(57)【要約】      （修正有）【課題】ＤＣ−ＤＣコンバータの損失を低減して高効率な太陽光発電システムを提供する。【解決手段】太陽電池列１０と前記太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータ７０と、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの出力を入力する系統連系インバータ８０を備えた太陽光発電システムにおいて、前記太陽電池列の最大電力点電圧と前記系統連系インバータの入力電圧との差分が所定の電圧差以内の場合に、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段１００を備えることを特徴とする太陽光発電システム。【選択図】図１
2019012380.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池列と前記太陽電列用のＤＣ−ＤＣコンバータと、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの出力を入力する系統連系インバータを備えた太陽光発電システムにおいて、
前記太陽電池列の最大電力点電圧と前記系統連系インバータの入力電圧との差分が所定の電圧差以内の場合に、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動の停止後に、
再び前記ＤＣ−ＤＣコンバータを駆動して最大電力追従を行う制御手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項３】
請求項２に記載の太陽光発電システムにおいて、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動の停止後に、
前記太陽電池列における電力変動に基づいて、再びＤＣ−ＤＣコンバータを駆動して最大電力追従制御を行う制御手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム
【請求項４】
請求項２に記載の太陽光発電システムにおいて、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動の停止後に、
一定時間経過後にＤＣ−ＤＣコンバータを駆動して最大電力追従制御を行う制御手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム
【請求項５】
請求項1乃至４の何れか１項に記載の太陽光発電システムにおいて、前記系統連系インバータの入力電圧の平均値または制御指令値との差分が所定の電圧差以内の場合に、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電効率の良い太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムに使われる集電箱の電力損失を抑制する技術が特許文献１に記載されている。
【０００３】
特許文献１には、「本発明の集電箱によれば、入力電圧が最も大きい昇圧回路のスイッチ素子を開いて昇圧を停止するため、最大電力点の電圧が最も大きい太陽電池が昇圧しないラインに常に接続されることになる。このため、全ての太陽電池を最大電力点で動作することができる。また、スイッチ素子を開いて昇圧を停止し、太陽電池からの入力電力を出力するラインができる。これにより、この昇圧回路がスイッチング作動した際のスイッチングによるリアクタの交流分損失やスイッチ素子のＯＮ抵抗による電力のロスを抑制することができる。」と記載されている。
【０００４】
さらに「また、ステップＳ１４により、差分（Ｖｍａｘ−Ｖ）が電圧閾値Ｖｔｈ（約１０Ｖ程度）以下である昇圧回路４０のスイッチ素子８２も開いて昇圧を停止する。このため、入力電圧が最も大きい昇圧回路（Ｖｍａｘ−Ｖ＝０の昇圧回路）の入力電圧とこの電圧との差が所定電圧値以内（約１０Ｖ以内）の入力電圧を有している昇圧回路は、スイッチ素子８２を開いて昇圧動作を停止して前記太陽電池からの入力電力をほぼそのまま出力する。これにより、最大電力点の電圧が最も大きい太陽電池１と最大電力点の電圧が近い太陽電池１に接続される昇圧回路４０の動作も停止してより電力のロスを抑制することができる。」と記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】国際公開番号ＷＯ２０１２／１５７３２９
