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Technisches Gebiet
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Die vorliegende Erfindung betrifft ein Sonnenenergiesystem, das einen Ausgabeleistungswert von Solarzellen steuert, sowie ein Steuersystem.
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Technischer Hintergrund
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Wie in 5 der Patentliteratur 2 gezeigt, wird in einem konventionellen Sonnenenergiesystem eine Ausgabe einer Solarzellenanordnung durch Ändern eines Leitungsverhältnisses gesteuert, das ein Verhältnis von EIN und AUS in einem Schaltbetrieb eines DC/DC-Wandlers ist, das variabel auf Spannungsinformation und Strominformation, die von einer Spannungserfassungsvorrichtung und einer Stromerfassungsvorrichtung erfasst werden, basiert. Da die Ausgabe von einem Solarzellenkollektor Gleichstrom ist, wird die Ausgabe durch eine DC/AC-Wechselrichterschaltung mit einer handelsüblichen Systemleistungszufuhr verbunden.
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<Kurzdarstellung des Bergsteigerverfahrens>
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6(a) ist ein konzeptionelles Diagramm eines Maximalleistungspunkt-Ortungssteuerverfahrens, das als Bergsteigerverfahren bezeichnet wird, welches im Allgemeinen genutzt wird, um eine effiziente elektrische Leistung von dem Sonnenenergiesystem zu erhalten. Nachstehend wird das Maximalleistungspunkt-Ortungssystem als MPPT-Steuerung (Maximum Power Point Tracking) bezeichnet.
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Zunächst wird der DC/DC-Wandler betätigt, um eine Ausgangsspannung Va der Solarzellenanordnung als ausgegebenen Einstellwert einer anfänglichen Solarzellenanordnungs-Kennlinie zu messen. Gleichzeitig wird ein Solarzellen-Ausgangsstrom gemessen, der gemäß dem Ausgangsspannungswert des Solarzellenkollektors ausgegeben wird. Eine MPPT-Steuereinheit berechnet eine Ausgabeleistung Pa des Solarzellenkollektors durch Multiplizieren der Ausgangsspannung Va mit einem Ausgangsstrom und lässt den Speicher sie speichern. Als Nächstes wird der DC/DC-Wandler betätigt, so dass seine Ausgangsspannung auf eine Spannung Vb eingestellt wird, die um eine vorbestimmte Menge größer als die Ausgangsspannung Va ist, und in ähnlicher Weise werden eine Messung eines Solarzellen-Ausgangsstroms und die Berechnung einer Ausgabeleistung Pb des Solarzellenkollektors durchgeführt und der Speicher wird veranlasst, sie zu speichern. Die MPPT-Steuereinheit vergleicht die gespeicherten Ausgangsspannungen Pa und Pb, und wenn Pb ein größerer Wert als Pa ist, lässt er den DC/DC-Wandler arbeiten, so dass die Ausgangsspannung um eine vorbestimmte Menge auf eine größere Spannung als die Ausgangsspannung Vb eingestellt wird. Wenn das Vergleichsergebnis der Ausgabeleistung, die gespeichert wird, umgekehrt ist, die eine Beziehung ist, die von den Ausgabeleistungen Pc und Pd gezeigt ist, lässt die MPPT-Steuereinheit den DC/DC-Wandler arbeiten, so dass die Ausgangsspannung um eine vorbestimmte Menge auf eine kleinere Spannung als die Ausgangsspannung eingestellt wird.
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Diese Reihe von Betätigungen führt eine Ortung bzw. Verfolgung eines maximalen Leistungspunkts MPP durch, indem sie das Leitungsverhältnis des DC/DC-Wandlers variabel macht, und wird nach der Art und Weise der Verfolgung als Bergsteigerverfahren bezeichnet, und da es sich um einen einfachen und leicht zu handhabenden Algorithmus handelt, ist es ein Verfahren, das derzeit am meisten in einem Sonnenenergiesystem verwendet wird. Beispielsweise ist ein MPPT-Steueralgorithmus, der dieses Bergsteigerverfahren anwendet, in der Nicht-Patentliteratur 1 beschrieben.
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<Gründe für mehrfache lokale Lösungen>
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Vorliegend kann, wie in 6(b) gezeigt, wenn der Teilschatten auf die Solarzellenanordnung fällt, eine Kennlinie der Solarzellenanordnung von PVa zu PVb wechseln und in einer Spannung-zu-Leistung-Kennlinie der Solarzelle mehrere lokale Extrema aufweisen. Nachstehend wird ein Hauptfaktor erläutert, der dazu führt, dass sie eine Kennlinie mit mehreren lokalen Lösungen hat, wenn der Teilschatten auf das Sonnenenergiesystem geworfen wird.
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7 ist ein Diagramm, welches zeigt, dass, wenn der Teilschatten auf das Sonnenenergiesystem geworfen wird, es dazu kommt, dass es eine Kennlinie mit mehrfachen lokalen Lösungen hat. Nun soll eine Reihung betrachtet werden, die durch Reihenschaltung von vier durch M1 bis M4 gezeigten Solarzellenmodulen gebildet wird, wie in 7(a) gezeigt.
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7(b) zeigt Strom-zu-Spannung-Kennlinien (I-V-Kennlinien) jedes Moduls für die Module M3, M4, in welchen der Schatten geworfen wird, und für die Module M1, M2, in welchen kein Schatten geworfen wird, und 7(c) zeigt eine Strom-zu-Spannung-Kennlinie der gesamten Reihung. Wie in 7(b) gezeigt, kann verstanden werden, dass eine offene Schaltungsspannung für V3 und V4, die in einem Bereich berechnet werden, in dem der Schatten geworfen wird, auch kleiner als derjenige für V1 und V2 wird, die in einem Bereich berechnet werden, in dem kein Schatten geworfen wird.
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Des Weiteren schalten sich unter Bezug auf alle Module, wenn eine Rückwärtsspannung (eine Vorwärtsspannung für Umgehungs- bzw. Bypass-Dioden) angelegt wird, die Bypass-Dioden EIN und die Widerstandskomponenten werden zu Nullen. Dann, da nach dem EIN-Schalten der Bypass-Dioden die Ausgangsspannungen der Module M3, M4 zu Nullen werden, wird die Strom-zu-Spannung-Kennlinie der Module M3, M4 zu einer Wellenform, deren Ausgangsspannung stets Null ist, wenn der Ausgangsstrom mehr als oder gleich einem vorgegebenen Ausgangsstrom ist, wie in 7(b) gezeigt. Als Ergebnis werden die Module M3, M4 zu den Modulen M1, M2, auf die kein Schatten geworfen wird (die Bypass-Dioden sind AUS), in der Strom-zu-Spannung-Kennlinie unterschiedlich.
