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WO2024195755A1 - 太陽電池モジュールの設置構造 - Google Patents

太陽電池モジュールの設置構造 Download PDF

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Publication number
WO2024195755A1
WO2024195755A1 PCT/JP2024/010436 JP2024010436W WO2024195755A1 WO 2024195755 A1 WO2024195755 A1 WO 2024195755A1 JP 2024010436 W JP2024010436 W JP 2024010436W WO 2024195755 A1 WO2024195755 A1 WO 2024195755A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solar cell
cell module
solar
degrees
installation
Prior art date
Application number
PCT/JP2024/010436
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
伸匡 田飼
Original Assignee
株式会社カネカ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社カネカ filed Critical 株式会社カネカ
Publication of WO2024195755A1 publication Critical patent/WO2024195755A1/ja

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S20/00—Solar heat collectors specially adapted for particular uses or environments
    • F24S20/60—Solar heat collectors integrated in fixed constructions, e.g. in buildings
    • F24S20/67—Solar heat collectors integrated in fixed constructions, e.g. in buildings in the form of roof constructions
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S20/00—Supporting structures for PV modules
    • H02S20/20—Supporting structures directly fixed to an immovable object
    • H02S20/22—Supporting structures directly fixed to an immovable object specially adapted for buildings
    • H02S20/23—Supporting structures directly fixed to an immovable object specially adapted for buildings specially adapted for roof structures
    • H02S20/25—Roof tile elements
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/80—Encapsulations or containers for integrated devices, or assemblies of multiple devices, having photovoltaic cells

