JP2013008939A - 光発電モジュール、光発電システム、および、採光設備 - Google Patents

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Abstract

【課題】破損に対する安全性を確保できる光発電モジュール、光発電モジュールを備える光発電システム、および、光発電モジュールを備える採光設備を提供する。
【解決手段】光発電モジュール１２（本体部１３）は、外形を棒状とされ、棒状の外形の内部に光起電力素子（例えば太陽電池素子）が形成されている。光発電モジュール１２は、本体部１３と、本体部１３の長さ方向の端に導出された出力端１４とを備える。出力端１４は、外側電極１３ｆに対応する側の出力端１４ｆと、内側電極１３ｓに対応する側の出力端１４ｓとを備える。本体部１３は、透光性合成樹脂膜１３ｐで被覆されている。
【選択図】図１Ａ

Description

本発明は、外形が棒状の光発電モジュール、光発電モジュールを複数備えた光発電システム、光発電システムを備えた採光設備に関する。
クリーンエネルギーに対する期待の高まりに応じて、発電効率の向上を目指して種々の形状をした太陽電池（光発電システム）が提案されている。最も広く普及しているのは、太陽光に対して平面状の受光面を備えるものである。このような平面状の受光面に対して、受光面を円筒状（円柱状）に配置して発電コストを改善したものが提案されている（例えば、特許文献１、特許文献２参照。）。
従来の光発電システムの一例を図１０Ａ、図１０Ｂを参照して説明する。
図１０Ａは、従来の太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュールの配置状態を示す斜視図である。
図１０Ｂは、図１０Ａに示した太陽光発電システムの側面を太陽電池モジュールの配置方向（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。
太陽光発電システム１０１は、円筒状をした複数の太陽電池モジュール１１２が配置方向Ｄｆ（棒状の外形の長さ方向）に沿って平面状に配置されている。太陽電池モジュール１１２は、保持部１１５によって両端を支持されている。照射光ＬＳとして示す太陽光の照射方向が時間の経過に伴って変化しても、太陽電池モジュール１１２の受光状態は円筒の外周に沿って移動し略一定に維持されることから、比較的安定した太陽光発電が可能である。また、太陽光が傾いた状態でも太陽電池モジュール１１２への照射が均等に行われるように、それぞれの太陽電池モジュール１１２の間には適宜の間隔が設定されている。
太陽電池モジュール１１２は、設置部材１４０を介して設置面ＲＦから一定の高さに配置され太陽光を受光する。また、太陽電池モジュール１１２の非照射側（裏側）に向かう反射光（散乱光）を発生させるために設置面ＲＦには反射部材ＲＢが配置されている。反射部材ＲＢは、例えば、白色のペイントなどで形成されている。
また、太陽電池モジュール１１２（光発電モジュール）は、ガラス管で形成されることが多く、屋外に設置された場合、周囲からの機械的影響によって破損したとき、ガラス片が散乱する虞があるなどの課題がある。
また、太陽電池モジュール１１２を用いた太陽光発電システム１０１の用途を拡大することが求められている。
特表２０１０−５２９６４１号公報 特表２０１０−５４１２０５号公報
上述したとおり、太陽光発電システム１０１では、太陽電池モジュール１１２の非照射側に照射される反射光を発生させるために反射部材ＲＢを配置する必要があった。また、太陽電池モジュール１１２の間の隙間では、発電作用が行われないことから、単位設置面積あたりの発電量を向上させる上で限界があるという課題があった。更に、太陽電池モジュール１１２が破損した場合の安全性を確保することが必要になるという課題があった。
本発明はこのような状況に鑑みてなされたものであり、棒状とされた光発電モジュールの周囲に透光性合成樹脂膜を配置することによって、破損に対する安全性を確保できる光発電モジュールを提供することを目的とする。
また、本発明は、棒状とされた光発電モジュールを面状に配置した光発電モジュール群を複数平行に重ねて配置することによって、照射光が照射される側に配置された光発電モジュール群の単位設置面積あたりの発電量を向上させることができ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モジュールを適用して採光を実現できる採光設備を提供することを他の目的とする。
本発明に係る光発電モジュールは、棒状の外形を有する光発電モジュールであって、前記外形を形成する本体部と、前記本体部の内側に形成された光起電力素子と、前記本体部の両端に形成され前記光起電力素子が発電した電力を出力する出力端とを備え、前記本体部は、透光性合成樹脂膜で被覆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モジュールは、外形が棒状の本体部を透光性合成樹脂膜で被覆されていることから、例えば本体部がガラス管のように破損の虞がある部材で形成され、仮に破損した場合であってもガラス管に被覆された透光性合成樹脂膜がガラス片の散乱を抑制して、安全性を確保することができる。
本発明に係る光発電システムは、棒状の外形を有する光発電モジュールを複数備えた光発電システムであって、複数の前記光発電モジュールが相互に離れて面状に並べられた第１光発電モジュール群と、前記第１光発電モジュール群を保持する第１保持部とを備え、前記光発電モジュールは、本発明に係る光発電モジュール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、本発明に係る光発電モジュールを相互に離して面状に配置する第１光発電モジュール群と、第１光発電モジュール群を保持する第１保持部とを備えることから、安全性が高く、効率的な光発電を実現することができる。
本発明に係る採光設備は、棒状の外形を有する光発電モジュールを備えた採光設備であって、前記光発電モジュールを複数備えた光発電システムと、前記光発電システムを支持する支持部とを備え、前記光発電システムは、本発明に係る光発電システムであることを特徴とする。
したがって、本発明に係る採光設備は、光発電と採光とを併せて実現することから、光発電をしつつ採光を行うので、光発電モジュールの用途を拡大することができる。
本発明に係る光発電モジュールは、本体部が透光性合成樹脂膜で被覆されている。
したがって、本発明に係る光発電モジュールによれば、例えば本体部がガラス管のように破損の虞がある部材で形成され、仮に破損した場合であってもガラス管に被覆された透光性合成樹脂膜がガラス片の散乱を抑制して、安全性を確保することができるという効果を奏する。
