陽電池アレイ３３とされて接続箱３４に接続されている。並列に太陽電池ストリング３２を接続している太陽電池アレイ３３と接続箱３４との間は、１回路の配線ケーブルによって接続されており接続配線が簡素になっている。
【００７４】
太陽電池アレイ３３から接続箱３４に集電された交流電力は、接続箱３４からパワー制御器（外部出力手段）３５へと導かれる。接続箱３４において集電された２相の交流電力は、パワー制御器３５によって３相化されて出力される。
【００７５】
パワー制御器３５によって３相化された交流電力は、絶縁トランス３６を介して受電設備である分電盤３７へと給電される。分電盤３７に給電された交流電力は、変圧器３９によって所望の交流電圧にされた後、電力系統４０へと送電される。分電盤３７と変圧器３９との間には、開閉器３８が設けられており電力系統４０への電力の送電回路の開閉が可能とされている。
なお、接続箱３４、パワー制御器３５、絶縁トランス３６、分電盤３７および開閉器３８は、各々アース線などの接地手段によって接地されている。
【００７６】
図８には、ＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネルの概略構成図が示されている。
太陽電池パネル１は、その裏面に設けられている端子箱（点線で示す）２３内にＡＣ化ユニット４１を備えている。また、太陽電池パネル１は、その外周に取り付けられているアルミフレーム枠３Ｌ（図６参照）もしくはアルミフレーム枠３Ｓ（図６参照）にパネル用アース線（パネル用接地手段）４３が接続されている。ここでは、一例としてアルミフレーム枠３Ｌにパネル用アース線が接続されているものとして説明する。
【００７７】
ＡＣ化ユニット４１は、太陽電池パネル１の直流電力が出力される銅箔（集電用銅箔）４２に接続されており、太陽電池パネル１が発電した直流電力が導かれるようになっている。ＡＣ化ユニット４１は、その内部に昇圧回路４１ａと、インバータ４１ｂと、フィルタ４１ｃとを備えている。
【００７８】
ＡＣ化ユニット４１に送電された太陽電池パネル１が発電した直流電力は、昇圧回路４１ａによって昇圧された後、インバータ４１ｂによって交流電力に変換される。インバータ４１ｂによって変換された交流電力は、フィルタ４１ｃによってノイズが除去されてＡＣ化ユニット４１に接続されている出力ケーブル４５から出力される。
【００７９】
太陽電池パネル１のパネル用接地部分としてアルミフレーム枠３Ｌもしくは３Ｓを用いる。また、アルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓのない太陽電池パネルでは、端子箱２３周辺もしくは太陽電池パネル周辺の一部に接地電位を接続できる端子部を設けることが好ましい。
【００８０】
アルミフレーム枠３Ｌに接続されているパネル用アース線４３は、その反対端が接地されている。また、パネル用アース線４３は、その途中位置におい分岐されてＡＣ化ユニット４１へ入力する負極側に逆流防止ダイオードを介して接続している。ＡＣ化ユニット４１自体に保護回路があれば、逆流防止ダイオードを省略しても良い。
【００８１】
このように、パネル用アース線４３を分岐させて太陽電池パネル１からＡＣ化ユニット４１へ入力する負極側との間を接続することによって、パネル用アース線４３を利用してＡＣ化ユニット４１毎に負極側を接地電位とすることができる。そのため、太陽電池モジュール２（図６参照）としてアモルファスシリコンを含む微結晶タンデム型の薄膜シリコン系の太陽電池を用いる場合であっても、薄膜シリコン系太陽電池の表面ガラス中のＮａプラスイオンが発電セル内側へと拡散しにくい電界付与による太陽電池発電セル１５（図６参照）の変質や劣化を抑制して、信頼性を向上することができる。
【００８２】
次に、図８に示したＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネルに設けられているフィン付放熱板について、図９から図１１を用いて説明する。
図９には、太陽電池パネルの受光面とは反対側の裏面側にフィン付放熱板が設けられていることが示されている。また、図１０には、図９に示したフィン付放熱板を備えている太陽電池パネルの縦断面概略構成図が示されている。さらに、図１１には、図８に示したフィン付放熱板の概略構成図が示されている。
