(57)【要約】本発明は、太陽光発電設備を送電網（８）へ接続するための方法に関し、本太陽光発電設備は、太陽光発電機（１）と、少なくとも１つのキャパシタ（３）を有する直流電圧中間回路と、インバータ（５）とを備える。本方法は、直流電圧中間回路が太陽光発電機（１）へ接続され、かつキャパシタ（３）が第１の電圧（Ｕ１）までプリチャージされるステップと、直流電圧中間回路が、次に、太陽光発電機（１）から分離され、かつキャパシタ（３）がインバータ（５）の最大動作電圧に一致する第２の電圧（Ｕ２）まで、またはこれより下まで放電されるステップと、インバータ（５）が、次に、送電網（８）へ接続され、インバータ（５）のインバータブリッジがクロックされ、かつ直流電圧中間回路が太陽光発電機（１）へ接続されるステップとを含む。【選択図】図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電設備を送電網（８）へ接続するための方法であって、
前記太陽光発電設備は、太陽光発電機（１）と、少なくとも１つのキャパシタ（３）を有する直流電圧中間回路と、インバータ（５）とを備え、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）へ接続され、かつ前記少なくとも１つのキャパシタ（３）は、第１の電圧（Ｕ１）へプリチャージされるステップと、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）から分離されるステップと、
前記少なくとも１つのキャパシタ（３）は、前記インバータ（５）の最大動作電圧に一致する第２の電圧（Ｕ２）まで、またはこれより下まで放電されるステップと、
前記インバータ（５）は、前記送電網（８）へ接続されるステップと、
前記インバータ（５）のインバータブリッジは、クロックされるステップと、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）へ接続されるステップとを含む方法。
【請求項２】
太陽光発電設備を送電網（８）へ接続するための方法であって、
前記太陽光発電設備は、太陽光発電機（１）と、少なくとも１つのキャパシタ（３）を有する直流電圧中間回路と、インバータ（５）とを備え、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）へ接続され、かつ前記少なくとも１つのキャパシタ（３）は、第１の電圧（Ｕ１）へプリチャージされるステップと、
前記インバータ（５）は、前記送電網（８）へ接続されるステップと、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）から分離されるステップと、
前記少なくとも１つのキャパシタ（３）は、前記インバータ（５）の最大動作電圧に一致する第２の電圧（Ｕ２）まで、またはこれより下まで放電されるステップと、
前記インバータ（５）のインバータブリッジは、クロックされるステップと、
前記直流電圧中間回路は、前記太陽光発電機（１）へ接続されるステップとを含む方法。
【請求項３】
前記直流電圧中間回路が前記太陽光発電機（１）から分離されるステップは、前記第１の電圧（Ｕ１）が、前記送電網（８）の整流電圧（Ｕ３）より大きい場合にのみ行われる
請求項１または請求項２に記載の方法。
【請求項４】
前記インバータ（５）が前記送電網（８）へ接続されるステップは、前記第１の電圧（Ｕ１）の大きさが、前記太陽光発電機（１）の開路電圧と略同じである場合に行われる
請求項３に記載の方法。
【請求項５】
前記直流電圧中間回路における公称電圧（Ｕ４）は、前記直流電圧中間回路が前記太陽光発電機（１）へ接続される前に、前記インバータブリッジをクロックすることによって設定される
請求項１から請求項４までのいずれか一項に記載の方法。
【請求項６】
前記少なくとも１つのキャパシタ（３）は、前記少なくとも１つのキャパシタ（３）へ並列に接続される抵抗器（４）によって、前記第２の電圧（Ｕ２）まで、またはこれより下まで放電される
請求項１から請求項５までのいずれか一項に記載の方法。
【請求項７】
少なくとも１つの直流スイッチング素子（２）および直流電圧中間回路を介してインバータ（５）へ接続される太陽光発電機（１）を有する太陽光発電設備であって、
