(57)【要約】【課題】ＶＳＩの負荷率低下による交直変換効率の低下を防止し、高い稼働率を維持できる太陽光発電設備を提案すること。【解決手段】定格電圧の異なる２つのＰＶアレイ群と、２台のＶＳＩと、それらの間に施設される直流母線とからなる二つの太陽電池の系列にて、前記直流母線の間には母線連絡用の整流器を設け、前記整流器の接続は、前記整流器のカソードを定格電圧の高い方のＰＶアレイのある直流母線側とし、前記整流器のアノードを定格電圧の低い方のＰＶアレイのある直流母線側とする太陽光発電設備。【発明の効果】日射状況が良好で最大電力に近い出力の場合は、各系列で個別にＭＰＰＴ制御することができ、日射が低下した場合は、母線連絡用の整流器を導通（ＯＮ）させ、２つのＰＶアレイ群を１台のＶＳＩで運転させることで、ＶＳＩの負荷率、つまり、交直変換効率を維持させることができる。【選択図】 図５
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
２つのＰＶアレイ群と、２台のＶＳＩと、それらの間に施設される２本の直流母線と、および、前記直流母線間の２本の連絡線からなる太陽光発電設備であり、
前記２つのＰＶアレイ群は定格電圧を異なるものとして構成し、
前記連絡線の１本には母線連絡整流器を設け、前記母線連絡整流器の接続は、前記母線連絡整流器のカソードを定格電圧の高い方のＰＶアレイ群のある直流母線側とし、前記母線連絡整流器のアノードを定格電圧の低い方のＰＶアレイ群のある直流母線側としたこと、
を特徴とする太陽光発電設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は，太陽電池モジュール（ＰＶモジュール：Photo Voltaic Module）を直並列に接続してなる太陽電池アレイ（ＰＶアレイ：Photo Voltaic Array）を、更に１又は複数直並列してなるＰＶアレイ群からなる太陽光発電設備に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
一般に、太陽光発電の分野においては、太陽電池セルを直並列に接続してなるＰＶモジュールを基本要素としてシステムを構築する。つまり、適当な数のＰＶモジュールを直列に又は必要な場合は直並列に接続し、所要の直流電圧、直流電流を出力できるようにする。そして、この直流出力を電圧型インバータ（ＶＳＩ：Voltage Source Inverter）で交流電力に変換し、この交流電力は需要家内で消費され、又は、消費されない余剰電力は電力会社と契約し電力系統に供給される。
【０００３】
現在、ＭＷ級の大規模な太陽光発電設備が期待され、特に、電力会社が地方自治体と協働して設置する計画が多数ある。このような大規模な太陽光発電設備では、容量が大きいため、多数のＰＶモジュールを直並列に接続してなるＰＶアレイを基本要素としてシステム構築することとなる。つまり、ある容量のＰＶアレイ群に１台のＶＳＩを割り振り、それを一つのユニットとして、このユニットを所要の数だけ設置する。そして、これらの１又は複数のユニットを統合して電力系統に連系する構成となる。
【０００４】
太陽光発電においては、太陽からの日射強度の変化、（気温変化や日射強度の変化等に起因する）太陽電池セルの温度変化などにより、直流出力が変動する。そして、ＶＳＩは、図１に示すように、負荷率の低下とともに交直変換効率が低下する特性をもつことから、交流出力は、直流出力の低下により更に低下してしまうことになる。
【０００５】
そして、大容量な太陽光発電設備においては、ＰＶアレイ群を施設する面積が広大になり、雲などによる日陰の影響によるＰＶアレイ又はＰＶアレイ群の間の日射強度の不均一により、戸建住宅の屋根に設置するような小容量な太陽光発電設備に比べて顕著になる可能性がある。そのため、大容量な太陽光発電設備においては、ＶＳＩの部分負荷運転による出力低下がより深刻な問題となりかねない。