【００８３】
太陽電池パネル１の受光面とは反対側の裏面側に設けられている端子箱２３（点線で示す）に内蔵されているＡＣ化ユニット４１は、ＡＣ化ユニット４１を構成している昇圧回路４１ａ（図８参照）とインバータ４１ｂ（図８参照）が自己発熱する。そこで、ＡＣ化ユニット４１を内蔵している端子箱２３近傍の太陽電池パネル１の裏面側には、図９に示すように、ＡＣ化ユニット４１の自己発熱を放熱するフィン付放熱板（放熱手段）５０を設ける。
【００８４】
図１１に示すように、フィン付放熱板５０は、放熱板本体（放熱手段本体）５１と、太陽電池パネル１と反対側のフィン付放熱板５０の面から突出していると共にＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって延在している複数のフィン（突出部）５２と、を備えている。
【００８５】
放熱板本体５１は、ＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって先細りしている形状とされており、例えば、図９に示すように、底辺側が端子箱２３およびＡＣ化ユニット４１側であり、頂点側がＡＣ化ユニット４１から離反する方向となる略三角形形状とされる。
【００８６】
放熱板本体５１は、太陽電池パネル１の裏面に平行な薄い平板によって略三角形形状に形成されており、アルミ合金またはニッケルメッキなどによる耐食処理された銅をはじめとした熱伝導率の高い材料から製造されている。
【００８７】
熱源である端子箱２３の自己発熱は、端子箱２３から遠ざかるにつれて伝熱されにくくなる。そのため、放熱板本体５１を先細り形状の略三角形形状にすることによって放熱板本体５１の表面積を漸次小さくすることができる。したがって、フィン付放熱板５０を小型化してコストダウンをすることができる。また、放熱作用に効果が低い領域にはフィン付放熱板５０を設けないことで、太陽電池パネル１の裏面側の全体の気流を阻害しにくくなり、放熱で昇温された気流を順次排除できるので、フィン付放熱板５０による放熱がより有効になり、ＡＣ化ユニット４１の故障を抑制し信頼性を向上することが可能となる。
【００８８】
放熱板本体５１に設けられているフィン５２は、放熱板本体５１と同様でアルミ合金または銅製など高熱伝導率材であり、太陽電池パネル１の裏面と反対側の放熱板本体５１の面から突出するように複数設けられている。各フィン５２は、ＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって延在しており、互いに略平行になるように設けられている。
【００８９】
略三角形形状の放熱板本体５１の底辺側には、ＡＣ化ユニット４１の自己発熱をフィン付放熱板５０に伝熱する伝熱体５３が設けられている。伝熱体５３は、放熱板本体５１やフィン５２と同様にアルミ合金または銅製など高熱伝導率材である。ＡＣ化ユニット４１の自己発熱は、アルミ合金または銅製の伝熱体５３に伝熱されて放熱体本体５１およびフィン５２から放熱される。
【００９０】
伝熱体５３は、図９および図１０に示すように、その一端が端子箱２３の側壁に密閉されながら挿入されて固定されている。また、伝熱体５３の他端は、取付方向固定具５４によって放熱板本体５１に接続されている。伝熱体５３は、略円柱形状であり、放熱板本体５１側の伝熱体５３の端は、凹形状に成型されている。伝熱体５３の凹形状によって放熱板本体５１の底辺側の一部は、図１０に示すように、伝熱体５３によって挟まれ、熱的接触抵抗が小さくなるように密着して保持されている。
【００９１】
放熱板本体５１および伝熱体５３の凹形状が形成されている端には、取付方向固定具５４を構成しているボルト５４ａが伝熱体５３の軸方向に直交するように貫通している。伝熱体５３とボルト５４ａとの間には、取付方向固定具５４を構成しているワッシャー５４ｂが設けられている。
【００９２】
次に、各太陽電池パネル１に設けられているフィン付伝熱板５０の向きの調整について図９及び図１１を用いて説明する。
屋外等に設置されている太陽電池アレイ３３（図７参照）には、各太陽電池パネル１を風などの空気の流れが通過する。その流れの向きは、太陽電池パネル１の設置場所や設置方向に依存することが多いことが分かっている。