Definitions

  • the present invention relates to an installation structure for a solar cell module that includes a solar cell string formed by connecting multiple solar cells.
  • Each solar cell module comprises a glass substrate, multiple solar cells provided on the glass substrate, and a frame portion provided on the outer periphery.
  • sunlight may be blocked by part of the solar cell module or a structure adjacent to the solar cell module, causing shadows on some solar cells.
  • measures have been taken to make the solar cell that may block sunlight wider than the other solar cells.
  • part of the solar cell module or a structure adjacent to the solar cell module may become a shield for the solar cells, blocking sunlight from reaching some of the solar cells.
  • the power generation efficiency of the entire solar cell module decreases, including the solar cells that do not block sunlight.
  • the present invention aims to provide a solar cell module installation structure that suppresses output reduction due to the influence of obstructions.
  • the solar cell module installation structure of the present invention comprises: An installation structure for a solar cell module including a solar cell string formed by connecting a plurality of solar cells, the solar cell module is disposed at a position where it is shaded by a shield that blocks a portion of direct solar radiation toward the solar cell module during a certain time period in a certain season; A solar cell module installation structure in which a distance L between the obstruction and an end of a light receiving surface of the solar cell that is closest to the obstruction among the plurality of solar cells satisfies the following two formulas.
  • D is the height of the obstruction based on the installation surface of the solar cell module (height in the normal direction of the installation surface)
  • B is the start time (in hours) of the time range to be calculated
  • end time in hours
  • h k,i is the solar altitude (degrees) at time i (hours) on date k
  • ⁇ k,i is the solar azimuth angle (degrees) in the azimuth angle display in the north-based left-handed system
  • R ⁇ is the angle (degrees) of the azimuth angle displayed in the north-based left-handed system toward which the installation surface of the solar cell module is oriented
  • R ⁇ is the inclination angle (degrees) of the light receiving surface of the solar cell module with respect to the horizontal plane
  • a distance L between the obstruction and an end of a light-receiving surface of the solar cell that is closest to the obstruction among the plurality of solar cells may further satisfy the following two formulas.
  • h k,i is the solar altitude (degrees) at time i:30 on date k
  • ⁇ k,i is the solar azimuth angle (degrees) in the azimuth angle display in the north-based left-handed system.
  • the solar cell string may be configured by connecting the plurality of solar cells in a shingled manner.
  • the solar cell modules may be installed at an angle of -90 to 90 degrees in the Northern Hemisphere and 90 to 270 degrees in the Southern Hemisphere, in a north-based left-handed system.
  • the installation surface may be a surface of a roof of a building.
  • the solar cell module includes a light-transmitting layer on a light incident side, The light-transmitting layer may be subjected to an anti-glare treatment.
  • FIG. 1 is a schematic plan view of a solar cell module according to the present embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic cross-sectional view taken along line II-II of FIG.
  • FIG. 3 is a graph showing the change in the amount of power generated when the solar cell module is used.
  • FIG. 4 is a graph showing the change in the amount of power generated when the solar cell module according to the comparative example is used.
  • This solar cell module installation structure is an installation structure for a solar cell module 1 including a solar cell string 2 formed by connecting a plurality of solar cells 20.
  • the solar cell module 1 includes the solar cell string 2 and a light-transmitting layer 3 provided on the light incident side.
  • the solar cell module 1 also includes a sealant 4 and a resin sheet 5 provided on the back surface of the solar cell string 2.
  • the solar cell module 1 may also include a frame portion arranged on the outer edge of the light-transmitting layer 3.
  • This solar cell module 1 is plate-shaped, and is installed on an installation surface S, for example, with the main surface (light-receiving surface) facing upward (towards the sun).
  • the solar cell module 1 is disposed in a position where it is shaded by a shield 6 that blocks a portion of direct sunlight toward the solar cell module 1 during a certain time period in a certain season.
  • the distance L between the shield 6 and the light-receiving surface end 210 of the solar cell 21 that is closest to the shield 6 among the multiple solar cells 20 satisfies the following two formulas. Note that the distance L between the shield 6 and the light-receiving surface end 210 of the solar cell 21 is the distance in a direction along the installation surface S.
  • the installation surface S of the solar cell module 1 is, for example, the surface of the roof of a building, and when the solar cell module 1 is a "roofing material integrated type", the installation surface S is the surface of a sheathing board or a waterproof sheet provided on the sheathing board.
  • the height of the shield 6 based on the installation surface S of the solar cell module 1 (height in the normal direction of the installation surface S) is D.
  • the start time (in hours) of the time range for which the calculation is performed is a, and the end time (in hours) is b.
  • the solar altitude (degrees) at time i on date k is hk ,i
  • the angle (degrees) of the solar azimuth in the azimuth angle display of the north-referenced left-handed system is ⁇ k ,i .
  • the "summer solstice” is the day when the altitude of the mean (at noon in the northern hemisphere) is the highest (the daytime hours are the longest), and the “winter solstice” is the day when the altitude of the mean (at noon in the northern hemisphere) is the highest (the daytime hours are the shortest).
  • the "summer solstice” is June 20th to 22nd in the northern hemisphere, and December 21st to 23rd in the southern hemisphere.
  • the "summer solstice” is the day when the ecliptic plane is farthest from the equatorial plane to the north
  • the “winter solstice” is the day when the ecliptic plane is farthest from the equatorial plane to the south
  • the “summer solstice” is the day when the ecliptic plane is farthest from the equatorial plane to the south
  • the “winter solstice” is the day when the ecliptic plane is farthest from the equatorial plane to the north (opposite to the northern hemisphere).
  • the length of the shadow cast by the stick is
  • the obstruction 6 is not a single rod, but has a step structure. Therefore, consider a situation where an infinite number of these rods exist across the width of the roof.
  • the shadow cast by these steps is given by the component of the shadow vector cast by a single rod in the roof length direction (perpendicular to the step extending in the width direction).
  • the unit vector VR H of the shadow vector in the roof length direction can be found by orthogonally projecting the previously calculated VS H onto VR H.
  • the vector obtained by projecting VS H onto VR H is (VR H ⁇ VS H ) VR H.
  • the angle between VS H and VR H is ⁇ . Since VR H and VR N are orthogonal, the inner product is zero. Using this fact, the following formula can be obtained.
  • the sun is behind the surface of the roof (the installation surface), and direct sunlight does not reach the entire roof. Furthermore, when the following equation is true, a shadow will be cast from the bottom to the top (towards the ridge) of the roof surface (installation surface); however, in the step structure being considered here, no shadow flows from the bottom to the top, so direct light is irradiated onto the entire roof. Therefore, the actual shadow is created by In this case, Therefore, the following value is obtained as the "shadow vector cast by the stick standing on the roof".
  • each vector is expressed in spherical polar coordinates, then expressed in Cartesian coordinates to make it a value that can be calculated numerically.
  • the movement of the sun as seen from the observation point is derived in a spherical coordinate system. Therefore, in order to find a value that can be calculated numerically, it is necessary to define the "vector of the shadow cast by the pole on the roof" in the spherical coordinate system, then convert it to a Cartesian coordinate system and perform calculations such as the dot product.
  • the solar altitude at a certain date and time be h and the solar azimuth be ⁇
  • the roof with a slope of R ⁇ and a roof azimuth of R ⁇ have a step of height D.
  • the solar azimuth ⁇ and roof azimuth R ⁇ are expressed using the north-referenced left-handed system, and are converted to the east-referenced right-handed system for vector calculations.
  • the north-referenced left-handed system is clockwise with north at 0 degrees
  • the east-referenced right-handed system is counterclockwise with east at 0 degrees
  • the x-axis + direction is east
  • the y-axis + direction is north
  • the solar azimuth ⁇ calculated using the north-referenced left-handed system is converted to the right-handed system with east as the reference, it becomes 90°- ⁇ .
  • VS , VR N, and VR H are as follows:
  • VR N and VR H can be intuitively understood by translating the desired vector to the origin.
  • r 1.
  • each vector expressed in spherical polar coordinates is converted to a Cartesian coordinate representation.
  • the inner product can be calculated as follows:
  • the distance L between the shield 6 and the light-receiving surface end 210 of the solar cell 21 that is closest to the shield 6 among the multiple solar cells 20 satisfies the following two formulas.
  • the formulas using the integral symbol are continuous functions, in consideration of the convenience of calculation, the formulas use the summation symbol ( ⁇ ) as a discrete function.
  • the solar altitude (degrees) at i:30 on date k in the region where the solar cell module is installed is hk,i
  • the solar azimuth angle (degrees) in the north-based left-handed system is ⁇ k ,i . That is, Lk is calculated using the sum of the values at six points every hour from 9:30 to 14:30.
  • the start time, end time, and time interval of the time range for which the calculation is performed may be set to a value other than that of the above formula.
  • the installation surface S of the solar cell module 1 is the surface of the roof of a building, as described above. In this way, even when installing the solar cell module 1 on a roof, which is considered to be a common installation example, the effect of the shadow caused by the obstruction 6 can be minimized.
  • the solar cell module 1 is installed at an azimuth angle of 90 to 270 degrees in a north-referenced left-handed system.
  • the solar cell 20 of the solar cell string 2 has an elongated shape.
  • the solar cell string 2 is configured, for example, by connecting a plurality of solar cells 20 in a shingle.
  • a shingle connection is a connection in which the elongated solar cells 20 are sequentially arranged so that the long sides of each solar cell 20 overlap, like roofing shingles.
  • the solar cells 20 are connected in series.
  • the size of each solar cell 20 (the width dimension of each solar cell 20 in the shingle-connected solar cell string 2) is the same.
