(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池列と前記太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータからなる系統を複数系統具備し、
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、
最も電圧の高い太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備えており、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータの入力電圧と出力電圧との電圧差の最小値が所定の電圧差以内となる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において、
入力電圧と出力電圧との電圧差が所定の電圧差以内となる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３】
太陽電池列と前記太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータからなる系統を１系統ないし複数系統具備し、
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、
入力電圧と出力電圧との電圧差が所定の電圧差以内となるＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備え、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータの入力電圧と出力電圧との電圧差の最小値が所定の電圧差以内となる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。
【請求項４】
請求項１から３何れか一項において、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータとして昇圧コンバータ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の発電効率の向上に関する技術として、特許文献１と２に記載のものがある。
【０００３】
特許文献１には、「複数の太陽電池モジュール８ａ、８ｂ、８ｃを電力源とする太陽光発電用電力変換装置において、各太陽電池モジュール８ａ、８ｂ、８ｃ毎に各太陽電池モジュール８ａ、８ｂ、８ｃの最大電力追従を行う昇圧チョッパ部２６ａ、２６ｂ、２６ｃや波形成形部３４ａ、３４ｂ、３４ｃ、３４ｄなどのＤＣ／ＤＣコンバータを設け、各太陽電池モジュール８ａ、８ｂ、８ｃより最大電力を導出し、その後まとめてインバータ２３、ＤＣ／ＡＣコンバータ３６等で交流出力に変換する。」と記載されている。
【０００４】
また、特許文献２には、「接続箱１１に、太陽電池モジュール２ごとの昇圧回路部１３を設け、日射量が多く、パワーコンディショナ１２への入力電力が十分あるときは、出力電圧が最も高い太陽電池モジュール２に対応する昇圧回路部１３の出力電圧をパワーコンディショナ１２のコンバータ回路部１６が動作を停止する電圧まで昇圧してコンバータ回路部１６の動作を停止させた状態で系統連系を行い、パワーコンディショナ１２への入力電力が十分でないときは、出力電圧が最も高い太陽電池モジュール２に対応する昇圧回路部１３を停止させ、他の昇圧回路部１３とコンバータ回路部１６の双方で昇圧動作を行いながら系統連系を行うように構成する。」と記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開平１１−３１８０４２
【特許文献２】特開２０１４−１３０４１６
【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、複数の太陽電池モジュールに接続されたＤＣ／ＤＣコンバータによって、それぞれの太陽電池モジュールを最大電力点で動作させ、太陽光発電システムの発電効率（以下、効率と記す）の向上に寄与する。しかし、ＤＣ／ＤＣコンバータの駆動によって発生する電力損失（以下、損失と記す）については考慮されていない。
【０００７】
一方、前記特許文献２の技術は、接続箱の後段に接続されたパワーコンディショナのコンバータ回路部を停止させる動作によって、効率の向上に寄与する。しかし、前記特許文献２の構成は、太陽電モジュールの後段に、接続箱の昇圧回路、パワーコンディショナのコンバータ回路、インバータ回路があり、前記特許文献１の構成と比較して電力変換の段数が多いことから効率向上の効果が得られない場合も考えられる。
【０００８】
本発明の目的は、ＤＣ−ＤＣコンバータの損失を低減した高効率な太陽光発電システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
太陽電池列と前記太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータからなる系統を複数系統具備し、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、最も電圧の高い太陽電池列用のＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する制御手段を備えており、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの入力電圧と出力電圧との電圧差の最小値が所定の電圧差以内となる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。
【発明の効果】
【００１０】
本発明の構成により、ＤＣ−ＤＣコンバータの損失を低減し太陽光発電システムの効率を向上する。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【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の入力フィルタの一例を示す図
【図３】実施例１の太陽光発電システムの動作を説明する図
【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（所定の動作を行う前の状態）
【図５】実施例２の太陽光発電システムの動作を説明する図（所定の動作を行った後の状態）
【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（所定の動作を行わなかった状態）