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Dann, wenn die Spannung der gesamten Reihung gesehen wird, ändert sich ein Spannungszustand, in dem die Bypass-Dioden EIN-Betriebsänderungen wegen einer Spannungsdifferenz zwischen dem Bereich, in dem bei einem bestimmten Strom der Schatten geworfen wird, und dem Bereich, auf dem kein Schatten geworfen wird, beginnen. Daher zeigt, wie in 7(c) gezeigt, die Reihung eine diskontinuierliche Strom-zu-Spannung-Kennlinie in einem Punkt (Punkt A der 7(c)), in dem der Ausgangsstrom den vorgegebenen Wert (Ia) überschreitet und sich die Bypass-Dioden der Module M3, M4 EIN schalten. Dabei zeigt, wenn eine Leistung-zu-Spannung-Kennlinie erhalten wird, die Leistung der gesamten Reihung eine Kennlinie mit mehrfachen Extrema, wie in 7(d) gezeigt, da die elektrische Leistung ein Produkt aus Spannung und Strom ist. Wie vorstehend erläutert wurde, hat die Leistung-zu-Spannung-Kennlinie der Gesamtreihung mehrfache lokale Lösungen, wenn der Teilschatten in Richtung der Reihung geworfen wird, da die Strom-zu-Spannung-Kennlinie zwischen den Modulen (M1 und M2), auf die kein Teilschatten geworfen wird, und den Modulen (M3 und M4), auf die der Teilschatten geworfen wird, unterschiedlich ist. In diesem Fall mit den mehrfachen lokalen Lösungen wird, wie in 6(b) gezeigt, die lokale Lösung ein realer Betriebspunkt, da das Bergsteigerverfahren unter eine Vergleichsbetätigung rund um Ve, Vf fallen kann, was die Möglichkeit bringen kann, dass eine Leistungseffizienz abfällt.
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<Konventionelle Maßnahme zu mehrfachen lokalen Lösungen>
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Da, wenn die Leistung-zu-Spannung-Kennlinie der Gesamtreihung mehrfache lokale Lösungen hat, der Fall vorliegt, in dem die Reihung nicht mit maximaler Leistung durch das Bergsteigerverfahren betätigt werden kann, wie vorstehend eingehend beschrieben wurde, sind viele MPPT-Steueralgorithmen neben dem Bergsteigerverfahren vorgeschlagen worden.
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Als Literatur des Standes der Technik des MPPT-Steueralgorithmus, durch den ein maximaler Wert eines kleinen Bergs, der nicht die maximale Leistung ist, selbst dann vermieden wird, wenn das Orten zum maximalen Leistungspunkt durchgeführt wird, beispielsweise in der Patentliteratur 1, wird die MPPT-Steuerung, die einen genetischen Algorithmus eingeführt hat, der ein Optimierungsproblem ist, durchgeführt. Des Weiteren wird in der Nicht-Patentliteratur 2 die MPPT-Steuerung, die ein Modell eingeführt hat, eine Suchbreite des Bergsteigerverfahrens unter Verwendung einer Fibonacci-Suche variabel zu machen, anstatt eines rechnerbetont komplexen Algorithmus, wie etwa eines genetischen Algorithmus, durchgeführt.
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Des Weiteren liegt als Literatur des Standes der Technik zum steten Erhalten der maximalen Effizienz selbst unter einer ungleichmäßigen Sonnenstrahlungsbedingung durch Durchführung der MPPT-Steuerung für jedes Solarzellenmodul anstelle für jede Solarzellenreihung die Patentliteratur 2 vor. Mit der Patentliteratur 2 ist es, möglich, immer die maximale Leistung zu eine Lastseite auszugeben, da eine Verfolgungssteuerung durch Schalten einer Steuerung eines Ladungsübertragungsschaltung durchgeführt wird, die für jedes Solarzellenmodul vorgesehen ist, um den maximalen Leistungspunkt zu verfolgen, in Bezug auf die Solarenergieanordnung, in der die mehrfachen Solarzellenmodule in Reihe oder parallel geschaltet sind.
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Die Patentliteratur 3 offenbart Einrichtungen zum Rekonstruieren einer Kennlinie, die den Teilschatten hat, durch Vergleichen mehrerer Standardkennlinien, die im Speicher 52 datenbasiert sind, mit einem vorgegebenen Standardzustand, der durch Umwandlung einer Spannung, einer Solarzellenoberflächentemperatur, eines Pyrheliometers, einer Außenlufttemperatur, von einer Messeinheit, wie etwa einer Bezugszelle, gemessene Werte und anschließend durch Annehmen eines aktuellen Zustands der Solarzellen als am engsten approximierte Kennlinie erhalten wird.
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Liste der Entgegenhaltungen
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Patentliteraturen
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- Patentliteratur 1: Ungeprüfte japanische Patentanmeldungs-Offenlegungsschrift JP 2006-107 425 A
- Patentliteratur 2: Ungeprüfte japanische Patentanmeldungs-Offenlegungsschrift JP 2007-58 845 A
- Patentliteratur 3: Ungeprüfte japanische Patentanmeldungs-Offenlegungsschrift JP 2007-311 487 A
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Nicht-Patentliteratur
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- Nicht-Patentliteratur 1: ESRAM, CHAPMAN: Comparison of Photovoltaic Array Maximum Power Point Tracking Techniques. In: Energy Conversion, IEEE Transactions on, vol. 22, 2007, no. 2, 439–449.
- Nicht-Patentliteratur 2: MIYATAKE, Masarumi; KOUNO, Tooru; NAKANO, Motomu: Maximum power point tracking control employing Fibonacci search algorithm for photovoltaic power generation system. In: Proceedings ICPE '01, 2001 International Conference on Power Electronics, 2001, 622–625.
- Nicht-Patentliteratur 3: BHIDE, R.; BHAT, S. R.: Modular power conditioning unit for photovoltaic applications. In: Power Electronics Specialists Conference, 1992. PESC '92 Record., 23rd Annual IEEE, 1992, 708–713. In Nicht-Patentliteratur 3 wird eine modular aufgebaute Power-Conditioning-Vorrichtung für Solarsysteme beschrieben, die eine MPPT-Steuereinheit aufweist. Abhängig von dP/dV wird die Richtung der Suche nach dem MPP ausgewählt. Ferner wird, abhängig von den vorangegangen Schritten, die Schrittweite für die Suche angepasst.