前記直流電圧中間回路は、少なくとも１つのキャパシタ（３）を有し、かつ前記インバータ（５）は、交流スイッチング素子（７）を介して送電網（８）へ接続されることが可能であり、制御デバイス（６）は、前記インバータ（５）、前記直流スイッチング素子（２）および前記交流スイッチング素子（７）を制御するために装備され、
前記制御デバイスは、請求項１から請求項６までのいずれか一項に記載の方法を実行するように構成されることを特徴とする
太陽光発電設備。
【請求項８】
前記直流電圧中間回路は、前記インバータ（５）に統合される
請求項７に記載の太陽光発電設備。
【請求項９】
前記制御デバイス（６）は、前記インバータ（５）に統合される
請求項７に記載の太陽光発電設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電設備を送電網へ接続するための方法に関し、太陽光発電設備は、太陽光発電機と、少なくとも１つのキャパシタを有する直流電圧中間回路と、インバータとを備える。  
また、本発明は、前記方法を実行するために装備される太陽光発電設備にも関する。
【背景技術】
【０００２】
インバータは、太陽光発電機によって発生される直流を、単相または多相電流として公共または民間送電網に供給されることが可能な交流に変換する働きをする。  
本出願の文脈において、太陽光発電機、以後ＰＶ発電機と称する、は、太陽電池モジュール（ＰＶモジュール）の任意の装置であるものとして、具体的には、複数のＰＶモジュールが所謂ストリングを形成するために直列に接続される装置であるものとして理解されるべきである。  
出力が増大する太陽光発電設備（ＰＶ設備）では、このタイプの接続が、太陽光発電機とインバータとの間の直流線におけるオーム損失を最小限に抑えるためにますます重要となる。
【０００３】
インバータは、交流への変換中に結果として生じるパルス電気消費量に関わらず直流電圧を平滑化するために、かつパルスで引き出されることが可能な最大ピーク電流を増大するために、その直流入力回路または直流電圧中間回路内に位置決めされた（バッファ）キャパシタを有している。  
しかしながら、これらのキャパシタには、ＰＶ設備を送電網へ接続する場合、状況によっては、送電網からキャパシタへ容認し難い高電荷電流が流れ込む場合があるという理由で、問題があることが分かっている。
【０００４】
ＰＶ設備が送電網へ接続される際の高電荷電流を防止するために、キャパシタは、ＰＶ設備が送電網へ接続される前に、適したバイアス電圧に予め荷電される。  
例えば、特許文献１から知られているように、この目的に沿って、別個のプリチャージデバイスが、例えば、接続可能なプリチャージ用変圧器として実装されて装備される場合がある。  
しかしながら、これは、必然的にさらなる構造上の複雑さを伴う。
【０００５】
また、キャパシタを、ＰＶ発電機を介してプリチャージすることも知られている。  
ＰＶ発電機は、通常、インバータにより、最大電力が出力される作用点で追跡システム、所謂ＭＰＰ（最大電力点）追従回路、を用いて動作される。  
この作用点における動作電圧は、ＰＶ発電機の開路電圧より遙かに少ない。  
コストを理由に、インバータ内の半導体コンポーネント、具体的にはインバータのインバータブリッジ内の電力半導体、の耐電圧は、通常、開路電圧による頻繁な、または永続的な動作用には設計されていない。  
従って、インバータ内のキャパシタをＰＶ発電機の開路電圧へ定常的にプリチャージすることは、インバータ内の半導体の寿命に悪影響を与える可能性もある。
【０００６】
特許文献２からは、インバータのインバータブリッジを、キャパシタがプリチャージされる際のＰＶ発電機の高い開路電圧から、直流入力回路内の抵抗電圧分割器によって保護することが知られている。  
動作の間、抵抗電圧分割器は、ＰＶ発電機とインバータとの間の接続から、対応するスイッチング素子によって除去される。  
しかしながら、抵抗電圧分割器およびこれをブリッジする手段は共に、より大きい構造上の複雑さを呈する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】独国特許出願公開第１９７３５８６７号明細書
【特許文献２】特開平１１−３１２０２２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
従って、インバータを有するＰＶ設備を送電網へ接続するための方法を提供することが望ましい。  