【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（日射変動の前で所定の動作を行った状態）
【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（日射変動後で所定の動作を行う前の状態）
【図９】実施例３の太陽光発電システムの動作を説明する図（日射変動後で所定の動作を行った後の状態）
【図１０】実施例４の太陽発電システムの動作を説明する図
【図１１】実施例１の比較対象となる太陽光発電システムの説明図
【図１２】山登り法の説明図
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。
【実施例１】
【００１３】
＜太陽光発電システムの構成＞
実施例１について、図１〜３、１１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、１１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、７１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２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。
【００１４】
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。
【００１５】
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。
【００１６】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１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、７１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。なお図表は省略するが、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の内部もコンバータ７０と同様の構成であり、太陽電池列１１の電圧ＶＰＶ１１や内部にある電流センサの情報は制御手段１００に伝達される。また、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。
【００１７】
図２は、入力フィルタ５０の構成例である。５２、５６はコモンモードチョーク、５１、５３、５４、５５、５８はフィルタコンデンサ、５７はノーマルモードチョークである。図２において、フィルタコンデンサ５１の両端が太陽電列側の端子であり、フィルタコンデンサ５８の両端がコンバータ側の端子である。
＜パワーコンディショナの動作について＞
先ず、制御手段１００が系統連系インバータ８０、コンバータ７０（７１も同様）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。
【００１８】
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、１１で発電してＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１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を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。
【００１９】
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の電圧がある。ここではその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、交流電力の電流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１１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。
【００２０】
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をスイッチング動作させることにより、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において、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。そして、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した効果を奏する。
【００２１】
さらに、系統連系インバータ８０、コンバータ７０、７１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１２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の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となり、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のが山登り法である。この動作により、太陽電池列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を介した直流電力に対しても、系統連系インバータ８０を駆動してＤＣリンク電圧ＶＰＮを変化させて同様の動作が可能である。
【００２２】
次に、本実施例において、太陽光発電システムの効率向上に寄与するパワーコンディショナ１の動作を説明していく。その作用をわかりやすく説明するため、比較対象となるパワーコンディショナ２０１を用いる。
【００２３】
パワーコンディショナ２０１の構成は、図１と同様であり、図表は省略するが制御手段１００の代わりに制御手段１０１を所持している。他の構成要素であるＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１、系統連系インバータ８０の基本的な機能は前述の通りである。パワーコンディショナ２０１の動作を図１１を使って説明する。
【００２４】