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Zusammenfassung der Erfindung
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Technisches Problem
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Zur Lösung eines Problems der lokalen Lösung, die kein MPP ist, wie in der Patentliteratur 1 und Patentliteratur 2, werden in der MPP-Steuerung, auf die sich ein Optimierungsproblem auswirkt, das einen genetischen Algorithmus, eine Fibonacci-Suche oder dergleichen verwendet wird, eine Anzahl von Leistungen an den Betriebsspannungen in einem breiten Umfang erworben; daher besteht im Ergebnis das Problem, dass Betätigungen an anderen Punkten als dem maximalen Leistungspunkt zahlenmäßig zunehmen und die Leistung in einem Dauerzustand ohne Teilschatten schlechter wird. Das heißt, in einer MPPT-Steuerung, die ein Bergsteigerverfahren anwendet, ist die Leistung in einem Dauerzustand ausgezeichnet, aber es besteht das Risiko, in eine lokale Lösung zu verfallen; in der MPPT-Steuerung, die das Optimierungsproblem verwendet, ist es möglich, die lokale Lösung zu vermeiden, aber die Leistungseffizienz im Dauerzustand verschlechtert sich. Daher ist es notwendig, die Zeitspanne zur Ausführung der MPPT-Steuerung, auf die sich das Optimierungsproblem auswirkt, so weit wie möglich zu verkürzen und die MPPT-Steuerung durch das Bergsteigerverfahren so weit wie möglich durchzuführen.
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Des Weiteren bringt eine Technologie zur Durchführung der MPPT-Steuerung für jedes Solarzellenmodul, wie die Patentliteratur 2 und Patentliteratur 3, das Problem mit sich, dass die Kosten hoch werden, da die Schaltung für jedes Solarzellenmodul bereitgestellt wird.
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Insbesondere in einer Erfindung gemäß Patentliteratur 2 besteht das Problem, dass die Kosten hoch werden, da eine Schaltung zum Suchen nach dem maximalen Leistungspunkt in jedem Solarzellenmodul eingebaut ist. Des Weiteren besteht auch das Problem, dass, wenn die Suchschaltung ausfällt, die gesamte Reihung ihre Funktion einstellt, da die Suchschaltung mit der Reihung im Solarzellenmodul in Reihe geschaltet ist.
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Des Weiteren ist es in einer Erfindung gemäß Patentliteratur 3 notwendig, eine Messeinheit einer Spannung, eine Solarzellenoberflächentemperatur, ein Pyrheliometer, eine Außenlufttemperatur, eine Bezugszelle usw. für jedes Modul und jeden Speicher zum Speichern von Informationen von jenen zu speichern, aber eine Messeinheit wie diese ist teuer und es besteht das Problem, dass die Kosten trotz allem steigen.
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Daher ist es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Steuerung der Solarzellen zu realisieren, deren Leistungseffizienz ausgezeichneter ist, während eine Erhöhung der Schaltungskosten vermieden wird.
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Lösung des Problems
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Eine Aufzählung typischer Beispiele unter Einrichtungen zur Lösung des Problems gemäß der vorliegenden Erfindung umfasst die folgenden:
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Das erste ist ein Sonnenenergiesystem mit: Solarzellen; einer Spannungssteuereinheit zum Steuern der Ausgangsspannung der Solarzellen; einer Spannungserfassungseinheit zum Erfassen der Ausgangsspannung der Solarzellen; einer Stromerfassungseinheit zum Erfassen des Ausgangsstroms der Solarzellen; einer ersten Steuereinheit, die die Spannungssteuereinheit veranlasst, die Ausgangsspannung innerhalb einer ersten Variationsbreite zu variieren, und die Ausgangsspannungen der Solarzellen vor und nach der Variation vergleicht; einer zweiten Steuereinheit, die die Spannungssteuereinheit veranlasst, die Ausgangsspannung innerhalb einer zweiten Variationsbreite zu variieren, die größer als die erste Variationsbreite ist, und die Ausgangsspannungen vor und nach der Variation vergleicht; und einer Vergleichseinheit zum Vergleichen eines Absolutwerts des Änderungsbetrags pro Zeiteinheit des Stroms, der von der Stromerfassungseinheit erfasst wird, mit einem vorgegebenen Schwellwert; in welchem, wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags kleiner als der Schwellwert ist, die erste Steuereinheit ausgewählt wird, und wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags größer als der vorgegebene Schwellwert ist, die zweite Steuereinheit ausgewählt wird.
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Das zweite ist ein Steuersystem zum Steuern der Solarzellen, mit: einer ersten Steuereinheit, die die Ausgangsspannung der Solarzellen innerhalb der ersten Variationsbreite variiert und die Ausgangsspannungen vor und nach der Variation vergleicht; einer zweiten Steuereinheit, die die Ausgangsspannung der Solarzellen innerhalb der zweiten Variationsbreite variiert, die größer als die erste Variationsbreite ist, und die Ausgangsspannungen vor und nach der Variation vergleicht; und einer Vergleichseinheit zum Vergleichen des Absolutwerts des Änderungsbetrags pro Zeiteinheit des Ausgangsstroms der Solarzellen mit dem vorgegebenen Schwellwert; wobei, wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags kleiner als der vorgegebene Schwellwert ist, die erste Steuereinheit ausgewählt wird, und wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags größer als der vorgegebene Schwellwert ist, die zweite Steuereinheit ausgewählt wird.
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Vorteilhafte Wirkungen der Erfindung
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Gemäß der vorliegenden Erfindung ist es möglich, Solarzellen wirksamer zu betreiben.
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Kurze Beschreibung der Zeichnungen
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1(a) ist ein Diagramm, das eine Gesamtkonfiguration eines Sonnenenergiesystems gemäß einer ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
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1(b) ist ein Diagramm, das die Gesamtkonfiguration des Sonnenenergiesystems gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
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2 ist ein Diagramm, das eine Gesamtkonfiguration eines Sonnenenergiesystems gemäß einer zweiten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
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3 ist ein Diagramm, das eine Gesamtkonfiguration eines Sonnenenergiesystems gemäß einer dritten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
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4 ist ein Diagramm, das eine Gesamtkonfiguration eines Sonnenenergiesystems gemäß einer vierten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
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5(a) ist ein Diagramm, das eine Situation einer MPPT-Steuerung durch das Sonnenenergiesystem der vorliegenden Erfindung zeigt.
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5(b) ist ein Diagramm, das eine Situation der MPPT-Steuerung durch das Sonnenenergiesystem der vorliegenden Erfindung zeigt.
