JP2005528071A - 光起電力装置用回路装置 - Google Patents

Abstract

本発明は、直列および／または並列接続された多数の太陽発電機（１４ｂ）を含む光起電力装置（１０ｂ）を制御／調整する回路装置に関する。すべての太陽発電機がそのＭＰＰで動作していないことによる太陽発電機の出力損失を回避するため、各太陽発電機に可変のエネルギーバイパス（６８ｂ）が割り当てらる。このエネルギーバイパスを制御／調整して、各太陽発電機（１４）がその都度最新の固有のＭＰＰで連続して動作するようにする。

Description

説明
本発明は、直列および／または並列接続された多数の太陽発電機を含む光起電力装置を制御／調整する回路装置に関する。

つぎのような事実は広く知られている。すなわち、光起電力の太陽発電機から最大出力を取り出すことができるのは、この発電機が所定の動作点、最大出力点（以下ＭＰＰ＝Maximum Power Pointと称する）において動作している場合にだけであるということは広く知られている事実である。ＭＰＰは、いずれの発電機においても都度の外部的な動作条件、例えば目下の照射強度および温度にも、また例えば製造公差、経年変化、欠陥、汚染その他などに起因する発電機それ自体の状態にも共に依存する。このような理由から各発電機は、所定の時点ｔに固有のＭＰＰ電流Ｉ_ＭＰＰないしは固有のＭＰＰ電圧Ｕ_ＭＰＰを有するのである。

さらに、光起電力装置において所定の出力電圧を達成するため、太陽発電機をいわゆるストリングで直列接続することが一般に知られている。所望の出力電力に応じて相応数のストリングが並列接続される。この直列接続により必然的に、１ストリングのすべての太陽発電機を通る電流の大きさは同じことになる。しかしながら１ストリングの個々の太陽発電機のＭＰＰ電流が異なることにより、光起電力装置の出力損失に結び付いてしまう。それは各太陽発電機がその最適な動作領域で動作できないからである。

本発明の課題は、直列および／または並列接続された太陽発電機の出力損失を低減することである。

本発明によればこの課題は、直列および／または並列接続された多数の太陽発電機を含む光起電力装置を制御／調整するつぎのような回路装置によって解決され、ここで各太陽発電機には可変のエネルギーバイパスが割り当てられており、このエネルギーバイパスを制御／調整して、各太陽発電機がその都度最新の固有のＭＰＰで連続して動作するようにする。

これは例えば、直列に１ストリングにまとめて接続された太陽発電機において実質的に、１ストリングの各太陽発電機が可変の電流バイパスを利用することによって行われる。ここでこの可変の電流バイバスはつぎのように制御／調整される。すなわちこのストリングにおける電流が、このストリングのすべての太陽発電機のうちで最も小さいＭＰＰ電流とちょうど同じ大きさになるように制御／調整されるのである。最新のストリング電流と、都度最新の各太陽発電機ＭＰＰ電流との間の差分電流は、上記の電流バイパスを介して導かれる。これによって太陽発電機を通る総電流は、各時点においてこの太陽発電機のＭＰＰ電流にちょうど等しくなり、この太陽発電機の最適な動作が保証される。発電機毎に異なる電流バイパスに対する制御量は、この発電機のＭＰＰと、１ストリングの別の太陽発電機のＭＰＰとを比較することよって求められる。この比較は、太陽発電機制御／調整ユニットでも、またストリング制御／調整ユニットでも共に行うことができ、このユニットはデータバスを介して個々の太陽発電機の制御／調整ユニットと通信する。個々の発電機の各ＭＰＰの算出は、実証済みの方式（電気的または容量式の負荷変化）にしたがい、発電機の特性曲線測定によって簡単に行うことができる。ストリング電流のバイパスを介してバイパスされた電流は、適切なやり方で、例えば、エネルギーを供給するインバータを介して再度、網に供給される。

このバイバス原理は、並列接続の太陽発電機にも適用可能であり、この場合にはこの回路装置は、各太陽発電機の電流ではなく電圧を全体システムの電圧に適合させる。

この際に直列および／または並列接続された太陽発電機の要求を満たすために、上記のエネルギーバイパスが電流制御／調整または電圧制御／調整されるようにする。

さらに上記のエネルギーバイパスが、導電分離式の制御／調整可能なエネルギー変換器（例えば制御／調整可能なＤＣ／ＤＣ変換器、制御／調整可能な電流源または電圧源、電流調整器または電圧調整器（以下ではバイパス素子とも称する））を含むようにすることができる。これによって各バイパス回路の出力側を、各太陽発電機の相応する電圧レベルには依存しないで、ひいては太陽発電機それ自体の接続には依存しないで接続することができる。

さらに直列接続された多数の太陽発電機のうちのつぎのような太陽発電機、すなわちこの直列接続において都度最新の最小ＭＰＰ電流を有する太陽発電機により、この直列接続の別の太陽発電機のエネルギーバイパスに対する制御／調整量が設定されるようにすることができる。このようにする理由は、すでに述べたように、１ストリングに直列接続された複数の太陽発電機は、電流の等しい１システムであるからである。この際に直列に接続された各太陽発電機を通る電流の大きいは等しい。したがってこのシステムの電流は、最小のＭＰＰ電流を有する太陽発電機によって決定的に決められてしまうのである。最も弱いモジュールのＭＰＰ電流よりも大きなＭＰＰ電流を有する太陽発電機では上記のバイパス回路により、相応する差分電流が分岐され、また相応するエネルギーが、分圧および場合によって行われる変換の後、固有のバイパスエネルギー路ないしはバイパスエネルギー回路に供給される。

これに対して並列接続された太陽発電機は、電圧の等しい１システムである。ここでは並列接続された各太陽発電機において電圧の大きさが等しい。しかしながら個々の太陽発電機のＭＰＰ電圧は偏差するため、最適な動作は、電圧を合わせることによってのみ可能である。このシステムにおける電圧は、最小のＭＰＰ電圧を有する太陽発電機によって決定的に決められてしまう。したがって並列接続された多数の太陽発電機のうちのつぎのような太陽発電機、すなわちこのシステムにおいて都度最新の最小ＭＰＰ電圧を有する太陽発電機により、このシステムにおける別の太陽発電機のエネルギーバイパスに対する制御／調整量が設定されるようにすることができる。これにより、このバイパス回路によって、最も弱い太陽発電機のＭＰＰ電圧よりも高いＭＰＰ電圧を有する太陽発電機において、各太陽発電機について直列に相応する差分電圧が形成され、相応するエネルギーが、分圧および場合によって行われる変換の後、固有のバイパスエネルギー路ないしはバイパスエネルギー回路に供給される。

さらに、少なくとも１つのエネルギーメインパスを設けて、このエネルギーメインパスを介して個々の太陽発電機を直列および／または並列にまとめて接続することができる。この際には例えば、１モジュールに直列接続されたソーラセル、並列接続されたソーラセルグループ、１ストリングに直列接続されたモジュール、直列接続されたモジュールグループ、並列接続されたモジュールまたは並列接続されたストリングなども考えられる。