図１１は、パワーコンディショナ２０１の動作を説明する図であり、太陽電池列１０、１１の最大電力点の近傍を拡大した図である。なお説明の便宜上、本図の縦軸を電圧、横軸を電力とする。本図には、太陽電池列１１よりも太陽電池列１０の電圧の高い条件における太陽電池列１０、１１の電力特性、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１の出力状態が示されている。なお、このような条件は、太陽電池列を構成する太陽電池モジュールの数が太陽電池列１１よりも太陽電池列１０の方が多かったり、あるいは両者の太陽電池モジュールは同数だがそれぞれの日射量が異なったり、あるいは両者間で異なる種類の太陽電池モジュールが使用されていた場合に起こり得る。本図において、太陽電池列１０の最大電力点をＭＰ１０ａ、動作点をＯＰ１０ａ、太陽電池列１１の最大電力点をＭＰ１１ａ、動作点をＯＰ１１ａ、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力動作点をＣＯＰ１、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の出力動作点をＣＯＰ２とする。
【００２５】
制御手段１０１は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１を駆動し、太陽電池列１０、１１の直流電力を昇圧して系統連系インバータ８０に出力するとともに前述の山登り法による最大電力追従制御を行っている。これにより、太陽電池列１０、１１の動作点はそれぞれの最大電力点と一致する。そして、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０、７１は駆動されることによって、それぞれに駆動による損失Ｗ７０ａ、Ｗ７１ａが発生する。一方、制御手段１０１は系統連系インバータ８０を駆動し、ＤＣリンク電圧ＶＰＮを太陽電池列１０、１１の開放電圧よりも高い電圧としている。
【００２６】
次に、図１と３を用いて本実施によるパワーコンディショナ１の動作を説明する。図３は、太陽電池列１０、１１の電圧−電力特性が図１１と同条件のときのパワーコンディショナ１の動作を示している。なお、前述の比較対象となるパワーコンディショナ２０１の説明と重複する部分については、説明を省略する。
【００２７】
図３において、パワーコンディショナ１の制御手段１００は、太陽電池列１１よりも電圧の高い太陽電池列１０に接続されたＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止している。これにより、太陽電池列１０の直流電力はＤＣ−ＤＣコンバータ７０を通過し、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の出力動作点ＣＯＰ１は、太陽電池列１０の動作点ＯＰ１０ａと同一となる。なおコンバータ７０を通過する際にダイオード２１にはその順方向電圧によってわずかな損失が発生するが、説明の便宜上、その損失を無視する。一方、制御手段１００は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１を駆動し、太陽電池列１１の直流電力を昇圧して系統連系インバータ８０に出力するとともに山登り法による最大電力追従制御を行っている。その結果、系統連系インバータ８０には、コンバータ７０を通過した太陽電池列１０の直流電力とＤＣ−ＤＣコンバータ７１で昇圧された太陽電池列１１の直流電力の加算電力が入力される。また一方で、制御手段１００は、系統連系インバータ８０を駆動しかつ山登り法の最大電力追従制御を行っている。ここで、図表は省略するが、前述の加算された電力における最大電力点の電圧値は、太陽電池列１０の最大電力点ＭＰ１０ａと同様となる。このため、ＤＣリンク電圧ＶＰＮは、最大電力点電圧ＭＰ１０ａに収束する。つまり、パワーコンディショナ１では、電圧の高い太陽電池列側に接続されたＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止して、系統連系インバータ８０で最大電力追従制御を行うことで、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動による損失を低減している。この動作により、太陽光発電システムの効率を向上する効果を奏する。
【００２８】
ここで、系統連系インバータ８０における最大電力追従制御の実施方法について触れる。図３の状況下では、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１で最大電力追従制御を行っているため、太陽電池列１１の動作点電圧ＭＰ１１ａは周期的に微小な電圧幅で変動し、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の出力電力が周期的に微小に変動している。これを受け、系統連系インバータ８０に入力される直流電力もＤＣ−ＤＣコンバータ７１の最大電力追従制御にともなう微小な電圧幅で周期的に変動している。これより、制御手段１００が系統連系インバータ８０で最大電力追従制御して太陽電池列１０の最大電力点と動作点を一致させるには、直流電力の変動に影響されずに最大電力追従制御を行う必要がある。そこで、制御手段１００は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の最大電力追従制御の微小電圧変動の周期が無視できるように、例えば、系統連系インバータ８０の最大電力追従制御における微小電圧幅の変動周期をＤＣ−ＤＣコンバータ７１の数倍〜１０倍程度に設定している。また制御手段１００は、例えば、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の最大電力追従制御と系統連系インバータ８０の最大電力追従制御のそれぞれを同時にではなく、時系列的に交互に行うなどして、お互いの最大電力追従制御が干渉しないように動作させている。この作用により、パワーコンディショナ１では、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止して、系統連系インバータ８０で最大電力追従制御を行えるようになり、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動による損失を低減し、太陽光発電システムの効率を向上する効果を奏する。
【００２９】
なお本実施例では、ＤＣ−ＤＣコンバータを２系統搭載した状態にある太陽光発電システムについて説明を行ったが、それに限定するものではない。ＤＣ−ＤＣコンバータが３系統以上あるシステムの場合は、最も電圧の高い太陽電池列に接続されたＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止することで、同様の効果を得ることが可能である。
【実施例２】
【００３０】
