集光式太陽光発電システムのレンズ面に生じる水膜・水滴が発電量に及ぼす影響の検討
研究代表者

津山工業高等専門学校電子制御工学科

桶 真一郎

１．はじめに太陽光発電の低コスト化が求められる中，太陽電池の使用量を大幅に削減できる集光式太陽光発電システムが注目されている。代表研究者らは 2002 年から，500 倍の集光倍率を有するフレネルレンズで太陽光を集光する集光式太陽光発電システムの開発およびそのフィールド試験を実施してきた(1-4)。その結果，日射条件が良好な愛知県豊橋市における年間平均発電効率は 30～40%に達することがわかった。また，集光式太陽光発電システムの発電効率は，従来の平板式太陽光発電システムに比べ，季節，時間帯，および気象条件によって変化する日射スペクトルの影響を強く受けることを，日射スペクトルの同時観測により示してきた。
本研究では，定格出力 300 W の集光式太陽光発電システムのフィールド試験を岡山県津山市にある津山工業高等専門学校（津山高専）において実施した。津山市は岡山県北部の盆地に位置し，中心部には大きな川が流れているため，秋から春にかけての時期にはよく霧が発生する。また，冬季にはレンズの表面に霜が発生しやすい。集光式太陽光発電シス
テムに使われている集光用レンズの表面に，霧による水膜・水滴や霜が付着すると，見かけの透過率が低下し，発電電力が大幅に低下する恐れがある。また，それらの付着位置やその分布によっては，各レンズの集光状況が不揃いになり，発電電力の低下や，過電流・過熱による故障を引き起こす恐れがある。本研究では，霧や霜が発生したときの発電量，発電効率，および電流－電圧特性を実測し，それらが集光式太陽光発電システムの発電特性に及ぼす影響を評価・検討した。なお，津山市のような気象条件は集光式太陽光発電システムにとって必ずしも有利とはいえないが，将来における集光式太陽光発電システムの普及を想定した検討のためには，日射条件が良好な地域以外でのデータ収集ならびに分析が重要である。
２．集光式太陽光発電システム
図 1 に，フィールド試験を実施した集光式 PV システムの外観を示す。同システムは，レンズ，二次光学系（ホモジナイザー），および太陽電池を組み合わせた PV モジュールと太陽光を追尾する太陽追尾装置からなる。本研究で使用している PV モジュールは，日本で本格的に集光式 PV システムの研究開発が始まった 2003 年に製作されたもので，500 倍の集光倍率を有するドーム型フレネルレンズを搭載している。また，この PV モジュールに使用される太陽電池は InGaP/InGaAs/Ge からなる三接合型化合物系太陽電池で，その受光面積は0.545 m2，定格出力は 150 W である。太陽追尾装置は，方位角軸および仰角軸からなる 2 軸－ 195 －

追尾で，追尾の制御方式は，季節や時刻によってあらかじめ決められた方位角・仰角に合わせるプログラム式である。また，時刻の計測には電波時計を使用しており，30 秒ごとに追尾を実施している。本システムは 2004 年～2009 年の間は愛知県豊橋市で，2010 年 8 月
以降は岡山県津山市の津山高専でフィールド試験が実施された。当地では，直達日射強度，水平面ならびに傾斜面全天日射強度，温湿度，風向風速，気圧，視程（visibility），および全天日射スペクトル分布を同時に観測した。また，太陽電池を日射センサとする太陽電池アレイ型日射計(5, 6)を設置し，水平面全天日射と太陽電池裏面温度を計測した。

図 1 集光式太陽光発電システムの外観
３．霜の影響
津山市は岡山県北部の盆地に位置し，秋季から冬季にかけての朝方には霧が発生しやす
く，昼ごろまで霧が晴れない日もある。津山市での霧の発生の有無は津山特別地域気象観
測 所 で 観 測 さ れ て お り ， そ の 観 測 デ ー タ は 気 象 庁 の web サ イ ト で 公 開 さ れ て い る（http://www.jma.go.jp/jma/index.html）。それによると，津山市における霧の観測日数は 2010
年：60 日，2011 年：72 日，2012 年：56 日であった。
図 2 に，霧の発生日および無発生日の直達日射強度と霧発生日の視程の推移を示す。同
図から，霧無日には，直達日射強度は滑らかな釣鐘形を描いて変化したことがわかる。この日の最大直達日射強度は 0.908 kW/m2，6～18 時の積算直達日射量は 6.63 kWh/m2 であっ10Dec. 8, 2010
(Clear dayday)
Clear
Nov. 26, 2011

