(57)【要約】【課題】太陽追尾装置を備え、発電モジュールの受光面で太陽の位置を追尾する太陽光発電システムであって、発電で得られた直流電流を交流電流に変換する電力変換装置（パワーコンディショナ）が故障した際の発電モジュール内における蓄熱を防止する機構を備えた太陽光発電システムを提供すること。【解決手段】電力変換装置が正常に稼働している時には、太陽追尾装置が所定の時間間隔Ｔ１ごとに太陽の位置を追尾するが、電力変換装置が故障し、直流電流から交流電流への変換が不可能である時には、太陽追尾装置が太陽の追尾を行わないか、又はＴ１よりも長い時間間隔Ｔ２ごとに太陽の位置を追尾する太陽光発電システムとする。【選択図】図３
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電を行う発電モジュールと、前記発電モジュールから出力された直流電流を交流電流に変換する電力変換装置と、前記発電モジュールの受光面が太陽の位置を追尾可能なように前記発電モジュールを支持する太陽追尾装置とを備えた太陽光発電システムであって、前記太陽追尾装置は、所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾する第一の動作モードと、太陽の追尾を行わない又は前記第一の動作モードにおける太陽の位置を追尾する時間間隔よりも長い所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾する第二の動作モードとを有し、前記電力変換装置が稼働し、直流電流から交流電流への変換が可能である時には前記第一の動作モードを実行し、前記電力変換装置が故障し、直流電流から交流電流への変換が不可能である時には、前記第二の動作モードを実行することを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
前記電力変換装置は、故障時に電気信号を出力するものであり、前記太陽追尾装置は、前記電気信号を受けて前記第一の動作モードと前記第二の動作モードとの間の切り替えを行うことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記第二の動作モードは、前記第一の動作モードにおける太陽の位置を追尾する時間間隔よりも長い所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾するものであることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記発電モジュールは、太陽光発電素子の受光面の前面に集光レンズを有し、前記太陽光発電素子の受光面に太陽光が集光される集光型発電モジュールであることを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の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、太陽光発電システムに関するものであり、さらに詳しくは、発電モジュールと、発電モジュールから出力された直流電流を交流電流に変換する電力変換装置と、発電モジュールの受光面が太陽の位置を追尾可能なように前記発電モジュールを支持する太陽追尾装置とを備えた太陽光発電システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電装置においては、太陽光発電素子を含む発電モジュールの受光面を太陽光の入射方向に垂直に向けることによって、高効率の発電が行われる。そこで、天球における太陽の運動に伴って、太陽光発電素子の受光面を常に太陽光の入射方向に垂直な方向に向けられるように、太陽光発電装置には、太陽追尾装置がしばしば備えられる。太陽追尾装置が、発電モジュールを方位角方向（水平面内）および傾斜角方向に回転可能に支持することにより、発電モジュールの受光面が太陽の位置を追尾することが可能とされる。この時、発電モジュールの受光面の配置角度は、例えば、特許文献１に記載されるように天球における太陽の位置を天文学的知見に基づいて算出することにより、決定することができる。
【０００３】
太陽光発電装置の一種として、特許文献１に記載されるような、集光レンズを用いて小面積の太陽光発電素子の受光面に太陽光を集光して発電を行う集光型太陽光発電装置が知られている。この種の太陽光発電装置においては、太陽光を小面積の太陽光発電素子の受光面に確実に集光する必要があるが、集光位置及び集光度は集光レンズへの太陽光の入射角度に大きく依存する。このため、集光型太陽光発電装置においては、集光レンズを用いずに太陽光発電素子の受光面に直接太陽光を入射させる平板型の太陽光発電装置の場合に比べて、太陽の移動を太陽追尾装置によって追尾し、常に発電モジュールの受光面が太陽光の入射方向と垂直になるように調整することが、安定して高い発電効率を達成するために極めて重要である。
【０００４】
ところで、発電モジュールによって発電される電流は直流電流であるが、発電で得た電流を商用電源として供給するためには、交流電流に変換する必要がある。そこで、発電モジュールから出力される直流電流は、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）と称される電力変換装置に入力され、交流電流に変換されて利用に供される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００９−１７６８４２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