【００９３】
そこで、各太陽電池パネル１に設けられているフィン付放熱板５０の放熱板本体５１を伝熱体５３の軸方向Ｚから角度θだけ傾けて固定することができる。放熱板本体５１の傾きの角度θは、太陽電池パネル１の設置場所や設置方向に応じて適宜に異なっていてもよく、各太陽電池パネル１を通過する空気流れの主流通方向（図１１の二点鎖線で示す）がフィン５２の延在方向と略平行となるように調整して、各太陽電池パネル１を太陽電池アレイ３３として設置する。
【００９４】
伝熱体５３の軸方向Ｚに対して角度θだけ放熱板本体５１を傾けた後、ボルト５４ｂを締め付ける。これによって、太陽電池パネル１を通過する空気流れに適した方向にフィン５２の延在方向が向くようにフィン付放熱板５０を太陽電池パネル１に固定することができる。そのため、太陽電池パネル１を通過する空気流れの主流通方向がフィン５２間を通過し易くなる。したがって、太陽電池パネル１を通過する空気流れを用いてＡＣ化ユニット４１の自己発熱をフィン付放熱板５０に伝熱して有効に放熱を行うことができ、しかも照射される太陽光による太陽電池パネル１の温度を過度に冷却することがないために、薄膜シリコン光電変換層による太陽電池パネルの劣化を抑制し続けることができる。
【００９５】
以上述べたように、本実施形態に係る太陽光発電システム３０によれば、以下の効果を奏する。
太陽電池パネル１が発電した直流電力（電力）を交流電力（所望の交流電力）に変換するＡＣ化ユニット（電力変換手段）４１を各太陽電池パネル１の端子箱２３内に設けることとした。そのため、各太陽電池パネル１から交流電力にして１回路で接続箱３４に集電することができる。さらに、太陽電池パネル１を接地しているパネル用アース線（パネル用接地手段）４３を分岐させて、太陽電池パネル１とＡＣ化ユニット４１の負極側との間を接続することとした。そのため、ＡＣ化ユニット４１毎に接地を行うことができる。したがって、太陽電池システム３０の接続配線が容易となり施工性が向上するとともに、ガラス基板中のＮａプラスイオンが光電変換セル内側へと拡散しやすい電界を付与しないよう、太陽電池の裏面電極側電位を接地電位に近づけて、変質や劣化を抑制した太陽電池パネル１を用いた太陽光発電システム３０にすることができる。
【００９６】
また、太陽電池パネル１を増設する等して太陽光発電システム３０の容量が変化する場合であっても、太陽電池パネル１毎にＡＣ化ユニット４１が設けられるので増設に必要な太陽電池パネル１を設置することで対応が可能となる。したがって、太陽電池パネル１の増設や個別設計が容易となる。
【００９７】
ＡＣ化ユニット４１近傍の太陽電池パネル１の裏面側に設けられており、ＡＣ化ユニット４１が自己発熱した熱を放熱するフィン付放熱板（放熱手段）５０は、放熱板本体（放熱手段本体）５１と、ＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって延材しているフィン（突出部）５２とを有することとした。また、フィン５２を有している放熱板本体５１は、その設置方向が可変であることとした。これらにより、太陽電池パネル１毎に、フィン付放熱板５０のフィン５２の延材方向に沿って太陽電池パネル１を流れる空気の流れ（気流）が流れ易い方向にフィン付放熱板５０の設置方向を調整することができる。したがって、太陽電池パネル１の設置形態に関わらず、ＡＣ化ユニット４１の自己発熱をフィン付放熱板５０によって有効に放熱することが可能となる。
【００９８】
ＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって放熱板本体５１を先細りする形状である略三角形形状にすることとした。これにより、ＡＣ化ユニット４１から離反する方向に向かって放熱板本体５１の表面積を小さくするができる。したがって、フィン付放熱板５０の小型化およびフィン付放熱板５０の作成コストの低減、ならびに放熱作用に効果が低い領域にある放熱手段を設けないので、太陽電池パネル１裏面側の全体の気流を阻害せずに、気流の交換が促進され放熱がより有効になる。したがい、ＡＣ化ユニット４１の故障を抑制し信頼性向上を図ることが可能となる。
