JPWO2009131120A1 - 太陽光発電システム用電力線およびそれを用いた太陽光発電システムならびに太陽光発電システムの異常検査方法 - Google Patents
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Abstract
太陽電池ストリングの並列接続を太陽電池モジュールに近い部分で行い、太陽電池ストリングから接続箱までの延長ケーブルを削減し、配線コストの低下と、配線作業の簡素化を目的とする。太陽光発電システム用電力線は、複数の並列接続した支線を有する電力取出し用幹線と、前記支線に接続した太陽電池モジュールを備え、支線に保護部を備える。
Description
本発明は、複数の太陽電池モジュールを接続箱、集電箱、インバータなどに接続する太陽光発電システム用電力線およびそれを用いた太陽光発電システムに関する。特に逆流防止ダイオードやヒューズや遮断回路などの太陽光発電システムの出力低下を保護する保護部を接続した太陽光発電システム用電力線に関する。また、そのような太陽光発電システムの異常検査方法に関する。
複数の太陽電池モジュールを直列接続し（以下、これを「太陽電池ストリング」という）、これらを並列接続して太陽電池アレイを構成する太陽光発電システムは、例えば特許文献１に開示されている。特許文献１は、更に、太陽電池アレイからの直流電流を接続箱に集めて、インバータに接続し付加へ供給する構成も記載されている。上記接続箱には、各太陽電池ストリングを並列接続する回路、サージ吸収器、逆流防止素子、各ストリングの遮断器、直流側遮断器が含まれる。
上記特許文献１は、逆流防止素子を接続箱に備える構成であるが、逆流防止素子を接続箱に備える場合、太陽電池アレイを構成する各太陽電池ストリングは、その出力線を各々接続箱まで延長しなければならず、配線コストと配線作業の煩雑さの増加の要因となっていた。特に、太陽電池ストリングの並列数が多い場合や太陽電池ストリングと接続箱が離れている場合には、この問題が顕著に現れる。
本発明はこのような問題に鑑みて、電力線の支線に逆流防止ダイオードを備えることにより、太陽電池ストリングの並列接続を太陽電池モジュールに近い部分で行い、太陽電池ストリングから接続箱までの延長ケーブルを削減することにより、配線コストの低下と、配線作業の簡素化を目的とする。また、そのような太陽光発電システム用電力線を用いた太陽光発電システムを提供することを目的とする。更に、このような太陽光発電システムの異常検査方法を提供することを目的とする。
本発明はこのような問題に鑑みて、電力線の支線に逆流防止ダイオードを備えることにより、太陽電池ストリングの並列接続を太陽電池モジュールに近い部分で行い、太陽電池ストリングから接続箱までの延長ケーブルを削減することにより、配線コストの低下と、配線作業の簡素化を目的とする。また、そのような太陽光発電システム用電力線を用いた太陽光発電システムを提供することを目的とする。更に、このような太陽光発電システムの異常検査方法を提供することを目的とする。
上記課題を解決するため、本発明の太陽光発電システム用電力線は、複数の並列接続した支線を有する電力取出し用幹線と、前記支線に接続した太陽電池モジュールを備え、支線に保護部を備えるものである。
この様な電力線を使うことにより、支線に接続された保護部を介して複数の太陽電池モジュールを並列接続することができ、太陽電池の発電出力を幹線に集めてからまとめて接続箱に送ることにより、配線コストの削減、配線工数の低減を実現している。
この様な電力線を使うことにより、支線に接続された保護部を介して複数の太陽電池モジュールを並列接続することができ、太陽電池の発電出力を幹線に集めてからまとめて接続箱に送ることにより、配線コストの削減、配線工数の低減を実現している。
本発明の太陽光発電システム用電力線は、実施形態において、保護部は逆流防止ダイオードよりなり、本発明の太陽光発電システム用電力線は、逆流防止ダイオードの一方の端子を幹線に接続し、他方の端子を支線を介して前記太陽電池ストリングに接続して構成される。また本発明は、幹線と支線の接続部分に分岐接続部を備え、分岐接続部内に放熱板を備え、放熱板に逆流防止ダイオードの端子を接続するとともに、放熱板に幹線または支線を接続し、逆流防止ダイオードの熱を放熱板を介して放熱するように構成する。また本発明において、幹線と支線を接続する分岐接続部は、内部に逆流防止ダイオードの熱を放熱する放熱板を備え、放熱板に幹線を接続して構成する。放熱板は、ダイオードの接続端子の一方を幹線に接続する端子台を兼ねるように構成する。また、逆流防止ダイオードは、放熱板と熱結合するように構成する。更に、逆流防止ダイオードは、筐体内に収納され、筐体にポッティング材を充填して構成する。このように構成することにより、逆流防止ダイオードの放熱を高くすることができる。
本発明の太陽光発電システム用電力線は、実施形態において、幹線は、支線との分岐接続部で、前記ジャンクションボックス側が太く、末端側が細くする。
本発明の太陽光発電システム用電力線は、実施形態において、幹線は、支線との分岐接続部で、前記ジャンクションボックス側が太く、末端側が細くする。
本発明の太陽光発電システムは、上記太陽光発電システム用電力線を用いて構成される。これにより、電力線の配線コストを削減し、配線が容易な太陽光発電システムが提供される。
本発明の太陽光発電システムは、実施形態において、幹線は低電位側配線と高電位側配線とからなり、低電位側配線に接続される支線に逆流防止ダイオードを接続して構成する。また、本発明の太陽光発電システムは、低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、幹線の両側に低電位側配線と高電位側配線に接続される支線をそれぞれ配置し、支線に太陽電池ストリングを接続する。更に、低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、幹線の一方の側に低電位側配線に接続される支線を配置し、幹線の他方の側に高電位側配線に接続される支線を配置し、支線に太陽電池ストリングをそれぞれ接続し、かつ太陽電池ストリング間を接続する接続線を備えることを特徴とする。
本発明の太陽光発電システムは、実施形態において、幹線は低電位側配線と高電位側配線とからなり、低電位側配線に接続される支線に逆流防止ダイオードを接続して構成する。また、本発明の太陽光発電システムは、低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、幹線の両側に低電位側配線と高電位側配線に接続される支線をそれぞれ配置し、支線に太陽電池ストリングを接続する。更に、低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、幹線の一方の側に低電位側配線に接続される支線を配置し、幹線の他方の側に高電位側配線に接続される支線を配置し、支線に太陽電池ストリングをそれぞれ接続し、かつ太陽電池ストリング間を接続する接続線を備えることを特徴とする。
また本発明は、別の観点によれば、太陽光発電システムの異常検査方法であり、逆流防止ダイオードを低電位側配線に接続する支線または高電位側配線に接続する支線に備え、逆流防止ダイオードが接続されていない側の支線を含む幹線より電圧を印加して、太陽電池ストリングの対地抵抗を検査し、または太陽電池ストリングの発熱を観測することを特徴とする。
これにより太陽光発電システムの異常を簡易な観察により検査することが可能になる。
これにより太陽光発電システムの異常を簡易な観察により検査することが可能になる。
本発明に係る太陽光発電システム用電力線によれば、電力線の配線コストを削減し、配線が容易な太陽光発電システムが提供される。また、本発明により、逆流防止ダイオードを用いたシステムにおいて、ダイオードの故障や地絡故障といった故障検出を容易にし、信頼性が高くメンテナンスが容易な太陽光発電システムが提供される。
（実施形態１）
＜実施形態1のブロック図＞
図１は、本発明の実施形態１のブロック図を示す。図１に示すように、太陽電池モジュール１１１，１１２は２個直列接続されて太陽電池ストリング１２１を構成する。複数の太陽電池ストリング１２１は、幹線１０１と１０２の間に並列接続されて、例えば、ジャンクションボックス（図示しない）に接続される。ジャンクションボックスは更に電力変換装置として、例えば、ＤＣ／ＡＣ変換装置（図示しない）に接続され、負荷に電力を供給する。または商用電力線に接続されて系統連携される。
本発明は、太陽電池ストリング１２１の電力を集電する幹線１０１、１０２と、太陽電池ストリング１２１を幹線１０１、１０２に接続する支線１３１、１３２と、支線１３１または１３２に接続される逆流防止ダイオード１４１に特徴を有する。
図１は、太陽電池モジュールを２個直列接続した太陽電池ストリングを複数個並列接続した太陽光発電システムを示すが、太陽電池モジュール及び太陽電池ストリングの数に制限はなく、小規模発電から大規模発電に必要な数の太陽電池モジュール及び太陽電池ストリングを接続することが可能である。また太陽電池モジュール１１１、１１２の詳細は、以下に＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞〜＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞で詳細に説明する。
＜実施形態1のブロック図＞
図１は、本発明の実施形態１のブロック図を示す。図１に示すように、太陽電池モジュール１１１，１１２は２個直列接続されて太陽電池ストリング１２１を構成する。複数の太陽電池ストリング１２１は、幹線１０１と１０２の間に並列接続されて、例えば、ジャンクションボックス（図示しない）に接続される。ジャンクションボックスは更に電力変換装置として、例えば、ＤＣ／ＡＣ変換装置（図示しない）に接続され、負荷に電力を供給する。または商用電力線に接続されて系統連携される。
本発明は、太陽電池ストリング１２１の電力を集電する幹線１０１、１０２と、太陽電池ストリング１２１を幹線１０１、１０２に接続する支線１３１、１３２と、支線１３１または１３２に接続される逆流防止ダイオード１４１に特徴を有する。
図１は、太陽電池モジュールを２個直列接続した太陽電池ストリングを複数個並列接続した太陽光発電システムを示すが、太陽電池モジュール及び太陽電池ストリングの数に制限はなく、小規模発電から大規模発電に必要な数の太陽電池モジュール及び太陽電池ストリングを接続することが可能である。また太陽電池モジュール１１１、１１２の詳細は、以下に＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞〜＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞で詳細に説明する。
＜太陽光発電システム用電力線の構成＞
太陽電池ストリング１２１が複数並列接続され、接続数が増加するに従い、ジャンクションボックスに近い側の電流が大きくなる。そのため、幹線１０１および１０２は、太陽電池ストリング１２１を接続する数に応じて、ジャンクションボックスに近い側から順に断面積６．０ｍｍ2〜２．０ｍｍ2の線径の違う銅配線が使用される。図２はこの様子を示し、太陽電池ストリングの並列接続数が増加して、電流が３０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積５．５〜６．０ｍｍ2の配線が使用され、電流が２０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積３．５〜４．０ｍｍ2の配線が使用され、電流が１０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積２．０〜２．５ｍｍ2の配線が使用される。このように幹線１０１、１０２は線の太さを変えるとよい。ここに示す電流値及び配線の太さは一例であり、また少しのマージンを見込む必要があるので、上記数値は厳密に限定されるものではない。
太陽電池ストリング１２１が複数並列接続され、接続数が増加するに従い、ジャンクションボックスに近い側の電流が大きくなる。そのため、幹線１０１および１０２は、太陽電池ストリング１２１を接続する数に応じて、ジャンクションボックスに近い側から順に断面積６．０ｍｍ2〜２．０ｍｍ2の線径の違う銅配線が使用される。図２はこの様子を示し、太陽電池ストリングの並列接続数が増加して、電流が３０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積５．５〜６．０ｍｍ2の配線が使用され、電流が２０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積３．５〜４．０ｍｍ2の配線が使用され、電流が１０Ａ以上になる箇所からジャンクションボックス側が断面積２．０〜２．５ｍｍ2の配線が使用される。このように幹線１０１、１０２は線の太さを変えるとよい。ここに示す電流値及び配線の太さは一例であり、また少しのマージンを見込む必要があるので、上記数値は厳密に限定されるものではない。