個々のエネルギーバイパスをまとめられるようにするため、少なくとも１つのエネルギーバイパス路を設けて、このエネルギーバイパス路を介してエネルギーバイパスを直列および／または並列に接続することができる。ここで直列接続された太陽発電機では、バイパス回路を各太陽発電機に対して並列に配置し、また並列接続された太陽発電機では、バイパス回路を個々の太陽発電機に対して直列に配置する。

ここで並列接続された複数のエネルギーバイパス素子は、それだけ見ると電圧の等しい１システムである。このバイパス回路によって処理すべき相当出力（Leistungsaequivalent）は、統一的な電圧に変換しなければならない。この相当出力は、電流強度を変更することによって相応に制御／調整される。バイパス電流およびバイパス電圧の調整は、個々の太陽発電機のすべての測定データを中央で評価することによって行うか、または部分的には制御／調整可能なバイパス素子それ自体によって自立的に行うことができる。

これに対して直列接続された複数のエネルギーバイパス素子は、それだけ見ると電流の等しい１システムである。上記のバイパス回路によって処理すべき相当出力は、統一的な電流レベルに変換しなければならない。この相当出力は、電圧を変化させることによって相応に調整される。バイパス電流およびバイパス電圧の調整は、個々の太陽発電機のすべての測定データを中央で評価することによって行うか、または部分的には制御／調整可能なバイパス素子それ自体によって自立的に行うことができる。

バイパスエネルギーを利用可能にするため、さらにエネルギーバイパス路と、エネルギーメインパスとを接続することができる。すなわち、エネルギーバイパス路における電圧および電流を相応に制御／調整することにより、バイパスエネルギーをエネルギーメインパスに再度直接、供給できるのである。並列接続されたバイパスでは、例えば、電圧を中央で制御／調整することによって、ないしは制御／調整可能なバイパス素子（例えば、制御／調整可能なＤＣ／ＤＣ変換器）それ自体によってこのバイパス素子の電圧レベルをエネルギーメインパスのレベルに調整し、これに対して直列接続されたバイパス素子ではバイパスの電圧を、例えば、この電圧を中央で制御／調整することによって、ないしは制御／調整可能なバイパス素子それ自体によって調整して、直列接続されたバイパス素子ないしはバイパスの統一された電流において、直列接続されたバイパス素子ないしバイパスの電圧の総和が、エネルギーメインパスの電圧に相応するようにする。

さらに、エネルギーメインパスおよび／またはエネルギーバイパス路と、エネルギー網またはバッテリーシステムに接続することができる。これは例えばつぎのように行うことができる。すなわち、網に結合された装置では、エネルギーメインパスおよび／またはエネルギーバイパス路にエネルギー変換器を割り当てるか、またはバッテリーシステムではエネルギーメインパスおよび／またはエネルギーバイパス路にそれぞれ充電制御器および蓄電池を割り当てることによって行うことができるのである。

さらに本発明は、直列および／または並列接続された多数の太陽発電機を含む光起電力装置を制御／調整する、つぎのような特徴を有する回路装置に関する。すなわちこの回路装置では、各太陽発電機または複数の太陽発電機の一部に診断装置が割り当てられており、ここでこの診断装置により、太陽電池の動作中にその動作パラメタおよび／または特性データが繰り返し検出されて太陽発電機のＭＰＰが算出され、また上記の診断装置にはシステムデカップリング装置が割り当てられており、このシステムデカップリング装置は、動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、太陽発電機をエネルギーメインパスから切り離すのである。

上記の診断ユニットは、各太陽発電機を検出するため、ないしは各太陽発電機のＭＰＰを自立的に検出するために使用することもできる。

光起電力装置のコンポーネント診断およびシステム診断の基本アイデアは、１回路に接続されているすべての太陽発電機の最も重要なパラメタおよび特性データ（温度、アンドリング電圧、短絡電流、電流電圧特性曲線、ＭＰＰ）を動作中に測定ないしは計算することに基づいている。しかしながら例えば直列接続された太陽発電機、すなわち、１ストリングに接続された複数の太陽発電機では、直列に接続された各太陽発電機を通る電流の大きさが同じであり、またこのシステムにおける電流は、最小のＭＰＰ電流を有するモジュールによって決定的に決まってしまうため、上記の最も重要なパラメタおよび特性データを動作中に計算することは、このために必要な、最適な動作点ひいてはＭＰＰの調整に起因して、エネルギーメインパスのエネルギー変換器における上位のＭＰＰトラッキング部の妨害により、付加的な出力損失に結び付いてしまうおそれがある。しかしながらこれは、エネルギーメインパスから動作パラメタおよび／または特性データのデータ検出中に太陽発電機を切り離すことによって十分に阻止される。

ここで有利な実施形態では、上記の診断装置に太陽発電機シミュレータが割り当てられており、動作パラメタおよび／または特性データを検出時間中にこのシミュレータにより、太陽発電機に代わってエネルギー放出を行うことができる。すなわち、光起電力装置の動作中、エネルギー流を中断したり、上位の制御／調整システムを妨害することなく、太陽発電機の特性データを検出できるのである。これは測定時間中にシステムデカップリングユニットにより、太陽発電機がこのシステムから切り離され、また同時にエネルギー源を含む太陽発電機シミュレータが起動されて、この測定時間中にこれが太陽発電機の代理をすることによって行われる。ここではこの太陽発電機シミュレータないしはエネルギー源を制御／調整して、電流および電圧が、測定サイクルの開始および後続のシステムデカップリングの前の太陽発電機の値に相応するようにする。これによって、上位の制御／調整回路が妨害されないことが保証される。すなわち、上位のシステムが、ひいては殊にシステム−インバータのＭＰＰトラッキング部が測定中に妨害されないようにするため、測定時間の間、発電機をシステム（ストリング）からデカップリングするのである。ここでこのストリングにおける電流は、太陽発電機シミュレータによって保証される。

ソーラセルのパラメタを測定するため、例えばつぎのようにすることができる。すなわち、上記の診断装置が、太陽発電機の最新の動作パラメタを検出する温度測定ユニットおよび／または電流測定ユニットおよび／または電圧測定ユニットを含むようにし、また動作点調整器が設けられており、この動作点調整器により、動作パラメタおよび／または特性データの検出中に動作点が調整され、すなわち発電機の最新の負荷が調整され、ひいては最新の動作点が決定されるようにする、ないしは結果的に得られる電流および電圧が測定される間に、動作点が変化されてパラメタが測定されるようにすることができる。ここでダイナミックなシステム特性をマッピングするため、測定を規則的な周期で実行し、電流電圧特性曲線において測定点を相応に評価することによって各モジュールＭＰＰを周期的に求める。しかしながらモジュールＭＰＰの算出は、別の公知の方式で行うことも可能である。この測定の結果は、アイドリング電流、短絡電流、ＭＰＰ電流およびＭＰＰ電圧（算出したＭＰＰ出力）、最新の電流および最新の電圧（このシステムにおいて太陽発電機を接続した場合（算出した最新の出力））および最新の温度である。