発電モジュールで発電により得られた電流は、パワーコンディショナを経なければ、太陽光発電システムの外部に出力されない。仮にパワーコンディショナが故障し、直流電流から交流電流への変換が行えなくなってしまった場合に、その後も発電モジュールでの発電が継続されると、発電モジュール内で放電が起こり、発電モジュールで蓄熱が進行する。発電モジュールの受光面を支持する支持板にヒートシンクが設けられ、放熱が図られる場合もあるが、蓄熱量が放熱量を上回ってしまうと、発電モジュールの温度が上昇する。
【０００７】
すると、発電モジュールが高い熱負荷を与えられた状態で発電を続けることになるため、太陽光発電素子自体又は周辺の回路系などが損傷される虞がある。即座に故障に至らなくても、発電モジュールの劣化及び低寿命化を招く可能性がある。加えて、発電モジュールの異常に対処しようとした作業者が、不用意に発電モジュールの支持板に触れた場合に、火傷を負うことも考えられる。
【０００８】
太陽光発電装置に太陽追尾装置が備えられ、常に高効率で発電が行われる場合には、発電で得た電流の出力先が断たれた際の蓄熱量が、太陽光発電装置が太陽追尾装置を備えない場合に比べて、大きくなる。よって、パワーコンディショナの故障時に上記のような問題が発生する可能性が、太陽追尾装置を備えない場合よりも高くなる。さらに、太陽光発電装置が集光型のものである場合には、集光を行わない平板型の太陽光発電装置の場合よりも、太陽追尾装置で太陽を追尾した際に、発電で得られる電流密度が高いために、発電モジュールの発熱が高速で進行する。よって、パワーコンディショナの故障によって及ぼされる影響がさらに深刻となる。集光レンズの高度化が進み、集光倍率が向上すると、この問題は一層深刻となる。
【０００９】
本発明が解決しようとする課題は、発電モジュールと、発電モジュールから出力された直流電流を交流電流に変換する電力変換装置と、太陽追尾装置とを備えた太陽光発電システムにおいて、電力変換装置が故障した際の発電モジュール内における蓄熱を防止することができる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】
【００１０】
上記課題を解決するために、本発明にかかる太陽光発電システムは、太陽光発電を行う発電モジュールと、前記発電モジュールから出力された直流電流を交流電流に変換する電力変換装置と、前記発電モジュールの受光面が太陽の位置を追尾可能なように前記発電モジュールを支持する太陽追尾装置とを備えた太陽光発電システムであって、前記太陽追尾装置は、所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾する第一の動作モードと、太陽の追尾を行わない又は前記第一の動作モードにおける太陽の位置を追尾する時間間隔よりも長い所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾する第二の動作モードとを有し、前記電力変換装置が稼働し、直流電流から交流電流への変換が可能である時には前記第一の動作モードを実行し、前記電力変換装置が故障し、直流電流から交流電流への変換が不可能である時には、前記第二の動作モードを実行することを要旨とする。
【００１１】
ここで、前記電力変換装置は、故障時に電気信号を出力するものであり、前記太陽追尾装置は、前記電気信号を受けて前記第一の動作モードと前記第二の動作モードとの間の切り替えを行うものであると良い。
【００１２】
さらに、前記第二の動作モードは、前記第一の動作モードにおける太陽の位置を追尾する時間間隔よりも長い所定の時間間隔ごとに太陽の位置を追尾するものである方が好ましい。
【００１３】
また、前記発電モジュールは、太陽光発電素子の受光面の前面に集光レンズを有し、前記太陽光発電素子の受光面に太陽光が集光される集光型発電モジュールとすることができる。
【発明の効果】
【００１４】
上記発明にかかる太陽光発電素子によると、太陽追尾装置が短い時間間隔で太陽の位置を追尾する第一の動作モードを実行することで、発電モジュールにおいて、天球上の太陽の位置によらず高効率で太陽光発電を行い、得られた直流電流を電力変換装置で交流電流に変換して供給することができる。一方、万一電力変換装置が故障して直流電流から交流電流への変換が行えなくなった場合には、太陽追尾装置が、太陽の追尾を行わない又は第一の動作モードにおけるよりも長い時間間隔でしか太陽の追尾を行わない第二の動作モードを実行することで、発電モジュールの受光面に対する太陽光の入射角が大きくずれるようになる。これにより、発電モジュールでの発電が停止するか、又は発電による電流密度が低下するので、発電モジュールでの放電に伴う蓄熱によって発電モジュールの温度が上昇して、発電モジュールの故障や劣化が発生する事態が防止される。
【００１５】
ここで、電力変換装置が故障時に電気信号を出力するものであり、太陽追尾装置がその電気信号を受けて第一の動作モードと第二の動作モードとの間の切り替えを行うものであると、両動作モードの間の切り替えを自動的に行うことができる。これにより、電力変換装置の故障が発生すると、迅速かつ高確度に第一の動作モードから第二の動作モードへの切り替えを行うことができるので、電力変換装置が故障しているにもかかわらず第一の動作モードで太陽の位置を追尾し続ける現象が防止され、蓄熱が発電モジュールに与える影響をさらに小さく留めることができる。
