複数の群発電部を備える光発電装置であって、各々の群発電部は、接続点を介して直列に接続された単位発電部から構成され、前記群発電部は、前記接続点の中で予め特定された特定接続点を備え、前記特定接続点は、前記群発電部の相互間で接続されていることを特徴とする光発電装置。請求項1に記載の光発電装置であって、前記単位発電部の受光面積は、各々の前記群発電部において略同じであることを特徴とする光発電装置。請求項1または請求項2に記載の光発電装置であって、前記特定接続点は、前記群発電部の前記単位発電部が同一個数ごとに区分された境界の接続点であることを特徴とする光発電装置。請求項3に記載の光発電装置であって、前記区分は、前記群発電部での前記単位発電部の配置の行単位または列単位で設定されていることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項3までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記特定接続点は、前記接続点の全てとされていることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項5までのいずれか1つに記載の光発電装置であって、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、前記群発電部の相互間で同一であることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項5までのいずれか1つに記載の光発電装置であって、相互に隣接する前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、少なくともその一部において、隣接する前記群発電部の相互間で異なることを特徴とする光発電装置。請求項7に記載の光発電装置であって、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、隣接する前記群発電部の相互間で90度の倍数で回転させてあることを特徴とする光発電装置。請求項8に記載の光発電装置であって、前記群発電部は、行方向または列方向のいずれか一方が他方に比べて長くなるように配置されてあり、前記群発電部は、前記行方向または前記列方向のいずれか長い方向で前記単位発電部の平面配置を異ならせてあることを特徴とする光発電装置。請求項7に記載の光発電装置であって、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、隣接する前記群発電部での前記単位発電部の平面配置に対し行単位または列単位の少なくとも一方で異なることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項10までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記単位発電部は、単一の光発電素子、または前記光発電素子を直列あるいは並列に接続した複合光発電素子のいずれかであることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項11までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記群発電部は、前記単位発電部の配置が互いに異なる複数種類とされていることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項12までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記群発電部は、前記単位発電部のそれぞれに並列に接続された追加の単位発電部を備えることを特徴とする光発電装置。請求項13に記載の光発電装置であって、前記群発電部は、一の直列回路での前記単位発電部の配置と、他の直列回路での前記単位発電部の配置とでは、同一の直列段に対する配置が互いに異なることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項14までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記単位発電部の配置によって構成される受光面は、曲面状とされていることを特徴とする光発電装置。請求項1から請求項15までのいずれか一つに記載の光発電装置であって、前記群発電部が実装された1枚の透光性基板を備えることを特徴とする光発電装置。光発電装置と、前記光発電装置からの電力を予め設定された電力形態に変換するパワーコンディショナとを備える光発電システムであって、前記光発電装置は、請求項1から請求項16までのいずれか一つに記載の光発電装置であることを特徴とする光発電システム。請求項17に記載の光発電システムであって、前記光発電装置は、少なくとも2つ相互に並列接続されてあり、前記光発電装置のそれぞれが有する前記特定接続点は、前記光発電装置のそれぞれで同一に設定され、前記特定接続点は、前記光発電装置の相互間で接続されていることを特徴とする光発電システム。車体と、前記車体の表面に配置された光発電装置とを備える車両であって、前記光発電装置は、請求項1から請求項16までのいずれか一つに記載の光発電装置であることを特徴とする車両。上述したとおり、従来の太陽電池モジュールでは、日陰対策として予め特定された日陰についての対策を採ることに限られていた。つまり、ランダムに発生する照射光のばらつきに対しては全く考慮されていなかった。また、ランダムに発生する照射光のばらつきについての対策としてバイパスダイオードの利用が考えられるが、バイパスダイオードによる出力の低下、電力損失を回避することは困難である。本発明はこのような状況に鑑みてなされたものであり、光を電気に変換して発電する単位発電部を直列に接続した群発電部の平面配置と、群発電部相互間での接続とを規定することによって、照射光太陽光のばらつき例えば日陰による単位発電部に対する局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する光発電装置を提供することを目的とする。また、本発明は、本発明に係る光発電装置を備えることにより、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する光発電システムを提供することを他の目的とする。また、本発明は、本発明に係る光発電装置を備えることにより、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現し、発電した電力を車両用電源系統に供給して照射光のばらつきによる影響を抑制する車両を提供することを他の目的とする。本発明に係る光発電装置は、複数の群発電部を備える光発電装置であって、各々の群発電部は、接続点を介して直列に接続された単位発電部から構成され、前記群発電部は、前記接続点の中で予め特定された特定接続点を備え、前記特定接続点は、前記群発電部の相互間で接続されていることを特徴とする。したがって、本願発明に係る光発電装置は、直列接続された単位発電部が構成する群発電部の特定の段特定接続点を群発電部の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部を実質上分散して配置させた状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光太陽光のばらつき例えば日陰による単位発電部に対する局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。また、本発明に係る光発電装置では、前記単位発電部の受光面積は、各々の前記群発電部において略同じであることを特徴とする。したがって、本願発明に係る光発電装置は、受光面積すなわち発電能力が直列各段でほぼそろった単位発電部からなる群発電部が受光部上に配置されるため、受光部において局所的には、直列各段の面積が均等化されることになり、ひいては光発電装置の内での単位発電部の配置の偏りを排除して均等化するので、直列接続の特定の段単位発電部に対する照射光のばらつきの影響をさらに抑制する。群発電部内での各単位発電部の受光面積の差は、小さいほど好ましく、面積最大の単位発電部の受光面積に対し、面積最小の単位発電部の受光面積は少なくとも90以上とするのが、効果的である。また、本発明に係る光発電装置では、前記特定接続点は、前記群発電部の前記単位発電部が同一個数ごとに区分された境界の接続点であることを特徴とする。したがって、本願発明に係る光発電装置は、群発電部の相互間で接続が必要となる特定接続点の個数を接続点の個数に対して低減することができるので、接続形態を簡略化する。また、本発明に係る光発電装置では、前記区分は、前記群発電部での前記単位発電部の配置の行単位または列単位で設定されていることを特徴とする。したがって、本願発明に係る光発電装置は、単位発電部を行単位、列単位で区分することから、特定接続点の配置を簡略化して特定接続点の接続を簡略化する。また、本発明に係る光発電装置では、前記特定接続点は、前記接続点の全てとされていることを特徴とする。したがって、本願発明に係る光発電装置は、直列接続された単位発電部を全て並列に接続した形態となるので、特定の段に対する照射光による影響をさらに効果的に抑制し、照射光のばらつきによる発電効率の低下を確実に防止する。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、前記群発電部の相互間で同一であることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、直列接続された単位発電部の平面での位置が群発電部の相互間で同一であることから、群発電部でのレイアウトが簡単になり、群発電部相互間での特定接続点の接続が容易になる。また、本発明に係る光発電装置では、相互に隣接する前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、少なくともその一部において、隣接する前記群発電部の相互間で異なることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、少なくともその一部において隣接する群発電部での単位発電部の平面配置が群発電部の相互で異なることから、単位発電部の配置の規則性を極力抑制して単位発電部を分散配置し、照射光のばらつきによる影響をさらに抑制して発電効率の低下を防止する。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、隣接する前記群発電部の相互間で90度の倍数で回転させてあることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、群発電部での単位発電部の平面配置を容易に異ならせる。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部は、行方向または列方向のいずれか一方が他方に比べて長くなるように配置されてあり、前記群発電部は、前記行方向または前記列方向のいずれか長い方向で前記単位発電部の平面配置を異ならせてあることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、長い方向で発生する照射光のばらつきに対して単位発電部の平面配置の変更を効果的に作用させ、発電効率の低下を効果的に抑制する。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部での前記単位発電部の平面配置は、隣接する前記群発電部での前記単位発電部の平面配置に対し行単位または列単位の少なくとも一方で異なることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、群発電部での単位発電部の行単位または列単位の少なくとも一方で隣接する群発電部での単位発電部の平面配置が相互に異なることから、単位発電部の配置の規則性を極力抑制して分散配置することによって、照射光のばらつきによる影響をさらに抑制し、発電効率の低下を防止する。また、本発明に係る光発電装置では、前記単位発電部は、単一の光発電素子、または前記光発電素子を直列あるいは並列に接続した複合光発電素子のいずれかであることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、光発電素子を適宜選定選択、組み合わせすることで単位発電部に必要に応じた電気特性を持たせる。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部は、前記単位発電部の配置が互いに異なる複数種類とされていることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、同一の直列段特定の直列段に位置する単位発電部が群発電部での特定の位置に固定されずに更に離散的に配置され、例えば隣接する群発電部でも全く異なる配置位置状態とされるので、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができる。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部は、前記単位発電部のそれぞれに並列に接続された追加の単位発電部を備えることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、単位発電部が構成する直列回路を各群発電部でそれぞれ複数個備え、各直列回路の同一の直列段では、相互に並列接続された単位発電部を備えることから、一の直列回路での単位発電部と他の直列回路での単位発電部とは、同一の直列段であっても分離して配置することができるので、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができる。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部は、一の直列回路での前記単位発電部の配置と、他の直列回路での前記単位発電部の配置とでは、同一の直列段に対する配置が互いに異なることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、群発電部で同一の直列段特定の直列段に位置する各単位発電部を特定の位置に固定せずに更に分散させて配置するので、単位発電部の配置の不規則性を高めた群発電部を容易に構成でき、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができ、かつ生産性を向上することができる。また、本発明に係る光発電装置では、前記単位発電部の配置によって構成される受光面は、曲面状とされていることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、取り付け面の状態が平面状、曲面状のいずれの場合でも適用することが可能となり、適用範囲を更に広げることが可能となる。また、本発明に係る光発電装置では、前記群発電部が実装された1枚の透光性基板を備えることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電装置は、行方向または列方向に配置された群発電部をまとめて出力することによって、取り扱いが容易なモジュール形態となる。また、本発明に係る光発電システムは、光発電装置と、前記光発電装置からの電力を予め設定された電力形態に変換するパワーコンディショナとを備える光発電システムであって、前記光発電装置は、本発明に係る光発電装置であることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電システムは、光発電装置に対する照射光のばらつきによる影響を回避でき、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。また、本発明に係る光発電システムでは、前記光発電装置は、少なくとも2つ相互に並列接続されてあり、前記光発電装置のそれぞれが有する前記特定接続点は、前記光発電装置のそれぞれで同一に設定され、前記特定接続点は、前記光発電装置の相互間で接続されていることを特徴とする。したがって、本発明に係る光発電システムは、特定接続点の間に配置された単位発電部に対する照射光のばらつきによる影響を抑制する。また、本発明に係る車両は、車体と、前記車体の表面に配置された光発電装置とを備える車両であって、前記光発電装置は、本発明に係る光発電装置であることを特徴とする。したがって、本発明に係る車両は、光発電装置に対する照射光太陽光のばらつきによる影響を回避でき、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現し、発電した電力を車両用電源に供給して照射光のばらつきによる影響を抑制する。本発明に係る光発電装置は、複数の群発電部を備える光発電装置であって、各々の群発電部は、接続点を介して直列に接続された単位発電部から構成され、前記群発電部は、前記接続点の中で予め特定された特定接続点を備え、前記特定接続点は、前記群発電部の相互間で接続されている。したがって、本願発明に係る光発電装置は、直列接続された単位発電部が構成する群発電部の特定の段特定接続点を群発電部の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部を実質上分散して配置させた状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光太陽光のばらつき例えば日陰による単位発電部に対する局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。また、本発明に係る光発電システムは、光発電装置と、光発電装置からの電力を予め設定された電力形態に変換するパワーコンディショナとを備える光発電システムであって、光発電装置は、本発明に係る光発電装置である。したがって、本発明に係る光発電システムは、光発電装置に対する照射光のばらつきによる影響を回避でき、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。また、本発明に係る車両は、車体と、車体の表面に配置された光発電装置とを備える車両であって、光発電装置は、本発明に係る光発電装置である。したがって、本発明に係る車両は、光発電装置に対する照射光太陽光のばらつきによる影響を回避でき、光発電装置に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部群発電部、光発電装置が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現し、発電した電力を車両用電源に供給して照射光のばらつきによる影響を抑制する。以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。<実施の形態1>図1Aないし図1Fを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。図1Aは、本発明の実施の形態1に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。図1Bは、図1Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D1、単位発電部D2以下、単位発電部D1、単位発電部D2を相互に区別する必要がない場合は、単に単位発電部Dとすることがある。を備える。なお、単位発電部Dは、方向性を示すためにダイオード記号で記載されている。単位発電部Dは、単一の光発電素子、または光発電素子を直列あるいは並列に接続した複合光発電素子のいずれかである。したがって、光発電装置1は、光発電素子を適宜選定選択、組み合わせすることで必要に応じた電気特性を単位発電部Dに持たせる。ここで、光発電素子とは、その物が有する物性特性によって定まる単位起電力を生じるものであり、例えば、シリコン太陽電池で形成されている。シリコン太陽電池を単一の光発電素子pn接合が1つのシリコン太陽電池としたときは、単位発電部Dは、約0.5V~0.7V程度の出力電圧を得る。9直列実施の形態2、図2A、図2B参照とすれば、約4V~6Vの出力電圧を得る。シリコン太陽電池を複数直列に接続して複合光発電素子としたときは、直列接続の個数分の電圧に対応する出力が得られる。また、シリコン太陽電池を複数並列に接続して複合光発電素子としたときは、並列接続の個数分の電流に対応する出力が得られる。なお、本願発明では、太陽電池、シリコン太陽電池を例示するが、これらに限らず同様な作用を生じる光発電素子に対して本願発明を適用することができる。光発電装置1は、接続点CP12を介して単位発電部D1および単位発電部D2を直列に接続することで単位発電部Dが2直列されて直列回路が構成された群発電部G11を備える。また、光発電装置1は、群発電部G11と同一の構成とされた群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22以下、群発電部G11、、群発電部G22を相互に区別する必要がない場合は、単に群発電部Gとすることがある。を備える。群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22は、相互に並列の関係となるように接続線CW1を介して装置端子T1に接続され、また、接続線CW2を介して装置端子T2に接続されている。つまり、光発電装置1は、単位発電部Dが2直列とされた発電回路直列回路としての群発電部Gが4個行列状の2行×2列=4並列接続され、光発電された電力を装置端子T1、装置端子T2から取り出している。単位発電部D1、単位発電部D2は、群発電部Gの行方向DLで配置平面配置されている。なお、単位発電部Dを行方向DLではなく列方向DRに平面配置することも可能である。群発電部G11、、群発電部G22は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されている。つまり、行方向DL群発電部Gの1行目で群発電部G11および群発電部G12が、行方向DL群発電部Gの2行目で群発電部G21および群発電部G22がそれぞれ配置され、列方向DR群発電部Gの1列目で群発電部G11および群発電部G21が、列方向DR群発電部Gの2列目で群発電部G12および群発電部G22がそれぞれ配置されている。本実施の形態では、群発電部Gの配置について、行方向DLおよび列方向DRの双方を揃えて行列状としたが、例えば行方向あるいは列方向DRで隣接する群発電部Gが多少シフトした形態とすることも可能である。