  • Each solar cell 20 is, for example, a rectangular or approximately rectangular plate shape.
  • the distance to the shield 6 or other solar cell modules 1 can be optimally adjusted by the number of series of the multiple solar cell 20 and the overlap width of the adjacent solar cell 20. It is also possible to change the width of the solar cell 20 itself in order to adjust the distance to the shield 6 or other solar cell module 1 (see, for example, Patent Document 1), but this change is restricted by the size of the silicon wafer from which the solar cell 20 is made, and it is necessary to change the printing design of the electrodes formed on the solar cell 20, etc. For this reason, it is easier to change the number of series of the multiple solar cell 20 or the overlap width of the adjacent solar cell 20 than to change the width of the solar cell 20 itself. Therefore, the approach according to this embodiment is advantageous.
  • the light-transmitting layer 3 is a protective plate having light-transmitting properties that is overlaid on the light-incident side of the solar cell string 2.
  • the light-transmitting layer 3 is, for example, a glass plate.
  • a sealing material 4 is adhered to the light-transmitting layer 3.
  • the light-transmitting layer 3 is anti-glare processed.
  • the anti-glare processing is formed, for example, by blasting processing in which an abrasive is projected obliquely onto the glass plate that is the material of the light-transmitting layer 3 to form irregularities on the surface on the light-incident side.
  • the sealing material 4 is, for example, layered on the back surface of the solar cell string 2.
  • the sealing material 4 is, for example, a resin layer. Furthermore, the sealing material 4 also covers the end faces (outer periphery) of the solar cell string 2.
  • the sum of the instantaneous power generation and the instantaneous radiation measured every 5 minutes is divided by 12000 to obtain the daily cumulative power generation (unit: kWh) and cumulative radiation (unit: kWh/m2).
  • the cumulative power generation is 4.99 kWh and the cumulative radiation is 5.74 kWh/ m2
  • the cumulative power generation is 2.52 kWh and the cumulative radiation is 5.57 kWh/ m2 .
  • the PR of the cumulative value is 86.9% in the embodiment (FIG. 3) and 45.2% in the comparative example (FIG. 4).
  • the number of solar cells used to secure the distance from the shielding object 6 to the solar cell is reduced by 10%, so that the output is 10% lower than that of the comparative example in a situation without a shadow.
  • the difference in PR between the embodiment and the comparative example is greater than 10%, so that the embodiment is more advantageous.
  • a simulation was performed on the solar cell module 1 described above using a sample equipped with a solar cell string 2 in which multiple solar cell cells 20 are connected in series.
  • a matrix was set for the distance (L) from the step (obstruction 6) of the solar cell module 1 to the solar cell and the installation orientation of the roof (0° (installed on the north side) to 90° (installed on the east side) in azimuth angle display based on the north-referenced left-handed system), and then the annual power generation was calculated.
  • L was set to 0, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, and 200 mm. This L was set by changing the number of solar cell cells 20 in series and the overlap width of adjacent solar cell cells 20.
  • the installation orientation of the roof was set to north (0° in azimuth angle display based on the north-referenced left-handed system, same below), north-northeast (22.5°), northeast (45°), east-northeast (67.5°), and east (90°).
  • the amount of solar radiation on the slope was estimated every hour using the method described in the New Solar Energy Utilization Handbook, using the NEDO database METPV-20 (average annual data).
  • the shadow length caused by the step (obstruction 6) was calculated every hour using the following formula.
  • the reduction in direct solar radiation I by its ratio ⁇ was calculated using the following formula.
  • the effective slope solar radiation (I eff,tilt) taking into account the effects of shading is calculated by multiplying the slope solar radiation (I tilt) that does not take into account the effects of shading by the "percentage of the shaded area ⁇ .”
  • the JIS8907 method was used to calculate the power generation per 1kW installation for the slope solar radiation that takes into account the effects of shading. Note that each amount of solar radiation is a function of date m and time i, but the subscripts have been omitted.
  • the installation site was Osaka Prefecture, Japan.
  • the roof angle (inclination angle (degrees) of the light receiving surface side of the solar cell module 1 with respect to the horizontal plane) R ⁇ was set to 20.25°, and the width of the light receiving area of the solar cell 20 was set to 24 mm.
  • the width of the area in which the solar cell 20 of the solar cell module 1 can be arranged was set to 240 mm.
  • the height D (height of the step) of the shield 6 based on the installation surface S of the solar cell module 1 was set to 33.3 mm.
  • the filling rate of the solar cell 20 in this case was calculated using the formula (240-L)/240.
  • the increase in power generation due to reduced shading and the maximum point of power generation loss due to a decrease in the filling rate were determined.
  • the PR value (Performance ratio) calculated by the power generation/solar radiation for the distance (L) from the step (shielding object 6) of the solar cell module 1 to the solar cell and the roof installation orientation (0 degrees (installed on the north side) to 90 degrees (installed on the east side)) is as shown in the table below.
  • the vertical values at the end of the table indicate the distance, and the horizontal values indicate the orientation.
  • the average shadow length L1 at the summer solstice is 19, 19, 19, 18, and 17, respectively, corresponding to the roof installation orientation
  • the average shadow length L2 at the winter solstice is 212, 284, 307, 115, and 39, respectively
  • the average shadow length L3 at the autumn equinox is 47, 47, 43, 34, and 24, respectively.
  • the PR value for the distance (L) from the step (shielding object 6) of the solar cell module 1 to the solar cell and the roof installation orientation (0 degrees (installed facing north) to 90 degrees (installed facing east)) is as shown in the table below.
  • the solar cell module installation structure of the present invention is not limited to the above embodiment, and various modifications can of course be made within the scope of the gist of the present invention.
  • the configuration of one embodiment can be added to the configuration of another embodiment, and part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment.
  • part of the configuration of one embodiment can be deleted.
  • the installation surface S of the solar cell module 1 is the surface of the roof of a building, but it may also be the upper surface of a stand installed on the ground or the like.
  • the installation surface S may be any horizontal or inclined surface (excluding vertical surfaces), and may also be the surface of an exterior wall of a building, etc.
  • the solar cell 20 has an elongated shape, and multiple solar cells 20 are connected in a single ring, but the shape of the solar cell 20 may be a shape other than an elongated shape, such as a square plate, and the multiple solar cells 20 may not be connected in a single ring, but may be connected by wiring material.
  • the present invention can provide a solar cell module installation structure that suppresses output reduction due to the influence of obstructions.
  • the solar cell module installation structure of the present invention comprises: An installation structure for a solar cell module including a solar cell string formed by connecting a plurality of solar cells, the solar cell module is disposed at a position where it is shaded by a shield that blocks a portion of direct solar radiation toward the solar cell module during a certain time period in a certain season; A solar cell module installation structure in which a distance L between the obstruction and an end of a light receiving surface of the solar cell that is closest to the obstruction among the plurality of solar cells satisfies the following two formulas.
  • D is the height of the obstruction based on the installation surface of the solar cell module (height in the normal direction of the installation surface)
  • B is the start time (in hours) of the time range to be calculated
  • end time in hours
  • h k,i is the solar altitude (degrees) at time i (hours) on date k
  • ⁇ k,i is the solar azimuth angle (degrees) in the azimuth angle display in the north-based left-handed system
  • R ⁇ is the angle (degrees) of the azimuth angle displayed in the north-based left-handed system toward which the installation surface of the solar cell module is oriented
  • R ⁇ is the inclination angle (degrees) of the light receiving surface of the solar cell module with respect to the horizontal plane
  • the effect of the shadow cast by the obstruction can be minimized by setting the distance L between the end of the light receiving surface of the solar cell closest to the obstruction using the above two formulas. In this way, the effect of the shadow cast by the obstruction can be minimized, thereby suppressing the decrease in output caused by the obstruction.
  • a distance L between the obstruction and an end of a light-receiving surface of the solar cell that is closest to the obstruction among the plurality of solar cells may further satisfy the following two formulas.
  • h k,i is the solar altitude (degrees) at time i:30 on date k
  • ⁇ k,i is the solar azimuth angle (degrees) in the azimuth angle display in the north-based left-handed system.
  • the effect of the shadow cast by the obstruction can be minimized by setting the distance L between the obstruction and the end of the light receiving surface of the solar cell closest to the obstruction using the above two formulas. In this way, the effect of the shadow cast by the obstruction can be minimized, thereby suppressing the decrease in output caused by the obstruction.
  • the solar cell string may be configured by connecting the plurality of solar cells in a shingled manner.
  • the distance from the shield or other solar cell modules can be optimally adjusted by the number of solar cell series connections and the overlap width of adjacent solar cell cells.
  • the solar cell modules may be installed at an angle of -90 to 90 degrees in the Northern Hemisphere and 90 to 270 degrees in the Southern Hemisphere, in a north-based left-handed system.
  • This configuration can minimize the effects of shadows cast by obstructions when the solar cell module is installed facing, for example, north in the northern hemisphere or south in the southern hemisphere.
  • the installation surface may be a surface of a roof of a building.
  • This configuration can minimize the effect of shadows caused by obstructions when installing solar cell modules on a roof.
  • the solar cell module includes a light-transmitting layer on a light incident side, The light-transmitting layer may be subjected to an anti-glare treatment.
  • This configuration can reduce light pollution caused by reflected light in the area around the installation site of the solar cell module.
  • Reference Signs List 1 solar cell module
  • 2 solar cell string
  • 3 light-transmitting layer
  • 4 sealing material
  • 5 resin sheet
  • 6 shielding material
  • 20, 21 solar cell
  • 210 light-receiving surface edge
  • k date
  • L distance
  • S installation surface