次に、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１、４〜６を使って説明する。なお、実施例１の説明と重複する部分については説明を省略する。
【００３１】
図４は、太陽電池列への日射が図３の条件から変動して、太陽電池列１１の電圧対電力特性が変化した直後の状態の一例である。本図において、日射変動直後の太陽電池列１１の最大電力点と動作点をそれぞれＭＰ１１ｂ、ＯＰ１１ｂとする。
【００３２】
日射変動の直後は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１は実施例１の図３で説明した状況と同様であり、制御手段１００が、ＤＣーＤＣコンバータ７０、７１の駆動をそれぞれ停止、継続しているので、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１で損失Ｗ７１ｃが発生している。
【００３３】
一方、制御手段１００は、駆動されているＤＣ−ＤＣコンバータ７１の入力と出力との間の電圧差ＶＣを計測している。これは、すなわち太陽電池列１１の最大電力点ＭＰ１１ｂとＤＣリンク電圧ＶＰＮとの間の電圧差を計測することと等価である。そして制御手段１００は、ＶＣと所定の電圧差ＶＴとを比較し、ＶＣがＶＴ以内である場合は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の駆動を停止する。なお、電圧差ＶＣは、ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の入力と出力の電圧を計測する方法以外に、入力または出力の電圧のどちらか一方とコンバータ７１内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。また、所定の電圧差ＶＴの詳細については後述する。
【００３４】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７１の駆動を停止した後のパワーコーコンディショナ１の動作状態を図５に示す。コンバータ７０、７１の駆動は停止しているので、太陽電池列１０、１１の直流電力はコンバータ７０、７１内のダイオードを介して合成され、コンバータ７０、７１の出力電圧はそれぞれ太陽電池列１０、１１の電圧とほぼ同じ電圧となる。そして、その合成された直流電力の最大電力点の電圧は、図５に表記する電圧ＶＭＰ１となった。
【００３５】
一方、制御手段１００は系統連系インバータ８０を駆動して最大電力追従制御を行っているため、ＤＣリンク電圧ＶＰＮは前述の太陽電池列１０、太陽電池列１１を合成した直流電力の最大電力点の電圧ＶＭＰ１と等しくなる。これより、太陽電池列１０、太陽電池列１１の動作点の電圧がＶＭＰ１に変化し、それぞれの最大電力点との間に差分の電力が生じる。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、図５にＷ１０ａ、Ｗ１１ａとして記す。ここで、ＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０ａとＷ１１ａとの損失和と、図４で説明したＤＣ−ＤＣコンバータ損失Ｗ７１を比較すると、Ｗ１０ａとＷ１１ａとの損失和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。
【００３６】
上記の効果を確認するために、ＤＣ−ＤＣコンバータの入力と出力の電圧差が前述の所定の電圧差以内ではない場合に、ＤＣ−ＤＣコンバータを停止したときのパワーコンディショナ１の動作状態を説明する。先に説明した図４の日射変動前の太陽電池列１１とＤＣリンク電圧ＶＰＮとの間の電圧差はＶＣ２であり、所定の電圧差ＶＴよりも大きな電圧差である。この条件でＤＣ−ＤＣコンバータ７１の駆動を停止した状態を表しているのが図６である。本図において、太陽電池列１０と日射変動前の太陽電池列１１とを合成した直流電力の最大電力点の電圧はＶＭＰ１'となった。その結果、太陽電池列１０、太陽電池列１１にそれぞれＷ１０ｂ、Ｗ１１ｂのＭＰＰＴミスマッチ損失が発生した。このＭＰＰＴミスマッチ損失の和は図４のＤＣ−ＤＣコンバータ７１の損失Ｗ７１ｃを上回る結果となり、すなわち太陽光発電システムの効率が低下してしまった。
【００３７】
以上に説明した通り、駆動されているＤＣ−ＤＣコンバータにおいて、その入力と出力との間の電圧差が所定の電圧差以内の場合に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効率を向上する効果を奏する。
【００３８】
ここで前述の所定の電圧差について補足する。前述の所定の電圧差とは、該当するＤＣ−ＤＣコンバータの駆動の停止によって、太陽光発電システムにおける太陽電池列およびＤＣ−ＤＣコンバータの部位で発生する損失の総和を低減可能な電圧差である。この電圧差は、太陽電池列の電圧対電力の特性、ＤＣ−ＤＣコンバータの電力対損失の特性などの要因によって決まるため、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、例えば、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。
【００３９】
なお、本実施例では２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。駆動されているＤＣ−ＤＣコンバータの入力と出力との電圧差が前述の所定の電圧差以内か否かを判断されればよく、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３】
【００４０】
１系統の太陽電池列とＤＣ−ＤＣコンバータとの構成を持つ太陽光発電システムにおける作用と効果を本実施例で説明する。なお、先の実施例の説明と重複する部分については説明を省略する。
【００４１】
本実施例では、図１のパワーコンディショナ１が、太陽電池列１０、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０、系統連系インバータ８０、制御手段１００で構成され、太陽電池例１０の電圧対電力特性が図７の破線に示した条件下における動作を説明する。図７において、太陽電池列１０の最大電力点と動作点はそれぞれＭＰ１０ｂとＯＰ１０ｂであり、最大電力点ＭＰ１０ｂの電圧は系統連系インバータ８０の最低入力動作電圧ＶＩＮＶＬＯＷを下回った状態である。
【００４２】
