JP2019047653A - 太陽光発電システム及び変換器 - Google Patents

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Abstract

【課題】ＰＩＤによる太陽電池の性能低下を抑制できる技術を提供する。
【解決手段】変換器が、太陽電池と、当該太陽電池から出力される直流電力を交流に変換するインバータとの間に接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を前記インバータ側へ出力する際、前記太陽電池の負極の対地間電位を前記インバータの負極の対地間電位よりも高くする。例えば、太陽電池の負極とインバータの負極をコモン化せず、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電システム及び変換器に関する。
太陽光を利用して発電を行う太陽光発電システムでは、太陽電池がインバータ等を含むパワーコンディショナを介して商用電力系統や負荷装置と接続され、太陽電池で発電した電力が商用電力系統や負荷装置へ供給される。
近年、太陽光発電システムは高電圧化し、また、インバータは高効率化のためトランスレス型が増加している。これに伴い、太陽電池のセルと、接地されたフレームとの間に大きな電位差が発生する場合がある。そして、湿度、温度（高温高湿）といった外部要因が加わることにより、漏れ電流を発生させ、ＰＩＤ(Potential Induced Degradation)現象
を引き起こす要因となることが知られている。
図１５は、ＰＩＤ現象の一例を説明するための概念図である。図１５では、太陽光発電システムの太陽電池１０に備えられる太陽電池ストリング１Ｓの一つについて模式的に示している。太陽電池１０は、複数の太陽電池ストリングを並列に接続して備えている。太陽電池ストリング１Ｓは、複数の太陽電池モジュール（太陽電池パネル）１が直列に接続されてなり、パワーコンディショナＰＣＳを介して商用電力系統４５と接続されている。太陽電池ストリング１Ｓの各太陽電池モジュール１が、昼間に太陽光を受けて発電することにより、正側の入力端子３０１と負側の入力端子３０２との間に電位差を生じさせる。
図１６は、太陽電池モジュール１の構造を模式的に示す図である。図１６に示すように、太陽電池モジュール１は、フレーム１１、バックシート１２、セル１３、ガラス１４、封止材１５を有している。
セル１３は、光起電力効果によって光エネルギーを電力に変換する半導体層（発電層）を有する素子である。セル１３の受光面側には、ガラス１４が設けられ、セル１３の非受光面側には、バックシート１２が設けられ、ガラス１４及びバックシート１２とセル１３との間に封止材１５が充填されて、セル１３が封止されている。フレーム１１は、太陽電池モジュール１の外周部に設けられ、太陽電池モジュール１を設置する際に支持台等に固定される固定部材として用いられる。また、フレーム１１は、導電性の金属であり、接地されている。
図１６に示すように、直列に接続された各太陽電池モジュール１のセル１３の対地電位は、入力端子３０１側の太陽電池モジュール１では正となり、入力端子３０２側の太陽電池モジュール１では負となる。この対地電位差が大きくなり、図１６に破線の矢印で示したように、太陽電池モジュール１のセル１３とフレーム１１との間や、ガラス表面に付着した水分９１とセル１３の間で漏れ電流が生じると、ガラス１４等のナトリウムイオンがセル１３へ移行してセル１３の電子の移動を阻害し、セル１３の性能低下、即ちＰＩＤ現象を引き起こすことがある。
メガソーラ―ビジネス/トラブル/、株式会社 日経ＢＰ、［平成28年9月13日検索］、インターネット＜http://techon.nikkeibp.co.jp/atcl/feature/15/302961/010500010/?ST=msb&P=1＞
ＰＩＤによる性能低下は、太陽電池モジュール１の対地電位が大きくなるほど顕著に現れるため、近年の太陽電池システムの高電圧化に伴って、ＰＩＤによる問題も大きくなってきている。
但し、ＰＩＤが生じて、太陽電池モジュールの性能が低下した場合でも、夜になって太陽電池モジュールの発電が停止し、対地電位が小さくなると、各太陽電池モジュールの性能低下が緩やかに回復することが知られている。しかしながら夜間の回復は緩やかで、充分に回復するものとは限らないため、発電時とは逆の電圧を夜間に太陽電池モジュールへ印加することで、ＰＩＤによる性能低下を回復させる装置も提案されている。この場合でも夜間に回復する量が昼間に低下する量よりも少なければ性能低下が進むことになるため、必ずしもＰＩＤによる性能低下を解決できるものではないという問題があった。また、薄膜シリコン型の太陽電池モジュールの場合、発電時とは逆の電圧を印加することで、ＰＩＤによる性能低下が一旦回復するものの、その後、発電時の劣化が加速され、更に性能が低下するため、薄膜シリコン型の太陽電池モジュールには、発電時と逆の電圧を印加することで性能低下を回復させる技術を適用できないという問題点があった。
そこで、本発明の目的は、太陽電池のＰＩＤによる性能低下を抑える技術を提供することにある。
上記の課題を解決するため、本開示の一例では、以下の構成を採用した。
即ち、本開示の一例に係る変換器は、太陽電池と、当該太陽電池から出力される直流電力を交流に変換するインバータとの間に接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を前記インバータ側へ出力する際、前記太陽電池の負極の対地間電位を前記インバータの負極の対地間電位よりも高くする。
上記構成により、当該変換器は、太陽電池における負極の対地間電位が負となることを抑制し、ＰＩＤによる性能低下を抑えることができる。
上記変換器は、一端が前記太陽電池の負極に接続されたリアクトルと、前記太陽電池の正極及び前記インバータの正極と前記リアクトルの他端との間の経路を開閉するスイッチング素子と、カソードが前記リアクトルの他端に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続されるダイオードとを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池の正極とインバータの正極をコモン化し、太陽電池における負極の対地間電位が負となることを抑制して、ＰＩＤによる性能低下を抑えることができる。