Landscapes

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Abstract

太陽電池モジュールは、遮蔽物による影にかかる位置に配置されており、遮蔽物と複数の太陽電池セルのうちで遮蔽物に最も近い太陽電池セルの受光面端部との距離Lが以下の２式を満たす太陽電池モジュールの設置構造。　太陽電池モジュールの設置面を基準とした遮蔽物の高さをD、演算の開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）をbとし、設置地点の属する地方において、日付kのiの時点における太陽高度（度）をhk,i、太陽方位の角度（度）をφk,iとする。設置面が向いている、北基準左手系の方位角表示での方位の角度（度）をRφ、太陽電池モジュールの受光面側の水平面に対する傾斜角度（度）をRθとする。k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とする。

Description

太陽電池モジュールの設置構造 関連出願の相互参照
　本願は、日本国特願２０２３－０４６７５３号の優先権を主張し、引用によって本願明細書の記載に組み込まれる。
　本発明は、複数の太陽電池セルが接続されて構成された太陽電池ストリングを含む太陽電池モジュールの設置構造に関する。
　従来、住宅等の屋根に複数配置される太陽電池モジュールが提案されている（特許文献１）。各太陽電池モジュールは、ガラス基板と、ガラス基板に設けられた複数の太陽電池セルと、外周縁に設けられた枠部と、を備える。この太陽電池モジュールにおいて、太陽電池モジュールの一部、または、太陽電池モジュールに隣接する構造物によって、一部の太陽電池セルに太陽光が遮られて影が生じることがある。これに対して、太陽光が遮られる可能性のある太陽電池セルを他の太陽電池セルよりも広幅とした構成とする対策がなされている。
日本国特開２０００－３４９３２６号公報
　ところで、上述のように、太陽電池モジュールの一部、または、太陽電池モジュールに隣接する構造物が、太陽電池セルに対して遮蔽物となり、一部の太陽電池セルに太陽光が遮られるものが発生することがある。この場合、太陽光が遮られていない太陽電池セルも含め、太陽電池モジュール全体で発電効率が低下する問題がある。
　本発明は、遮蔽物の影響による出力低下を抑制した太陽電池モジュールの設置構造を提供することを目的とする。
　本発明の太陽電池モジュールの設置構造は、
　複数の太陽電池セルが接続されて構成された太陽電池ストリングを含む太陽電池モジュールの設置構造であって、
　前記太陽電池モジュールは、前記太陽電池モジュールに向かう直達日射光の一部をある季節のある時間帯において遮蔽する遮蔽物による影にかかる位置に配置されており、
　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lが以下の２式を満たす太陽電池モジュールの設置構造。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
  
　ここで、Dは前記太陽電池モジュールの設置面を基準とした前記遮蔽物の高さ（前記設置面の法線方向の高さ）であり、
　Bは演算を行う時間範囲の開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）であり、
　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻（時表示）iにおける太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とし、
　Rφを前記太陽電池モジュールの設置面が向いている、北基準左手系の方位角表示での方位の角度（度）とし、Rθを前記太陽電池モジュールの受光面側の水平面に対する傾斜角度（度）とし、
　k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とする。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lがさらに以下の２式を満たしてもよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
  
　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻i時30分における太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とする。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池ストリングは、前記複数の太陽電池セルがシングリング接続されて構成されていてもよい。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池モジュールは、北基準左手系で、北半球では-90～90度、南半球では90～270度に設置されてもよい。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記設置面は、建築物の屋根の表面であってもよい。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池モジュールは、光入射側に透光層を備え、
　前記透光層には防眩加工が施されていてもよい。
図１は、本実施形態に係る太陽電池モジュールの模式的な平面図である。 図２は、図１のＩＩ－ＩＩ位置における模式的な断面図である。 図３は、前記太陽電池モジュールを用いたときの発電量の推移を示すグラフである。 図４は、比較例に係る太陽電池モジュールを用いたときの発電量の推移を示すグラフである。
　以下、本発明の実施形態の太陽電池モジュールの設置構造について、図１及び図２を参照しつつ説明する。この太陽電池モジュールの設置構造は、複数の太陽電池セル２０が接続されて構成された太陽電池ストリング２を含む太陽電池モジュール１の設置構造である。太陽電池モジュール１は、太陽電池ストリング２と、光入射側に設けられた透光層３と、を備える。また、太陽電池モジュール１は、太陽電池ストリング２の裏面に設けられる封止材４及び樹脂シート５を備える。なお、太陽電池モジュール１は、透光層３の外縁に配置される枠部（フレーム）を備えてもよい。この太陽電池モジュール１は、板状であり、例えば、主面（受光面）側を上方（太陽側）に向けた状態で、設置面Sに設置される。
　太陽電池モジュール１は、図２に示すように、太陽電池モジュール１に向かう直達日射光の一部をある季節のある時間帯において遮蔽する遮蔽物６による影にかかる位置に配置されている。この太陽電池モジュール１では、遮蔽物６と複数の太陽電池セル２０のうちで遮蔽物６に最も近い太陽電池セル２１の受光面端部２１０との距離Lが以下の２式を満たす。なお、遮蔽物６と太陽電池セル２１の受光面端部２１０との距離Lは、設置面Sに沿った方向における距離である。太陽電池モジュール１の設置面Sは、例えば、建築物の屋根の表面であり、太陽電池モジュール１が「屋根材一体型」である場合、設置面Sは、野地板や野地板上に設けられる防水シートの表面である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
  