つまり、行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方において揃えられていれば良い。なお、以下の実施の形態においても同様である。光発電装置1では、群発電部G11が有する接続点CP12は、他の群発電部G群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22が有する接続点CP12と相互に接続線CW12を介して並列に接続されている。つまり、接続点CP12は、接続点CP12本実施の形態では1個の中で予め特定された特定接続点SP12とされて他の群発電部Gの特定接続点SP12と相互に接続されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、接続点CP12はそれぞれの群発電部Gで1個のみであるので、接続点CP12がそれぞれの群発電部G単位発電部D1、単位発電部D2相互間での接続点となり、全ての接続点CP12が特定接続点SP12とされる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D2が接続点CP12を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CP12の中で予め特定された特定接続点SP12を備え、特定接続点SP12は、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D2が構成する群発電部G群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP12を群発電部G群発電部G11、、群発電部G22の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図1Aで左端の群発電部G11、群発電部G21での単位発電部D1を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21以外での単位発電部D1の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光太陽光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1による局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。なお、このような作用効果は、本実施の形態の最後に記載するように、群発電部Gを行方向DLまたは列方向DRに揃えて配置しない場合においても同様に得られる。次に、照射光が大きくばらついて、ある位置の単位発電部D例えば群発電部G21の単位発電部D1に対する照射光が極端に低くなった場合の発電状態作用について説明する。つまり、光発電装置1の受光面の一部が、例えば障害物によって日照を遮られ、部分的な影部分影が生じた場合の発電状態について説明する。部分影の具体例として、群発電部G11の単位発電部D2と群発電部G12の単位発電部D1とに対する照射光が低くなり有効に動作光発電しない場合影状態例1について説明する。全体で単位発電部Dが8個分の受光面積単位発電部D×8個があるのに対して6個分の照射面積受光面積となる。つまり、影状態例1では、8個の単位発電部Dに対して照射割合は、6/8=0.7575となる。接続線CW12が接続されない従来の形態の光発電装置比較従来例1の2直列4並列の発電回路の場合は、群発電部G11に相当する2つの単位発電部D1、単位発電部D2の内で、一方単位発電部D2が動作しない状態となり、群発電部G11に相当する直列接続された回路全体の電流が制限を受けることから発電回路群発電部G11全体として動作が制限され、群発電部G11に対応する直列回路発電回路は実質上動作しない状態となる。群発電部G12についても同様に、これに対応する直列回路発電回路は実質上動作しない状態となる。つまり、比較従来例1では、実質的に発電に寄与するのは、群発電部G21と群発電部G22だけとなる。群発電部G11の単位発電部D1と群発電部G12の単位発電部D2とは、照射光が当たっているにも拘らず、発電にほとんど寄与することができない。比較従来例1に対し、影状態例1の光発電装置1では、並列接続された群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22がそれぞれ有する単位発電部D1と単位発電部D2との間のそれぞれの接続点CP12が接続線CW12で相互に接続されていることから、群発電部G11の単位発電部D2と群発電部G12の単位発電部D1とが部分影によって動作しない状態であっても、日照状態にある群発電部G11の単位発電部D1と群発電部G12の単位発電部D2は、発電に寄与することができる。接続線CW12を備える光発電装置1の影状態例1での出力特性と、接続線CW12を備えない比較従来例1での出力特性とを測定した結果の例を、図1Cおよび図1Dに示す。図1Cは、図1Aに示した光発電装置1の出力電流の電圧依存性の一例を電流対電圧でプロットしたグラフであり、全面に日照が当たった場合の特性を全面日照電流特性VIfとして、影状態例1の場合の特性を影状態電流特性VIs1として示し、更に比較のための比較従来例1の場合の特性を比較従来電流特性VIc1として示す。つまり、横軸を発電電圧とし、縦軸を発電電流とし、3つの場合全面日照/影状態例1/比較従来例1をパラメータとして示す。全面日照電流特性VIfでの電流は大きく、比較従来電流特性VIc1での電流は小さく、影状態電流特性VIs1での電流は全面日照電流特性VIfに対しては小さいが比較従来電流特性VIc1に対しては大きくなる。なお、影状態例1影状態電流特性VIs1での短絡電流値電圧0Vでの電流は、日照を受けている群発電部Gの並列回路が等価的に3個存在することから、全面日照電流特性VIfの約3/4となる。また、比較従来例1比較従来電流特性VIc1での短絡電流値は、日照を受けている群発電部Gの並列回路が等価的に2個存在することから、全面日照電流特性VIfの約半分2/4となる。図1Dは、図1Cに示した電流対電圧のグラフを、電力対電圧としてプロットしたものであり、全面に日照が当たった場合の特性を全面日照電力特性VPfとして、影状態例1の場合の特性を影状態電力特性VPs1として示し、更に比較のための比較従来例1の場合の特性を比較従来電力特性VPc1として示す。つまり、横軸を発電電圧とし、縦軸を発電電力とし、3つの場合全面日照/影状態例1/比較従来例1をパラメータとして示す。全面日照電力特性VPfでの電力は大きく、比較従来電力特性VPc1での電力は小さく、影状態電力特性VPs1での電力は全面日照電力特性VPfに対しては小さいが比較従来電力特性VPc1に対しては大きくなる。具体的には、全面日照電力特性VPfでは、ピーク値で約2.03Wの出力が得られたのに対し、比較従来電力特性VPc1では、受光面積の75が日照を受けているにも関わらず、全面日照時の電力の46である約0.92Wしかピーク値での出力が得られていない。この理由は、群発電部G11と群発電部G12とが発電に寄与できず、実質的に群発電部G21と群発電部G22のみで発電を行っているからである。なお、比較従来電力特性VPc1では、4つの群発電部Gのうち2つが発電しているにも関わらず、全面日照時の出力の半分よりも若干低い出力となっているのは、発電に寄与している群発電部G21および群発電部G22から、発電に寄与していない群発電部G11および群発電部G12へ、発電電流の一部が逆流しているからである。各群発電部Gの出力端に逆流防止ダイオードを設ければ、この逆流を防ぐことはできるものの、発電電流がダイオードを通過する際の損失を招くことになる。他方、影状態電力特性VPs1では、出力はピーク値で約1.47Wとなっており、比較従来電力特性VPc1のピーク値出力0.92Wに対して59高い出力値が得られている。また、約1.47Wという出力は、全面日照電力特性VPfのピーク値に対して733/4に相当しており、ほぼ日照面積割合に近い出力が得られている。すなわち、接続線CW12を備えていることから、光発電装置1における日照部分は等価回路上、群発電部G11、G21、G22の各単位発電部D1同士3個が並列接続されたものと、群発電部G12、G21、G22の各単位発電部D2同士3個が並列接続されたものとが、直列接続された状態、すなわち単位発電部D1と単位発電部D2とが同数ずつ直列された状態となる。したがって、日照を受けている全ての単位発電部Dは、部分影で機能しない状態となる単位発電部Dによって出力を制限されることがなく、高い効率での発電を行うことができるからである。つまり、接続線CW12を設けることによって、どの群発電部Gに属する単位発電部Dであれ単位発電部D1と単位発電部D2とが同数で日照を受けている状態であれば、日照面積割合に近い出力割合全面日照時出力に対する比率が得られる。なお、単位発電部Dの並列個数が多くなれば実施の形態2他参照、必ずしも同数でなくとも同様に作用する。したがって、例えば、群発電部G21の単位発電部D2と群発電部G22の単位発電部D1とが影になっている場合、あるいは、群発電部G11の単位発電部D1と群発電部G12の単位発電部D2が影になっている場合などにおいても、同様に高い効率での発電が可能である。次に、部分影の別の具体例として、群発電部G11の単位発電部D1と群発電部G21の単位発電部D1とに対する照射光が低くなり有効に動作光発電しない場合影状態例2について説明する。全体で単位発電部Dが8個分の受光面積単位発電部D×8個があるのに対して6個分の照射面積受光面積となる。つまり、影状態例2では影状態例1と同様、8個の単位発電部Dに対して照射割合は、6/8=0.7575となる。接続線CW12が接続されない従来の形態の光発電装置比較従来例2の2直列4並列の発電回路の場合は、群発電部G11に相当する2つの単位発電部D1、単位発電部D2の内で、一方単位発電部D1が動作しない状態となり、群発電部G11に相当する直列接続された回路全体の電流が制限を受けることから発電回路群発電部G11全体として動作が制限され、群発電部G11に対応する直列回路発電回路は実質上動作しない状態となる。群発電部G21についても同様に、これに対応する直列回路発電回路は実質上動作しない状態となる。つまり、比較従来例2では、実質的に発電に寄与するのは、群発電部G12と群発電部G22だけとなる。群発電部G11の単位発電部D2と群発電部G21の単位発電部D2とは、照射光が当たっているにも拘らず、発電にほとんど寄与することができない。比較従来例2に対し、影状態例2の光発電装置1では、並列接続された群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22がそれぞれ有する単位発電部D1と単位発電部D2との間のそれぞれの接続点CP12が接続線CW12で相互に接続されていることから、群発電部G11の単位発電部D1と群発電部G21の単位発電部D1とが部分影によって動作しない状態であっても、日照状態にある群発電部G11の単位発電部D2と群発電部G21の単位発電部D2は、発電に寄与することができる。影状態例2の場合、日照状態にある部分は等価回路上、4つの単位発電部D2の並列接続と2つの単位発電部D1の並列接続とが直列接続されたものとなっている。したがって、直列の各段の日照面積がアンバランスになっていることから、単位発電部D2は、4つとも日照状態にあるにも拘らず、2つしか日照を受けていない単位発電部D1による電流の制限を受け、発電効率が影状態例1の場合より低くなる。しかし、影状態例2の場合でも、発電効率は、影状態例1と同様、比較従来例2に比較して高くなる。つまり、群発電部G11の単位発電部D2および群発電部G21の単位発電部D2が、発電に寄与することから、接続線CW12を備えない比較従来例2に比べ、高い発電量を得ることができる。接続線CW12を備える光発電装置1の影状態例2での出力特性と、接続線CW12を備えない比較従来例2での出力特性とを測定した結果の例を、図1Eおよび図1Fに示す。図1Eは、図1Aに示した光発電装置1の出力電流の電圧依存性の一例を電流対電圧でプロットしたグラフであり、全面に日照が当たった場合の特性を全面日照電流特性VIfとして、影状態例2の場合の特性を影状態電流特性VIs2として示し、更に比較のための比較従来例2の場合の特性を比較従来電流特性VIc2として示す。なお、図1Eでの全面日照電流特性VIfは、図1Cでの全面日照電流特性VIfと同様ほぼ同様の電流値である。つまり、横軸を発電電圧とし、縦軸を発電電流とし、3つの場合全面日照/影状態例2/比較従来例2をパラメータとして示す。全面日照電流特性VIfでの電流は大きく、比較従来電流特性VIc2での電流は小さく、影状態電流特性VIs2での電流は全面日照電流特性VIfに対しては小さいが比較従来電流特性VIc2に対しては特定の電圧で大きくなる細部の相違については、後述する。なお、図1Eでの比較従来電流特性VIc2は、図1Cでの比較従来電流特性VIc1とほぼ同様の電流値である。比較従来例2でも比較従来例1の場合と同様、接続線CW12を備えない状態では、2つの群発電部Gだけが実質的に発電しているからである。また、影状態例2影状態電流特性VIs2での短絡電流値は、日照を受けている単位発電部D1が2つしかないことで電流制限を受けることから、接続請求項CW12を備えない比較従来例2比較従来電流特性VIc2とほぼ同じく、全面日照時の約半分2/4の電流となっている。図1Fは、図1Eに示した電流対電圧のグラフを、電力対電圧としてプロットしたものであり、全面に日照が当たった場合の特性を全面日照電力特性VPfとして、影状態例2の場合の特性を影状態電力特性VPs2として示し、更に比較のための比較従来例2の場合の特性を比較従来電力特性VPc2として示す。つまり、横軸を発電電圧とし、縦軸を発電電力とし、3つの場合全面日照/影状態例2/比較従来例2をパラメータとして示す。全面日照電力特性VPfでの電力は大きく、比較従来電力特性VPc2での電力は小さく、影状態電力特性VPs2での電力は全面日照電力特性VPfに対しては小さいが比較従来電力特性VPc2に対しては特定の電圧で大きくなる細部の相違については、次に説明する。具体的には、接続線CW12がない場合は、群発電部G11の単位発電部D2および群発電部G21の単位発電部D2が発電に殆ど寄与しないのに対し、接続線CW12がある場合は、群発電部G11の単位発電部D2および群発電部G21の単位発電部D2は発電に寄与するため、影状態電流特性VIs2は、電圧が0.8V付近より高い値で、比較従来例2比較従来電流特性VIc2に比べて電流が多くなる。また、影状態電流特性VIs2での電流の増加に伴い、影状態電力特性VPs2での電力のピーク値は、比較従来電力特性VPc2での電力のピーク値より高くなっており、電力として0.99Wが得られ、比較従来電流特性VIc2での電力のピーク値に比べて約8高い出力である。なお、部分影の更に異なる具体例として、群発電部G11の単位発電部D1とD2とが影の場合影状態例3を想定する。影状態例3では、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22が影を受けていないことから、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22に属するそれぞれの単位発電部Dは、接続線CW12の有無によらず通常の出力が可能であり、群発電部Gが3並列としての発電を行うことができる。つまり、接続線CW12が接続された場合と、接続線CW12が接続されていない場合とで、発電効率は、ほぼ同等で、日照面積割合に近い高効率な出力が得られる。以上説明したように、本実施の形態本発明では、接続線CW12を設けることで、接続線CW12が無い場合に比較して、影状態例3では同等、影状態例1や影状態例2ではより高い発電効率を得ることができる。すなわち、さまざまな状態形状の部分影に対し、より高い出力を確保することが可能となり、より高い発電効率を期待値として実現することができる。本実施の形態本発明の技術的特徴について補足説明する。本実施の形態本発明の特徴は、少なくとも2つの単位発電部例えば、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22での4個の単位発電部D1が元々1個であるような状態を想定する。群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22での4個の単位発電部D2についても同様である。を直列接続して光発電装置光発電装置1を構成するとき、単位発電部を単純に直列接続して光発電装置を構成するのではなく、単位発電部を分割して並列接続する状態群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22での単位発電部D1。群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22での単位発電部D2とし、単位発電部同士例えば、群発電部G11での単位発電部D1および単位発電部D2を直列接続するとき、分割に応じて等価的に並列接続される単位発電部例えば、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22での単位発電部D1の直列接続での各段例えば、1段目、2段目を2次元的に配置する際に配置位置を混在させたところにある。障害物によって日照が遮られて生じる部分影は、受光面のある特定部分に集中して存在することが多い。したがって、大きな面積の単位発電部をそのまま直列接続した場合には、直列のある段に偏って影が落ちやすいことになる。直列接続の場合、日照面積の最も小さい単位発電部の段最も影の大きい単位発電部の段が電流を制限するため、部分影に対して出力の大幅な低下が起こりやすい。これに対し、本実施の形態では、上述したとおり、直列例えば2段2直列の各段を分割例えば4並列した状態とした上で、直列の各段の配置を平面レイアウト上、混在させて配置例えば1段目の単位発電部D1の配置を4か所に分散して配置している。したがって、一般的な部分影の状態において、直列接続の中の特定の段に偏って影が落ちる蓋然性を下げることができる。つまり、直列の各段に対する日照面積、すなわち、直列接続の各段に属する単位発電部のうち日照を受けているものの合計面積について、直列接続の各段の間で差が生じることを抑制し、直列接続の各段の間での日照面積の相違アンバランスによる発電効率の低下を抑制することができる。本実施の形態では説明および理解を容易にするため、図1Aで縦方向に2個、横方向に2個の群発電部Gを並べた光発電装置1を示し、比較的単純な部分影の例影状態例1、影状態例2、影状態例3を用いて説明した。しかし、本実施の形態に係る光発電装置1は、これらに限るものではなく、ある一定面積の受光部を想定した場合、一定面積より更に小さい単位発電部Dを適用して、より多くの群発電部Gを並べることもできる。例えば、図1Aでの単位発電部Dに対し、単位発電部Dのサイズを縦方向、横方向ともに更に半分に分割することによって、単位発電部Dを縦横4個ずつ計16個の群発電部Gに置き換えることができる。このように並列接続された多数の群発電部Gで光発電装置1を構成した場合、さまざまな形状の部分影に対して、直列の各段がより均等に影の中に含まれる蓋然性が高くなり、結果として、日照領域において直列の各段の面積が均等に近づく蓋然性が高くなる。したがって、直列接続の各段の間の出力アンバランスが抑制され、全面日照時の出力に対する出力比率を、日照面積割合にいっそう近づけることができる。つまり、さまざまな形状の部分影に対して、出力の期待値発電電力を向上させることができる。このとき、並列に接続される群発電部Gを多数設け、併せて、群発電部Gを構成する単位発電部Dの直列接続部接続点CP同士を互いに接続する接続線CWを設けることが重要である。この構成によって、受光面のどの位置にどのような形状の部分影ができた場合でも、日照を受けている単位発電部Dはその全てが互いに直列接続および並列接続で結ばれることとなり、部分影が生じた単位発電部Dによって発電回路出力経路、発電経路を遮断することが無くなる。したがって、全ての単位発電部Dが発電の出力に寄与することができる。並列接続される群発電部Gの数を増やすことで、直列接続の各段の日照面積、すなわち直列接続の各段に属する単位発電部Dの合計面積を、直列各段の間でより均等に近づけることができる。また、単位発電部Dの合計面積が完全に均等で無い場合、直列接続の中でもっとも日照面積が小さい段によって出力が制限されることになるが、影状態例2で説明したように、接続線CWを設けない場合に比較して出力を大きくすることができる。光発電装置1の別の作用バイパスダイオードが不要となる作用を説明するために、例えば直列数がk個の単位発電部Dを直列接続のみとして群発電部Gに相当する構成とした場合を想定する。ここでは単位発電部Dは単一の光発電素子または光発電素子を並列に接続したものとする。各単位発電部Dの開放電圧をVoc、各単位発電部Dの逆方向耐圧をVpとすると、単位発電部Dを直列接続のみとして単位発電部Dが並列に接続されない従来の状態では、照射光が照射されず動作発電しない1個の単位発電部Dを含む群発電部Gの場合、動作発電する単位発電部Dの出力電圧の合計は最大で、k-1×Vocとなる。つまり、逆方向耐圧Vpがk-1×Vocよりも大きい場合には、群発電部Gのアノードとカソードを短絡して電位差0としたとき、動作発電しない単位発電部Dにかかる逆電圧はk-1×Vocとなる。つまり、逆方向耐圧Vpよりも低い電圧しか印加されないので、耐圧破壊を起こすことはない。しかし、逆方向耐圧Vpがk-1×Voc以下である場合には、動作発電する単位発電部Dの発電電圧出力電圧が、動作発電しない単位発電部Dへ逆方向耐圧Vp以上の逆電圧となって印加される。したがって、このときの群発電部Gは、k-1×Voc-Vp以下の出力電圧で発電し得る状態となり、この状態は、動作発電しない単位発電部Dに逆方向電流が流れ続けている状態であり、最悪の場合、このときの発電しない1個の単位発電部Dは、発熱のため破壊されるホットスポット現象虞がある。ホットスポット現象は、直列数kが大きくなるほど発生しやすく、高い電圧を出力しようとするほど問題となり、ホットスポット現象を防止するためには、従来の技術では、Vp>n-1×Voc耐圧算出式を満たすnについて、単位発電部Dのn直列ごとにバイパスダイオードを接続するなどの措置がとられる。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部G相互間で対応する接続点CP12を特定接続点SP12として並列に接続することにより、直列の各段に属する単位発電部Dが、平面レイアウト上において分散して、受光面上に散りばめられて配置されている。