＜分岐接続部＞
図３は、幹線１０１と支線１３１を接続する分岐接続部１４０を示し、図３（ａ）は、分岐接続部１４０の概念図、図３（ｂ）は分岐接続部１４０の平面図、図３（ｃ）は図３（ｂ）のＡ−Ａ‘断面図、図３（ｄ）は分岐接続部１４０の回路図、図３（ｅ）は分岐接続部１４０の具体的構造図を示す。
図３（ａ）に示すように、分岐接続部１４０は、逆流防止ダイオード１４１の一方の端子１４１ａが接続される大放熱板１４０ａを備える。大放熱板１４０ａの一端は、ジャンクションボックスに近い側の幹線１０１ａに接続され、他端は末端側の幹線１０１ｂに接続される。逆流防止ダイオード１４１の他方の端子１４１ｂは、小放熱板１４０ｂに接続され、更に支線１３１ａに接続され、さらに太陽電池ストリングに接続される。上記大放熱板１４０ａと小放熱板１４０ｂは、太陽光発電システムの要求する耐電圧に応じた十分な間隔１４０ｃ(この実施例では1.5mm)を空けて配置され、両者の短絡が生じないようにする。
図３は、幹線１０１と支線１３１を接続する分岐接続部１４０を示し、図３（ａ）は、分岐接続部１４０の概念図、図３（ｂ）は分岐接続部１４０の平面図、図３（ｃ）は図３（ｂ）のＡ−Ａ‘断面図、図３（ｄ）は分岐接続部１４０の回路図、図３（ｅ）は分岐接続部１４０の具体的構造図を示す。
図３（ａ）に示すように、分岐接続部１４０は、逆流防止ダイオード１４１の一方の端子１４１ａが接続される大放熱板１４０ａを備える。大放熱板１４０ａの一端は、ジャンクションボックスに近い側の幹線１０１ａに接続され、他端は末端側の幹線１０１ｂに接続される。逆流防止ダイオード１４１の他方の端子１４１ｂは、小放熱板１４０ｂに接続され、更に支線１３１ａに接続され、さらに太陽電池ストリングに接続される。上記大放熱板１４０ａと小放熱板１４０ｂは、太陽光発電システムの要求する耐電圧に応じた十分な間隔１４０ｃ(この実施例では1.5mm)を空けて配置され、両者の短絡が生じないようにする。
図３（ｂ）は分岐接続部１４０の平面図を示し、大放熱板１４０ａは、幹線１０１ａと１０１ｂの間に配置され、大放熱板１４０ａの一端にジャンクションボックスに近い側の幹線１０１ａが接続される。大放熱板１４０ａの他端に末端側の幹線１０１ｂが接続される。電気回路としては、大放熱板１４０ａのどこに幹線１０１ａと幹線１０１ｂを接続してもかまわない。しかし、放熱の観点からは、逆流防止ダイオード１４１の発熱が幹線１０１ａと１０１ｂに放熱されるように、逆流防止ダイオード１４１の発熱部に近くに幹線１０１ａと１０１ｂを配置するのが好ましい。即ち、発電動作中は、逆流防止ダイオード１４１及び幹線１０１ａ、１０１ｂに電流が流れて発熱するが、逆流防止ダイオード１４１の発熱温度の方が高いため、図３（ｂ）に矢印に示すように、逆流防止ダイオード１４１の発熱は、大放熱板１４０ａを通して、幹線１０１ａと１０１ｂに流れる。幹線１０１ａと１０１ｂは、非常に長く、しかも発電電流を流すため太い電線が使用されるので、放熱効果は高い。
図３は、幹線１０１と支線１３１の分岐接続部１４０に逆流防止ダイオード１４１を配置したが、逆流防止ダイオード１４１は、支線１３１の途中に接続されるように、支線１３１内に逆流防止ダイオード１４１を挿入しても良い。支線１３１の途中に逆流防止ダイオード１４１を配置する場合であっても、逆流防止ダイオード１４１が大放熱板１４０ａと熱結合するように構成するとよい。
また、大放熱板１４０ａは逆流防止ダイオード１４１の接続端子１４１ａまたは１４１ｂの一方を幹線１０１に接続する為の端子台を兼ねていても構わない。
また、大放熱板１４０ａが、逆流防止ダイオード１４１のパッケージと一体化した放熱板であり、その放熱板と幹線１０１とが熱的に結合していても構わない。
図３は、幹線１０１と支線１３１の分岐接続部１４０に逆流防止ダイオード１４１を配置したが、逆流防止ダイオード１４１は、支線１３１の途中に接続されるように、支線１３１内に逆流防止ダイオード１４１を挿入しても良い。支線１３１の途中に逆流防止ダイオード１４１を配置する場合であっても、逆流防止ダイオード１４１が大放熱板１４０ａと熱結合するように構成するとよい。
また、大放熱板１４０ａは逆流防止ダイオード１４１の接続端子１４１ａまたは１４１ｂの一方を幹線１０１に接続する為の端子台を兼ねていても構わない。
また、大放熱板１４０ａが、逆流防止ダイオード１４１のパッケージと一体化した放熱板であり、その放熱板と幹線１０１とが熱的に結合していても構わない。
図３（ｃ）に図３（ａ）のＡ―Ａ‘断面図を示すように、分岐接続部１４０の筐体の底面１４０ｄ上に、大放熱板１４０ａと小放熱板１４０ｂが配置され、大放熱板１４０ａの上に逆流防止ダイオード１４１を取り付ける。逆流防止ダイオード１４１は、それ自身放熱板１４１ｃを備え、逆流防止ダイオード１４１の放熱板１４１ｃが、大放熱板１４０ａに面接触するように圧着され、熱結合させる。好ましくは放熱板１４１ｃと大放熱板１４０ａの間に、熱伝導性の良い接着性樹脂などを介在させると良い。例えば、熱伝導性のエポキシ樹脂、シリコーングリス、熱伝導性シリコーン樹脂などが適している。逆流防止ダイオード１４１の一方の端子１４１ａは、大放熱板１４０ａを介して幹線１０１ａと１０１ｂに接続される。逆流防止ダイオード１４１の他方の端子１４１ｂは、小放熱板１４０ｂを介して支線１３１ａに接続される。
図３（ｃ）に矢印で示すように、逆流防止ダイオード１４１の発熱は、それ自身の放熱板１４１ｃおよび大放熱板１４０ａにより放熱されるとともに、更に幹線１０１ａと１０１ｂにも流れて放熱される。本発明の構成によれば、幹線１０１ａ及び１０１ｂによっても放熱されるので、放熱板１４１ｃ、大放熱板１４０ａの面積を小さくすることができる。この図３では、大放熱板１４０ａを使用したが、逆流防止ダイオード１４１自身が放熱板１４１ｃを備える場合は、この放熱板１４１ｃに幹線１０１ａ及び１０１ｂを熱結合させ、放熱板１４１ｃの熱を幹線１０１ａ及び１０１ｂに流して、放熱することも可能である。
図３（ｃ）に矢印で示すように、逆流防止ダイオード１４１の発熱は、それ自身の放熱板１４１ｃおよび大放熱板１４０ａにより放熱されるとともに、更に幹線１０１ａと１０１ｂにも流れて放熱される。本発明の構成によれば、幹線１０１ａ及び１０１ｂによっても放熱されるので、放熱板１４１ｃ、大放熱板１４０ａの面積を小さくすることができる。この図３では、大放熱板１４０ａを使用したが、逆流防止ダイオード１４１自身が放熱板１４１ｃを備える場合は、この放熱板１４１ｃに幹線１０１ａ及び１０１ｂを熱結合させ、放熱板１４１ｃの熱を幹線１０１ａ及び１０１ｂに流して、放熱することも可能である。
逆流防止ダイオード１４１の電気回路は、図３（ｄ）に示すように、逆流防止ダイオード１４１の一方の端子１４１ａが幹線１０１ａと１０１ｂに接続され、他方の端子１４１ｂが支線１３１ａに接続される。
図３（ｅ）は、分岐接続部１４０の具体的構造図を示し、分岐接続部１４０は、耐熱性の高いＰＰＳ（Polyphenylene Sulfide）製の箱１４５と、柔軟性の高いＰＰＥ(Polyphenylene ether)、商品としてはＰＰＯ（Poliophenylene oxide）（登録商標）製の蓋（図示しない）の中に収納される。これらの樹脂は一例であり、他の樹脂を使用することが可能である。また箱と蓋は同じ樹脂で構成することも可能であり、その場合、ＰＰＳを使用すると、耐候性も高いことから好ましい。ＰＰＳ製の箱を使用する場合、ＰＰＳ製箱１４５の底面に大放熱板１４０ａと小放熱板１４０ｂを配置し、逆流防止ダイオード１４１を大放熱板１４０ａ上に配置する。大放熱板１４０ａと小放熱板１４０ｂは，箱１４５の底面と同様の形状に形成され、間隔１４０ｃを開けて配置される。逆流防止ダイオード１４１と大放熱板１４０ａは、リベットのような留め具１４６によって箱１４５の底面に同時に固定する。小放熱板１４０ｂは箱１４５の底面にリベットのような留め具１４６によって固定する。
そして、逆流防止ダイオード１４１の一方の端子１４１ａを大放熱板１４０ａに接触させ、他方の端子１４１ｂを小放熱板１４０ｂに接触させ、幹線１０１ａと１０１ｂを大放熱板１４０ａに接触させ、支線１３１を小放熱板１４０ｂに接触させて、上記各接触部分に半田ペーストを載せて、リフロー炉を通すことにより、各接触部を半田付けする。リフロー炉に通す場合、幹線１０１ａ、１０１ｂ、支線１３１ａが加熱されないようにして、上記各接触部だけが加熱されるようにするのが好ましい。このように、リフロー炉を利用して半田付けする以外に、手作業で半田付けしてもよい。また次に説明するように、樹脂を充填して、各接触部分を押し付けるようにして電気接続してもよい。
図３（ｆ）は、図３（ｅ）のＢ−Ｂ‘線断面図を示し、大放熱板１４０ａの幹線１０１ｂとの半田付け部に、大放熱板１４０ａの一部を切り起こしてほぼ垂直に折り曲げ、２つの切り起こし片１４７ａ、１４７ｂを形成する。この２つの切り起こし片１４７ａ、１４７ｂの間に幹線１０１ｂの端部を挿入して半田付け１４８を行う。同様に、大放熱板１４０ａの幹線１０１及び支線１２１ａの半田付け部に、大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの一部を切り起こしてほぼ垂直に折り曲げて切り起こし片を形成し、２つの切り起こし片の間に幹線及び支線の端部を挿入して半田付け１４８を行う。上記切り起こし片１４７ａ、１４７ｂ及び大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの切り起こし片の形状、折り曲げ角度は一例であり、任意の形状、角度でよい。また、上記切り起こし片１４７ａ、１４７ｂ及び大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの切り起こし片は、大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの一部を切り起こして形成したが、別途半田受け部を設けてもよい。
このように、半田受け部を設けることにより、半田が他の部分へ流れるのを防止することができ、確実に半田付けすることができる。また、切り起こし片によって半田付け部に側部を形成したので、半田付けの接触面積が増え大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの熱を効率よく幹線へ流すことができる。
図３（ｆ）は、図３（ｅ）のＢ−Ｂ‘線断面図を示し、大放熱板１４０ａの幹線１０１ｂとの半田付け部に、大放熱板１４０ａの一部を切り起こしてほぼ垂直に折り曲げ、２つの切り起こし片１４７ａ、１４７ｂを形成する。この２つの切り起こし片１４７ａ、１４７ｂの間に幹線１０１ｂの端部を挿入して半田付け１４８を行う。同様に、大放熱板１４０ａの幹線１０１及び支線１２１ａの半田付け部に、大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの一部を切り起こしてほぼ垂直に折り曲げて切り起こし片を形成し、２つの切り起こし片の間に幹線及び支線の端部を挿入して半田付け１４８を行う。上記切り起こし片１４７ａ、１４７ｂ及び大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの切り起こし片の形状、折り曲げ角度は一例であり、任意の形状、角度でよい。また、上記切り起こし片１４７ａ、１４７ｂ及び大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの切り起こし片は、大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの一部を切り起こして形成したが、別途半田受け部を設けてもよい。
このように、半田受け部を設けることにより、半田が他の部分へ流れるのを防止することができ、確実に半田付けすることができる。また、切り起こし片によって半田付け部に側部を形成したので、半田付けの接触面積が増え大放熱板１４０ａ及び小放熱板１４０ｂの熱を効率よく幹線へ流すことができる。
このように各部分を半田付けした後、箱１４５の内部に硬化樹脂をポッティングする。硬化樹脂としては、シリコーン及びエポキシ樹脂が使用され、付加型、過熱型、ＵＶ硬化型、縮合型などの樹脂を使用することが可能である。しかし、２液付加型は湿度に依存せず硬化するので、最も好ましい。また縮合型でも２液縮合型のように湿度依存が低いタイプを使用することが望ましい。１液縮合型は大気中の水分を吸収するので、硬化速度の管理が難しく、硬化条件によってはシリコーンにひび割れが発生し、絶縁不良となる。特に本発明の太陽光発電システム用電力線は屋外で使用され、電力線の周囲に水が溜まることもあり、電力線が水中に浸ることも予想されるので、１液縮合型では絶縁不良が懸念される。加熱型は樹脂を充填後、更に加熱する必要があり、逆流防止ダイオードＢＤを初めとして、ＰＰＳ製箱、ＰＰＯ製蓋などが耐熱性を有している必要がある。また半田付けした部分が剥がれないようにしなければならない。ＵＶ硬化型は、ＵＶ照射する必要がある。