　なお、上記式において、太陽電池モジュール１の設置面Sを基準とした遮蔽物６の高さ（設置面Sの法線方向の高さ）をDとする。また、演算を行う時間範囲の開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）をbとする。太陽電池モジュール１の設置地点の属する地方において、日付kのiの時点における太陽高度（度）をhk,i、北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）をφk,iとする。また、太陽電池モジュール１の設置面Sが向いている、北基準左手系の方位角表示での方位の角度（度）をRφとする。さらに、太陽電池モジュール１の受光面側の、水平面に対する傾斜角度（度）をRθとする。図２の構成では、太陽電池モジュール１の受光面側の水平面に対する傾斜角度（度）をRθは、例えば、９０度である。
　さらに、k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とする。なお本実施形態にて、「夏至」とは、正中（北半球では南中）高度が最も高い（昼の時間が最も長い）日であり、「冬至」とは正中（北半球では南中）高度が最も高い（昼の時間が最も短い）日である。例えば、「夏至」は、北半球では6月20日～22日であり、南半球では12月21日～23日である。このことを言い換えて表現すると、北半球において、「夏至」とは、黄道面が赤道面から北側に最も離れる時刻が含まれる日と、「冬至」とは、黄道面が赤道面から南側に最も離れる時刻が含まれる日である。一方、南半球において、「夏至」とは、黄道面が赤道面から南側に最も離れる時刻が含まれる日と、「冬至」とは、黄道面が赤道面から北側に最も離れる時刻が含まれる日である（北半球とは逆になる）。
　この太陽電池モジュール１の設置構造によれば、遮蔽物６に最も近い太陽電池セル２１の受光面端部２１０との距離Lを上記２式で設定することで、太陽電池モジュール１を遮蔽物６に近づけて配置しつつ、限定された時期の限定された時間帯にのみ、太陽電池モジュール１に影がかかり、遮蔽物６による影の影響を最小化できる。このように、遮蔽物６による影の影響を最小化できることにより、遮蔽物６の影響による太陽電池モジュール１の出力低下を抑制できる。
　以下、上記２式の導出方法について説明する。この２式を導出する際には、まず、第一ステップとして屋根と太陽との関係を３次元ベクトルとして表した後、影のベクトルを求めている。その後に、第二ステップとして、各ベクトルを球面極座標表示を介して直交座標表示で表し、数値計算可能な値としている。
　具体的に、影のベクトルの求め方について説明する。まず、高さDの１本の棒が屋根の表面（設置面）の法線方向に沿って立っている場合を考える。このとき、太陽とこの棒の頂点との延長線上に影が生じる。ここで、次のように単位ベクトルとして、VS（屋根から太陽に向かう単位ベクトル）、VRN（屋根面の法線ベクトル）を設定する。なお、これらのベクトルには太陽の位置および屋根角度・方位の情報が含まれている。
　第一ステップとして、この屋根の上に立つ１本の棒が作る影のベクトルを計算する。
　屋根面から太陽に向かう単位ベクトルVSを屋根法線ベクトルVRNに射影したベクトルは（VS・VRN）VRNである。この射影したベクトルを元のベクトルVSから引くと、屋根面上の成分(VSを屋根面に射影したベクトル)が求まる。これをVShと置くと、以下の数式が得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
  
　ここで、VSとVRNのなす角をαと置くと、
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012
  
であるため、棒が作る影の長さは|Dtanα|となる。よって、棒が作る影のベクトルVSHとおくとVSHはVShを単位ベクトル化してから|Dtanα|を乗じたものであるため、以下の数式が得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000013
  
　ここで、
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000014
 であるため、
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000015
  
となる。
　ところで、実際の屋根においては、遮蔽物６は１本の棒ではなく、段差の構造となっている。そのため、この棒が屋根の幅方向に無数に存在する状況を考える。この段差が作り出す影は、１本の棒が作り出す影ベクトルの屋根長さ方向（幅方向に延びる段差と垂直方向）の成分で与えられる。影ベクトルの屋根長さ方向（幅方向に延びる段差と垂直方向）の単位ベクトルVRH、先ほど求めたVSHをVRHに正射影することで求められる。
　VRHにVSHを射影したベクトルは（VRH・VSH）VRHである。ここで、VSHとVRHのなす角をγとする。VRHとVRNは直交するため内積がゼロであることを利用すると、以下の数式が得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000016
  
　なお、以下の式が成り立つとき、太陽は屋根の表面（設置面）の裏側にあり、屋根全体に直達光が照射されない。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000017
  
　また、以下の式が成り立つとき、影は屋根の表面（設置面）の下側から上側（棟方向）に生じていることになるが、今回検討している段差の構造において、下から上に流れるような影は発生しないので、屋根全体に直達光が照射される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000018
  
　したがって、実際に影ができるのは
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000019
  
のときのみとなる。このとき、
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000020
  
となるため、「屋根の上に立つ棒が作る影のベクトル」として、以下の値が得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000021
  
　第二ステップとして、各ベクトルを球面極座標表示を介して直交座標表示で表し、数値計算可能な値とする。なお、観測点から見た太陽の運航は球面座標系で導出される。そのため、数値計算可能な値を求めるためには、「屋根の上に立つ棒が作る影のベクトル」を球面座標系で定めた後、直交座標系に変換して内積等の計算を行う必要がある。
　具体的に、ある日時における太陽高度をh、太陽方位をφとし、屋根の方位Rφに設置された傾斜Rθの屋根が高さDの段差を持っていた場合の、影の長さを求める。太陽高度hは地平方向を0°、天頂（観測者の真上）を90°として太陽の角度を与えたもので、球面座標系のθが天頂として考えるので、θ=90°-hの関係がある。太陽方位φおよび屋根方位Rφは、北基準左手系を用いて表記し、ベクトル計算においては東基準右手系に変換して用いるものとする。北基準左手系は北を0度として時計回り、東基準右手系は東を0度として反時計回りである。なお、一般的なxy座標における、x軸＋方向が東であり、y軸＋方向が北である。北基準左手系で求めた太陽方位φを右手系東基準に変換すると90°-φになる。例えば、下記表のように、南東は北基準左手系において135度であるが、東基準右手系において90°-135°＝-45°、即ち、315°となる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000022
  
