JP2012169581A - 光発電装置、光発電システム、および車両 - Google Patents

光発電装置、光発電システム、および車両 Download PDF

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Abstract

【課題】照射光（太陽光）のばらつき（例えば日陰）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、光発電システム、車両を提供する。
【解決手段】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）を複数個配置し、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。
【選択図】図１Ａ

Description

本発明は、光を電気に変換して発電する単位発電部が接続点を介して直列に接続された群発電部を並列接続した光発電装置、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、車体の表面に配置された光発電装置を備える車両に関する。
太陽電池は、素子単体では出力電圧が低いことから、適用される場合は、複数の太陽電池が直列接続されて太陽電池群が構成され、必要に応じて適宜の太陽電池モジュールとされる。つまり、複数の太陽電池を直列に接続して太陽電池モジュールが形成されるが、一部の太陽電池に対する照射光のばらつき（例えば日陰）によって太陽電池モジュール全体に影響が生じることがある。
例えば、直列に接続された太陽電池の一部のみに日陰が発生した場合、直列の各段の間で照射面積に不均衡が生じる。照射面積が太陽電池相互間で異なる場合、直列接続された太陽電池の出力は、照射量（太陽光の照射量）が最も低い太陽電池によって制限される。つまり、日陰が小さい場合であっても影響は直列接続された太陽電池全体に及び、出力が大きく制限されることがある。
太陽電池の照射光のばらつきに対する対策として、バイパスダイオードを太陽電池に並列に接続することが知られている。この場合、照射光の少ない段（日陰の大きい段）では、バイパスダイオードの作用によってバイパス電流が流れ、その段の一部に照射光が照射されるような場合でも出力にはほとんど寄与しない。また、バイパスダイオードでの電圧降下に伴う電力損失も生じる。
また、日陰対策として種々の技術が提案されている（例えば、特許文献１ないし特許文献４参照。）。
特許文献１に開示された技術は、太陽電池素子を組み込んだ屋根材を固定する桟材の方向と太陽電池素子の直列接続方向を平行にすることで、桟材の影による太陽電池素子の出力低下を均一化するものである。設置に用いた桟材による影の影響を回避するという極めて特殊な形態での対策であり、一般的な照射光のばらつきについての対策ではなく、いわゆる日陰対策とは言えない。また、他への転用は全く困難な技術である。
特許文献２に開示された技術は、太陽電池素子で構成された太陽電池モジュールを上下方向に階段状に配置するとき、太陽電池素子の直列方向を上下方向と直交する方向とするものである。下側の太陽電池モジュールに上側の太陽電池モジュールの影が発生した場合でも問題が生じないようにしたものであるが、上下方向に階段状に配置された太陽電池モジュールを対象とし、太陽電池モジュールによる影の影響を回避するものであり、一般的な照射光のばらつきについての対策ではなく、いわゆる日陰対策とは言えない。また、他への転用は全く困難な技術である。
特許文献３に開示された技術は、太陽電池セルの長手方向と太陽電池セルを配置して形成した太陽電池モジュールの長手方向とを直交させて、太陽電池モジュールを段重ねした場合の段部の影によって出力が低下することを軽減するものであり、一般的な照射光のばらつきについての対策ではなく、いわゆる日陰対策とは言えない。また、他への転用は全く困難な技術である。
特許文献４に開示された技術は、影を生じる場所に設置する太陽電池アレイについては、太陽電池モジュールの枚数を予め多く設置するものであり、一般的な照射光のばらつきについての対策ではなく、いわゆる日陰対策とは言えない。また、他への転用は全く困難な技術である。
特開平７−２１７０８７号公報 特開２００１−３６１２５号公報 特開２００１−１１１０８３号公報 特開２００２−２３７６１２号公報
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。
本発明の実施の形態１に係る光発電装置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１Ａに示した光発電装置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。 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として、影状態例１の場合の特性を影状態電流特性として示し、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として示す。 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として、影状態例１の場合の特性を影状態電力特性として示し、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として示す。 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として、影状態例２の場合の特性を影状態電流特性として示し、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として示す。 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として、影状態例２の場合の特性を影状態電力特性として示し、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として示す。 本発明の実施の形態２に係る光発電装置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２Ａに示した光発電装置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。 本発明の実施の形態３に係る光発電装置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３Ａに示した光発電装置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。 本発明の実施の形態４に係る光発電装置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４Ａに示した光発電装置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。 本発明の実施の形態５に係る光発電装置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。 本発明の実施の形態６に係る光発電装置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６Ａに示した光発電装置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。 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２Ａまたは図４Ａで示した光発電装置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２Ｂで示した光発電装置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２Ｂで示した光発電装置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４Ｂで示した光発電装置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４Ｂで示した光発電装置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２Ａまたは図４Ａで示した光発電装置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２Ｂで示した光発電装置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２Ｂで示した光発電装置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４Ｂで示した光発電装置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４Ｂで示した光発電装置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。 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の配置が異なる）を模式的に示す平面図である。 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の配置状態（群発電部の行列の双方で単位発電部の配置が異なる）を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１０に係る光発電装置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１０Ａに示した光発電装置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１０Ａに示した光発電装置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。 本発明の実施の形態１１に係る光発電システムでの光発電装置の接続状態（並列接続）を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１１に係る光発電システムでの光発電装置の接続状態（直列接続）の例を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１２に係る光発電システムでの光発電装置の接続状態の例を模式的に示す平面図である。 図１２Ａに示した光発電装置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。 本発明の実施の形態１３に係る車両（例えばバス）での光発電装置の設置状態の例を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１３に係る車両（例えば乗用車）での光発電装置の設置状態の例を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１４に係る光発電装置に適用される群発電部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１４Ａに示した群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１４に係る光発電装置での群発電部および単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。 