【０００６】
そこで、２系列（１系列は、１又は複数のＰＶアレイからなるＰＶアレイ群１つとＶＳＩ１つを本線と帰線で接続したものをいう。なお、以下、本線と帰線を直流母線ということがある）の直流母線５の間を、連絡線６を介して接続する図２のシステム構成が提案されている（例えば、特許文献１を参照）。
【０００７】
このシステム構成において、ＰＶアレイ群２ａの直流出力低下が低下した場合の動作を説明する。このＰＶアレイ群２ａの直流出力が低下し規定値以下になった場合、ＶＳＩ３ａ又はＶＳＩ３ｂのいずれかをゲートブロック（ＧＢ：Gate Block）する。ここでは、ＶＳＩ３ａをＧＢしたとする。すると、ＰＶアレイ群２ａからの直流電流は、連絡線６ａを介して、ＶＳＩ３ｂ側の直流母線５ｃに流入する。そして、２つのＰＶアレイ群２ａ、２ｂからの合成された直流出力を１台のＶＳＩ３ｂで交直変換する。このようにすることで、図１に表されるようなＶＳＩの部分負荷運転による出力低下を防ぐことができる。ここで、ＶＳＩをＧＢするときのＰＶアレイ群の出力の規定値は、実際のＶＳＩの負荷率−交直変換効率特性の測定結果から、交直変換効率が最大になるように設定する。
【０００８】
しかし、このシステム構成では、２系列運転時にＶＳＩごとの個別のＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御がうまく行えなくなるという別の問題が発生してしまう。
ここで、ＭＰＰＴ制御とは、太陽電池の直流出力が最大となる電圧と電流の最適動作点に追従制御させるものであり、例えば、現在の動作点で得られる出力電力と、その動作点から微小範囲で変動させた新規の動作点での出力電力とを比較して、出力電力が増す方向への方向判断を選択し、日射強度の変化などにより常に変動している最適動作点に逐次移動させる方法が典型的なものである（例えば、非特許文献１を参照）。
【０００９】
このシステム構成では、２つの系列の直流母線が電気的に接続され、この母線電圧が同じとなる。このため、ＰＶアレイ群２ａの最大電力発生電圧とＰＶアレイ群２ｂの最大電力発生電圧は、二つのＰＶアレイ群の片方の出力が低下する場合は、当然、異なり、各ＰＶアレイ群ごとの個別制御は不可能になる。そして、例えば、図３（Ａ）に示す同一特性のＰＶアレイ群を用いるとして、ＰＶアレイ群２ａには日光が強く照射（例えば照射強度1.0kW/m2）され、ＰＶアレイ群２ｂには日光が弱く照射（例えば照射強度0.7kW/m2）された場合は、この二つのＰＶアレイ群の合成特性は、図３（Ｂ）に示すとおり双峰型のものとなる。この場合、電圧を昇圧方向に探査すると、この合成特性のグラフ上の点Ｐ２（極大点）が運転ポイントとなるが、グラフから明らかなように最適動作点はグラフ上の点Ｐ１（最大点）であり、Ｐ２での電圧・電流で運転すると、出力可能な最大値より、Ｐ１−Ｐ２だけ直流出力が減少する。
【００１０】
この場合、電圧を降圧方向にも探査したり、昇圧方向と降圧方向を組合せて探査したり、又は、探査する電圧範囲を広げたりすることにより、極大点ではなく最大点を見つけ出すことは可能なようにも思える。しかし、この様にすると、最適動作点を探査するのに時間がかかり、また、太陽照射の強度の変動や経年によるセル故障（特に、片側のＰＶアレイ群におけるセル故障）による出力低下なども考えられ、制御のタイムラグなどにより直流出力の最大化を図るのは、極めて困難となる場合がある。
【００１１】