【００１６】
さらに、第二の動作モードが、第一の動作モードにおけるよりも長い時間間隔ごとに太陽の位置を追尾するものであると、第二の動作モードへの切り替えが行われた際にも、発電モジュールの受光面が太陽の位置を追尾し続けるので、第一の動作モードとの差が視認されにくい。よって、電力使用者や、太陽光発電システムの設置場所の近隣の居住者に、発電モジュール及び／又は太陽追尾装置が故障し、発電が行えなくなっているとの誤解や不安を与えることが回避される。
【００１７】
また、発電モジュールが、太陽光発電素子の受光面の前面に集光レンズを有し、太陽光発電素子の受光面に太陽光が集光される集光型発電モジュールである場合には、太陽光が集光されないで直接太陽光発電素子の受光面に照射される平板型発電モジュールである場合に比べて、発電で得られる電流密度が大きい。よって、電力変換装置が故障した際の発電モジュールでの蓄熱量も大きくなる。従って、電力変換装置が故障した状態で第一の動作モードに相当する短い時間間隔で太陽の位置を追尾し続けるとした時に発電モジュールに及ぼされる影響は、発電モジュールが集光型発電モジュールである場合の方が、平板型発電モジュールである場合よりも深刻となる。ここで、太陽追尾装置が上記のように第二の動作モードを実行するものであると、集光型発電モジュールを使用する場合に生じうる、そのような深刻な悪影響が効果的に回避される。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の一実施形態にかかる太陽光発電システムを示す概略図である。
【図２】上記実施形態の太陽光発電システムに使用される発電モジュールの斜視図である。
【図３】上記実施形態にかかる太陽光発電システムの動作を説明する概略図であり、（ａ）は正常運転時、（ｂ）は電力変換装置故障時を示している。
【図４】上記実施形態にかかる太陽光発電システムにおける太陽追尾装置の制御方法を示すフローチャートである。
【図５】本発明の変形形態にかかる太陽光発電システムの動作を説明する概略図であり、（ａ）は正常運転時、（ｂ）は電力変換装置故障時を示している。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の一実施形態にかかる太陽光発電システムの詳細について、図面を参照しながら説明する。図１に概略を示すように、本実施形態にかかる太陽光発電システムは、発電モジュール１、太陽追尾装置２及び電力変換装置３を有する。
【００２０】
発電モジュール１は、入射された太陽光の光エネルギーを電気エネルギーに変換することで直流電流ＤＣを得るものであり、得られた直流電流ＤＣが電力変換装置３へ出力され、電力変換装置３によって交流電流ＡＣに変換される。電力変換装置３から出力された交流電流ＡＣは、商用電源として利用又は売電に供される。
【００２１】
発電モジュール１の受光面が、太陽光の入射方向に垂直に配置されている場合に、発電モジュール１での発電効率が最も高くなる。このため、発電モジュール１は旋回角（方位角、水平方向の回転角）及び傾斜角が変化可能に太陽追尾装置２に支持されており、受光面が太陽光の入射方向に垂直な方向を向くように制御されている。これにより、太陽Ｓの天球上での位置が変化しても高効率での発電が持続される。
【００２２】
後述するように、電力変換装置３はその内部に故障が発生した際に故障信号（電気信号）ＳＩＧを出力する。この故障信号ＳＩＧの出力部は、太陽追尾装置２の制御部２５に接続されている。太陽追尾装置２は、この故障信号ＳＩＧに基づいて、電力変換装置３の故障時には短い時間間隔で太陽の追尾を行わない動作モードに、太陽追尾の動作モードを切り替える。
【００２３】
図２に、発電モジュール１の構成を示す。複数の発電モジュール１が、マトリクス状に支持板１４上に配置され、それらは地盤に固定された太陽追尾装置２の支柱２１によって支持されている。
【００２４】
発電モジュール１は、太陽光を集光する集光レンズ（一次光学系）１２と、半導体よりなる太陽光発電素子１１を備える。発電モジュール１はさらに、中央に貫通孔が形成された遮光板１３と、遮光板１３に支持され、集光した太陽光を空間的に均一にして太陽光発電素子１１の表面に導く光学部材（二次光学系、ホモジナイザとも称する、図略）と、太陽光発電素子１１によって得られた電流の取り出し等に使用される回路系（図略）とを備える。
【００２５】
集光レンズ１２としては、高い集光特性と軽量性が両立されるという点において、フレネルレンズを使用することが好適である。太陽光発電素子１１は、受光面（半導体表面）の中心が集光レンズ１２の焦点位置となるように、かつ受光面が集光レンズ１２の光軸に垂直になるように配置される。太陽光が集光レンズ１２の光軸（回転対称軸）に平行に入射されると、太陽光発電素子１１の受光面上の焦点位置にスポット状に集光され、高い電流密度で発電が行われる。よって、集光レンズ１２を備えない平板型の発電モジュールと比較して、小面積の太陽光発電素子１１を用いて高効率の発電を行うことが可能である。集光レンズ１２の倍率は、典型的には８２０倍である。
【００２６】
以下において、集光レンズ１２の光軸に垂直つまり太陽光発電素子１１の受光面（半導体表面）に平行な、集光レンズ１２の頂部を通る平面を、集光レンズ１２の受光面と定義する。
【００２７】