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献１の技術は、太陽電池の最大電力点の電圧を基にして単数あるいは複数の昇圧回路を停止して集電箱の電力損失を抑制している。一方、太陽光発電システムのパワーコンディショナにも、系統連系インバータの前段に、集電箱と同様の昇圧回路が具備される場合がある。この昇圧回路を停止して電力損失の低減を試みる場合、系統連系インバータの電力変換に要する入力電圧を考慮する必要があるため、太陽電池の最大電力点の電圧を基に昇圧回路を停止する特許文献１の技術では、電力損失の低減が不十分な場合が考えられる。そこで本発明では、パワーコンディショナの昇圧回路の電力損失を効果的に低減し、太陽光発電システムの発電効率を高める技術を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
太陽電池列と前記太陽電列用のＤＣ−ＤＣコンバータと、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの出力を入力する系統連系インバータを備えた太陽光発電システムにおいて、前記太陽電池列の最大電力点電圧と前記系統連系インバータの入力電圧との差分が所定の電圧差以内の場合に、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備える。
【発明の効果】
【０００８】
本発明の構成により、パワーコンディショナの電力損失を低減し太陽光発電システムの発電効率を向上する。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】実施例１の太陽光発電システムの構成図
【図２】実施例１の太陽光発電システムの動作を説明する図
【図３】実施例１の太陽光発電システムの制御のフローチャート図
【図４】実施例２の太陽光発電システムの動作を説明する図
【図５】実施例２の太陽光発電システムの制御のフローチャート図
【図６】実施例２の太陽光発電システムの動作を説明する図
【図７】実施例３の太陽光発電システムの動作を説明する図
【図８】実施例３の太陽光発電システムの動作を説明する図
【図９】太陽光発電システムの最大電力追従動作を説明する図
【発明を実施するための形態】
【００１０】
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。
【実施例１】
【００１１】
＜太陽光発電システムの構成＞
実施例１について、図１〜３、９を用いて説明する。図１は本実施例における太陽光発電システムの構成図である。図１において、１はパワーコンディショナ、１０は一つないし複数の太陽電池モジュールから成る太陽電池列、７０はＤＣ−ＤＣコンバータ、８０は系統連系インバータ、８１は商用系統、１００は制御手段である。ここでは、太陽電池列とＤＣ−ＤＣコンバータはそれぞれ１系統を図示しているが、それに限定するものではなく、１系統ないし複数系統に拡張可能である。
【００１２】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７０において、２０はスイッチング素子、２１はダイオード、３０は平滑コンデンサ、４０はインダクタ、５０は入力フィルタ、６０は電流センサである。なお本実施例では、スイッチング素子２０にＭＯＳＦＥＴを用いているが、それに限定するものではない。
【００１３】
このＤＣ−ＤＣコンバータ７０の入力は太陽電池列１０と接続される側であり、出力は平滑コンデンサ３０の両端である。太陽電池列１０の電圧ＶＰＶ１０は入力フィルタ５０を介して、太陽電池列１０の電流量の情報は電流センサ６０によって制御手段１００に伝達される。またスイッチング素子２０のゲート端子とソース端子には制御手段１００からそれをオンまたはオフすなわちスイッチングさせるための信号が伝達される。