このため、この問題を解決すべく、図４に示すように、連絡線６ａに母線連絡スイッチ７を設けるシステム構成が考案されている。つまり、ある一定の出力を敷居値と規定し、二つのＰＶアレイ群のどちらの出力もこの敷居値を下回っていない場合には、連絡線６aを導通させず（スイッチ７をＯＦＦのままにして）、ＰＶアレイ群１つとＶＳＩ１台からなる１系列を個別にＭＰＰＴ制御で運転する。そして、ＰＶアレイ群２ａの出力、又は、ＰＶアレイ群２ｂの出力のどちらかが敷居値を下回った場合には、連絡線６ａを導通させ（スイッチ７をＯＮにして）、かつ、ＶＳＩ３ａをＧＢし、ＶＳＩ３ｂのみで交直変換を行う。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１２】
【特許文献１】特開平成８年第３３２１１号公報
【非特許文献】
【００１３】
【非特許文献１】電力工学ハンドブック、朝倉書店、2005年10月30日初版第1刷、404頁
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
しかし、このシステム構成では、母線連絡スイッチ７を動作させるスイッチ駆動装置８を設ける必要があり、システムの大型化やこのスイッチ駆動装置８による電力損失が新たな問題となる。このように、母線連絡スイッチ７を設けずに、ＶＳＩの制御のみで、動作するＶＳＩを２台運転から１台運転に切り替える方式が求められている。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
そこで、発明者らは、この課題を解決すべく、次の構成の太陽光発電設備を発明した。
つまり、２つのＰＶアレイ群と、２台のＶＳＩと、それらの間に施設される２本の直流母線と、および、前記直流母線間の２本の連絡線からなる太陽光発電設備であり、
前記２つのＰＶアレイ群は定格電圧を異なるものとして構成し、
前記連絡線の１本には母線連絡整流器を設け、前記母線連絡整流器の接続は、前記母線連絡整流器のカソードを定格電圧の高い方のＰＶアレイ群のある直流母線側とし、前記母線連絡整流器のアノードを定格電圧の低い方のＰＶアレイ群のある直流母線側としたこと、を特徴とする太陽光発電設備である。
【発明の効果】
【００１６】
本発明の効果を説明する。
日射状況が良好でＰＶアレイ群が定格電力又はそれに近い出力の場合は、直流母線の電圧はほぼ定格電圧程度となり、ＰＶアレイ群の定格電圧が異なることから、母線連絡整流器はアノード側がカソード側より低電圧に接続されていることから非導通（ＯＦＦ）状態となる。そのため、ＰＶアレイ群１つとＶＳＩ１台からなる夫々の系列は電気的に分離され、各系列で個別にＭＰＰＴ制御を行うことができ、交直変換効率を維持できる。
【００１７】
また、日射が低下した場合は、定格電圧の低い方のＰＶアレイ群に対応するＶＳＩをＧＢすることで、これと直接接続する直流母線の電圧が昇圧し、母線連絡整流器のアノード側がカソード側より高電圧となる。そのため、母線連絡整流器は導通（ＯＮ）状態となる。そのため、定格電圧の低い方のＰＶアレイに直接接続する直流母線に流れる電流は、連絡線を介して、定格電圧の高い方のＰＶアレイ群に対応するＶＳＩに流れ、２つのＰＶアレイ群の直流出力が片側のＶＳＩに集中することでＶＳＩの負荷率は向上し、ＶＳＩの交直変換効率を維持できる。
【００１８】
さらに、本発明によると、スイッチ駆動装置が不要となり、システム全体の小型化とコストダウンが図れる。
【図面の簡単な説明】
【００１９】
【図１】電圧型インバータ（ＶＳＩ）の負荷率−交直変換効率の特性を表す曲線である。
【図２】直流母線間に連絡線を設けた従来技術を説明する図である。
【図３】（Ａ）ＰＶアレイ群のＩ−Ｖ特性（パラメータ：日射強度）及びＰ−Ｖ特性（パラメータ：日射強度）、（Ｂ）日射強度が相違する二つのＰＶアレイ群の出力を合成したＰ−Ｖ特性を説明する図である。
【図４】直流母線間の連絡線に母線連絡スイッチを設けた従来技術を説明する図である。