測定時間の間、発電機をシステムから完全にデカップリングできるようにするため、さらに動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、システムデカップリングユニットにより、太陽発電機がエネルギーバイパス路からも切り離されるようにすることが可能である。

ここでは前記の動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中に太陽発電機シミュレータにより、エネルギーバイパス路にもエネルギーが供給されるようにすることができ、これにより、全体システムの極めて均一なエネルギー放出が保証される。

本発明はさらに、上記の診断装置に関連する特徴を有する回路装置に関し、ここでこの回路装置は、各太陽発電機に付加的に可変のエネルギーバイパスが割り当てられているという特徴を有する。

さらに、各太陽発電機および／または太陽発電機のグループにエネルギーバイパスおよび／または診断装置を制御／調整する制御／調整装置が割り当てられるようにすることができる。ここでは、この制御／調整装置により、光起電力装置の別のコンポーネント、例えば通信装置などが制御／調整されることを除外しない。

これに加えて各太陽発電機および／または太陽発電機のグループにデータ処理および記憶ユニットが割り当てられており、このユニットに測定データ、特性データおよび計算値を処理して格納することができる。

さらに上記の回路装置に通信装置が割り当てられており、ここでこの通信装置により、太陽発電機動作パラメタおよび太陽発電機特性データを、別の太陽発電機および／または通信装置および／または制御装置および／またはデータ処理および記憶ユニットに通信することができる。ここでこの通信は、別個のデータ線路またはデータバスおよび／またはエネルギーメインパスおよび／またはエネルギーバイパス路を介して行うことができる。この通信が、例えばエネルギーメインパスを介して行われる場合、これは例えばつぎのようにして行われる。すなわち、変調／復調ユニットが、通信すべきデータでエネルギーメインパスを変調することによって行われるのである。

本発明はさらに直列および／または並列接続された多数の太陽発電機を含む光起電力装置を制御／調整する方法に関し、ここでこの方法はつぎのような特徴を有する。すなわち、システムＭＰＰを決定するため、接続された太陽発電機の一部だけにおいてＭＰＰを求めて、この１つの値ないしこれらの値からシステムＭＰＰを導出する。これにより、ＭＰＰ決定ないしはＭＰＰトラッキング中の出力損失を低減することができる。それはこれらの残りの太陽発電機は、ＭＰＰ算出ないしはＭＰＰトラッキングに関連しておらず、ＭＰＰ算出ないしはＭＰＰトラッキング中にその動作点に留まって、引き続き相応するエネルギーを供給するからである。

個々の太陽発電機の状態監視は、本発明の方法において、太陽発電機制御／調整ユニット相互のデータ通信によって、ないしは上位の制御／調整ユニットにより自動的に可能になる。複数のストリングが並列接続される場合、別の制御／調整ユニットにより、光起電力装置全体のデータ通信を記録して評価することができ、これにより、この制御／調整ユニットは、すべての装置コンポーネントを監視するためのセンタとして機能することができる。

光起電力装置を制御／調整する従来の方法と比べた場合に本発明によって達成される利点は、出力収量がより大きいことであり、ここでこの出力収量は、接続されたすべての太陽発電機を同時にまたほぼ連続的にそれぞれのＭＰＰで動作できることによって達成される（特性曲線が互いに偏差する場合にも）。さらにすべての発電機の動作状態を時機に即して検出することにより、光起電力装置の安全性、利便性、信頼性およびメンテナンス性が改善される。

本発明を以下、添付の図面に関連し、有利な実施形態に基づいて詳しく説明する。ここで、
図１は、任意の３つの太陽発電機の電流電圧特性曲線を示しており、
図２は、可変の電流バイパスを有する光起電力装置を制御／調整する方法の概略図を示しており、
図３は、可変の電流バイパスを有する光起電力装置を制御／調整する回路装置の有利な実施形態の概略図を示しており、
図４は、並列な２つの太陽発電機ストリングと、診断ユニットを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図５は、データバスを有する診断ユニットの概略図を示しており、
図６は、並列な２つの太陽発電機ストリングと、診断ユニットを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の別の有利な実施形態の概略図を示しており、
図７は、データ結合部を有する診断ユニットの概略図を示しており、
図８は、並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよびメインエネルギーパスに直接給電する直列接続されたエネルギーバイバスを有する太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図９は、データ線路を有するバイパス／診断ユニットの概略図を示しており、
図１０は、並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する直列接続されたエネルギーバイバスを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図１１は、並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよびエネルギーメインパスに直接給電し並列接続されたエネルギーバイパスを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図１２は、データ変調部を有するバイバス／診断ユニットの概略図を示しており、
図１３は、並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する並列接続されたエネルギーバイパスを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図１４は、並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する並列接続されたエネルギーバイパスを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図を示しており、
図１５は、並列接続された太陽発電機に対するバイパス−診断ユニットの概略図を示しており、
図１６は、簡略化した全体システム図を示している。

図１〜３に基づき、バイパス制御／調整の原理を簡単に説明する。

図１は、所定の時点ｔにおける任意の３つの発電機Ｇ１，Ｇ２およびＧ３の電流電圧特性曲線を示している。この例では各発電機は固有のＭＰＰを有し、このＭＰＰは、対応する電流値および電圧値（Ｉ_ＭＰＰ１，Ｉ_ＭＰＰ２，Ｉ_ＭＰＰ３ないしはＵ_ＭＰＰ１，Ｕ_ＭＰＰ２，Ｕ_ＭＰＰ３）を有する。ここでＩ_ＭＰＰ１はＩ_ＭＰＰ２よりも小さくかつＩ_ＭＰＰ３よりも小さい。これらの３つの発電機が直列で１ストリングに接続されかつ負荷がかけられている場合、同じ大きさのストリング電流が３つのすべての発電機を流れるため、少なくとも２つの発電機はそのＭＰＰで動作できないことになる。本発明の方法（図２を参照されたい）では、本発の回路装置を作動するためにこのストリングに負荷をかけて、ストリング電流の大きさがちょうどＩ_ＭＰＰ１であるようにする。発電機Ｇ２およびＧ３からはバイパス電流が分岐し、それらの大きさはこの時点ｔにおいて、それぞれ差分Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｇ２} ＝ Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ２}−Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ１}ないしはＩ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｇ３} ＝ Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ３}−Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ１}になる。

図２はバイパス制御／調整方法を示しており、この図を図１の例示的な電流電圧特性曲線に基づいて説明する。各発電機の後ろでは（各発電機の横に）バイパスがストリングから分岐している（バイパスG1〜G3）。各バイパスは固有の制御／調整ユニット（発電機制御ユニット Generator Control Unit ＧＣＵ１〜３）を有している。所定の時点ｔにストリングの個々のＧＣＵにより、ＩＵ特性曲線が求められ、ひいてはその各々発電機の最新のＭＰＰが公知の方法にしたがって求められる。最新のＭＰＰ電流Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ１}〜Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ３}を通信して比較することにより、最小のＭＰＰ電流が求められる。この結果、個々のＧＣＵは、その都度最新のＭＰＰ電流（Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ１}〜Ｉ_{ＭＰＰ Ｇ３}）と、このストリングのすべての発電機のうちで最新の最小ＭＰＰ電流（この例ではＩ_{ＭＰＰ Ｇ１}）とから差分を計算し、相応するバイパスに負荷をかけて、計算した上記の差分電流がちょうど、回路技術的に通常の手法で分岐するようにする（Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｇ１}〜Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｇ３}）。