複数の発電モジュール１で得られた電流は、集約されて、電力変換装置３に送られる。また、マトリクス状に発電モジュール１が配置された支持板１４には、発電時に発生する熱を逃がすためのヒートシンク（図略）が設けられている場合もある。
【００２８】
電力変換装置３は、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）と称されて公知のものである。これは、発電モジュール１によって得られた直流電流ＤＣを、パルス幅変調方式などによるインバータ装置（逆変換装置）を使用して、特定の電圧、周波数、位相を有する交流電流ＡＣに変換するものである。例えば、家庭用の商用電源として交流電流ＡＣが供給される場合、５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ、１００Ｖの単相電流に変換される。
【００２９】
通常、パワーコンディショナは種々の安全装置を備えるが、本実施形態におけるパワーコンディショナ３は、内部で故障が発生した際に、それを知らせる故障信号（電気信号）ＳＩＧを外部に出力する機能を有する。故障信号ＳＩＧが太陽追尾装置２の制御部２５に入力され、太陽追尾装置２の動作モードの選択に使用される。パワーコンディショナ３の故障にも様々なものがあり、大きくは、インバータ自体の故障等を原因として直流電流から交流電流への電力変換が行えない状態となる重故障と、空冷用のファンの故障など、即座に電力変換が行えない状態にまでは至らない軽故障とに分類される。本実施形態においては、あらゆる故障に対して一律に故障信号ＳＩＧを出力するものよりも、重故障と軽故障を区別して故障信号ＳＩＧを出力するもの、又は重故障が発生した場合のみ故障信号ＳＩＧを発するものが好適である。重故障の場合にしか、太陽追尾装置２の動作モードを変更して、パワーコンディショナ３への直流電流ＤＣの供給を停止する必要がないからである。
【００３０】
マトリクス状に配置された発電モジュール１を支持する太陽追尾装置２は、発電モジュール１を水平方向面内で旋回させる（方位角方向に回転させる）旋回駆動機構２２と、発電モジュール１を傾斜角方向に回転させる（傾斜させる）傾斜駆動機構２３とを備える。
【００３１】
旋回駆動機構２２は、支柱２１の略先端（上端）に配設される。この旋回駆動機構２２は、モータと、モータの回転軸に嵌合されるウォームと、このウォームに噛合するウォームギアとを備える。モータは支柱２１に固定されており、モータおよびウォームの回転軸は、水平方向を向くように配設される。そして、ウォームギアは、水平方向面内を回転できるように、すなわちウォームギアの回転軸が鉛直方向を向くように支持される。また、このウォームギアは、発電モジュール１の支持板１４に結合されており、発電モジュール１は、ウォームギアの回転と一体的に回転する。したがって、モータの回転動力によりウォームギアが回転すると、発電モジュール１は、ウォームギアの回転に応じて、水平方向面内を旋回する（図１中のＥの方向に回転する）。
【００３２】
傾斜駆動機構２３は、支柱２１の上端に取り付けられた連結部材２４の先端に配設される。この傾斜駆動機構２３も、旋回駆動機構２２と同様に、モータと、モータの回転軸に嵌合されるウォームと、このウォームに噛合するウォームギアとを備える。旋回駆動機構２２とは異なり、発電モジュール１に結合されたウォームギアが鉛直方向面内を回転する。これにより、モータの回転動力によってウォームギアが回転すると、ウォームギアの回転に応じて、発電モジュール１の鉛直方向の傾斜角が変化する（図１中のＣの方向に回転する）。
【００３３】
旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３には、それぞれロータリーエンコーダ（図略）が取り付けられ、発電モジュール１の旋回角及び傾斜角を測定することができる。測定された値は、制御部２５に送られる。
【００３４】
支柱２１に取り付けられた制御部（制御盤）２５は、旋回駆動機構２２と傾斜駆動機構２３を制御することにより、発電モジュール１の旋回角と傾斜角を制御する。つまり、制御部２５は、２つのロータリーエンコーダからの角度値の出力とパワーコンディショナ３からの故障信号ＳＩＧの出力を受け、それらの情報と、天文学的知見から算出される太陽Ｓの位置の情報に基づいて、発電モジュール１の旋回角と傾斜角をそれぞれ何度変化させるべきかを判断する。さらに制御部２５は、その変化させるべき角度に応じて旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３のモータを回転させる駆動指令を各モータに発する。必要とされる旋回角及び傾斜角の算出法については、次に詳述する。
【００３５】
上述のように、発電モジュール１がフレネルレンズのような集光レンズ１２を備え、その焦点位置に太陽光発電素子１１の受光面の中心がくるように設計されているので、太陽光が集光レンズ１２の光軸（回転対称軸）に平行に入射された場合には、太陽光発電素子１１の受光面の中心に太陽光が集光されるが、太陽光の入射方向が集光レンズ１２の光軸の方向からずれてしまうと、集光度の低下及び集光位置のずれが生じてしまう。太陽光発電素子１１が小面積のものである場合には、これによって、集光レンズを透過した太陽光の一部又は全てが太陽光発電素子１１の受光面に照射されなくなり、発電効率の低下が発生し、一定角度を超えると発電しなくなる。よって、集光レンズ１２の光軸が、発電中常に太陽光の入射方向を向いている必要がある。換言すると、発電モジュール１の受光面が太陽光の入射方向に垂直な方向を向いている必要がある。集光レンズ１２の倍率が高いほど、この要請は厳格になる。