【図５】本発明の実施形態の説明の図である。
【図６】日射強度の変化によるＰ−Ｖ特性の変化と動作点の変移を説明する図であり、（Ａ）Ｐ1(第1状態)の場合、（Ｂ）Ｐ２(第2状態)の場合、（Ｃ）Ｐ3(第3状態)の場合である。
【図７】電圧型インバータ（ＶＳＩ）の直流入力−交直変換効率の特性を表す曲線である。
【発明を実施するための形態】
【００２０】
以下、図面を参照しながら、本発明の実施形態について説明する。
なお、以下の実施形態は、本発明の具体例であり、本発明の技術的範囲を限定するものではない。
【００２１】
（発明の構成の説明）
図５は、本発明の基本となる構成を示すものである。ここで、図５の上側のＰＶアレイ群２ａ、直流母線５ａ、５ｂ、整流器４ａ、４ｃ、ＶＳＩ３ａをまとめてＡ系列と、図５の下側のＰＶアレイ群２ｂ、直流母線５ｃ、５ｄ、整流器４ｂ、４ｄ、ＶＳＩ３ｂをまとめてＢ系列と呼ぶことがある。
【００２２】
図５において、ＰＶアレイ群の定格電圧は、上側のＡ系列よりも下側のＢ系列の方が高いようにする（例えば、ＰＶアレイ群２ａが３８０Ｖ、ＰＶアレイ群２ｂが４００Ｖとする）。ここで、２つのＰＶアレイ群を同容量としてもよいし、定格電流は同じにして定格電圧を異なるものにして異容量としてもよい。
【００２３】
ＰＶアレイ群は、一又は複数のＰＶアレイの直並列により構成されているが、このＰＶアレイ群の定格電圧を変更するには、ＰＶアレイのＰＶモジュールの直列数を変更してもよいし、更には、太陽電池セルの直列数の異なるＰＶモジュールを選定してもよい。また、２種類の仕様のＰＶアレイまたはＰＶモジュールを用意し、それを適宜組み合わせることで、定格電圧を異なるようにしてもよい。
【００２４】
ＶＳＩの容量も、ＰＶアレイ群と同様に、同容量としてもよいし、異容量としてもよい。ただし、異容量とする場合は、ＶＳＩ３ａの容量はＶＳＩ３ｂの容量以下にする必要がある。これは、後述のように、ＶＳＩ３ａをＧＢすることで、２つのＰＶアレイ群の直流電力はＶＳＩ３ｂに集中することとなるので、ＶＳＩ３ｂの容量が小さいと、定格容量を超えてしまうからである。
【００２５】
直流母線５ａと５ｃの間と、直流母線５ｂと５ｄの間とには、それぞれ連絡線６ａ、６ｂが設けられ、この連絡線６ａには母線連絡整流器９が直列に設置されている。この母線連絡整流器９の設置方法（極性）は、アノード側を定格電圧の低いＰＶアレイ群２ａのある方の直流母線５ａとし、カソード側を定格電圧の高いＰＶアレイ群２ｂのある方の直流母線５ｃとする。
【００２６】
直流母線５ａと５ｃには、連絡線６ａとの接続点の前後に整流器４ａ、４ｂ、４ｃ、４ｄが設置されている。これは、逆流によるＰＶアレイ群およびＶＳＩの破損を防止するためのものである（整流器の方が価格的に圧倒的に安価なためである）。
【００２７】
（発明の動作の説明（その１）：日射強度が強い場合）
日射が雲に遮られたりせず、ＰＶアレイ群への日射が強い状態（以下、第１状態、又は、Ｐ1という。なお、以下では、Ｐに添字等を付して、Ａ系列等の動作点や時系列を表すことがある）の場合の動作を説明する。
この場合、ＰＶアレイ群の出力は定格近傍であることから、Ａ系列とＢ系列の直流母線間においては、ＰＶアレイ群２ａとＰＶアレイ群２ｂの定格電圧のほぼ差分に当たる電圧差が発生する。しかし、この電圧差の極性（直流母線５ａの電圧＜直流母線５ｃの電圧）では、Ａ系列とＢ系列の直流母線間に設置されている母線連絡整流器９に逆起電力が印加され、母線連絡整流器９は非導通（ＯＦＦ）の状態となり、Ａ系列とＢ系列は電気的に分離（独立）のものとなる。そのため、Ａ系列、Ｂ系列ともに個別にＭＰＰＴ制御を行い、比較的高い交直変換効率を維持できる。
【００２８】