本発明の逆流防止ダイオードの箱内部をポッティングする樹脂として、具体的には、次のようなものが適当である。１液縮合型は、SinEtsuのＫＥ−４８９０（商品名）、ＫＥ-４８９６（商品名）、MomentiveのＴＳＥ−３９９（商品名）、ＴＳＥ−３９２（商品名）、東レダウコーニングのＳＥ−９１８５（商品名）、ＳＥ９１８８（商品名）がある。また２液縮合型は、SinEtsuのＫＥ−２００（商品名）がある。付加型にはSinEtsuのＫＥ１２０４（商品名）、東レダウコーニングのＥＥ１８４０、Sylgard１８４（商品名）がある。
以上のように、ポッティング樹脂を充填することにより、ポッティング樹脂の熱伝導性が空気より大きいため放熱効果を期待することができる。
以上のように、ポッティング樹脂を充填することにより、ポッティング樹脂の熱伝導性が空気より大きいため放熱効果を期待することができる。
逆流防止ダイオード１４１は、ＰＰＳ製の箱１４５と、ＰＰＯ製の蓋からなる筐体内に収納されるが、幹線１０１ａ及び１０１ｂは、ＰＰＯ製箱の穴を通して、筐体内に導入される。穴に幹線１０１ａまたは１０１ｂを通すとき、穴に幹線１０１ａまたは１０１ｂを圧入すると共に、穴内面と幹線１０１ａまたは１０１ｂの表面に接着剤を塗布して接着する。更にこの発明では筐体内にポッティングするので、幹線１０１ａまたは１０１ｂは、大放熱板１４０ａに半田付け、接続された後、ポッティング剤によって幹線１０１ａまたは１０１ｂが固定される。このようにポッティングすることにより、幹線１０１ａまたは１１０ｂは、穴に圧入されて固定され、穴と幹線１０１ａまたは１０１ｂの間の接着剤により固定され、更にポッティング剤によっても固定される。
＜実施形態１の別のブロック図＞
図１では逆流防止ダイオード１４１を幹線１０１の側に配置した。幹線１０１は、太陽電池ストリング１００の高電位側配線であるが、図４に示すように逆流防止ダイオード１４１は、幹線１０２の側に配置してもよい。幹線１０２は、太陽電池ストリング１２１の低電位側配線である。ここで、高電位側配線は、太陽電池ストリング１２１のプラス電極側の配線を意味している。また低電位側配線は、太陽電池ストリング１２１のマイナス電極側の配線を意味している。このように、逆流防止ダイオード１４１を幹線の低電位側配線に配置する場合は、太陽電池ストリング１２１の地絡検査を容易に実施することができる。即ち、幹線１０１と１０２間に、複数の太陽電池ストリング１２１が接続されていて、その中のどれかが地絡を生じた場合、ジャンクションボックスから電流を供給すると、ジャンクションボックスと地絡を発生している太陽電池ストリング１２１の間に逆流防止ダイオード１４１がないため、地絡を発生している太陽電池ストリングに電流が流れる。この電流によって、地絡を発生している太陽電池ストリングを検知することができる。
また、この様なケーブルを用いて配線した場合、内蔵されたダイオードの故障をどのようにして検知するのかが重要な課題となる。本発明においてはこの件に関しても幹線側から電圧を印加し、試験することで確認することを提案している。
図１では逆流防止ダイオード１４１を幹線１０１の側に配置した。幹線１０１は、太陽電池ストリング１００の高電位側配線であるが、図４に示すように逆流防止ダイオード１４１は、幹線１０２の側に配置してもよい。幹線１０２は、太陽電池ストリング１２１の低電位側配線である。ここで、高電位側配線は、太陽電池ストリング１２１のプラス電極側の配線を意味している。また低電位側配線は、太陽電池ストリング１２１のマイナス電極側の配線を意味している。このように、逆流防止ダイオード１４１を幹線の低電位側配線に配置する場合は、太陽電池ストリング１２１の地絡検査を容易に実施することができる。即ち、幹線１０１と１０２間に、複数の太陽電池ストリング１２１が接続されていて、その中のどれかが地絡を生じた場合、ジャンクションボックスから電流を供給すると、ジャンクションボックスと地絡を発生している太陽電池ストリング１２１の間に逆流防止ダイオード１４１がないため、地絡を発生している太陽電池ストリングに電流が流れる。この電流によって、地絡を発生している太陽電池ストリングを検知することができる。
また、この様なケーブルを用いて配線した場合、内蔵されたダイオードの故障をどのようにして検知するのかが重要な課題となる。本発明においてはこの件に関しても幹線側から電圧を印加し、試験することで確認することを提案している。
具体的な手順としては、夜間の太陽電池が発電していないときに幹線に電圧を印加し、試験する。このとき、電圧の向きは高電位配線側をプラス、低電位配線側をマイナスとして印加する。この電圧の向きは、逆流防止ダイオードの逆方向になるので、逆流防止ダイオードが全て正常の場合は電流が流れない。ひとつでもダイオードが短絡モードで故障していたら、電流が流れ、その故障しているダイオードが繋がった太陽電池ストリングが発熱する。これをサーモグラフで観察すると、大規模発電システムなどで多数のモジュールが存在している場合でも比較的手軽に故障している太陽電池ストリングを特定できる。
開放モードで故障している場合はこの方法では特定できないが、その場合は故障しているダイオードの繋がっている太陽電池ストリングの出力が取出せなくなるので、昼間、太陽電池が発電しているときにその動作電流や発電電力を複数のアレイ間で比較しながら確認すれば検出可能である。
開放モードで故障している場合はこの方法では特定できないが、その場合は故障しているダイオードの繋がっている太陽電池ストリングの出力が取出せなくなるので、昼間、太陽電池が発電しているときにその動作電流や発電電力を複数のアレイ間で比較しながら確認すれば検出可能である。
＜太陽光発電システムの接続構成 ＞
図１または図４に示す太陽光発電システムは、幹線１０１と幹線１０２の間に太陽電池ストリング１２１を複数並列接続する構成を示した。しかし、図５〜図１０に示す実施例では、２つの幹線１０１と１０２はまとめて一体化されて配置される。一体化は幹線１０１と１０２を一対の配線として形成した２芯線としてもよく、また２つの幹線１０１と１０２を接近させて配置する構成でもよい。
また、上記図３に示したように、逆流防止ダイオードを分岐接続部に収納する筐体がある場合は、この筐体を２つの幹線１０１と１０２の対応する部分同士一体化してもいいし、個別のままでもよい。
図１または図４に示す太陽光発電システムは、幹線１０１と幹線１０２の間に太陽電池ストリング１２１を複数並列接続する構成を示した。しかし、図５〜図１０に示す実施例では、２つの幹線１０１と１０２はまとめて一体化されて配置される。一体化は幹線１０１と１０２を一対の配線として形成した２芯線としてもよく、また２つの幹線１０１と１０２を接近させて配置する構成でもよい。
また、上記図３に示したように、逆流防止ダイオードを分岐接続部に収納する筐体がある場合は、この筐体を２つの幹線１０１と１０２の対応する部分同士一体化してもいいし、個別のままでもよい。
図５は、以下に説明する２つの実施例を説明する概略図であり、図６及び図７は第１の実施例、図８〜図１０は第２の実施例を示す。これらの実施例では、２つの太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングを、ステンレス枠、表面保護ガラス及び裏面補強板によって太陽電池パネルが形成される。この様に形成した太陽電池パネル１５１と１５２の間、１５３と１５４の間、・・・に幹線１０１、１０２を配置する。各太陽電池パネルの端子ボックス１７１を幹線１０１、１０２に近い側に配置することにより、複数の太陽電池パネルを幹線１０１と１０２に接続する配線長を短くすることができる。また、小電流高電圧の太陽電池ストリングを並列接続する太陽光発電システムに、この実施形態を適用した場合には幹線１０１、１０２の線はより細いものを使用することができる。また、２芯コネクタを採用しやすくなるので、太陽電池ストリング毎に接続箱まで延長するのに比べると、接続箇所数を少なくして、並列接続することができる。
図５に示すように、第１及び第２の実施例は、高電位側配線１０１と低電位側配線１０２がまとめて一体化され配置される。２つの太陽電池パネル１５１と１５２が配置される間に接続部１７１が配置される。幹線１０１と１０２の両側に太陽電池パネル１５１、１５２、・・・を配置し、太陽電池パネル１５１、１５２、・・・の各端子ボックス１６１、１６２、・・・との間を支線１３１と１３２によって接続し、太陽電池パネル１５１、１２、・・・を並列接続する構成である。
太陽光発電システムの配列例としては、幹線１０１、１０２に沿うように太陽電池パネルを１列に配置し、太陽電池太陽電池パネルの端子ボックスを幹線に近い側に配置して、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの配線を、太陽電池パネルの短辺の半分以下にすることが好ましい。この様にして、支線を短くすることで、電力線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルを配置する際の作業性を向上し、配線部材の節約するなどの効果がある。
別の太陽光発電システムの配列例としては、幹線を中心にその両側に太陽電池パネルを１列ずつ配置し、両側の太陽電池パネルの端子ボックス同士を幹線に近い側に相対して配置して、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの距離を太陽電池パネルの短辺の半分以下にするとよい。このようにして、支線を短くすることで、電力線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルを配置する際の作業性を向上し、配線部材の節約するなどの効果がある。
太陽光発電システムの配列例としては、幹線１０１、１０２に沿うように太陽電池パネルを１列に配置し、太陽電池太陽電池パネルの端子ボックスを幹線に近い側に配置して、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの配線を、太陽電池パネルの短辺の半分以下にすることが好ましい。この様にして、支線を短くすることで、電力線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルを配置する際の作業性を向上し、配線部材の節約するなどの効果がある。
別の太陽光発電システムの配列例としては、幹線を中心にその両側に太陽電池パネルを１列ずつ配置し、両側の太陽電池パネルの端子ボックス同士を幹線に近い側に相対して配置して、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの距離を太陽電池パネルの短辺の半分以下にするとよい。このようにして、支線を短くすることで、電力線の抵抗成分による電圧低下を低減し、太陽電池パネルを配置する際の作業性を向上し、配線部材の節約するなどの効果がある。
＜第1の実施例＞
図６は、第１の実施例の詳細図を示す。幹線１０１、１０２と、接続部１７１と、太陽電池パネル１５１、１５２の端子ボックス１６１、１６２の接続を説明する図である。図６に示すように、幹線１０１、１０２に接続部１７１が形成され、この接続部１７１に太陽電池パネル１５１、１５２の端子ボックス１６１、１６２が接続される。
図６は、第１の実施例の詳細図を示す。幹線１０１、１０２と、接続部１７１と、太陽電池パネル１５１、１５２の端子ボックス１６１、１６２の接続を説明する図である。図６に示すように、幹線１０１、１０２に接続部１７１が形成され、この接続部１７１に太陽電池パネル１５１、１５２の端子ボックス１６１、１６２が接続される。
図７は、接続部１７１と端子ボックス１６１、１６２の詳細図である。図７に示すように、接続部１７１の高電位側幹線１０１から第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２に接続する支線１３６が接続される。また接続部１７１の低電位側幹線１０２から第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２に接続する支線１３７が接続される。第１のコネクタ１８１と第２のコネクタ１８２は、図７に示すように幹線１０１及び１０２を間にして、両側に配置される。第１のコネクタ１８１に対向して、第１のコネクタ１８１に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９１が配置される。同様に、第２のコネクタ１８２に対向して、第２のコネクタ１８２に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９２が配置される。