本方法は、構造上の複雑さをほとんど追加することなく、かつインバータが受入れ難いほど高い電圧または電流を負荷されることなく、ＰＶ設備が接続されることを可能にする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
この目的は、独立請求項に記載されている特徴を有する方法および太陽光発電設備によって達成される。  
さらなる実施形態およびさらなる展開は、従属請求項の主題である。
【００１０】
本発明の一態様によれば、この目的は、太陽光発電設備を送電網へ接続するための方法によって達成される。  
太陽光発電設備は、太陽光発電機と、少なくとも１つのキャパシタを有する直流電圧中間回路と、インバータとを備える。直流電圧中間回路は、まず太陽光発電機へ接続され、かつ少なくとも１つのキャパシタは、第１の電圧までプリチャージされる。  
直流電圧中間回路は、次に、太陽光発電機から分離される。  
少なくとも１つのキャパシタは、次に、インバータの最大動作電圧に一致する第２の電圧まで、またはこれより下まで放電される。  
次に、インバータは送電網へ接続され、インバータのインバータブリッジはクロックされ、かつ直流電圧中間回路は太陽光発電機へ接続される。
【００１１】
このようにして、まずは、直流電圧中間回路内の少なくとも１つのキャパシタが太陽光発電機を介してプリチャージされ、インバータは、太陽光発電機の高電圧、例えばその開路電圧で負荷されない。  
第２の電圧まで、またはこれより下まで放電するキャパシタによって、インバータを害さない電圧に到達すると、インバータは送電網へ接続され、インバータのインバータブリッジはクロックを開始する。  
プリチャージの間、インバータでは、何れもが前記インバータを害する可能性がある、受入れ難いほど高い電圧も、受け入れ難いほど高い電流も発生しない。
【００１２】
他の態様によれば、上述の目的は、本質的には同じステップを含むが、インバータを送電網へ接続するステップは、太陽光発電機から直流電圧中間回路を分離するステップより前に実行される点が相違する代替方法によって達成される。  
発生する効果は、第１の態様の場合に記述したものと同じである。
【００１３】
上述の態様による方法のさらなる実施形態において、太陽光発電機から直流電圧中間回路が分離されるステップは、第１の電圧が送電網の整流電圧より大きい場合にのみ行われる。  
これにより、インバータが電力網へ接続される際に、荷電電流がインバータを介して直流電圧中間回路のキャパシタへ流れ込むことが防止される。  
さらなる実施形態において、インバータが送電網へ接続されるステップは、第１の電圧の大きさが、太陽光発電機の開路電圧と略同じである場合に行われる。  
このようにして、第１の電圧が整流電圧より大きくなければならないとする先に言及した基準は、単に、直流電圧中間回路が太陽光発電機へ接続される適切な時間を提供することによって容易に満たされることが可能である。  
太陽光発電機の開路電圧と略同じ大きさの電圧は、例えば、開路電圧の約９０％より高い電圧である。
【００１４】
本方法のさらなる実施形態において、直流電圧中間回路における公称電圧は、直流電圧中間回路が太陽光発電機へ接続される前に、インバータブリッジをクロックすることによって設定される。  
このようにして、インバータは、中間回路の電圧を効果的なレベルへと、例えば期待される動作電圧に近い電圧へと制御するために使用されることが可能である。
【００１５】
本方法のさらなる実施形態において、少なくとも１つのキャパシタは、少なくとも１つのキャパシタへ並列に接続される抵抗器によって、第２の電圧まで、またはこれより下まで放電される。  
これは、少なくとも１つのキャパシタの単純な放電方法を提供する。
【００１６】
別の態様によれば、上述の目的は、少なくとも１つの直流スイッチング素子および直流電圧中間回路を介してインバータへ接続される太陽光発電機を有する太陽光発電設備によって達成される。  
この場合、直流電圧中間回路はキャパシタを有する。インバータは、交流スイッチング素子を介して送電網へ接続されることが可能である。  
太陽光発電設備は、インバータ、直流スイッチング素子および交流スイッチング素子を制御するための制御デバイスを備え、前記制御デバイスは、上述の方法を実行するように構成される。  
この場合もやはり、発生する効果は先に述べたものと同じである。
【００１７】
以下、例示的な実施形態を参照して、本発明を、３つの図を用いて詳細に説明する。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】図１は、ＰＶ設備を示す略図である。