上記変換器は、一端が前記太陽電池の負極に接続されたリアクトルと、前記太陽電池の正極及び前記インバータの正極と前記リアクトルの他端との間の経路を開閉するスイッチング素子と、カソードが前記リアクトルの他端に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続されるダイオードと、一端が前記リアクトルの太陽電池側端部と接続され、他端が前記ダイオードのアノードと接続されたコンデンサとを備えてもよい。当該構成によって、上記変換器は、ＰＩＤによる性能低下を抑えることができる。
上記変換器は、前記太陽電池の正極の対地間電位を前記インバータの正極の対地間電位以上とする第一変換部と、前記太陽電池の負極の対地間電位を前記インバータの負極の対
地間電位よりも高くする第二変換部とを備える。当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位が負となることを抑制して、ＰＩＤによる性能低下を抑えることができる。
上記変換器は、前記第一変換部が、前記インバータの正極に一端が接続される第一リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記太陽電池の負極に接続される第一ダイオードとを備え、前記第二変換部が、前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、前記第一変換部の正極及び前記インバータの正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続される第二ダイオードとを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上に設定することが可能となり、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。
上記変換器は、前記第一変換部が、前記インバータの正極に一端が接続される第一リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続される第一ダイオードとを備え、前記第二変換部が、前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続される第二ダイオードとを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上に設定することが可能となり、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。
上記変換器は、前記インバータを含むパワーコンディショナと別体に構成され、当該パワーコンディショナの直流側外部端子を介して前記インバータと接続され、前記太陽電池の正負極間の電圧と、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正負極間へ印加する電圧とを同じとしてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上に設定することが可能となり、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。また、上記変換器は、太陽電池の正負極間の電圧と、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正負極間へ印加する電圧とを同じとしたことにより、既存の太陽光発電システムの太陽電池とパワーコンディショナの間に接続して、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。
上記変換器は、前記第一変換部が、前記パワーコンディショナの正極に一端が接続される第一リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記太陽電池の負極に接続される第一ダイオードとを備え、前記第二変換部が、前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、前記第一変換部の正極及び前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される
第二ダイオードとを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上に設定することが可能となり、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。また、上記変換器は、太陽電池の正負極間の電圧と、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正負極間へ印加する電圧とを同じとしたことにより、既存の太陽光発電システムの太陽電池とパワーコンディショナの間に接続して、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。
上記変換器は、前記第一変換部が、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正極に一端が接続される第一リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される第一ダイオードとを備え、前記第二変換部が、前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、前記太陽電池の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される第二ダイオードとを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、太陽電池における負極の対地間電位を０Ｖ以上に設定することが可能となり、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。また、上記変換器は、太陽電池の正負極間の電圧と、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正負極間へ印加する電圧とを同じとしたことにより、既存の太陽光発電システムの太陽電池とパワーコンディショナの間に接続して、ＰＩＤによる性能低下を防止できる。