モジュール側コネクタ１９１は太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１に接続される。モジュール側コネクタ１９２は太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２に接続される。端子ボックス１６１，１６２は、図３で分岐接続部１４０として説明したとおりであり、逆流防止ダイオード１４１を収納している。
モジュール側コネクタ１９１は太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１に接続される。モジュール側コネクタ１９２は太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２に接続される。端子ボックス１６１，１６２は、図３で分岐接続部１４０として説明したとおりであり、逆流防止ダイオード１４１を収納している。
＜第２の実施例＞
図８〜図１０は、第２の実施例の説明図を示し、図９は第２の実施例の詳細図を示し、図１０は第２の実施例の変形例の説明図を示す。図８は、第２の実施例の共通事項を説明する図である。
図８に示すように、第２の実施例では、幹線１０１、１０２の両側に配置された２つの太陽電池パネル１５１と１５２を直列接続する。即ち、幹線１０１、１０２の接続部１７１から、高電位側幹線１０１に接続された支線１３８が太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１のプラス電極に接続される。また、低電位側幹線１０２に接続された支線１３９が太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２のマイナス電極に接続される。さらに太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１のマイナス電極と、太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２のプラス電極を支線１２８により接続する。
図８〜図１０は、第２の実施例の説明図を示し、図９は第２の実施例の詳細図を示し、図１０は第２の実施例の変形例の説明図を示す。図８は、第２の実施例の共通事項を説明する図である。
図８に示すように、第２の実施例では、幹線１０１、１０２の両側に配置された２つの太陽電池パネル１５１と１５２を直列接続する。即ち、幹線１０１、１０２の接続部１７１から、高電位側幹線１０１に接続された支線１３８が太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１のプラス電極に接続される。また、低電位側幹線１０２に接続された支線１３９が太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２のマイナス電極に接続される。さらに太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１のマイナス電極と、太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２のプラス電極を支線１２８により接続する。
図９は、接続部１７１と端子ボックス１６１、１６２の詳細図である。図９に示すように、接続部１７１の高電位側幹線１０１から第１の幹線側コネクタ１８１に接続する支線１３８が接続される。同様に、接続部１７１の低電位側幹線１０２から第２の幹線側コネクタ１８２に接続する支線１３９が接続される。そして、第１の幹線側コネクタ１８１と、第２の幹線側コネクタ１８２を支線１２８により接続する。第１の幹線側コネクタ１８１に対向して、第１のコネクタ１８１に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９１が配置される。同様に、第２の幹線側コネクタ１８２に対向して、第２のコネクタ１８２に抜き差し可能なモジュール側コネクタ１９２が配置される。モジュール側コネクタ１９１は太陽電池パネル１５１の端子ボックス１６１に接続される。モジュール側コネクタ１８２は太陽電池パネル１５２の端子ボックス１６２に接続される。端子ボックス１６１、１６２は、図３で分岐接続部１４０として説明したとおりであり、逆流防止ダイオード１４１を収納している。従って、第１の幹線側コネクタ１８１にモジュール側コネクタ１９１を差込み、第２の幹線側コネクタ１８２にモジュール側コネクタ１９２を差込むと、２つの太陽電池パネル１５１と１５２は直列接続され、高電位側幹線１０１と、低電位側幹線１０２の間に接続される。
図１０は、図９の変形例を示し、太陽電池パネル１５１と太陽電池パネル１５２を接続する支線１２８を、支線１２８ａと、１２８ｂとに分け、それぞれの先端にコネクタ２００ａ、２００ｂを接続した点を特徴とする。図９のコネクタ１８１を支線１３８のみの単線のコネクタとし、コネクタ１８２を支線１３９のみの単線コネクタとしたので、図１０のコネクタ１８１ａ、１８２ｂは、図９のコネクタ１８１、１８２より小さくすることができる。このように、太陽電池パネル１５１と１５２を直列接続する支線１２８を支線１２８ａと１２８ｂに分けたので、支線１２８ａと１２８ｂを太陽電池パネル１５１、１５２の外側を通して接続するなど支線の取り回しを自由にすることができる。
これらの実施例の様に配線すると、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの配線が短く出来る。特に、この様な幹線ケーブルを使わずにモジュール同士を繋いでストリングを攻勢する場合には、モジュール間を繋ぐ為にモジュールには最低でもモジュール短辺以上の長さのケーブルを繋がないとモジュール同士での配線が出来ないので、モジュールから出るケーブルは最低でも全長がモジュールの短辺以上になるのに対して、この様な配線をするとモジュールと幹線の間の配線を正負の支線とモジュール出力線の全長を合計してもモジュールの半分より遥かに短くすることが出来、２列のモジュールの間に幹線を通すなら、幹線の配線長を考慮しても配線の全長を短くすることが出来る。
これらの実施例の様に配線すると、太陽電池パネルの端子ボックスから幹線までの配線が短く出来る。特に、この様な幹線ケーブルを使わずにモジュール同士を繋いでストリングを攻勢する場合には、モジュール間を繋ぐ為にモジュールには最低でもモジュール短辺以上の長さのケーブルを繋がないとモジュール同士での配線が出来ないので、モジュールから出るケーブルは最低でも全長がモジュールの短辺以上になるのに対して、この様な配線をするとモジュールと幹線の間の配線を正負の支線とモジュール出力線の全長を合計してもモジュールの半分より遥かに短くすることが出来、２列のモジュールの間に幹線を通すなら、幹線の配線長を考慮しても配線の全長を短くすることが出来る。
次に、高電圧出力する太陽電池ストリングについて説明する。
高電圧出力太陽電池ストリングの出力電圧Ｖｄｃは、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡのＡＣ出力電圧（実効値）の√２倍〜数１０倍程度に設定される。従って、ＡＣ出力電圧が１００Ｖであれば、高電圧出力太陽電池ストリングの出力電圧Ｖｄｃは１４０Ｖ〜１０００Ｖである。この構成により、ＤＣ／ＡＣ変換装置へダイレクト入力が可能になり、交流高電圧出力太陽光発電システムが実現できる。更に、太陽電池ストリングを任意個数並列に接続することが可能であるので、小規模発電システムから大規模発電システムまで、この発明を適用することができる。しかも太陽電池モジュールの出力電圧は全て等しいのが理想的であり、その場合に最大電力を取出すことができるが、本発明は太陽電池モジュールを並列接続するので、全ての太陽電池モジュールが等しい出力電圧を出力しなくても有効に電力を取出すことができる。
高電圧出力太陽電池ストリングの出力電圧Ｖｄｃは、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡのＡＣ出力電圧（実効値）の√２倍〜数１０倍程度に設定される。従って、ＡＣ出力電圧が１００Ｖであれば、高電圧出力太陽電池ストリングの出力電圧Ｖｄｃは１４０Ｖ〜１０００Ｖである。この構成により、ＤＣ／ＡＣ変換装置へダイレクト入力が可能になり、交流高電圧出力太陽光発電システムが実現できる。更に、太陽電池ストリングを任意個数並列に接続することが可能であるので、小規模発電システムから大規模発電システムまで、この発明を適用することができる。しかも太陽電池モジュールの出力電圧は全て等しいのが理想的であり、その場合に最大電力を取出すことができるが、本発明は太陽電池モジュールを並列接続するので、全ての太陽電池モジュールが等しい出力電圧を出力しなくても有効に電力を取出すことができる。
上記太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールは、表面電極、光電変換層及び裏面電極を、この順に積層した複数の薄膜太陽電池素子を互いに直列接続して構成される。この太陽電池モジュールは、以下のように構成される薄膜太陽電池モジュールを用いることによって、上記に示した数百Ｖの高電圧が必要な太陽光発電システムを実現可能であり、住宅用等の商用電力と連系した太陽光発電システムが実現できる。
＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞ −53段×12並列×2ブロック直列の例―
図１１は、第１の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１１（ａ）は平面図、図１１（ｂ）は図１１（ａ）のＡ−Ｂ線断面図、図１１（ｃ）は、図１１（ａ）のＣ−Ｄ線断面図を示す。図１２は回路図を示す。
＜第１の薄膜太陽電池モジュール＞ −53段×12並列×2ブロック直列の例―
図１１は、第１の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１１（ａ）は平面図、図１１（ｂ）は図１１（ａ）のＡ−Ｂ線断面図、図１１（ｃ）は、図１１（ａ）のＣ−Ｄ線断面図を示す。図１２は回路図を示す。
第１の薄膜太陽電池モジュールにおいて、支持基板１は、例えば透光性のガラス基板またはポリイミド等の樹脂基板である。その上（表面）に第１電極(例えばSnO2（酸化錫）の透明導電膜)を熱CVD法などにより形成する。第１電極は透明電極であればよく、例えばSnO2とIn2O3の混合物であるITOであってもよい。その後、透明導電膜を適宜パターニング除去して分離スクライブライン３を形成する。分離スクライブライン３を形成することにより複数に分離された第１電極２を形成する。分離スクライブライン３は、例えばレーザースクライブビームにより第１電極を溝状（スクライブライン状）に除去することにより形成される。
次に、第１電極２の上に、例えばｐ型、ｉ型、ｎ型の半導体層（例えば、アモルファスシリコンまたは微結晶シリコンなど）を順次ＣＶＤ法などにより成膜することにより光電変換層４を形成する。このとき、分離スクライブライン３内にも光電変換層が充填される。この光電変換層４はp-n接合であっても良いし、p-i-n接合であっても良い。また、光電変換層４は１段、２段或いは３段、またはそれ以上に積層することが可能であり、各太陽電池素子は基板側から順次長波長へ順次感度が変化するようにするとよい。このように複数の光電変換層を積層する場合、その間にコンタクト層、中間反射層などの層を挟んだ構造としてもかまわない。
複数の光電変換層４を積層する場合、各半導体層は、すべてが非晶質半導体または微結晶半導体であってもよく、また非晶質半導体または微結晶半導体の任意の組合わせであってもよい。即ち、第１光電変換層が非晶質半導体であり、第２及び第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１及び第２光電変換層が非晶質半導体であり、第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１光電変換層が微結晶半導体であり、第２及び第３光電変換層が非晶質半導体である積層構造でもよい。
複数の光電変換層４を積層する場合、各半導体層は、すべてが非晶質半導体または微結晶半導体であってもよく、また非晶質半導体または微結晶半導体の任意の組合わせであってもよい。即ち、第１光電変換層が非晶質半導体であり、第２及び第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１及び第２光電変換層が非晶質半導体であり、第３光電変換層が微結晶半導体である積層構造、又は第１光電変換層が微結晶半導体であり、第２及び第３光電変換層が非晶質半導体である積層構造でもよい。