Ｂ系列は図６（Ａ）におけるＰ−Ｖ特性図の動作点Ｐb1（出力電圧Ｖb1）で、Ａ系列は同じ図の動作点Ｐa1（出力電圧Ｖa1）で、それぞれ動作しているとする。すると、この状態での二つのＰＶアレイ群からの直流出力の和Ｐdc(Ｐ1)は、
Ｐdc(Ｐ1)＝Ｐdc_b(Ｖb1)＋Ｐdc_a(Ｖa1)
と表せる。ここで、右辺の第１項はＢ系列の図６（Ａ）における動作点Ｐb1（出力電圧Ｖb1）における直流出力、第２項はＡ系列の図６（Ａ）における動作点Ｐa1（出力電圧Ｖa1）における直流出力である。
【００２９】
負荷率は、負荷率（％）＝ＶＳＩへの直流入力（ｋＷ）／ＶＳＩの定格入力Ｐ0（ｋＷ）×１００と定義されるから、図１において、横軸の負荷率（単位：％）を直流入力（単位：ｋＷ）に変換し、縦軸の交直変換効率のスケールを百分率値(％)から実値(0≦η≦1の実数値)に変換し、図７の特性曲線を予め実測することで取得し、この特性曲線により、直流入力（ｋＷ）により効率ηを定めることができる。つまり、この図７において、Ｂ系列の動作点Ｐb1（出力電圧Ｖb1）における直流出力Ｐdc_b(Ｖb1)に対応する効率ηb1は、ηb1＝η(Ｐdc_b(Ｖb1))で、Ａ系列の動作点Ｐa1（出力電圧Ｖa1）における直流出力Ｐdc_a(Ｖa1)に対応する効率ηa1は、ηa1＝η(Ｐdc_a(Ｖa1))で、それぞれ定まる。
なお、η(Ｐdc_b(Ｖb1))は、図７に合わせて、横軸の直流入力Ｐdcを変数、縦軸の交直変換効率ηをＰdcの関数(関数値)、として表現したものである。ただし、実際は、Ｐdcは出力電圧Ｖb1の関数であり、そのため、η(Ｐdc_b(Ｖb1))は、出力電圧Ｖb1を変数とする関数(関数値)の意味も持つ。
【００３０】
そして、Ａ系列、Ｂ系列ともに独立に制御（交直変換）することから、交流出力の和Ｐac(Ｐ1)は、
Ｐac(Ｐ1)＝Ｐdc_b(Ｖb1)×η(Ｐdc_b(Ｖb1))＋Ｐdc_a(Ｖa1)×η(Ｐdc_a(Ｖa1))
となる。
【００３１】
なお、実際には、この実測した効率曲線をデジタル化し、太陽光発電設備１に記憶させ、必要な都度、直流入力に応じた効率ηの値を取り出すようにする。
【００３２】
（発明の動作説明（その２）：日射強度が弱い場合）
日射が雲に遮られたり、朝方・夕方の日射の弱い時間帯などのＰＶアレイ群への日射が弱い状態（以下、第２状態、又は、Ｐ２という）の場合の動作を説明する。
【００３３】
Ｐ２においては、Ｂ系列は図６（Ｂ）におけるＰ−Ｖ特性図の動作点Ｐb2（出力電圧Ｖb2）に、Ａ系列は同じ図の動作点Ｐa2（出力電圧Ｖa2）に、Ｐ１での動作点Ｐb1、Ｐa1からそれぞれ変移し、その動作点で動作しているとする。
【００３４】
また、図７において、Ｂ系列の動作点Ｐb2（電圧Ｖb2）における直流出力Ｐdc_b(Ｖb2)に対応する効率ηb2は、ηb2＝η(Ｐdc_b(Ｖb2))で、Ａ系列の動作点Ｐa2（電圧Ｖa2）における直流出力Ｐdc_a(Ｖa2)に対応する効率ηa2は、ηa2＝η(Ｐdc_a(Ｖa2))で、それぞれ定まる。
すると、このＰ２での二つのＰＶアレイ群からの直流出力の和Ｐdc(Ｐ1)は、
Ｐdc(Ｐ２)＝Ｐdc_b(Ｖb2)＋Ｐdc_a(Ｖa2)
と表せる。ここで、右辺の第１項はＢ系列の図６（Ｂ）における動作点Ｐb2（電圧Ｖb2）における直流出力、第２項はＡ系列の図６（Ｂ）における動作点Ｐa2（電圧Ｖa2）における直流出力である。
【００３５】
このＰ２での交流出力の和Ｐac(Ｐ2)は、Ｐ１でのＰac(Ｐ1)と同様にして、
Ｐac(Ｐ2)＝Ｐdc_b(Ｖb2)×η(Ｐdc_b(Ｖb2))＋Ｐdc_a(Ｖa2)×η(Ｐdc_a(Ｖa2))
となるが、ＰＶアレイ群の出力は定格よりかなり低下してしまう。そのため、負荷率低下により、Ａ系列とＢ系列を独立に運転していたのでは、ＶＳＩの交直変換効率の低下により、全体の出力も低減してしまう。
