JP2013026242A - 太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】
これまでの太陽光発電システムでは、ＭＰＰＴ制御における発電電力の低下防止を、電力調整装置を用いて行っていたため構成が複雑化していた。
【解決手段】
上記課題を解決するため、本発明の太陽光発電システムでは、ストリングを複数並列接続するための接続箱と、この接続箱からの直流電力を交流電力に変換する電力変換装置と、ストリングの出力電圧を検知する電圧検出手段およびストリングの出力電流を検出する電流検出手段に基づきストリングの変化を判定するストリング変化判定手段と、制御手段とを備え、制御手段は前記ストリングからの発電電力を蓄電手段に蓄電可能に設けられ、ストリング変化判定手段の結果に基づいて、ストリングによる発電電力を電力変換手段側または蓄電手段側に切り替え可能な切り替え機構に指示する切り替え機構指示手段を設けている。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光を用いて発電を行う太陽光発電システムに関し、特に複数の太陽電池モジュールの接続を整然と行うシステムに関する。

太陽光発電システムは、太陽電池モジュールに太陽光が照射されることにより直流電力を発生し、パワーコンディショナ（以下、「ＰＣＳ」という。）によって交流電力に変換され、電力系統に電力を供給する。

一般的な太陽光発電システムでは、太陽電池モジュール（ストリング）により太陽光のエネルギーを直流電力に変換した後、各ストリング電圧を各ストリング毎に接続箱などにより接続した後に１つにまとめ、まとめられた直流電力をＰＣＳにより交流電力に変換する。

多くの太陽光発電システムでは、住宅用の屋根に配置する場合、使用する各太陽電池モジュールを複数枚直列接続して繋げるストリングという単位で配置され、このストリングを接続箱に並列接続している。これは、ＰＣＳの定格電圧および定格電流外とならないようにするためである。

ところが、各太陽電池モジュールは、設置時に太陽光を受光できるように配置しているが、電線や電柱や建物などにより大きく影が掛かる場合があり、この場合、影のかかった太陽電池モジュールのストリングだけ、他のストリングと比較し発電電力が落ち込む場合がある。

ここで、太陽光発電システムは、接続箱に並列接続された各ストリング毎の電力の合計が最大となるよう、ＰＣＳではいわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｅｒ；最大電力点追従）制御を行っているが、影などの影響で一部のストリングの環境条件が変化すると、他のストリングとの最大電力点がずれるため全体のP-V特性が悪くなり、またずれた最大電力点をMPPT制御が追従する場合もあるため、発電量を有効に活用できない。

このような、各ストリング間に出力電圧値の不均衡が生じた場合であっても、各ストリングから発電電力を安定的に取り出すものとして、たとえば特許文献１のような太陽光発電システムが知られている。

特開２０１１−８３４８号公報（図２）

しかしながら、特許文献１にかかる技術では、太陽電池モジュール毎に、電力調整装置を設けて、発電電力にかかる電流値・電圧値を調整している。このため、構成が複雑化し、コスト高を招くという問題点を有していた。

上記目的を達成するために、本発明の太陽光発電システムでは、太陽電池モジュールを接続などすることにより所定の電圧を発電可能としたストリングと、このストリングを複数並列接続するための接続箱と、この接続箱からの直流電力を交流電力に変換する電力変換装置と、前記ストリングの出力電圧を検知する電圧検出手段および前記ストリングの出力電流を検出する電流検出手段に基づきストリングの変化を判定するストリング変化判定手段と、制御手段とを備えた太陽光発電システムにおいて、前記制御手段は前記ストリングからの発電電力を蓄電手段に蓄電可能に設けられ、前記ストリング変化判定手段の結果に基づいて、前記ストリングによる発電電力を前記電力変換手段側または蓄電手段側に切り替え可能な切り替え機構に指示する切り替え機構指示手段を設けている。

本発明の太陽光発電システムにおける実施例１を示した図である。 本発明の太陽光発電システムにおいて、屋根面に影が掛かった場合を示した図である。 本発明の太陽光発電システムにおけるブロック図である。 本発明の太陽光発電システムにおけるスイッチ機構の通常時の接続状態を示した図である。 本発明の太陽光発電システムにおけるスイッチ機構を一部バッテリ側に接続した状態を示した図である。 本発明の実施例２にかかるブロック図である。 本発明の実施例３にかかるブロック図である。 本発明の実施例４にかかるブロック図である。 本発明のＩ−Ｖ特性およびＰ−Ｖ特性を示した図である。