【００９９】
〔第２実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態とは、各太陽電池パネルのアルミフレーム枠などに設けたパネル用接地部分の間がパネル用アース線（パネル用接地手段）によって接続された後に共通アース線（共通接地手段）に接続され、共通アース線にクロックパルスが送信される点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、フィン付放熱板の設置の調整については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。
【０１００】
図１２には、本実施形態の太陽光発電システムの概略構成図が示されている。
太陽光発電システム６０は、各太陽電池パネル１の外周に設けられているアルミフレーム枠（フレーム）と、ＡＣ化ユニット（電力変換手段）によって変換された交流電力（電力）が導かれるパワー制御器（外部出力手段）３５と、各太陽電池ストリング３２に接続されているストリング用アース線（ストリング用接地手段）６２と、各太陽電池ストリング３２を構成している各太陽電池パネル１のパネル用接地部分（本実施形態ではアルミフレーム枠（図示せず））同士を接続しているパネル用アース線（パネル用接地手段）６１と、各ストリング用アース線６２が合流して接地されている共通アース線（共通接地手段）６３と、を備えている。
【０１０１】
各太陽電池ストリング３２を構成している各太陽電池パネル１は、アルミフレーム枠同士がパネル用アース線６１によって接続されているため、各太陽電池パネル１のパネル用接地部分（本実施形態ではアルミフレーム枠）は、電気的に接続されて接地電位となっている。
【０１０２】
また、各太陽電池ストリング３２間は、各太陽電池ストリング３２に接続されているストリング用アース線６２が共通アース線６３に合流しているため、各太陽電池ストリング３２の各太陽電池パネル１のパネル用接地部分の間は、電気的に接続されて接地電位となっている。
【０１０３】
共通アース線６３には、接続箱３４を接地する接続箱用アース線６４が合流している。接続箱用アース線６４が合流した共通アース線６３は、パワー制御器３５に接続されているパワー制御器用アース線６５に合流して接地されている。
【０１０４】
次に、各太陽電池パネル１において発電された直流電力をＡＣ化ユニット（図示せず）が交流電力に変換する際の位相の同期方法について説明する。
共通アース線６３には、パワー制御器３５から矢印で示すようにクロックパルス（同期信号）が送信される。パワー制御器３５は、パワー制御用アース線６５、共通アース線６３を介して、各太陽電池パネル１に電気的に接続されているため、パワー制御器３５から送信されたクロックパルスは、パワー制御用アース線６５、共通アース線６３、ストリング用アース線６２、パネル用アース線６１、パネル用接地部分の順に流れて各太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニットへと送信される。
【０１０５】
このように、各アース線６１、６２、６３、６５を用いてクロックパルスを各太陽電池パネル１に送信することによって、各太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニットによって交流電力の位相を正確に簡易に同期化させることができる。
また、ストリング用アース線６２は必ずしも区別して設ける必要がなく、各太陽電池ストリング３２でのパネル用アース線６１をそのまま延長して、共通アース線６３へと接続しても良い。
なお、ここでクロックパルスの同期は、パワー制御器３５により、電力系統４０の交流波周期が絶縁トランス３６からパワー制御器３５へと正確に取得されるよう導かれ、電力系統４０の周波数の周期に合致するものである。
【０１０６】
以上述べたように、本実施形態に係る太陽光発電システム６０によれば、以下の効果を奏する。