本発明に係る光発電システムは、本発明に係る光発電モジュールを複数相互に離して面状に並べた第１光発電モジュール群と、前記第１光発電モジュール群を保持する第１保持部とを備える。
したがって、本発明に係る光発電システムによれば、安全性が高く、効率的な光発電を実現することができる。
本発明に係る採光設備は、本発明に係る光発電システムを備える。
したがって、本発明に係る採光設備によれば、光発電と採光とを併せて実現することから、光発電をしつつ採光を行うので、光発電モジュールの用途を拡大することができる。
本発明の実施の形態１に係る光発電モジュールの内部構造を模式的に示す断面図である。 図１Ａに示した光発電モジュールの透光性合成樹脂膜が被覆された範囲の変形例を示す断面図である。 本発明の実施の形態２に係る光発電システムを構成する第１光発電モジュール群および第２光発電モジュール群を相互に分離して分解状態として示す分解斜視図である。 図２Ａに示した光発電システムの側面を第１光発電モジュール群（光発電モジュール）の配置方向（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。 図２Ｂに示した光発電システムを照射光の側から見た面状態として示す平面図である。 本発明の実施の形態３に係る光発電システムを構成する第１光発電モジュール群および第２光発電モジュール群を相互に分離して分解状態として示す分解斜視図である。 図３Ａに示した光発電システムの側面を第１光発電モジュール群（光発電モジュール）の配置方向（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。 図３Ｂに示した光発電システムを照射光の側から見た面状態として示す平面図である。 本発明の実施の形態４に係る光発電システムを構成する第１光発電モジュール群と第２光発電モジュール群との間の間隔を示す側面図である。 本発明の実施の形態５に係る光発電システムを構成する第１光発電モジュール群、第２光発電モジュール群、第３光発電モジュール群の相互の配置関係を示す側面図である。 本発明の実施の形態６に係る光発電モジュールの第１保持部での接続状態を模式的に示す部分断面図である。 図６に示した光発電モジュールの内部構造を模式的に示す断面図である。 本発明の実施の形態７に係る採光設備の実施例１の概略を概念的に示す斜視図である。 本発明の実施の形態７に係る採光設備の実施例２の概略を概念的に示す斜視図である。 本発明の実施の形態７に係る採光設備の実施例３の概略を概念的に示す斜視図である。 本発明の実施の形態７に係る採光設備の実施例４の概略を概念的に示す斜視図である。 太陽光の経路（高度および方位）と光発電モジュールの配置状態（モジュール直径：モジュール間隔＝１：１）との関係による採光率の変動状態を示すグラフである。 太陽光の経路（高度および方位）と光発電モジュールの配置状態（モジュール直径：モジュール間隔＝１：１．６）との関係による採光率の変動状態を示すグラフである。 従来の太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュールの配置状態を示す斜視図である。 図１０Ａに示した太陽光発電システムの側面を太陽電池モジュールの配置方向（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。
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は、本発明の実施の形態１に係る光発電モジュール１２の内部構造を模式的に示す断面図である。
図１Ｂは、図１Ａに示した光発電モジュール１２の透光性合成樹脂膜１３ｐが被覆された範囲の変形例を示す断面図である。
本実施の形態に係る光発電モジュール１２（本体部１３）は、外形を棒状とされ、棒状の外形の内部に光起電力素子（例えば太陽電池素子）が形成されている。つまり、光発電モジュール１２は、本体部１３と、本体部１３の長さ方向の端に導出された出力端１４とを備える。出力端１４は、外側電極１３ｆに対応する側の出力端１４ｆと、内側電極１３ｓに対応する側の出力端１４ｓとを備える。
本体部１３は、照射光ＬＳ（図２Ｂ、図３Ｂ参照）を外側から内部へ透過させるために透光性を持たせてあり、例えば円筒状のガラス管で形成されている。本体部１３は、強度を確保するため、また、照射光ＬＳがどのような方向から照射されても、十分に照射光が棒状の内部へ均等に照射されるようにするために円筒状であることが好ましい。円筒の直径（外周）は、例えば、２０ｍｍ〜４０ｍｍ程度であり、長さは、例えば１０００ｍｍ程度とすることができる。円筒の肉厚は、強度を確保するために適宜の値とされ、例えば１ｍｍ程度とすることができる。
光発電モジュール１２は、本体部１３を構成するガラス管１３ｇ、ガラス管１３ｇの内側に配置された外側電極１３ｆ、外側電極１３ｆの内側に配置された光電変換層１３ｃ（光発電層）、光電変換層１３ｃの内側に配置された内側電極１３ｓを備え、外側電極１３ｆ、光電変換層１３ｃ、内側電極１３ｓが光起電力素子を構成する。
また、本体部１３は、透光性合成樹脂膜１３ｐで被覆されている。したがって、本体部１３（ガラス管１３ｇ）の強度を補強することが可能となり、破損した場合にガラス管１３ｇがガラス片となって散乱することを抑制することができる。
透光性合成樹脂膜１３ｐは、ガラス管１３ｇの全周に渡って被覆されていることが好ましい。全周に渡って形成された透光性合成樹脂膜１３ｐは、確実にガラス管１３ｇを保護することができる。なお、透光性合成樹脂膜１３ｐは、少なくとも、大地側の半周部分に沿って形成されていること（図１Ｂ）が好ましい。大地側の半周部分に配置されることによって、落下などに対して一定の効果を奏することができる。
本体部１３は、ガラス管に限らず透光性を有する他の素材であっても良く、例えば、アクリル樹脂などのプラスチック、セラミックなどを適用しても良い。本体部１３を特にガラス管１３ｇとした場合は、透光性合成樹脂膜１３ｐが被覆されることが好ましい。
上述したとおり、本実施の形態に係る光発電モジュール１２は、棒状の外形を有する光発電モジュール１２であって、外形を形成する本体部１３（例えばガラス管１３ｇ）と、本体部１３の内側に形成された光起電力素子（外側電極１３ｆ、光電変換層１３ｃ、内側電極１３ｓ）と、本体部１３の両端に形成され光起電力素子が発電した電力を出力する出力端１４とを備え、本体部１３は、透光性合成樹脂膜１３ｐで被覆されている。
したがって、本実施の形態に係る光発電モジュール１２は、外形が棒状の本体部１３を透光性合成樹脂膜１３ｐで被覆されていることから、例えば本体部１３がガラス管１３ｇのように破損の虞がある部材で形成され、仮に破損した場合であってもガラス管１３ｇに被覆された透光性合成樹脂膜１３ｐがガラス片の散乱を抑制して、安全性を確保することができる。