【００１４】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力側に系統連系インバータ８０の入力が接続される。ここでＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力電圧すなわち系統連系インバータ８０の入力電圧をＤＣリンク電圧ＶＰＮと定義する。このＶＰＮは制御回路１００に伝達される。系統連系インバータ８０の出力には、商用系統８１が接続される。また、図表は省略するが、系統連系インバータ８０は内部にセンサやスイッチング素子を持ち、それらの各端子は制御手段１００に接続されている。
【００１５】
＜パワーコンディショナの動作について＞
まず、制御手段１００が系統連系インバータ８０、コンバータ７０を駆動して得られる基本的な機能を説明してから、両者の機能および動作を協調させたパワーコンディショナ１の動作を説明する。
【００１６】
制御手段１００は、系統連系インバータ８０を駆動し、太陽電池列１０で発電してＤＣ−ＤＣコンバータ７０を介して伝達された直流電力を交流電力に変換する。そして制御手段１００は、その交流電力を商用系統８１に逆潮流させるとともに、ＤＣリンク電圧ＶＰＮが所定の電圧になるように、逆潮流させる電力量を調整する。
【００１７】
ところで、系統連系インバータ８０が直流から交流に変換する動作を行うために必要な入力電圧値があり、そのなかで最も低い電圧値を最低入力動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷと定義する。一般的な系統連系インバータの場合は、ＶＩＮＶＬＯＷは商用系統８１のピーク電圧よりも高い電圧となる。例えば、商用系統８１の電圧が２０２Ｖｒｍｓのときのピーク電圧は２８６Ｖであるから、それよりも高い３００Ｖかそれ以上の電圧がＶＩＮＶＬＯＷとなる。系統連系インバータ８０の入力側のＤＣリンク電圧ＶＰＮがＶＩＮＶＬＯＷを下回る状態で系統連系インバータ８０を動作させると、電圧不足で商用系統８１に電力を逆潮流できなかったり、逆潮流される電流波形に高調波歪みを生じたりするなどの問題が発生する場合がある。なお、制御手段１００は、商用系統８１の電圧を監視して系統連系インバータ８０の正常動作可能な最低入力動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷを逐次決定している。
【００１８】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の機能を説明する。制御手段１００はＤＣ−ＤＣコンバータ７０を制御して、太陽電池列１０の電圧を変換するとともに、太陽電池例の電圧ＶＰＶ１０を所定の電圧に設定する。本実施例のコンバータ７０は昇圧コンバータを構成しており、コンバータ７０のスイッチング素子２０をスイッチングさせることにより、太陽電池列１０の直流電力の電圧を昇圧することが可能である。この機能により、朝や夕方などの日射量の低い条件など、太陽電池列１０の電圧ＶＰＶ１０がインバータ８０の最低入力動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷを下回った場合にＶＰＶ１０をＶＩＮＶＬＯＷ以上に昇圧できる。これにより、太陽電池列１０の直流電力をインバータ８０を介して逆潮流させることが可能となり、太陽光発電システムの出力電力すなわち効率を向上させる効果を奏する。
【００１９】
さらに、系統連系インバータ８０、コンバータ７０において、それぞれが個別に最大電力追従制御を行うことが可能である。ここで最大電力追従制御の一例である山登り法について簡単に触れる。図９は、パワーコンディショナ１が山登り法を行った場合の動作例である。本図において、太陽電池列１０の電圧をＶ、電流をＩ、電力をＰ、Ｖ−Ｉ特性とＶ−Ｐ特性をそれぞれ図中の破線と上に凸の実線になっていると仮定する。なお一般に太陽電池列は電流がゼロの点で最も高い電圧を出力し、この電圧を開放電圧という。この状況下で、例えば制御手段１００がＤＣ−ＤＣコンバータ７０を制御して、太陽電池列１０の動作点を微小電圧分あるいは微小電流分移動させ、その移動前後における電力値同士を比較して電力値が最大化する方向に動作点を移動させる方法が山登り法である。この動作により、太陽電池列１０の動作点を最大電力点Ｇ１の付近に留めることができる。なお、コンバータ７０の駆動を停止した場合でも、系統連系インバータ８０を駆動してＤＣリンク電圧ＶＰＮを変化させることで同様の動作が可能である。後述の本実施の説明においては、最大電力追従法として山登り法を用いる。しかし、これに限定するわけではなく、太陽電池列の最大電力点を探索可能な他の方法でもよい。