以下、本発明の実施例を説明する。

本発明による太陽光発電システムにおける実施例１につき、図１を参照して説明する。

図１は、太陽光発電システムを住宅用の屋根に配置した一例を示した図である。

符合１は北側の屋根面、符号２は西側の屋根面、符合３は南側の屋根面、符合４は東側の屋根面を示している。

北側の屋根面２には、太陽電池モジュール５が６台配置されている（図中、パネル面に「Ａ」で示す。）。同様に、南側の屋根面３には、太陽電池モジュール６（図中、パネル面に「Ｂ」で示す。）、太陽電池モジュール７、（図中、パネル面に「Ｃ」で示す。）及び太陽電池モジュール８（図中、パネル面に「Ｄ」で示す。）が各６台配置され、東側の屋根面４には、太陽電池モジュール９（図中、パネル面に「Ｅ」で示す。）が６台配置されている。

詳細説明は省略するが、６枚の太陽電池モジュール５は、それぞれ直列に接続されており、ストリング１０を構成している。同様に、太陽電池モジュール６、７、８および９も、それぞれストリング１１、１２、１３および１４を構成している。

各ストリング１０、１１、１２、１３および１４は、配線１５、１６、１７、１８および１９により接続箱２０に並列接続される。これにより、各ストリングの発電電力を集約し、配線２１を介して電力変換手段としてのパワーコンディショナシステム２２（以下、「ＰＣＳ」という。）に接続されている。

図中、配線１５、１６、１７、１８および１９は、簡易的に１本で示しているが、詳細は、後述するように当然にプラス側とマイナス側それぞれ設けられ、また各太陽電池モジュールもそれぞれ図示しないがプラス側配線およびマイナス側配線により直列接続されている。本図における他の配線も同様である。

ＰＣＳ２２は、各ストリング１０、１１、１２、１３および１４で発電した直流電力を交流電力に変換する機能を有している。

多くの太陽光発電システムでは、住宅用の屋根に配置する場合、使用する各太陽電池モジュールを複数枚直列接続して繋げるストリング１という単位で配置、各ストリング１０〜１４を接続箱に並列接続しているのは、ＰＣＳ２２の定格電圧（本実施例では３７０Ｖ）・定格電流（本実施例では３０Ａ）に収める必要があるためである。

各太陽電池モジュール５〜９は、１枚あたりの最大発電電力が４０Ｖのものを使用しており、各ストリング１０〜１４の最大発電電力はそれぞれ２４０Ｖとなり、並列接続することで定格電圧内に収めている。

接続箱２０には、蓄電手段としてのバッテリ２３、２４、２５，２６および２７がそれぞれ、配線２８、１９、３０、３１及び３２を介してそれぞれ接続されている。

本実施例では、バッテリ２３はストリング１０に対応し、バッテリ２４はストリング１１に対応し、バッテリ２５はストリング１２に対応し、バッテリ２６はストリング１３に対応し、そして、バッテリ２７はストリング１４に対応して設けられている。

図２は、屋根面に設けたストリングの一部に影がかかった場合を示している。

図中、ストリング１１の一部の太陽電池モジュール６に影Ｓがかかっている。

晴天により最大発電可能な状況の場合、各ストリングは２４０Ｖ付近が最大電力点となるところ、図に示すように影Ｓが掛かったストリング１１については最大電力点が変化する。

具体的には、図９（ａ）に示すように、Ｉ−Ｖ特性が上記影Ｓにより変化する（図中Ｓ１で示す部分だけ特性が下がる）ことから最大電力点が２点存在することとなる。これをＰ−Ｖ特性に置き換えると、図９（ｂ）に示すように、いわゆる２つの山ができることとなる。

本図では、６枚の太陽電池モジュールのうち、特に２枚に大きく影Ｓが掛かっているため、２４０Ｖのみならず１６０Ｖ付近にも最大電力点ができる特性となっている。

まず、ストリングをそのまま発電に用いた場合について説明する。

接続箱２０に並列接続された電圧値が最大電力点２４０Ｖ側に追随するかまたは１６０Ｖ側に追随するかで、有効に機能するストリングまたは有効に機能する太陽電池モジュールが異なる。２４０Ｖ側（高い電圧値側）に追随した場合、一部影のできた太陽電池モジュールを有するストリングは微小の電流が流れるのみでほぼ機能せず、残りのストリングで発電することになる。一方、１６０Ｖ側（低い電圧値側）に追随した場合は、全てのストリングを活用することにあるが、電圧値１６０Ｖでの発電となる。結果発電に寄与できる太陽電池モジュールを有効に活用にできず、また、最大電力量は低下することになる。

