JP2007317072A - 太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】低日射量状態を検知したとき、最大電力点への追従制御の精度を上げて太陽電池電圧の振動を抑制できる太陽光発電システムを提供する。
【解決手段】制御回路１０は、太陽電池電圧、インバータ出力電圧およびインバータ出力電流に基づいて目標太陽電池電圧を算出し、この目標太陽電池電圧に太陽電池電圧が一致するようにインバータ回路３を制御して、太陽電池１の電力を最大電力に推移させるようにし、出力電圧および出力電流の積による出力電力から太陽電池の最大電力を検知したとき、そのときの太陽電池電圧を読み込み、この状態の太陽電池電圧を複数回読み込んだときはその複数の太陽電池電圧から平均電圧を算出し、太陽電池１の電力が低下する低日射量状態を検知したときに、算出した平均電圧を目標太陽電池電圧として、それに太陽電池電圧が一致するようにインバータ回路３を制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽電池を電源とする太陽光発電システム、特に低日射量における太陽電池の電力を制御する太陽光発電システムに関するものである。

現在、太陽電池を用いた発電システムの開発が進んでおり、太陽電池から生じる直流電力を効率よく交流負荷や既存の交流電力系統に与えるための研究が広く行われている。太陽電池は、入射される日射量をパラメータとした場合、日射量の増大に従って電力が増大する傾向を有しており、また、その太陽電池の動作点により出力電力が大幅に変動する特性を有している。

このような特性を有する太陽電池から最大電力を効率よく取り出すために、山登り法といわれる最大電力点追従制御方法が提案されている。これは、図９に示すように、山形状の太陽電池電圧―太陽電池電力特性を利用したもので、太陽電池の電力が最大となる最大電力点ＭＰＰを有している。先ず、太陽電池の動作点がＭ１の位置にあった場合、一定の変化幅で太陽電池の電圧を上昇させていくと、その電力はＭＰＰの方向に増加して行く。一方、太陽電池の動作点がＭＰＰを越えＭ２の位置になった場合、太陽光発電システムでは、太陽電池の電力の減少を検出するので、今度は太陽電池の電圧を減少させ、電力が増加するように制御を行う。これにより、太陽電池の電力は、再びＭＰＰの方向に向かって増加し、再度ＭＰＰを越えると減少し始める。そこで、再び電力の減少を検知すると、再び太陽電池の電圧を所定の変化幅で増加させる方向へ変化させる。以上の動作を繰り返して行くことにより、太陽電池の動作点をＭＰＰ近傍で往復させ、太陽電池の電力を最大電力点ＭＰＰに常に追従させている。日射量大のときの太陽電池電圧は、図１０（ａ）に示すようにＭＰＰに追従した状態となりほぼ安定している（例えば、特許文献１参照）。

特開昭６１−９７７２１号（第２−３頁、第３図）

しかしながら、前述した従来の最大電力追従制御方法では、太陽電池とインバータの間に、比較的大容量の電圧平滑用のコンデンサが接続されているため、太陽電池側から見たインバータの電流制限作用による抵抗成分と、そのコンデンサの静電容量間で構成されるＣＲ回路により、いわゆる一次遅れ現象が生じる。低日射量時は太陽電池から見た、インバータ側の出力抵抗が大きいため、一次遅れ現象の影響が日中等の最大日射量時と比較して大きくなる。また、図９中の日射量小に示すように、日射量大の状態（日射１００％とする)の太陽電池電圧−太陽電池電力特性に対して、日射量小の状態(例えば最大日射量の１０％)の特性は広範囲の電圧値にわたって、ほぼ平坦な特性となっている。

これら一次遅れ現象と太陽電池電圧―太陽電池電力特性の影響により、最大電力点ＭＰＰへの追従精度が低下してしまうことが生じていた。検出精度が低下する低日射量状態でも、目標太陽電池電圧をその都度演算してＭＰＰに追従させようとする制御を行っているため、太陽電池電圧の過補償の状態が発生し、このため、図１０（ｂ）に示すように、太陽電池電圧の振動が大きくなってＭＰＰから大きく逸脱する傾向にあり、結果として最大電力点ＭＰＰへの追従制度が低下し、電力の取り出し効率が低下するという課題があった。また、太陽電池電圧の大きな振動により、電力変換器の動作が不安定になるという課題もあった。

本発明は、前記のような課題を解決するためになされたもので、低日射量状態を検知したとき、最大電力点への追従制御の精度を上げて太陽電池電圧の振動を抑制できる太陽光発電システムを提供することを目的とする。