【００３６】
これを回避するために、ＶＳＩ３ａをＧＢし、ＶＳＩ３ａにおける交直変換を停止する（以下、第３状態、又は、Ｐ３という）。このＧＢにより、Ａ系列の直流母線５ａの電圧は、母線連絡整流器９が導通（ＯＮ）する値まで上昇し、ＰＶアレイ群２ａから出力される直流電流は、母線連絡整流器９を通りＢ系列に流入する。Ａ系列とＢ系列の直流母線間の電圧差は、日射強度の強い場合のときとは逆の極性となり、僅かに、直流母線５ａの電圧＞直流母線５ｃの電圧、となる。
そしてＰＶアレイ群２ａ、２ｂから出力される直流電力は図６（Ｃ）のように合成され、ＶＳＩ３ｂに入力され、図７に示すように、動作点がＰ２からＰ３に変移し、ＶＳＩ３ｂの負荷率が向上され、システム全体としての交直変換効率は向上される。
【００３７】
Ｐ２からＰ３への変移については、判断条件を明確にする必要がある。この条件は、Ｐ３での交流出力をＰac(Ｐ3)とすると、
Ｐac(Ｐ3)≧Ｐac(Ｐ2)＋Ｐε3
となる。ここで、右辺のＰε3はゼロ以上の定数である。
Ｐ２からＰ３に変移するのは、より交流出力を増やす目的からなのだから、Ｐ３の交流出力をＰ２の交流出力よりも大きくしなければならないとする当然の条件である。
また、右辺にＰεを加えたのは、Ｐ３の動作点が、段落０００９で説明したように、必ずしも最適動作点である保証はなく、これを補償し、又、あまり頻繁にＧＢとゲートデブロック（ＧＤＢ）を繰り返さないための不感帯を設け、太陽光発電設備１の動作を安定させるためである。
【００３８】
更に、仮に、この変移判断条件が充足されるとしても、ＶＳＩ３ｂの定格出力をＰb0として、
Ｐac(Ｐ2)≧Ｐb0(≧Ｐac(Ｐ3))
が成立する場合は、Ｐ２からＰ３には推移しない。なぜなら、Ｐ３に変移しても、出力はＶＳＩ３ｂの定格出力Ｐb0以上とすることはできず、Ｐ２のままでいる方が総合出力が大きいからである（なお、ＶＳＩ３ｂの容量による制限を受けないために、ＶＳＩ３ｂの容量をＶＳＩ３ａの容量よりも大きくしてもよい）。
【００３９】
また、Ｐac(Ｐ3)を如何に推定するかが課題となる。つまり、Ｐ３の動作点(Ｖb3、Ｖa3。なお、Ｖb3＝Ｖa3である)が不明であり、正確なＰac(Ｐ3)の値が把握できないからである。
そのため、まずは、次の近似値を用いる方法が考えられる。
Ｐac(Ｐ3)≒(Ｐdc_b(Ｖb2)＋Ｐdc_a(Ｖa2))×η(Ｐdc_b(Ｖb2)＋(Ｐdc_a(Ｖa2))
この近似値は、Ｐ３に推移する直前のＰ２におけるＡ系列の直流出力Ｐdc_b(Ｖb2)、Ｂ系列の直流出力Ｐdc_a(Ｖa2)を合成したものを基にしている。
【００４０】
また、ＰＶアレイ群のＰ−Ｖ特性のデジタルデータを予め太陽光発電設備１に記憶させているのだから、Ｂ系列の直流出力がＡ系列のそれより大きければ、Ｐ３における動作点をＰ2bにおける出力電圧Ｖb2として、
Ｐac(Ｐ3)≒(Ｐdc_b(Ｖb2)＋Ｐdc_a(Ｖb2))×η(Ｐdc_b(Ｖb2)＋(Ｐdc_a(Ｖb2))
とすることもできる。
また、逆に、Ａ系列の直流出力がＢ系列のそれより大きければ、Ｐ３における動作点をＰ2aにおける出力電圧Ｖa2として、
Ｐac(Ｐ3)≒(Ｐdc_b(Ｖa2)＋Ｐdc_a(Ｖa2))×η(Ｐdc_b(Ｖa2)＋(Ｐdc_a(Ｖa2))
とすることもできる。
【００４１】
更に、Ａ系列の直流出力とＢ系列のそれとで差が小さければ、Ｐ３における動作点をＰ2bにおける出力電圧Ｖb2とＰ2aにおける出力電圧Ｖa2の平均値Ｖb2/2+Ｖa2/2として、
Ｐac(Ｐ3)≒(Ｐdc_b(Ｖb2/2+Ｖa2/2)＋Ｐdc_a(Ｖb2/2+Ｖa2/2))
×η(Ｐdc_b(Ｖb2/2+Ｖa2/2)＋Ｐdc_a(Ｖb2/2+Ｖa2/2))
とすることもできる。