　以上を踏まえると、球面座標系では、VS、VRN、VRHは、以下のようになる。
　なお、VRN、VRHに関しては、求めるベクトルを原点に平行移動してから考えると感覚的に理解することができる。また、これらのベクトルはすべて単位ベクトルであるのでr=1である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000023
  
　次に、球面極座標で表示した各ベクトルを直交座標表示に変換する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000024
  
　これにより、内積は以下のように求められる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000025
  
　従って、影の長さは以下のように求められる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000026
  
　以上より、開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）をbまでの影の長さの平均値Lは、k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とすると、以下の２式を満たす。なお、夏至・冬至の日付は、以下各式を用いて評価を行う年における日付である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000027
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000028
  
　本実施形態では、遮蔽物６と複数の太陽電池セル２０のうちで遮蔽物６に最も近い太陽電池セル２１の受光面端部２１０との距離Lが以下の２式を満たす。これは、前記積分記号を用いた式は連続関数であるが、計算の利便性を鑑みて、離散関数として総和記号（Σ）を用いた式である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000029
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000030
  
　なお、上記式において、太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、日付kのi時30分における太陽高度（度）をhk,i、北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）をφk,iとする。即ち、9時30分から14時30分までの1時間ごとの6ポイントでの数値の総和を用いて、Lkを算出している。なお、演算を行う時間範囲の開始時刻、終了時刻、時間間隔は、前式以外の設定を行ってもよい。
　本実施形態では、太陽電池モジュール１の設置面Sは、上述のように、建築物の屋根の表面である。このように、施工例として多いと考えられる太陽電池モジュール１を屋根に設置する場合であっても、遮蔽物６による影の影響を最小化できる。
　また、本実施形態では、太陽電池モジュール１は、北基準左手系の方位角表示で、90～270度に設置される。かかる構成によれば、太陽電池モジュール１の設置地点が北半球における北向きの場合に、遮蔽物６による影の影響を最小化できる。
　本実施形態では、太陽電池ストリング２の太陽電池セル２０は、細長形状とされている。また、太陽電池ストリング２は、例えば、複数の太陽電池セル２０がシングリング接続されて構成されている。シングリング接続とは、細長形状の太陽電池セル２０を、屋根板を葺くようにして、各太陽電池セル２０における長辺が重なるように順次配置していくことによる接続である。本実施形態の太陽電池ストリング２では、太陽電池セル２０は、直列接続されている。各太陽電池セル２０の大きさ（シングリング接続された太陽電池ストリング２では、各太陽電池セル２０の幅寸法）は同じである。各太陽電池セル２０は、例えば、長方形及び略長方形の板状である。
　かかる構成によれば、太陽電池ストリング２が、シングリング接続により構成される場合、複数の太陽電池セル２０の直列数、及び、隣り合う太陽電池セル２０の重なり幅によって、遮蔽物６または他の太陽電池モジュール１との距離を最適に調整できる。なお、遮蔽物６または他の太陽電池モジュール１との距離を調整するために、太陽電池セル２０そのものの幅を変更することも考えられるが（例えば特許文献１参照）、この変更について、太陽電池セル２０の材料となるシリコンウエハのサイズによる制約があり、太陽電池セル２０に形成される電極の印刷デザインを変更等する必要がある。そのため、太陽電池セル２０そのものの幅を変更するよりも、複数の太陽電池セル２０の直列数や隣り合う太陽電池セル２０の重なり幅の変更する方が容易である。従って、本実施形態による対応の方が優位である。
　透光層３は、太陽電池ストリング２の光入射側に重ねられた、透光性を有する保護板である。また、透光層３は、例えば、ガラス板である。さらに、透光層３には、封止材４が接着されている。本実施形態では、透光層３には、防眩加工が施されている。防眩加工は、例えば、透光層３の材料となるガラス板に対して斜め方向に研磨材を投射して、光入射側の面に凹凸を形成するブラスト加工により形成される。これにより、北半球において太陽電池モジュール１を北向きに設置するとき、または、南半球において太陽電池モジュール１を南向きに設置するとき、設置地点の隣接地に光の反射角度により光害を及ぼす可能性があるが、この光害を有効に抑制できる。
　封止材４は、例えば、太陽電池ストリング２の裏面に重ねられている。また、封止材４は、例えば、樹脂層である。さらに、封止材４は、太陽電池ストリング２の端面（外周）も覆っている。
　以上の太陽電池モジュール１について、設置箇所は日本国兵庫県豊岡市、方位は北基準左手系の方位角表示で-13°（真北から13°西）となる模擬屋根を用いて、発電量を測定する実験を行った。この屋根に対して、水平面からの傾斜15.3度、上段の太陽電池モジュールによる段差高さ（太陽電池モジュール１の設置面Sを基準とした遮蔽物６の高さ）D=36mmとなるように太陽電池モジュール１を設置する。この条件で設置された太陽電池モジュール１において、夏至における平均影長さL1=14.7ｍｍであり、冬至における平均影長さL2=199.7ｍｍである。また、太陽電池モジュール１の段差（遮蔽物６）から太陽電池セルまでの距離（L）について、L=40mmとした実施例の太陽電池モジュールと、L=8mmとした比較例の太陽電池モジュールと、を用いて8月上旬の晴天日（異なった日）に測定を実施している。なお、実施例と比較例は、モジュールの形状は同じで、太陽電池セルの幅はとも24mmで、セルの直列数を10％減らすことによってＬの値を調整している。
　模擬屋根上に設置して直列接続した複数の太陽電池モジュールをIVカーブトレーサーと接続し、IVカーブを5分ごとに取得し、各時刻における最適動作点での出力（Pmax）を測定した。前記Pmaxを、ソーラーシミュレータを用いて事前に測定したStandard Test Conditionにおける各モジュールのPmaxの総和の値で除して、単位設置量(1kW)あたりの瞬時発電量（単位：W）として、図３及び図４のグラフ上にプロットした。また、日射計を用いて測定した日射量の瞬時値（単位：W/m2）を、同図のグラフ上にプロットした。また、瞬時発電量/瞬時日射量を瞬時におけるPR(Performance Ratio)として、同図のグラフ上にプロットしている。
　実施例（図３）では、太陽電池モジュール１の影の影響が抑えられ、瞬時におけるPRが80～90％と高い水準で維持されていることがわかる。一方、比較例（図４）において、午前中は太陽電池ストリング２における1枚目のセル（最も遮蔽物６に近いセル）が影に覆われている。そのため、「瞬時におけるPR」は10～30％ほどしかなく、方位が北から西に13°となっている今回の測定模擬屋根においては、夕方にかけて影が短くなるため、15時以降になって「瞬時におけるPR」が80～90％に回復する。
　5分毎に測定した瞬時発電量および日射量の瞬時値の総和を12000で除すと、1日の積算発電量(単位:kWh）および積算日射量（単位：kWh/m2)が求まる。実施例（図３）において積算発電量は4.99kWh、積算日射量は5.74kWh/m2となり、比較例（図４）において積算発電量は2.52kWh、積算日射量は5.57kWh/m2となる。積算値のPRは実施例（図３）において86.9%、比較例（図４）において45.2%となる。ただし、実施例において、遮蔽物６から太陽電池セルまでの距離を取るために用いた太陽電池セルの枚数を10%減らしているため、影の無い状況においては比較例よりも10%出力が低下する。しかしながら、今回の測定結果において、実施例と比較例のPRの差は10%よりも大きいため、実施例のほうが有利であることがわかる。
　また、以上の太陽電池モジュール１について、複数の太陽電池セル２０を直列接続した太陽電池ストリング２を備えたサンプルを用いて、シミュレーションを行った。このシミュレーションでは、太陽電池モジュール１の段差（遮蔽物６）から太陽電池セルまでの距離（L）と、屋根の設置方位（北基準左手系の方位角表示で0°（北面設置）～90°（東面設置））とのマトリックスを設定した上で、年間発電量を算出した。具体的に、Lは、０、５、１０、１５、２０、３０、４０、５０、７５、１００、１５０、２００ｍｍとした。このLは、複数の太陽電池セル２０の直列数や隣り合う太陽電池セル２０の重なり幅を変更することで設定している。また、屋根の設置方位は、北（北基準左手系の方位角表示で０°、以下同じ）、北北東（２２．５°）、北東（４５°）、東北東（６７．５°）、東（９０°）とした。
　このシミュレーションでは、NEDOデータベースMETPV-20(平年値データ）を用いて、新太陽エネルギー利用ハンドブックに記載されている方法を用いて、斜面日射量を1時間ごとに推定した。また、段差（遮蔽物６）による影長さは、下記式を用いて1時間毎に算出した。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000031
  