本発明に係る太陽光発電システムは、太陽電池と、太陽電池より発生する直流電力を交流電力に変換する電力変換器と、太陽電池の電圧を検出する太陽電池電圧検出部と、電力変換器の出力電圧を検出する出力電圧検出部と、電力変換器の出力電流を検出する出力電流検出部と、太陽電池電圧、出力電圧および出力電流に基づいて目標太陽電池電圧を算出する目標太陽電池電圧算出部と、太陽電池電圧が目標太陽電池電圧に一致するように電力変換器を制御し、太陽電池の電力を最大電力に推移させる電力制御部と、出力電圧および出力電流の積による出力電力から太陽電池の最大電力を検知したとき、そのときの太陽電池電圧を太陽電池電圧検出部を通して読み込み、この状態の太陽電池電圧を複数回読み込んだときは、その複数の太陽電池電圧から平均電圧を算出する平均電圧算出部とを備え、前記の目標太陽電池電圧算出部は、太陽電池の電力が低下する低日射量状態を検知したとき、平均電圧算出部により算出された平均電圧を目標太陽電池電圧とする。

本発明においては、出力電圧および出力電流の積による出力電力から太陽電池の最大電力を検知したとき、そのときの太陽電池電圧を読み込み、この状態の太陽電池電圧を複数回読み込んだときは、その複数の太陽電池電圧から平均電圧を算出し、太陽電池の電力が低下する低日射量状態を検知したときにその平均電圧を目標太陽電池電圧とし、これを太陽電池の最大電力追従制御に用いるようにしたので、低日射量時における太陽電池電圧の大きな振動を収束させることが可能になり、このため、太陽電池の電力取り出し効率が向上し、安定した制御を確保できる。

実施の形態１．
図１は本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システムの概略構成を示す回路図、図２は実施の形態１の太陽光発電システムにおける制御回路の構成を示すブロック回路図である。
実施の形態１の太陽光発電システムは、例えば商用電力系統４に連係されており、主要部として、複数の太陽電池モジュールが組み合わされてなる太陽電池１、電力変換器であるインバータ回路３、インバータ回路３を制御する制御回路１０などが備えられている。インバータ回路３の入力側には、太陽電池１に発生する電圧を平滑化するコンデンサ２および太陽電池１の電圧（以下、「太陽電池電圧Ｖ_PV」という）を検出する太陽電池電圧検出部５が設けられ、インバータ回路３の出力側には、インバータ出力電圧Ｖ_OUT を検出するインバータ出力電圧検出部６およびインバータ出力電流Ｉ_OUT を検出するインバータ出力電流検出部７が設けられている。前述した太陽電池電圧Ｖ_PV、インバータ出力電圧Ｖ_OUT およびインバータ出力電流Ｉ_OUT は、時間ｔ１（数十ms程度）毎に制御回路１０により読み込まれている。

この制御回路１０は、図２に示すように、インバータ出力電圧Ｖ_OUT とインバータ出力電流Ｉ_OUT を乗算してインバータ出力電力Ｐ_OUT を算出する乗算器１１と、単位太陽電池電圧あたりのインバータ出力電力Ｐ_OUT の変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVを算出する電力変化量算出部１２と、目標太陽電池電圧Ｖ_PVref を算出する目標太陽電池電圧算出部１３と、太陽電池電圧Ｖ_PVと目標太陽電池電圧Ｖ_PVref との偏差を求める加算器１４と、その偏差値をＰＩＤ制御して目標インバータ出力電流Ｉ_OUTrefを生成し、インバータ回路３のスイッチング素子（図示せず）をＰＷＭ制御してインバータ出力電流Ｉ_OUT を調整するＰＩＤ制御部１５と、最大電力点平均電圧算出部１６（平均電圧算出部）および記憶部１７とを有している。

前述した目標太陽電池電圧算出部１３は、時間ｔ２（数百ms程度）毎にインバータ出力電力Ｐ_OUT を読み込んで、予め設定された閾値Ｃより高いかどうかを判定し、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより大きいときは、高日射量状態と判断して制御モードをＭｏｄｅ＝１（山登りモード）にセットし、かつ、そのときの変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVに基づいて目標太陽電池電圧Ｖ_PVref を算出し、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより小さいときは、低日射量状態と判断して制御モードをＭｏｄｅ＝０（低日射モード）にセットし、所定時間経過後に後述する最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として加算器１４に設定する。Ｍｏｄｅ＝０のときの制御は、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより大きくなったとき、又は前記の所定時間より短い時間を経過したときに解除され、再びＭｏｄｅ＝１による制御に入る。目標太陽電池電圧Ｖ_PVref は、変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVがゼロより大きいとき、前回の目標太陽電池電圧Ｖ_PVref(k-1)に所定値Ｄを加算して得られた電圧値であり、変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVがゼロより小さいときは、前回の目標太陽電池電圧Ｖ_PVref(k-1)から所定値Ｄを減算して得られた電圧値である。