【００３６】
発電モジュール１の受光面を太陽光の入射方向に垂直に向けるためには、天球上を運動する太陽Ｓの仰角（高度）及び方位角に、発電モジュール１の受光面の傾斜角η及び水平面内での旋回角αを一致させればよい。太陽Ｓの仰角及び方位角は、天文学的知見に基づいて算出することができ、η及びαは以下のように決定することができる。
【００３７】
傾斜角ηは発電モジュール１の受光面が地面に対して鉛直に起立した状態を０°として下記の式となる。
【００３８】
η＝asin（cosφ・cosω・cosδ＋sinφ・sinδ）
＋（sinφ・（１−cosω）・cosδ＋cosφ・（１−cosω）・sinδ）
＋（−１・sinφ・sinω・cosδ＋cosφ・sinω・sinδ）
＋（（１−sinφ）・sinω・cosδ）
【００３９】
ここで、δは太陽の赤緯であり、地軸の延長線が天球を貫く点をそれぞれ天の北極、天の南極とし、経度を基準として太陽の位置を緯度で表したものである。すなわちこの赤緯δは、夏至において２３．４５°、冬至において−２３．４５°、春分および秋分において０°である。この赤緯δは、下記の式によって算出される。下記の式において、単位はｒａｄである。単位を度（ｄｅｇ）に変換する場合には、１８０／π＝５７．２９５７８を掛ければよい。また、式中のΓ＝２πＮ／３６５である。ここで、Ｎは１月１日から起算した正月からの日数である。ただし、うるう年の２月２９日は２月２８日と変わらないものとする（２月２９日はカウントしない）。なお、下記式は、地球の公転軌道が楕円であると近似した近似式である。本近似式の最大誤差は０．０５°であり、実用上十分な追尾精度が得られるものと考えられる。
【００４０】
δ＝0.06918−0.399912cosΓ＋0.070257sinΓ−0.00675cos(2Γ)＋0.000907sin(2Γ)−0.002697cos(3Γ)＋0.00148sin(3Γ)
【００４１】
ωは時角であり、太陽の軌道において、太陽の方位を南中の方向から軌道に沿って計測した角度である。具体的には、南中時が０°で１時間が１５°である。また、午前を負（マイナス）、午後を正（プラス）とする。時角ωは、下記の式によって都度計算される。
【００４２】
ω＝15（Ｔ−（Ｌ−135−θ）／15）−１８０
【００４３】
ここで、θは均時差、Ｌは太陽追尾装置の設置場所の経度、Ｔは時刻（真夜中の１２時をゼロとしてカウントした時刻）である。例えば、時刻が午前８時４５分２５秒（８：４５：２５）であれば、Ｔ＝８＋４５／６０＋２５／３６００にて与えられる。均時差θは、日の出及び南中時刻の日にちによっての変化である。具体的には均時差θは下記の式で与えられる。この数式の単位はｒａｄである。単位を度（ｄｅｇ）に変換する場合には、１８０／π＝５７．２９５７８を掛ければよい。この数式における最大誤差は３５秒（角度に換算して０．１４°）である。
【００４４】
θ＝0.000075＋0.001868cosΓ−0.032077sinΓ−0.014615cos(2Γ)−0.04089sin(2Γ)
【００４５】
また、旋回角αは、発電モジュール１の受光面が北を向いている時を０°、東を向いている時を９０°、南を向いている時を１８０°として、下記の式で与えられる。
【００４６】
α= atan(ｍ／ｋ)
ｍ＝sinω・cosδ−（−１・sinω・sinδ）＋（（１−cosω）・sinδ）＋（（１−sinφ）・sinδ−cosφ・cosω・cosδ））
ｋ＝sinφ・cosω・cosδ−cosφ・sinδ＋（−１・cosφ・（１−cosω）・cosδ＋sinφ・（１−cosω）・sinδ）＋cosφ・sinω・cosδ＋sinφ・sinω・sinδ＋cosφ・sinω・cosδ
【００４７】
η及びαの値は、太陽追尾装置２及び／又は発電モジュール１の据付け誤差等、太陽Ｓの運動以外の要素をさらに考慮して定めることもできる。
【００４８】
パワーコンディショナ３が正常に機能し、発電モジュール１で発電した直流電流ＤＣを交流電流ＡＣに変換している時には、できる限り発電効率を上げるべく、発電モジュール１の受光面が上記で算出した傾斜角η及び旋回角αの方向を向くように旋回駆動機構２２と傾斜駆動機構２３を制御し、太陽光を発電モジュール１の受光面に垂直に入射させることにより、太陽光発電素子１１の受光面の中央に太陽光を集光させればよい。
【００４９】
この際、旋回駆動機構２２と傾斜駆動機構２３を常時作動させて、発電モジュール１の配置角度（傾斜角η及び旋回角α）を連続的に変化させている必要はない。ある時間間隔ごとにこれらを作動させるだけであっても、太陽光の入射角の変化による集光位置のずれ及び集光度の低下が発電効率を大きく低下させない程度にその時間間隔が短ければ、問題にならない。太陽光発電システムの運転に要するエネルギーを低減するためには、このように不連続に発電モジュール１の配置角度を変化させる方が好ましい。この際の時間間隔をＴ１とする。
【００５０】
この状態を、図３（ａ）に模式的に示す。太陽Ｓの位置がＰ１→Ｐ２→Ｐ３と変化したとき、発電モジュール１の受光面は、この位置を十分に短い時間間隔Ｔ１で追尾している。なお、図３（ａ）〜（ｃ）においては、見やすいように太陽Ｓの位置を大きく変化させているが、実際には、下記で見積もりを示すように、発電モジュール１の配置角度は、０．１度から数度の単位で変化される。