上記変換器は、前記太陽電池における負極の対地間電位を測定する計測部と、前記対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部とを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、系統電圧の変動によって、太陽電池における負極の対地電位が、所定値から外れた場合でも負極の対地電位を０Ｖ以上に修正し、精度良くＰＩＤによる太陽電池の性能劣化を防止している。
上記変換器は、前記パワーコンディショナから、当該パワーコンディショナが接続する電力系統の系統電圧を示す情報又は前記インバータの正負極間の電圧を示す情報を取得し、当該情報から前記太陽電池における負極の対地間電位を推定する推定部と、前記推定部で推定した対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部とを備えてもよい。
当該構成によって、上記変換器は、系統電圧が変動した場合でも、太陽電池における負極の対地電位を０Ｖ以上に維持し、ＰＩＤによる太陽電池の性能劣化を防止できる。
上記変換器は、前記パワーコンディショナが接続する電力系統の系統電圧を測定する測定部と、前記測定部によって測定した系統電圧に基づいて前記太陽電池における負極の対地間電位を推定する推定部と、前記推定部によって推定した対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部とを備える。
当該構成によって、上記変換器は、系統電圧が変動した場合でも、太陽電池における負極の対地電位を０Ｖ以上に維持し、ＰＩＤによる太陽電池の性能劣化を防止できる。
本開示の一例に係る太陽光発電システムは、前記変換器と、前記太陽電池と、前記インバータとを備える。当該構成によって、太陽光発電システムは、太陽電池における負極の対地電位が負になることを抑えて、ＰＩＤによる太陽電池の性能劣化を抑制できる。
本発明によれば、ＰＩＤによる太陽電池の性能低下を抑制することができる。
図１は、実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 図２は、比較例としての太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成を示す図である。 図３は、比較例における対地電位を示す図である。 図４は、太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成の一例（２．１）を示す図である。 図５は、太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成の一例（２．２）を示す図である。 図６は、太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成の一例（２．３）を示す図である。 図７は、太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成の一例（２．３．１）を示す図である。 図８は、太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成の一例（２．３．２）を示す図である。 図９は、太陽光発電システムの一例（２．４）を示す図である。 図１０は、太陽光発電システムに備えられる変換器及びパワーコンディショナの回路構成の一例（２．４．１）を示す図である。 図１１は、太陽光発電システムに備えられる変換器及びパワーコンディショナの回路構成の一例（２．４．２）を示す図である。 図１２は、太陽光発電システムの一例（２．５）を示す図である。 図１３は、太陽光発電システムの一例（２．６）を示す図である。 図１４は、太陽光発電システムの一例（２．７）を示す図である。 図１５は、ＰＩＤ現象の一例を説明するための概念図である。 図１６は、太陽電池モジュールの構造を模式的に示す図である。
以下、本発明の一側面に係る実施の形態（以下、「本実施形態」とも表記する）を、図面に基づいて説明する。
§１ 適用例
図１は、本実施形態に係る太陽光発電システム１００の構成を示すブロック図、図２は、比較例としての太陽光発電システム２００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２２０及びインバータユニット３０の回路構成を示す図、図３は、比較例における対地電位を示す図である。
図１の例において、太陽光発電システム１００は、太陽電池１０、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０、インバータユニット３０を備え、分電盤４０を介して商用電力系統や負荷装置と接続されている。
太陽光発電システム１００は、太陽電池１０で発電した直流電力をＤＣ／ＤＣコンバータ２０で所定の電圧に昇圧し、インバータユニット３０で交流電力に変換して商用電力系
統や負荷装置へ供給する。
太陽電池１０は、並列に接続された複数の太陽電池ストリング１Ｓを備え、太陽電池ストリング１Ｓは、直列に接続された複数の太陽電池モジュール１を備えている。各太陽電池モジュール１は、光起電力効果によって太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換し、直流電力として出力するモジュールである。太陽電池モジュール１は、例えば図１６に示した公知の構成であり、ガラス１４とバックシート１２の間にセル１３を封止したパネルをフレーム１１で保持した構成である。なお、図１６ではセル１３を模式的に一つ示しているが、太陽電池モジュール１内には複数のセル１３が設けられ、電極パターン１６によって直列に接続されて、更にこの直列に接続されたセル１３が複数並列に接続されている。これらのセル１３が太陽電池モジュール１の出力端子（不図示）と接続され、各セル１３で発電した電力が当該出力端子から出力される。これらセル１３等の内部回路とは別に、フレーム１１が接地されており、セル１３が、フレーム１１等との間に電位差（対地電位）を有することになる。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０からの出力を変換してインバータユニット３０へ入力する。
インバータユニット３０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０から入力された直流の電力を交流の電力に変換して商用電力系統や負荷装置へ供給するインバータを備えている。また、インバータユニット３０は、系統連系リレー等を備え、商用電力系統との接続（系統連系）や解列を制御する。