最大電力点平均電圧算出部１６は、Ｍｏｄｅ＝１のときに変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVの微分値の符号が反転しているかどうかを判定し、その微分値の符号が反転しているときは、そのときの太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰを与える電圧値と判断して、記憶部１７に予め設定された５つのエリアに順次に書き込み、その最大電力点ＭＰＰを与える太陽電池電圧Ｖ_PVが例えば５つになったときに最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを算出する。これは、図５（ｂ）に示すように、インバータ出力電力Ｐ_OUT が極大となる点をａ〜ｇとすると、そのときの太陽電池電圧Ｖ_PVは、同図（ａ）に示すようにａ’〜ｇ’となる。また、インバータ出力電力Ｐ_OUT が最大電力点ＭＰＰを通過するとき、変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVの符号は反転し、この符号が反転したときの太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰを与える電圧値と見なして、記憶部１７に記憶するようにしたものである。

次に、図３および図４を用いて実施の形態１の動作を説明する。図３は実施の形態１の太陽光発電システムにおける目標太陽電池電圧算出部の動作を示すフローチャート、図４は最大電力点平均電圧算出部の動作を示すフローチャートである。
制御回路１０の乗算器１１は、インバータ出力電圧Ｖ_OUT とインバータ出力電流Ｉ_OUT とからインバータ出力電力Ｐ_OUT を算出し、電力変化量算出部１２は、単位太陽電池電圧あたりのインバータ出力電力Ｐ_OUT の変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVを算出して、目標太陽電池電圧算出部１３と最大電力点平均電圧算出部１６とにそれぞれ送出する。一方、最大電力点平均電圧算出部１６は、図４に示すように、Ｍｏｄｅが「１」かどうかを判定しており（Ｓ２０）、Ｍｏｄｅが「１」のときは、電力変化量算出部１２により算出された変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVの微分値の符号が反転しているかどうかを判定する（Ｓ２１）。その微分値の符号が反転しているときは、そのときの太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰを与える電圧値と判断して、その太陽電池電圧Ｖ_PVを記憶部１７に書き込む。選択した太陽電池電圧Ｖ_PVの書き込みは、記憶部１７に設けられた５つのエリアに順次に書き込んでいき、それ以上の太陽電池電圧Ｖ_PVを書き込んでいくときは、最も古い太陽電池電圧Ｖ_PVをクリアにして、常に新しい太陽電池電圧Ｖ_PVを保存するようにしている（Ｓ２２）。そして、記憶部１７への書き込みが５つになる毎に最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを算出し（Ｓ２３）、目標太陽電池電圧算出部１３に送出する。乗算器１１によるインバータ出力電力Ｐ_OUT の算出から太陽電池電圧Ｖ_PVの記憶部１７への書き込みは、ほぼ時間ｔ１毎に繰り返し行われている。

一方、目標太陽電池電圧算出部１３は、図３に示すように、時間ｔ２毎に実行する。まず、Ｍｏｄｅが「１」かどうかを判定し（Ｓ１）、Ｍｏｄｅが「０」のときはＳ９に進むが、Ｍｏｄｅが「１」のときは、実行開始したときに入力されたインバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いかどうかを判定する（Ｓ２）。インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより低いときは低日射量状態と判断してＳ３に進むが、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いときは、タイマの時間ｔ_SUN を「Ｈ」にリセットし（Ｓ４）、再びＭｏｄｅを「１」にセットずる（Ｓ３０）。そして、実行開始したときの変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVを読み込んで「０」より大きいかどうかを判定する（Ｓ３１）。変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVが「０」より大きいときは、太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰの左側に位置していると判断して、前回の目標太陽電池電圧Ｖ_PVref(k-1)に所定値Ｄを加算し、その値を目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として加算器１６に設定する（Ｓ３２）。また、変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVが「０」より小さいときは、太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰの右側に位置していると判断して、前回の目標太陽電池電圧Ｖ_PVref(k-1)から所定値Ｄを減算し、その値を目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として加算器１６に設定する（Ｓ３３）。この目標太陽電池電圧Ｖ_PVref を時間ｔ２毎に繰り返し設定することにより、太陽電池電圧Ｖ_PVは、ほぼ最大電力点ＭＰＰ付近となる。