【００２０】
本実施例の作用と効果を図２と３を使って説明する。図２はパワーコンディショナ１の動作を説明する図である。図の左側は、太陽電池列１０の最大電力点の近傍を拡大した図である。説明の便宜上、本図の縦軸を電圧、横軸を電力とする。本図において、太陽電池列１０の電圧−電力特性を１０ａ、１０ｂ、太陽電池列１０の動作点をＯＰ１０ａ１、ＯＰ１０ｂ１、ＯＰ１０ｂ２、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力動作点をＣＯＰ１０ａ１、ＣＯＰ１０ｂ１、ＣＯＰ１０ｂ２とする。そして図の右側は太陽電池列１０の動作点電圧とＤＣ−ＤＣコンバータ７０の状態を示している。図３は本実施例の制御に関するフローチャートである。
【００２１】
図２の時刻ｔ０において、太陽電池列１０の電圧−電力特性は１０ａの状態にある。制御手段１００は、図３のＳ２０１を実行して最大電力追従制御を実施している。この時点では、最大電力点の電圧が前述のインバータ最低動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷを上回っているので、制御手段１００はＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止し、代わりに系統連系インバータ８０で最大電力追従制御を行っている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７０が停止しているため、太陽電池列１０の直流電力はコンバータ７０を通過し、太陽電池列の動作点ＯＰ１０ａ１とＤＣ−ＤＣコンバータの出力動作点ＯＰ１０ａ１はほぼ一致する。なお、太陽電池列１０の直流電力がコンバータ７０を通過する際に、インダクタ４０とダイオード２１における電圧降下を起因としたわずかな導通損失が発生する。また制御手段１００は、図３のＳ２０２とＳ２０３を実施して、太陽電池列１０の最大電力点電圧ＶＭＰＰとＤＣリンク電圧ＶＰＮを比較する。しかし、時刻ｔ０では前者の方が高い状態にあるため、次のＳ２０４は実行されない。
【００２２】
時刻ｔ１以降、太陽電池列１０への日射が変動し、太陽電池列１０の電圧−電力特性は１０ａから１０ｂに変化した。１０ｂの最大電力点電圧はインバータ最低動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷよりも下回っている。このため、制御手段１００はＤＣ−ＤＣコンバータ７０を駆動して、太陽電池列１０の動作点を最大電力点に追従させるとともに、太陽電池列の直流電力をインバータの入力電圧でもあるＶＰＮまで昇圧させる。この結果、時刻ｔ３において、太陽電池列１０の動作点ＯＰ１０ｂ１は最大電力点と一致し、ＤＣ−ＤＣコンバータの出力動作点はＣＯＰ１０ｂ１となる。なお、このときＶＰＮはインバータ最低入力電圧ＶＩＮＶＬＯＷに制御されている。またＤＣ−ＤＣコンバータ７０が駆動されることによって電力損失Ｗ７０ｂ１が発生する。このＷ７０ｂ１には、スイッチング素子２０とダイオード２１のスイッチング動作による電力損失および、それに起因してインダクタ４０に発生する磁性材の損失などが含まれる。
【００２３】
制御手段１００は、最大電力点電圧ＶＭＰＰがインバータ入力電圧ＶＰＮを下回ったことから、図３のＳ２０３を抜けてＳ２０４を実行し、最大電力点電圧ＶＭＰＰとインバータ入力電圧ＶＰＮとの差分ＶＣが所定の電圧差ＶＴ以内であるかを判定する。そして、ＶＣがＶＴ以内である場合は、Ｓ２０５を実行してＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止する。この所定の電圧差ＶＴの詳細については後述する。なお、ＶＣは、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の入力と出力の電圧を計測して比較する方法以外に、入力か出力の電圧のどちらか一方とコンバータ７０のスイッチング素子におけるオンとオフの時比率からも算出することが可能である。
【００２４】