次に、ストリングでの発電の一部を蓄電手段に用いる場合について説明する。

図４は、接続箱内のスイッチ機構を示した図面である。

接続箱２０内には、各ストリング１０、１１、１２，１３および１４とＰＣＳ２２のまたはバッテリ２３、２４、２５、２６および２７との接続・非接続を切り替える切り替え機構としてのスイッチ機構３３、３４、３５、３６および３７が設けられている。

通常、本図に示すように各スイッチ機構３３、３４、３５，３６および３７は、ＰＣＳ２２から接続箱２０に設けられた配線２１ａ、２１ｂの各端子と各太陽電池モジュールからの配線と端子とが接続・非接続を切替可能に配置している。

図３は、本発明の太陽光発電システムにおけるブロック図を示している。

電流検出手段３８、３９、４０、４１および４２は、ストリングの出力側に設けられ、各ストリング１０、１１、１２，１３および１４のそれぞれの出力電流値を検出可能に設けられている。電圧検出手段４９は、接続箱２０に設けられ、各ストリング１０，１１，１２，１３および１４の出力電圧値を検出可能に設けられている。

制御手段４３には、ストリング変化判定手段４４、切り替え機構指示手段としてのスイッチ機構切替指示手段４５が設けられている。

ストリング変化判定手段４４は、各電流検出手段３８、３９、４０、４１および４２で検出した電流値と、電圧検出手段４９で検出した電圧値との比（Ｉ−Ｖ比）で行う電圧／電流比率算出手段を備えている。これにより、ストリングに変化（異常等）があれば、一部のストリングの電流値が下がるため判定することができる。

なお、本実施例では、（Ｉ−Ｖ）比でストリングに変化（異常等）があるか否か判定を行う電圧／電流比率算出手段を備えたものを用いて説明したが、たとえば、その他、各ストリングの発電量に基づく判定や、電圧値及び電流値の変化量またはその比に基づいて判定を行う電圧変化量（又は電力変化量）比較算出手段を備えてもよい。各変化量については、微分回路を用い、アナログ計算かデジタル計算かは問わない。

スイッチ機構切替指示手段４５は、ストリング変化判定手段４４にて、検出した電流値と電圧値とに基づく比が所定以上（たとえば３０％以上の差）となった場合に、各ストリング１０、１１、１２，１３および１４に対応したスイッチ機構３３、３４、３５、３６および３７に対し、ＰＣＳ２２側に接続するかバッテリ２３、２４、２５、２６および２７側に接続するか切り替えの指示を行う。

各電流検出手段３８、３９、４０、４１および４２は、各ストリングの出力電流値を検出可能な箇所に設けられ、制御手段４３は、ＰＣＳ２２に設けられている。

図２で示したように南側の屋根面３に影が発生して、一部のストリング１１にも影Ｓがかかると、たとえば、本実施例の場合、影の無いストリングが２４０Ｖ／５Ａ、一部影のかかっているストリング１１が２４０Ｖ／３Ａとなり３０％以上高い値となる。

このとき、ストリング１１を接続箱２０（ＰＣＳ２２）から切り離す。具体的には、図５に示すように、スイッチ３４ａ、３４ａをバッテリ２４に接続すべく配線２９ａ、２９ａの各端子に接続する。

すなわち、ＰＣＳ２２へは、ほぼ最大の発電が行われている均一の電圧値のストリング１０、１２、１３および１４に接続されることになり、ＭＰＰＴ制御により効率よく発電が行われる。一方、ストリング１１の発電電力については、バッテリ２４に充電されることで、無駄を極力少なくしている。

図６は、本発明の実施例２にかかるブロック図を示している。

ストリング発電電力最大値判断手段４６は、電流検出手段３８、３９、４０、４１および４２で検出したそれぞれのストリングの電流値と電圧検出手段４９で検出した電圧値とから発電量を算出し最大値を判断している。

すなわち、屋根面全体的に薄い影がかかった場合、全体的に発電電力が低下するが、その低下したストリング９，１０、１１、１２および１３の発電電力がほぼ均一であれば、ＭＰＰＴ制御に影響を与えないため、図４のごとく、すべてＰＣＳ２２に接続することで最大限発電に寄与することができる。

この場合、バッテリに接続するケースとしては、最大発電電力のストリングとの差が所定以上（たとえば１５％以上）の差があるとストリング変化判定手段４４で判断した場合、当該差の大きいストリングをバッテリ側に接続するようスイッチ機構切替指示手段４５により指示し、バッテリに充電する。