【００４２】
また更に、電圧区間［Ｖa2−Ｖaε，Ｖb2＋Ｖbε］(Ｖa2＜Ｖb2の場合)又は［Ｖb2−Ｖbε，Ｖa2＋Ｖaε］(Ｖb2＜Ｖa2の場合)を（ｎ−１）等分することで、ｎ個の電圧点でのＰac(Ｐ3)を算定することも可能である。ここで、ＶaεとＶbεはゼロ以上の定数であり、Ｐ３の最適動作点が電圧区間［Ｖa2，Ｖb2］又は［Ｖb2，Ｖa2］に存在しない可能性もあることから、算定する電圧範囲を若干広めにとるためのパラメータであり、実測などにより、適宜設定することが可能である。
【００４３】
なお、このようにＰac(Ｐ3)を細かく算定することも可能であるが、日射強度の変化等による追跡制御のタイムラグを考慮し、あまり細かく算定しても、大きな精度向上が図れなくなる可能性もあることに留意が必要である。
【００４４】
（発明の動作説明（その３）：日射強度が回復した場合）
雲が遠ざかる等して日射強度が回復した状態（以下、第４状態、又は、Ｐ４という）の場合の動作を説明する。
この場合、ＶＳＩ３ａをＧＤＢし、ＶＳＩ３ａにおける交直変換運転を再開する。このＧＤＢにより、Ａ系列の直流母線５ａの電圧は、ＰＶアレイ２ｂの最適運転電圧から、ＰＶアレイ２ａの最適運転電圧（定格電圧３８０Ｖ程度）までに低下する。そのため、Ａ系列とＢ系列の直流母線間の電圧差は、ＰＶアレイ群２ａとＰＶアレイ群２ｂの定格電圧のほぼ差分に当たる電圧差が発生する。しかし、この電圧差の極性（直流母線５ａの電圧＜直流母線５ｃの電圧）では、Ａ系列とＢ系列の直流母線間に設置されている母線連絡整流器９に逆起電力が印加されることから、母線連絡整流器９は非導通（ＯＦＦ）の状態となり、Ａ系列とＢ系列は電気的に分離（独立）のものとなる。
そして、Ａ系列、Ｂ系列ともに個別にＭＰＰＴ制御を行い、比較的高い交直変換効率を維持する。
【００４５】
このＰ４での交流出力和Ｐac(Ｐ4)は、Ｐ２と同様にして、
Ｐac(Ｐ4)＝Ｐdc_b(Ｖb4)×η(Ｐdc_b(Ｖb4))＋Ｐdc_a(Ｖa4)×η(Ｐdc_a(Ｖa4))
となるが、
Ｐac(Ｐ4)＋Ｐε4≧Ｐac(Ｐ3)
なる条件が成り立てば、Ｐ３からＰ４への推移することになる。ここで、左辺のＰεはゼロ以上の定数である。
【００４６】
しかし、Ｐ３の状態からのＰac(Ｐ4)の近似値を導出することは、実際には、困難である。これは図６（Ｃ）に示すようにＰ３の状態ではＡ系列とＢ系列を合成したＰ−Ｖ特性にて一括運転しており、これからＶＳＩ３ａをＧＤＢしてＡ系列、Ｂ系列を独立運用した場合の最適運転点を探ることはできないからである。
【００４７】
そのため、出力の経過時間に着目してＰ３からＰ４への推移条件を考える。
つまり、Ｐ３の状態では、ＶＳＩ３ｂの定格容量の限界から、この定格容量（又は、許容されている短時間定格容量）以上の出力は出せない。そのため、この定格容量で出力がある一定以上継続した場合に、既にＡ系列、Ｂ系列を独立運用し得る日射の状況になったと判断して、ＶＳＩ３ａをＧＤＢするようにする。
【符号の説明】
【００４８】
１    太陽光発電設備
２    ＰＶアレイ群
３    ＶＳＩ
１０  ＰＶアレイ
【図１】
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【図２】
2011039876.tif 000004
【図３】
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【図４】
2011039876.tif 000006
【図５】
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【図６】
2011039876.tif 000008
【図７】
2011039876.tif 000009