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5(c) ist ein Diagramm, das eine Situation der MPPT-Steuerung durch das Sonnenenergiesystem der vorliegenden Erfindung zeigt.
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5(d) ist ein Diagramm, das eine Situation der MPPT-Steuerung durch das Sonnenenergiesystem der vorliegenden Erfindung zeigt.
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5(e) ist ein Diagramm, das eine Situation der MPPT-Steuerung durch das Sonnenenergiesystem der vorliegenden Erfindung zeigt.
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6(a) ist ein Diagramm, das eine MPPT-Steuerung durch ein Bergsteigerverfahren zeigt.
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6(b) ist ein Diagramm, das die MPPT-Steuerung durch das Bergsteigerverfahren zeigt, wenn ein Teilschatten auf Solarzellen geworfen wird.
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7(a) ist ein schematisches Diagramm, wenn der Teilschatten auf eine Solarzellenreihung geworfen wird.
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7(b) ist ein Diagramm, das einen Unterschied einer Strom-zu-Spannung-Kennlinie zwischen einem Solarzellenmodul, auf das der Schatten geworfen wird, und einem Solarzellenmodul, auf das kein Schatten geworfen wird, zeigt.
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7(c) ist ein Diagramm, das eine Strom-zu-Spannung-Kennlinie der Solarzellenreihung zeigt, auf die der Teilschatten geworfen wird.
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7(d) ist ein Diagramm, das eine Leistung-zu-Spannung-Kennlinie der Solarzellenreihung zeigt, auf die der Teilschatten geworfen wird.
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8(a) ist ein schematisches Diagramm, das eine Situation zeigt, in der der Teilschatten auf eine Solarzellenanordnung geworfen wird.
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8(b) ist ein Diagramm, das eine zeitliche Variation der Leistung-zu-Spannung-Kennlinie zeigt, wenn der Teilschatten auf die Solarzellenanordnung geworfen wird.
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8(c) ist ein Diagramm, das eine zeitliche Veränderung eines Ausgangsstroms zeigt, wenn der Teilschatten auf die Solarzellenanordnung geworfen wird.
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9 ist ein Diagramm, das den Ausgangsstrom des Solarzellenmoduls zeigt.
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10 ist ein Diagramm, das eine Ausgangsspannung der Solarzellenreihung zeigt.
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11 ist ein Diagramm, das eine Beziehung der Ausgangsspannung und des Ausgangsstroms der Solarzellenreihung zeigt.
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12 ist ein Diagramm, das eine Beziehung der Ausgangsspannung und des Ausgangsstroms der Solarzellenreihung zeigt.
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Beschreibung der Ausführungsformen
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Bei der Beschreibung von Ausführungsformen werden Definitionen von Begriffen, die in der Beschreibung dieser Anmeldung verwendet werden, erläutert. In den folgenden Ausführungsformen bezeichnet ein ”Solarzellenmodul” eine Einheit, in der eine Sonnenenergieerzeugung durchgeführt wird, wie in 1 der 1(a) gezeigt, und bezeichnet eine Einheit, mit der eine Bypass-Diode 2 parallel geschaltet ist. Eine ”Solarzellenreihung” bezeichnet eine Einheit, die durch Reihenschalten der mehrfachen Solarzellenmodule gebildet wird, wie durch 3 der 1(a) gezeigt. Eine ”Solarzellenanordnung” bezeichnet eine Einheit, in der die mehrfachen Solarzellenreihungen parallel geschaltet sind, wie durch 1(a) gezeigt.
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Erste Ausführungsform
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Zur Lösung von Problemen der konventionellen Technologien, die als zitierte Referenzen aufgezählt sind, richteten die Erfinder dieser Anmeldung ihre Aufmerksamkeit auf ein Übergangsverhalten, das zu einer Kennlinie mit mehrfachen lokalen Lösungen wird.
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8 zeigt schematisch eine Variation einer Kennlinie der Solarzellenanordnung, wenn sich ein Schatten 100 in eine Richtung parallel zu der Reihung bewegt, die ein Hauptfaktor der mehrfachen lokalen Lösungen ist, der von einer Wolke verursacht wird, die sich mit einiger Windgeschwindigkeit in Bezug auf die Solarzellenanordnung bewegt, in welcher vier Reihungen, die jeweils durch Reihenschaltung von 14 Solarmodulen gebildet sind, parallel geschaltet sind (56 Platten). Ein Bereich, der grau schraffiert ist, zeigt einen Bereich, in dem ein Schatten von einer Wolke auf die Reihung geworfen wird. Ein Grund, warum ein/der Teilschatten von einer solchen Wolke untersucht wird, besteht darin, dass, da ein großformatiges Leistungserzeugungssystem, wie etwa ein Mega Solar, oft in einer weiten Umgebung installiert ist, die keine großen Gebäude um sich herum hat, der Schatten von einer Wolke, wie in 8(a) gezeigt, eher zu einem großen Problem wird als die Gebäude. Jedoch versteht es sich von selbst, dass der Anwendungszweck der Erfindung dieser Anmeldung nicht auf einen solchen von der Wolke verursachten Teilschatten begrenzt ist und auf einen allgemeinen Teilschatten eines Gebäudes etc. angewendet werden kann.
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Wenn die Zeit in regelmäßigen Intervallen von einem Augenblick, zu dem der Schattenwurf beginnt, verstreicht, wie bei t1, t2, t3, t4 und t5, ändert sich die Kennlinie, wie in 8(b) gezeigt, die zu einer Kennlinie PV1 der Solarzellen bei t1, einer Kennlinie PV2 der Solarzellen bei t2, einer Kennlinie PV3 der Solarzellen bei t3, einer Kennlinie PV4 der Solarzellen bei t4 und einer Kennlinie PV5 der Solarzellen bei t5 wird. In diesem Fall ändert sich ein Verfolgungspunkt, wenn er zu PP1, PP2, und PP3 geht, da, wenn ein konventionelles Bergsteigerverfahren angewendet wird, der Betrieb sich nahe einer lokalen Lösung anlagert, die nicht der maximale Leistungspunkt ist, und die Leistungserzeugungseffizienz fällt ab. Dabei ist auf eine zeitliche Variation des Ausgangsstroms der gesamten Solarzellenanordnung, wie in 8(c) gezeigt, zu achten. 1a steht für eine überwachte zeitliche Variation des Ausgangsstroms der Solarzellenanordnung, wenn ein theoretischer maximaler Leistungspunkt erreicht ist, und 1b steht für eine überwachte zeitliche Variation des Ausgangsstroms der Solarzellenanordnung, die durch die konventionelle MPPT-Steuerung verfolgt wird.