この負荷のエネルギー相当量（Engergieaequivalent）は、有利な手法（例えばＤＣ／ＡＣ変換）で得られる。同時にこのストリングにはちょうど、この時点においてこのストリングのすべての発電機のうちで最も小さいＭＰＰ電流が流れる。これによって個々の発電機を流れる総電流は、ちょうどこの発電機の都度のＭＰＰ電流に相応し、最大のエネルギー収量が保証される。この過程が終了すると、この方法は最初から開始される。

図３は、可変の電流バイパスを有する光起電力装置を制御／調整する回路装置の有利な実施形態を示している。１ストリングの各太陽発電機Ｇには、発電機制御／調整ユニット（以下ではＧＣＵと称する）が並列接続されている。各ＧＣＵは、通信インタフェースと、バイパス電流に対する直流電圧出力側とを有する。個々のＧＣＵはデータバスを介して互いに接続されている。比較的大きな光起電力装置（例えば２ｋＷｐ以上）では、ストリング制御／調整ユニットＳＣＵへの接続がコスト上の理由から有利であることがあり、これにより、ＧＣＵを回路技術的に単純にするのと同時に、このＳＣＵにおいて最新の最小ＭＰＰ電流を求めるための冗長な計算コストを一度だけ費やすようにするのである。個々のＧＣＵのバイパス側は互いに並列接続されている。電圧に合わせてエネルギーをフィードバックする導電分離されたＤＣ／ＤＣ変換器を介し、このバイパスをそのエネルギー引渡点Ｅにおいてストリングに再び接続することができる。光起電力装置の形態に依存してこのエネルギー引渡点は、負荷、変換器または記憶装置の特徴を有することが可能である。

図４〜７には光起電力装置を制御／調整する本発明の回路装置の別の実施形態が示されており、これらはエネルギーバイパスの代わりに診断装置を使用して、直列および／または並列接続された太陽発電機における出力損失を識別し、相応の手段を導入することよって同様にこの出力損失を低減する。

公知のように太陽発電機は、光の入射および温度に依存する電流電圧特性曲線を有しており、またこの太陽発電機は、固有の動作点、すなわちＭＰＰだけにおいて、相応するＭＰＰ電流で最大出力を取り出すことができるのである。しかしながらシステムに接続される個々のソーラセルの特性曲線は互いに偏差し得る。その理由には例えば、明るさが当然のことながら位置によって偏差すること、汚染、影の形成、熱の状態による温度差、セルの劣化または技術的な欠陥、例えば機械的または熱的な負荷による小さな亀裂、破壊行動による機械的な破壊または放射作用による破壊などがある。個々のセルの特性曲線が偏差することに起因して、ソーラセルを直接ないしは並列接続することにより、システムによる損失が生じてしまう。すなわちこのシステムにおける電流ないしは電圧は、最小のＭＰＰ電流ないしは最小のＭＰＰ電圧を有する太陽発電機が決定的に決まってしまうのである。したがって長さの異なる短い間隔のシステム診断により、個々の太陽発電機のパラメタを求めなければならない。ここでこれは動作点の一時的な変更および結果的に得られる電流および電圧の測定によって行われる。電流電圧特性曲線において測定点を相応に評価することよって都度の太陽発電機ＭＰＰを同様に周期的に求めることもできるが、別の公知の方法によって行うことも可能である。

このために有利な診断ユニットを以下、図４および５に関連し、網結合された光起電力装置１０の例で説明する。光起電力装置１０は、並列に配置された２つのストリング１２を含んでおり、これらのストリングはそれぞれ、直列接続された３つの太陽発電機１４を有する。ここでこれらの太陽発電機は、ＧＣＵ１６（診断ユニットを有する発電機制御／調整ユニット）を介してエネルギーメインパス（線路）１８に、またこれを介してエネルギー変換器２０に、例えばインバータに接続されている。このインバータは、太陽発電機によって形成された直流電圧を網と同じ交流電圧に変換して、エネルギー網２２に供給する。ここでこの実施形態ではインバータ２２は、ＭＰＰトラッキングによってストリング１２の負荷を制御して、最大出力が取り出せるようにし、ひいては各ストリング１２がストリングＭＰＰで動作するようにする（上位の制御／調整システム）。

例えば図５に示されているようにＧＣＵ１６は、実質的に太陽発電機１４の各動作点における電圧を検出する電圧測定ユニット２４と、各動作点における電流を検出する電流測定ユニット２６と、太陽発電機の温度を検出する温度測定ユニット２８と、動作点調整器３０と、システムデカップリングユニット３２と、太陽発電機シミュレータ３４と、データ処理および記憶ユニット３６と、通信ユニット３８とからなる。

光起電力発電所のコンポーネント診断およびシステム診断の基本的なアイデアは、１つの回路に接続されたすべての太陽発電機の最も重要なパラメタおよび特性データ（温度、アイドリング電圧、短絡電流、電流電圧特性曲線、ＭＰＰ）を動作中に周期的に測定ないしは計算することに基づいている。しかしながら上記の最も重要なパラメタおよび特定データの測定ないしは計算中にストリングを通るエネルギー流を中断しないため、または上位の制御／調整システムを妨害しないため、システムデカップリングユニット３２を用いて各太陽発電機１４ないしはＧＣＵ１６を全体システムから切り離して、太陽発電機シミュレータ３４を起動する。ここではこの太陽発電機シミュレータのエネルギー源を制御／調整して、電流および電圧が、測定サイクルの開始および後続のシステムデカップリングの前の太陽発電機の値に相応するようにする。これにより、上位の制御回路が妨害されないことが保証される。より正確にいえば、測定サイクル中、発電機およびＧＣＵは、所属のストリング１２から完全に切り離され、つぎのようなエネルギー源に置き換えられるのである。すなわちエネルギーレベルが測定サイクルの開始および後続のシステムデカップリングの前の太陽発電機の値に相応するエネルギー源に置き換えられるのである。

グローバルな明るさが変化しひいてはＭＰＰが変化する際にシステムを最適に結合するため、またＭＰＰ検出時の損失を低減するため、理想的にはまず、システムに存在するないしは接続されているすべての太陽発電機ではなく１太陽発電機ないしは個々の太陽発電機において極めて高速なサイクルでＭＰＰ決定を実行する。これに対して発電機相互のばらつきは、はるかにゆっくりしたサイクルで、接続されたないしはシステムに存在するすべての太陽発電機において所定の時点にＭＰＰ決定によって求められる。