Foggyday(Foggy day)

0.5Visibility(Nov. 26, 2011)
0.0
6

7Visibility (km)2Irradiance (kW/m )1.0

508 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18Time (h)図 2 霧発生日および霧無日における直達日射強度－ 196 －

た。一方，霧発生日においては，7～10 時の視程が 0.5 km と小さいことから，その時間帯に霧が発生していたことがわかる。同時間帯の直達日射強度はほぼゼロであったが，視程の回復とほぼ同時に直達日射強度は急激に上昇した。その後，直達日射強度は同時期の晴天日と同等の水準に達し、それ以降は滑らかに変化した。この日の最大直達日射強度は0.882 kW/m2，6～18 時の積算直達日射量は 4.50 kWh/m2 であった。
図 3 に，霧の発生日および無発生日における集光式 PV システムの発電電力の推移を示す。
発電電力は図 2 に示す直達日射強度と同様に推移した。霧発生日における発電電力は，霧が発生していた 7～10 時の間はほぼゼロであったが，霧が晴れると同時に急激に上昇し，同時期の晴天日と同等の水準に達した。霧無日における最大発電電力は 0.156 kW/m2，6～18 時の積算発電量は 1.01 kWh/m2 であった。また，霧発生日における最大発電電力は0.144 kW/m2，6～18 時の積算発電量は 0.708 kWh/m2 であった。このことから，霧発生日の日積算発電量は霧無日（晴天）に比べて約 30%小さかったことがわかる。

2Electricity (kW/m )0.20

Clear dayDec. 8, 2010
(Clear day)

0.15
0.10

FoggydayNov.
26, 2011(Foggy day)0.05
0.00678 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18Time (h)図 3 霧発生日および霧無日における発電電力

図 4 に，霧無日および霧発生日における発電効率を示す。同図から，一日を通して安定した発電電力が得られた霧無日の発電効率は，14～16%であったことがわかる。この日の日平均発電効率は 15.2%であった。一方，霧発生日の発電効率は，霧が発生していた 10 時頃までの間は安定しなかったが，霧が晴れた後の日中には 14～15%で推移した。この日の日平均発電効率は 15.7%であった。したがって，霧の有無は発電効率には影響を及ぼさない。
図 5 に，一ヶ月間（11 月）の直達日射量および発電量の日積算値を示す。なお，同図に示す霧発生日は，総合気象観測システムで計測している視程のデータに基づいている。霧が発生しなかった日のうち直達日射量および発電量が極端に低い日は，曇天日あるいは雨天日であった。同図から，日積算直達日射量は霧発生日である 11 月 14 日において2.51 kWh/m2 であったのに対し，霧無日である 11 月 15 日および 20 日において 2.33 kWh/m2および 2.22 kWh/m2 であったことがわかる。同様に日積算発電量は，霧発生日である 11 月14 日において 0.30 kWh/m2 であったのに対し，霧無日である 11 月 15 日および 20 日において 0.33 kWh/m2 および 0.28 kWh/m2 であったことがわかる。このように，霧発生日における－ 197 －20

晴天日
Clear day(2011.11.21)

発電効率 (%)

1510
霧観測日
Foggy day(2011.11.26)

5069121518時刻 (h)

図 4 霧発生日および霧無日における発電効率
1.550.50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

21.0発電量 (kWh/m )