そして、ある単位発電部Dのそばには、異なる直列段に属する単位発電部Dが存在する配置となっている。障害物によって日照が遮られ、光発電装置1の受光面に部分影が落ちた場合、影は通常、その障害物の形状を反映して受光面のある領域に集中して存在することになる。したがって、特定の直列段に属する単位発電部Dのみが特に選択されて完全に部分影に覆われるという蓋然性は低くなる。特に、配置される群発電部Gの数が多いほど、同一の直列段に属する単位発電部Dの分散度合いが高くなり、部分影に覆われる蓋然性は極めて低いものとなる。したがって、実質的に、ホットスポット現象を招くことがなく、バイパスダイオードを用いなくても、ホットスポット現象による単位発電部Dの破壊を防止することとなる。なお、バイパスダイオードに関連した説明では、単位発電部Dは単一の光発電素子または光発電素子を並列に接続したものを想定したが、光発電素子を直列に接続して単位発電部Dを形成する場合には、その直列数nを、単純直列時にホットスポット現象を抑制する条件、すなわちVp>n-1×Voc耐圧算出式を満たすnホットスポット現象防止条件とすればよい。この構成とすることで、バイパスダイオードを設ける必要がなくなるので、ホットスポット現象による破壊を防止することができる。またこの場合、群発電部Gは、光発電素子を直列に接続した単位発電部Dをさらに複数直列接続して構成されることから、群発電部Gの直列数をmとすると、単位発電部Dの中の直列数をホットスポット現象防止条件のnの値に抑えても、実際の光発電装置1からの出力電圧は、光発電素子をn×m個直列した電圧となり、仕様に応じた高い出力電圧を得る光発電装置1とすることができる。光発電装置1では、特定接続点SP12は、接続点CP12の全てとされている。つまり、本実施の形態では、特定接続点SP12と接続点CP12とは一致している。したがって、光発電装置1は、直接接続された単位発電部Dを全て並列に接続した形態となり、また、ある直列段に属して互いに並列接続されている単位発電部D例えば、群発電部G11での単位発電部D1に対して群発電部G22などの単位発電部D1は、受光面上に離散的に配置群発電部G11の位置に対して群発電部G22などの位置され、互いに異なる直列段に属する単位発電部D例えば、群発電部G11での単位発電部D1~単位発電部D9同士が近くに配置される構成であるので、特定の段に対する照射光による影響をさらに効果的に抑制し、照射光のばらつきによる発電効率の低下を確実に防止する。光発電装置1では、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、群発電部Gの相互間で同一である。したがって、光発電装置1は、直列接続された単位発電部Dの平面での位置例えば群発電部G11での単位発電部D1および単位発電部D2の平面配置が群発電部G例えば群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22の相互間で同一であることから、群発電部Gでのレイアウトが簡単になり、群発電部G相互間での特定接続点SPの接続が容易になる。つまり、群発電部G相互間で同一の直列段に位置する単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、群発電部Gの配置位置によらず同一の配置とされている。光発電装置1では、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置された群発電部Gは、1枚の透光性基板1ts例えばガラス基板に実装され、封止されている。したがって、光発電装置1は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置された群発電部Gをまとめて出力することによって、取り扱いが容易なモジュール形態となる。例えば、1枚のガラス基板に載置され太陽電池モジュールとされた状態に相当する。なお、照射光のばらつき例えば日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。また、本実施の形態では、群発電部Gを行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置された形態を例示したが、必ずしもある方向へ直線的に並んでいる必要はなく、複数個の群発電部Gが受光面上に分散して配置されていること自体に発明としての意味がある。なお、図1Aのように長方形のエリアへ配置する場合には、行列状に配置することは、効率的な敷き詰め配置が可能になるという副次的な効果がある。しかし、太陽光発電システム1群発電部Gは、行列状の配置に限られるものではなく、多角形の不規則なエリアに配置する場合などは、このエリアを効率的に埋めるように、適宜、群発電部Gの形状や配置方法を選択することができる。また、群発電部Gに属する単位発電部D1、単位発電部D2は、互いにほぼ同じ受光面積、すなわちほぼ同じ発電能力を有することが好ましく、その差は10以下に抑えることが好ましい。一般に複数の単位発電部Dが群発電部G内に属するとき、その中で面積最大の単位発電部Dの面積に対し、面積最小の単位発電部Dの面積は90以上の面積とするのが、部分的な影がかかったときに直列段間の発電能力アンバランスを抑制し、効率的な発電を実現するために好ましい。影は局所的におちる場合が多いことから、上述したような構成をとることで、光発電装置1の受光面上に局所的に存在する直列各段の面積も、アンバランスが生じにくく、すなわち日照面積のアンバランスも生じにくいからである。単位発電部Dが例えば複数の光発電素子の並列から成る場合には、これら並列関係の光発電素子同士は必ずしも互いに隣接している必要はない。この場合は、各光発電素子面積の合計が、単位発電部Dの面積とみなせる。以上では、群発電部G群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置した場合について主に説明した。しかし、本実施の形態に係る光発電装置1は、群発電部Gの配列について直線状の配置に限定するものではない。つまり、群発電部Gが直線性を持たずに行列状とは異なる形態で平面的に分散して配置された場合についても適用することができる。すなわち、光発電装置1は、群発電部Gの接続関係を抽出して次の構成とすることができる。本実施の形態に係る光発電装置1は、複数の群発電部Gを備える光発電装置1であって、各々の群発電部Gは、接続点CPを介して直列に接続された単位発電部Dから構成され、群発電部Gは、接続点CPの中で予め特定された特定接続点SPを備え、特定接続点SPは、群発電部Gの相互間で接続されている。このように抽出した光発電装置1の場合も、行列状に配置した場合と同様な作用効果が得られる。また、本実施の形態に係る光発電装置1では、上述したとおり、単位発電部Dの受光面積は、各々の群発電部Gにおいて略同じである。<実施の形態2>図2Aおよび図2Bを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態1図1A、図1Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図2Aは、本発明の実施の形態2に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。なお、特定接続点SP接続点CP相互間の接続配線CWについては、図の見易さを考慮して図示を省略することがある以下同様。図2Bは、図2Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。本実施の形態に係る光発電装置1は、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、、単位発電部D9以下、単位発電部D1、、単位発電部D9を相互に区別する必要がない場合は、単に単位発電部Dとすることがある。を備える。なお、単位発電部Dは、方向性を示すためにダイオード記号で記載されている。単位発電部Dは、実施の形態1で説明したとおり、単一の光発電素子、または光発電素子を直列あるいは並列に接続した複合光発電素子のいずれかである。光発電装置1は、単位発電部D1ないし単位発電部D9を数字の順に従って相互に直列に接続して直列回路を構成した群発電部G11を備える。また、光発電装置1は、群発電部G11と同一の構成とされた群発電部G12、群発電部G13、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43を備える以下、群発電部G11、、群発電部G43を相互に区別する必要がない場合は、単に群発電部Gとすることがある。。図2Aでは、群発電部G42での単位発電部Dの配置を拡大して記載しているが、他の群発電部Gでの単位発電部Dの配置も同様である。つまり、群発電部G11群発電部G42では、単位発電部D1と単位発電部D2とが接続点CP12を介して、単位発電部D2と単位発電部D3とが接続点CP23を介して、単位発電部D3と単位発電部D4とが接続点CP34を介して、単位発電部D4と単位発電部D5とが接続点CP45を介して、単位発電部D5と単位発電部D6とが接続点CP56を介して、単位発電部D6と単位発電部D7とが接続点CP67を介して、単位発電部D7と単位発電部D8とが接続点CP78を介して、単位発電部D8と単位発電部D9とが接続点CP89を介してそれぞれ直列に接続され、単位発電部Dが9直列された直列回路が構成されている以下、接続点CP12、、接続点CP89を相互に区別する必要がない場合は、単に接続点CPとすることがある。。すなわち、光発電装置1は、単位発電部Dが9直列された群発電部Gを備える。光発電装置1では、単位発電部Dは、群発電部Gで行列状に配置平面配置されている。例えば、群発電部G42で拡大して示すとおり図2A、行方向DL単位発電部Dの1行目で単位発電部D1ないし単位発電部D3が、行方向DL単位発電部Dの2行目で単位発電部D4ないし単位発電部D6が、行方向DL単位発電部Dの3行目で単位発電部D7ないし単位発電部D9がそれぞれ配置され、列方向DR単位発電部Dの1列目で単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7が、列方向DR単位発電部Dの2列目で単位発電部D2、単位発電部D5、単位発電部D8が、列方向DR単位発電部Dの3列目で単位発電部D3、単位発電部D4、単位発電部D9がそれぞれ配置されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行列状に配置することから、光発電装置1の内での単位発電部Dの配置の偏りを排除して均等化するので、直列接続の特定の段例えば、左端の単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7に対する照射光のばらつきの影響をさらに抑制する。なお、群発電部Gでの単位発電部D相互間例えば、群発電部G42で示す単位発電部D3と単位発電部D4との間の接続を簡略化するため、単位発電部D3と単位発電部D4とは近接させて配置され、接続点CP34特定接続点SP34は単位発電部D3と単位発電部D4との間に配置され、また、単位発電部D6と単位発電部D7とは近接して配置され、接続点CP67特定接続点SP67は単位発電部D6と単位発電部D7との間に配置されている。光発電装置1では、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、群発電部Gの相互間で同一である。したがって、光発電装置1は、直列接続された単位発電部Dの平面での位置例えば群発電部G11での単位発電部D1ないし単位発電部D9の平面配置が群発電部G例えば群発電部G12、、群発電部G43の相互間で同一であることから、群発電部Gでのレイアウトが簡単になり、群発電部G相互間での特定接続点SPの接続が容易になる。つまり、群発電部G相互間で同一の直列段に位置する単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、群発電部Gの配置位置によらず同一の配置とされている。群発電部G11、、群発電部G43は、相互に並列の関係となるように接続線CW1を介して装置端子T1に接続され、また、接続線CW9を介して装置端子T2に接続されている。つまり、光発電装置1は、単位発電部Dが9直列とされた発電回路直列回路としての群発電部Gが12個行列状の4行×3列=12並列接続され、光発電された電力を装置端子T1、装置端子T2から取り出している。群発電部G11、、群発電部G43は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されている。つまり、行方向DL群発電部Gの1行目で群発電部G11ないし群発電部G13が、行方向DL群発電部Gの2行目で群発電部G21ないし群発電部G23が、行方向DL群発電部Gの3行目で群発電部G31ないし群発電部G33が、行方向DL群発電部Gの4行目で群発電部G41ないし群発電部G43がそれぞれ配置され、列方向DR群発電部Gの1列目で群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41が、列方向DR群発電部Gの2列目で群発電部G12、群発電部G22、群発電部G32、群発電部G42が、列方向DR群発電部Gの3列目で群発電部G13、群発電部G23、群発電部G33、群発電部G43がそれぞれ配置されている。本実施の形態では、群発電部Gの配置について、行方向DLおよび列方向DRの双方を揃えて行列状としたが、例えば行方向あるいは列方向DRで隣接する群発電部Gが多少シフトした形態とすることも可能である。つまり、行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方において揃えられていれば良い。なお、以下の実施の形態においても同様である。光発電装置1では、1つの群発電部G例えば群発電部G11が有する接続点CP12、接続点CP23、接続点CP34、接続点CP45、接続点CP56、接続点CP67、接続点CP78、接続点CP89は、他の群発電部G例えば群発電部G11以外の群発電部G12、、群発電部G43が有する接続点CP12、接続点CP23、接続点CP34、接続点CP45、接続点CP56、接続点CP67、接続点CP78、接続点CP89と相互に接続されている。具体的には、接続点CP12は接続線CW12を介して、接続点CP23は接続線CW23を介して、、接続点CP89は接続線CW89を介してそれぞれ並列に接続されている。つまり、接続点CP接続点CP12、、接続点CP89は、接続点CP本実施の形態では8個の中で予め特定された特定接続点SP12特定接続点SP23、特定接続点SP34、特定接続点SP45、特定接続点SP56、特定接続点SP67、特定接続点SP78、特定接続点SP89とされて他の群発電部Gの特定接続点SP12特定接続点SP23、特定接続点SP34、特定接続点SP45、特定接続点SP56、特定接続点SP67、特定接続点SP78、特定接続点SP89と相互に接続されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、接続点CPはそれぞれの群発電部Gで8個あるが、8個の全ての接続点CPがそれぞれの群発電部Gでの接続点とされているので、全ての接続点CPが特定接続点SPとなる。つまり、本実施の形態に係る光発電装置1では、特定接続点SPは、接続点CPの全てとされている。したがって、光発電装置1は、直列接続された単位発電部Dを全て並列に接続した形態となるので、特定の段に対する照射光による影響をさらに効果的に抑制し、照射光のばらつきによる発電効率の低下を確実に防止する。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が接続点CP接続点CP12、、接続点CP89を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、、群発電部G43を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置に配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CPの中で予め特定された特定接続点SP特定接続点SP12、、特定接続点SP89を備え、特定接続点SPは、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が構成する群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP12、、特定接続点SP89を群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図2Aで左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41以外での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7による局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部G相互間で対応する接続点CP例えば接続点CP12を特定接続点SP例えば特定接続点SP12として並列に接続することから、直列数kは実質上1個に抑制されることとなる。つまり、Vp>k-1×Voc耐圧算出式は、Vp>0であれば良いこととなり、耐圧の値が問題になることはない。したがって、光発電装置1単位発電部Dは、低い逆方向耐圧開放電圧Vocを越える逆方向電圧Vopでもホットスポット現象による破壊を十分に防止する。すなわち、本実施の形態の光発電装置1では、照射光が極端に低い単位発電部D例えば群発電部G21の単位発電部D1へ逆方向電流が流れることを防止するので、通常必要となるバイパスダイオードを用いなくてもホットスポット現象の発生を防止して単位発電部Dの破壊を防止する。なお、光発電装置1の作用効果について、若干の補足説明をする。光発電装置1は、等価回路上は、直列回路の並列、あるいは、並列回路の直列となる。しかし、それにとどまるものではなく、単位発電部Dを平面レイアウト上で分散させて離散的に配置することによって単純な並列の直列直列の並列とは異なる次に説明する有利な作用効果を奏する。例えば、図2Aで示したレイアウト平面配置の代わりに、図2Bの等価回路での単位発電部Dの平面配置ダイオード記号の平面配置にそのまま対応させて単位発電部D矩形面積の単位発電部Dをレイアウトしたとする。この場合、レイアウトをそのまま示す図2Bに水平な影左右方向に生じた部分影が生じ、例えば、図2Bで下側に位置する単位発電部Dの段2つ分つまり、群発電部G42、群発電部G43に部分影が生じたとき、直列各段の間で日照面積アンバランスが無く、日照面積割合で10/12=0.8383であるのに対し、発電量も全面日照時の10/12に近い値となり、高い発電効率が得られる。しかし、図2Bに垂直な影上下方向に生じた部分影が生じ、例えば、図2Bで左側に位置する単位発電部Dの列2つ分つまり、接続線CW1と接続線CW23との間の単位発電部D1、単位発電部D2に部分影が生じたとき、9直列の内7直列分7/9=0.7878の面積が日照を受けているにも拘らず、単位発電部D1さらには単位発電部D2の段が部分影の影響を受けて動作しない状態となり、光発電装置1はほとんど出力しないか、場合によってはホットスポット現象を起こして破壊する恐れがある。また、図2Bの左下部分に配置された5×5個の単位発電部Dに部分影が生じた場合、単位発電部D1~単位発電部D5については、12並列中5個の単位発電部Dに部分影が生じて7個だけが日照を受け、他方、単位発電部D6~単位発電部D9は、12個とも日照を受けることから、直列段間12直列で構成される直列回路の直列段間の日照面積に生じるアンバランスは大きなものとなる。並列に接続された直列回路の中で日照面積が最小である直列回路直列段の日照面積割合が、光出力装置1の出力をおおよそ決定することから、日照面積が最小である直列回路直列段の日照面積割合以下、面積効率と呼ぶに注目すると、7/12=0.5858にすぎない。光発電装置1の全体での日照面積割合は9×12-5×5/9×12=0.7777あるにも拘らず、直列段間のアンバランスによって、出力は小さいものとなる。これに対し、図2Aに示した光発電装置1のレイアウトでは、図2Aで下側に位置する2段の単位発電部Dに部分影が生じたとき、単位発電部D4~単位発電部D9については、12個各単位発電部Dは、12個の群発電部Gのそれぞれに分散して配置されているの内3個3個の群発電部Gに対応して部分影が発生した状態になることから、面積効率は9/12=0.7575で、図2Bの等価回路での平面配置のままのレイアウトに比較して、若干、発電効率は下がるものの、極端に発電効率が低下することはない。また、図2Aで左側に位置する2列の単位発電部Dに対して部分影が生じた場合、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D5、単位発電部D6、単位発電部D7、単位発電部D8については、12個の内4個が影になり、面積効率は8/12=67である。また、左下部分に配置された5×5個の単位発電部Dに部分影が生じた場合、単位発電部D5、単位発電部D6、単位発電部D7、単位発電部D8は4個、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D4、単位発電部D9は2個、単位発電部D3は1個に対して部分影が生じることとなり、影面積が最大のもの単位発電部D5、単位発電部D6、単位発電部D7、単位発電部D8で定義される面積効率は、8/12=0.6767となる。図2Bの等価回路に従ったレイアウトとした場合は、図2Bに水平な部分影が生じたときには高い発電効率が得られることから、水平な部分影あるいは同様な部分影しか発生しないと予想される場合には適した配置形態である。しかし、他の形態の部分影が生じた場合に対しては、発電効率を大きく低下させ、場合によっては出力がほとんど得られなくなることもあるため、一般的な影に対して出力低下を抑制することはできない。これに対し、本実施の形態に係る図2Aに示した光発電装置1では、どのような形状の影部分影であっても、日照面積割合と面積効率の間に大きな乖離が発生せず、どのような影に対しても発電効率の極端な低下を起こすことがない。これは、同じ直列回路直列段に属する単位発電部Dを平面レイアウトの上で分散して配置し、異なる直列回路直列段に属する単位発電部D同士を近接して配置することによって、上述した種々の部分影が発生した際、異なる直列回路直列段に属する単位発電部Dに部分影が生じる形態とし、部分影が特定の直列回路直列段の単位発電部Dに偏って落ちない構成平面レイアウトとしているからである。