この場合に制御手段１００は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０を駆動し、太陽電池列１１の直流電力を昇圧して系統連系インバータ８０に出力するとともに山登り法による最大電力追従を行う。また制御手段１００は系統連系インバータ８０を駆動して、ＤＣリンク電圧ＶＰＮがＶＩＮＶＬＯＷになるように、逆潮流させる電力を調整する。図７の条件では、ＤＣ−ＤＣコンバータの入力と出力との電圧差ＶＣ３は、実施例２で説明した所定の電圧差ＶＴ２よりも大きい状態にある。
【００４３】
次に、太陽電池列１０への日射が変動して電圧対電力特性が変化した直後の状態を図８に示す。本図において、日射変動直後の太陽電池列１０の最大電力点と動作点をそれぞれＭＰ１０ｃ、ＯＰ１０ｃとする。ＭＰ１０ｃはＶＩＮＶＬＯＷよりも低い状態にある。
【００４４】
日射変動の直後は、コンバータ７０は図７で説明した状況と同様に、制御手段１００が、ＤＣーＤＣコンバータ７０を駆動しており、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０で損失Ｗ７０ｃが発生している。一方、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の入力と出力との間の電圧差ＶＣ４は前述の電圧差ＶＴ２以内となった。この状態を検知して制御手段１００は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止した。
【００４５】
ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止した後のパワーコンディショナ１の動作状態を図９に示す。ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動を停止すると、太陽電池列１１の直流電力はコンバータ７０内のダイオードを介して系統連系インバータ８０に出力される。一方、制御手段１００は、系統連系インバータ８０を駆動してＤＣリンク電圧ＶＰＮをＶＩＮＶＬＯＷになるように制御しているため、太陽電池列１０の動作点ＯＰ１０ｃの電圧は、ＶＩＮＶＬＯＷと等しくなる。このため、太陽電池列１０の動作点ＯＰ１０ｃは最大電力点ＭＰ１０ｃから外れてＭＰＰＴミスマッチ損失Ｗ１０cが発生する。しかし、損失Ｗ１０ｃと図８で説明したＤＣ−ＤＣコンバータの損失Ｗ７０ｃを比較すると、Ｗ１０ｃ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。
【００４６】
本実施例では、１系統の太陽電池列とＤＣ−ＤＣコンバータとの構成を持つ太陽光発電システムの動作を説明した。本実施例に関しても、駆動されているＤＣ−ＤＣコンバータにおいて、その入力と出力との間の電圧差が所定の電圧差以内の場合に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効率を向上する効果を得た。
【実施例４】
【００４７】
これまで述べた太陽光発電システムの効果をさらに高めた実施例について，図１と１０を使って説明する。本実施例は，前述の図１と同様の構成であり，制御手段１００におけるＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動条件に改良を施したものである。なお、先の実施例の説明と重複する部分については説明を省略する。
【００４８】
図１において，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０からは直流電力が出力される。一方，系統連系インバータ８０は商用系統８１に交流電力を逆潮流するため，系統連系インバータ８０の入力電力は商用系統８１の電圧に同期して脈動する。ここで平滑コンデンサ３０は，ＤＣ−ＤＣコンバータと系統連系インバータとの間の差分の電力を充放電し，ＤＣリンク電圧ＶＰＮを安定化する役割を果たす。この平滑コンデンサ３０の静電容量が充放電する電力に対して小容量であるとき，ＤＣリンク電圧ＶＰＮの変動が大きくなり，本発明による制御に悪影響を与える場合がある。
【００４９】
図１０の上部の波形は，ＤＣ−ＤＣコンバータの入力電圧と出力電圧すなわちＤＣリンク電圧ＶＰＮとの関係を示した一例である。ＶＰＮには前段落で述べた電圧変動が生じている。一方，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の入力電圧は一定であるため，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の入力と出力との電圧差ＶＣにも，同図の下部の波形に示すような電圧変動が生じている。ここで，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０における駆動と停止の判定に用いる所定の電圧差ＶＴがＶＣの最大値と最小値との間に位置した場合の動作を考える。実施例１〜３ではＶＴ＞ＶＣとなる区間でＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動が停止されることから，同図の条件下において，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動と停止が周期的に繰り返されて太陽発電システムの動作が不安定になるおそれがあった。
【００５０】
そこで本実施例の制御手段１００は，図１０に示すように変動している電圧差ＶＣの最小値を記憶する手段を備え，ＶＣの最小値が所定の電圧差ＶＴ以内となった場合にＤＣ−ＤＣコンバータの駆動を停止する。なお，前述の電圧差ＶＣの最小値は，平滑コンデンサ３０の静電容量値と，ＤＣ−ＤＣコンバータと系統連系インバータとの間の差分の電力値を基にマイクロコンピュータ等で演算してもよい。この作用により，ＤＣ−ＤＣコンバータ７０の駆動と停止が周期的に繰り返されることを防止し，太陽光発電システムを安定に動作させ，発電量を増加すなわち効率を向上する効果を奏する。
【符号の説明】
【００５１】
１…パワーコンディショナ、１０、１１…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、５１、５３、５４、５５、５８…フィルタコンデンサ、５２、５６…コモンモードチョーク、５７…ノーマルモードチョーク、６０…電流センサ、７０、７１…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】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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