理想的にはこのＭＰＰ決定の結果は、中央のエネルギー変換器の制御／調整に対して、ないしはエネルギーバイパスの調整に使用される。これにより、接続されたすべての発電機につねに作用してひいては接続されたすべての発電機においてＭＰＰトラッキング損失を発生させる上位のＭＰＰトラッキング部を省略することができる。

この方法によって保証されるのは、付加的なセンサを使用しなくてもＭＰＰトラッキング損失が最小値にまで低減され、グローバルな明るさ変化に密に結合することができ、発電機のばらつきが考慮されることである。

太陽発電機シミュレータを自己制御／調整式に実施することも可能である。

太陽発電機１４および接続されたＧＣＵ１１６をストリング１２からデカップリングしてソーラモジュールシミュレータ１４を起動した後、動作点調整器３０をオープン（負荷なし，ｉ＝０）に設定し、電圧測定ユニット２４によって太陽発電機１４における電圧Ｕ_Ｓを測定する。測定した電圧は、アイドリング電圧である。

短絡電流を測定するためには動作点設定器３０を短絡（最大負荷Ｕ＝０）に設定し、電流測定ユニット２６によって太陽発電機電流Ｉ_Ｓを測定する。

動作点を区分的に変化させることにより、太陽発電機１４の特性曲線が、都度の電圧Ｕ_Ｓおよび電流Ｉ_Ｓを測定することによってサンプリングされる。電流と電圧との積は、太陽発電機の出力である。最大出力（ＭＰＰ出力）を有する点においてＭＰＰ電流およびＭＰＰ電力を測定する。

システムにおける最新の値を測定するため、動作点設定器３０を停止し、システムデカップリングユニット３２を停止することよって太陽発電機を再度、上位のシステム（ストリング１２）に接続し、太陽発電機１４の電流Ｉ_Ｓおよび電圧Ｕ_Ｓを測定する。積は太陽発電機１４の最新の出力である。Ｕ_Ｈは、エネルギーメインパス電圧であり、Ｉ_Ｈはエネルギーメインパス電流である。

温度は太陽発電機におけるセンサによって検出され、ＧＣＵ１６によって処理される。データ処理および記憶ユニット３６には測定データ、特性データおよび計算値が格納される。さらにデータ処理および記憶ユニット３６は、図５において矢印によって概略的に示したように動作点調整器３０と、システムデカップリングユニット３２と、太陽発電機シミュレータ３４と、さらに通信ユニット３８とを制御／調整する。ここでこの通信ユニットは、データバス４０を介して、ローカルの管理ユニットＬＭＵ４２に接続されている。この管理ユニットは、システムにおけるすべての太陽発電機の測定データと、計算した値と、特性データとを周期的に集め、さらに別のデータバス４４を介してエネルギー変換器２０を制御／調整することができる。さらにＬＭＵ４２は、この実施形態において別のデータバス４６を介してグローバルなデータネットワーク４８（例えばＤＦＵＥ（遠距離データ伝送），インターネット）に接続されている。個々のＧＣＵの特性データおよび最新の測定データ、ならびにダイナミックな特性に基づき、絶対的な時間を相応に考慮することによってＬＭＵ４２は、個々のＧＣＵ１６の最新の状態をそれぞれ求める。

相応するアルゴリズムないしはエキスパートシステムを用いて、このシステムのすべてのＧＣＵの最新および／または履歴のスタティックおよび／またはダイナミックな測定データを評価および比較することにより、考えられるエラー原因を推定することができる。相応のフィードバックメカニズムにより、学習式の診断システムを実現することも可能であり、または長時間の測定に基づいて、別のシステム特性についてすでに早期に予想を出力することもできる。

しかしながらさらにグローバルな評価も可能である。個々のＧＣＵの詳細な測定データおよび特性データに基づいて、グローバルな処理ユニットＧＭＵは、全体のシステム品質を推定することもできる。さらに経済的に最適な判断を自動的に行うことができる。

図６〜１６には本発明の回路装置の別の実施形態が示されており、これらの図では構造ないしは機能が上に説明したコンポーネントに相応するコンポーネントは同じ参照符号を有しており、付加的にそれぞれインデックス"a"，"b"，"c"，"d"，"e"，"f"，"g"ないしは"h"が付されている。以下では、それぞれ前に説明した実施形態との構造的な違いだけに立ち入ることとする。

図６および７の回路装置は、前に説明した回路装置と実質的につぎの点だけが異なる。すなわち、通信装置３８とＬＭＵ４２との間でデータを伝送するデータバス４０の代わりに、データ線路５８ａを介して通信ユニット３８ａに接続される変調／復調ユニット（データカップラ／デカップラ）６０ａが設けられている点だけが異なるのである。この変調／復調ユニットは、転送すべきデータでエネルギーメイン線路ないしはエネルギーメインパス１８ａを変調し、つぎにこれらのデータがここでもＬＭＵ２によって、図示しない相応のデータカップラ／デカップラを介して復調され、図４に相応してデータネットワーク４８ａないしはエネルギー変換器２０ａに伝送される。

前に説明した２つの回路装置によって可能であるのは、光起電力装置における個々の太陽発電機のモジュールパラメタを周期的に測定することであり、この際に上位の制御／調整回路を妨害せず、またこれによってこの光起電力装置における重大な出力損失が発生することがない。さらに、全体的なシステム出力にマイナスに作用する出力の不十分なソーラセルの位置を迅速かつ簡単に突き止めることができ、相応する対抗手段を講じることができる。しかしながら図１〜３に関連して説明した実施形態とは異なり、ＭＰＰにおける出力と、目下動作している動作点における出力との差分はなくなり、またこの差分は、全体システムの品質に対する尺度である。しかしながら相応のエネルギー変換によってこの損失出力は、エネルギーバイパスによって全体システムに供給することができる。

図８に示した回路装置は実質的に前に説明した図４の回路装置に基づいているがつぎのような違いがある。すなわちこの実施形態では各太陽発電機１４ｂに診断装置だけでなく、可変のエネルギーバイパスが割り当てられており、このエネルギーバイパスが制御／調整されて、各太陽発電機１４ｂが都度最新の固有のＭＰＰで連続して動作するという違いがあるのである。ここでは光起電力装置のシステム最適化のためにこのエネルギーバイパスを、セルレベル、モジュールレベルないしはストリングレベルに対し、考えられ得るすべての接続変形形態で適用することができる。ここでは以下、光起電力素子および相応する接続構成を一般的に太陽発電機と称する。

この回路装置の詳細な説明については図９を参照されたい。この図ではエネルギーバイパス６８ｂを有する太陽発電機１４ｂの詳細図が説明されている。図９からわかるようにエネルギーバイパス６８ｂは実質的に制御／調整可能なＤＣ／ＤＣ変換器の形態の制御／調整可能なバイパスエレメント７０ｂから構成される。このＤＣ／ＤＣ変換器は２つの線路７２ｂを介して太陽発電機シミュレータ３４ｂの出力側に、また別の線路７３ｂを介してエネルギーバイパス路７４ｂに接続されている。このエネルギーバイパス路を介してストリング１２ｂのバイパスは、図８からわかるように直列にまとめて接続されており、並列に配置された複数のストリング１２ｂのエネルギーバイパス路は並列にまとめて接続されている。