つまり、光発電装置1は、等価回路では直列段の同じ位置にある単位発電部Dであっても、平面レイアウト上では、分散して離散的に配置することによって部分影の影響を全体として均等化するものである。なお、図2Aに示した平面レイアウトでは、例えば水平方向に3行分の部分影、垂直方向に3列分の部分影、あるいは左下3×3個分の部分影などが生じた場合、直列回路直列段の間の日照面積アンバランスが無く面積効率と日照面積割合が一致、高い発電効率が得られる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、さまざまな形状の部分影に対して発電効率の低下を抑制し、期待値として高い発電量が得られる。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部G相互間で対応する接続点CP接続点CP12、、接続点CP89を特定接続点SP特定接続点SP12、、特定接続点SP89として対応する単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9を相互に並列に接続することにより、直列の各段に属する単位発電部D例えば、単位発電部D1が、平面レイアウト上において分散して、受光面上に散りばめられて配置例えば、単位発電部D1が群発電部G11、、群発電部G43の全てに配置されている。そして、ある単位発電部Dのそばには、異なる直列段に属する単位発電部Dが存在する配置となっている。障害物によって日照が遮られ、光発電装置1の受光面に部分影が落ちた場合、影は通常、その障害物の形状を反映して受光面のある領域に集中して存在することになる。したがって、特定の直列段に属する単位発電部Dのみが特に選択されて完全に部分影に覆われるという蓋然性は低くなる。特に、配置される群発電部Gの数が多いほど、同一の直列段に属する単位発電部Dの分散度合いが高くなり、部分影に覆われる蓋然性は極めて低いものとなる。したがって、実質的に、ホットスポット現象を招くことがなく、バイパスダイオードを用いなくても、ホットスポット現象による単位発電部Dの破壊を防止することとなる。なお、照射光のばらつき例えば日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態3>図3Aおよび図3Bを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態1図1A、図1B、実施の形態2図2A、図2Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図3Aは、本発明の実施の形態3に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。図3Bは、図3Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。本実施の形態に係る光発電装置1は、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、単位発電部D4以下、単位発電部D1、、単位発電部D4を相互に区別する必要がない場合は、単に単位発電部Dとすることがある。を備える。なお、単位発電部Dは、方向性を示すためにダイオード記号で記載されている。単位発電部Dは、実施の形態1と同様に構成されるので説明は省略する。光発電装置1は、単位発電部D1ないし単位発電部D4を数字の順に従って相互に直列に接続することで単位発電部Dが4直列されて直列回路が構成された群発電部G11を備える。また、光発電装置1は、群発電部G11と同一の構成とされた群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22以下、群発電部G11、、群発電部G22を相互に区別する必要がない場合は、単に群発電部Gとすることがある。を備える。群発電部G11では、単位発電部D1と単位発電部D2とが接続点CP12を介して、単位発電部D2と単位発電部D3とが接続点CP23を介して、単位発電部D3と単位発電部D4とが接続点CP34を介してそれぞれ直列に接続されることで単位発電部Dが4直列された直列回路が構成されている以下、接続点CP12、、接続点CP34を相互に区別する必要がない場合は、単に接続点CPとすることがある。。すなわち、光発電装置1は、単位発電部Dが4直列された群発電部Gを備える。光発電装置1では、単位発電部Dは、各群発電部Gで行列状に配置平面配置されている。群発電部G例えば、群発電部G11では、行方向DL単位発電部Dの1行目で単位発電部D1および単位発電部D2が、行方向DL単位発電部Dの2行目で単位発電部D3および単位発電部D4がそれぞれ配置され、列方向DR単位発電部Dの1列目で単位発電部D1および単位発電部D4が、列方向DR単位発電部Dの2列目で単位発電部D2および単位発電部D3がそれぞれ配置されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行列状に配置することから、光発電装置1の内での単位発電部Dの配置の偏りを排除して均等化するので、直列接続の特定の段例えば、左端の単位発電部D1、単位発電部D4に対する照射光のばらつきの影響をさらに抑制する。なお、群発電部Gでの単位発電部D相互間例えば、群発電部G11で示す単位発電部D2と単位発電部D3との間の接続を簡略化するため、単位発電部D2と単位発電部D3とは近接させて配置され、接続点CP23特定接続点SP23は単位発電部D2と単位発電部D3との間に配置されている。光発電装置1では、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、群発電部Gの相互間で同一である。したがって、光発電装置1は、直列接続された単位発電部Dの平面での位置例えば群発電部G11での単位発電部D1ないし単位発電部D4の平面配置が群発電部G例えば群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22の相互間で同一であることから、群発電部Gでのレイアウトが簡単になり、群発電部G相互間での特定接続点SP特定接続点SP23の接続が容易になる。つまり、群発電部G相互間で同一の直列段に位置する単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、群発電部Gの配置位置によらず同一の配置とされている。群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22は、相互に並列の関係となるように接続線CW1を介して装置端子T1に接続され、また、接続線CW4を介して装置端子T2に接続されている。つまり、光発電装置1は、単位発電部Dが4直列とされた発電回路直列回路としての群発電部Gが4個行列状の2行×2列=4並列接続され、光発電された電力を装置端子T1、装置端子T2から取り出している。群発電部G11、、群発電部G22は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されている。つまり、行方向DL群発電部Gの1行目で群発電部G11および群発電部G12が、行方向DL群発電部Gの2行目で群発電部G21および群発電部G22がそれぞれ配置され、列方向DR群発電部Gの1列目で群発電部G11および群発電部G21が、列方向DR群発電部Gの2列目で群発電部G12および群発電部G22がそれぞれ配置されている。光発電装置1では、1つの群発電部G例えば群発電部G11が有する接続点CP12、接続点CP23、接続点CP34の内で接続点CP23が、他の群発電部G例えば群発電部G11以外の群発電部G12、、群発電部G22が有する接続点CP12、接続点CP23、接続点CP34の内で接続点CP23と相互に接続されている。具体的には、接続点CP23は接続線CW23を介して並列に接続されている。つまり、接続点CP接続点CP12、接続点CP23、接続点CP34は、接続点CP本実施の形態では3個の中で予め特定された特定接続点SP23本実施の形態では1個とされて他の群発電部Gの特定接続点SP23と相互に接続されている。つまり、光発電装置1では、特定接続点SP23は、群発電部Gの単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、単位発電部D4が同一個数ごとに区分例えば2個ごとに区分され、単位発電部D1および単位発電部D2で構成される区分SG12と、単位発電部D3および単位発電部D4で構成される区分SG34とに区別された境界の接続点CP23である。なお、同一の区分とされた単位発電部D例えば、単位発電部D1および単位発電部D2は、区分内で相互に直列接続され、他の群発電部Gでの対応する単位発電部Dと並列接続されることは無い。したがって、光発電装置1は、群発電部Gの相互間で接続が必要となる特定接続点SP本実施の形態では、特定接続点SP23の1箇所の個数を接続点CPの個数3個に対して低減することができるので、接続形態を簡略化する。単位発電部Dを同一の個数ごとに区分するとき、行と列とで区分される必要は無い。例えば、2行5列で10個の単位発電部Dを接続した群発電部Gについて、2個ずつに5区分とするとき、各行で2個の区分が2つ、1行目と2行目にわたる区分が1つのように区分しても良い。また、光発電装置1では、区分例えば区分SG12、区分SG34は、群発電部G例えば群発電部G11での単位発電部D例えば単位発電部D1、、単位発電部D4の配置の行単位例えば、行方向DLで配置された単位発電部D1、単位発電部D2の区分SG12、行方向DLで配置された単位発電部D3、単位発電部D4の区分SG34または列単位図5参照で設定されているとも言える。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行単位、列単位で区分することから、特定接続点SP例えば特定接続点SP23の配置を簡略化して特定接続点SPの接続を簡略化する。各区分例えば、区分SG12、区分SG34に配置された単位発電部D区分SG12での単位発電部D1および単位発電部D2、区分SG34での単位発電部D3および単位発電部D4に必要な逆方向耐圧Vpは、Vp>k-1×Voc耐圧算出式でk=区分内に含まれる直列接続された単位発電部Dの個数として求めれば良い。区分SG12、区分SG34にそれぞれ含まれ直列接続された単位発電部Dは、2個であるから、k=2であり、k=2を耐圧算出式に代入してVp>2-1×Voc=Vocが求まる。つまり、単位発電部Dに要求される逆方向耐圧Vpは、少なくとも開放電圧Vocを越える程度であれば良いことから、バイパスダイオードが不要である。区分の方法として、直列接続された単位発電部Dが構成する群発電部Gで、単位発電部Dの個数を均等に区分する例を示したが不均等に区分することも可能である。なお、群発電部G相互間では同一の区分とする。光発電装置1では、区分例えば区分SG12、区分SG34は、群発電部G例えば群発電部G11での単位発電部D例えば単位発電部D1、、単位発電部D4の配置の行単位例えば、行方向DLで配置された単位発電部D1および単位発電部D2の区分SG12、行方向DLで配置された単位発電部D3および単位発電部D4の区分SG34または列単位図5参照で設定されている。したがって、本願発明に係る光発電装置1は、単位発電部Dを行単位、列単位で区分することから、特定接続点SP例えば特定接続点SP23の配置を簡略化して特定接続点SPの接続を簡略化する。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D4が接続点CP接続点CP12、、接続点CP34を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、、群発電部G22を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CPの中で予め特定された特定接続点SP特定接続点SP23を備え、特定接続点SP23は、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D4が構成する群発電部G群発電部G11、、群発電部G22の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP23を群発電部G群発電部G11、、群発電部G22の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図3Aで左端の群発電部G11、群発電部G21での単位発電部D1、単位発電部D4を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21以外での単位発電部D1、単位発電部D4の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1、単位発電部D4による局部的な照射光の低下による影響を回避でき、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。本実施の形態に係る光発電装置1は、実施の形態1に係る光発電装置1と比較して、単位発電部Dが4直列された直列回路発電回路であること、4直列の単位発電部Dが行列状に配置されたこと、単位発電部Dが同一の個数ごと例えば2個ずつに区分区分SG12と、区分SG34とに区分され、区分の境界区分SG12と区分SG34との境界に対応する接続点CP23が特定接続点SP23として特定されたこと、区分としての区分SG12、区分SG34は、行単位で設定されていることなどで異なる。なお、照射光のばらつき例えば日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態4>図4Aおよび図4Bを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図4Aは、本発明の実施の形態4に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。図4Bは、図4Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。本実施の形態に係る光発電装置1は、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、、単位発電部D9以下、単位発電部D1、、単位発電部D9を相互に区別する必要がない場合は、単に単位発電部Dとすることがある。を備える。なお、単位発電部Dは、方向性を示すためにダイオード記号で記載されている。単位発電部Dは、実施の形態1で説明したとおり、単一の光発電素子、または光発電素子を直列あるいは並列に接続した複合光発電素子のいずれかである。光発電装置1は、単位発電部D1ないし単位発電部D9を数字の順に従って相互に直列に接続して直列回路を構成した群発電部G11を備える。また、光発電装置1は、群発電部G11と同一の構成とされた群発電部G12、群発電部G13、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43を備える以下、群発電部G11、、群発電部G43を相互に区別する必要がない場合は、単に群発電部Gとすることがある。。図4Aでは、群発電部G42での単位発電部Dの配置を拡大して記載しているが、他の群発電部Gでの単位発電部Dの配置も同様である。つまり、群発電部G11群発電部G42では、単位発電部D1と単位発電部D2とが接続点CP12を介して、単位発電部D2と単位発電部D3とが接続点CP23を介して、単位発電部D3と単位発電部D4とが接続点CP34を介して、単位発電部D4と単位発電部D5とが接続点CP45を介して、単位発電部D5と単位発電部D6とが接続点CP56を介して、単位発電部D6と単位発電部D7とが接続点CP67を介して、単位発電部D7と単位発電部D8とが接続点CP78を介して、単位発電部D8と単位発電部D9とが接続点CP89を介してそれぞれ直列に接続され、単位発電部Dが9直列された直列回路が構成されている以下、接続点CP12、、接続点CP89を相互に区別する必要がない場合は、単に接続点CPとすることがある。。すなわち、光発電装置1は、単位発電部Dが9直列された群発電部Gを備える。光発電装置1では、単位発電部Dは、実施の形態2図2A、図2Bと同様、群発電部Gで行列状に配置平面配置されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行列状に配置することから、光発電装置1の内での単位発電部Dの配置の偏りを排除して均等化するので、直列接続の特定の段例えば、左端の単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7に対する照射光のばらつきの影響をさらに抑制する。また、接続点CP34特定接続点SP34は単位発電部D3単位発電部Dの1行目と単位発電部D4単位発電部Dの2行目との間に配置され、接続点CP67特定接続点SP67は単位発電部D6単位発電部Dの2行目と単位発電部D7単位発電部Dの3行目との間に配置されている。以下、特定接続点SP34と特定接続点SP67を相互に区別する必要がない場合は、単に特定接続点SPとすることがある。なお、群発電部Gでの単位発電部D相互間例えば、群発電部G42で示す単位発電部D3と単位発電部D4との間の接続を簡略化するため、単位発電部D3と単位発電部D4とは近接させて配置され、接続点CP34特定接続点SP34は単位発電部D3と単位発電部D4との間に配置され、また、単位発電部D6と単位発電部D7とは近接して配置され、接続点CP67特定接続点SP67は単位発電部D6と単位発電部D7との間に配置されている。光発電装置1では、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、群発電部Gの相互間で同一である。したがって、光発電装置1は、直列接続された単位発電部Dの平面での位置例えば群発電部G11での単位発電部D1ないし単位発電部D9の平面配置が群発電部G例えば群発電部G12、、群発電部G43の相互間で同一であることから、群発電部Gでのレイアウトが簡単になり、群発電部G相互間での特定接続点SPの接続が容易になる。つまり、群発電部G相互間で同一の直列段に位置する単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、群発電部Gの配置位置によらず同一の配置とされている。群発電部G11、、群発電部G43は、相互に並列の関係となるように接続線CW1を介して装置端子T1に接続され、また、接続線CW9を介して装置端子T2に接続されている。つまり、光発電装置1は、単位発電部Dが9直列とされた発電回路直列回路としての群発電部Gが12個行列状の4行×3列=12並列接続され、光発電された電力を装置端子T1、装置端子T2から取り出している。群発電部G11、、群発電部G43は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されている。実施の形態2と同様である。光発電装置1では、1つの群発電部G例えば群発電部G11が有する接続点CP12、、接続点CP89の内で接続点CP34、接続点CP67が、他の群発電部G例えば群発電部G11以外の群発電部G12、、群発電部G43が有する接続点CPの内で接続点CP34、接続点CP67と相互に接続されている。具体的には、接続点CP34は接続線CW34を介して、接続点CP67は接続線CW67を介してそれぞれ並列に接続されている。つまり、接続点CP接続点CP34、接続点CP67は、接続点CP本実施の形態では8個の中で予め特定された特定接続点SP34、特定接続点SP67とされて他の群発電部Gの特定接続点SP34、特定接続点SP67と相互に接続されている。つまり、光発電装置1では、特定接続点SP34、特定接続点SP67は、群発電部Gの単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が同一個数ごとに区分例えば3個ごとに区分され、単位発電部D1ないし単位発電部D3の区分SG13と、単位発電部D4ないし単位発電部D6の区分SG46と、単位発電部D7ないし単位発電部D9の区分SG79に区別された境界の接続点CP34、接続点CP67である。なお、同一の区分とされた単位発電部D例えば、単位発電部D1、単位発電部D2、および単位発電部D3は、区分内で相互に直列接続され、他の群発電部Gでの対応する単位発電部Dと並列接続されることは無い。したがって、光発電装置1は、群発電部Gの相互間で接続が必要となる特定接続点SP本実施の形態では、特定接続点SP34、特定接続点SP67の2箇所の個数を接続点CPの個数8個に対して低減することができるので、接続形態を簡略化する。光発電装置1では、区分例えば区分SG13、区分SG46、区分SG79は、群発電部G例えば群発電部G42での単位発電部D例えば単位発電部D1、、単位発電部D9の配置の行単位例えば、行方向DLで配置された単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3の区分SG13、行方向DLで配置された単位発電部D4、単位発電部D5、単位発電部D6の区分SG46、行方向DLで配置された単位発電部D7、単位発電部D8、単位発電部D9の区分SG79または列単位図5参照で設定されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行単位、列単位で区分することから、特定接続点SP例えば特定接続点SP34、特定接続点SP67の配置を簡略化して特定接続点SPの接続を簡略化する。各区分区分SG13、区分SG46、区分SG79に配置された単位発電部D区分SG13での単位発電部D1ないし単位発電部D3、区分SG46での単位発電部D4ないし単位発電部D6、区分SG79での単位発電部D7ないし単位発電部D9に必要な逆方向耐圧Vpは、Vp>k-1×Voc耐圧算出式でk=区分内に含まれる直列接続された単位発電部Dの個数として求めれば良い。区分SG13、区分SG46、区分SG79にそれぞれ含まれ直列接続された単位発電部Dは、3個であるから、k=3であり、k=3を耐圧算出式に代入してVp>3-1×Voc=2Vocが求まる。つまり、単位発電部Dに要求される逆方向耐圧Vpは、少なくとも開放電圧Vocの2倍を越える程度であれば良いことから、バイパスダイオードが不要である。区分の方法として、直列接続された単位発電部Dが構成する群発電部Gで、単位発電部Dの個数を均等に区分する例を示したが不均等に区分することも可能である。