　また、算出した影長さ及び太陽電池セルの幅ｗを用いて、段差（遮蔽物６）に最も近い太陽電池セルのうち影がかかる領域の割合ρを、下記式を用いて計算した。ただし、ρが０未満となる場合は、ρ=0とし、ρが１より大きくなる場合は、ρ=1とする。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000032
  
　さらに、直達日射量Iがその割合ρ分低減することを、下記式を用いて計算した。ここで、影の影響を考慮した有効斜面日射量(I 　eff,tilt）は、影の影響を考慮しない斜面日射量(I　tilt)に「影がかかる領域の割合ρ」を乗じたものである。また、影の影響を考慮した斜面日射量に対して、JIS8907の方法を用いて1kW設置当たりの発電量としている。なお、各日射量は、日付m、時刻iの関数となるが、添え字は省略している。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000033
  
　なお、設置地点は日本国大阪府とした。また、屋根角度（太陽電池モジュール１の受光面側の水平面に対する傾斜角度（度））Rθを20.25°とし、太陽電池セル２０の受光する領域の幅は、24ｍｍとした。また、太陽電池モジュール１の太陽電池セル２０を配置できる領域の幅を、240ｍｍとした。さらに、太陽電池モジュール１の設置面Sを基準とした遮蔽物６の高さD（段差の高さ）を33.3ｍｍとした。
　この場合の太陽電池セル２０の充填率は、(240-L)/240の式により算出した。また、太陽電池セル２０の充填率と年間発電量とをかけることで、影がかかりにくくなることによる発電量向上と、充填率が減ることによる発電量損失の最大点とを求めている。
　このシミュレーションによれば、屋根の設置方位が、北、北北東、北東、東北東、東のときのいずれにおいても、Lが下記式を満たす場合、発電量が高い水準で維持されていることがわかった。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000034
  
　なお、L1は夏至における平均影長さであり、L2は冬至における平均影長さである。
　また、このシミュレーションによれば、屋根の設置方位が、北、北北東、北東、東北東、東のときのいずれにおいても、Lが下記式を満たす場合、発電量が高い水準で維持されていることがわかった。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000035
  
　なお、L3は秋分における平均影長さであり、L2は冬至における平均影長さである。
　具体的に、太陽電池モジュール１の段差（遮蔽物６）から太陽電池セルまでの距離（L）、及び、屋根の設置方位（0度（北面設置）～90度（東面設置））に対する、発電量/日射量で求められるPR値（Performance ratio）は、下記表の通りである。表中の端部における縦並びの数値が距離であり、横並びの数値が方位である。なお、屋根の設置方位が北基準左手系の方位角表示で0度、22.5度、45度、67.5度、90度の場合、夏至における平均影長さL1は、屋根の設置方位に対応して、順に、19、19、19、18、17であり、冬至における平均影長さL2は、順に、212、284、307、115、39であり、秋分における平均影長さL3は、順に、47、47、43、34、24である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000036
  
　このように、遮蔽物６から太陽電池セル２０をある程度離す（L1<L）ことで、の場合、L<L1の場合と比べて、各方位においてPR値が10%以上改善していると言える。また、今回のシミュレーションでは太陽電池モジュール１における太陽電池セル２０を置くことのできる領域の幅を240mmに設定して計算しているため、L2よりもかなり手前の位置となるL=30～50mmのときに最も効率が良くなっている。なお、L=150～200ｍｍのときには、太陽電池セル２０の充填率が低下することにより、PR値が低下している。
　太陽電池モジュール１における太陽電池セル２０を置くことのできる領域の幅を480mmに設定した場合の太陽電池モジュール１の段差（遮蔽物６）から太陽電池セルまでの距離（L）、及び、屋根の設置方位（0度（北面設置）～90度（東面設置））に対する、PR値は、下記表の通りである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000037
  