図２（Ａ）の例において、太陽光発電システム２００は、太陽電池１０、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０、インバータユニット３０を備え、分電盤４０を介して商用電力系統や負荷装置と接続されている。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０は、リアクトルＬ９、昇圧用のスイッチング素子Ｓ９及びダイオードＤ９を有する非絶縁型の昇圧回路である。リアクトルＬ９は、一端が太陽電池１０の正極に接続され、他端がダイオードＤ９のアノード及びスイッチング素子Ｓ９の高電位側の一端に接続されている。ダイオードＤ９は、アノードがリアクトルＬ９及びスイッチング素子Ｓ９の高電位側の一端に接続され、カソードがＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の出力側の正極に接続されている。スイッチング素子Ｓ９は、太陽電池１０と並列に接続され、低電位側の一端が、太陽電池１０の負極、及びＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の出力側の負極に接続されている。
比較例の太陽光発電システム２００では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０におけるリアクトルＬ９及びダイオードＤ９を正極側に接続し、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の負極側をコモン化して、この負極を太陽電池１０及びインバータユニット３０の負極と接続している。これにより、太陽電池１０における負極の対地電位が、インバータユニット３０の負極の対地電位と同じになる。このため、例えば図２（Ｂ）に示すように、インバータユニット３０の直流側の正負極３２・３３間の電圧が３２０Ｖで、アース３９に対する負極３３の電位が−１６０Ｖの場合、太陽電池１０の負極の電位がアース１９に対して−１６０Ｖとなる。そして、太陽電池１０が発電して、正負極間の電圧が２８４Ｖとなった場合、正極の電位（対地電位）が＋１２４Ｖとなる。このとき、例えば図３に示すように太陽電池１０の太陽電池ストリング１Ｓが太陽電池モジュール１−１〜１−１０から構成されていた場合、負極側（図３の網掛け部）の太陽電池モジュール１−１〜１−６は、負の対地電位を有することになり、ＰＩＤによる性能低下のリスクが生じる。
そこで本実施形態の太陽光発電システム１００では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０が、太
陽電池１０の負極とインバータ３１の負極とをコモン化せず、太陽電池で発電された直流電圧を前記インバータ側へ出力する際、太陽電池１０の負極の対地間電位をインバータ３１の負極の対地間電位よりも高くする。これにより、太陽電池１０の負極側に位置する太陽電池モジュール１の対地電位が負となるのを抑えて、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を抑制する。例えば、太陽電池１０の負極の対地間電位を０以上とすることで、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止する。図１（Ｂ）の例では、太陽電池の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）をＤＣ／ＤＣコンバータ２０で昇圧してインバータユニット３０の正負極間に印加し、インバータユニット３０の正負極間の電圧Ｖ４、即ちインバータ３１の正負極間の電圧を５６８Ｖとしている。この場合、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋２８４、負極の対地電位が−２８４となる。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０の正極とインバータユニット３０の正極とをコモン化して、対地電位を等しくし、太陽電池１０の正極の対地電位を＋２８４Ｖとしている。このため、太陽電池１０の正負極間の電圧が２８４Ｖである場合の負極の対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化が防止される。なお、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、本発明における変換器の一例である。
§２ 構成例
（２．１）
図４は、太陽光発電システム１００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２０及びインバータユニット３０の回路構成の一例を示す図である。なお、前述の図１と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図４（Ａ）の例において、太陽電池１０に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、リアクトルＬ０、昇圧用のスイッチング素子Ｓ０、ダイオードＤ０、及びコンデンサＣ０を有する非絶縁型の昇圧回路である。
リアクトルＬ０は、一端が太陽電池１０の負極に接続され、他端がダイオードＤ０のカソード及びスイッチング素子Ｓ０の低電位側の一端に接続されている。
ダイオードＤ０は、カソードがリアクトルＬ０及びスイッチング素子Ｓ０の低電位側の一端に接続され、アノードがＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力端の負極に接続されている。即ち、リアクトルＬ０及びダイオードＤ０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の負極側ラインにおいて、直列に接続されている。
スイッチング素子Ｓ０は、高電位側の一端が、太陽電池１０の正極、及びインバータ３１の正極に接続され、低電位側の一端がダイオードＤ０のカソード及びリアクトルＬ０のインバータ３１側端部に接続している。
スイッチング素子Ｓ０は、例えば、ＭＯＳ（metal-oxide-semiconductor）型電界効果
トランジスタ、絶縁ゲート型バイポーラトランジスタ（ＩＧＢＴ）などのスイッチ素子でよい。スイッチング素子Ｓ０は、不図示の駆動回路によってスイッチング動作され、周期的に高電位側の一端（本例ではドレイン）と低電位側の一端（本例ではソース）との間をＯＮ／ＯＦＦする。