なお、群発電部G相互間では同一の区分とすることが必要であり、例えば相互に対応する同一の段については、同一の接続形態とされる。つまり、区分を均等割りとしない場合でも、群発電部G相互間では、特定接続点SPの位置は同一とされる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が接続点CP接続点CP12、、接続点CP89を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、、群発電部G43を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CPの中で予め特定された特定接続点SP特定接続点SP34、特定接続点SP67を備え、特定接続点SPは、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が構成する群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP34、特定接続点SP67を群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図4Aで左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41以外での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7による局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。本実施の形態に係る光発電装置1は、実施の形態2に係る光発電装置1と比較して、単位発電部Dが同一の個数ごと3個ずつに区分区分SG13、区分SG46、区分SG79に区分され、区分の境界区分SG13と区分SG46との境界、区分SG46と区分SG79との境界に対応する接続点CP34、接続点CP67が特定接続点SP34、特定接続点SP67として特定されたこと、区分としての区分SG13、区分SG46、区分SG79は、行単位で設定されていることなどで異なる。なお、照射光のばらつき例えば日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態5>図5を参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態4図4A、図4Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。なお、本実施の形態についての等価回路は図4Bと同様であるので、図4Bをそのまま適用する。図5は、本発明の実施の形態5に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る光発電装置1では、単位発電部Dは、群発電部Gで行列状に配置平面配置されている。例えば、群発電部G42で拡大して示すとおり図5、列方向DR単位発電部Dの1列目で単位発電部D1ないし単位発電部D3が、列方向DR単位発電部Dの2列目で単位発電部D4ないし単位発電部D6が、列方向DR単位発電部Dの3列目で単位発電部D7ないし単位発電部D9がそれぞれ配置され、行方向DL単位発電部Dの1行目で単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7が、行方向DL単位発電部Dの2行目で単位発電部D2、単位発電部D5、単位発電部D8が、行方向DL単位発電部Dの3行目で単位発電部D3、単位発電部D4、単位発電部D9がそれぞれ配置されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Dを行列状に配置することから、光発電装置1の内での単位発電部Dの配置の偏りを排除して均等化するので、直列接続の特定の段例えば、左端の単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3に対する照射光のばらつきの影響をさらに抑制する。光発電装置1では、1つの群発電部G例えば群発電部G11が有する接続点CP12、、接続点CP89の内で接続点CP34、接続点CP67が、他の群発電部G例えば群発電部G11以外の群発電部G12、、群発電部G43が有する接続点CPの内で接続点CP34、接続点CP67と相互に接続されている。具体的には、接続点CP34は接続線CW34を介して、接続点CP67は接続線CW67を介してそれぞれ並列に接続されている。つまり、接続点CP接続点CP34、接続点CP67は、接続点CP本実施の形態では8個の中で予め特定された特定接続点SP34、特定接続点SP67とされて他の群発電部Gの特定接続点SP34、特定接続点SP67と相互に接続されている。光発電装置1では、区分例えば区分SG13、区分SG46、区分SG79は、群発電部G例えば群発電部G42での単位発電部D例えば単位発電部D1、、単位発電部D9の配置の列単位例えば、列方向DRで配置された単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3の区分SG13、列方向DRで配置された単位発電部D4、単位発電部D5、単位発電部D6の区分SG46、列方向DRで配置された単位発電部D7、単位発電部D8、単位発電部D9の区分SG79で設定されている。つまり、区分は、群発電部Gでの単位発電部Dの配置の行単位実施の形態4または列単位で設定されている。したがって、光発電装置1は、単位発電部Gを行単位、列単位で区分することから、特定接続点SPの配置を簡略化して特定接続点SPの接続を簡略化する。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、光を電気に変換して発電する単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が接続点CP接続点CP12、、接続点CP89を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、、群発電部G43を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CPの中で予め特定された特定接続点SP特定接続点SP34、特定接続点SP67を備え、特定接続点SPは、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、、単位発電部D9が構成する群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP34、特定接続点SP67を群発電部G群発電部G11、、群発電部G43の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図5で左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41での単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41以外での単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3による局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。本実施の形態に係る光発電装置1は、実施の形態4に係る光発電装置1と比較して、群発電部Gで行列状に配置された単位発電部Dの行と列とを相互に入れ替えた形態としている点が異なっている。なお、照射光のばらつき日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態6>図6Aないし図6Cを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態1図1A、図1Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図6Aは、本発明の実施の形態6に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。図6Bは、図6Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。なお、図6Bの等価回路は、図1Bの等価回路と同一である。本実施の形態に係る光発電装置1は、単位発電部D1、単位発電部D2以下、単位発電部D1、単位発電部D2を相互に区別する必要がない場合は、単に単位発電部Dとすることがある。を備える。光発電装置1は、接続点CP12を介して単位発電部D1および単位発電部D2を直列に接続することで単位発電部Dが2直列されて直列回路が構成された群発電部G11を備える。また、光発電装置1は、群発電部G11と同一の構成とされた群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22以下、群発電部G11、、群発電部G22を相互に区別する必要がない場合は、単に群発電部Gとすることがある。を備える。群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22は、相互に並列の関係となるように接続線CW1を介して装置端子T1に接続され、また、接続線CW2を介して装置端子T2に接続されている。つまり、光発電装置1は、単位発電部Dが2直列とされた発電回路直列回路としての群発電部Gが4個行列状の2行×2列=4並列接続され、光発電された電力を装置端子T1、装置端子T2から取り出している。単位発電部D1、単位発電部D2は、群発電部Gの行方向DLで配置平面配置されている。なお、単位発電部Dを行方向DLではなく列方向DRに平面配置することも可能である。群発電部G11、、群発電部G22は、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されている。光発電装置1では、群発電部G11が有する接続点CP12は、他の群発電部G群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22が有する接続点CP12と相互に接続線CW12を介して並列に接続されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、群発電部Gの相互間で異ならせてある。例えば、群発電部G11では、行方向DLで単位発電部D11列目および単位発電部D22列目が、群発電部G12では、行方向DLで単位発電部D21列目および単位発電部D12列目が、群発電部G21では、行方向DLで単位発電部D21列目および単位発電部D12列目が、群発電部G22では、行方向DLで単位発電部D1および単位発電部D2がそれぞれ配置されている。群発電部Gが配置された行方向DLで、群発電部G11での単位発電部D1および単位発電部D2の配置と、群発電部G12での単位発電部D2および単位発電部D1の平面配置は異なる。つまり、群発電部G11と群発電部G12とは、一方例えば群発電部G12を他方例えば群発電部G11に対して90度の2倍180度回転させた関係とされている。光発電装置1では、隣接して配置された群発電部G例えば群発電部G12は、元の位置の群発電部G例えば群発電部G11に対して180度回転させてある。本実施の形態では、群発電部Gが行方向DLに長いことから、90度での回転で相互に隣接させることは適用されない。群発電部Gが配置された列方向DRで、群発電部G11での単位発電部D1および単位発電部D2の配置と、群発電部G21での単位発電部D2および単位発電部D1の平面配置は異なる。つまり、群発電部G11と群発電部G21とは、一方例えば群発電部G21を他方例えば群発電部G11に対して90度の2倍180度回転させた関係とされている。なお、群発電部Gを90度回転させて平面配置する場合は、群発電部Gの形状として正方形であることが敷き詰めの前提条件となる。また、群発電部Gを180度回転させて平面配置する場合は、群発電部Gの形状は、正方形に限らず、長方形であれば敷き詰めが可能である。光発電装置1では、群発電部Gが配置された行方向DLおよび列方向DRの両方で、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置が異なる形態としたが、行方向DL、列方向DRのいずれか一方のみで単位発電部Dの平面配置を異なる形態とすることも可能である。例えば、行方向DLで群発電部G11の単位発電部D1および単位発電部D2の平面配置と群発電部G12の単位発電部D1および単位発電部D2の平面配置とを同一の配置とし、群発電部G11および群発電部G12での単位発電部Dの配置に対して、群発電部G21および群発電部G22での単位発電部Dの配置を異ならせることも可能である。光発電装置1では、群発電部Gが配置された行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方で相互に隣接する群発電部G例えば群発電部G11に対する群発電部G12、群発電部G11に対する群発電部G21での単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、隣接する群発電部Gの相互間で異なることが望ましい。したがって、光発電装置は、行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方で隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置が群発電部Gの相互で異なることから、単位発電部Dの配置の規則性を極力抑制して分散配置することによって、照射光のばらつきによる影響をさらに抑制し、発電効率の低下を防止する。また、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置平面レイアウトは、隣接する群発電部Gの相互間で90度の倍数例えば、90度、180度で回転させてあることが望ましい。したがって、光発電装置1は、群発電部Gの単位発電部Dの平面配置を容易に異ならせる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1は、単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D2が接続点CP12を介して直列に接続された群発電部G群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22を少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置し、群発電部Gを並列接続した光発電装置1であって、群発電部Gは、接続点CP12の中で予め特定された特定接続点SP12を備え、特定接続点SP12は、群発電部Gの相互間で接続されている。したがって、本実施の形態に係る光発電装置1は、直列接続された単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D2が構成する群発電部G群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22の特定の段特定接続点SP。例えば特定接続点SP12を群発電部G群発電部G11、、群発電部G22の相互間で並列に接続し、特定の位置の単位発電部D例えば図6Aで左端の群発電部G11での単位発電部D1、群発電部G21での単位発電部D2を実質上分散して配置させた状態左端の群発電部G11、群発電部G21以外での単位発電部D1、単位発電部D2の配置状態とするので、直列接続での特定の段のみに生じる照射光のばらつき例えば日陰による単位発電部D例えば行方向DLで同一配置となる左端の単位発電部D1および単位発電部D2による局部的な照射光の低下による影響を回避し、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部Dが占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。なお、群発電部Gが行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方で相互に隣接する場合として説明したが、これに限らず、群発電部Gが直線的に配置されない場合での相互に隣接する群発電部Gについても適用することができる。つまり、光発電装置1では、相互に隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、少なくともその一部において、隣接する群発電部Gの相互間で異なる構成とすることができ、この場合も同様な効果が得られる。図6Cは、図6Aに示した光発電装置1での単位発電部の配置状態の変形例を示す平面図である。図6Cに示す光発電装置1は、図6Aでの単位発電部D群発電部Gの配置に対して、群発電部G11および群発電部G21で単位発電部Dの平面配置を逆図の上で左右逆にしたものである。等価回路は、図6Aと同様であり、図6Bに示したとおりである。なお、図6Aと基本的な構成は同一であるので、主に異なる事項について説明する。この配置により、影状態例1、影状態例2、影状態例3実施の形態1参照のいずれの場合でも、日照部分は等価回路上、3つの単位発電部D1の並列と3つの単位発電部D2の並列とが直列された構成となることから、直列各段の間の出力アンバランスが無く、図1C、図1Dに示した影状態電流特性VIs1、影状態電力特性VPs1と同様に、日照面積割合に近い全面日照時出力に対する出力比率を得ることができる。実施の形態1では、群発電部Gの配置は全て同方向に揃えていたが、本実施の形態では、群発電部Gの配置の向きを単一方向に揃えていないことが特徴である。つまり、一部の群発電部G例えば、図6Aの場合の群発電部G11に対する群発電部G12、図6Cの場合の群発電部G11に対する群発電部G21を180度回転して配置することによって、各直列段に属する単位発電部Dが平面レイアウト上、より分散して配置されることになり、集中して存在する部分影に対して、直列回路の各段がより均等に含まれる蓋然性を高くしている。よって、直列段の間の日照面積アンバランスをより効果的に抑制し、さまざまな形状の部分影に対し、出力の期待値を高くすることができる。なお、照射光のばらつき例えば日陰に対する作用効果については、実施の形態7ないし実施の形態9でさらに具体的に説明する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態7>図7Aないし図7Eを参照して実施の形態1ないし実施の形態6で説明した光発電装置1の作用効果を本実施の形態として説明する。なお、便宜上実施の形態2図2A、図2B、実施の形態4図4A、図4Bで説明した光発電装置1を例示して説明する。説明の便宜上、本実施の形態では、各単位発電部Dは、単一の光発電素子で構成されているものとする。図7Aは、図2Aまたは図4Aで示した光発電装置1での単位発電部の配置状態に対して列方向で発生した影縦影の状況を模式的に示す平面図である。図7Bおよび図7Cは、図2Bで示した光発電装置1での単位発電部の接続関係の等価回路に対する列方向で発生した影縦影の影響を模式的に説明する等価回路図である。図7Dおよび図7Eは、図4Bで示した光発電装置1での単位発電部の接続関係の等価回路に対する列方向で発生した影縦影の影響を模式的に説明する等価回路図である。はじめに図7A、図7B、図7Cを参照して図2A図2Bで示した光発電装置1実施の形態2の列方向で発生した陰による影響について説明し、次に、図7A、図7D、図7Eを参照して図4A図4Bで示した光発電装置1実施の形態4の列方向で発生した陰による影響について説明する。図7Aで示した光発電装置1は、一般的には、行方向DLは水平方向に対応し、列方向DRは垂直方向に対応する。実際には、照射される太陽光の高度光発電装置1が設置される緯度などに応じて列方向DRは、地面に対して一定の傾きを有するように設置される。なお、光発電装置1を例えば車両などの地面に対してほぼ平坦な屋根面に配置した場合、光発電装置1は、行方向DL、列方向DRによる影響がほとんど生じない水平面に配置された状態となる。本実施の形態では、説明の便宜上、照射光太陽光のばらつき状態として、日陰SHt列方向DRの日陰SHt:縦影が光発電装置1に生じた状態を想定する図7A、図7B、図7C、図7D、図7E。つまり、光発電装置1において、群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41での右端3列目に配置された単位発電部D3、単位発電部D4、単位発電部D9から群発電部G12、群発電部G22、群発電部G32、群発電部G42での左端1列目に配置された単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7にわたって柱状の日陰SHtが発生した場合を想定する。照射面積割合は、行方向DLに配置された9個例えば1行目の単位発電部D3個の単位発電部D1、3個の単位発電部D2、3個の単位発電部D3に注目して求められる。つまり、9個の単位発電部Dに対して、1個目の単位発電部D3の右半分、2個目の単位発電部D1の左半分に日陰SHtが発生している図7Aことから、照射面積割合は、1-0.5×2/9=1-1/9=8/9=0.888988.89となる。<実施の形態7-1:直列段を全並列とした場合>9個の直列段を構成する単位発電部D1ないし単位発電部D9は、全て並列接続されている図7B、図7C、図2B。9個の直列段単位発電部D1ないし単位発電部D9の内、単位発電部D2、単位発電部D5、単位発電部D8は、行列配置された12個全てが有効であり、単位発電部D1、単位発電部D3、単位発電部D4、単位発電部D6、単位発電部D7、単位発電部D9は、行列配置された12個の内8個分が有効で有り、残り4個が日陰SHtの影響を受け4個の半分の2個分として有効に機能すると見積もって10個分が有効となる。面積効率は、直列段の内で効率の低い直列段での効率が光発電装置1での効率を決定することから、12個有効および10個有効の内、10個有効で計算すると、10個有効分/12個配置分=0.833383.33として求まる。したがって、面積効率/照射面積割合は、0.8333/0.8889=0.937593.75となる。つまり、9個の直列段相互間の並列接続がされない場合に比較してより高い発電効率が得られる。<実施の形態7-2:直列段を区分ごとの並列とした場合>9個の直列段を構成する単位発電部D1ないし単位発電部D9は、区分3個ごとに並列接続されている図7D、図7E、図4B。