直達日射量
発電量
霧観測日

2

直達日射量 (kWh/m )100.0日図 5 一ヶ月間（11 月）の直達日射量および日積算発電量
直達日射量および発電量は必ず霧無日のそれよりも小さいとは限らないことがわかった。
また一ヶ月～一年の期間で考えると，霧が発生した日数は発生しなかった日に比べて少ないため，霧以外の影響の方が強く影響することは明らかである。このことは，霧の発生が津山市と同程度かそれ以下の地域では，集光式太陽光発電システムにおいて霧の影響を考慮する必要はないことを示唆している。
４．霜の影響
冬季の寒い朝には，集光レンズの表面に霜が発生することがある。霜が発生する時間帯はその日の気温や湿度により異なる。霜は霧とは異なり，気象庁の web サイトからその発生の情報を得ることができない。本研究では，集光式 PV システムの近傍に設置した太陽電池の裏面温度が，氷点下かつ露点温度を下回った場合に霜が発生したと判断することとした。図 6 に，霜無日（12 月 8 日）および霜発生日（2 月 3 日）における気温，露点温度，太陽電池アレイ型日射計の太陽電池裏面温度を示す。ここで，露点温度は気温と相対湿度から求めた。同図（a）から，霜無日において太陽電池裏面温度が常に露点温度を上回って－ 198 －

3030
太陽電池裏面温度

太陽電池裏面温度2010

温度 (°C)温度 (°C)

20

気温

気温

1000
露点温度

−100369

露点温度−1012036時刻 (h)912時刻 (h)（a）霜無日（b）霜発生日

図 6 霜発生日および霜無日における気温，露点温度，太陽電池裏面温度いることがわかる。一方，霜発生日の場合は同図（b）に示すように，8 時頃までは太陽電池裏面温度が露点温度を下回っており，かつ気温は氷点下であったことがわかる。このとき，集光式 PV システムのレンズ表面に霜が発生しているのを目視で確認した。以上のこと
から，本研究では同様の条件が成り立つ場合に，太陽電池アレイ型日射計およびその近くに設置した集光式 PV システムのレンズ表面には霜が発生したと推定した。
図 7 に霜の発生日および無発生日における直達日射強度の推移を示す。同図から，直達日射強度は両日ともに 7 時頃の日の出とともに上昇し始めたことがわかる。次に、図 8 に霜発生日および霜無日における発電電力の推移を示す。霜発生日の太陽電池の裏面温度および露点温度から，霜は 7 時 40～50 分頃まで発生していたと判断した。同図から，霜発生日においては、直達日射強度が日の出とほぼ同時に 7 時頃から上昇し始めたのに対し，発電電力はそれより遅れて 7 時 40 分頃から上昇し始めたことがわかる。これは，集光レンズ表面に霜が発生している間は PV セルへの入射日射が遮られていたからである。また，集光レンズ表面の霜の融け方は一様でないため，発電電力はゆっくりと上昇した。霜が完全に解消した日中の発電電力は，霜無日と同様に直達日射強度に伴い変化した。
図 9 に，霜の発生日および霜無日における FF を示す。同図から，霜無日の FF は一日を
Dec. 8, 2010
Frost-freeday)(Unfrostedday

2

Irradiance (kW/m )

1.0

0.5

Dec.
18,day2011
Frost(Frosted day)0.0
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Time (h)図 7 霜発生日および霜無日における直達日射強度－ 199 －2Electricity (kW/m )0.20

Frost-free
Dec. 8, 2010(Unfrosted day)
0.15 day
0.100.05
Dec.
18,day2011
Frost(Frostedday)
0.00
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Time (h)図 8 霜発生日および霜無日における発電電力通して 0.75～0.78 付近を推移したことがわかる。一方，霜発生日の FF は，霜が融け始めた
8 時 30 分まで 0.40～0.50 と低い値を示した。しかし霜の融解とともに FF は上昇し，11 時には霜無日と同等の水準に達した。図 10 に，霜の発生日における時間帯の異なる I-V カーブを示す。この日の 9 時においては，集光レンズ表面に霜が発生していたため，FF は 0.510と低く，I-V カーブには多くの段差が生じていた。その後霜がなくなった 13 時には，FF が0.767 に上昇し，I-V カーブは比較的滑らかな形状をしていた。集光レンズ表面に霜が発生したときに I-V カーブに段差が生じ，それによって FF が小さくなるのは，霜の融解は一様でないため，PV モジュールを構成する複数の太陽電池への集光にムラが生じ，それぞれの光電流に違いが生じるからである。
図 11 に，一ヶ月間（12 月）の日積算直達日射量および発電量を示す。なお，直達日射量および発電量が極端に低い日は曇天日あるいは雨天日であった。同図から，日積算直達日
射量は霜発生日である 12 月 18 日において 4.00 kWh/m2 であったのに対し，霜無日である
12 月 16 日において 3.90 kWh/m2 であることがわかった。同様に日積算発電量は，霜発生日である 12 月 18 日において 0.49 kWh/m2 であったのに対し，霜無日である 12 月 16 日において 0.58 kWh/m2 であることがわかった。このように，霜発生日における直達日射量および発1.0FF (- )図 11