共通アース線（共通接地手段）６３は、ストリング用アース線（ストリング用接地手段）６２を介して各太陽電池ストリング３２に接続されており、各太陽電池ストリング３２を構成している各太陽電池パネル１は、各太陽電池パネル１のアルミフレーム枠（フレーム）同士がパネル用アース線（パネル用接地手段）６１によって電気的に接続されている。このように構成されている太陽電池アレイ３３の共通アース線６３には、パワー制御器（外部出力手段）３５からクロックパルス（同期信号）を送信することとした。そのため、クロックパルスは、共通アース線６３、各ストリング用アース線６２、各パネル用アース線６１を介して、各太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニット（電力変換手段）に送信されることとなる。したがって、各太陽電池パネル１の交流電力の位相を同期させることができる。
【０１０７】
〔第３実施形態〕
本実施形態は、第２実施形態と基本的に同様であるが、第２実施形態とは、ＡＣ化ユニットが異常信号を発信すること、および、その異常信号がデータロガーに転送される点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、フィン付放熱板の設置の調整、同期方法については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。
【０１０８】
図１３には、本実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成図が示されている。
本実施形態に係る太陽光発電システム７０は、共通アース線（共通接地手段）６３の一部が接続されているデータロガー（記録装置および監視装置）７１を備えている。
データロガー７１は、共通アース線６３から送信された各ＡＣ化ユニット（電力変換手段）に固有な信号の出力と異常信号に基づく異常の有無とを出力するものである。
【０１０９】
各太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニット（図示せず）は、ＡＣ化ユニット毎に固有の信号と、ＡＣ化ユニットを備えている太陽電池パネル１に異常がある場合には異常信号を送信する。
【０１１０】
次に、各太陽電池パネル１の異常の検出方法について説明する。
太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニットからは、ＡＣ化ユニット毎に固有な信号がパネル用アース線（パネル用接地手段）６１、各ストリング用アース線（ストリング用接地手段）６２および共通アース線６３を経てデータロガー７１に転送される。ストリング用アース線６２は、パネル用アース線６１で代用する場合もある。
【０１１１】
ここで、各パネル用アース線６１、各ストリング用アース線６２および共通アース線６３は、共通な接地電位を得るためのものであり、電力が流れていないため信号の送電に用いることが可能となっている。
【０１１２】
太陽電池パネル１に異常がある場合には、異常を有している太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニットから、そのＡＣ化ユニットに固有の信号と共に異常信号が送信される。ＡＣ化ユニットから送信された固有の信号と異常信号とは、パネル用アース線６１、各ストリング用アース線６２（ストリング用アース線６２は、パネル用アース線６１で代用する場合もある）および共通アース線６３を経てデータロガー７１に転送される。データロガー７１は、転送された異常信号と各ＡＣ化ユニットに固有な信号に基づいて警報を出力するとともに記録を行なう。
【０１１３】
ＡＣ化ユニットからは異常信号と共にＡＣ化ユニット毎に固有な信号がデータロガー７１に転送されるため、異常を有している太陽電池パネル１を識別することが可能となっている。
また、ＡＣ化ユニット毎の固有の信号には、各太陽電池パネル１の発電状態（電圧、電流、出力電力など）を併せて送信することで、各太陽電池パネル１単位での発電状態の監視と記録が可能である。
【０１１４】
以上述べたように、本実施形態に係る太陽光発電システム７０によれば、以下の効果を奏する。