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Ein Vergleich der 8(b) und 8(c) zeigt, dass, wenn die Solarzellenanordnung bei einer lokalen Lösung in Betrieb geht, die nicht der maximale Leistungspunkt ist, die Variation des Ausgangsstroms im Vergleich zur gewöhnlichen Variation extrem groß ist. Auf dieser Grundlage haben die Erfinder dieser Anmeldung die Feststellung gemacht, dass das Problem durch den Teilschatten durch die folgende Schaltungskonfiguration gelöst werden kann, ohne die Betriebseffizienz in einem Dauerbetrieb zu verschlechtern und ohne die Schaltungskosten übermäßig zu erhöhen.
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1(a) ist ein Blockdiagramm eines Sonnenenergiesystems gemäß einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Eine Solarzellenanordnung 5 wird konfiguriert, indem Einheiten parallel ausgerichtet werden, die jeweils die Reihung 3 genannt werden, die durch Ausrichten der mehrfachen Solarzellenmodule 1 in Reihe gebildet wird. Die Bypass-Diode 2 ist an jedem Solarzellenmodul 1 angebracht, um zu verhindern, dass ein Rückwärtsstrom fließt, wenn eine Rückwärtsspannung angelegt wird, und eine einen Rückwärtsfluss verhindernde Diode 4 ist ebenfalls an jeder Einheit der Reihung angebracht, um zu verhindern, dass ein Strom in Rückwärtsrichtung in diese fließt.
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Zur Steuerung der Ausgangsspannung dieser Solarzellenanordnung wird eine DC/DC-Wandlerschaltung verwendet. Die DC/DC-Wandlerschaltung wurde durch einen Verstärkungschopper 10 realisiert, der aus einer Spule 6, einer Diode 7, einem Kondensator und einem Schaltelement 9 bestand, und steuert die Ausgangsspannung der Solarzellenanordnung durch variables Ändern eines Leitungsverhältnisses, das ein Verhältnis von EIN und AUS im Schaltbetrieb des Schaltelements 9 darstellt.
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Ein Steuersignal mit einem bestimmten Leitungsverhältnis wird in einer MPPT-Steuereinheit in einer Steuereinheit 13 erzeugt und durch einen Pegelumsetzer 15 zu einer Gate-Elektrode des Schaltelements 9 übertragen. Eine CPU oder DSP (digital signal processor), die bzw. der ein eingebautes Leistungselektronik-Betriebssystem (power electronics OS (PEOS)) aufweist, wird in der MPPT-Steuereinheit verwendet.
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Des Weiteren ist ein Sensor 11b eine Spannungserfassungsvorrichtung zum Erfassen der Ausgangsspannung des Solarzellenkollektors und ein Sensor 12b ist eine Ausgangsstromerfassungsvorrichtung zum Erfassen eines Ausgangsstroms der Solarzelle. Erfasste Spannungsinformation und Strominformation werden von einem AD-Wandler ADC1 und einem AD-Wandler ADC2 in digitale Werte umgewandelt, nachdem sie durch einen Puffer 11a bzw. einen Puffer 12b einer Impedanzumwandlung unterzogen wurden, und werden danach an die MPPT-Steuereinheit übertragen. Dadurch ist es möglich, das Leitungsverhältnis zu steuern, während die Ausgabe des Solarzellenkollektors rückgekoppelt wird.
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Da die Ausgabe von der Solarzellenanordnung Gleichstrom (DC) ist, ist sie mit einer handelsüblichen Systemleistungsversorgung durch eine DC/AC-Wechselrichterschaltung verbunden. Es kann angenommen werden, dass die Wechselrichterschaltung und die handelsübliche Systemleistungsversorgung die Rolle einer elektrischen Last 18 im Solarzellensystem spielen. Im Allgemeinen ist eine Vorrichtung von der Solarzellenanordnung zu einer Verbindung der handelsüblichen Systemleistungsversorgung ein Leistungskonditionierer 14.
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Da der Ausgangsstrom der Solarzelle von dem Sensor 12b erfasst und vom AD-Wandler ADC2 in einen digitalen Wert umgewandelt wird, kann eine Variation pro Zeiteinheit des Ausgangsstroms durch eine arithmetische Stromvariations-Logikeinheit unter Verwendung dieser Information berechnet werden. Ein Schwellwert, der vorab in einer Schwellwert-Einstelleinheit eingestellt wurde, und das berechnete Ergebnis werden verglichen, und wenn ein Absolutwert der Variation den Schwellwert nicht überschreitet, wird eine MPPT-Steuereinheit 1 ausgewählt und die Ausgabe der Solarzellenanordnung wird gesteuert. Im Gegensatz dazu wird, wenn der Absolutwert der Stromvariation den Schwellwert überschreitet, eine MPPT-Steuereinheit 2 ausgewählt.
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Was die MPPT-Steuereinheit 1 dabei tun sollte, ist einfach nur eine Steuerung so durchzuführen, dass die Ausgangsspannung der Solarzellenanordnung innerhalb einer ersten Variationsbreite variiert wird und die Ausgangsspannung vor und nach der Variation verglichen wird, wobei das Bergsteigerverfahren beispielsweise dieser Steuerung entspricht. Was andererseits die MPPT-Steuereinheit 2 tun sollte, ist einfach eine Steuerung so durchzuführen, dass die Ausgangsspannung der Solarzellenanordnung innerhalb einer zweiten Variationsbreite variiert wird, die größer als die erste Variationsbreite ist, und die Ausgangsspannung vor und nach der Variation verglichen wird, und beispielsweise entspricht diesem eine MPPT-Steuerung, die eine Suchbreite variabel macht, wie etwa ein genetischer Algorithmus und eine Fibonacci-Suche. Dabei bedeutet die ”Variationsbreite” einen Absolutwert einer Differenz der Ausgangsspannung vor der Variation und der Ausgangsspannung nach der Variation.
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Hier haben die vorstehend genannten beiden Arten von MPPT-Steuerungen die folgenden Merkmale. Da in der Steuerung durch die MPPT-Steuereinheit 1 die Variationsbreite der Ausgangsspannung relativ klein ist, wird die Solarzellenanordnung veranlasst, in der Nähe des maximalen Leistungspunkts zu arbeiten, aber es besteht das Problem, dass die Steuerung in eine lokale Lösung fällt, wenn der Teilschatten in der Solarzellenanordnung aufsteigt. Da andererseits in der Steuerung durch die MPPT-Steuereinheit 2 die Variationsbreite der Ausgangsspannung relativ groß ist, auch selbst wenn der Teilschatten auftritt, fällt die Steuerung nicht in eine lokale Lösung und der maximale Leistungspunkt kann gesucht werden; aber es besteht das Problem, dass eine Zeitspanne, während der die Ausgangsspannung so gesteuert wird, dass sie eine Spannung entfernt vom maximalen Leistungspunkt ist, lang wird und die Betriebseffizienz sich verschlechtert.