図１４Ｃに示した光発電装置での群発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１５に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１５に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１５に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１５に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１５に係る光発電装置での群発電部ないし群発電部および単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。 図１５Ｅに示した光発電装置での群発電部ないし群発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１６に係る光発電装置での群発電部および単位発電部Ｄの配置状態を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１７に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１７に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１７に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１７に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１７に係る光発電装置での群発電部ないし群発電部および単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１８に係る光発電装置に適用される群発電部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。 本発明の実施の形態１８に係る光発電装置での群発電部および単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。 本発明の実施の形態１９に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１９に係る光発電装置に適用される群発電部での単位発電部の配置状態を簡略化して示す平面図である。 本発明の実施の形態１９に係る光発電装置での群発電部、群発電部および単位発電部の配置状態を模式的に示す平面図である。
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＝０．７５（７５％）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７３％（３／４）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＝０．７５（７５％）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＝０．８３（８３％）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＝０．７８（７８％））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＝０．５８（５８％）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）＝０．７７（７７％）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＝０．７５（７５％）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＝０．６７（６７％）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Ｄ１（１列目）および単位発電部Ｄ２（２列目）が、群発電部Ｇ１２では、行方向ＤＬで単位発電部Ｄ２（１列目）および単位発電部Ｄ１（２列目）が、群発電部Ｇ２１では、行方向ＤＬで単位発電部Ｄ２（１列目）および単位発電部Ｄ１（２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Ｄ（３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＝０．８８８９（８８．８９％）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＝０．８３３３（８３．３３％）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＝０．９３７５（９３．７５％）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＝０．６６６７（６６．６７％）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＝０．７５００（７５．０％）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Ｄ（４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＝０．９１６７（９１．６７％）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＝０．８７５（８７．５％）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＝０．９５４５（９５．４５％）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＝０．８７５（８７．５％）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＝０．９５４５（９５．４５％）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＝０．６６６７（６６．６７％）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＝０．８８８９（８８．８９％）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＝０．８３３３（８３．３３％）となる。
したがって、面積効率／照射面積割合は、８３．３３／８８．８９＝０．９３７５（９３．７５％）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。
１ 光発電装置
１ｂ 実装板
１ｔｓ 透光性基板
１０ 光発電システム
１１ パワーコンディショナ
２０ 車両
２１ 車体
ＣＰ、ＣＰ１２、ＣＰ２３、・・・、ＣＰ８９ 接続点
ＣＷ、ＣＷ１、ＣＷ１２、ＣＷ２３、・・・、ＣＷ９ 接続線
Ｄ、Ｄ１、・・・、Ｄ９ 単位発電部
ＤＬ 行方向
ＤＲ 列方向
Ｇ、Ｇ１１、Ｇ１２、・・・、Ｇ４３ 群発電部
Ｇａ、Ｇｂ、・・・、Ｇｊ 群発電部
ＧＣ、ＧＣ１、ＧＣ２、ＧＣ３ 直列回路
ＳＧ、ＳＧ１２、ＳＧ１３、・・・、ＳＧ７９ 区分
ＳＨｓ 日陰（行方向ＤＬでの日陰）
ＳＨｔ 日陰（列方向ＤＲでの日陰）
ＳＰ、ＳＰ１２、ＳＰ２３、・・・、ＳＰ８９ 特定接続点
Ｔ１ 装置端子
Ｔ２ 装置端子
本発明に係る光発電装置は、複数の群発電部と、前記群発電部の電力を外部へ取り出す装置端子とを備える光発電装置であって、前記複数の群発電部の各々は、接続線を介して前記装置端子で相互に並列に接続され、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線を介して並列に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、複数の群発電部の各々が接続線を介して装置端子で相互に並列に接続され、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接続線を介して並列に接続し、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。

Claims (19)

  1. 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。
  2. 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。
  3. 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。
  4. 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。
  5. 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。
  6. 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。
  7. 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。
  8. 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。
  9. 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。
  10. 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。
  11. 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。
  12. 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。
  13. 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。
  14. 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。
  15. 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。
  16. 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。
  17. 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。
  18. 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。
  19. 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。
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