コンデンサＣ０は、太陽電池１０と並列にＤＣ／ＤＣコンバータ２０の入力側正負極間に接続され、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作によって昇圧されるＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力を平滑化する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作により、太陽電池１０から入力された直流の電圧（例えば２８４Ｖ）を例えば所定の電圧（例えば５６
４Ｖ）に昇圧してインバータユニット３０へ出力する。
インバータユニット３０は、コンデンサＣ９、インバータ３１、ＡＣリアクトルＡＣＬ１，ＡＣＬ２を有している。
コンデンサＣ９は、インバータユニット３０の直流側の正負極間に接続され、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０を介して入力される直流電圧のノイズ成分を平滑化するフィルタ回路である。
インバータ３１は、太陽電池１０からの直流の電力を交流の電力に変換し、ＡＣリアクトルＡＣＬ１，ＡＣＬ２を介して出力する。
図４（Ｂ）の例では、太陽電池１０の正負極間の電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）をＤＣ／ＤＣコンバータ２０で昇圧してインバータユニット３０の正負極間に印加し、インバータユニット３０の正負極間の電圧Ｖ４を５６８Ｖとしている。この場合、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋２８４、負極の対地電位が−２８４となる。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０の正極とインバータユニット３０の正極とをコモン化して、対地電位を等しくし、太陽電池１０の正極の対地電位を＋２８４Ｖとしている。このため、太陽電池１０の正負極間の電圧が２８４Ｖである場合の負極の対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化が防止される。本例では、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとしたが、多結晶シリコン型の太陽電池を採用した場合には、０Ｖよりも高い対地電位としてもよい。なお、薄膜シリコン型の太陽電池を採用した場合、太陽電池１０における負極の対地電位を高くし過ぎると薄膜の剥離が生じることがあるため、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとするのが望ましい。但し、この場合の対地電位は、厳密に０Ｖに限定されるものではなく、ＰＩＤが発生しない程度に０Ｖ未満となる場合や、薄膜の剥離が生じない程度に０Ｖを超えるものであってもよい。
（２．２）
図５は、太陽光発電システム１００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２０及びインバータユニット３０の回路構成の一例を示す図である。なお、図４の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図５（Ａ）の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０にコンデンサＣＡが備えられ、当該コンデンサＣＡの一端がリアクトルＬ０の太陽電池側端部と接続され、他端がダイオードＤ０のアノード及びインバータユニット３０の負極と接続されている。
図５（Ａ）の太陽光発電システム１００においても、図５（Ｂ）に示すように太陽電池１０における負極の対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化が防止される。
（２．３）
図６は、太陽光発電システム１００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２０及びインバータユニット３０の回路構成の一例を示す図である。なお、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図６（Ａ）の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０が、第一変換部２１と、第二変換部２２とを備えている。第一変換部２１は、太陽電池１０における正極の対地間電位をインバータ３１の正極の対地間電位以上とする。また、第二変換部２２は、太陽電池１０における負極の対地間電位をインバータ３１の負極の対地間電位よりも高くする。図６（Ｂ）の
例では、太陽電池１０における負極の対地間電位を０Ｖとしている。この構成により、図６の太陽光発電システム１００は、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
図４の太陽光発電システム１００では、太陽電池１０における正極の対地間電位をインバータ３１における正極の対地間電位と同じにしているため、太陽電池１０における負極の対地間電位を０Ｖ以上とするためには、インバータ３１における正負極間の電圧Ｖ４を太陽電池１０における正負極間の電圧Ｖ１の倍以上に昇圧することになる。これに対し、図６の太陽光発電システム１００では、太陽電池１０における正極の対地間電位をインバータ３１における正極よりも高くしているため、インバータ３１における正負極間の電圧Ｖ４を太陽電池１０における正負極間の電圧Ｖ１の２倍に設定する必要がなく、設計の自由度が向上する。
（２．３．１）
図７は、太陽光発電システム１００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２０及びインバータユニット３０の回路構成の一例を示す図である。なお、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図７（Ａ）の例にいて、第一変換部２１は、第一リアクトルＬ１、第一スイッチング素子Ｓ１、第一ダイオードＤ１、及びコンデンサＣ１を有する非絶縁型の降圧回路である。
第一リアクトルＬ１は、一端がインバータ３１の正極に接続され、他端が第一ダイオードＤ１のカソード及び第一スイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続されている。