透光性合成樹脂膜１３ｐを形成するときの合成樹脂膜として具体的には、フッ素系樹脂フィルムが好ましい。その他、アイオノマーフィルム（ＩＯフィルム）、ポリエチレンフィルム（ＰＥフィルム）、ポリ塩化ビニルフィルム（ＰＶＣフィルム）、ポリ塩化ビニリデンフィルム（ＰＶＤＣフィルム）、ポリビニルアルコールフィルム（ＰＶＡフィルム）、ポリプロピレンフィルム（ＰＰフィルム）、ポリエステルフィルム、ポリカーボネートフィルム（ＰＣフィルム）、ポリアクリロニトリルフィルム（ＰＡＮフィルム）、エチレンービニルアルコール共重合体フィルム（ＥＶＯＨフィルム）、エチレンーメタクリル酸共重合体フィルム（ＥＭＡＡフィルム）、ナイロンフィルム（ＮＹフィルム、ポリアミド（ＰＡ）フィルム）、セロファンなどを適用することができる。
また、透光性合成樹脂膜１３ｐとして、光触媒コーティング材（酸化チタン光触媒層）を適用することも可能である。光触媒コーティング材を適用することによって、透光性合成樹脂膜１３ｐの汚れによる特性劣化を抑制することができる。
透光性合成樹脂膜１３ｐを本体部１３（ガラス管１３ｇ）に被覆するときの接着剤としては、透光性を有する感圧型粘着剤が挙げられる。また、感圧型粘着剤は、紫外線吸収剤を含むことが好ましく、紫外線吸収剤を含有させることによってフィルムの劣化を防止することができる。
なお、透光性合成樹脂膜１３ｐは、建築窓ガラス用フィルムについてのＪＩＳ規格（Ａ５７５９）を満たすように形成されることが好ましい。
光発電モジュール１２については、実施の形態６で更に説明する。
＜実施の形態２＞
図２Ａないし図２Ｃを参照して、本実施の形態に係る光発電システムについて説明する。なお、本実施の形態では、光発電モジュール１２（光発電モジュール２２）の具体的な構造を省略している（図６、図７で後述する）が、実施の形態１に係る光発電モジュール１２をそのまま適用することができるので、符号を援用する。
図２Ａは、本発明の実施の形態２に係る光発電システム１を構成する第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１を相互に分離して分解状態として示す分解斜視図である。
図２Ｂは、図２Ａに示した光発電システム１の側面を第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール１２）の配置方向Ｄｆ（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。
図２Ｃは、図２Ｂに示した光発電システム１を照射光ＬＳの側から見た面状態として示す平面図である。
本実施の形態に係る光発電システム１は、棒状の外形を有する光発電モジュール１２（棒状の外形を有する光発電モジュール２２）を複数備えた光発電システム１である。光発電システム１は、複数の光発電モジュール１２が相互に離れて面状に並べられた第１光発電モジュール群１１と、複数の光発電モジュール２２が相互に離れて面状に並べられた第２光発電モジュール群２１と、第１光発電モジュール群１１を保持する第１保持部１５と、第２光発電モジュール群２１を保持する第２保持部２５とを備える。また、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１とは、重なって平行に配置されている。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、面状に構成した複数の光発電モジュール群（例えば、第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１）を平行に重ねて配置することから、照射光ＬＳが照射される側に第１光発電モジュール群１１が配置された場合、第１光発電モジュール群１１の非照射側に配置された第２光発電モジュール群２１が第１光発電モジュール群１１に向けて光を反射する反射部材を構成し、第１光発電モジュール群１１の非照射側に向かう反射光（散乱光）を生じさせるので、第１光発電モジュール群１１の単位設置面積あたりの発電量を向上させることができる。
なお、説明の便宜上、光発電モジュール１２および光発電モジュール２２は、異なる符号で記載されるが、光発電システム１（第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１）を構成する要素（光発電モジュール）として共通するものである。つまり、光発電システム１が備える光発電モジュールは、光発電モジュール１２および光発電モジュール２２の双方を含む概念である。
第１光発電モジュール群１１は、光発電モジュール１２を面状に配置しているが、面としては平面状が好ましい。しかし、これに限らず平面を湾曲させた曲面を構成しても良い。また、同様に、第２光発電モジュール群２１は、光発電モジュール２２を面状に配置しているが、面としては平面状が好ましい。しかし、これに限らず平面を湾曲させた曲面を構成しても良い。
光発電モジュール１２、光発電モジュール２２は、同様に外形を棒状とされ、端部から光発電出力を得ることができる。光発電モジュール１２（光発電モジュール２２）の詳細は実施の形態６（図６、図７）で更に説明する。
また、光発電システム１（第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１）は、設置部材４０によって支持され、設置面ＲＦから垂直方向で離れた位置に配置される。設置面ＲＦが陸屋根であり、光発電システム１が屋外に配置された状態であれば、照射光ＬＳは太陽光であり、太陽光発電を行うことができる。
光発電モジュール１２、光発電モジュール２２は、棒状とされていることから、照射光ＬＳが太陽光であって時間の経過に伴って照射方向が棒の外周に沿って移動（変化）する場合でも受光状態は変化を抑制することが可能となり、安定した受光状態によって安定した太陽光発電を行うことができる。
本実施の形態に係る光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１での光発電モジュール１２の配置方向Ｄｆ（棒状の外形の長さ方向）と、第２光発電モジュール群２１での光発電モジュール２２の配置方向Ｄｓ（棒状の外形の長さ方向）とは、平行である（図２Ｃ参照）。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、平面的に見て（例えば照射光ＬＳの方から見て）、第１光発電モジュール群１１を構成する光発電モジュール１２が相互に離れた隙間に第２光発電モジュール群２１を構成する光発電モジュール２２を配置することができるので、光発電モジュール相互間（光発電モジュール１２相互間、光発電モジュール２２相互間）の隙間を有効に利用することができ、単位面積における光発電モジュール（光発電モジュール１２および光発電モジュール２２）の設置率を向上させて単位設置面積あたりの発電量を向上させることができる。つまり、光発電モジュール１２相互間の隙間、光発電モジュール２２相互間の隙間を有効に活用することができるので、光発電システム１として単位面積当たりの発電効率を向上させることができる。