また、目標太陽電池電圧算出部１３は、Ｓ２において、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより低いと判断したとき（低日射量状態）、先にリセットした時間ｔ_SUN から「１」を減算し（Ｓ３）、その時間ｔ_SUN が「０」になったかどうかを判定する（Ｓ５）。時間ｔ_SUN が「０」でないときは、Ｓ３０に進んで高日射量状態と同じ動作を繰り返す。これは、天候が低日射量状態に変わっても高日射状態に戻る可能性があるためである。時間ｔ_SUN が「０」になるまで低日射量状態が続いた場合は、Ｓ６において、タイマの時間ｔ_SUN を「Ｈ」よりも短い「Ｌ」にセットし（Ｓ６）、Ｍｏｄｅを「０」にセットする（Ｓ７）。そして、最大電力点平均電圧算出部１６によって設定された最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref とし（Ｓ８）、加算器１６に設定する。

また、時間ｔ２が経過すると、前記と同様にＭｏｄｅが「１」かどうかを判定する（Ｓ１）。この時点では、Ｍｏｄｅが「０」であるため、Ｓ９においてインバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いかどうかを判定し、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いときはＳ３０に進んでＭｏｄｅを「１」とするが、インバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより低いときは、Ｓ６でセットした時間ｔ_SUN から「１」を減算し（Ｓ１０）、その時間ｔ_SUN が「０」になったかどうかを判定する（Ｓ１１）。時間ｔ_SUN が「０」になったときはＳ３０に進むが、時間ｔ_SUN が「０」でないときは、Ｍｏｄｅを「０」とし、先に設定した目標太陽電池電圧Ｖ_PVref （＝Ｖ_PVmean）を保持する（Ｓ８）。Ｍｏｄｅ＝０（低日射量状態）における最大電力点追従制御をｔ２毎に行っているうちに、Ｓ９においてインバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いと判断したとき、あるいはＳ１１において時間ｔ_SUN が「０」になったことを確認したときは、Ｍｏｄｅを「１」にセットし（Ｓ３０）、高日射量時の最大電力点追従のための目標太陽電池電圧Ｖ_PVref の算出に入る。

低日射量状態（Ｍｏｄｅ＝０）では、ある程度以上の太陽電池１の電力が得られないことがあり、その場合、最大電力点ＭＰＰの探索と追従が困難であるため、目標太陽電池電圧Ｖ_PVref （＝Ｖ_PVmean）を一定にしており、これにより、太陽電池電圧Ｖ_PVの震動が抑制されて収束方向へ向かい、ある程度の効率を維持することができる。また、Ｓ９においてインバータ出力電力Ｐ_OUT が閾値Ｃより高いと判断したとき、あるいはＳ１１において時間ｔ_SUN が「０」になったことを確認したとき、Ｍｏｄｅを「１」にセットして目標太陽電池電圧Ｖ_PVref の算出に入るようにしているのは、日射条件が時々刻々と変動することから、同一電圧での長時間の動作点固定は、最大電力点ＭＰＰからのずれが大きくなりうる可能性があるため、一旦Ｍｏｄｅ＝１（高日射状態）に移行し、再度、最大電力点ＭＰＰを与える太陽電池電圧Ｖ_PVの平均値（最大電力点平均電圧Ｖ_PVmean）を得るようにしている。

以上のように実施の形態１によれば、Ｍｏｄｅ＝１（山登りモード）からＭｏｄｅ＝０（低日射モード）へ移行した際、山登りモード時に算出された最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として設定するようにしたので、理想の最大電力点を与える太陽電池電圧とはズレが生じるものの、図６に示すように最大電力点追従が困難な低日射量時でも太陽電池電圧Ｖ_PVの振動を収束させることが可能になり、このため、電力取り出し効率が改善され、安定した制御を確保することができる。

なお、実施の形態１では、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として用いるようにしたが、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanに上限と下限を設けて、検出誤差等から太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰから大きく逸脱しないようにしても良い。