第一ダイオードＤ１は、カソードが第一リアクトルＬ１及び第一スイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続され、アノードが太陽電池１０の負極に接続されている。
第一スイッチング素子Ｓ１は、一端（例えばドレイン）が太陽電池１０の正極に接続され、他端（例えばソース）が第一ダイオードＤ１のカソード及び第一リアクトルＬ１の太陽電池側端部に接続している。
コンデンサＣ１は、太陽電池１０と並列に第一変換部２１の入力側の正負極間に接続され、スイッチング動作によって降圧される第一変換部２１の出力を平滑化する。
第二変換部２２は、第二リアクトルＬ２、第二スイッチング素子Ｓ２、第二ダイオードＤ２、及びコンデンサＣ２を有する非絶縁型の昇圧回路である。
第二リアクトルＬ２は、一端が太陽電池１０の負極に接続され、他端が第二ダイオードＤ２のカソード及び第二スイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続されている。
第二ダイオードＤ２は、カソードが第二リアクトルＬ２及び第二スイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続され、アノードがＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力端の負極に接続されている。即ち、第二リアクトルＬ２及び第二ダイオードＤ２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の負極側ラインにおいて、直列に接続されている。
第二スイッチング素子Ｓ２は、高電位側の一端が、第一変換部２１の正極及びインバータ３１の正極に接続され、低電位側の一端が第二ダイオードＤ２のカソード及び第二リアクトルＬ２のインバータ３１側端部に接続している。
コンデンサＣ２は、第二変換部２２の太陽電池側正負極間、即ち一端が第二スイッチング素子Ｓ２の正極側端部、他端が第二リアクトルＬ２の太陽電池側端部に接続され、スイッチング動作によって昇圧される第二変換部２２の出力を平滑化する。
本例のＤＣ／ＤＣコンバータ２０では、図７（Ｂ）に示すように、第一変換部２１が、負極をコモンとして太陽電池１０の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）を所定の電圧Ｖ２に降圧する。そして、第二変換部２２が、正極をコモンとして電圧Ｖ２を２倍の電圧Ｖ４（例えば３２０）に昇圧する。これにより、本例の太陽光発電システム１００は、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとし、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
（２．３．２）
図８は、太陽光発電システム１００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２０及びインバータユニット３０の回路構成の一例を示す図である。なお、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図８（Ａ）の例にいて、第一変換部２１は、第一リアクトルＬ１、第一スイッチング素子Ｓ１、第一ダイオードＤ１、及びコンデンサＣＡを有する非絶縁型の回路である。
第一リアクトルＬ１は、一端がインバータ３１の正極に接続され、他端が第一ダイオードＤ１のカソード及び第一スイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続されている。
第一ダイオードＤ１は、カソードが第一リアクトルＬ１及び第一スイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続され、アノードがＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力端の負極、即ちインバータ３１の負極に接続されている。
第一スイッチング素子Ｓ１は、一端（例えばドレイン）が太陽電池１０の正極に接続され、他端（例えばソース）が第一ダイオードＤ１のカソード及び第一リアクトルＬ１の太陽電池側端部に接続している。
コンデンサＣＡは、一端が太陽電池１０の正極及び第一スイッチング素子Ｓ１の太陽電池側端部に接続され、他端がインバータ３１の正極及び第一リアクトルＬ１のインバータ側端部に接続されている。
第二変換部２２は、第二リアクトルＬ２、第二スイッチング素子Ｓ２、第二ダイオードＤ２、及びコンデンサＣＢを有する非絶縁型の回路である。
第二リアクトルＬ２は、一端が太陽電池１０の負極に接続され、他端が第二ダイオードＤ２のカソード及び第二スイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続されている。
第二ダイオードＤ２は、カソードが第二リアクトルＬ２及び第二スイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続され、アノードがインバータ３１の負極に接続されている。
第二スイッチング素子Ｓ２は、高電位側の一端（例えばドレイン）が、太陽電池１０の正極及び第一変換部２１の正極に接続され、低電位側の一端（例えばソース）が第二ダイオードＤ２のカソード及び第二リアクトルＬ２の一端に接続している。
コンデンサＣＢは、一端が太陽電池１０の負極及び第二リアクトルＬ２に接続され、他端がインバータ３１の負極及び第二ダイオードＤ２のアノードに接続されている。
本例の太陽光発電システム１００は、図８（Ｂ）に示すように、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋１６０、負極の対地電位が−１６０となる。第一変換部２１では、コンデンサＣＡの両端にかかる電圧Ｖａが１２４Ｖに制御され、インバータユニット３０の正極がコモンであるため、対地を基準とすると、太陽電池１０の正極の電位は、インバータユニット３０の正極の電位（＋１６０Ｖ）に電圧Ｖａ（１２４Ｖ）を加えた＋２８４Ｖとなる。また、第二変換部２２では、コンデンサＣＢの両端にかかる電圧Ｖｂが１６０Ｖに制御され、太陽電池１０の負極がコモンであるため、対地を基準とすると、太陽電池１０の負極の電位は、インバータユニット３０の負極の電位（−１６０Ｖ）に電圧Ｖｂ（１６０Ｖ）を加えた０Ｖとなる。これにより、本例の太陽光発電システム１００は、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