また、従来の技術では、設置面ＲＦに反射部材ＲＢ（図１０Ｂ参照）を配置する必要があったが、本実施の形態に係る光発電システム１によれば、第２光発電モジュール群２１が第１光発電モジュール群１１に対して反射面を構成することから、従来のような反射部材ＲＢ（図１０Ｂ参照）を不要とすることができる。なお、第２光発電モジュール群２１に対して作用する反射部材（不図示）を適用することも可能である。
相互に離れて面状に並べられた光発電モジュール１２相互の間隔、相互に離れて面状に並べられた光発電モジュール２２相互の間隔は、第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１を重ねて配置したとき、光発電モジュール１２と光発電モジュール２２とが重ならない程度を最小の間隔とすることが好ましい（図２Ｃ参照）。
なお、光発電モジュール１２相互の間隔、光発電モジュール２２相互の間隔は同一とされ、同一の間隔で繰り返して配置されることが好ましい。
光発電モジュール１２と光発電モジュール２２とが重ならないように配置することで、照射光ＬＳが正面（光発電システム１の平面に対する垂直方向）から照射する場合の照射効率（面積効率）を最大化することができる。また、第１光発電モジュール群１１での光発電モジュール１２相互間の間隔をあけることで、第２光発電モジュール群２１に対する照射光ＬＳを大きくすることができ、単位設置面積あたりの発電量を向上させることができる。
しかし、光発電モジュール１２、光発電モジュール２２の配置間隔を大きくし過ぎると、第１光発電モジュール群１１（第２光発電モジュール群２１）の配置面積が拡大することから、単位設置面積あたりの発電量は低下する。したがって、必要に応じた間隔を設置場所の状況に応じて適宜設定することが好ましい。
また、光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１の光発電モジュール１２の面配置の形状（面形状）と第２光発電モジュール群２１の光発電モジュール２２の面配置の形状（面形状）とは同一とされていることが好ましい。
つまり、本実施の形態に係る光発電システム１は、第１光発電モジュール群１１での光発電モジュール１２の面配置の形状と第２光発電モジュール群２１での光発電モジュール２２の面配置の形状とを同一とすることから、第１光発電モジュール群１１の面形状と第２光発電モジュール群２１の面形状とを同一にして重ねて配置される複数の光発電モジュール群（第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１）の組立作業を容易にし、また、設置作業を容易にすることができる。
なお、第１光発電モジュール群１１の光発電モジュール１２の面配置の形状（面形状）、第２光発電モジュール群２１の光発電モジュール２２の面配置の形状（面形状）は、第１保持部１５、第２保持部２５を含めた形状（外周形状）として規定することができる。
第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール１２）と第２光発電モジュール群２１（光発電モジュール２２）とを同一の本数（同一の面配置。同一の面形状）とした場合、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１を重ねたとき、光発電モジュール１２と光発電モジュール２２とは重ならないように配置することが好ましい。
光発電モジュール１２が配置された第１保持部１５（第１光発電モジュール群１１）と光発電モジュール２２が配置された第２保持部２５（第２光発電モジュール群２１）を同一の配置状態でそのまま重ねると、光発電モジュール１２と光発電モジュール２２もそのまま重なってしまう。したがって、一方（例えば第１光発電モジュール群１１）の配置を他方（第２光発電モジュール群２１）の配置に対して左右反転させること（図２Ｂ、図２Ｃ参照）によって、同一の面配置（同一の面形状）であっても光発電モジュール１２（第１光発電モジュール群１１）と光発電モジュール２２（第２光発電モジュール群２１）とが照射光ＬＳの方向から見て平面視で重なることを防止できる。
なお、第１光発電モジュール群１１の光発電モジュール１２の本数に対して第２光発電モジュール群２１の光発電モジュール２２の本数を異ならせて配置することも可能である。
上述したとおり、本実施の形態に係る光発電システム１は、光発電モジュール１２が配置された第１光発電モジュール群１１と、光発電モジュール２２が配置された第２光発電モジュール群２１とが垂直方向で平行に配置された少なくとも２面を備える状態とされる。
しかし、本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態１に係る光発電モジュール１２を適用した場合、光発電モジュール１２が配置された第１光発電モジュール群１１だけが垂直方向で配置された１面を備える状態とされても良い。
すなわち、本実施の形態に係る光発電システム１は、棒状の外形を有する光発電モジュール１２を複数備えた光発電システム１であって、複数の光発電モジュール１２が相互に離れて面状に並べられた第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール群）と、第１光発電モジュール群１１を保持する第１保持部１５（保持部）とを備え、光発電モジュール１２は、実施の形態１に係る光発電モジュール１２であることが好ましい。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態１に係る光発電モジュール１２を相互に離して面状に配置する第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール群）と、第１光発電モジュール群１１を保持する第１保持部１５（保持部）とを備えることから、安全性が高く、効率的な光発電システムを実現することができる。
＜実施の形態３＞
図３Ａないし図３Ｃを参照して、本実施の形態に係る光発電システムについて説明する。