図１および３に関連してすでに説明したように、１ストリングに直列接続された太陽発電機とは、電流の等しい１システムのことであり、直列に接続された各太陽発電機を流れる電流の大きさは同じである。これにより、このシステムにおける電流は、最小のＭＰＰ電流を有する太陽発電機によって決定的に決まってしまう。上記のバイパス回路により、最も弱いモジュールのＭＰＰ電流よりも大きなＭＰＰ電流を有する太陽発電機において、相応する差分電流が分岐され、相応するエネルギーが、分圧および場合によって変換された後、そのエネルギーバイパス路７４ｂに供給される。エネルギーバイパス路７４ｂに供給されるエネルギーは、それぞれの適用に相応して全体システムに付加的に供給される。これによって全体システムの効率も相応に増大する。

バイパス回路ないしはエネルギーバイパス６８ｂは導電分離されている。これにより、各バイパス回路の出力側を、各太陽発電機の相応する電圧レベルには依存しないで、ひいては太陽発電機１４ｂそれ自体の接続に依存してないで接続することができる。個々のエネルギーバイパス回路をまとめて接続することにより、エネルギーバイパス素子の直列接続も、並列接続も共に可能である。このことについては後で説明する。図９からわかるようにエネルギーバイパス６８ｂは、太陽発電機１４ｂが直列接続されている際には各太陽発電機１４ｂに並列に配置される。

図８ではバイパスエネルギーは、エネルギーメインパス１８ｂに再び直接、供給されるため、エネルギーバイパス路７４ｂにおける電圧および電流の相応の制御／調整が必要である。すなわち、エネルギーバイパス６８ｂでは例えば電圧を中央で制御／調整することにより、ないしは制御／調整可能なバイパス素子それ自体により、このエネルギーバイパスの電圧を調整して、直列接続されたエネルギーバイパス（エネルギーバイパス素子の出力側）の電圧レベルが、エネルギーメインパス１８ｂの電圧に相応するようにする。

これに関連して注意すべきであるのは、直列接続されたエネルギーバイパスはそれだけ見ると電流の等しい１システムであることであり、これにより、このバイパス回路によって処理すべき相当出力を統一的な電流に変換しなければならない。ここで直接接続されたすべてのエネルギーバイパスの電圧の総和は、全体ストリングの電圧に相応する。この相当出力は、電流強度の変化によって相応に制御される。バイパス電流およびバイパス電圧の制御は、個々の太陽発電機の全測定データを中央で評価することによって行うことができるか、または部分的には制御／調整可能なバイパス素子それ自体で自立で行うことができる。すなわち、直列接続されたエネルギーバイパスでは電圧および電流を中央で制御／調整することにより、ないしは制御／調整可能なバイパス素子それ自体により、電圧レベルを調整して、直列に接続されたすべてのエネルギーバイパスの電圧の総和をエネルギーメインパス路１８ｂのレベルに相応させるのである。

図１０の回路装置と、図８の回路装置とはつぎの点が実質的に異なる。すなわち図１０ではエネルギーバイパス路７４ｃはフィードバックされず、第２エネルギー変換器（例えばインバータ）８０ｃによって中央のエネルギー網（例えば、交流電圧網、直流電圧網）２２ｃに接続され、これにバイパスエネルギーが供給される。

図１１の回路装置は、実質的に前に説明した図８の回路装置に基づいているが、図８で説明したエネルギーバイパスの直列接続の代わりに、これがここでは並列に接続されている点が異なる。これに関連して注意すべきであるのは、並列接続された複数のエネルギーバイパスはそれだけ見ると電圧の等しい１システムであることであり、このため、このバイパス回路によって処理すべき相当出力を統一的な電圧に変換しなければならないことになる。この相当出力は、電流強度を変更することによって相応に制御される。バイパス電流およびバイパス電圧の調整は、個々の太陽発電機の全測定データを中央で評価することによって行うことができるか、または部分的には制御／調整可能なバイパス素子それ自体で自立で行うことができる。すなわち、並列接続されたエネルギーバイパスでは電圧および電流を中央で制御／調整することにより、ないしは制御／調整可能なバイパス素子それ自体により、エネルギーバイパス路７４ｄの電圧レベルをエネルギーメインパス路１８ｄのレベルに相応させるのである。

光起電力装置を制御／調整する方法ないしは動作原理を以下、図１１に基づいて説明する。ここからわかるように、太陽発電機１４ｄはストリング１２ｄに直列接続されている。バイパスエネルギーは、このシステムのバイパス線路７４ｄを並列接続することにより、エネルギーメインパス１８ｄに再び直接、加えられ、インバータ２０ｄに供給される。ストリング１２ｄに接続されたインバータ２０ｄは、最大ストリング出力の点ＭＰＰストリングに調整される。ストリング１２ｄに接続される各太陽発電機１４ｄは、その状態に起因して、ないしは外部の影響に起因して固有のＵ−Ｉ特性曲線を有する。これにより、各ソーラモジュールもその固有のＭＰＰ（最大出力の点）を有するのである。ＭＰＰにおける出力はつぎのように計算される。
Ｐ_ＭＰＰ ＝ Ｉ_ＭＰＰ × Ｕ_ＭＰＰ。
このストリングに接続されたすべてのソーラモジュールのＩ_ＭＰＰ値からまず最小値Ｉ_{ＭＰＰ（ｍｉｎ）}を決定する。したがってＩ_{ＭＰＰ（ｍｉｎ）} ≦ Ｉ_{ＭＰＰ（ｘ）}が成り立つ。ただしx ＝ １…ｎである。

個々のソーラモジュール１４ｄの各バイパス電流Ｉ_Ｂ（Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｏｕｔ（ｘ）}）は、Ｉ_{ＭＰＰ（ｍｉｎ）}と、相応するモジュールのＭＰＰ電流との差に調整される。すなわち、
Ｉ_{ＢｙｐａｓｓＩＮ（ｘ）} ＝ Ｉ_{ＭＰＰ（ｘ）} − Ｉ_{ＭＰＰ（ｍｉｎ）} ただしx ＝ １…ｎ
である。

ＤＣ／ＤＣ変換器（バイパス素子）は制御／調整されて、ＤＣ／ＤＣ変換器７０ｄの入力側における電流Ｉ_ＢＳ（Ｉ_{ＢｙｐａｓｓＩＮ（ｘ）}）がそれぞれ電流Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ（ｘ）}にちょうど等しくなるようにされる。これにより、２次側では、与えられたストリング電圧おいて、１次側の相当出力に相応する相応の電流Ｉ_Ｂがエネルギーメインパス１８ｄに供給されるのである。