各ＡＣ化ユニット（電力変換手段）からは、ＡＣ化ユニット（図示せず）毎に固有な信号が送信されると共に、太陽電池パネル１に異常がある場合には、異常信号が送信される。データロガー（記録装置および管氏装置）７１には、共通アース線（共通接地手段）６３の一部が接続されている。これにより、ＡＣ化ユニットから送信された固有な信号および異常信号を共通アース線６３、各ストリング用アース線（ストリング用接地手段）６２、各パネル用アース線（パネル用接地手段）６１を介してデータロガー７１に転送することができる。そのため、電力が流れない共通アース線６３、各ストリング用アース線６２、各パネル用アース線６１を信号送電に用いることができる。したがって、データロガー７１における各ＡＣ化ユニットに固有な信号や異常信号といった信号受信が容易となる。
【０１１５】
〔第４実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態とは、太陽電池パネルの太陽電池発電セル間にコンデンサを設ける点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、フィン付放熱板の設置の調整については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。
【０１１６】
図１４には、本実施形態に係る太陽電池発電セル間毎にコンデンサを有している太陽電池パネルの縦断面概略構成図が示されている。図１５には、図１４に示した太陽電池パネルの等価回路が示されている。図１５中の符号Ｒｓは直列抵抗を示し、Ｒｓｈはシャント抵抗を示し、Ｉｐｈは光電流を示し、Ｉｏは逆方向飽和電流を示している。
【０１１７】
図１４に示すように、太陽電池パネル１を構成している各太陽電池発電セル（セル）の裏面電極層８に誘電体の層である誘電体層８０を設ける。誘電体層８０は、例えばＭＯ−ＣＶＤ装置（図示せず）によって裏面電極層８に蒸着された後にレーザーエッチング装置（図示せず）により、各太陽電池発電セル１５（図４参照）に対応するように短冊状にカットされたり、薄板に形成し所定の大きさにカットされてから裏面電極層８に密着するよう設置される。
誘電体層８０のカット位置（分離溝）には、後述する金属電極８１が入り込み、隣接する太陽電池セル１５の裏面電極層８と電気的に接続される。
【０１１８】
さらに、裏面電極層８に設けられた誘電体層８０を挟んで裏面電極層８に対向するように金属電極８１を設ける。金属電極８１は、誘電体層８０と共にレーザーエッチング装置やマスキングによる化学エッチングによって各太陽電池発電セル１５に対応するように短冊状にカットして設けられる。ここで、裏面電極層８および金属電極８１には、ＴｉやＡｌ等が用いられる。
【０１１９】
裏面電極層８と金属電極８１との間に誘電体層８０を挟むように構成することによって、太陽電池発電セル１５間にコンデンサ８２が設けられることとなる。このようなコンデンサ８２の第１電極には、太陽電池発電セル１５の裏面電極層８が共通して利用される。
【０１２０】
コンデンサ８２は、太陽電池発電セル１５間毎に設けられている。コンデンサ８２が設けられている各太陽電池発電セル１５は、たとえば、その大きさが約１．４ｍ×０．０１ｍであり、セル段数が１００段とされており、各々が電気的に直列に接続され太陽電池パネル１を構成している。
【０１２１】
誘電体層８０には、誘電体であるポリプロピレン（誘電率ε：２．６）が充填されている。誘電体層８０は、その厚さｄが、例えば、約３０μｍとされている。
【０１２２】
各コンデンサ８２の容量Ｃは、出力が１５０Ｗの太陽電池パネル１に対して約１００μＦとすることで、ミリ秒（ｍ秒）の瞬時変動出力分が吸収可能なものとされており、下記の式に基づいて算出され、例えば９６μＦ／セルとされている。
コンデンサ容量Ｃ＝８．８５４×１０−４×（ε×Ｓ／ｄ）＝９６μＦ／セル
上記式中のεは誘電体の誘電率を示し、Ｓは太陽電池発電セル１５の表面積を示し、ｄは誘電体層８０の厚さを示している。
【０１２３】
各太陽電池発電セル１５間に上記の述べたような各コンデンサ８２を設置した等価回路が図１５に示されている。
コンデンサ８２は、直列に接続されている各太陽電池発電セル１５間に設けられている。このようにコンデンサ８２が各太陽電池発電セル１５間に設けられているため、日射の変動によって、太陽電池パネル１に一部影が生じて一部の太陽電池発電セル１５の発電量が少なくなるなど太陽電池パネル１の出力に急激な変動が生じた場合であっても、太陽電池発電セル１５毎に出力の変動を吸収（平滑化）することが可能になる。そのため、出力の急激な変動を抑制して各太陽電池パネル１の端子箱（図示せず）に内蔵されているＡＣ化ユニット（図示せず）を構成しているインバータ（図示せず）等の動作の安定化を図ることができる。