本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態２の光発電システム１と基本的な構成は同様であるので、符号を援用し主に異なる事項について、説明する。なお、本実施の形態においても、実施の形態１に係る光発電モジュール１２は、実施の形態２の場合と同様そのまま適用される。
図３Ａは、本発明の実施の形態３に係る光発電システム１を構成する第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１を相互に分離して分解状態として示す分解斜視図である。
図３Ｂは、図３Ａに示した光発電システム１の側面を第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール１２）の配置方向Ｄｆ（棒状の外形の長さ方向）で示す側面図である。
図３Ｃは、図３Ｂに示した光発電システム１を照射光ＬＳの側から見た面状態として示す平面図である。
本実施の形態に係る光発電システム１は、棒状の外形を有する光発電モジュール１２、光発電モジュール２２を複数備えた光発電システムであって、複数の光発電モジュール１２が相互に離れて面状に並べられた第１光発電モジュール群１１と、複数の光発電モジュール２２が相互に離れて面状に並べられた第２光発電モジュール群２１と、第１光発電モジュール群１１を保持する第１保持部１５と、第２光発電モジュール群２１を保持する第２保持部２５とを備え、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１とは、重なって平行に配置されている。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、複数の光発電モジュール群（例えば、第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１）を平行に重ねて配置することから、照射光ＬＳが照射される側に第１光発電モジュール群１１が配置された場合、第１光発電モジュール群１１の非照射側に配置された第２光発電モジュール群２１が第１光発電モジュール群１１に向けて光を反射する反射部材を構成し、第１光発電モジュール群１１の非照射側に向かう反射光（散乱光）を生じさせるので、第１光発電モジュール群１１の単位設置面積あたりの発電量を向上させることができる。
本実施の形態に係る光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１での光発電モジュール１２の配置方向Ｄｆ（棒状の外形の長さ方向）と、第２光発電モジュール群２１での光発電モジュール２２の配置方向Ｄｓ（棒状の外形の長さ方向）とは、交差している（図３Ｃ参照）。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、平面的に見て（例えば照射光ＬＳの方から見て）、第１光発電モジュール群１１を構成する光発電モジュール１２の配置方向Ｄｆに対して第２光発電モジュール群２１を構成する光発電モジュール２２の配置方向Ｄｓが交差していることから、例えば太陽光のように常時変化する照射光ＬＳの変化による影響を更に抑制して発電効率を向上させることができる。
また、光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１の光発電モジュール１２の面配置の形状（面形状）と第２光発電モジュール群２１の光発電モジュール２２の面配置の形状（面形状）は同一とされていることが好ましい。
つまり、本実施の形態に係る光発電システム１は、第１光発電モジュール群１１での光発電モジュール１２の面配置の形状と第２光発電モジュール群２１での光発電モジュール２２の面配置の形状を同一とすることから、第１光発電モジュール群１１の面形状と第２光発電モジュール群２１の面形状とを同一にして重ねて配置される複数の光発電モジュール群（第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１）の組立作業を容易にし、また、設置作業を容易にすることができる。
なお、第１光発電モジュール群１１の光発電モジュール１２の面配置の形状（面形状）、第２光発電モジュール群２１の光発電モジュール２２の面配置の形状（面形状）は、第１保持部１５、第２保持部２５を含めた形状（外周形状）として規定することができる。
第１保持部１５、第２保持部２５を含めた外周形状を同一にすることから、第１光発電モジュール群１１を第２光発電モジュール群２１に対して９０度回転させたとき、あるいは逆に第２光発電モジュール群２１を第１光発電モジュール群１１に対して９０度回転させたとき、相互に重ねることが可能となる。
つまり、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１とは、第１保持部１５、第２保持部２５を含めた状態で正方形に形成されていることが好ましい。
本実施の形態では、実施の形態２とは異なって、光発電モジュール１２の配置方向Ｄｆと光発電モジュール２２の配置方向Ｄｓとは交差している。したがって、光発電モジュール１２と光発電モジュール２２とを同一の面配置とした場合、長方形の面形状のときには重ねたときに第１保持部１５の配置と第２保持部２５の配置とが異なる形状となることから、下側に配置された第２光発電モジュール群２１からの反射光が十分に得られない虞がある。
したがって、下側に配置された第２光発電モジュール群２１からの反射を十分に得るためには、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１との面形状を一致させることが好ましい。つまり、光発電モジュール１２が第１保持部１５に支持されて構成する面形状、および、光発電モジュール２２が第２保持部２５に支持されて構成する面形状の縦と横とを同一の寸法として正方形を構成させ、光発電モジュール１２（第１光発電モジュール群１１）と光発電モジュール２２（第２光発電モジュール群２１）とを交差させて重ねたときに正方形（図３Ｃ参照）を構成させることが好ましい。
第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１を重ねた場合の外形状態（平面視での外周状態）が正方形となるように構成する場合、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１は平面視の縦横が実質同一形状（実質同一サイズの正方形）のものを準備し、重ねるときに方向を９０度異ならせれば良いことから、生産性を向上させ、設置作業を簡略化することができる。
なお、第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１は、正方形に限らず、それぞれ長方形を構成する形状であっても良い。
＜実施の形態４＞