また上記光電変換層４は、p-n接合またはp-i-n接合であるが、n-p接合またはn-i-p接合としてもよい。更に、p型半導体層と、i型半導体層の間にi型非晶質からなるバッファ層を備えてもよいし、なくてもよい。通常p型半導体層には、ボロン、アルミニウム等のp型不純物原子がドープされ、n型半導体層には、リン等のn型不純物原子がドープされる。i型半導体層は、完全ノンドープであっても、微量の不純物を含む弱p型又は弱n型であってもよい。
光電変換層４は、シリコンに限定されることはなく、炭素が添加されたシリコンカーバイド、またはゲルマニウムが添加されたシリコンゲルマニウムのようなシリコン系半導体、またはCu(InGa)Se2、CdTe、CuInSe2などの化合物からなる化合物系半導体によって構成することができる。これら結晶系または非結晶系半導体を使用する以外に、例えば色素増感材料を使用することも可能である。
なお、図１１に示す第１の薄膜太陽電池モジュールの光電変換層４は、それぞれp-i-n接合よりなり、アモルファスシリコン/アモルファスシリコン/微結晶シリコンにより、３セルを積層した３接合型薄膜太陽電池である。
光電変換層４は、シリコンに限定されることはなく、炭素が添加されたシリコンカーバイド、またはゲルマニウムが添加されたシリコンゲルマニウムのようなシリコン系半導体、またはCu(InGa)Se2、CdTe、CuInSe2などの化合物からなる化合物系半導体によって構成することができる。これら結晶系または非結晶系半導体を使用する以外に、例えば色素増感材料を使用することも可能である。
なお、図１１に示す第１の薄膜太陽電池モジュールの光電変換層４は、それぞれp-i-n接合よりなり、アモルファスシリコン/アモルファスシリコン/微結晶シリコンにより、３セルを積層した３接合型薄膜太陽電池である。
その後、光電変換層４に接続溝をレーザースクライブなどにより作製し、その上に第２電極(ZnO/Ag電極など)をスパッタ法などで作製する。これにより、接続溝に第２電極材料が充填され、コンタクトライン５ｃが形成される。これにより、コンタクトライン５ｃを介して、分離された光電変換層４の第２電極５と、その隣の光電変換層４の第１電極２が接続され、複数の薄膜太陽電池素子が直列接続されることになる。さらにこのコンタクトライン５ｃと平行にセル分離溝６をレーザースクライブなどで作製し、複数の薄膜太陽電池素子に分離する。これにより、図１１の例では、個々の太陽電池素子（セル）は等しい大きさに切り離され、図１１の上下方向に複数の太陽電池素子が直列接続された薄膜太陽電池素子（以下では、セルストリングと言うこともある。）１０が作製される。
このとき、薄膜太陽電池素子の直列接続段数ｎが、下記式（１）の整数倍となるように分離スクライブライン３、コンタクトライン５ｃ、セル分離溝６を形成する。即ち、セルストリングにおける薄膜太陽電池素子の直列接続の段数ｎを下記式（１）のようにする。
n < Rshm / 2.5 / Vpm × Ipm + 1 ・・・（１）
ここで、Rshmは、薄膜太陽電池素子の短絡抵抗値の最頻値
Vpmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電圧
Ipmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電流
このとき、薄膜太陽電池素子の直列接続段数ｎが、下記式（１）の整数倍となるように分離スクライブライン３、コンタクトライン５ｃ、セル分離溝６を形成する。即ち、セルストリングにおける薄膜太陽電池素子の直列接続の段数ｎを下記式（１）のようにする。
n < Rshm / 2.5 / Vpm × Ipm + 1 ・・・（１）
ここで、Rshmは、薄膜太陽電池素子の短絡抵抗値の最頻値
Vpmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電圧
Ipmは、薄膜太陽電池素子の最適動作電流
上記構成の薄膜太陽電池モジュールは、太陽電池素子をn段集積した薄膜太陽電池素子が、そのうちの１段の薄膜太陽電池素子が影に隠れてホットスポット状態になった場合、薄膜太陽電池ストリングの出力は、バイパスダイオードにより短絡された状態になる。このときの等価回路は、光が当たっている(n-1)段の薄膜太陽電池素子に、光が当たっていない1段の薄膜太陽電池素子が負荷として繋がった状態になる。そのため、薄膜太陽電池モジュール内の光が当たっている部分で発電された電力は、薄膜太陽電池モジュール外部に取出されることなく、大半が影になった薄膜太陽電池素子で消費されるようになる。この時、影になった薄膜太陽電池素子の正常部分での逆方向耐圧が十分に高い場合、薄膜太陽電池素子に流れる電流は、ゴミや傷や突起による面内の短絡部や、レーザースクライブ周辺などの低抵抗部分に流れる。
この電流の流れやすさの一つの目安として、薄膜太陽電池素子に0〜数V程度の逆電圧を印加したときの電流電圧特性から算出される短絡抵抗をRsh[Ω]とすると、この短絡抵抗Rshが上記の光が当たっている(n-1)段のセルに対して最適負荷 Rshpmとなったときがもっとも短絡部分に電力が集中する場合である。従って、短絡抵抗Rshがその値に近くならないようにモジュールを設計する必要がある。
この電流の流れやすさの一つの目安として、薄膜太陽電池素子に0〜数V程度の逆電圧を印加したときの電流電圧特性から算出される短絡抵抗をRsh[Ω]とすると、この短絡抵抗Rshが上記の光が当たっている(n-1)段のセルに対して最適負荷 Rshpmとなったときがもっとも短絡部分に電力が集中する場合である。従って、短絡抵抗Rshがその値に近くならないようにモジュールを設計する必要がある。
例えば、薄膜太陽電池素子１段の最適動作電圧をVpm[V]、最適動作電流をIpm[A]とし、前述のように、薄膜太陽電池素子の１段が影に隠れた場合、下記式（２）のときが最適負荷Rshpmとなり、最悪となる。
Rshpm = Vpm / Ipm × (n-1) ・・・（２）
実際の短絡抵抗Rshは、ゴミや傷や突起による面内の短絡部や、レーザースクライブ周辺の低抵抗部分など種々の原因によって生じる。これらは、製造段階の様々な理由によりばらつき、ある範囲を持って分布する。代表的なシリコン薄膜太陽電池のI-V特性から、短絡抵抗Rshがばらついた場合の短絡抵抗Rshと、そこで消費される電力Prshの関係を図４に示す。上記短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmからずれた場合、大体最適負荷Rshpmの2.5倍で、電力Prshが半分以下となる。即ち、図１３では、最適負荷Rshpmが約３３０Ωのとき、電力はほぼ８Ｗであり、短絡抵抗Rshが１３０Ω、電力はほぼ４Ｗである。従って、短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmから2.5倍以上ずれたところで製造できれば、ホットスポットによる剥離の発生は大幅に低減できる。2.5倍以上ずれればよいので、最適負荷Rshpmに対して短絡負荷Rshは2.5倍以上いくらずれてもかまわない。
Rshpm = Vpm / Ipm × (n-1) ・・・（２）
実際の短絡抵抗Rshは、ゴミや傷や突起による面内の短絡部や、レーザースクライブ周辺の低抵抗部分など種々の原因によって生じる。これらは、製造段階の様々な理由によりばらつき、ある範囲を持って分布する。代表的なシリコン薄膜太陽電池のI-V特性から、短絡抵抗Rshがばらついた場合の短絡抵抗Rshと、そこで消費される電力Prshの関係を図４に示す。上記短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmからずれた場合、大体最適負荷Rshpmの2.5倍で、電力Prshが半分以下となる。即ち、図１３では、最適負荷Rshpmが約３３０Ωのとき、電力はほぼ８Ｗであり、短絡抵抗Rshが１３０Ω、電力はほぼ４Ｗである。従って、短絡抵抗Rshが最適負荷Rshpmから2.5倍以上ずれたところで製造できれば、ホットスポットによる剥離の発生は大幅に低減できる。2.5倍以上ずれればよいので、最適負荷Rshpmに対して短絡負荷Rshは2.5倍以上いくらずれてもかまわない。
また、実際に作製した太陽電池モジュールの短絡抵抗Rshの分布を図１４に示す。薄膜太陽電池素子の短絡抵抗Rshを悪化(＝低下)させる要因としては、分離スクライブラインでの分離不良、面内のゴミや突起やピンホールによる短絡、作製条件のずれによる逆方向リーク電流の増加、ドープ層の低抵抗化など、様々な事象が考えられる。しかし、主たる要因としては、短絡抵抗Rshの分布のピーク付近（〜３０００Ω）では、主に分離スクライブラインでのリーク電流が短絡抵抗Rshを低下させる原因となっている。また、短絡抵抗Rshの分布のピーク付近よりも低くなる範囲では、主に面内のリーク電流が短絡抵抗Rshを低下させる原因となっている。
リーク電流の要因が面内の短絡の場合、ホットスポット現象が起きると、面内の短絡部分が剥離するかもしくは焼ききられて高抵抗になり、そのセルのF.F.を改善させるので、剥離によるIscの低下を相殺し、その結果、特性が大きく低下することは少ない。しかし、リーク電流の要因が分離スクライブラインのリーク電流の場合、ホットスポット現象が起きると、分離スクライブラインから剥離が発生し、正常な部分の太陽電池素子を巻き込んで剥離が進行したり、近くのコンタクトラインにも影響を及ぼしたりするので、面内の短絡の場合と比較すると特性も信頼性も大きく低下する。
リーク電流の要因が面内の短絡の場合、ホットスポット現象が起きると、面内の短絡部分が剥離するかもしくは焼ききられて高抵抗になり、そのセルのF.F.を改善させるので、剥離によるIscの低下を相殺し、その結果、特性が大きく低下することは少ない。しかし、リーク電流の要因が分離スクライブラインのリーク電流の場合、ホットスポット現象が起きると、分離スクライブラインから剥離が発生し、正常な部分の太陽電池素子を巻き込んで剥離が進行したり、近くのコンタクトラインにも影響を及ぼしたりするので、面内の短絡の場合と比較すると特性も信頼性も大きく低下する。
よって、前述の最適負荷Rshpmが、分離スクライブラインのリーク電流が主要因である範囲からはずれ、面内リーク電流が主要因である範囲内にあることが望ましい。具体的には短絡抵抗Rshの最頻値をRshmとし、それに対し最適負荷Rshpmが十分に低い範囲にあればよい。最頻値Rshmが最適負荷Rshpmの2.5倍あれば、最頻値Rshmでの短絡抵抗Prshは最適負荷Rshpmでの半分程度になるので、下記式（３）となるように各パラメータを選べばよい。
Rshm > 2.5 × Rshpm = 2.5 × Vpm ÷ Ipm × (n-1) ・・・（３）
Rshm > 2.5 × Rshpm = 2.5 × Vpm ÷ Ipm × (n-1) ・・・（３）
薄膜太陽電池モジュールを構成する太陽電池素子の種類や構造や生産条件が決まると、Vpm, Ipm, Rshmはほぼ決まるので、上式（３）を変形することにより、下記のように式（１）が求められ、これによって、ホットスポット耐性を保てる最大集積段数が決まる。
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm + 1 ・・・（１）
現実的には、太陽電池素子の形状にもよるが、短絡抵抗Rshはあまり低いと、太陽電池素子特性に影響が出るので、リーズナブルな太陽電池素子ではRshm > 2000Ω程度であり、Vpm/Ipm は5〜10Ω程度である。このとき、n < 80〜160となる。最適動作電圧がVpm = 1.0Ｖ程度の太陽電池素子の場合、薄膜太陽電池モジュールの最適動作電圧が80〜160V程度のものまではおのずとこの範囲に収まる。
この問題が顕著になるのはモジュールの最適動作電圧が160Vを越えた辺りからであり、その場合の対策として、前述の式（１）を守るように集積段数を決めれば良い事を、我々は見出したのである。
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm + 1 ・・・（１）
現実的には、太陽電池素子の形状にもよるが、短絡抵抗Rshはあまり低いと、太陽電池素子特性に影響が出るので、リーズナブルな太陽電池素子ではRshm > 2000Ω程度であり、Vpm/Ipm は5〜10Ω程度である。このとき、n < 80〜160となる。最適動作電圧がVpm = 1.0Ｖ程度の太陽電池素子の場合、薄膜太陽電池モジュールの最適動作電圧が80〜160V程度のものまではおのずとこの範囲に収まる。
この問題が顕著になるのはモジュールの最適動作電圧が160Vを越えた辺りからであり、その場合の対策として、前述の式（１）を守るように集積段数を決めれば良い事を、我々は見出したのである。