【図２】図２は、ＰＶ設備を送電網へ接続するための方法が実行される間の、電圧曲線および動作状態を示す図である。
【図３】図３は、図２に示されている方法を示すフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
図１は、ＰＶ設備を示す略図である。  
ＰＶ設備は、太陽光発電出力電圧Ｕｐｖ、以後ＰＶ電圧Ｕｐｖと称する、を有するその出力において、直流形式で電力を提供するＰＶ発電機１を有する。
【００２０】
例として、図１におけるＰＶ発電機１は、単一の太陽電池を表す回路記号によって象徴されている。  
図示されているＰＶ設備の一実装において、ＰＶ発電機１は、複数のセルを有する単一のＰＶモジュールであっても、具体的には、ストリングを形成すべく直列に接続される、または並列に接続される複数のストリングを形成すべく接続される、複数の相互に接続されるＰＶモジュールであってもよい。
【００２１】
ＰＶ発電機１は、直流線により、スイッチング素子２を介してインバータ５へ接続される。  
図１における例示的な実施形態において、スイッチング素子２は、直流電圧コンタクタによって示されている。  
あるいは、スイッチング素子２として、さらに電力スイッチ、負荷断路器または電力半導体スイッチが使用されてもよい。  
説明を単純にし、かつ交流電圧側のスイッチング素子と容易に区別化するために、例示として、かつ限定を含意することなく、以下、スイッチング素子２をＤＣコンタクタ２と称する。
【００２２】
また、ＰＶ設備は、インバータと相互作用する複数のＰＶ発電機、以後部分的発電機またはサブ発電機と称することが多い、を有することも考えられる。  
このような事例では、（部分的）発電機は各々、その固有のＤＣコンタクタ２と共に使用されてもよい。  
個々の（部分的）発電機は、次に、保全目的で、または出力を減らすために、インバータから選択的に切断されてもよい。  
出力のこのような低減は、例えば、送電網における一時的な電力の余剰に起因して、ＰＶ設備が給電する送電網のオペレータによって要求されてもよい。  
（部分的）発電機をインバータから選択的に切断することによる出力の低減は、効果的には、インバータの作用点をシフトすることによる出力の低減と組み合わされてもよい。  
作用点を、例えば最適な作用点から外してより高い電圧を有する作用点へシフトすることによるこのような出力の低減は、連続的に行うことができるが、インバータの電力半導体を保護するために、インバータの最大動作電圧より低い電圧までに限られる。  
次に、さらなる低減を達成するために、連続的な（部分的）発電機が切断されてもよい。  
切断が行われる度に、作用点は、再び最適な作用点へと移動され、次に、電力低減をさらに継続するために、より高い電圧へと相応に再度シフトされる。  
従って、出力を低減するための両方法の組み合わせは、提供される電気出力が出力範囲のほぼ全体にわたって絶えず調整されることを可能にする。
【００２３】
キャパシタ３および抵抗器４は、インバータ５の入力へ並列に接続される。  
図の左側でインバータに隣接する点線の長方形によって象徴されているように、キャパシタ３および抵抗器４の双方は、インバータ５に統合されてもよい。  
抵抗器４は、別個のコンポーネント、および／または、元来インバータ５の入力回路内に存在する内部抵抗器であってもよい。
【００２４】
図示されている例示的な実施形態において、キャパシタ３は、インバータ５の直流入力回路内に配置される。  
インバータブリッジに加えて直流電圧変換器（ＤＣ／ＤＣ変換器）を有する多段インバータの事例では、このような（バッファ）キャパシタは、ＤＣ／ＤＣ変換器の出力において代替として提供されてもよい。  
如何なる事例であれ、本出願の文脈では、一般化として、キャパシタ３が配置される回路は、中間回路と称され、キャパシタ３における直流電圧は中間回路電圧Ｕｚｗと称される。  
既に冒頭で説明したように、キャパシタ３は、インバータ５によって中間回路からパルス電力が消費される場合に、中間回路電圧Ｕｚｗを平滑化する働きをする。  
さらに、図１の直流中間回路内に示されている単一のキャパシタ３は、単なる例である。  
中間回路は、さらに、並列および／または直列接続で配置される２つ以上のキャパシタを備える可能性もある。
【００２５】