図４を参照して、本実施の形態に係る光発電システムについて説明する。
本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態２、実施の形態３の光発電システム１と基本的な構成は同様であるので、符号を援用し主に異なる事項について、説明する。つまり、本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態２、実施の形態３に対しても適用できる。また、実施の形態１に係る光発電モジュール１２は、実施の形態２、実施の形態３と同様、本実施の形態に適用される。
図４は、本発明の実施の形態４に係る光発電システム１を構成する第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１との間の間隔ＳＰを示す側面図である。
本実施の形態に係る光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１との間の間隔ＳＰは、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１とが重ねられた方向での外形の大きさＳＣ（光発電モジュール１２の長さ方向と交差する方向での外形の大きさ、光発電モジュール２２の長さ方向と交差する方向での外形の大きさ）より大きくされていることが好ましい。
したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１との間の間隔ＳＰを十分にとることから、第１光発電モジュール群１１と第２光発電モジュール群２１との間での光反射（光散乱）を大きくして均一化するので、第１光発電モジュール群１１および第２光発電モジュール群２１の単位設置面積あたりの発電量を確実に向上させることができる。
なお、間隔ＳＰは、第１保持部１５と第２保持部２５との間に適宜のスペーサを配置することで設定される。
＜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システムについて説明する。
本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態２ないし実施の形態４の光発電システム１と基本的な構成は同様であるので、符号を援用し主に異なる事項について、説明する。つまり、本実施の形態に係る光発電システム１は、実施の形態２ないし実施の形態４に対しても適用できる。また、実施の形態１に係る光発電モジュール１２は、実施の形態２ないし実施の形態４と同様、本実施の形態に適用される。
図５は、本発明の実施の形態５に係る光発電システム１を構成する第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１、第３光発電モジュール群３１の相互の配置関係を示す側面図である。
本実施の形態に係る光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１（光発電モジュール１２による平面）および第２光発電モジュール群２１（光発電モジュール２２による平面）の２つの平面での配置に限らず、更に３層目を配置することも可能である。
つまり、本実施の形態に係る光発電システム１では、第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１に加えて、第３光発電モジュール群３１が配置されている。第３光発電モジュール群３１は、複数の光発電モジュール３２が相互に離れて面状に並べられている。また、第３光発電モジュール群３１は、第３保持部３５によって保持されている。
即ち、第３光発電モジュール群３１は、第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１と同様に構成され、光発電モジュール３２は、光発電モジュール１２、光発電モジュール２２と同様に配置されている。
第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１、第３光発電モジュール群３１の間の間隔を更に拡大すれば、更に多層化することも可能である。また、第１光発電モジュール群１１、第２光発電モジュール群２１、および第３光発電モジュール群３１をそれぞれが曲面を形成するように配置する場合には、更に有効である。
＜実施の形態６＞
図６および図７を参照して棒状の外形を有する光発電モジュール１２（光発電システム１の構成要素としての光発電モジュール）、光発電モジュール１２（第１光発電モジュール群１１）を保持する第１保持部１５について実施の形態６として説明する。光発電モジュール１２、第１保持部１５は、実施の形態２ないし実施の形態５に係る光発電システム１にそのまま適用される光発電モジュールであるので、光発電システム１については、適宜説明を省略することがある。
なお、光発電モジュール２２、光発電モジュール２２を保持する第２保持部２５（実施の形態２ないし実施の形態４）、光発電モジュール３２、光発電モジュール３２を保持する第３保持部３５（実施の形態５）も光発電モジュール１２、第１保持部１５と同様の構成であるので、主に光発電モジュール１２、第１保持部１５について説明する。
図６は、本発明の実施の形態６に係る光発電モジュール１２の第１保持部１５での接続状態を模式的に示す部分断面図である。
図７は、図６に示した光発電モジュール１２の内部構造を模式的に示す断面図である。
本実施の形態に係る光発電モジュール１２は、外形を棒状とされ、棒状の外形の内部に光起電力素子（例えば太陽電池素子）が形成されている。つまり、光発電モジュール１２は、本体部１３と、本体部１３の長さ方向の端に導出された出力端１４とを備える。出力端１４は、外側電極１３ｆ（図７）に対応する側の出力端１４ｆと、内側電極１３ｓ（図７）に対応する側の出力端１４ｓとを備える。
出力端１４ｆ（出力端１４）は、光発電モジュール１２の一方端が配置された第１保持部１５に形成された配線１６に接続され、出力端１４ｓ（出力端１４）は、光発電モジュール１２の他方端が配置された第１保持部１５に形成された配線１６に接続されている。このように外側電極１３ｆを第１保持部１５の一方に揃え、内側電極１３ｓを第１保持部１５の他方に揃えた接続形態とするときは、光発電モジュール１２は、第１光発電モジュール群１１において、並列接続された状態とすることが好ましい。
出力端１４ｆ、出力端１４ｓの接続形態は、上記の接続形態に限らず、出力端１４ｆ、出力端１４ｓを一方の側の第１保持部１５（配線１６）に対して交互に出力する接続形態とすれば、光発電モジュール１２は、第１光発電モジュール群１１において、直列接続とされた状態とすることができる。