ＤＣ／ＤＣ変換器（エネルギーバイパス）の出力側における電圧Ｕ_Ｂは、ストリングと直接カップリング（エネルギーメインパス１８ｄ）されているためにストリング電圧に等しい。

ＤＣ／ＤＣ変換器７０ｄ（エネルギーバイパス）の出力側における電流Ｉ_Ｂ（Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｏｕｔ （ｘ）}）は、相応する伝送すべき出力から得られる。すなわち、
Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｏｕｔ （ｘ）} ＝ (Ｕ_{ＭＰＰ（ｘ）}×(Ｉ_{ＭＰＰ（ｘ）} − Ｉ_{ＭＰＰ（ｍｉｎ）})／Ｕ_{Ｓｔｒｉｎｇ}
である。
バイパス分岐路の並列接続に起因して、各太陽発電機のバイバス電流Ｉ_{Ｂｙｐａｓｓ Ｏｕｔ}は加算される。

図１２に示した回路装置は、図９に示した回路装置とつぎの点だけが異なる。すなわち、通信ユニット３８ｅが、通信すべきデータを、図７の実施形態に相応して、そのデータバスによって例えばＬＭＵに供給するのではなく、データカップラ／デカップラないしは変調器／復調ユニット６０ｅが、伝送すべきデータでエネルギーメインパス１８ｅを変調する点だけが異なるのである。

図１３の回路装置は、図１１の回路装置とつぎの点だけが異なる。すなわち、この実施形態ではバイパスエネルギーは、エネルギーメインパス１８ｆに供給されるのではなく、別個のエネルギー変換器ないしはインバータ８０ｆを介し、図１０に相応してエネルギー網２２ｆに接続される点だけが異なるのである。

図１４および１５の回路装置は、前に説明した回路装置と実質的につぎの点が異なる。すなわち、この実施形態の太陽発電機１４ｇは並列接続されており、つまりこれが基本的に電圧の等しい１システムである点が異なるのである。並列接続された各太陽発電機における電圧の大きさは同じである。個々の太陽発電機のＭＰＰ電圧は偏差するため、最適な動作は、電圧を合わせることによってのみ可能である。このシステムにおける電圧は、最小のＭＰＰ電圧を有する太陽発電機によって決定的に決まる。「個々の」太陽発電機１４ｅに直列に配置された図示のエネルギーバイパス回路により、最も弱い太陽発電機のＭＰＰ電圧よりも高いＭＰＰ電圧を有する太陽発電機１４ｇにおいて、相応する差分電圧が各太陽発電機に直列に形成され、相応するエネルギーが、分圧および場合によって行われる変換の後、その固有のエネルギーバイパス路７４ｇに供給され、（図１４において２つのストリング１２ｇの３つの太陽発電機１４ｇによって単に例示的に示したように）エネルギーメインパス１８ｇに依存せずに、例えば前に説明した図１３に相応して、別個のエネルギー変換器８０ｄによってエネルギー網２２ｇに供給される。

図１６に示した回路装置の全体図は実質的に、図１３で説明した光起電力装置に基づく。しかしながら図１６においてこのような複数の光起電力装置がそれぞれ接続されて１つの太陽発電所９０ｈになる。図１３と同様にこの装置は、接続された太陽発電機１４ｈのグループを含んでおり、これらの太陽発電機はＧＣＵ（そこに含まれている診断および／またはバイパス回路も含めて図示されていない）を有する。これらのＧＣＵは、エネルギーメインパス１８ｈと、エネルギーバイバス路７４ｈとを介して、各エネルギー変換器２０ｈないしは８０ｈに接続されており、これによって中央のエネルギー網２２ｈと、個々の太陽発電機１４ｈをＬＭＵ４２ｈに接続するデータバス４０ｈと、ＬＭＵ４２ｈを個々のエネルギー変換器２０ｆないしは８０ｈに接続する別のデータバス４４ｈとに給電される。太陽発電所９０に加えて別の太陽発電所９２が概略的に示されており、これは太陽発電所９０ｈに相応して構成されている。

ＬＭＵ４２は、グローバルなネットワーク４８ｈに接続されており、これは図示の実施形態においてグローバルな管理ユニット（ＧＭＵ）９４ｈを介して別のグローバルなネットワーク９６ｈに接続されている。このネットワークそのものは個々のユーザ９６ｈないしは設備運営者（Anlagebetreiber）またはユーザないしは設備運営者９８ｈのグループに接続されている。しかしながらユーザ９６ｈまたは設備運営者ないしはユーザまたは設備運営者のグループがこのグローバルなネットワーク４８ｈに接続されていることも考えられる。

すべての太陽発電機１４ｈのデータは、共通のデータバス４０ｈを介してローカルな処理ないしは管理ユニット（ＬＭＵ）に周期的に伝送される。これらのコンポーネントをいずれにせよ電気接続されているため、エネルギー伝送のための線路をデータバスとして利用することも可能である。グローバルな処理ないしは管理ユニット（ＧＭＵ）ではデータは中央で保全され、システムワイドに評価される。データの伝送はＤＦＵＥないしは直接接続毎に周期的に行われる。測定データに基づき、また各特性データならびに時間的経過を考慮して、相応するアルゴリズムないしはローカルなエキスパートシステムにより、相応する太陽発電機の状態ないしは故障の原因を求めることができる。

最後にさらに指摘したいのは、一般に太陽発電機ないしはジェネレータと称される光起電力素子には、ソーラセル、ソーラセルグループ（並列ないしは直列接続されたソーラセル）、並列ないしは直列接続された複数のソーラセルグループを有するソーラセルモジュール、ストリングに直列接続されたモジュールないしはモジュールグループ、並列接続されたストリンググループなどが含まれることである。

任意の３つの太陽発電機の電流電圧特性曲線を示す線図である。 可変の電流バイパスを有する光起電力装置を制御／調整する方法の概略図である。 可変の電流バイパスを有する光起電力装置を制御／調整する回路装置の有利な実施形態の概略図である。 診断ユニットを備えた太陽発電機および並列な２つの太陽発電機ストリングを有する光起電力装置の概略図である。 データバスを有する診断ユニットの概略図である。 診断ユニットを備えた太陽発電機および並列な２つの太陽発電機ストリングを有する光起電力装置の別の有利な実施形態の概略図である。 データ結合部を有する診断ユニットの概略図である。 並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよびメインエネルギーパスに直接給電する直列接続されたエネルギーバイバスを有する太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図である。 データ線路を有するバイパス／診断ユニットの概略図である。 並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する直列接続されたエネルギーバイバスを有する太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図である。 並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよびエネルギーメインパスに直接給電し並列接続されたエネルギーバイパスを有する太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図である。 データ変調部を有するバイバス／診断ユニットの概略図である。 並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する並列接続されたエネルギーバイパスを有する太陽発電機とを有する光起電力装置の概略図である。 並列の２つの太陽発電機ストリングと、バイパス／診断ユニットおよび第２変換器を介してエネルギー網にエネルギーを供給する並列接続されたエネルギーバイパスを備えた太陽発電機とを有する光起電力装置の別の概略図である。 並列接続された太陽発電機に対するバイパス−診断ユニットの概略図である。 簡略化した全体システム図である。