時刻ｔ４において、制御手段１００は、上記の処理に基づいてＤＣ−ＤＣコンバータ７０を停止した。その結果、太陽電池列１０の動作点とＤＣ−ＤＣコンバータの出力動作点はそれぞれ図２のＯＰ１０ｂ２とＣＯＰ１０ｂ２になった。ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の停止により、動作点ＯＰ１０ｂ２は太陽電池列１０の最大電力点から外れ、最大電力点との間に差分の電力を生じる。この差分の電力値を一般にＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｏｉｎｔ  Ｔｒａｃｋｉｎｇ）ミスマッチ損失と呼び、Ｗ１０ｂ２として記す。ここで、コンバータ７０の駆動による損失Ｗ７０ｂ１とＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０ｂ２を比較すると、Ｗ１０ｂ２の方が小さいことがわかる。これは、太陽光発電システムの発電量を増加する効果が得られたことに等しい。
【００２５】
以上に説明した通り、太陽電池列の最大電力点の電圧と系統連系インバータの入力電圧との電圧差が所定の電圧差以内の場合にＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止することで、太陽光発電システムの発電量を増加すなわち発電効率を向上する効果を奏する。またさらにＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止することによって、半導体素子のスイッチングが無くなり、外部に放出する電磁ノイズ量を低減する効果を奏する。
【００２６】
ここで前述の所定の電圧差ＶＴについて説明する。前述の所定の電圧差とは、ＤＣ−ＤＣコンバータの停止によって太陽電池列で発生するＭＰＰＴ損失とＤＣ−ＤＣコンバータの導通損失との和が、ＤＣ−ＤＣコンバータの駆動によって発生する電力損失を下回る状態となる電圧差である。この電圧差はＤＣ−ＤＣコンバータの出力電力−電力損失特性、太陽電池列の電圧−電力特性などの要因によって決定される。このため、例えば、制御手段１００が前述の決定要因の情報を基に演算などして設定することが望ましい。しかし、小規模なシステムでは演算に使用するマイクロコンピュータや電子メモリなどにコストをかけられない場合もある。そのような場合は、前述の所定の電圧差を固定の値としてもよい。例えば、ＤＣ−ＤＣコンバータの最大入力電圧を基準にして、その電圧に固定の割合をかけたものでもよい。具体例をあげると、ＤＣ−ＤＣコンバータの入力電圧が４５０Ｖの場合、その１％〜５％にあたる４．５Ｖ〜２２．５Ｖの間のいずれかの電圧値を前述の所定の電圧差としても十分に太陽光発電システムの効率を向上する効果が得られる。
【００２７】
なお、本実施例では１系統の太陽電池列およびＤＣ−ＤＣコンバータを搭載する太陽光発電システムについて説明したが、それに限定するものではない。太陽電池列の最大電力点電圧と系統連系インバータの入力電圧との電圧差が前述の所定の電圧差以内か否かを判定すればよく、複数の太陽電池列およびＤＣ−ＤＣコンバータを搭載するシステムにおいても有効である。
【実施例２】
【００２８】
次に、実施例１の太陽光発電システムよりも発電効率をさらに向上させた実施例２の太陽光発電システムを、図４と５を使って説明する。なお、本実施例の構成は先の実施例１の図１と同様である。実施例１と重複する部分については説明を省略する。
【００２９】
図４は、日射の変動によって、太陽電池列１０の電圧−電力特性が図２の１０ｂからさらに変化した時の本実施例の動作を説明する図である。図６は本実施例の制御に関するフローチャートである。本実施例のフローチャートは、実施例１の図３と比較してＳ２０１〜Ｓ２０５までは同じであり、新たにＳ２０６とＳ２０７が追加されている。
【００３０】
図４の時刻ｔ５において、太陽電池列１０の電圧−電力特性は１０ｂの状態にある。本実施例の制御手段１００は、実施例１における時刻ｔ４以降の動作と同様に、図５のＳ２０５を実施してＤＣ−ＤＣコンバータ７０を停止し、系統連系インバータ８０で最大電力追従を行っている。このため、系統連系インバータ８０で移動可能な電圧範囲内で太陽電池列１０の出力電力が最大となるよう、系統連系インバータ８０の入力電圧は電力最低入力電圧ＶＩＮＶＬＯＷに制御されている。そして制御手段１００は、図５のＳ２０６を実行して太陽電池列１０の電力変動を監視している。
【００３１】