また、この様にして、最大集積段数が制限された場合、薄膜太陽電池モジュールとしてその集積段数で実現できる電圧出力よりも高い電圧出力を得たい場合は、薄膜太陽電池モジュール内部を複数のブロックに分けて、それぞれのブロックでの集積段数が前述の式（１）の範囲内に収まるようにし、各ブロックにバイパスダイオードを並列に取り付け、かつそれらを相互に直列接続すれば、ホットスポット耐性を確保しつつ高電圧出力の薄膜太陽電池モジュールを実現することができる。バイパスダイオードを並列に取り付けると、ホットスポットの発生時にはバイパスダイオードが作動し、ブロックの出力をほぼ短絡するので、他のブロックの影響を受けることがなくなるからである。
さらに、この様にして作製されたセルストリング１０に、図１１（ａ）の上下方向に走るセルストリング分離溝８を作製し、セルストリング１０を図１１の横方向に複数に分離し、単位セルストリング１０ａを形成する。ここで単位セルストリングに分離するのはホットスポット耐性向上の為に、１単位セルストリング１０ａ当りの発電量を一定値以下に抑えるためである。ホットスポット現象によるセルの損傷を抑制する観点からは単位セルストリング１０ａの出力Ｐａは小さい方がよい。単位セルストリングの出力Ｐａの上限は後述するセルホットスポット耐性試験により求められ、１２Ｗである。単位セルストリングの出力Ｐａは、次式（４）によって算出できる。
Ｐａ＝（Ｐ／Ｓ）×Ｓａ ・・・（４）
Ｐは薄膜太陽電池モジュールの出力
Ｓは薄膜太陽電池モジュールの有効発電部面積
Ｓａは単位セルストリング１０ａの面積
Ｐａ＝（Ｐ／Ｓ）×Ｓａ ・・・（４）
Ｐは薄膜太陽電池モジュールの出力
Ｓは薄膜太陽電池モジュールの有効発電部面積
Ｓａは単位セルストリング１０ａの面積
薄膜太陽電池モジュールの出力Ｐが一定である場合、単位セルストリング１０ａの出力Ｐｓを小さくするには、薄膜太陽電池モジュールに含まれる単位セルストリング１０ａの数を増やす、即ちストリング分割溝８の数を増やせばよい。単位セルストリング１０ａの出力Ｐｓの上限のみを考慮すれば、並列分割段数は多ければ多いほど有利である。しかし、並列分割段数を増やすと、以下の理由（１）〜（３）により、コンタクトライン印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃが増大し、コンタクトライン５ｃが損傷されやすくなる。ここで、Ｐは薄膜太陽電池モジュールの出力、Ｐｓは影になったセルストリングが出力し得る出力、Ｓｃは、コンタクトライン５ｃの面積である。
（１）他の単位セルストリングからの印加電力の増大
１つの単位セルストリング１０ａが影になった場合、他の全てのセルストリングで発生した電力が影になった単位セルストリング１０ａに印加される。影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力の値は、（Ｐ−Ｐｓ）となる。（Ｐ−Ｐｓ）の値は、単位セルストリング１０ａの出力Ｐａの値が小さいほど大きくなるので、並列分割数を増やして単位セルストリング１０ａの出力Ｐａを減らすと、影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力が増大する。
１つの単位セルストリング１０ａが影になった場合、他の全てのセルストリングで発生した電力が影になった単位セルストリング１０ａに印加される。影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力の値は、（Ｐ−Ｐｓ）となる。（Ｐ−Ｐｓ）の値は、単位セルストリング１０ａの出力Ｐａの値が小さいほど大きくなるので、並列分割数を増やして単位セルストリング１０ａの出力Ｐａを減らすと、影になった単位セルストリング１０ａに印加される電力が増大する。
（２）コンタクトラインの面積減少
並列分割数を増やすと、図１１（ｂ）に示すコンタクトライン５ｃの長さＬが短くなり、その結果、コンタクトライン５ｃの面積Ｓｃが小さくなる。その結果、コンタクトライン５ｃの抵抗値が増大する。
並列分割数を増やすと、図１１（ｂ）に示すコンタクトライン５ｃの長さＬが短くなり、その結果、コンタクトライン５ｃの面積Ｓｃが小さくなる。その結果、コンタクトライン５ｃの抵抗値が増大する。
（３）接続溝の印加電力密度増大
上記の通り、並列分割数を増やすと、（Ｐ−Ｐｓ）の値が増大し、且つコンタクトＰラインの面積Ｓｃが小さくなる。従って、コンタクトライン５ｃに印加される電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃが増大し、コンタクトライン５ｃが損傷されやすくなる。
上記の通り、並列分割数を増やすと、（Ｐ−Ｐｓ）の値が増大し、且つコンタクトＰラインの面積Ｓｃが小さくなる。従って、コンタクトライン５ｃに印加される電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃが増大し、コンタクトライン５ｃが損傷されやすくなる。
コンタクトライン５ｃの損傷を抑制するには、コンタクトライン５ｃに印加される電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃをその上限値以下にする必要がある。コンタクトライン５ｃの印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃの上限は、後述する逆方向過電流耐性試験により求まり、１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）であった。コンタクトライン印加電力密度（Ｐ−Ｐｓ）／Ｓｃは、１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）以下であれば特に限定されない。
ここで、セルホットスポット耐性試験について説明する。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールの薄膜太陽電池モジュールを作製し、5V〜8Vの逆方向電圧をかけ、逆方向電流が0.019mA/cm2〜6.44mA/cm2になるように変化させたときの電流（ＲＢ電流と言う）及びＩ−Ｖを測定する。測定したサンプルの中から、逆方向電流が異なるサンプルを並列分割して、評価対象の太陽電池モジュールの出力が5〜50Wになるようにする。次に、薄膜太陽電池素子（１セル）のホットスポット耐性試験を行う。ホットスポット耐性試験はICE61646 1stEDIYIONに準拠し、ここでは合格ラインを外観をよくする観点から１０％より厳しくした。剥離面積は、薄膜太陽電池モジュールの基板側からサンプル表面を撮影し、膜剥離が起こった部分の面積を測定した。セルストリングの出力又はＲＢ電流が異なるサンプルを測定した結果、ＲＢ電流が中程度の大きさの場合（0.31〜2.06mA/cm2）に膜剥離がおきやすいことが分かった。また、セルストリングの出力が１２Ｗ以下の場合、ＲＢ電流の大きさによらず剥離面積は５％以下に抑えることができることが分かった。これにより、単位セルストリングの出力Ｐｓの出力は１２Ｗ以下に設定された。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールの薄膜太陽電池モジュールを作製し、5V〜8Vの逆方向電圧をかけ、逆方向電流が0.019mA/cm2〜6.44mA/cm2になるように変化させたときの電流（ＲＢ電流と言う）及びＩ−Ｖを測定する。測定したサンプルの中から、逆方向電流が異なるサンプルを並列分割して、評価対象の太陽電池モジュールの出力が5〜50Wになるようにする。次に、薄膜太陽電池素子（１セル）のホットスポット耐性試験を行う。ホットスポット耐性試験はICE61646 1stEDIYIONに準拠し、ここでは合格ラインを外観をよくする観点から１０％より厳しくした。剥離面積は、薄膜太陽電池モジュールの基板側からサンプル表面を撮影し、膜剥離が起こった部分の面積を測定した。セルストリングの出力又はＲＢ電流が異なるサンプルを測定した結果、ＲＢ電流が中程度の大きさの場合（0.31〜2.06mA/cm2）に膜剥離がおきやすいことが分かった。また、セルストリングの出力が１２Ｗ以下の場合、ＲＢ電流の大きさによらず剥離面積は５％以下に抑えることができることが分かった。これにより、単位セルストリングの出力Ｐｓの出力は１２Ｗ以下に設定された。
次に、逆方向過電流耐性試験について説明する。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールを作製し、発電電流の方向とは逆方向に過電流を流して、コンタクトラインの損傷を調べることにより、逆方向過電流耐性試験を行った。ここで流す電流は、ＩＥＣ６１７３０の規定に準ずると、耐過電流仕様値の1.35
倍となるが、ここでは７０Ｖで、５.５Ａ流した。
薄膜太陽電池モジュールに上記電圧、電流を加えると、並列接続したセルストリングに電流が分割して流れるのであるが、セルストリングの抵抗値はそれぞれ異なり、そのため電流は均等に分割されない。最悪の場合、７０Ｖ、５．５Ａ全部が１つのセルストリングに印加されることがある。この最悪の場合にもセルストリングが損傷されないかどうか試験する必要がある。そこで、コンタクトラインの幅を２０μｍと４０μｍに変化させ、長さを８．２ｍｍ〜３７．５ｃｍに変化させて、サンプルを作製し、コンタクトラインの損傷を目視判定した。その結果、コンタクトラインの面積を２０μｍ×１８ｃｍまたは４０μｍ×９ｃｍ＝０．０３６ｃｍ2以上にすればよいことが分かった。セルストリングに印加した電力は、３８５Ｗであるから、３８５Ｗ÷０．０３６ｃｍ2＝１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）である。
まず、第１の薄膜太陽電池モジュールを作製し、発電電流の方向とは逆方向に過電流を流して、コンタクトラインの損傷を調べることにより、逆方向過電流耐性試験を行った。ここで流す電流は、ＩＥＣ６１７３０の規定に準ずると、耐過電流仕様値の1.35
倍となるが、ここでは７０Ｖで、５.５Ａ流した。
薄膜太陽電池モジュールに上記電圧、電流を加えると、並列接続したセルストリングに電流が分割して流れるのであるが、セルストリングの抵抗値はそれぞれ異なり、そのため電流は均等に分割されない。最悪の場合、７０Ｖ、５．５Ａ全部が１つのセルストリングに印加されることがある。この最悪の場合にもセルストリングが損傷されないかどうか試験する必要がある。そこで、コンタクトラインの幅を２０μｍと４０μｍに変化させ、長さを８．２ｍｍ〜３７．５ｃｍに変化させて、サンプルを作製し、コンタクトラインの損傷を目視判定した。その結果、コンタクトラインの面積を２０μｍ×１８ｃｍまたは４０μｍ×９ｃｍ＝０．０３６ｃｍ2以上にすればよいことが分かった。セルストリングに印加した電力は、３８５Ｗであるから、３８５Ｗ÷０．０３６ｃｍ2＝１０．７（ｋＷ／ｃｍ2）である。
上記のようにして、ストリング分離溝８を形成した後、金属電極７を用いて、セルストリング１０を上下二つの領域に分ける。具体的には、図１１の上端に集電電極７ａ、下端に集電電極７ｂを取り付けて、垂直方向に走る分離溝８で分割した各単位セルストリングをあらためて並列に接続する。同時に、二つの集電電極７ａと７ｂの真ん中にも中間線取出し用の集電電極７ｃを追加し、ここを境に上下二つの単位ストリング１０ａの領域に分ける。これにより、この集積基板１は、12×2の24領域に分割される。中間線取出し用の集電電極７ｃは、図１１（ｂ）に示すようにセルストリングの第２電極７の上に直接つけてもよい。あるいは、上領域と下領域の間に、中間線取出し用電極領域を設けて集電電極７ｃを取り付けてもよい。
この薄膜太陽電池モジュール全体の回路図を図１２に示す。複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された単位セルストリングをバイパスダイオードに並列に接続する。具体的には端子ボックス１１内にバイパスダイオード１２を用意し、そこに各単位セルストリング１０ａから導出されたリード線１４、１５、１６を配線し、２つのセルストリングを２つのバイパスダイオード１２に並列接続する。２つのバイパスダイオード１２は直列接続されているため、複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された方向に、複数のセルストリングが直列接続される。これにより、１単位ストリング内の直列接続数を式（１）に規定の段数以下に抑えつつ、その倍の電圧を端子１３間に出力することを可能にしている。
上記第１の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックス１１内で各単位セルストリングを接続したが、薄膜太陽電池モジュールの支持基板１上に配線を施し、この配線を用いて接続してもよい。この場合に支持基板１上に施す配線は、集電電極７の形成と同時に形成してもよく、またジャンパ線のように、別配線を用いてもよい。