【００５１】
一方、パワーコンディショナ３に重故障が発生し、直流電流ＤＣから交流電流ＡＣへの変換が行えなくなってしまった場合には、発電で得た直流電流ＤＣをパワーコンディショナ３を介して発電モジュール１から外部に出力することができなくなってしまい、発電モジュール１で放電が起こる。放電の際には、発熱が生じる。この際、発電モジュール１が太陽Ｓを短い時間間隔Ｔ１で高精度に追尾し続けていると、電流の出力先が断たれた状態で、発電モジュール１が高効率に発電を行い続けることになり、放電に伴う発熱量が大きくなる。発熱量が自然放熱量又はヒートシンクによる放熱量を上回ると、発電モジュール１で蓄熱が起こる。発電モジュール１に蓄熱した状態が長時間継続されることは、発電モジュール１への負荷が通常時より大きくなり、発電モジュール１の劣化に繋がってしまい、好ましくない。
【００５２】
そこで、パワーコンディショナ３に重故障が発生した際には、太陽Ｓを追尾する時間間隔が、Ｔ１から、Ｔ１よりも長いＴ２に変更される。すると、旋回駆動機構２２と傾斜駆動機構２３が作動されて発電モジュール１の受光面が太陽光の入射方向に垂直な方向に向けられた瞬間から、太陽Ｓの移動に伴う太陽光の入射角の変化があまり大きくない間は、発電モジュール１で高効率に発電が行われ、発熱が起こる。しかし、太陽光の入射角の変化量が大きくなることにより、太陽光の集光位置が太陽光発電素子１１の受光面からずれ、かつ集光度が低下すると、発電モジュール１での発電効率が低下し、さらには発電が行われなくなる。すると、発電モジュール１での発熱量が低下し、発電モジュール１に蓄熱された状態が緩和される。つまり、全時間のうち、高効率で発電が行われ、蓄熱が進行する時間の割合が、時間間隔Ｔ１で太陽Ｓを追尾し続けている場合よりも小さくなる。代わりに、発電が行われないで、それまでに蓄積された熱が放出される時間の割合が大きくなる。その結果、発電モジュール１の故障や劣化の発生が抑制される。
【００５３】
この状態の模式図を、図３（ｂ）に示す。太陽Ｓが位置Ｐ１からＰ２に変化しても、発電モジュール１の受光面は、太陽Ｓの位置Ｐ１に対して最適化された配置角度（太陽光の入射方向に垂直な配置）から変化していない。つまり、太陽Ｓが位置Ｐ１にある状態からある短い時間の間は、発電が高効率で行われるが、その後太陽Ｓが位置Ｐ２を経由し、位置Ｐ３に来るまでの間は発電効率が著しく低下するか、発電が行われなくなる。太陽Ｓが位置Ｐ３に来た際には、再び、発電モジュール１が太陽Ｓの位置Ｐ３に対して最適化された配置角度（太陽光の入射方向に垂直な配置）に配置変更される。
【００５４】
上記のように、時間間隔Ｔ１としては、その間に太陽Ｓの位置が変化しても、太陽光の集光位置のずれおよび集光度の低下が十分な発電効率を得るために問題とならない程度に短い時間間隔を選択すればよい。
【００５５】
一方、時間間隔Ｔ２は、太陽光の集光位置のずれ及び集光度の低下によって、発電効率の低下及び発電の停止が起こっている間に、発電モジュール１内の熱を十分にヒートシンク又は空気中に散逸させられる程度に長い時間間隔を選択すればよい。ここで、時間間隔Ｔ２を長くしすぎると、太陽光を追尾していないように見えてしまう。実際には発電モジュール１や太陽追尾装置２の故障よりも深刻度が低く、早期に復旧可能であるパワーコンディショナ３の故障しか起こっていないにもかかわらず、電力使用者や周辺の居住者に、発電モジュール１及び／又は太陽追尾装置２の故障が発生し、発電が全く行えなくなっているとの誤解や不安を与えることになり、好ましくない。
【００５６】
具体的には、時間間隔Ｔ２は、Ｔ１の２倍以上又は２分以上とすることが好ましい。これ以下では、発電効率が十分に低くならない。一方、時間間隔Ｔ２の上限値（最長値）としては、太陽光を受光面に直入射させるために必要な発電モジュール１の旋回角α及び傾斜角η（太陽の方位角及び仰角）が１０°を超えて変化しないように選択することが好ましい。これ以上に旋回角α及び傾斜角ηが変化する方が、冷却効果は見込まれるものの、太陽追尾装置２の故障との誤解を与えることを防止するために、旋回角α及び傾斜角ηの好ましい上限値は、１０°とされる。
【００５７】
実際に時間間隔Ｔ１及びＴ２として、どのような時間を選択するかは、集光レンズ１２の形状や材質等によって決まる焦点距離と集光された光のスポット径、太陽光発電素子１１の受光面の大きさ、太陽光発電素子１１を含めた発電モジュール１の耐熱性と放熱効率、太陽光発電システムの設置場所などを勘案して、上記の条件を満たすように決めればよい。例えば、Ｔ１を３０秒、Ｔ２を５分とする場合を例示することができる。
【００５８】
例えば、名古屋市に太陽光発電システムを設置する場合に、春分の日の正午を例にとると、各式によれば、太陽Ｓの方位角の変化量、つまり太陽光を受光面に直入射させるために必要な発電モジュール１の傾斜角ηの変化量は、時間間隔Ｔ１として例示した３０秒が経過した場合には約０．２度であるのに対し、時間間隔Ｔ２として例示した５分が経過した場合には約２度に及ぶ。
【００５９】