実施の形態２．
実施の形態１は、低日射量時、高日射量状態（Ｍｏｄｅ＝１）のときに算出された最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref とし、これを最大電力点追従制御に用いて、太陽電池電圧Ｖ_PVを振動させることなく太陽電池１の最大電力点ＭＰＰに接近させるようにしたものであるが（図６参照）、実施の形態２では、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを算出する毎に、その平均電圧Ｖ_PVmeanを値に応じて補正をするようにしたもので、制御回路１０の最大電力点平均電圧算出部１６に、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを補正するための補正値Ｄ、上限値Ｖ_upper および下限値Ｖ_lower がそれぞれ設定されている。これ以外については実施の形態１と同様に、ある程度の日射量が得られる日中は山登りモード（Ｍｏｄｅ＝１）で最大電力点ＭＰＰの追従制御が行われている（図３参照）。また、最大電力点追従制御と同時に低日射量状態の検知が行われており、低日射量状態が所定時間（ｔ_sun ＝Ｈ）継続されたことを検知した場合は、低日射モード（Ｍｏｄｅ＝０）へ移行し、そして、山登りモードへの移行判定を随時行っている。

以下、図７および図８を用いて最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanの補正に関わる動作を説明する。図７は実施の形態２の太陽光発電システムにおける最大電力点平均電圧算出部の動作を示すフローチャート、図８は実施の形態２の太陽光発電システムにおける低日射量時の太陽電池電圧の波形図である。
最大電力点平均電圧算出部１６は、時間ｔ１毎にＭｏｄｅが「１」かどうかを判定しており（Ｓ２０）、Ｍｏｄｅが「０」のとき、これ以降の動作を行うことなく終了するが、Ｍｏｄｅが「１」のときは、そのときに電力変化量算出部１２により算出された変化量ｄＰ_OUT ／ｄＶ_PVの微分値を読み込んで、その微分値の符号が反転しているかどうかを判定する（Ｓ２１）。その微分値の符号が反転していないときは動作を終了するが、微分値の符号が反転しているときは、そのときの太陽電池電圧Ｖ_PVが最大電力点ＭＰＰを与える電圧値と判断して、その太陽電池電圧Ｖ_PVを記憶部１７に書き込む。選択した太陽電池電圧Ｖ_PVの書き込みは、実施の形態１と同様に、記憶部１７に設けられた５つのエリアに順次に書き込んでいき、それ以上の太陽電池電圧Ｖ_PVを書き込んでいくときは、最も古い太陽電池電圧Ｖ_PVをクリアにして、常に新しい太陽電池電圧Ｖ_PVを保存するようにしている（Ｓ２２）。

記憶部１７への書き込みが５つになる毎に、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmean’を算出し（Ｓ２３）、次いで、その最大電力点平均電圧Ｖ_PVmean’に予め設定された補正値Ｄを加算する（Ｓ２４）。そして、その値Ｖ_PVmean’＋Ｄが上限値Ｖ_upper より低いかどうかを判定し（Ｓ２５）、Ｖ_PVmean’＋Ｄが上限値Ｖ_upper より低いときは、下限値Ｖ_lower よりも高いかどうかを判定する（Ｓ２７）。Ｓ２５においてＶ_PVmean’＋Ｄが上限値Ｖ_upper より高いと判断したときは、その上限値Ｖ_upper を最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanとし（Ｓ２６）、目標太陽電池電圧算出部１３に送出する。また、Ｓ２７においてＶ_PVmean’＋Ｄが下限値Ｖ_lower よりも低いと判断したときは、その下限値Ｖ_lower を最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanとし（Ｓ２８）、目標太陽電池電圧算出部１３に送出する。また、Ｖ_PVmean’＋Ｄが上限値Ｖ_upper より低く（Ｓ２５）、かつ、下限値Ｖ_lower よりも高いとき（Ｓ２７）、つまり、上限値Ｖ_upper と下限値Ｖ_lower の間にあるときは、Ｓ２３で算出したＶ_PVmean’を最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanとし（Ｓ２９）、目標太陽電池電圧算出部１３に送出する。

前記の最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanは、実施の形態１と同様に、低日射量状態が所定時間（ｔ_sun ＝Ｈ）継続されてＭｏｄｅ＝０に移行した際に、目標太陽電池電圧算出部１３により目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として加算器１４に設定される。これ以降の動作については、前述したように実施の形態１と同じであるため割愛する。

以上のように実施の形態２によれば、Ｍｏｄｅ＝１（山登りモード）からＭｏｄｅ＝０（低日射モード）へ移行した際、山登りモード時に算出された補正の最大電力点平均電圧Ｖ_PVmeanを目標太陽電池電圧Ｖ_PVref として設定するようにしたので、図８に示すように太陽電池電圧Ｖ_PVの振動を収束させて、ほぼ太陽電池１の最大電力点ＭＰＰ上となり、このため、低日射量時の電力取り出し効率が改善され、安定した制御を確保できる。