インバータ５は、交流出力および交流スイッチング素子７を介して送電網８へ接続される。  
送電網８は、公共送電網であっても、民間送電網（単独運転）であってもよい。  
次に、交流スイッチング素子７は、例えば、コンタクタとして設計され、よって以下、例示として、かつ限定なしに、ＡＣ（交流）コンタクタ７と称する。
【００２６】
さらには、インバータ５、ＤＣコンタクタ２およびＡＣコンタクタ７を制御する制御デバイス６が提供される。  
次には、インバータ５の下側へ点線で記されている延長部によって示されているように、制御デバイス６もまた、インバータ５に統合されてもよい。
【００２７】
図１は、ＰＶ設備の、本出願の範囲に含まれる重要な要素のみを示している。  
インバータ５の交流側には、図示されていない、さらなるスイッチング素子（例えば、断路器）、フィルタ（例えば、正弦波フィルタ）、送電網監視デバイスおよび／または変圧器が、例示として提供されてもよい。  
インバータ５の設計は、図示されている３相設計以外にも、例えば、単相設計も可能である。  
同様に、直流側でも、図示されていない、例えば、安全要素、正弦波フィルタまたは変圧器等のさらなる要素が、ＰＶ発電機１とインバータ５との間の接続部に配置されてもよい。
【００２８】
以下、図２および図３を参照して、例として図１に示されているＰＶ設備により実行され得るような、ＰＶ設備を送電網へ接続するための方法を例示する。  
以下で用いる参照数字は、例として、図１に示されているＰＶ設備の例示的な実施形態に関連するものである。
【００２９】
図２は、その上側に、中間回路電圧Ｕｚｗの電圧曲線を、本方法が実行される間の時間ｔの関数として略示している。  
図３は、本方法をフロー図で示している。
【００３０】
図２の下部には、ＤＣコンタクタ２（上部）、ＡＣコンタクタ７（中央部）、およびインバータ５（底部）の動作状態が示されている。  
これらの３つの動作状態には、中間回路電圧Ｕｚｗを説明する場合と同じ時間スケールが適用される。  
動作状態は各々、方法の途中で値がゼロと１との間で変わり、ＤＣコンタクタ２およびＡＣコンタクタ７の場合、ゼロは開コンタクタを表し、１は閉コンタクタを表す。  
インバータ５の場合、ゼロは、インバータ５のインバータブリッジのクロッキングなしを表し、１は、インバータ５のインバータブリッジがクロックされている動作状態、即ち、インバータ５が能動的に直流を交流に変換し、または反対に、交流を直流に変換する動作状態を表す。
【００３１】
本方法の開始点は、ＤＣコンタクタ２およびＡＣコンタクタ７が開放され、かつインバータ５がクロックされていない、ＰＶ設備の動作状態である。
【００３２】
本方法の第１のステップＳ１（図３参照）では、ＤＣコンタクタ２は、時間における第１の点ｔ１（図２参照）において閉じられている。  
ＰＶ発電機１上へ太陽放射線が当たるものと想定すると、ＰＶ発電機１によって提供される電気は中間回路内のキャパシタ３を荷電し、その結果、中間回路電圧Ｕｚｗが増大する。  
中間回路電圧Ｕｚｗは、抵抗器４がＰＶ発電機上の重大な負荷を表すほど低い抵抗を有していないものと想定すると、ＰＶ発電機１の開路電圧に略相当する限界値電圧Ｕ１に達する。
【００３３】
第１のステップＳ１の終わりでは、インバータ５のインバータブリッジの電力半導体において動作電圧に比べると比較的高い電圧Ｕ１が存在するものの、インバータがクロックされていないことから、これがこれらの半導体を荷電することはなく、その寿命にも影響しない。従って、高電圧は切換えられる必要がなく、直列に接続された、クロックされていない２つの半導体に分割される。
【００３４】
本方法の第２のステップＳ２において、ＤＣコンタクタ２は、第２の時間ｔ２で開放される。  
その結果、中間回路電圧Ｕｚｗは、抵抗器４の抵抗値とキャパシタ３の容量との積により発生される時定数に従って低減する。
【００３５】
本方法の第３のステップＳ３では、次にＡＣコンタクタ７が、第３の時間ｔ３で閉止される。  
ステップＳ３は、好ましくは、中間電流電圧Ｕｚｗが予め決められた第２の電圧Ｕ２より下に下がった時にのみ開始される。  
この第２の電圧Ｕ２は、インバータ５の最大動作電圧に略一致し、よって以下、最大電圧Ｕ２とも称する。
【００３６】
フリーホイーリングダイオードは、通常、インバータブリッジの電力半導体スイッチに対して非並列式に配置されることから、インバータ５内のインバータブリッジは、中間回路方向における交流電圧の全波整流器として機能する。  