列方向DRに配置された群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41図7Dの区分SG13、区分SG46、区分SG79の内、日陰SHtに対応する区分SG13について見ると、単位発電部D3が日陰SHtの影響を受けることから単位発電部D1、単位発電部D2も影響を受けるので単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3は、3個の半分を有効とする。また、区分SG46、区分SG79についても同様に3個の単位発電部Dの半分を有効とする。列方向DRに配置された群発電部G12、群発電部G22、群発電部G32、群発電部G42図7Eの区分SG13の内、単位発電部D1が日陰SHtの影響を受けることから単位発電部D2、単位発電部D3も影響を受けるので単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3は、3個の半分を有効とする。また、区分SG46、区分SG79についても同様に3個の単位発電部Dの半分を有効とする。12個の群発電部Gの内、群発電部G13、群発電部G23、群発電部G33、群発電部G43の4個は全体が有効であり、残り8個の群発電部G11、群発電部G12、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G41、群発電部G41は、それぞれ半分有効として4個分の群発電部Gの有効に相当する。つまり、全体を見積もると8個の群発電部Gが有効となる。面積効率は、8個有効分/12個配置分=0.666766.67として求まる。したがって、面積効率/照射面積割合は、0.6667/0.8889=0.750075.0となる。これは、9個の直列段相互間の並列接続がされない従来の場合と同等の面積効率である。しかし、本実施の形態の影縦影とは異なる影例えば横影:実施の形態8-2参照を想定した場合には、より高い発電効率が得られる。したがって、発電効率の期待値を向上させることができる。<実施の形態8>図8Aないし図8Eを参照して実施の形態1ないし実施の形態6で説明した光発電装置1の作用効果を本実施の形態として説明する。なお、便宜上実施の形態2図2A、図2B、実施の形態4図4A、図4Bで説明した光発電装置1を例示して説明する。説明の便宜上、本実施の形態では、各単位発電部Dは、単一の光発電素子で構成されているものとする。図8Aは、図2Aまたは図4Aで示した光発電装置1での単位発電部の配置状態に対して行方向で発生した影横影の状況を模式的に示す平面図である。図8Bおよび図8Cは、図2Bで示した光発電装置1での単位発電部の接続関係の等価回路に対する行方向で発生した影横影の影響を模式的に説明する等価回路図である。図8Dおよび図8Eは、図4Bで示した光発電装置1での単位発電部の接続関係の等価回路に対する行方向で発生した影横影の影響を模式的に説明する等価回路図である。はじめに図8A、図8B、図8Cを参照して図2A図2Bで示した光発電装置1実施の形態2の列方向で発生した陰による影響について説明し、次に、図8A、図8D、図8Eを参照して図4A図4Bで示した光発電装置1実施の形態4の列方向で発生した陰による影響について説明する。図8Aで示した光発電装置1は、図7Aで示した光発電装置1と同様であるので詳細な説明は省略する。本実施の形態では、説明の便宜上、照射光太陽光のばらつき状態として、日陰SHs行方向DLの日陰SHs:横影が光発電装置1に生じた状態を想定する図8A、図8B、図8C、図8D、図8E。つまり、光発電装置1において、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13での下端単位発電部Dの3行目に配置された単位発電部D7、単位発電部D8、単位発電部D9から群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23での上端単位発電部Dの1行目に配置された単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3にわたって柱状の日陰SHsが発生した場合を想定する。照射面積割合は、列方向DRに配置された12個例えば群発電部G11、群発電部G21、群発電部G31、群発電部G41での単位発電部Dの1列目の単位発電部D4個の単位発電部D1、4個の単位発電部D6、4個の単位発電部D7に注目して求められる。つまり、12個の単位発電部Dに対して、1個目の単位発電部D7のした半分、1個目の単位発電部D1の上半分に日陰SHtが発生している図8Aことから、照射面積割合は、1-0.5×2/12=1-1/12=11/12=0.916791.67となる。<実施の形態8-1:直列段を全並列とした場合>9個の直列段を構成する単位発電部D1ないし単位発電部D9は、全て並列接続されている図8B、図8C、図2B。9個の直列段単位発電部D1ないし単位発電部D9の内、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43に配置された単位発電部D1ないし単位発電部D3の各9個は、全てが有効であり、また、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23に配置された単位発電部D1ないし単位発電部D3の各3個は、日陰SHsの影響を受けて面積の半分のみが機能すると想定して、各1.5個分が有効に機能すると見積もれる。また、9個の直列段の内、群発電部G11ないし群発電部G43に配置された単位発電部D4ないし単位発電部D6の各12個は、全てが有効である。また、9個の直列段の内、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43に配置された単位発電部D7ないし単位発電部D9の各9個は、全てが有効であり、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13に配置された単位発電部D7ないし単位発電部D9の各3個は、日陰SHsの影響を受けて面積の半分のみが機能すると想定して各1.5個分が有効に機能すると見積もれる。つまり、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、単位発電部D7、単位発電部D8、単位発電部D9は、行列状に配置された12個の群発電部Gの内で9個1.5個=10.5個が機能すると見積もれる。また、単位発電部D4、単位発電部D5、単位発電部D6は、行列状に配置された12個の群発電部Gの内で12個がそのまま機能すると見積もれる。面積効率は、直列段の内で効率の低い直列段での効率が光発電装置1での効率を決定することから、12個有効の直列段および10.5個有効の直列段の内、10.5個有効の直列段によって支配されるので、10.5個で計算すると、10.5個有効分/12個配置分=0.87587.5として求まる。したがって、面積効率/照射面積割合は、87.5/91.67=0.954595.45となる。つまり、9個の直列段相互間の並列接続がされない場合に比較して高い発電効率が得られる。<実施の形態8-2:直列段を区分ごとの並列とした場合>9個の直列段を構成する単位発電部D1ないし単位発電部D9は、区分3個ごとに並列接続されている図8D、図8E、図4B。9個の直列段単位発電部D1ないし単位発電部D9の内、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43に配置された単位発電部D1ないし単位発電部D3の各9個は、全てが有効であり、また、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23に配置され区分SG13に対応する単位発電部D1ないし単位発電部D3の各3個は、日陰SHsの影響を受けて面積の半分のみが機能すると想定して、各1.5個分が有効に機能すると見積もれる。また、9個の直列段の内、群発電部G11ないし群発電部G43に配置された単位発電部D4ないし単位発電部D6の各12個は、全てが有効である。また、9個の直列段の内、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23、群発電部G31、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43に配置された単位発電部D7ないし単位発電部D9の各9個は、全てが有効であり、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13に配置され区分SG79に対応する単位発電部D7ないし単位発電部D9の各3個は、日陰SHsの影響を受けて面積の半分のみが機能すると想定して各1.5個分が有効に機能すると見積もれる。つまり、単位発電部D1、単位発電部D2、単位発電部D3、単位発電部D7、単位発電部D8、単位発電部D9は、行列状に配置された12個の群発電部Gの内で区分SG13、区分SG79に対応する各3個の単位発電部Dは、1.5個分として機能し、9個1.5個=10.5個が機能すると見積もれる。また、単位発電部D4、単位発電部D5、単位発電部D6は、行列状に配置された12個の群発電部Gの内で区分SGによらず12個がそのまま機能すると見積もれる。面積効率は、直列段の内で効率の低い直列段での効率が光発電装置1での効率を決定することから、12個有効の直列段および10.5個有効の直列段の内、10.5個有効の直列段によって支配されるので、10.5個で計算すると、10.5個有効分/12個配置分=0.87587.5として求まる。したがって、面積効率/照射面積割合は、87.5/91.67=0.954595.45となり、実施の形態8-1の場合と同様の結果となった。つまり、9個の直列段相互間の並列接続がされない場合に比較してより高い発電効率が得られる。実施の形態7および実施の形態8で説明したとおり、実施の形態1ないし実施の形態6に係る太陽光発電システム1によれば、予想できない様々な形状の部分影に対して、例えば9個の直列段相互間の並列接続がなされない場合に比較して、直列段を区分ごとに並列接続した場合にはより高い発電効率が期待値として得られ実施の形態8-2、また、直列段すべてを並列接続とした場合にはさらに高い発電効率の期待値が得られる実施の形態7-1、8-1。<実施の形態9>図9Aおよび図9Bを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2B、実施の形態4図4A、図4Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。なお、単位発電部D1ないし単位発電部D9の接続関係9直列は実施の形態2、実施の形態4に示したとおりである。また、実施の形態5のように接続することも可能である。図9Aは、本発明の実施の形態9に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態群発電部の行列のいずれか一方で単位発電部Dの配置が異なるを模式的に示す平面図である。図9Aに係る光発電装置1は、行方向DL群発電部Gの1行目に配置された群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13での単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9の配置と、行方向DL群発電部Gの2行目に配置された群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23での単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9の配置とを異ならせてある。また、行方向DL群発電部Gの3行目の群発電部G31、での単位発電部Dの配置と、行方向DL群発電部Gの4行目の群発電部G41、での単位発電部Dの配置とについても同様である。また、群発電部Gの2行目と群発電部Gの3行目とでも同様である。つまり、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置を隣接する列方向DRの群発電部Gの相互間で180度回転させ、列方向DRで単位発電部Dの配置を異ならせてある。この構成によって、例えば日陰SHtが行方向DLでの左端単位発電部Dの1列目に生じたとき、左端に配置される単位発電部Dは、群発電部G11での単位発電部D9、単位発電部D4、単位発電部D3、群発電部G21での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7、群発電部G31での単位発電部D9、単位発電部D4、単位発電部D3、群発電部G41での単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7と交互に異なることとなるので、光発電装置1は、単位発電部Dに対する日陰SHtによる影響を分散させ、日陰SHtによる発電効率の低下を抑制する。図9Aに係る光発電装置1の作用効果を説明するための比較例として、群発電部G21の平面配置をそのまま他の群発電部Gでも有する光発電装置1実施の形態2、実施の形態4を想定し、日陰SHtが左端の単位発電部D単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7に生じた状態を想定する。比較例としての実施の形態2、実施の形態4に係る光発電装置1では、単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7は、12個群発電部G11ないし群発電部G43並列の内8個群発電部G12、群発電部G13、群発電部G22、群発電部G23、群発電部G32、群発電部G33、群発電部G42、群発電部G43が有効であり、面積効率は、8個/12個=0.666766.67となる。また、照射面積割合は、列方向DRで単位発電部Dの1行分9個に対して8個に光が照射されるから、8個/9個=0.888988.89となる。したがって、照射面積割合の88.89に対して、66.67しか発電しない状態となる。比較例に対し、図9Aに係る光発電装置1では、日陰SHtに対応する左端の単位発電部Dは、群発電部G11、群発電部G31に対応する単位発電部D9、単位発電部D4、単位発電部D3と、群発電部G21、群発電部G41に対応する単位発電部D1、単位発電部D6、単位発電部D7となる。したがって、単位発電部D1、単位発電部D3、単位発電部D4、単位発電部D6、単位発電部D7、単位発電部D9は、各10個が有効な単位発電部Dとして機能し、面積効率は、10個/12個=0.833383.33となる。したがって、面積効率/照射面積割合は、83.33/88.89=0.937593.75として求まる。つまり、群発電部Gでの単位発電部Dの配置を変更することによって、照射光のばらつきによる発電効率の低下を防止する。本実施の形態図9Aでは、群発電部G11、群発電部G31に対して群発電部G21、群発電部G41を180度回転させて配置したが、群発電部Gが正方形であることから、群発電部G11、群発電部G31に対して群発電部G21、群発電部G41を90度回転させて配置することも可能であり、同様な効果を得る。つまり、群発電部Gは、少なくとも行方向DLまたは列方向DRのいずれかに配置されることから、群発電部Gは、行方向DLまたは列方向DRのいずれかで隣接する群発電部Gに対して90度の倍数で回転させて配置することが可能である。また、図9Aに係る光発電装置1は、列方向DRに群発電部Gを多く配置していることから、縦影SHtに対しては、群発電部Gの回転を列方向DRで施す方がより大きな効果が得られる。つまり、光発電装置1では、群発電部Gは、行方向DLに比して列方向DRに長く多く配置されてあり、群発電部Gは、隣接する列方向DRで180度90度の倍数回転させてある。したがって、光発電装置1は、列方向DRで発生する照射光のばらつきに対して効果的に作用させ、発電効率の低下を抑制する。また、行方向DLでは、群発電部Gは、同一の配置とすることから、群発電部Gを行列状に容易に配置できる。また、図9Aに記載した光発電装置1では、行方向DLに配置された群発電部Gは、隣接する相互間で単位発電部Dの配置を同一としている。つまり、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13での単位発電部Dの平面配置は相互に同一であり、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23についても同様であり、単位発電部D31、単位発電部D32、単位発電部D33についても同様であり、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43についても同様である。上述したとおり、図9Aに記載した光発電装置1では、列方向DRに配置された群発電部Gは、隣接する相互間で単位発電部Dの配置を180度回転させた配置としている。つまり、群発電部G11に対して群発電部G21は、群発電部G11単位発電部Dの平面配置を180度回転させてあり、群発電部G21に対して群発電部G31は、群発電部G21を180度回転させてあり、群発電部G31に対して群発電部G41は、群発電部G31を180度回転させてある。群発電部G12、群発電部G22、群発電部G32、群発電部G42の相互間でも同様であり、群発電部G13、群発電部G23、群発電部G33、群発電部G43でも同様である。図9Bは、本発明の実施の形態9に係る光発電装置での単位発電部群発電部の行列の双方で単位発電部Dの配置が異なるの配置状態を模式的に示す平面図である。図9Aに係る光発電装置1に対して図9Bに係る光発電装置1では、群発電部Gは、行方向DLおよび列方向DRの双方向で隣接する群発電部Gに対して単位発電部Dの平面配置を異ならせてある。例えば、群発電部G11に対して行方向DLに隣接する群発電部G12、群発電部G11に対して列方向DRに隣接する群発電部G21は、それぞれ群発電部G11での単位発電部Dの平面配置を180度90度の倍数回転させた平面配置とされている。また、群発電部G22は、群発電部G12を、あるいは、群発電部G21を180度回転させた平面配置とされている。つまり、群発電部Gは、群発電部Gに配置された単位発電部Dが市松模様を構成するように配置されている。図9Bに係る光発電装置1によれば、行方向DL、列方向DRの双方で群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置を変更していることから、図9Aに示した光発電装置1に比較してさらに大きい効果を得られる。図9Aに示したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gが配置された行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方で相互に隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、隣接する群発電部Gの相互間で異なることが望ましい。この構成によって、光発電装置1は、行方向DLまたは列方向DRの少なくとも一方で隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置が群発電部Gの相互で異なることから、単位発電部Dの配置の規則性を極力抑制して単位発電部Dを分散配置し、照射光のばらつきによる影響をさらに抑制して発電効率の低下を防止する。また、図9Bに示したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、行方向DL、列方向DRの双方向に対して群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置を異ならせることも可能である。また、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、隣接する群発電部Gの相互間で90度の倍数で回転させてあることが望ましい。この構成によって、光発電装置1は、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置を容易に異ならせる。群発電部Gが正方形であれば、90度、180度、270度での回転が可能となり、群発電部Gが長方形であれば、180度での回転が可能となる。また、群発電部Gは、行方向DLまたは列方向DRのいずれか一方が他方に比べて長くなるように配置されてあり、群発電部Gは、行方向DLまたは列方向DRのいずれか長い方向で単位発電部Dの平面配置を異ならせてあることが望ましい。この構成によって、光発電装置1は、長い方向で発生する照射光のばらつきに対して単位発電部Dの平面配置の変更を効果的に作用させ、発電効率の低下を効果的に抑制する。なお、行方向DL、列方向DRで長さが異なる場合としては、群発電部Gの配置個数の相違によるときと、単位発電部Dの配置あるいは形状によって群発電部G自体が長方形に構成され長方形の長辺方向で長くなるときがあるが、いずれの場合でも適用できる。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態10>図10Aないし図10Cを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2B、実施の形態4図4A、図4B、実施の形態5図5、実施の形態9図9A、図9Bに示した光発電装置1と同様であるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。なお、単位発電部D1ないし単位発電部D9の接続関係9直列は実施の形態2、実施の形態4に示したとおりである。図10Aは、本発明の実施の形態10に係る光発電装置1での単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。図10Bは、図10Aに示した光発電装置1での単位発電部の配置状態の例を模式的に示す平面図である。図10Cは、図10Aに示した光発電装置1での単位発電部の配置状態の例を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gに配置された単位発電部Dは、さらに行方向DL、列方向DRで配置を変更されている。例えば、群発電部G11では、単位発電部D1~単位発電部D3は、列方向DRで、群発電部G11の内の1列目図では左端に、単位発電部D4~単位発電部D6は、列方向DRで、群発電部G11の内の2列目図では中央に、単位発電部D7~単位発電部D9は、列方向DRで、群発電部G11の内の3列目図では右端にそれぞれ配置されている。