なお、実施の形態２では、最大電力点平均電圧Ｖ_PVmean’を算出した際に、一定の補正値Ｄを加算するようにしたが、補正値Ｄを乗算器１１により算出されるインバータ出力電力Ｐ_OUT に比例して変更するようにしても良い。

本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システムの概略構成を示す回路図である。 実施の形態１の太陽光発電システムにおける制御回路の構成を示すブロック回路図である。 実施の形態１太陽光発電システムにおける目標太陽電池電圧算出部の動作を示すフローチャートである。 最大電力点平均電圧算出部の動作を示すフローチャートである。 山登りモードにおける太陽電池電圧Ｖ_PVとインバータ出力電力Ｐ_OUT の相関を示す波形図である。 実施の形態１での最大電力点追従制御による太陽電池電圧Ｖ_PVの波形図である。 実施の形態２の太陽光発電システムにおける最大電力点平均電圧算出部の動作を示すフローチャートである。 実施の形態２の太陽光発電システムにおける低日射量時の太陽電池電圧Ｖ_PVの波形図である。 太陽電池の出力電圧−出力電力の特性を示す図である。 従来の最大電力点追従制御による太陽電池電圧の波形図である。

符号の説明

１ 太陽電池、２ コンデンサ、３ インバータ回路、４ 商用電力系統、５ 太陽電池電圧検出部、６ インバータ出力電圧検出部、７ インバータ出力電流検出部、１０ 制御回路、１１ 乗算器、１２ 電力変化量算出部、１３ 目標太陽電池電圧算出部、１４ 加算器、１５ ＰＩＤ制御部、１６ 最大電力点平均電圧算出部、１７ 記憶部。

Claims (6)

1. 太陽電池と、
   該太陽電池より発生する直流電力を交流電力に変換する電力変換器と、
   前記太陽電池の電圧を検出する太陽電池電圧検出部と、
   前記電力変換器の出力電圧を検出する出力電圧検出部と、
   前記電力変換器の出力電流を検出する出力電流検出部と、
   前記太陽電池電圧、前記出力電圧および出力電流に基づいて目標太陽電池電圧を算出する目標太陽電池電圧算出部と、
   前記太陽電池電圧が前記目標太陽電池電圧に一致するように前記電力変換器を制御し、前記太陽電池の電力を最大電力に推移させる電力制御部と、
   前記出力電圧および出力電流の積による出力電力から前記太陽電池の最大電力を検知したとき、そのときの太陽電池電圧を前記太陽電池電圧検出部を通して読み込み、この状態の太陽電池電圧を複数回読み込んだときは、その複数の太陽電池電圧から平均電圧を算出する平均電圧算出部とを備え、
   前記目標太陽電池電圧算出部は、太陽電池の電力が低下する低日射量状態を検知したとき、前記平均電圧算出部により算出された平均電圧を目標太陽電池電圧とすることを特徴とする太陽光発電システム。
2. 前記目標太陽電池電圧算出部は、前記太陽電池電圧が予め設定された閾値より低いときに低日射量状態と判断することを特徴とする請求項１記載の太陽光発電システム。
3. 前記目標太陽電池電圧算出部は、平均電圧を目標太陽電池電圧としたときから少なくとも所定時間経過したとき、その目標太陽電池電圧を一旦クリアにし、再度平均電圧算出部により平均電圧が算出されたときに、これを新たな目標太陽電池電圧として設定し直すことを特徴とする請求項１又は２記載の太陽光発電システム。
4. 前記平均電圧算出部は、前記出力電圧および出力電流の積による出力電力を前記太陽電池電圧で微分して電力変化量を算出する電力変化量算出部を備え、
   前記平均電圧算出部は、電力変化量算出部により算出された微分値の符号が反転したときに、前記太陽電池の電力が最大電力になったと判断することを特徴とする請求項１乃至３の何れかに記載の太陽光発電システム。
5. 前記平均電圧に上限値及び下限値を設けることを特徴とする請求項１乃至４の何れかに記載の太陽光発電システム。
6. 前記平均電圧算出部は、算出した平均電圧に補正値を加算し、かつ、この値に上限値および下限値を設けることを特徴とする請求項１乃至４の何れかに記載の太陽光発電システム。
   

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