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Andererseits weist die Erfindung gemäß der ersten Ausführungsform Folgendes auf: eine erste Steuereinheit, die die Ausgangsspannung der Solarzelle in der ersten Variationsbreite variiert und die Ausgangsspannungen der Solarzellen vor und nach der Variation vergleicht; eine zweite Steuereinheit, die die Ausgangsspannung der Solarzelle in der zweiten Variationsbreite variiert, die größer als die erste Variation ist, und die Ausgangsspannungen der Solarzellen vor und nach der Variation vergleicht; und eine Vergleichseinheit zum Vergleichen eines Absolutwerts des Änderungsbetrags pro Zeiteinheit des Ausgangsstroms der Solarzellen und eines vorgegebenen Schwellwerts; worin, wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags kleiner als der vorgegebene Schwellwert ist, die erste Steuereinheit ausgewählt wird, und wenn die Vergleichseinheit bestimmt, dass der Absolutwert des Änderungsbetrags größer als der vorgegebene Schwellwert ist, der zweite Steuereinheit ausgewählt wird.
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Hier, in dieser Ausführungsform, wird die Solarzellenanordnung als die Solarzellen angenommen (dies kann in nachfolgenden Ausführungsformen anders sein). Des Weiteren kann die Ausgangsspannung von einer Spannungserfassungseinheit erhalten werden, wie etwa dem Sensor 11b, der Ausgangsstrom kann von einer Stromerfassungseinheit erhalten werden, wie etwa dem Sensor 12b, und die Ausgabeleistung kann auch durch Multiplizieren derselben erhalten werden.
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Durch Aufweisen dieser Konfiguration hat das Sonnenenergiesystem die folgende Wirkung. Wie vorstehend beschrieben, wird es, da die Erfinder dieser Anmeldung die Feststellung gemacht haben, dass das Vorhandensein/Fehlen des Teilschattens durch den Änderungsbetrag des Ausgangsstroms bestimmt werden kann, wenn der Änderungsbetrag des Ausgangsstroms den vorgegebenen Schwellwert nicht überschreitet, möglich zu bestimmen, dass der Teilschatten nicht auf die Solarzellenanordnung geworfen wird. Daher kann in diesem Fall die Solarzellenanordnung durch Auswählen der MPPT-Steuereinheit 1 effizienter betrieben werden. Wenn andererseits der Änderungsbetrag des Ausgangsstroms den vorgegebenen Schwellwert überschreitet, wird es möglich zu bestimmen, dass der Teilschatten auf die Solarzellenanordnung geworfen wird, und daher wird es durch Auswählen der MPPT-Steuereinheit 2 möglich zu verhindern, dass die MPPT-Steuerung in eine lokale Lösung fällt.
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Des Weiteren ist eine solche Steuerung mit allgemeinen Schaltungen, wie etwa einem Komparator, der arithmetischen Stromvariations-Logikeinheit und der Schwellwert-Einstelleinheit realisierbar. Daher werden die Kosten, welche entstehen, wenn eine Messeinheit in die Solarzelle eingebaut wird, nicht zu einem Problem.
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5 macht eine Funktion zur Auswahl einer MPPT-Steuerung 1 und einer MPPT-Steuerung 2 konkreter.
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Zuerst soll, wie in 5(a) gezeigt, ein Zustand betrachtet werden, in dem die Betriebsspannung zuerst von der MPPT-Steuerung 1 gesteuert wird, rund um Vg, Vmpp und Vh (nachstehend werden eine Variationsbreite von Vg und Vmmp und eine Variationsbreite von Vmmp und Vh (eine Variationsbreite 1) als die erste Variationsbreite bezeichnet) kommt und geht und den maximalen Leistungspunkt verfolgt.
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Als Nächstes sei, wie in 5(b) gezeigt, angenommen, dass der Teilschatten geworfen wird und eine Kennlinie der Solarzellen sich plötzlich in eine Kennlinie mit mehreren lokalen Lösungen ändert. In diesem Fall wird, da eine schnelle Stromvariation stattfindet, wie vorstehend beschrieben wurde, die Variation wahrgenommen und das Steuerverfahren von der MPPT-Steuerung 1 in die MPPT-Steuerung 2 geändert. Dabei ist in der folgenden Erläuterung als Beispiel ein Fall einer Steuerung angegeben, in welchem die Fibonacci-Suche, die eine von Suchvariablentechniken ist, wodurch die Suchbreite einmal auf die Betriebsspannungen Vh, Vi ausgeweitet wird, wie in 5(c) gezeigt, und die Verfolgung erneut ausgeführt wird, während die Suchbreite variabel geändert wird, als die MPPT-Steuerung 2 angewendet wird. Was jedoch notwendig ist, ist einfach eine Steuerung durchzuführen, die zumindest eine Variationsbreite (die zweite Variationsbreite) zwischen Vh und Vi größer als eine Variationsbreite zwischen Vg und Vmmp und eine Variationsbreite zwischen Vh und Vmmp (die erste Variationsbreite) macht, und die Techniken sind nicht auf die Fibonacci-Suche beschränkt. Danach, wenn die Betriebsspannung zu den Spannungen Vi, Vj wird und ein Wert der Fibonacci-Suchsequenz, der die Suchbreite der Fibonacci-Suche angibt, ausreichend klein wird, nachdem die Fibonacci-Suche mehrmals fortgesetzt wurde, wie in 5(d) gezeigt, wird das Steuerverfahren zurück zu MPPT1, d. h. dem Bergsteigerverfahren, gebracht und die Betriebsspannung wird veranlasst, rund um Vi, Vmppl und Vj zu kommen und zu gehen, wobei sie immer veranlasst wird, am maximalen Leistungspunkt zu arbeiten.