霜未発生日 (2010.12.8)

Frost-free day
一ヶ月間（11月）の直達日射量および日積算発電量

0.5
Frost day(2011.2.3)
霜発生日

0.069121518時刻 (h)図 9 霜発生日および霜無日における FF－ 200 －

2.0電流 (A)

1.5

13:00 (霜なし, FF:0.767)

1.0

0.50.0

9:00 (霜あり, FF:0.510)

0102030405060電圧 (V)

図 10 霜発生日における I-V カーブ
1.550.50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

21.0発電量 (kWh/m )

直達日射量
発電量
霜発生日

2直達日射量 (kWh/m )100.0日図 11

一ヶ月間（12 月）の直達日射量および日積算発電量

電量は必ず霜無日のそれよりも小さいとは限らないといえる。また一ヶ月～一年の期間で考えると，霜が発生した日数は発生しなかった日に比べて少ないため，霜以外の影響の方が強く影響することは明らかである。このことは，霧の場合と同様に，霜の発生が津山市と同程度かそれ以下の地域では，集光式太陽光発電システムにおいて霜の影響を考慮する必要はないことを示唆している。
５．まとめ
岡山県津山市で実施しているフィールド試験に基づき，集光式 PV システムの発電量に及ぼす霧および霜の影響を検討した。霧発生日においては，霧により直達日射が遮られるため，日積算発電量は霧のない晴天日より約 30%小さかった。霜発生日においては，集光レンズ表面に付着した霜により直達日射が遮られるため，発電電力はその影響を受けた。しかしながら，霧や霜の影響は晴天や曇天などの影響に比べて十分に小さいため，長期間の－ 201 －

積算発電量に対しては，霧および霜の影響はあまり大きくないことがわかった。このことから，霧や霜の発生が津山市と同程度かそれ以下の地域では，集光式太陽光発電システムにおいてそれらの影響を考慮する必要はないことが示唆された。
謝辞
本研究の実施にあたり，公益財団法人 JFE21 世紀財団大学研究助成金の支援を受けた。
参考文献（1） S. Oke, H. Motoda, K. Yamane, Y. Kemmoku, K. Araki, "Decrease of efficiency and FF of anearly-type concentrator PV module in long-term field test", 5-P-5, PVSEC-22 (2012)（2） Y. Kemmoku, S. Oke, K. Araki, Long-term performance estimation of a 500X
concentrator photovoltaic system, ISES2011 (2011)（3）元田大貴，山根啓司，桶真一郎，見目喜重，荒木建次：「初期型集光式 PV モジュールの長期フィールド試験に伴う I-V カーブの変化の検討」，平成 24 年電気学会電力・エネルギー部門大会講演論文集，P5 （2012）（CD-ROM）（4）山根啓司，桶真一郎，見目喜重，荒木建次：「初期型集光式 PV モジュールの長期フィールド試験に伴う発電特性の変化」，平成 24 年電気学会全国大会講演論文集，7-051（2012）（CD-ROM）（5） S. Satomi, A. Farizul, H. Tanoue, Y. Suda, H. Takikawa, S. Oke, K. Kawashima:"Development of simple pyranometer using PV-cell array", 17th Asian Symposium onEcotechnology, p.92 (2010)（6） 杉山智美，Mohd Arif Faizul，田上英人，須田善行，滝川浩史，桶真一郎，川嶋和子：「温室内向け 4 センサ太陽電池アレイ日射計の試作と温度補正の検討」，太陽エネル
ギー，Vol.37，No.3，pp.55－61 (2011)－ 202 －