（２．４）
図９は、太陽光発電システム１００の一例を示す図である。本例の太陽光発電システム１００は、変換器２０Ａ及びパワーコンディショナ（以下、ＰＣＳ(Power Conditioning System)とも称す）５０を備えている。本例の変換器２０Ａは、図６のＤＣ／ＤＣコンバ
ータ２０と比べて回路構成は同じであり、直流電圧の変換に係るパラメータが異なっている。また、本例のＰＣＳ５０は、図２と同じ構成である。本例において、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図９（Ａ）の例では、変換器２０Ａが、第一変換部２１と、第二変換部２２とを備えている。第一変換部２１は、太陽電池１０における正極の対地間電位をパワーコンディショナ５０の正極の対地間電位以上とする。また、第二変換部２２は、太陽電池１０における負極の対地間電位をパワーコンディショナ５０の負極の対地間電位よりも高くする。図９（Ｂ）の例では、太陽電池１０における負極の対地間電位を０Ｖとしている。この構成により、図９の太陽光発電システム１００は、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
また、本例の変換器２０Ａは、ＰＣＳ５０と別体に構成されており、変換器２０Ａの出力電力をＰＣＳ５０の直流側外部端子５１，５２からＰＣＳ５０へ供給する。ここで変換器２０Ａは、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１と、直流側外部端子５１，５２へ印加する出力電圧Ｖ３とを等しくしている。このため、前述の図２のように太陽電池１０の出力電圧Ｖ１をＰＣＳ５０で変換し、商用電力系統や負荷へ供給する際、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を招く太陽光発電システム２００が存在する場合に、太陽電池１０とＰＣＳ５０の間に変換器２０Ａを接続し、太陽電池１０における正負極の対地間電位を変換することで、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止することができる。即ち、既存の太陽光発電システムに変換器２０Ａを加えるだけで、容易にＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止することができる。
（２．４．１）
図１０は、太陽光発電システム１００に備えられる変換器２０Ａ及びＰＣＳ５０の回路構成の一例を示す図である。本例の変換器２０Ａは、図７のＤＣ／ＤＣコンバータ２０と比べて、回路構成は同じであり、直流電圧の変換に係るパラメータが異なっている。なお、図７の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０がインバータユニット３０に接続していたのに代えて、本例では、ＰＣＳ５０に接続している。本例において、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
本例では、図１０（Ｂ）に示すように、第一変換部２１が、負極をコモンとして太陽電
池１０の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）を所定の電圧Ｖ２（例えば１２４Ｖ）に降圧し、第二変換部２２が、正極をコモンとして電圧Ｖ２を太陽電池１０の出力と同じ電圧Ｖ３（例えば２８４Ｖ）に昇圧する。そして、この電圧Ｖ３をＰＣＳ５０のＤＣ／ＤＣコンバータ２２０が所定の電圧Ｖ４（例えば３２０Ｖ）に昇圧する。この場合、前述のようにＤＣ／ＤＣコンバータ２２０における出力側負極の対地電位が−１６０Ｖ、入力側正極の対地電位が＋１２４Ｖとなるので、このＤＣ／ＤＣコンバータ２２０と接続し、正極をコモン化した第二変換部２２の入力側正極の対地電位も＋１２４Ｖとなる。このため第一変換部２１の出力電圧を１２４Ｖとすることで、負極の対地電位を０Ｖとし、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとして、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
（２．４．２）
図１１は、太陽光発電システム１００に備えられる変換器２０Ａ及びＰＣＳ５０の回路構成の一例を示す図である。本例の変換器２０Ａは、図８のＤＣ／ＤＣコンバータ２０と比べて、回路構成は同じであり、直流電圧の変換に係るパラメータが異なっている。なお、図８の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０がインバータユニット３０に接続していたのに代えて、本例では、ＰＣＳ５０に接続している。本例において、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
本例では、図１１（Ｂ）に示すように、変換器２０Ａの出力電圧、即ちＰＣＳ５０の直流側外部端子の正負極５１，５２間に印加する電圧Ｖ３を入力電圧即ち太陽電池１０の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）と等しくしている。ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０は、この電圧Ｖ３を所定の電圧Ｖ４（例えば３２０Ｖ）に変換し、インバータユニット３０の正負極間に印加する。この場合、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋１６０、負極の対地電位が−１６０となり、ＰＣＳ５０の直流側外部端子の負極５２の対地電位が−１６０Ｖ、正極５１の対地電位が＋１２４Ｖとなる。第一変換部２１では、コンデンサＣＡの両端にかかる電圧Ｖａが１６０Ｖに制御され、ＰＣＳ５０の正極５１がコモンであるため、対地を基準とすると、太陽電池１０の正極の電位は、ＰＣＳ５０の正極５１の電位（＋１２４Ｖ）に電圧Ｖａ（１６０Ｖ）を加えた＋２８４Ｖとなる。また、第二変換部２２では、コンデンサＣＢの両端にかかる電圧Ｖｂが１６０Ｖに制御され、太陽電池１０の負極がコモンであるため、対地を基準とすると、太陽電池１０の負極の電位は、ＰＣＳ５０の負極５２の電位（−１６０Ｖ）に電圧Ｖｂ（１６０Ｖ）を加えた０Ｖとなる。これにより、本例の太陽光発電システム１００は、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