なお、第１保持部１５は、光発電モジュール１２を配置、挿入する側が開放された溝状とすることが好ましい。溝状とすることによって、光発電モジュール１２に対向する側だけを開放して他の壁面を外部から遮断した状態とすることから、外部からの影響を排除して光発電モジュール１２の接続状態を安定化させることができる。
第１保持部１５の内側に配線１６を配置することから、第１保持部１５は、光発電モジュール１２（第１光発電モジュール群１１）の保持に加えて、光発電モジュール１２（第１光発電モジュール群１１）から光発電による電力を容易に出力することができ、また、外部からの影響を排除して安全に出力することができるので、光発電システム１の耐候性、信頼性を確保することができる。
本体部１３は、照射光ＬＳ（図２Ｂ、図３Ｂ参照）を外側から内部へ透過させるために透光性を持たせてあり、例えば円筒状のガラス管で形成されている。本体部１３は、強度を確保するため、また、照射光ＬＳがどのような方向から照射されても、十分に照射光が棒状の内部へ均等に照射されるようにするために円筒状であることが好ましい。円筒の直径（外周）は、例えば、２０ｍｍ〜４０ｍｍ程度であり、長さは、例えば１０００ｍｍ程度とすることができる。円筒の肉厚は、強度を確保するために適宜の値とされ、例えば１ｍｍ程度とすることができる。
光発電モジュール１２は、本体部１３を構成するガラス管１３ｇ、ガラス管１３ｇの内側に配置された外側電極１３ｆ、外側電極１３ｆの内側に配置された光電変換層１３ｃ（光発電層）、光電変換層１３ｃの内側に配置された内側電極１３ｓを備え、外側電極１３ｆ、光電変換層１３ｃ、内側電極１３ｓが光起電力素子を構成する。
なお、本体部１３は、ガラス管に限らず透光性を有する他の素材を適用することも可能であり、例えば、アクリル樹脂などのプラスチック、セラミックなどを適用しても良い。
外側電極１３ｆは、内側に配置された光電変換層１３ｃへ照射光を入射させる必要があることから透光性を有する材料で構成され、例えば、ＩＴＯ（酸化インジウム錫）である。光電変換層１３ｃは、例えば化合物半導体層で構成され、一例としてＣｕＩｎＧａＳｅで形成されている。内側電極１３ｓは、例えばＭｏである。この構成は、ＣＩＧＳ太陽電池として知られている。
光発電モジュール１２の内部における光起電力素子は、ＣＩＧＳ太陽電池に限らず、シリコン系、その他の化合物半導体系など、どのような種類のものであっても良い。
上述したとおり、光発電システム１では、光発電モジュール１２（棒状の外形を有する光発電モジュール１２）の外形は、円筒で構成されていることが好ましい。この構成によって、本実施の形態に係る光発電システム１は、必要かつ十分な機械的強度を確保し、耐候性を確保するので、屋外へ設置して太陽光による発電を行うことができる。
なお、本実施の形態では、光発電モジュール１２の外形を規定する本体部１３を棒状とし、具体的には円筒（円管）で構成されているとして説明したが、円筒に限らず楕円筒（楕円管）、多角形の角管などとすることも可能である。また、円筒としたが、必ずしも中空にする必要はなく、内部の構造は、電極、光電変換部が詰められた構造として、円柱、楕円柱、多角形の角柱とすることも可能である。
上述したとおり、本実施の形態に係る光発電モジュール１２は、実施の形態２ないし実施の形態５に係る光発電システム１にそのまま適用され、光発電システム１の一部を構成することとなる。
つまり、光発電システム１では、第１保持部１５、第２保持部２５、第３保持部３５は、光発電モジュール（光発電モジュール１２、光発電モジュール２２、光発電モジュール３２）の出力端（例えば、光発電モジュール１２の出力端１４）に接続された配線（例えば、第１保持部１５での配線部１６）を備える。したがって、本実施の形態に係る光発電システム１は、確実な集電が可能となり、信頼性を向上させることができる。
以上、本発明に係る実施の形態２ないし実施の形態６について詳述したが、本発明は、上記した実施の形態や変形例に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範疇の設計変更等が施されたものであっても、本発明の範囲に含まれる。
また、本実施の形態に係る光発電モジュール１２においては、実施の形態１に係る光発電モジュール１２が有する透光性合成樹脂膜１３ｐを省略して説明したが、透光性合成樹脂膜１３ｐは、そのまま本実施の形態においても適用される。
＜実施の形態７＞
図８Ａないし図９Ｂを参照して本実施の形態に係る採光設備５０について説明する。採光設備５０は、植物ＰＬに対して例えば太陽光を減光する状態で配置された人工設備（図８Ａでは温室ＷＲ、図８Ｂでは屋上ＲＦに配置された屋上屋根ＲＦｕ、図８Ｃでは建物間に配置された建物間屋根ＲＦｂ、図８Ｄではテラスに配置されたテラス屋根ＴＲ）に適用された、光発電モジュール１２を複数備えた光発電システム１（他の実施の形態参照）である。
図８Ａは、本発明の実施の形態７に係る採光設備５０の実施例１の概略を概念的に示す斜視図である。
温室ＷＲには、植物ＰＬが植栽されている。なお、温室ＷＲは、外形を確定する骨組みＷＲ１と、骨組みＷＲ１に沿わせて配置され、温室ＷＲの室内空間を外部環境から遮断する遮断面ＷＲ２とを備える。遮断面ＷＲ２は、例えば透光性フィルムで形成されている。
実施例１に係る採光設備５０（光発電システム１、光発電モジュール１２）は、支持部５１を介して温室ＷＲの天面に配置されている。したがって、外部からの光（例えば太陽光）を温室ＷＲの空間内へ採光することができる。なお、採光の度合いについては、図９Ａおよび図９Ｂで説明する（以下の実施例２ないし実施例４において同様である。）。
図８Ｂは、本発明の実施の形態７に係る採光設備５０の実施例２の概略を概念的に示す斜視図である。
建物ＢＬの屋上ＲＦに、例えば植物ＰＬが配置され、植物ＰＬに対して支持部５１を介して採光設備５０（光発電システム１、光発電モジュール１２）が配置されている。採光設備５０は、支持部５１の天面で屋上屋根ＲＦｕを構成している。したがって、採光設備５０は、植物ＰＬに対して採光性を有し、採光設備として機能する。
図８Ｃは、本発明の実施の形態７に係る採光設備５０の実施例３の概略を概念的に示す斜視図である
建物１と建物２との間に空間が配置され、建物１の屋上ＲＦと建物２の屋上ＲＦとの間には、建物間屋根ＲＦｂが配置されている。建物間屋根ＲＦｂに対向する地面には例えば植物ＰＬが配置されている。したがって、植物ＰＬに対して建物間屋根ＲＦｂが配置され、植物ＰＬに対して日陰となる虞があるが、支持部５１として機能する建物間屋根ＲＦｂには、採光設備５０（光発電システム１、光発電モジュール１２）が配置され、植物ＰＬに対して採光設備として機能する。
図８Ｄは、本発明の実施の形態７に係る採光設備５０の実施例４の概略を概念的に示す斜視図である