上記のように、パワーコンディショナ３に重故障が発生した場合には、太陽追尾装置２による太陽追尾の時間間隔が、制御部２５によってＴ１からそれよりも長いＴ２に変更される。この際、パワーコンディショナ３及び／又は太陽追尾装置２の制御部２５が、出力手段を備え、パワーコンディショナ３が故障していること及び／又は時間間隔Ｔ２での太陽追尾を実行していることを太陽光発電システムの外部に通知できるものであれば、太陽光発電システムの管理者が迅速にパワーコンディショナ３の故障に対処することが可能となる。パワーコンディショナ３の故障が解消され、故障信号ＳＩＧがパワーコンディショナ３から発せられなくなると、太陽追尾装置２の制御部２５により、太陽追尾の時間間隔が、Ｔ２からＴ１へと切り替えられる。
【００６０】
次に、本発明の実施形態にかかる太陽光発電システムにおける太陽追尾装置２の制御方法について、図４のフローチャートを用いて説明する。
【００６１】
太陽追尾装置２の制御部２５は、時間を計測する計時手段と、時間間隔Ｔ１及びＴ２を記憶する記憶手段と、発電モジュール１の最適な配置角度（傾斜角η及び旋回角α）の値及び太陽光追尾に必要なそれらの変化量を算出する演算手段と、パワーコンディショナ３からの故障信号ＳＩＧの有無に応じて太陽追尾の時間間隔をＴ１又はＴ２に設定する判定手段と、算出した傾斜角η及び旋回角αの値に応じて旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３に制御信号を発する信号発生手段とを備え、これらによって、以下の制御方法に従った発電モジュール１の配置角度の制御が行われる。
【００６２】
ステップＳ１において、その時点での発電モジュール１の配置角度つまり傾斜角η及び旋回角αをロータリーエンコーダに読み取らせる。これらの値をη１及びα１とする。
【００６３】
次に、ステップＳ２において、判定手段によって、パワーコンディショナ３から重故障の発生を示す故障信号ＳＩＧが入力されているかどうかを判断する。
【００６４】
もし故障信号ＳＩＧが入力されていると判断されれば（ステップＳ２において「Ｙｅｓ」ならば）、ステップＳ３において、判定手段によって追尾の時間間隔ΔＴをＴ２に設定する。
【００６５】
一方、故障信号ＳＩＧが入力されていないと判断されれば（ステップＳ２において「Ｎｏ」ならば）、ステップＳ４において、判定手段によって追尾の時間間隔ΔＴをＴ１に設定する。
【００６６】
次に、ステップＳ５において、計時手段によって、経過時間の計測を開始する。
【００６７】
ステップＳ６において、計時手段によって、計時開始から時間ΔＴ（つまりＴ１又はＴ２）が経過したかどうかを判定する。
【００６８】
もし時間ΔＴが経過していなければ（ステップＳ６において「Ｎｏ」ならば）、再びＳ６に戻り、時間ΔＴが経過したかどうかを判定する。
【００６９】
一方、時間ΔＴが経過していれば（ステップＳ６において「Ｙｅｓ」ならば）、ステップＳ７で、計時手段による計時が終了され、計時手段がリセットされる。
【００７０】
次に、ステップＳ８において、演算手段によって、追尾角度を算出する。つまり、計時開始から時間ΔＴが経過した状態において最適な旋回角α及び傾斜角ηを、上記各式に基づいて算出し、それぞれα２、η２とする。更に、変化させるべき旋回角α及び傾斜角ηの値、つまり追尾角度Δα及びΔηを、Δα＝α２−α１、Δη＝η２−η１として算出する。
【００７１】
次に、ステップＳ９において、上記の追尾角度Δα及びΔηだけ発電モジュール１の配置角度が変更されるように、信号発生手段によって旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３に制御信号が送られる。これを受けて、実際に旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３が動作することで、追尾動作が達成される。
【００７２】
この後、ステップＳ１に回帰し、パワーコンディショナ３の故障信号ＳＩＧが入力されているかどうかを判定する。
【００７３】
もし一度故障信号ＳＩＧが入力され、時間間隔ΔＴとしてＴ２が選択された後、いまだパワーコンディショナ３の故障が解消されず、故障信号ＳＩＧが入力され続けているならば、再度ステップＳ３が実行され、時間間隔ΔＴとしてＴ２が再び選択される。一方、一度故障信号ＳＩＧが入力され、時間間隔ΔＴとしてＴ２が選択された後、既にパワーコンディショナ３の故障が解消され、故障信号ＳＩＧが入力されない状態となっているならば、ステップＳ４が実行され、時間間隔ΔＴとしてＴ１が選択される。
【００７４】
なお、本制御方法においては、ステップＳ９で追尾動作が実行された後、ステップＳ１への回帰が行われるが、ステップＳ９の直後に、ロータリーエンコーダで追尾動作後の現実の旋回角αと傾斜角ηを読み取り、算出された目標値α２及びη２と一致しているかどうかを確認するステップを備えてもよい。さらに、これらが一致しなかった場合に、旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３によって、旋回角αと傾斜角ηを微調整し、α２及びη２に一致させる機構を備えてもよい。
【００７５】
以上のような制御方法を用いることで、パワーコンディショナ３に重故障が発生した際には、自動的かつ迅速に太陽の追尾の時間間隔をＴ１からＴ２へと長くすることができ、発電モジュール１での蓄熱を高確度で回避することが可能となる。これにより、発電モジュール１の故障及び低寿命化が抑制される。このことは、電力供給の安定性及び持続性に貢献する。
【００７６】
次に、本発明の変形形態にかかる太陽光発電システムにおける太陽追尾装置２について説明する。本変形形態においては、パワーコンディショナ３に重故障が発生した際の太陽追尾装置２の動作方法のみが上記実施形態にかかる太陽光発電システムにおける太陽追尾装置２と異なる。