図７は、本発明の実施例３にかかるブロック図を示している。

発電電力算出手段４７は、どのストリングをＰＣＳ２２につなげれば最大の発電電力となるかを算出するものである。たとえば、ストリング５とストリング６が２１０Ｖで、ストリング７、８、９が影などによりそれぞれ１６０Ｖ、１６０Ｖ、１６０Ｖとなった場合、設定値としてたとえば４０Ｖとしていると、ストリング５および６をＰＣＳ２２接続することになるが、その場合、５Ａとして２１００Ｗとなる。一方、ストリング７、８、９をＰＣＳ２２に接続した場合、５Ａとして２４００Ｗとなり、ストリング５、６をＰＣＳ２２に接続した場合より発電電力が大きくなる。

発電電力算出手段４７は、上記のように発電電力を算出しており、これにより、算出した発電電力をストリング変化判定手段４４で比較することで、スイッチ機構３３、３４、３５、３６および３７に対し、スイッチ機構切替指示手段４５により指示する。

図８は、本発明の実施例３にかかるブロック図を示している。

優先順位設定手段４８は、バッテリ２３、２４、２５、２６および２７の蓄電量などに応じて、ストリング変化判定手段４４に対し、各ストリング１０、１１、１２、１３および１４からの発電電力を、ＰＣＳ２２側に接続するかバッテリ２３、２４、２５、２６および２７側に接続するかの優先順位を設定するものである。各バッテリの蓄電量の計測については、バッテリ蓄電量計測手段（図示せず）により行う。

すなわち、バッテリの蓄電量により、スイッチ機構切替指示手段４５によるスイッチ機構への切替指示を変えることができるものである。

本実施例では、１つのストリングのみ切り離す例をしめしたが、複数のストリングが低下した場合、そのすべてを切り離すことも可能である。

さらに、バッテリを各ストリングに対応させてそれぞれ設けたが、共通のバッテリを１つ設け、切り離されたストリングからの発電をこの共通のバッテリに蓄電するよう構成してもかまわない。

本実施例では、接続箱２２をＰＣＳ２０とは別に設ける例で示したが、これに限られるものではなく、ＰＣＳ２２内に配置することも可能である。また、バッテリ２３、２４、２５、２６および２７についても、接続箱２０内に設けるものであってもかまわない。

１、２、３、４ 屋根面
５、６、７、８，９ 太陽電池モジュール
１０、１１、１２、１３、１４ ストリング
１５、１６、１７，１８、１９ 配線
２０ 接続箱
２１ 配線
２２ パワーコンディショナシステム（ＰＣＳ）
２３、２４、２５，２６、２７ バッテリ
２８、２９、３０、３１、３２ 配線
３３、３４、３５、３６、３７ スイッチ機構（切り替え機構）
３８、３９、４０、４１、４２ 電流検出手段
４３ 制御手段
４４ ストリング変化判定手段
４５ スイッチ機構切替指示手段(切り替え機構指示手段)
４６ ストリング発電電力最大値判断手段
４７ 発電電力算出手段
４８ 優先順位設定手段
４９ 電圧検出手段

Claims (5)

1. 太陽電池モジュールを接続などすることにより所定の電圧を発電可能としたストリングと、このストリングを複数並列接続するための接続箱と、この接続箱からの直流電力を交流電力に変換する電力変換装置と、前記ストリングの出力電圧を検知する電圧検出手段および前記ストリングの出力電流を検出する電流検出手段に基づきストリングの変化を判定するストリング変化判定手段と、制御手段とを備えた太陽光発電システムにおいて、
   前記制御手段は前記ストリングからの発電電力を蓄電手段に蓄電可能に設けられ、前記ストリング変化判定手段の結果に基づいて、前記ストリングによる発電電力を前記電力変換手段側または蓄電手段側に切り替え可能な切り替え機構に指示する切り替え機構指示手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
2. 前記ストリング発電電力の最大値を判断するストリング発電電力最大値判断手段を備え、前記制御手段は、前記ストリング発電電力最大値判断手段となるストリングと他のストリングの発電電力との差を比較し、前記切り替え機構指示手段により所定以上の差となるストリングを前記蓄電手段側に切替可能に設けられてい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. 前記ストリング発電電力から電力変換手段での最大発電電力を算出する発電電力算出手段とを備え、前記切り替え機構は前記発電電力算出手段による算出結果にもとづき、切り替え機構指示手段により前記ストリングからの発電を前記電力変換手段側または前記蓄電手段側に切り替え可能に設けられてい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。
4. 前記制御手段は、優先順位設定手段により設定した内容に基づき前記切り替え機構指示手段から切り替え機構に指示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。
5. 前記蓄電手段の蓄電量を計測する蓄電量計測手段を備え、前記優先順位設定手段は、前記蓄電量計測手段の結果に基づいて設定することを特徴とする請求項４記載の太陽光発電システム。

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