時刻ｔ６になり、日射の変動によって太陽電池列１０の電圧−電力特性が１０ｃの状態に変化した。コンバータ７０は停止されているため、太陽電池列１０の動作点とＤＣ−ＤＣコンバータの出力動作点はそれぞれ、ＶＩＮＶＬＯＷと等しいＯＰ１０ｃ１とＣＯＰ１０ｃ１に移動する。一方、太陽電池列１０の最大電力点はＶＩＮＶＬＯＷよりも低い電圧点にあり、ＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０Ｃ１が生じる。
【００３２】
これらの動作点は、時刻ｔ５の動作点であるＯＰ１０ｂ２と同様の電圧値であるが、電力値が異なる。つまり、時刻ｔ５からｔ６の間に、太陽電池列１０から出力される電力値が変動したことになる。前述の通り、制御手段１００は図５のＳ２０６を実行して太陽電池列１０の出力電力の変動を監視しており、時刻ｔ５からｔ６の間に発生した電力変動を検出し、時刻ｔ７においてＳ２０１を実行して最大電力追従を実施する。
【００３３】
時刻ｔ７において、１０ｃの最大電力点はインバータ最低動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷよりも低い電圧値であるため、制御手段１００はコンバータ７０を駆動して太陽電池列の動作点を最大電力点に移動させる。その結果、時刻ｔ８で太陽電池列の動作点ＯＰ１０ｃ２は最大電力点と一致し、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力動作点はＣＯＰ１０ｃ２となった。そしてコンバータ７０が駆動されることにより電力損失Ｗ７０ｃ２が発生する。なおＳ２０６以降のステップを所持しない実施例１においては、前述のＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０ｃ１の発生が継続する。
【００３４】
その後、制御手段１００は、Ｓ２０２とＳ２０３を実行して最大電力点の電圧ＶＭＰＰとＤＣリンク電圧ＶＰＮを比較する。時刻ｔ８において、ＶＭＰＰは動作点ＯＰ１０ｃ２の電圧と同じであり、ＤＣリンク電圧ＶＰＮであるＶＩＮＶＬＯＷよりも低いため、Ｓ２０３を抜けてＳ２０４に進む。そして、最大電力点電圧ＶＭＰＰとインバータ入力電圧ＶＰＮとの差分ＶＣが所定の電圧差ＶＴ以内であるかを判定する。ここでは最大電力点電圧ＶＭＰＰとＤＣリンク電圧ＶＰＮとの差分Ｖｃは、前述の所定の電圧差ＶＴよりも大きい状態であるため、Ｓ２０５は実施されずにＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動が継続される。
【００３５】
ここで、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動による損失Ｗ７０ｃ2とＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０ｃ１を比較すると、Ｗ７０ｃ２の方が小さいことがわかる。これは、太陽光発電システムの発電量を増加する効果が得られたことに等しい。つまり本実施例では、ＤＣ−ＤＣコンバータを停止して系統連系インバータで最大電力追従をした状態の後に、太陽電池列の電力変動を検出して再びＤＣ−ＤＣコンバータを駆動して最大電力追従を行うことにより、太陽光発電システムの発電量を増加すなわち効率を向上する効果を奏する。
【００３６】
なお、本実施例では、ＤＣ−ＤＣコンバータを再び駆動するきっかけとして太陽電池列の電力変動を利用した例を述べたが、それに限定するものではない。コンバータ停止時における太陽電池列の電力変動がわずかなであっても最大電力点が変化している場合が考えられるため、図５のＳ２０７に示す通り、太陽電池列の電力変動が所定に満たない場合に、一定時間経過した後にＤＣ−ＤＣコンバータを駆動して最大電力追従する機能を所持している。これにより、太陽光発電システムの発電量を増加すなわち発電効率を向上する効果を奏する。
【実施例３】
【００３７】
実施例２の太陽光発電システムの効率をさらに向上させた実施例３の太陽光発電システムを図１と６〜８を使って説明する。なお、本実施例の構成は先に説明した図１と同様である。これまでの実施例と重複する部分については説明を省略する。
【００３８】