【００７７】
本変形形態においては、パワーコンディショナ３に重故障が発生した際に、太陽追尾装置２による太陽追尾が完全に停止され、発電モジュール１の受光面の配置が固定される。図５にその動作の模式図を示す。パワーコンディショナ３が正常に動作している時には、図５（ａ）のように、短い時間間隔で太陽追尾が行われ、太陽Ｓの位置がＰ１からＰ２、さらにＰ３へと変化した際に、発電モジュール１の受光面がそれを追尾するように、発電モジュール１の配置角度が変化する。これは図３（ａ）に示した上記実施形態の場合と同じである。
【００７８】
パワーコンディショナ３が故障し、太陽追尾装置２の制御部２５が故障信号ＳＩＧを受けると、太陽追尾装置２による太陽Ｓの追尾が停止される。つまり、旋回駆動機構２２及び傾斜駆動機構２３が停止され、発電モジュール１の旋回角α及び傾斜角ηが固定される。この際、発電モジュール１の配置角度は、パワーコンディショナ３の故障が発生した時のまま固定されても、別の配置角度に移動してから固定されてもよい。図５（ｂ）は、パワーコンディショナ３に重故障が発生した場合を示しており、発電モジュール１の受光面が略水平に向けられ、固定される。太陽Ｓの位置が移動しても、パワーコンディショナ３の重故障が解消されるまでは、発電モジュール１はこの配置角度をとったまま、移動することはない。
【００７９】
なお、パワーコンディショナ３に重故障が発生した時に固定される発電モジュール１の配置方向は、略水平に限定されず、任意の方向とすることができる。
【００８０】
このように、パワーコンディショナ３に重故障が発生した時に、太陽追尾を完全に停止することにより、太陽追尾の停止以降は太陽光発電が行われなくなり、発電モジュール１での蓄熱が確実に回避される。この意味においては、時間間隔Ｔ２で太陽の位置を追尾する上記実施形態よりも本変形形態が有利である。しかし、本変形形態の場合、一見して発電モジュール１の受光面が太陽光の入射方向を向いていないことが認識される状態となるので、電力使用者や周辺居住者に発電モジュール１及び／又は太陽追尾装置２が故障しているとの誤解や不安を与えることになり、好ましくない。この点において、パワーコンディショナ３が故障した場合でも太陽の位置を追尾し続け、一見しただけでは正常運転時（時間間隔Ｔ１での太陽追尾実行時）の動作と区別がつかない上記の実施形態の方が優れている。
【００８１】
上記実施形態及び変形形態においては、パワーコンディショナが重故障発生時に発する電気信号に基づいて太陽追尾装置の運転モードの切り替えが行われたが、パワーコンディショナには、現在のパワーコンディショナの状況をＲＳ−４８５通信によって判断する方法もある。この方法を使用すれば、発電モジュールから入力される直流側の状況、及び売電用等に出力される交流側の状況も確認することが可能であるため、パワーコンディショナが正常に稼働しているかの判断を行うことが可能である。よって、パワーコンディショナ自体が故障時に電気信号を発しないもの又は重故障と軽故障を判別しないものである場合には、ＲＳ−４８５通信を使用することができる。なお、ＲＳ−４８５通信では、異常状態が詳しく分かれているため、パワーコンディショナが故障時に電気信号を発するものや重故障と軽故障を判別できるものである場合においても、ＲＳ−４８５通信を併用すれば、より正確な異常状態の判断が可能となる。
【００８２】
以上、本発明の実施形態及び変形形態について詳細に説明したが、本発明は上記実施形態及び変形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で種々の改変が可能である。例えば、上記では、発電モジュールとして、集光レンズを使用する集光型の発電モジュールが使用されているが、集光レンズを有さず、直接太陽光発電素子の受光面に太陽光が照射される平板型の発電モジュールに対しても、同様の制御機構を有する太陽追尾装置を適用することができる。ただし、平板型の発電モジュールにおいては、発電効率及びパワーコンディショナ故障時の蓄熱量が太陽光の入射角に依存する程度が、集光型発電モジュールの場合に比べて極めて小さいので、集光型発電モジュールの場合よりも、パワーコンディショナ正常運転時に太陽光を追尾することによる発電効率の向上、及びパワーコンディショナ重故障時にその追尾の時間間隔を長くすることや追尾を中止することによる蓄熱量の低減のいずれについても、享受される効果は限定的である。
【符号の説明】
【００８３】
１              発電モジュール
１１            太陽光発電素子
１２            集光レンズ
２              太陽追尾装置
２２            旋回駆動機構
２３            傾斜駆動機構
２５            制御部
３              パワーコンディショナ（電力変換装置）
Ｅ              旋回方向
Ｃ              傾斜方向
ＤＣ            直流電流
ＡＣ            交流電流
ＳＩＧ          故障信号
【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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