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Durch Durchführung dieser Steuerung, selbst wenn der Teilschatten aufsteigt, wie in 5(e) gezeigt, wird schließlich ein Betrieb am maximalen Leistungspunkt realisiert, wie in 5(b) gezeigt. Darüber hinaus besteht, da sie durch die MPPT-Steuerung 1, wie in 5(a) und 5(e) gezeigt, in einem Dauerzustand arbeitet, ein geringerer Verlust der elektrischen Leistung, der von der Suche nach einem anderen Punkt als dem maximalen Leistungspunkt verursacht wird, im Vergleich zu einer Steuerung, die stets die Fibonacci-Suche durchführt. Des Weiteren sind Schaltungen, die hinzuzufügen sind, um diese Funktion umzusetzen, die MPPT-Steuereinheit 2, der Komparator, die arithmetische Stromvariations-Logikeinheit, die Schwellwert-Einstelleinheit, usw., und, da sie als Teile von Funktionen, wie etwa von einer CPU und einem DSP, realisierbar sind, können tatsächlich zusätzliche Kosten im Vergleich zu einem separaten Einbau der Messeinheit usw. vermieden werden.
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Im Ergebnis wird es im Vergleich zur herkömmlichen Technologie möglich, zwei Vorteile gleichzeitig zu realisieren: die Durchführung eines Betriebs nahe einer maximalen Leistung in einem Dauerzustand; und, wenn der Teilschatten aufsteigt, die Verhinderung, dass die Steuerung in eine lokale Lösung fällt. Des Weiteren wird es möglich, die Kosten hierfür mit langsamer Geschwindigkeit zu realisieren.
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Vorliegend wird nun ein Beispiel der Einstellung des Schwellwerts beschrieben. Die Ausgangsströme jeweiliger Module sind durch die Formeln (1) und (2) ausgedrückt, die in 9 beschrieben sind.
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k, q, und Eg sind konstante Werte und n und Co sind Werte, die von der Solarzellenvorrichtungs-Kennlinie abhängen, und sind Werte, die als Vorrichtungsparameter verwaltet werden. Rs (Reihenwiderstand) ist ein Wert, der durch Messung der Solarzelle klar wird. Wenn Ish durch Lösen gleichzeitiger Gleichungen aus diesen Parametern plus einer Unterbrechungsschaltungsspannung, eines Kurzschlussstroms, eines Ausgangsstroms und einer Ausgangsspannung zum Zeitpunkt des MPP, der aus statischen Kennlinien der Solarzellenvorrichtung ermittelt wird, entschieden wird, kann die Formel (1) durch eine Gleichung ausgedrückt werden, die I, Iph, V und T als Parameter hat. Selbst wenn in den Vorrichtungskennlinien der Solarzelle unbekannte Parameter vorhanden sind, wie n und Co, kann die Formel (1) durch eine Formel unter Verwendung von I, Iph, V und T als Parameter ausgedrückt werden, indem ein Newtonsches Verfahren usw. angewendet wird.
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Bezüglich einer Analyse der Reihung besteht, da der in vier Modulen fließende Strom I allgemein ist, eine Notwendigkeit, die Modulspannungen, wenn der Strom I fließt, aus den Formeln (1), (2) zu finden und eine Summe V derselben festzustellen. Das heißt, eine Spannung V(I) der Gesamtheit einer Reihung ist die in 10 beschriebene Formel (3).
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Eine Bypass-Diode zur Verhinderung, dass ein Strom in eine Rückwärtsrichtung fließt, wenn die Rückwärtsspannung daran angelegt wird, ist an jedem Solarzellenmodul angebracht. Des Weiteren muss in den Formeln (1), (2) eine Umkehrfunktion berechnet werden, da V aus I ermittelt wird. Die Berechnung der Umkehrfunktion, die ein Modell der Bypass-Diode aufnimmt, kann unter Verwendung des Newtonschen Verfahrens leicht durchgeführt werden. Da der maximale Leistungspunkt ein Punkt ist, an dem dP/dV = 0 gilt, kann eine Beziehung wie in Formel (6) gezeigt aus der Formel (4) ermittelt werden, wie in 11 beschrieben. |dv| ist ein bekannter Wert, da er eine Variationsbreite des Verstärkungschoppers darstellt, und eine Beziehung wie in Formel (7) gezeigt, die in 12 beschrieben ist, kann aus Formel (1) erhalten werden.
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Vorliegend können Iph und T, die in der Formel (7) beinhaltet sind, unter Verwendung von Werten bestimmt werden, die vom Pyrheliometer und Thermometer erhalten werden, die im Mega Solar eingebaut sind, und V ist eine Betriebsspannung, die der Verstärkungschopper 10 entscheidet, und kann vom AD-Wandler ADC1 berechnet werden. Andere Variable sind physikalische Parameter und ihre Parameterwerte sind Werte, die durch Einpassen etc. entschieden werden können, obwohl es einige Streuungen gibt, die von einer Vorrichtung abhängen, die in dem Solarzellenmodul beinhaltet ist. Des Weiteren ist I/V auch aus Werten berechenbar, die vom AD-Wandler ADC1 und AD-Wandler ADC2 erfasst werden.
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Somit ist es, wenn ein größerer Wert als zumindest |dl| als Schwellwert auf der Grundlage von |dl| eingestellt wird, das durch die Formel (6) gefunden wurde, möglich zu bestimmen, dass sich eine lokale Lösung ergeben hat. Daher kann die Wirkung der Verhinderung der lokalen Lösung durch Umschalten zur MPPT-Steuerung 2 erzeugt werden. In Bezug auf den Schwellwert besteht eine Notwendigkeit einfach in der Einstellung eines Werts von beispielsweise 2 × |dl| als dem Schwellwert.
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Somit kann der Schwellwert der Erfindung dieser Anmeldung auf der Grundlage der Ausgangsspannung, des Ausgangsstroms und der Spannungsbreite, die die Suchbreite ist, entschieden werden. Da das Entscheiden des Schwellwerts in diesem Fall durch einen Stromsensor und einen Spannungssensor realisiert werden kann, die in dem System eingebaut sind, das konventionell genutzt wird, und die Leistungserzeugungseffizienz erhöht werden kann, während die Kosten eines gegenwärtigen Systems auf ihrer aktuellen Höhe gehalten werden, erzeugt dies eine große Wirkung hinsichtlich der Leistungserzeugungskosten.