図１の平滑コンデンサ３０は、太陽電池列１０の直流電力と系統連系インバータ８０が商用系統８１へ逆潮流させる交流電力との差分を充放電する。このため、平滑コンデンサ３０が接続される系統連系インバータ８０の入力電圧には、商用系統８０の周期に同期したリップル電圧が重畳する。充放電する電力に対して比較的小さい静電容量のコンデンサを平滑コンデンサ８０に使用すると、このリップル電圧が原因で太陽光発電システムの動作が不安定になる場合がある。
【００３９】
図６は、実施例２の太陽光発電システムにおいて、このリップル電圧が前述のコンバータ７０の停止の判定に関わる電圧差ＶＴに対して無視できない値となった場合の動作例である。系統連系インバータ８０の入力電圧すなわちＤＣリンク電圧ＶＰＮには前述のリップル電圧が重畳している。この影響から、ＶＰＮと太陽電池列１０の最大電力点電圧ＶＭＰＰとの差分ＶＣは周期的に変化する。一方、ＶＰＮから所定の電圧差ＶＴ分の低い電圧（ＶＰＮ−ＶＴ）は図の破線のようになる。この破線とＶＭＰＰを比較して、破線が下に位置する区間がＶＣ＜ＶＴの状態にあり、この区間でＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動が停止される。これに対して、破線が上になる区間がＶＣ＞ＶＴの状態にあり、この区間でコンバータ７０が駆動される。したがって太陽電池列１０の動作点ＯＰは商用系統８１に同期して周期的に変化する。このようにＤＣ−ＤＣコンバータの駆動と停止が商用系統に同期して繰り返されると、例えば制御手段に演算速度の遅いマイクロコンピュータを使用した場合には太陽光発電システムの動作が不安定になって発電効率が低下する問題が懸念される。
【００４０】
本実施例では、上記の問題の解決のためにＤＣリンク電圧ＶＰＮに代えてその平均値ＶＰＮ＿ＡＶＥを使用する。図７と８は本実施例の動作を説明する図である。両図において、ＶＰＮに代えてその平均値ＶＰＮ＿ＡＶＥが使用されるため、これと太陽電池列１０との差分ＶＣは該一定になる。同様に、ＶＰＮ＿ＡＶＥから所定の電圧差ＶＴ分の低い電圧（ＶＰＮ＿ＡＶＥ−ＶＴ）も図の破線のように該一定になる。なお、ＶＰＮからその平均値を得るには、例えば、ハードウェアもしくはマイクロコンピュータのソフトウェアで構成させたフィルタを用いる手段がある。
【００４１】
図７は、ＶＰＮ＿ＡＶＥとＶＭＰＰとの電圧差ＶＣが所定の電圧差ＶＴよりも大きい場合における太陽光発電システムの動作を説明する図である。ＶＣとＶＴは該一定であるため、本実施例の制御手段１００は前述のリップル電圧の影響を受けることなく、ＶＣ＞ＶＴの状態であると判定してコンバータ７０を駆動する。図８は、電圧差ＶＣが所定の電圧差ＶＴよりも小さい場合の動作を説明する図である。ここでも本実施例の制御手段１００は前述のリップル電圧の影響を受けることなく、ＶＣ＜ＶＴの状態と判定してコンバータ７０を停止することが可能である。
【００４２】
以上に説明した通り、太陽電池列の最大電力点の電圧と系統連系インバータの入力電圧の平均値との電圧差が所定の電圧差以内の場合にＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止することで、太陽光発電システムの動作を安定させて発電効率を向上する効果を奏する。
【００４３】
なお、本実施例では系統連系インバータの入力電圧の平均値を使ったが、それに限定するものではない。前述のリップル電圧の影響が十分に抑制された信号であればよく、例えば、制御手段が生成する系統連系インバータの入力電圧の制御指令値でもよい。
【符号の説明】
【００４４】
１…パワーコンディショナ、１０…太陽電池列、２０…スイッチング素子、２１…ダイオード、３０…平滑コンデンサ、４０…インダクタ、５０…入力フィルタ、６０…電流センサ、７０…ＤＣ−ＤＣコンバータ、８０…系統連系インバータ、８１…商用系統、１００…制御手段
【図１】
2019012380.tif 000003
【図２】
2019012380.tif 000004
【図３】
2019012380.tif 000005
【図４】
2019012380.tif 000006
【図５】
2019012380.tif 000007
【図６】
2019012380.tif 000008
【図７】
2019012380.tif 000009
【図８】
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【図９】
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