　このように、太陽電池モジュール１における太陽電池セル２０を置くことのできる領域の幅を広くした構成においては、この領域の幅を240mmに設定した構成と比べて、L2近くにLを設定した方が効率を良好なものとできる。
　なお、本発明の太陽電池モジュールの設置構造は、上記実施形態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囲内において種々変更を加え得ることは勿論である。例えば、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を追加することができ、また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることができる。さらに、ある実施形態の構成の一部を削除することができる。
　上記実施形態の太陽電池モジュール１の設置面Sは、建築物の屋根の表面であったが、地面等に設置した架台の上面であってもよい。なお、設置面Sは、水平面や傾斜面（垂直面を除く面）であればよく、建築物の外壁等の表面であってもよい。
　上記実施形態の太陽電池ストリング２では、太陽電池セル２０が、細長形状とされており、複数の太陽電池セル２０がシングリング接続されていたが、太陽電池セル２０の形状は正方形板状等の細長形状以外の形状を有してもよく、複数の太陽電池セル２０はシングリング接続されておらず、配線材によって接続されていてもよい。
　以上より、本発明によれば、遮蔽物の影響による出力低下を抑制した太陽電池モジュールの設置構造を提供することができる。
　本発明の太陽電池モジュールの設置構造は、
　複数の太陽電池セルが接続されて構成された太陽電池ストリングを含む太陽電池モジュールの設置構造であって、
　前記太陽電池モジュールは、前記太陽電池モジュールに向かう直達日射光の一部をある季節のある時間帯において遮蔽する遮蔽物による影にかかる位置に配置されており、
　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lが以下の２式を満たす太陽電池モジュールの設置構造。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000038
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000039
  
　ここで、Dは前記太陽電池モジュールの設置面を基準とした前記遮蔽物の高さ（前記設置面の法線方向の高さ）であり、
　Bは演算を行う時間範囲の開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）であり、
　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻（時表示）iにおける太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とし、
　Rφを前記太陽電池モジュールの設置面が向いている、北基準左手系の方位角表示での方位の角度（度）とし、Rθを前記太陽電池モジュールの受光面側の水平面に対する傾斜角度（度）とし、
　k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とする。
　かかる構成によれば、遮蔽物に最も近い太陽電池セルの受光面端部との距離Lを上記２式で設定することで、遮蔽物による影の影響を最小化できる。このように、遮蔽物による影の影響を最小化できることにより、遮蔽物の影響による出力低下を抑制できる。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lがさらに以下の２式を満たしてもよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000040
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000041
  
　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻i時30分における太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とする。
　かかる構成によれば、遮蔽物遮蔽物に最も近い太陽電池セルの受光面端部との距離Lを上記２式で設定することで、遮蔽物による影の影響を最小化できる。このように、遮蔽物による影の影響を最小化できることにより、遮蔽物の影響による出力低下を抑制できる。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池ストリングは、前記複数の太陽電池セルがシングリング接続されて構成されていてもよい。
　かかる構成によれば、太陽電池ストリングがシングリング接続により構成される場合、複数の太陽電池セルの直列数、及び、隣り合う太陽電池セルの重なり幅によって、遮蔽物または他の太陽電池モジュールとの距離を最適に調整できる。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池モジュールは、北基準左手系で、北半球では-90～90度、南半球では90～270度に設置されてもよい。
　かかる構成によれば、太陽電池モジュールの設置地点が、例えば、北半球における北向き、南半球における南向きの場合に、遮蔽物による影の影響を最小化できる。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記設置面は、建築物の屋根の表面であってもよい。
　かかる構成によれば、太陽電池モジュールを屋根に設置する場合に、遮蔽物による影の影響を最小化できる。
　また、前記太陽電池モジュールの設置構造では、
　前記太陽電池モジュールは、光入射側に透光層を備え、
　前記透光層には防眩加工が施されていてもよい。
　かかる構成によれば、太陽電池モジュールの設置地点周辺への反射光による光害を抑制できる。
　１…太陽電池モジュール、２…太陽電池ストリング、３…透光層、４…封止材、５…樹脂シート、６…遮蔽物、２０、２１…太陽電池セル、２１０…受光面端部、ｋ…日付、L…距離、S…設置面
 

Claims (6)

  1. 　複数の太陽電池セルが接続されて構成された太陽電池ストリングを含む太陽電池モジュールの設置構造であって、
    　前記太陽電池モジュールは、前記太陽電池モジュールに向かう直達日射光の一部をある季節のある時間帯において遮蔽する遮蔽物による影にかかる位置に配置されており、
    　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lが以下の２式を満たす太陽電池モジュールの設置構造。
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
      
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
      
    　ここで、Dは前記太陽電池モジュールの設置面を基準とした前記遮蔽物の高さ（前記設置面の法線方向の高さ）であり、
    　Bは演算を行う時間範囲の開始時刻（時表示）をa、終了時刻（時表示）であり、
    　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻（時表示）iにおける太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とし、
    　Rφを前記太陽電池モジュールの設置面が向いている、北基準左手系の方位角表示での方位の角度（度）とし、Rθを前記太陽電池モジュールの受光面側の水平面に対する傾斜角度（度）とし、
    　k=1を夏至の日付とし、k=2を冬至の日付とする。
  2. 　前記遮蔽物と前記複数の太陽電池セルのうちで前記遮蔽物に最も近い前記太陽電池セルの受光面端部との距離Lがさらに以下の２式を満たす、請求項１に記載の太陽電池モジュールの設置構造。
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
      
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
      
    　前記太陽電池モジュールの設置地点の属する地方において、hk,iを日付kの時刻i時30分における太陽高度（度）とし、φk,iを北基準左手系の方位角表示での太陽方位の角度（度）とする。
  3. 　前記太陽電池ストリングは、前記複数の太陽電池セルがシングリング接続されて構成されている、請求項１または２に記載の太陽電池モジュールの設置構造。
  4. 　前記太陽電池モジュールは、北基準左手系で、北半球では-90～90度、南半球では90～270度に設置される、請求項１または２に記載の太陽電池モジュールの設置構造。
  5. 　前記設置面は、建築物の屋根の表面である、請求項１または２に記載の太陽電池モジュールの設置構造。
  6. 　前記太陽電池モジュールは、光入射側に透光層を備え、
    　前記透光層には防眩加工が施されている、請求項１または２に記載の太陽電池モジュールの設置構造。
     
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