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Des Weiteren kann, wie in 1(b) gezeigt, der Schwellwert auch auf der Basis von Werten bestimmt werden, die von einem Pyrheliometer 20 und einem Thermometer 21 erhalten werden. In einer großformatigen Leistungserzeugung wie dem Mega Solar sind Messinstrumente, wie etwa das Pyrheliometer und das Thermometer, an einer Messstelle installiert. Eine Sonnenstrahlungsmenge, die auf die Solarzellenanordnung gestrahlt wird, kann vom Pyrheliometer gemessen werden, und eine Solarzellenanordnungstemperatur kann aus Temperaturinformation abgeleitet werden, die von dem Thermometer durch JIS C 8907 gemessen wird. Diese Informationen werden von einem AD-Wandler ADC3 und einem AD-Wandler ADC4 digital umgewandelt und die theoretische Wertvoraussageeinheit kann einen Betriebspunkt in einem Zustand, in dem es keinen Teilschatten gibt, aus der Formel (1), Formel (2) und digitaler Information des Stromsensors und Spannungssensors vorhersagen. Daher kann durch Durchführen eines Vergleichsvorgangs bei einem prädiktiven Wert und |dl|, der durch das Messergebnis gefunden wurde, und der Formel (6) die Vorhersagegenauigkeit der Kennlinie verbessert werden.
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Zweite Ausführungsform
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2 ist ein Blockdiagramm eines Sonnenenergiesystems gemäß einer zweiten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Da dieses System das in 1(a) gezeigte Sonnenenergiesystem ist, in dem die Solarzellenanordnung darin durch eine Reihung ersetzt ist, die durch Reihenschaltung der Solarzellenmodule gebildet ist, führt in der Figur eine beliebige Komponente mit dem gleichen Symbol wie demjenigen der 1(a) den gleichen Vorgang durch und deshalb wird auf ihre Erläuterung verzichtet.
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Wie vorstehend unter Verwendung von 7 beschrieben ist, ist der Hauptfaktor, durch den das Sonnenenergiesystem eine Kennlinie mit mehrfachen lokalen Lösungen hat, der Teilschatten, der auf eine Reihung geworfen wird, die durch Reihenschaltung der Solarzellenmodule gebildet wird. Daher kann die gleiche Wirkung wie diejenige der Erfindung gemäß der ersten Ausführungsform auch durch Steuern der Solarzellenmodule durch die Reihung, wie in 2 gezeigt, erzielt werden. Da die Anzahl der Solarzellenmodule, die in einem Objekt beinhaltet sind, das gesteuert werden sollte, kleiner als in dem Fall gemäß der ersten Ausführungsform wird, hat diese Ausführungsform ferner den Vorzug, für einen Streuungseinfluss der Solarzellenmodule unempfänglich zu sein. Um die Steuerung für jede Reihung in Fall dieser Ausführungsform durchzuführen, erhöhen sich die Kosten in einigem Ausmaß im Vergleich zu einem Fall, in dem die Steuerung für jede Anordnung durchgeführt wird, aber wenn der Einfluss der Streuung größer als diese Differenz ist, wird insbesondere diese Ausführungsform effektiv. Des Weiteren werden die Kosten nicht hoch, wenn dies mit dem Fall der Durchführung einer Steuerung für jedes Modul verglichen wird.
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Dritte Ausführungsform
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3 ist ein Blockdiagramm eines Sonnenenergiesystems gemäß einer dritten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Wie in 1(a) vergleicht die Schwellwert-Einstelleinheit einen zuvor eingestellten Schwellwert und ein Berechnungsergebnis, das eine Variation des Ausgangsstroms angibt, die vom AD-Wandler ADC2 in einen digitalen Wert umgewandelt wurde.
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Ein Vorgang der Erfassung desselben mit dem Sensor 12b und der Umwandlung desselben in einen digitalen Wert mit dem AD-Wandler ADC2 dient dazu, der MPPT-Steuereinheit 1 zu gestatten, das Bergsteigerverfahren durchzuführen, und eine Abtastgeschwindigkeit wird durch die Leistung des Verstärkungschoppers 10 usw. beschränkt. Andererseits kann in einem Fall, in dem der Teilschatten aufsteigt, wie eingehend unter Verwendung von 8(c) erläutert wurde, der Strom in kurzer Zeit schnell variieren. Daher ist auch ein Fall vorstellbar, in dem die Abtastgeschwindigkeit unzureichend ist, um die Variation des Stroms zu überwachen.
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Alsdann ist die Erfindung gemäß dieser Ausführungsform dadurch gekennzeichnet, dass eine Frequenz eines Taktgebers, die dem ADC3 zugeführt wird, der ein AD-Wandler ist, der den Ausgangsstrom analog-zu-digital umwandelt und der arithmetischen Stromvariations-Logikeinheit zuführt, höher ist als eine Frequenz eines Taktgebers, die dem AD-Wandler ADC1 und AD-Wandler ADC2 zugeführt wird. Solche Taktgeber werden unter Verwendung eines Frequenzteilers 1 mit einer schnellen Abtastgeschwindigkeit erzeugt, und selbst wenn eine Stromvariation durch den Teilschatten in kurzer Zeit entsteht, kann die Stromvariation von ihnen überwacht werden.
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Vierte Ausführungsform
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4 ist ein Blockdiagramm eines Sonnenenergiesystems gemäß der dritten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Da dieses System das in 3 gezeigte Sonnenenergiesystem ist, in dem die Solarzellenanordnungen darin durch eine Reihung ersetzt sind, die durch Reihenschaltung der Solarzellenmodule gebildet wird, führt in der Figur eine beliebige Komponente mit dem gleichen Symbol wie demjenigen der 3 den gleichen Betrieb durch und deshalb wird auf ihre Erläuterung verzichtet.
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Wie vorstehend unter Verwendung der 8 beschrieben wurde, ist es, da der Hauptfaktor, durch den die Sonnenenergie eine Kennlinie mit mehrfachen lokalen Lösungen hat, der Teilschatten ist, der auf die durch Reihenschaltung der Solarzellenmodule gebildete Reihung geworfen wird, möglich, einen Betrieb in einer lokalen Lösung zu vermeiden, die nicht der maximale Leistungspunkt ist, indem eine Steuerung durch Reihung durchgeführt wird, wie in 4 gezeigt, und dieses Schema hat den Vorzug, dass die Kosten auch nicht hoch werden, da die Steuerung in jeder Reihung vorgesehen ist.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Solarzellenmodul
- 2
- Bypass-Diode
- 3
- Solarzellenreihung
- 4
- Rückflussverhinderungsdiode
- 5
- Solarzellenanordnung
- 6
- Spule
- 7
- Diode
- 8
- Kondensator
- 9
- Schaltelement
- 10
- Verstärkungschopper
- 11a
- Puffer
- 11b
- Sensor
- 12a
- Puffer
- 12b
- Sensor
- 13
- Steuereinheit
- 14
- Leistungskonditionierer
- 15
- Pegelumsetzer
- 16
- Elektrische Last