電流は、中間回路電圧Ｕｚｗがインバータによって整流される電圧、以下整流器電圧Ｕ３と称する、より低い場合にのみ、交流側から中間回路へ流れる。
【００３７】
整流器電圧Ｕ３は、送電網８における交流電圧と等価である直流電圧に略一致する。  
実効電圧としても知られる、交流電圧と等価である直流電圧の高さは、交流電圧の高さの√２倍である。
【００３８】
第２の電圧Ｕ２が整流器電圧Ｕ３以上であるものとすると、交流電圧側からキャパシタ３へ荷電電流は流れない。  
中間回路電圧Ｕｚｗは、時間ｔ３後に再び降下し、漸近的に整流器電圧Ｕ３へ近づく。
【００３９】
第４のステップＳ４において、インバータ５は、そのインバータブリッジがクロックされるように第４の時間ｔ４で起動される。  
時間ｔ３より遅いあらゆる時間ｔ４において、中間回路電圧Ｕｚｗは、電圧値Ｕ２、即ちインバータ５の最大動作電圧より低い。  
従って、第４のステップは、第３のステップＳ３の直後に実行されてもよい。
しかしながら、閉止されているＡＣコンタクタ７に起因して、中間回路電圧Ｕｚｗが整流器電圧Ｕ３より下がらないことから、第３のステップＳ３と第４のステップＳ４との間の待機時間が長くなっても害はない。  
従って、インバータ５は、時間ｔ３における時点以降任意の時間で、そのインバータブリッジをクロックすることにより、その電力半導体の耐電圧に応力を加えることなく動作されることが可能である。
【００４０】
これで、中間回路電圧Ｕｚｗは、インバータ５によって能動的に制御される。  
この動作状態において、インバータ５は、ＤＣ電力をＡＣ電力に変換してもよいだけでなく、ブーストコンバータとして動作する場合に中間回路電圧Ｕｚｗを上昇させてもよい。  
従って、中間回路電圧Ｕｚｗは、整流器電圧Ｕ３より高いが最大電圧Ｕ２より低い公称電圧Ｕ４へと調整されることが可能である。  
この場合、公称電圧Ｕ４の値は、ＰＶ発電機１の（期待される）作用点に略一致するように選ばれる。
【００４１】
第５のステップＳ５では、ＤＣコンタクタ２が時間ｔ５で閉止され、よって、ＰＶ発電機１は中間回路へ接続される。  
ＰＶ発電機１は、負荷されないことから、その開路電圧をＤＣコンタクタ２が閉止されるまで提供する。  
ＤＣコンタクタ２が閉止された後、この高めの開路電圧は、まず、中間回路電圧Ｕｚｗを、これがインバータ５の制御特性によって、公称電圧Ｕ４の所望される作用点へリセットされるまでオーバーシュートさせる。  
この場合、制御ダイナミックスは、オーバーシュートの場合でも、最大電圧Ｕ２が超過されないように設定される。
【００４２】
中間回路電圧Ｕｚｗは、次に、追跡プロセス（ＭＰＰ追跡）の一部として、変換器５により最適な作用点へと調整されることが可能である。
【００４３】
ＰＶ設備内に、個々に切換可能なスイッチング素子２（ＤＣコンタクタ２）を介してインバータ５へ接続されることが可能な複数のＰＶ発電機が存在すれば、第５のステップＳ５において、これらは、中間回路へ流れ込む電流を制限するために、同時的または順次的に閉止されることが可能である。
【００４４】
図２および図３に示されている手順の代替例では、第２のステップＳ２は、中間回路電圧Ｕｚｗが第１のステップＳ１において開路電圧の限界値に達する前、かつこれがまだ上昇している間に行われることが可能である。  
しかしながら、中間回路電圧Ｕｚｗは、既に整流器電圧Ｕ３に達している、またはこれを超えていなければならない。
【００４５】
図２および図３に示されている手順の別の代替例では、第３のステップＳ３が第２のステップＳ２より前でも行われることが可能であり、よって、ＡＣコンタクタ７は、ＤＣコンタクタ２が開放される前に閉止されることが可能である。  
この場合でも、第４のステップＳ４は、中間回路電圧Ｕｚｗが最大電圧Ｕ２より下がった場合にのみ実行されるべきである。
【符号の説明】
【００４６】
１  ＰＶ発電機
２  直流スイッチング素子（ＤＣコンタクタ）
３  キャパシタ
４  抵抗器
５  インバータ
６  制御デバイス
７  交流スイッチング素子（ＡＣコンタクタ）
８  送電網
Ｕｚｗ  中間回路電圧
Ｕｐｈ  太陽光発電電圧
【図１】
2013543193.tif 000003
【図２】
2013543193.tif 000004
【図３】
2013543193.tif 000005
【国際調査報告】
2013543193.tif 000006
2013543193.tif 000007