上記第１の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックス１１内で各単位セルストリングを接続したが、薄膜太陽電池モジュールの支持基板１上に配線を施し、この配線を用いて接続してもよい。この場合に支持基板１上に施す配線は、集電電極７の形成と同時に形成してもよく、またジャンパ線のように、別配線を用いてもよい。
この第１の薄膜太陽電池モジュールの構造で、光電変換層にアモルファスシリコン２セルと微結晶シリコン１セルを積層した３接合型のセルを用いた場合、式（１）に示した計算式は以下の様になる。
Rshm = 4000[Ω]
Vpm=1.80[V]
Ipm=62[mA]
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm ＋ 1 = 56.1
よって、式（１）に従い、nは56段以下にすればよいので、第１の薄膜太陽電池モジュールでは106段の直列構造の真ん中に中間取出し電極７ｃを設けて、単位セルストリング１０ａは、53段としている。
また、この第１の薄膜太陽電池モジュールでは中間取り出し線７ｃは１本であるが、基板全体の集積段数や個々のセル電圧に応じて、分割数を増やし中間取り出し線の数を増やして１領域あたりの集積段数を減らしても良い。また、出力電圧が式（１）の段数によって得られる電圧以下である場合は、１ブロックとしてもかまわない。
Rshm = 4000[Ω]
Vpm=1.80[V]
Ipm=62[mA]
n < Rshm ÷ 2.5 ÷ Vpm × Ipm ＋ 1 = 56.1
よって、式（１）に従い、nは56段以下にすればよいので、第１の薄膜太陽電池モジュールでは106段の直列構造の真ん中に中間取出し電極７ｃを設けて、単位セルストリング１０ａは、53段としている。
また、この第１の薄膜太陽電池モジュールでは中間取り出し線７ｃは１本であるが、基板全体の集積段数や個々のセル電圧に応じて、分割数を増やし中間取り出し線の数を増やして１領域あたりの集積段数を減らしても良い。また、出力電圧が式（１）の段数によって得られる電圧以下である場合は、１ブロックとしてもかまわない。
＜第２の薄膜太陽電池モジュール＞―53段×6並列×4ブロック直列―
図１５は、第２の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１５（ａ）は平面図、図１５（ｂ）は図１５（ａ）のＥ−Ｆ線断面図、図１５（ｃ）は、図１５（ａ）のＧ−Ｈ線断面図を示す。図１６は回路図を示す。
図１５は、第２の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１５（ａ）は平面図、図１５（ｂ）は図１５（ａ）のＥ−Ｆ線断面図、図１５（ｃ）は、図１５（ａ）のＧ−Ｈ線断面図を示す。図１６は回路図を示す。
第２の薄膜太陽電池モジュールは、より高い電圧を出力する為に、分割後の接続方法に特徴を有する。その他の構造及び作製方法は第１の薄膜太陽電池モジュールと同じである。具体的には、第１電極２、分離スクライブライン３、光電変換膜４、第２電極５、セル分離溝６を作製するところまでは第１の薄膜太陽電池モジュールと同じである。それに続いて、垂直方向に走るセルストリング分離溝８によって、１２個の単位セルストリングに分割する。この分割の際に、中央のストリング分離溝８ａを広めに取る。この部分には発電中に薄膜太陽電池モジュール動作電圧の２分の１に相当する高い電圧がかかる為、耐圧を確保する必要がある。この第２の薄膜太陽電池モジュールでは、他のストリング分離溝８の２倍程度に広めに取っている、もちろん、ストリング分離溝８ａに樹脂を充填したり、絶縁膜を成膜したりして絶縁耐圧を上げてもよい。
その後、集電電極７ａ、７ｂ、７ｃを形成する際には、それぞれ図１５の右側のセルストリングと左側のセルストリングで分離し、独立電極となるように別々に形成する。これにより、53段直列接続×６並列のブロックが４つ出来上がる。これを図１６に示したようにリード線２１〜２５を用いて端子ボックス１１の内部でバイパスダイオード１２に配線し、４ブロック直列接続にする。これにより、第１の薄膜太陽電池モジュールのさらに倍の電圧を出力する薄膜太陽電池モジュールを実現することができる。つまり、セルストリングの４倍の出力電圧が得られる。従って、複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された方向に複数のセルストリングが直列接続され、また複数の薄膜太陽電池素子が直列接続された方向と直交する方向に複数のセルストリングが直列接続される。これにより、１単位のセルストリング内の直列接続数を式（１）に規定の段数以下に抑えつつ、その４倍の電圧を端子１３間に出力することを可能にしている。
４ブロック直列接続する為の配線は、各ブロックからリード線を導出して薄膜太陽電池モジュール内で直接繋いでもいいし、図１６に示すように各ブロックから導出したリード線を端子ボックス内で繋いでも、一旦モジュール外部に引き出してから直列に繋いでもかまわない。
４ブロック直列接続する為の配線は、各ブロックからリード線を導出して薄膜太陽電池モジュール内で直接繋いでもいいし、図１６に示すように各ブロックから導出したリード線を端子ボックス内で繋いでも、一旦モジュール外部に引き出してから直列に繋いでもかまわない。
また、第１の薄膜太陽電池モジュールと同様に、直列ブロック毎にバイパスダイオード１２を並列に取り付ける。これにより、１領域内の直列接続数を式（１）に規定の段数以下に抑えつつ、その４倍の電圧を出力することを可能にしている。バイパスダイオード１２は、小型薄型のものを薄膜太陽電池モジュールに内蔵してもいいし、端子ボックス内に内蔵してもいい。
この第２の薄膜太陽電池モジュールのように、太陽電池素子の集積方向と異なる方向、例えば直交する方向に分割し、それを接続し直すと第１の薄膜太陽電池モジュールの場合のように集積方向にのみ分割した場合と違い、最適な集積ピッチを保ったまま高電圧化することができ、モジュール変換効率を落とすことなく高電圧化することができる。
この第２の薄膜太陽電池モジュールのように、太陽電池素子の集積方向と異なる方向、例えば直交する方向に分割し、それを接続し直すと第１の薄膜太陽電池モジュールの場合のように集積方向にのみ分割した場合と違い、最適な集積ピッチを保ったまま高電圧化することができ、モジュール変換効率を落とすことなく高電圧化することができる。
＜第３の薄膜太陽電池モジュール＞―48段×5並列×2ブロック直列の基板を２枚用いて48段×5並列×４ブロック直列を実現した例―
第1及び第２の薄膜太陽電池モジュールでは支持基板そのものが大きく、その上に全てのセルストリングを形成した薄膜太陽電池モジュールの例を示したが、小さな支持基板を複数組み合わせて大きな太陽電池モジュールを作る場合にも同様の課題に直面する。その場合、個々の支持基板内のセルストリングを式（１）に示した条件を満たす様に形成し、それらを繋ぎ合わせれば信頼性を確保しつつ高電圧のモジュールを作製できる。即ち、セルストリングは、第１及び第２の薄膜太陽電池モジュールと同じようにして構成し、これを図１７に示すように、小型集積基板２枚をひとつの集積基板９上で、並列接続する。すなわち、図１７に示すように、２つの薄膜太陽電池モジュールの支持基板１を、１つのカバーガラスからなる集積基板９上に載置し、一つにまとめるように構成する。これを図１８に示すように端子ボックス１１内で、直列接続する。
上記小さい支持基板は、それぞれ個別に封止して、それらを図１７に示すように集積基板上に一体化してもよいし、または枠を用いて一体化してもよい。また、上記のように２つの小さい支持基板を１つの集積基板上に載置して、それらをひとつに纏めるように封止してもよい。
また、二つの支持基板を別々に封止し、枠でまとめてひとつの薄膜太陽電池モジュールにしてもよい。
第1及び第２の薄膜太陽電池モジュールでは支持基板そのものが大きく、その上に全てのセルストリングを形成した薄膜太陽電池モジュールの例を示したが、小さな支持基板を複数組み合わせて大きな太陽電池モジュールを作る場合にも同様の課題に直面する。その場合、個々の支持基板内のセルストリングを式（１）に示した条件を満たす様に形成し、それらを繋ぎ合わせれば信頼性を確保しつつ高電圧のモジュールを作製できる。即ち、セルストリングは、第１及び第２の薄膜太陽電池モジュールと同じようにして構成し、これを図１７に示すように、小型集積基板２枚をひとつの集積基板９上で、並列接続する。すなわち、図１７に示すように、２つの薄膜太陽電池モジュールの支持基板１を、１つのカバーガラスからなる集積基板９上に載置し、一つにまとめるように構成する。これを図１８に示すように端子ボックス１１内で、直列接続する。
上記小さい支持基板は、それぞれ個別に封止して、それらを図１７に示すように集積基板上に一体化してもよいし、または枠を用いて一体化してもよい。また、上記のように２つの小さい支持基板を１つの集積基板上に載置して、それらをひとつに纏めるように封止してもよい。
また、二つの支持基板を別々に封止し、枠でまとめてひとつの薄膜太陽電池モジュールにしてもよい。
以上には、高電圧出力する太陽電池モジュールについて説明したが、次に低電圧出力太陽電池モジュールについて説明する。
＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞―20段×12並列×1ブロックの例―
図１９は、第４の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１９（ａ）は平面図、図１９（ｂ）は図１９（ａ）の縦方向断面図、図１９（ｃ）は、図１９（ａ）の横方向線断面図を示す。
第４の薄膜太陽電池モジュール１０は、低電圧出力であり、そのためセルストリングの直列接続段数は２０段であり、１２並列を配置してアレイが構成される。その他の構成は第１の薄膜太陽電池モジュールと同じである。
＜第４の薄膜太陽電池モジュール＞―20段×12並列×1ブロックの例―
図１９は、第４の薄膜太陽電池モジュールに係る集積型薄膜太陽電池モジュールを示し、図１９（ａ）は平面図、図１９（ｂ）は図１９（ａ）の縦方向断面図、図１９（ｃ）は、図１９（ａ）の横方向線断面図を示す。
第４の薄膜太陽電池モジュール１０は、低電圧出力であり、そのためセルストリングの直列接続段数は２０段であり、１２並列を配置してアレイが構成される。その他の構成は第１の薄膜太陽電池モジュールと同じである。
以上に示した第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、スーパーストレート型構造の薄膜太陽電池モジュールについて説明したが、薄膜太陽電池モジュールはサブストレート型構造にも適用可能であり、その場合、基板上に第２電極、光電変換層及び第１電極を、この順に形成する。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックスを１つ備えるが、端子ボックスを複数備え、複数の端子ボックス間を配線することによりセルストリングを直列接続してもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、セルストリングを２個形成して２分割したが、出力電圧がセルストリングの段数ｎによって満足できるときは、１個であってもよい。また、セルストリングは、偶数個でなく奇数個であってもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、バイパスダイオードに接続して、セルストリングを直列接続したが、バイパスダイオードをなくしてセルストリングを直接接続してもよいし、バイパスダイオードに代えて抵抗、負荷に接続してもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、端子ボックスを１つ備えるが、端子ボックスを複数備え、複数の端子ボックス間を配線することによりセルストリングを直列接続してもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、セルストリングを２個形成して２分割したが、出力電圧がセルストリングの段数ｎによって満足できるときは、１個であってもよい。また、セルストリングは、偶数個でなく奇数個であってもよい。
また、上記第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールは、バイパスダイオードに接続して、セルストリングを直列接続したが、バイパスダイオードをなくしてセルストリングを直接接続してもよいし、バイパスダイオードに代えて抵抗、負荷に接続してもよい。
（実施形態２）