群発電部G12では、単位発電部D1~単位発電部D3は、列方向DRで、群発電部G12の内の2列目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、列方向DRで、群発電部G12の内の3列目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、列方向DRで、群発電部G12の内の1列目にそれぞれ配置されている。群発電部G13では、単位発電部D1~単位発電部D3は、列方向DRで、群発電部G13の内の3列目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、列方向DRで、群発電部G13の内の1列目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、列方向DRで、群発電部G13の内の2列目にそれぞれ配置されている。つまり、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置に対して列単位で異ならせてある。例えば、群発電部G21では、単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DLで、群発電部G21の内の1行目図では上側行に、単位発電部D4~単位発電部D6は、行方向DLで、群発電部G21の内の3行目図では下側行に、単位発電部D7~単位発電部D9は、行方向DLで、群発電部G21の内の2行目図では中央行にそれぞれ配置されている。群発電部G22では、単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DLで、群発電部G22の内の3行目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、行方向DLで、群発電部G22の内の2行目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、行方向DLで、群発電部G22の内の1行目にそれぞれ配置されている。群発電部G23では、単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DLで、群発電部G23の内の2行目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、行方向DLで、群発電部G23の内の1行目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、行方向DLで、群発電部G23の内の3行目にそれぞれ配置されている。つまり、群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置は、隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置に対して行単位で異ならせてある。また、例えば、群発電部G42図10Bでは、単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DLで、群発電部G42の内の2行目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、行方向DLで、群発電部G42の内の3行目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、行方向DLで、群発電部G42の内の1行目にそれぞれ配置されている。また、群発電部G43図10Cでは、単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DLで、群発電部G43の内の3行目に、単位発電部D4~単位発電部D6は、行方向DLで、群発電部G43の内の1行目に、単位発電部D7~単位発電部D9は、行方向DLで、群発電部G43の内の2行目にそれぞれ配置されている。また、例えば、群発電部G11では、単位発電部D例えば単位発電部D1~単位発電部D3は、列方向DR群発電部G11の1列目に配置されているのに対し、群発電部G21では、単位発電部D例えば単位発電部D1~単位発電部D3は、行方向DL群発電部G21の1行目に配置されている。本実施の形態に係る光発電装置1は、実施の形態7~実施の形態9で説明した横影、縦影による方向性に対する影響をさらに抑制することができ、発電効率をさらに向上させる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部G例えば群発電部G11での単位発電部D単位発電部D1~単位発電部D9の平面配置は、隣接する群発電部G例えば群発電部G12あるいは群発電部G21での単位発電部D単位発電部D1~単位発電部D9の平面配置に対し行単位群発電部G11に対する群発電部G21での単位発電部D1~単位発電部D3、単位発電部D4~単位発電部D6、単位発電部D7~単位発電部D9または列単位群発電部G11に対する群発電部G12での単位発電部D1~単位発電部D3、単位発電部D4~単位発電部D6、単位発電部D7~単位発電部D9の少なくとも一方で異なることが望ましい。この構成によって、光発電装置1は、群発電部Gでの単位発電部Dの行単位または列単位の少なくとも一方で隣接する群発電部Gでの単位発電部Dの平面配置が相互に異なることから、単位発電部Dの配置の規則性を極力抑制して分散配置し、照射光のばらつきによる影響をさらに抑制して発電効率の低下を防止する。本実施の形態に係る光発電装置1に係る技術事項は、他の実施の形態に係る光発電装置1に対して適宜適用することができる。<実施の形態11>図11Aおよび図11Bを参照して、本実施の形態に係る光発電システム10について説明する。本実施の形態に係る光発電システム10は、実施の形態1ないし実施の形態10に示した光発電装置1を適用したものであるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図11Aは、本発明の実施の形態11に係る光発電システム10での光発電装置1の接続状態並列接続を模式的に示す平面図である。図11Bは、本発明の実施の形態11に係る光発電システム10での光発電装置1の接続状態直列接続の例を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る光発電システム10は、光発電装置1と、光発電装置1からの電力を設定された電力形態に変換するパワーコンディショナ11とを備える。したがって、光発電システム10は、光発電装置1間での照射光のばらつきによる影響を回避でき、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部D群発電部G、光発電装置1が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。パワーコンディショナ11は、光発電装置1から供給された電力に対して適宜の電力変換処理を施し、予め仕様として設定された必要な電力形態に変換する。パワーコンディショナ11は、光発電装置1からの電力に対して昇圧処理、直並列変換などを施して予め仕様として設定された必要な電力形態に変換する。なお、光発電装置1を複数接続した状態を示すが、光発電装置1は少なくとも1つの状態から適用することができる。また、光発電装置1を予め直列接続、並列接続した状態を示すが、パワーコンディショナ11の内部で並列接続、直列接続する形態とすることもできる。図11Aに示す光発電システム10は、光発電装置1を複数例えば4個並列接続し、一定電圧のもとで接続された光発電装置1の個数に応じた電流を取得するものである。取得された電力は適宜の手段で負荷不図示に供給される。単位発電部Dをたとえばシリコン太陽電池で構成し発生する電圧が0.6Vとした場合、単位発電部Dを9直列12並列として群発電部Gを構成した光発電装置1例えば実施の形態2では、出力電圧は5.4Vとなる。したがって、光発電システム10では、パワーコンディショナ11に入力される電圧は5.4Vであり、パワーコンディショナ11で例えば5倍の昇圧を実施すれば27Vの出力が得られる。図11Bに示す光発電システム10は、光発電装置1を複数例えば4個直列接続し、一定電流のもとで接続された光発電装置1の個数に応じが電圧を取得するものである。取得された電力は適宜の手段で負荷不図示に供給される。単位発電部Dをたとえばシリコン太陽電池で構成し発生する電圧が0.6Vとした場合、単位発電部Dを9直列12並列として群発電部Gを構成した光発電装置1例えば実施の形態2では、出力電圧は5.4Vとなる。したがって、光発電システム10では、パワーコンディショナ11に入力される電圧は5.4×4=21.6Vであり、パワーコンディショナ11で例えば5倍の昇圧を実施すれば108Vの出力が得られる。図11A、図11Bでは、それぞれ光発電装置1を並列接続した場合、光発電装置1を直列接続した場合に分けて示したが、直列接続および並列接続を併用することも可能である。<実施の形態12>図12Aおよび図12Bを参照して、本実施の形態に係る光発電システム10について説明する。本実施の形態に係る光発電システム10は、実施の形態11に示した光発電システム10に対する変形例である。つまり、本実施の形態に係る光発電システム10は、実施の形態1ないし実施の形態10に示した光発電装置1を適用したものであり、また実施の形態11に示した光発電システム10と基本的な構成は共通するので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図12Aは、本発明の実施の形態12に係る光発電システム10での光発電装置1の接続状態の例を模式的に示す平面図である。図12Bは、図12Aに示した光発電装置1での単位発電部の接続関係を等価回路として示す等価回路図である。本実施の形態に係る光発電システム10は、光発電装置1と、光発電装置1からの電力を設定された電力形態に変換するパワーコンディショナ11とを備える。したがって、光発電システム10は、光発電装置1間での照射光のばらつきによる影響を回避でき、照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部D群発電部G、光発電装置1が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現する。光発電装置1は、少なくとも2つ相互に並列接続例えば4個されてあり、各光発電装置1のそれぞれが有する特定接続点SP特定接続点SP12ないし特定接続点SP89は、光発電装置1のそれぞれで同一に設定され、特定接続点SPは、光発電装置1の相互間で接続されている。したがって、光発電システム10は、特定接続点SPの間に配置された単位発電部Dに対する照射光のばらつきによる影響を抑制する。なお、図12A、図12Bでは、接続点CPの全てを相互に接続して特定接続点SPとした例を示すが、他の実施の形態で示したとおり、接続点CPを適宜に区分して特定し、限定された特定接続点SPのみを接続する形態でも良い。<実施の形態13>図13Aおよび図13Bを参照して、本実施の形態に係る車両20について説明する。本実施の形態に係る車両20は、実施の形態1ないし実施の形態10に示した光発電装置1を適用したものであるので、適宜符合を援用し、主に異なる技術事項について説明する。図13Aは、本発明の実施の形態13に係る車両20例えばバスでの光発電装置1の設置状態の例を模式的に示す平面図である。図13Bは、本発明の実施の形態13に係る車両20例えば乗用車での光発電装置1の設置状態の例を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る車両20は、車体21と、車体21の表面に配置された光発電装置1とを備える車両20であって、光発電装置1は、実施の形態1ないし実施の形態10に示した光発電装置1である。つまり、車両20は、照射光太陽光を利用して発電した電力を車両用電源系統不図示に供給する。なお、車両用電源系統には、光発電装置1からの電力を蓄電する蓄電器を含む。本実施の形態に係る車両20は、光発電装置1に対する照射光太陽光のばらつきによる影響を回避でき、光発電装置1に対して照射光のばらつきが生じたときでも、照射面積と実働する単位発電部D群発電部G、光発電装置1が占める面積とのアンバランスを抑制して効率的な発電を実現し、発電した電力を車両用電源系統に供給して照射光のばらつきによる影響を抑制する。特に本実施の形態のように車両20へ光発電装置1が設置される場合には、光発電装置1が常に日照に恵まれた位置にある訳ではなく、建物や他の車両などの影にさらされやすい。本実施の形態の構成をとることにより、光発電装置1の受光面の一部が影になっても発電効率の著しい低下を招くことがなく、光エネルギーを効率的にとりこむことができる。<実施の形態14>図14Aないし図14Dを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2Bと同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図14Aは、本発明の実施の形態14に係る光発電装置1に適用される群発電部Gaでの単位発電部Dの配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。なお、実施の形態2では、群発電部Gは、行列状に配置されたことから、例えば群発電部G11のようにして数字で行列位置を示したが、本実施の形態では、行列状とは異なる配置であることを示すため、群発電部Gaのようにアルファベットを付して示す。図14Bは、図14Aに示した群発電部Gaでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図14Cは、本発明の実施の形態14に係る光発電装置1での群発電部Gaおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。図14Dは、図14Cに示した光発電装置1での群発電部Gaの配置状態を簡略化して示す平面図である。実施の形態2で説明した光発電装置1は、単位発電部D1~単位発電部D9が行列状に配置された群発電部Gがさらに行列状に配置されて形成されているが、本実施の形態における光発電装置1では、群発電部Gaを構成する単位発電部D1~単位発電部D9の配置は、行列状ではない形状例えば、矩形とは異なる5角形以上の多角形を構成する配置とされている。群発電部Gaでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、5個の単位発電部Dが左側で縦方向に配置され、1個の単位発電部Dが右側に配置された状態とされ、5個の単位発電部Dの上側から蛇行する態様で単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gaは、単位発電部Dを9個備える。群発電部Gaでは、単位発電部Dが5個、3個、1個と対称的な階段状に並べられている。つまり、群発電部Gaは、矩形とは全く異なる多角形12角形とされ、変則的な形状とされている。単位発電部D1~単位発電部D9の配置配置方法が異なる以外は、実施の形態2の群発電部Gと同様である。すなわち、単位発電部D1と単位発電部D2とが特定接続点SP12接続点CP12。他の特定接続点SP接続点CPについても同様である。を介して、単位発電部D2と単位発電部D3とが特定接続点SP23を介して、単位発電部D3と単位発電部D4とが特定接続点SP34を介して、単位発電部D4と単位発電部D5とが特定接続点SP45を介して、単位発電部D5と単位発電部D6とが特定接続点SP56を介して、単位発電部D6と単位発電部D7とが特定接続点SP67を介して、単位発電部D7と単位発電部D8とが特定接続点SP78を介して、単位発電部D8と単位発電部D9とが特定接続点SP89を介してそれぞれ直列に接続され、単位発電部Dが9直列された直列回路が構成されている。各単位発電部Dの平面形状は、ほぼ正方形とした。光発電装置1光発電装置1の受光面は、単純な矩形長方形とは異なる多角形となる形状とされている。多角形の形状は、具体的には、中央の矩形領域に加えて左右に三角形状の突出領域が付加された状態となっている。つまり、光発電装置1は、台形を上下に対称的に配置した状態とされている。なお、本実施の形態に係る光発電装置1は、一種類の群発電部Gaのみを向きを変えながら配置した構成とされている図14D。本実施の形態では、群発電部Gaを変則的な多角形とした平面形状図14Aとすることで、変則的な形状のエリア図14Cに対しても単位発電部D群発電部Gaを効率よく敷き詰めて配置することができる。なお、中央の矩形部には、矩形状の群発電部Gを配置し、左右の突出部に対して群発電部Gaを適用することも可能である。群発電部Gaの範囲内では、単位発電部Dの受光面積は直列各段の間で揃えられている。したがって、複数の群発電部Gaが互いに特定接続点SPで並列接続されながら配置された光発電装置1の全体では、直列各段の間の受光面積が揃えられていることになり、直列各段の間で面積のアンバランスが無く高効率発電が可能な光発電装置1を、容易に製造することができる。本実施の形態の光発電装置1は、単位発電部Dの間の特定接続点SPにおいて、互いに並列化されているため、一部が日陰になってもなお、直列各段の間で日照を受けている面積のアンバランスが抑制され、発電効率を大きく落とすことはない。<実施の形態15>図15Aないし図15Fを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2B、実施の形態14図14Aないし図14Dと同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図15Aは、本発明の実施の形態15に係る光発電装置1に適用される群発電部Gbでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。なお、本実施の形態では、群発電部Gについて群発電部Gbのようにアルファベットを付して示す。群発電部Gbは、実施の形態14の群発電部Gaと同一の状態で単位発電部Dを配置してある。図15Bは、本発明の実施の形態15に係る光発電装置1に適用される群発電部Gcでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図15Cは、本発明の実施の形態15に係る光発電装置1に適用される群発電部Gdでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図15Dは、本発明の実施の形態15に係る光発電装置1に適用される群発電部Geでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図15Eは、本発明の実施の形態15に係る光発電装置1での群発電部Gbないし群発電部Geおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。図15Fは、図15Eに示した光発電装置1での群発電部Gbないし群発電部Geの配置状態を簡略化して示す平面図である。実施の形態14に係る光発電装置1では、群発電部Gは、群発電部Gaのみを配置して、効率的な敷き詰めを実現した。本実施の形態では、群発電部Gを群発電部Gbないし群発電部Geの4種類として直列回路でのアンバランスを抑制する。群発電部Gbでの単位発電部Dは、図で示すとおり、群発電部Gaと同一の配置とされている。群発電部Gcでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、5個の単位発電部Dが上側で横方向に配置され、1個の単位発電部Dが下側に配置された状態とされ、5個の単位発電部Dの中央から右回りで単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。群発電部Gdでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、5個の単位発電部Dが下側で横方向に配置され、1個の単位発電部Dが上側に配置された状態とされ、1個の単位発電部Dから左回りで単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。群発電部Geでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、5個の単位発電部Dが右側で縦方向に配置され、1個の単位発電部Dが左側に配置された状態とされ、5個の単位発電部Dの下側から上側へ、次に下側へ単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。つまり、群発電部Gbないし群発電部Geは、単位発電部Dが配置された状態での形状は同一であり、群発電部Gの内部での単位発電部D1ないし単位発電部D9の配置状態は、異ならせてある。本実施の形態に係る光発電装置1では、実施の形態14での敷き詰め領域と同一のエリアに対して群発電部Gbないし群発電部Geを敷き詰めてある。すなわち、図15Aないし図15Dに示した4種類の群発電部Gb、群発電部Gc、群発電部Gd、群発電部Geが、配置されている。群発電部Gbが8個、群発電部Gcが4個、群発電部Gdが4個、群発電部Geが8個、それぞれ相互に組み合わされて配置されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、複数種類の群発電部Gを配置することで、特定の直列段に属する単位発電部Dが平面上の特定の場所に固まることを防止し、受光面上で更に離散的に配置させることができる。例えば図14C実施の形態14では、4つの単位発電部D4が集まっている領域が存在するが、図15E本実施の形態では同じ直列段に属する単位発電部Dが縦や横に隣接することはなく、より分散度合いの高い配置となる。したがって、受光面の一部が影になったときにも、日照を受ける単位発電部Dの面積の合計は、各直列段の間で大きな差が生じにくく、直列段間のアンバランスが更に抑制されて、高効率な発電を維持することができる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gは、単位発電部Dの配置が互いに異なる複数種類とされている。したがって、光発電装置1は、同一の直列段特定の直列段に位置する単位発電部Dが群発電部Gでの特定の位置に固定されずに更に離散的に配置され、例えば隣接する群発電部Gでも全く異なる配置位置状態とされるので、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができる。<実施の形態16>図16を参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2B、実施の形態14図14Aないし図14Dと同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図16は、本発明の実施の形態16に係る光発電装置1での群発電部Gaおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。なお、群発電部Gaは、実施の形態14で示した群発電部Gaである。本実施の形態に係る光発電装置1では、平行四辺形をした枠状のエリアに24個の群発電部Gaが配置されている。単一の種類の群発電部Gaのみを枠状に配置したものであるが、例えば、実施の形態15で示した群発電部Gb、群発電部Gc、群発電部Gd、群発電部Geなどを適用して枠状とすることも可能である。つまり、光発電装置1を配置するエリアに応じて群発電部Gを適宜組み合わせることが可能となり、変則的なエリアへ矩形状の群発電部Gとは異なる状態で群発電部Gを敷き詰めて配置することが可能となる。<実施の形態17>図17Aないし図17Eを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2B、実施の形態14、実施の形態15と同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図17Aは、本発明の実施の形態17に係る光発電装置1に適用される群発電部Gfでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。なお、本実施の形態では、群発電部Gについて群発電部Gfのようにアルファベットを付して示す。図17Bは、本発明の実施の形態17に係る光発電装置1に適用される群発電部Ggでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図17Cは、本発明の実施の形態17に係る光発電装置1に適用される群発電部Ghでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図17Dは、本発明の実施の形態17に係る光発電装置1に適用される群発電部Giでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図17Eは、本発明の実施の形態17に係る光発電装置1での群発電部Gfないし群発電部Giおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。実施の形態17に係る光発電装置1では、群発電部Gは、群発電部Gfないし群発電部Giを配置して、円形状の光発電装置1に対して効率的な敷き詰めを実現した。本実施の形態では、群発電部Gを群発電部Gfないし群発電部Giの4種類として直列回路でのアンバランスを抑制する。群発電部Gfでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、3行3列の行列状に配置された状態とされ、左上の隅から単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。群発電部Ggでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、左列に4個単位発電部D2、D4、D6、D8、右列に5個単位発電部D1、D3、D5、D7、D9の単位発電部Dが配置され、左列と右列とでは単位発電部Dを半分だけ縦方向にずらした状態とされ、右列の下側から蛇行するように単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。群発電部Ghでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、左列に4個単位発電部D6ないし単位発電部D9、右列に5個単位発電部D1ないし単位発電部D5の単位発電部Dが配置された状態とされ、右列の上端から下端を経て左列の上端から下端へ単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。群発電部Giでの単位発電部D単位発電部D1ないし単位発電部D9は、図で示すとおり、左列に4個単位発電部D6ないし単位発電部D9、中央列に3個単位発電部D1、D3、D5、右列に2個単位発電部D2、D4の単位発電部Dが配置された状態とされ、中央列の上端から右列へと中央列との間で蛇行し、次いで左列を下端へ単位発電部D1、、単位発電部D9と順次配置されている。本実施の形態に係る光発電装置1では、円形のエリアに対して群発電部Gfないし群発電部Giを敷き詰めてある。すなわち、図17Aないし図17Dに示した4種類の群発電部Gf、群発電部Gg、群発電部Gh、群発電部Giが、配置されている。群発電部Gfが5個、群発電部Ggが10個、群発電部Ghが2個、群発電部Giが2個、それぞれ相互に組み合わされて配置されている。なお、群発電部Gfは、光発電装置1の中央に縦方向で5個適宜の回転を施して配置され、左右に群発電部Gg、群発電部Gh、群発電部Giが配置されている。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gは、単位発電部Dの配置が互いに異なる複数種類とされている。したがって、光発電装置1は、同一の直列段特定の直列段に位置する単位発電部Dが群発電部Gでの特定の位置に固定されずに更に離散的に配置され、例えば隣接する群発電部Gでも全く異なる配置位置状態とされるので、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができる。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gfないし群発電部Giは、単位発電部Dが単純な行列状配置ではない配置とされ、適当に向きを変えながら配置することで、円形エリアに対する単位発電部Dの効率的レイアウトが可能となる。群発電部Gfないし群発電部Giを適用することで特定の直列段に属する単位発電部Dを特定の領域に集めることなく、受光面上に離散的に配置することができ、部分的に影がおちても大きく発電効率を落とすことのない光発電装置1が得られる。以上、実施の形態14ないし実施の形態17で示したとおり、群発電部Gでの単位発電部Dの平面構成は、行列状に限るものではない。また、光発電装置1に要請される受光面は、行列状に限るものではない。したがって、実施の形態14ないし実施の形態17で例示したとおり、群発電部G単位発電部Dを変則的な配置とすることによって、光発電装置1の受光面の形状に対し、無駄なく隅々まで群発電部G単位発電部Dを敷き詰めて配置することができる。<実施の形態18>図18A、図18Bを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2Bと同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図18Aは、本発明の実施の形態18に係る光発電装置1に適用される群発電部GGaでの単位発電部Dの配置状態および接続関係を模式的に示す平面図である。図18Bは、本発明の実施の形態18に係る光発電装置1での群発電部GGaおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部GGaは、単位発電部Dで構成される直列回路GCを複数個例えば、直列回路GC1、直列回路GC2、直列回路GC3の3個備える。以下では、直列回路GC1、直列回路GC2、直列回路GC3を特に区別する必要が無い場合は、単に直列回路GCとすることがある。各直列回路GCは、単位発電部D1ないし単位発電部D8で構成される。つまり、群発電部GGaは、同じ直列段に位置する単位発電部D本実施の形態では光発電素子単体を用いた。をそれぞれ複数備える。本実施の形態に係る群発電部GGaは、装置端子T1から装置端子T2までの間に単位発電部D1ないし単位発電部D8が直列接続された直列回路GCを3列直列回路GC1、直列回路GC2、直列回路GC3並列に接続して備える。つまり、単位発電部D1、単位発電部D2、、単位発電部D8がそれぞれ、3個ずつ存在し、各単位発電部Dはそれぞれ並列に接続されている。例えば、直列回路GC1は、単位発電部D1ないし単位発電部D8がこの順で配置され、直列接続されて直列回路GCを構成し、直列回路GC2は、単位発電部D6ないし単位発電部D8、単位発電部D1ないし単位発電部D5がこの順で配置され、単位発電部D5と単位発電部D6とは、直列回路GC1、直列回路GC2の外側を迂回する接続線で接続されて直列回路GCを構成し、直列回路GC3は、単位発電部D3ないし単位発電部D8、単位発電部D1ないし単位発電部D2がこの順で配置され、単位発電部D2と単位発電部D3とは、直列回路GC1の外側を迂回する接続線で接続されて直列回路GCを構成する。群発電部GGaの各直列回路GCで同一の直列段となる単位発電部Dは互いに並列に接続されるので主従の関係は存在しないが、説明の便宜上、一の直列回路GC例えば直列回路GC1を構成する単位発電部Dと、一の直列回路GCに対して他の直列回路GC例えば直列回路GC2を構成する単位発電部Dとに区分して説明することがある。なお、直列回路GCは、例えば、装置端子T1と装置端子T2とに対する接続を除く単位発電部Dと単位発電部Dとの間での接続間隔が他の単位発電部Dへ接続する場合に比較して最短となる接続経路によって規定することができる。群発電部GGaでは、等価回路は、全ての単位発電部Dが直並列された格子状の直並列回路となり、等価回路上、他の直列回路GCに接続されない直列回路GCを単独で抽出することはできないが、例えば直線状に配置された単位発電部Dを一の直列回路GC例えば直列回路GC1として区分することが好ましい。また、光発電装置1には、群発電部GGaが8個4行×2列配置され、図の左右方向では同一の配置とされた群発電部GGaが長手方向に沿って2列に配置され、図の上下方向では、群発電部GGaが180度交互に回転されて4行に並置されている。つまり、光発電装置1は、8直列3並列の単位発電部Dを備える群発電部GGaを8個備える。群発電部GGaが同一の直列段に接続された単位発電部D互いに並列接続された単位発電部Dを複数備えることから、同一の直列段に属する単位発電部D例えば3つの単位発電部D1は、互いに隣接しない位置に配置される。つまり、一の直列回路GC例えば直列回路GC1での一の直列段単位発電部D1に配置された単位発電部D単位発電部D1と、他の直列回路GC例えたば直列回路GC2での一の直列段単位発電部D1に配置された単位発電部D単位発電部D1とを隣接させずに離して配置することができる。例えば、一の直列回路GC1に配置された単位発電部D1から単位発電部D8までの直列回路GCを直線状に配置した場合、他の直列回路GC2に配置された単位発電部D6から単位発電部D8までと単位発電部D1から単位発電部D5までの直列回路GCが一の直列回路GC1に隣接して直線状に配置されるが、直列段単位発電部Dの配置状態は、異なる状態として配置される。つまり、直列回路GC1一の直列回路GCの単位発電部D1に対応する直列回路GC2他の直列回路GCの単位発電部D1は、直列回路GC1の単位発電部D2、D3あるいは、直列回路GC2の単位発電部D7、D8を間に配置された状態とされ、単位発電部Dが2個分離れた位置に配置されている。したがって、本実施の形態に係る群発電部GGaは、群発電部GGaの内部に、同一直列段に属し、互いに並列関係にある単位発電部Dを複数、分離させた位置に備える。群発電部GGaの中で相互に並列関係にある単位発電部D同士を近接させず離して配置することから、光発電装置1の受光面上において、ある直列段に属する単位発電部D例えば単位発電部D1の配置位置を確実に不規則に分散させることができる。したがって、光発電装置1の受光面に部分的に影が落ちた場合、特定の直列段に属する単位発電部D例えば単位発電部D1に偏って影が生じる蓋然性を確実に低減することができるので、同一の直列段相互間での日照アンバランスをより効果的に抑制し、部分陰の際にも、日照部分の光エネルギーを有効に取り出すことができる。なお、光発電装置1の製造方法としては、まず群発電部GGaを形成し、群発電部GGaを単位として受光面例えば透光性基板1tsに対応させて配置することによって、不規則性の高い配置方法を容易に実現することができ、光発電装置1の製造を容易なものとすることができる。また、群発電部GGaを規定する単位区分単位、領域単位は、例えば配線基板への実装形態によって区分することができる。つまり、群発電部GGaを例えば1つの配線基板に実装した場合、群発電部GGaとして扱うことができる。上述したとおり、本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部GGaは、単位発電部Dのそれぞれに並列に接続された追加の単位発電部Dを備える。したがって、本発明に係る光発電装置1は、単位発電部Dが構成する直列回路GCを各群発電部GGaでそれぞれ複数個備え、各直列回路GCの同一の直列段では、相互に並列接続された単位発電部Dを備えることから、一の直列回路GCでの単位発電部Dと他の直列回路GCでの単位発電部Dとは、同一の直列段であっても分離して配置することができるので、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができる。光発電装置1では、群発電部GGaは、一の直列回路GCでの単位発電部Dの配置と、他の直列回路GCでの単位発電部Dの配置とでは、同一の直列段に対する配置が互いに異なる。つまり、光発電装置1は、群発電部GGaで同一の直列段特定の直列段に位置する各単位発電部Dを特定の位置に固定せずに更に分散させて配置するので、単位発電部Dの配置の不規則性を高めた群発電部GGaを容易に構成でき、受光面に対する部分的な日陰などの、照射光のばらつきによる影響を、効果的に抑制することができ、かつ生産性を向上することができる。また、上述したとおり、互いに並列に接続された単位発電部Dが構成する一の直列回路GCと他の直列回路GCとは、同一の直列段に配置された単位発電部Dの配置が群発電部GGaの中で互いに異なることが好ましい。例えば、一の直列回路GCが直線状に配置されたとき、他の直列回路GCは、一の直列回路GCに対して直線状に平行に配置並置され、同一の直列段に位置する各単位発電部Dは、直線状の配置の中での相対位置が互いに異なる配置とされている。例えば、装置端子T1に接続される単位発電部D1は、一の直列回路GCを構成する直列回路GC例えば直列回路GC1では、左端に配置される。一の直列回路GCを構成する直列回路GC直列回路GC1に対し他の直列回路GCを構成する直列回路GC例えば直列回路GC2では、単位発電部D1は、左端から4個目に配置され、また、同様に他の直列回路GCを構成する直列回路GC例えば直列回路GC3では、単位発電部D1は、左端から7個目に配置される。なお、本実施の形態は、他の実施の形態実施の形態2、実施の形態10などについても適用することが可能である。例えば実施の形態10図10A、図10Bに適用した場合、群発電部G11、群発電部G12、群発電部G13を一の群発電部GGaとし、群発電部G21、群発電部G22、群発電部G23を他の群発電部GGa例えばGGbと符号を付して区別することができる。とし、、群発電部G41、群発電部G42、群発電部G43を更に別の群発電部GGa例えばGGdと符号を付して区別することができる。として構成することも可能である。配線基板の統一性製造の容易性、製造の効率化を考慮すれば、本実施の形態に示したように単一の種類の群発電部GGaを適用し、配置を180度回転させて種々の配置状態とすることで分散性を高める方が好ましい。<実施の形態19>図19Aないし図19Cを参照して、本実施の形態に係る光発電装置1について説明する。本実施の形態に係る光発電装置1の基本的な構成は、実施の形態2図2A、図2Bと同様であるので、適宜符号を援用し、主に異なる事項について説明する。図19Aは、本発明の実施の形態19に係る光発電装置1に適用される群発電部Gjでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。なお、本実施の形態では、群発電部Gを区別するため、群発電部Gjのようにアルファベットを付して示す。図19Bは、本発明の実施の形態19に係る光発電装置1に適用される群発電部Gkでの単位発電部Dの配置状態を簡略化して示す平面図である。図19Cは、本発明の実施の形態19に係る光発電装置1での群発電部Gj、群発電部Gkおよび単位発電部Dの配置状態を模式的に示す平面図である。本実施の形態に係る光発電装置1では、群発電部Gj、群発電部Gkのいずれも単位発電部Dが行列状3×3=9個に配置されている。群発電部Gjでの単位発電部Dの配置と、群発電部Gkでの単位発電部Dの配置は、いずれか一方を180度回転させると他方に一致する配置とされている。また、光発電装置1では、群発電部Gは、行列状X方向:行方向、Y方向:列方向に配置され、群発電部Gjは、Y方向列方向と交差する2行目、4行目に配置され、群発電部Gkは、Y方向と交差する1行目、3行目に配置され、行方向X方向では同一の群発電部Gがそれぞれ3個配置されている。つまり、列方向Y方向で、群発電部Gj、群発電部Gkが交互に配置されている。また、光発電装置1の受光面の全体では、108個9×12個の単位発電部Dが配置されている。本実施の形態に係る光発電装置1は、実装部1bに実装された状態を示す。実装部1bは、曲面であり、例えばX方向では、Z方向垂直方向へ凸状となる形態で湾曲している。多数の単位発電部Dを配置することから、単位発電部Dが湾曲していない平面状であっても、光発電装置1の全体に形成された受光面は曲面例えば、X方向に沿う方向でZ方向へ凸状の曲面とすることができる。つまり、単位発電部Dの一つ一つの大きさは光発電装置1の受光面に対し十分に小さい本実施の形態では、1/108ことから、曲面状の実装部1bに沿わせて単位発電部Dを配置することによって受光面を曲面として構成することができる。なお、本実施の形態では、Y方向は直線状平面状とされているが、Y方向もX方向と同様に曲面状とすることができる。上述したとおり、光発電装置1が有する受光面、つまり、単位発電部Dの配置によって構成される受光面は、曲面状とされている。したがって、光発電装置1は、取り付け面実装部1bの状態が平面状、曲面状のいずれの場合でも適用することが可能となり、適用範囲を更に広げることが可能となる。なお、受光面に対して適宜の透光性基板1ts図1その他を参照を配置することが可能である。また、透光性基板1tsに変えて適宜の被覆膜を塗布することも可能である。特に、光発電装置1を自動車の屋根実装部1bに対応などに搭載する場合、自動車の屋根はデザイン性を持たせるために単純な平面ではなく曲面を描いている場合が多い。このような場合、本実施形態のように細分化された単位発電部Dを並べることにより、ほぼ曲面の形状に沿って配置することができ、自動車のデザイン性を損なうことがなく、また曲面状の屋根に安定に固定することも可能である。なお、曲面に配置された複数の光発電素子を単純に直列接続した場合、それぞれの光発電素子の日照方向に対する角度が全く同じではなく、曲面の部位によって日照に対する方向が異なることから、各光発電素子が受光する日照量照射量にも差が発生し、直列段間の日照アンバランスを招く虞がある。これに対し本実施の形態では、曲面状の実装部1bに対して各直列段に属する単位発電部Dが分散して配置されていることから、曲面上の各場所において、日照方向に対する角度の違いによる日照のアンバランスがあっても、このアンバランスの影響は概ね直列各段に分散され、日照アンバランスに起因する発電効率の低下を抑制することができる。つまり、本実施の形態に係る光発電装置1は、曲面状の受光面を持つ光発電装置として形成されることから、例えば自動車の屋根のような曲面を有する実装部1bに設置することが可能であり、自動車へ適用した場合に効率的な発電を確保することができる。<その他の変形についての補足説明>実施の形態1ないし実施の形態18では、単位発電部D、群発電部Gは、レイアウトを示すために平面配置との文言を用いて説明した箇所があるが、配置を説明する便宜上、単に平面配置としたものであり、光発電装置1の受光面が曲面状であることを除外するものではない。つまり、本願に係る単位発電部D、群発電部Gの面状態平面状、曲面状については、絶対的な意味で限定されるものではない。隣接する単位発電部D、あるいは隣接する群発電部Gを複数配置して光発電装置1を構成する場合、隣接する単位発電部D相互間、あるいは、隣接する群発電部G相互間でそれぞれが有する受光面の太陽光に対する向きを変更することで光発電装置1が有する受光面を曲面状とすることができる。なお、単位発電部Dおよび群発電部Gの組み合わせとして、例えば次のような種々の曲面を構成することが可能である。例えば、単位発電部Dが平面状である場合、通常実施の形態1ないし実施の形態18参照は、群発電部Gも同様に平面状とされることが多い。しかし、群発電部Gを配置して光発電装置1を構成するとき、一の群発電部Gの受光面と隣接する他の群発電部Gの受光面とを互いに異ならせて配置すれば、曲面状の受光面を有する光発電装置1を構成することができる実施の形態19。また、単位発電部Dが平面状である場合、一の単位発電部Dの受光面と隣接する他の単位発電部Dの受光面とを互いに異ならせて配置すれば、曲面状の受光面を有する群発電部Gを構成することができる。曲面状の受光面を有する群発電部Gを配置すれば、曲面状の受光面を有する光発電装置1を容易に構成することができる。また、単位発電部Dが曲面状である場合、群発電部Gの受光面、光発電装置1の受光面を容易に曲面状とすることができる。単位発電部Dの製造の容易性、量産性を考慮すれば、単位発電部Dを平面状として形成し、群発電部G、光発電装置1を形成するときに、単位発電部D相互間、群発電部G相互間での受光面の向きを異ならせることが好ましい。なお、実施の形態1ないし実施の形態19では、単位発電部Dを例えばシリコン太陽電池として例示したことから、透光性基板1tsを平面状の基板例えばガラス板としたが、単位発電部Dの構成はこれに限るものではない。例えば、単位発電部Dを有機太陽電池、色素増感型太陽電池などで構成した場合は、単位発電部Dは、容易に曲面状とすることができる。曲面状の受光面を有する単位発電部D、あるいは、曲面状の受光面を有する群発電部Gに対しても適宜実施の形態1ないし実施の形態19を適用することができる。なお、この場合には、透光性基板1tsを曲面状の基板とすることも可能であり、また、単位発電部D、群発電部Gを実装板1bに装着した場合は、透光性基板1tsに代えて受光面を被覆する透光性被覆膜を採用することも可能である。