家屋ＨＳのテラスＴＳにテラス屋根ＴＲが配置されている。テラス屋根ＴＲに対向するテラスＴＳには例えば植物ＰＬが配置されている。支持部５１として機能するテラス屋根ＴＲには、採光設備５０（光発電システム１、光発電モジュール１２）が配置され、植物ＰＬに対して採光設備として機能する。
以上、図８Ａないし図８Ｄで示したとおり、本実施の形態に係る採光設備５０は、棒状の外形を有する光発電モジュール１２を備えた採光設備５０であって、光発電モジュール１２を複数備えた光発電システム１と、光発電システム１を支持する支持部５１とを備え、光発電モジュール１２は、実施の形態１ないし実施の形態６に記載の光発電モジュールであり、光発電システム１は、実施の形態２ないし実施の形態６に記載の光発電システム１である。
したがって、本実施の形態に係る採光設備５０は、光発電と採光とを合わせて実現することから、光発電モジュール１２の用途を拡大することができる。
次に、図９Ａおよび図９Ｂを参照して、光発電モジュール１２の配置状態によって、採光率を制御する場合について説明する。
図９Ａは、太陽光の経路（高度および方位）と光発電モジュール１２の配置状態（モジュール直径：モジュール間隔＝１：１）との関係による採光率の変動状態を示すグラフである。
グラフにおいて、横軸は太陽光の経路での方位（南中に対し、東側でマイナス１２０度から西側でプラス１２０度）を示し、縦軸は太陽光の高度（０度から９０度まで）を示している。また、曲線ＳＣ１が夏至における太陽光の経路であり、曲線ＳＣ２が冬至における太陽光の経路である。横軸に平行に記載した帯グラフで、透過領域と遮光領域との相対比を示している。なお、グラフに対応する場所は、日本（東京）である。また、曲線状に時刻表示（６ｈないし１８ｈ）を重ねている。以上の事項については、図９Ｂにおいても同様である。
図９Ａでは、光発電モジュール１２の配置状態をモジュール直径：モジュール間隔＝１：１とした場合の太陽の経路に対する太陽光が遮光される遮光領域および太陽光が透過する透過領域の関係を示す。
夏至について説明すると、正午（１２ｈ）では、透過領域４０％、遮光領域６０％となり、午前９時では、透過領域１０％、遮光領域９０％となり、午後３時では、透過領域１０％、遮光領域９０％となっている。つまり、正午は採光率が４０％、午前９時、午後３時は採光率が１０％である。
図９Ｂは、太陽光の経路（高度および方位）と光発電モジュール１２の配置状態（モジュール直径：モジュール間隔＝１：１．６）との関係による採光率の変動状態を示すグラフである。
図９Ｂでは、光発電モジュール１２の配置状態をモジュール直径：モジュール間隔＝１：１．６とした場合の太陽の経路に対する太陽光が遮光される遮光領域および太陽光が透過する透過領域の関係を示す。
夏至について説明すると、正午（１２ｈ）では、透過領域６０％、遮光領域４０％となり、午前９時では、透過領域３０％、遮光領域７０％となり、午後３時では、透過領域３０％、遮光領域７０％となっている。つまり、正午は採光率が６０％、午前９時、午後３時は採光率が３０％である。
したがって、図９Ａおよび図９Ｂで示されたとおり、光発電モジュール１２の配置状態（モジュール直径に対するモジュール間隔）を変更することによって、透過領域と遮光領域の比率を変更させることができる。つまり、採光率（透過領域の面積／（透過領域の面積＋斜交領域の面積））を変更することが可能となる。
なお、通常の平置き型の太陽電池モジュールでは、太陽電池モジュールを構成する太陽電池セルが平面上に固定されていること、太陽電池モジュールの配置面が全て遮光されることなどから、採光設備として構成することはできない。これに対し、本実施の形態に係る光発電モジュール１２によれば、光発電モジュール１２相互間に空間を有する光発電システム１が形成されることから、光発電モジュール１２相互間の空間を利用して採光設備５０を形成することができる。
光発電モジュール１２の配置状態を変更する構成としては、例えば光発電モジュール１２相互間の間隔を変更すること、あるいは、光発電モジュール１２を保持する第１保持部１５、第２保持部２５、第３保持部３５の相対位置を変更することなどによって適宜変更することができる。
また、採光設備５０は、一日の間では、太陽の経路（方位）に応じて、光発電モジュール１２の間隔を調整することによって、植栽している植物に対して効果的に太陽光を照射することができる。
また、光発電システム１としての発電量に対する要請が比較的少ない春・秋には、植物に対する採光を優先して光発電システム１における光発電モジュール１２の間隔を調整することができる。
また、採光設備５０が備える光発電システム１（光発電モジュール１２）によって昼の間に発生した電力を適宜の蓄電池に貯蔵し、夜間に植物ＰＬに対して必要な照明を施すことが可能である。
本発明（光発電モジュール、光発電システム、採光設備）は、例えば屋外に設置して太陽光を電気に変換する太陽光発電モジュール、太陽光発電システム、採光設備とすることが可能であり、クリーンエネルギーを利用して電気を発生させるために有効に利用できる。
１ 光発電システム
１１ 第１光発電モジュール群
１２ 光発電モジュール
１３ 本体部
１３ｐ 透光性合成樹脂膜
１４ 出力端
１５ 第１保持部
１６ 配線
２１ 第２光発電モジュール群
２２ 光発電モジュール
２５ 第２保持部
３１ 第３光発電モジュール群
３２ 光発電モジュール
３５ 第３保持部
４０ 設置部材
５０ 採光設備
５１ 支持部
Ｄｆ 配置方向
Ｄｓ 配置方向
ＬＳ 照射光
ＲＦ 設置面
ＳＣ 大きさ
ＳＰ 間隔

Claims (3)

  1. 棒状の外形を有する光発電モジュールであって、
    前記外形を形成する本体部と、前記本体部の内側に形成された光起電力素子と、前記本体部の両端に形成され前記光起電力素子が発電した電力を出力する出力端とを備え、
    前記本体部は、透光性合成樹脂膜で被覆されていること
    を特徴とする光発電モジュール。
  2. 棒状の外形を有する光発電モジュールを複数備えた光発電システムであって、
    複数の前記光発電モジュールが相互に離れて面状に並べられた第１光発電モジュール群と、前記第１光発電モジュール群を保持する第１保持部とを備え、
    前記光発電モジュールは、請求項１に記載の光発電モジュールであること
    を特徴とする光発電システム。
  3. 棒状の外形を有する光発電モジュールを備えた採光設備であって、
    前記光発電モジュールを複数備えた前記光発電システムと、
    前記光発電システムを支持する支持部とを備え、
    前記光発電システムは、請求項２に記載の光発電システムであること
    を特徴とする採光設備。
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