Claims (23)

1. 直列および／または並列接続された多数の太陽発電機（１４ｂ）を含む光起電力装置（１０ｂ）を制御／調整する回路装置において、
   各太陽発電機（１４ｂ）に可変のエネルギーバイパス（６８ｂ）が割り当てられており、
   該エネルギーバイパスを制御／調整して、各太陽発電機（１４ｂ）が都度最新の固有のＭＰＰで連続して動作するようにしたことを特徴とする、
   光起電力装置を制御／調整する回路装置。
2. 前記エネルギーバイパス（６８ｂ）は電流制御／調整および／または電圧制御／調整される、
   請求項１に記載の回路装置。
3. 前記エネルギーバイパス（６８ｂ）は、導電分離式の制御／調整可能なエネルギー変換器（７０ｂ）を含む、
   請求項１または２に記載の回路装置。
4. 直列接続された多数の太陽発電機（１４ｂ）のうち、当該直列接続にて都度最新の最小ＭＰＰ電流を有する太陽発電機（１４ｂ）により、当該直列接続の別の太陽発電機（１４ｂ）のエネルギーバイパス（６８ｂ）に対する制御／調整量が設定される、
   請求項１から３までのいずれか１項に記載の回路装置。
5. 並列接続された多数の太陽発電機（１４ｇ）のうち、システムにて都度最新の最小ＭＰＰ電圧を有する太陽発電機（１４ｇ）により、該システムにおける別の太陽発電機（１４ｇ）のエネルギーバイパス（６８ｂ）に対する制御／調整量が設定される、
   請求項１から３までのいずれか１項に記載の回路装置。
6. 少なくとも１つのエネルギーメインパス（１８ｂ）が設けられており、
   該エネルギーメインパスを介して個々の太陽発電機（１４ｂ）が直列および／または並列にまとめて接続されている、
   請求項１から５までのいずれか１項に記載の回路装置。
7. 少なくとも１つのエネルギーバイパス路（７４ｂ；７４ｄ）が設けられており、
   該エネルギーバイパス路を介して前記エネルギーバイパス（６８ｂ；６８ｄ）が直列および／または並列にまとめて接続されている、
   請求項１から６までのいずれか１項に記載の回路装置。
8. 前記エネルギーバイパス路（７４ｂ；７４ｄ）はエネルギーメインパス（１８ｂ；１８ｄ）に接続されている、
   請求項７に関連した請求項６に記載の回路装置。
9. 前記エネルギーメインパス（１８ｃ）および／またはエネルギーバイパス路（７４ｃ）は、エネルギー網（２２ｃ）またはバッテリシステムに接続されている、
   請求項６から８までのいずれか１項に記載の回路装置。
10. 前記エネルギーメインパス（１８ｃ）および／またはエネルギーバイパス路（７４ｃ）にエネルギー変換器（２０ｃ；８０ｃ）が割り当てられている、
    請求項６から９までのいずれか１項に記載の回路装置。
11. 直列および／または並列接続された多数の太陽発電機を含む光起電力装置（１０）を制御／調整する回路装置において、
    各太陽発電機（１４）または複数の太陽発電機の一部（１４）に診断装置（１６）が割り当てられており、
    該診断装置により、太陽発電機（１４）の動作中にその動作パラメタおよび／または特性データが繰り返し検出され、
    前記診断装置（１６）にシステムデカップリングユニット（３２）が割り当てられており、
    該システムデカップリングユニットは、前記の動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、太陽発電機（１４）をエネルギーメインパス（１８）から切り離すことができることを特徴とする、
    光起電力装置を制御／調整する回路装置。
12. 前記診断装置（１６）に太陽発電機シミュレータ（３４）が割り当てられており、
    前記の動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、該太陽発電機シミュレータにより、太陽発電機（１４）に代わってエネルギー放出が行われる、
    請求項１１に記載の回路装置。
13. 前記太陽発電機シミュレータ（３４）を接続して、前記の動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、当該太陽発電機シミュレータにより、エネルギーメインパス（１８）にエネルギーが供給されるようにした、
    請求項１２に記載の回路装置。
14. 前記診断装置（１６）は、太陽発電機（１４）の最新の動作パラメタを検出する温度測定ユニット（２８）および／または電流測定ユニット（２６）および／または電圧測定ユニット（２４）を含む、
    請求項１１から１３までいずれか１項に記載の回路装置。
15. 前記回路装置に動作点調整器（３０）が割り当てられており、
    該動作点調整器により、動作パラメタおよび／または特性データの検出中、前記動作点が調整される、
    請求項１１から１４までのいずれか１項に記載の回路装置。
16. 各太陽発電機（１４ｂ）に、請求項１から１０までのいずれか１項に記載の可変のエネルギーバイパス（６８ｂ）が割り当てられている、
    請求項１１から１５までのいずれか１項に記載の回路装置。
17. 前記システムデカップリング装置（３２ｂ）により、動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中、太陽発電機（１４ｂ）がエネルギーバイパス路（７４ｂ）からも切り離される、
    請求項１６に記載の回路装置。
18. 前記の動作パラメタおよび／または特性データの検出時間中に太陽発電機シミュレータ（３４ｂ）により、前記エネルギーバイパス路（７４）にもエネルギーが供給される、
    請求項１６または１７に記載の回路装置。
19. 各太陽発電機（１４；１４ｂ）および／または太陽発電機（１４；１４ｂ）の一部に前記のエネルギーバイパス（６８ｂ）および／または診断装置（１６）を制御／調整する制御／調整装置（１６；１６ｂ）が割り当てられている、
    請求項１から１８までのいずれか１項に記載の回路装置。
20. 各太陽発電機（１４；１４ｂ）および／または太陽発電機（１４；１４ｂ）の一部にデータ処理および記憶ユニット（３６；３６ｂ）が割り当てられている、
    請求項１から１９までのいずれか１項に記載の回路装置。
21. 前記回路装置に通信装置（３８；３８ｂ）が割り当てられており、
    該通信装置により、太陽発電機動作パラメタおよび太陽発電機特性データを、別の太陽発電機（１４；１４ｂ）および／または通信装置および／または制御／調整装置および／またはデータ処理および記憶装置（４２ｈ；９４ｈ）を通信することができる、
    請求項１から２０までのいずれか１項に記載の回路装置。
22. 前記通信は、データ線路（４０）および／またはエネルギーメインパス（１８）および／またはエネルギーバイパス路を介して行われる、
    請求項２１に記載の回路装置。
23. 直列および／または並列接続された多数の太陽発電機（１４ｂ）を含む光起電力装置（１０ｂ）を制御／調整する方法において、
    システムＭＰＰを決定するため、接続された太陽発電機（１４）の一部だけにてＭＰＰを求め、
    当該の１つまたは複数の値から前記システムＭＰＰを導出することを特徴とする、
    光起電力装置を制御／調整する方法。

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