【０１２４】
また、コンデンサ容量Ｃが９６μＦ／セルといった小容量のコンデンサ８２の耐電圧は、各太陽電池発電セル１５の起電力以下となることから、５Ｖ以下の低電圧であり、例えば２Ｖ程度である。そのため、コンデンサ８２の製作が容易となる。
さらに、大容量の電解コンデンサを用いることなく太陽電池パネル１の出力に急激な変動を抑制することができるので、電解コンデンサ内の電解液の液漏れなどによる光電変換装置５（図１参照）への影響がなくなる。また、電解コンデンサとは異なり電解液の寿命の心配が不要で、コンデンサ８２の耐使用年数といったコンデンサ８２の寿命の懸念がなくなる。
【０１２５】
以上述べたように、本実施形態に係る太陽光発電システムによれば、以下の効果を奏する。
太陽電池パネル１を構成している太陽電池発電セル（セル）１５（図４参照）間毎にコンデンサ８２を設けることとした。そのため、太陽電池パネル１の一部の太陽電池発電セル１５の発電量が少なくなる等して太陽電池パネル１からの出力に急変動が生じた場合であっても、各コンデンサ８２によって太陽電池発電セル１５毎に出力の変化を吸収（平滑化）することができる。したがって、各太陽電池パネル１に設けられているＡＣ化ユニット（電力変換手段）によって出力の急変動を吸収することができるので、太陽光発電システムの施工性の向上を図ることができる。
【０１２６】
また、小容量のコンデンサ８２を用いるため、コンデンサ８２の耐電圧を小さくすることができるため、コンデンサ８２の製造管理が容易となる。したがって、耐電圧に優れた太陽光発電システムにすることができる。
【０１２７】
なお、本実施形態では、誘電体をポリプロピレンとして説明したが、ポリエチレン（誘電率ε：２．４）やポリエステル（誘電率ε：２．８）等を用いても良い。
【０１２８】
〔第５実施形態〕
本実施形態は、第４実施形態と基本的に同様であるが、第４実施形態とは、複数のセル間毎にコンデンサを設ける点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、フィン付放熱板の設置の調整については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。
【０１２９】
図１６には、本実施形態に係る複数の太陽電池発電セル間毎にコンデンサを有している太陽電池パネルの等価回路が示されている。
コンデンサ９２は、例えば、２つ（複数）の太陽電池発電セル（セル）１５（図４参照）毎に１つ設けられている。このように設けられるコンデンサ９２は、誘電体および金属電極を分離する分離溝の位置を変化させることによって容易に設置可能である。
【０１３０】
また、図１６には、２つの太陽電池発電セル１５毎に設けられているコンデンサ９２に並列に太陽電池発電セル１５間にコンデンサ８２が設けられている。
【０１３１】
このように２つの太陽電池発電セル１５毎に対して１つのコンデンサ９２が設けられているため、コンデンサ９２の容量を２つの太陽電池発電セル１５に相互に融通して増加させることができる。そのため、太陽電池パネルの出力に急激な変動が生じた場合であっても、出力の変動を吸収（平滑化）することが可能になる。
【０１３２】
なお、複数の太陽電池発電セル１５毎に設けられているコンデンサ９２は、誘電体を経た漏れ電流が増大することにより太陽電池の性能が低下することを抑制するために多くても３つの太陽電池発電セル１５毎に設けられることが好ましい。
【符号の説明】
【０１３３】
１  太陽電池パネル
３０  太陽光発電システム
３２  太陽電池ストリング
３３  太陽電池アレイ
４１  ＡＣ化ユニット（電力変換手段）
４３  パネル用アース線（パネル用接地手段）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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