図２０は、太陽光発電システムの実施形態２のブロック図を示す。図２０に示すように各薄膜太陽電池ストリングを並列接続する幹線Ｓ１、Ｓ２の各間にそれぞれ抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を接続する。抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡに近い方が抵抗値が小さくなるようにする。また、抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、幹線Ｓ１及びＳ２の内部抵抗により形成することができる。図２０の抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は幹線Ｓ１、Ｓ２にそれぞれ接続したが、幹線Ｓ１またはＳ２のいずれか一方であってもかまわない。また幹線Ｓ１、Ｓ２の内部抵抗により抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を形成する場合、必要に応じて幹線Ｓ１及びＳ２の線の太さを変えたり、線の数を変えたりするとよい。この抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４により、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端で等しい電圧になるようにする。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池モジュールを形成する第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
図２０は、太陽光発電システムの実施形態２のブロック図を示す。図２０に示すように各薄膜太陽電池ストリングを並列接続する幹線Ｓ１、Ｓ２の各間にそれぞれ抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を接続する。抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡに近い方が抵抗値が小さくなるようにする。また、抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は、幹線Ｓ１及びＳ２の内部抵抗により形成することができる。図２０の抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４は幹線Ｓ１、Ｓ２にそれぞれ接続したが、幹線Ｓ１またはＳ２のいずれか一方であってもかまわない。また幹線Ｓ１、Ｓ２の内部抵抗により抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４を形成する場合、必要に応じて幹線Ｓ１及びＳ２の線の太さを変えたり、線の数を変えたりするとよい。この抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、Ｒ４により、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端で等しい電圧になるようにする。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池モジュールを形成する第１〜第４の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
（実施形態３）
図２１は、太陽光発電システムの実施形態４のブロック図を示す。図２１に示すように複数の薄膜太陽電池ストリングは、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡに遠い方が出力電圧が高く、近い方が出力電圧が低くなるようにする。そして、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端で等しい電圧になるようにする。複数の薄膜太陽電池ストリングの出力電圧にバラツキがあるとき、出力電圧の順に並べ、出力電圧の低い薄膜太陽電池ストリングがＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端になるように配置するとよい。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池ストリングを形成する第１〜第３の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
実施形態１〜３では、電力変換装置としてＤＣ／ＡＣ変換回路を用いた例で説明しているが、本発明の効果はＤＣ／ＡＣ変換回路に限るものではない。例えば、ＤＣ／ＡＣ変換回路を電力変換回路に用いた太陽光発電システムでも、同様の効果が得られる。
図２１は、太陽光発電システムの実施形態４のブロック図を示す。図２１に示すように複数の薄膜太陽電池ストリングは、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡに遠い方が出力電圧が高く、近い方が出力電圧が低くなるようにする。そして、ＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端で等しい電圧になるようにする。複数の薄膜太陽電池ストリングの出力電圧にバラツキがあるとき、出力電圧の順に並べ、出力電圧の低い薄膜太陽電池ストリングがＤＣ／ＡＣ変換装置ＤＡの入力端になるように配置するとよい。
その他の構成は、実施形態１と同様である。薄膜太陽電池ストリングを形成する第１〜第３の薄膜太陽電池モジュールも実施形態１と同様である。
実施形態１〜３では、電力変換装置としてＤＣ／ＡＣ変換回路を用いた例で説明しているが、本発明の効果はＤＣ／ＡＣ変換回路に限るものではない。例えば、ＤＣ／ＡＣ変換回路を電力変換回路に用いた太陽光発電システムでも、同様の効果が得られる。
本発明の太陽光発電システムは、以上のような逆流防止ダイオードを備える構成であり、そのため太陽電池ストリングの短絡故障及び開放故障を次のようにして簡単に発見することができる。
図２２は、太陽電池ストリングの短絡故障を発見する場合を示し、逆流防止ダイオード１４１が２個直列接続した太陽電池モジュール１１１、１１２のプラス電極側に接続されており、この太陽光発電システムに、夜間太陽電池モジュールに光が当たらないようにして、プラス電極側から電圧を印加する。すると、逆流防止ダイオードが短絡故障している太陽電池モジュールには電流が流れるので、その太陽電池モジュールが発熱する。この発熱する太陽電池モジュールの温度は、他の太陽電池モジュールより数度高く、そのため例えばサーモグラフ等により観測すると、温度の高い太陽電池モジュールは他の太陽電池モジュールと区別して、その位置を特定することができる。このようにサーモグラフで観察して故障を発見する効果は、太陽電池モジュールが多数並列接続されている本発明の太陽光発電システムに有効であり、特に直列接続数が２〜１０程度に少なく、並列接続数が数１０程度に多い場合に有効である。このように幹線より電圧を印加して、太陽電池モジュールの発熱を観測することにより逆流防止ダイオードの故障を検査することが可能となる。
図２２は、太陽電池ストリングの短絡故障を発見する場合を示し、逆流防止ダイオード１４１が２個直列接続した太陽電池モジュール１１１、１１２のプラス電極側に接続されており、この太陽光発電システムに、夜間太陽電池モジュールに光が当たらないようにして、プラス電極側から電圧を印加する。すると、逆流防止ダイオードが短絡故障している太陽電池モジュールには電流が流れるので、その太陽電池モジュールが発熱する。この発熱する太陽電池モジュールの温度は、他の太陽電池モジュールより数度高く、そのため例えばサーモグラフ等により観測すると、温度の高い太陽電池モジュールは他の太陽電池モジュールと区別して、その位置を特定することができる。このようにサーモグラフで観察して故障を発見する効果は、太陽電池モジュールが多数並列接続されている本発明の太陽光発電システムに有効であり、特に直列接続数が２〜１０程度に少なく、並列接続数が数１０程度に多い場合に有効である。このように幹線より電圧を印加して、太陽電池モジュールの発熱を観測することにより逆流防止ダイオードの故障を検査することが可能となる。
図２３は、開放故障を発見する場合を示し、逆流防止ダイオード１４１が２個直列接続した太陽電池モジュール１１１、１１２のプラス電極側に接続されており、この太陽光発電システムを昼間、インバータを動作させた状態にする。すると、逆流防止ダイオードが開放故障している太陽電池モジュールには、他の太陽電池モジュールの発熱温度に比べて、より高温になる。つまり、平常動作している太陽電池モジュールは発電電流により発熱するが、逆流防止ダイオードが開放している太陽電池モジュールでは、発電電流が流れていかない分、より高温になる。この発熱する太陽電池モジュールの温度は、他の太陽電池モジュールより数度高く、そのため例えばサーモグラフ等により観測すると、温度の高い太陽電池モジュールは他の太陽電池モジュールと区別して見ることができる。このようにサーモグラフで観察して故障を発見する効果は、太陽電池モジュールが多数並列接続されている本発明の太陽光発電システムに有効であり、特に直列接続数が２〜１０程度に少なく、並列接続数が数１００程度に多い場合に有効である。
このような現象は、太陽電池モジュールが壊れている場合にも生じるので、太陽電池モジュールの故障を発見する場合にも利用することができる。
このような現象は、太陽電池モジュールが壊れている場合にも生じるので、太陽電池モジュールの故障を発見する場合にも利用することができる。
１０１、１０２ 幹線
１２１ 太陽電池ストリング
１３１、１３２ 支線
１４１ 逆流防止ダイオード
１４０ 分岐接続部
１４０ａ 大放熱板
４０ｂ 小放熱板
１１１、１１２ 薄膜太陽電池モジュール
Ｒ１，Ｒ２，Ｒ３，Ｒ４ 抵抗
ＶＭ１，ＶＭ２，ＶＭ３、ＶＭ４ 薄膜太陽電池モジュールの出力電圧
１２１ 太陽電池ストリング
１３１、１３２ 支線
１４１ 逆流防止ダイオード
１４０ 分岐接続部
１４０ａ 大放熱板
４０ｂ 小放熱板
１１１、１１２ 薄膜太陽電池モジュール
Ｒ１，Ｒ２，Ｒ３，Ｒ４ 抵抗
ＶＭ１，ＶＭ２，ＶＭ３、ＶＭ４ 薄膜太陽電池モジュールの出力電圧
Claims (12)
- 複数の並列接続した支線を有する電力取出し用幹線と、前記支線に接続した太陽電池モジュールを備え、支線に保護部を備えた太陽光発電システム用電力線。
- 前記保護部は逆流防止ダイオードであり、その一方の端子を前記幹線に接続し、他方の端子を前記支線を介して前記太陽電池モジュールに接続した請求項１に記載の太陽光発電システム用電力線。
- 前記幹線と支線の接続部分に分岐接続部を備え、前記分岐接続部内に放熱板を備え、前記放熱板に逆流防止ダイオードの端子を接続するとともに、前記放熱板に前記幹線または支線を接続し、前記逆流防止ダイオードの熱を前記放熱板を介して放熱する請求項１または２に記載の太陽光発電システム用電力線。
- 前記逆流防止ダイオードは、前記放熱板と熱結合する請求項３に記載の太陽光発電システム用電力線。
- 前記逆流防止ダイオードは、筐体内に収納され、前記筐体にポッティング材を充填した請求項２から４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム用電力線。
- 前記幹線は、前記支線との分岐接続部で、電力集電側が太く、末端側が細い請求項１から５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム用電力線。
- 請求項１から６のいずれか１項に記載の太陽光発電システム用電力線を用いた太陽光発電システム。
- 前記幹線は、低電位側配線と高電位側配線とからなり、前記逆流防止ダイオードを前記低電位側配線に接続される支線に接続した請求項７項に記載の太陽光発電システム。
- 前記低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、前記幹線の両側に前記低電位側配線と高電位側配線に接続される支線をそれぞれ配置し、前記支線に前記太陽電池モジュールを接続した請求項８項に記載の太陽光発電システム。
- 前記低電位側配線と高電位側配線は、まとめて一体化して配線し、前記幹線の一方の側に前記低電位側配線に接続される支線を配置し、前記幹線の他方の側に前記高電位側配線に接続される支線をそれぞれ配置し、前記支線に前記太陽電池モジュールをそれぞれ接続し、かつ前記太陽電池モジュール間を接続する接続線を備える請求項７項に記載の太陽光発電システム。
- 逆流防止ダイオードを前記低電位側配線に接続する支線または前記高電位側配線に接続する支線に備え、前記逆流防止ダイオードが接続されていない側の支線を含む幹線より電圧を印加して、太陽電池モジュールの対地抵抗を検査する太陽光発電システムの異常検査方法。
- 前記逆流防止ダイオードを前記低電位側配線に接続する支線または前記高電位側配線に接続する支線に備え、前記逆流防止ダイオードが接続されていない側の支線を含む幹線より電圧を印加して、太陽電池モジュールの発熱を観測する太陽光発電システムの異常検査方法。
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