（２．５）
図１２は、太陽光発電システム１００の一例を示す図である。本例の太陽光発電システム１００は、（２．４）の例と比べて、変換器２０Ｂが、計測部２３と制御部２４とを備えた点が異なっており、その他の構成は同じである。
計測部２３は、太陽電池１０の負極とアースとに接続され、当該負極における対地間電位を測定する。
制御部２４は、計測部２３で計測した対地間電位に基づいて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２を制御する。
例えば、系統電圧の変動によって、ＰＣＳ５０の直流側外部端子の対地間電圧が変化し、太陽電池１０における負極の対地電位が０Ｖ未満となった場合、制御部２４が、第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２の制御目標値を変化させて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御する。なお、多結晶シリコン型
の太陽電池１０を採用した場合、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ未満の場合に、０Ｖ以上となるように制御し、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖを超えている場合には、対地間電位の制御を行わないこととしてもよい。また、薄膜シリコン型の太陽電池１０を採用した場合には、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ未満の場合及び０Ｖを超えている場合に、０Ｖとなるように制御してもよい。
これにより系統電圧の変動によって、太陽電池１０における負極の対地電位が、所定値から外れた場合でも０Ｖ以上に修正し、精度良くＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。なお、本例では、図１０の変換器２０Ａに計測部２３と制御部２４とを加えた構成を示したが、これに限らず、図１１の変換器２０Ｂに計測部２３と制御部２４とを加えた構成とし、計測部２３で計測した対地間電位に基づいて太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御してもよい。
（２．６）
図１３は、太陽光発電システム１００の一例を示す図である。本例の太陽光発電システム１００は、（２．４）の例と比べて、変換器２０Ｃが、推定部２５と制御部２４とを備えた点が異なっており、その他の構成は同じである。
推定部２５は、ＰＣＳ５０から、当該ＰＣＳ５０が接続する系統の系統電圧を示す情報又はインバータ３１の正負極間の電圧Ｖ４を示す情報を取得し、当該情報から太陽電池１０の負極の対地間電位を推定する。
制御部２４は、推定部２５で推定した対地間電位に基づいて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２を制御する。
例えば、商用電力系統の系統電圧が変動した場合、ＰＣＳ５０の直流側外部端子の対地間電圧が変化し、太陽電池１０における負極の対地電位が所定値から外れることになるため、推定部２５は、ＰＣＳ５０から、系統電圧や電圧Ｖ４を示す情報を取得し、当該系統電圧や電圧Ｖ４に基づいて太陽電池１０の負極の対地間電位を推定する。そして、制御部２４は、推定部２５で推定した対地間電位が０Ｖ未満であった場合、第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２の制御目標値を変化させて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御する。なお、多結晶シリコン型の太陽電池１０を採用した場合、推定した対地間電位が０Ｖ未満の場合に、０Ｖ以上となるように制御し、推定した対地間電位が０Ｖを超えている場合には、対地間電位の制御を行わないこととしてもよい。また、薄膜シリコン型の太陽電池１０を採用した場合には、推定した対地間電位が０Ｖ未満の場合及び０Ｖを超えている場合に、０Ｖとなるように制御してもよい。
これにより系統電圧が変動した場合でも、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖ以上に維持し、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。なお、本例では、図１０の変換器２０Ａに推定部２５と制御部２４とを加えた構成を示したが、これに限らず、図１１の変換器２０Ｂに推定部２５と制御部２４とを加えた構成とし、推定部２５で計測した対地間電位に基づいて太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御してもよい。
（２．７）
図１４は、太陽光発電システム１００の一例を示す図である。本例の太陽光発電システム１００は、（２．４）の例と比べて、変換器２０Ｄが、制御部２４と、推定部２５と、測定部２６とを備えた点が異なっており、その他の構成は同じである。
測定部２６は、ＰＣＳ５０が接続する電力系統の系統電圧を測定する。推定部２５は、
測定部２６で測定した系統電圧から太陽電池１０における負極の対地間電位を推定する。
制御部２４は、推定部２５で推定した対地間電位に基づいて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２を制御する。
例えば、商用電力系統の系統電圧が変動した場合、ＰＣＳ５０の直流側外部端子の対地間電圧が変化し、太陽電池１０における負極の対地電位が所定値から外れることになるため、推定部２５は、商用電力系統の系統電圧を測定し、当該系統電圧に基づいて太陽電池１０の負極の対地間電位を推定する。そして、制御部２４は、推定部２５で推定した対地間電位が０Ｖ未満であった場合、第一スイッチング素子Ｓ１，第二スイッチング素子Ｓ２の制御目標値を変化させて、太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御する。なお、多結晶シリコン型の太陽電池１０を採用した場合、推定した対地間電位が０Ｖ未満の場合に、０Ｖ以上となるように制御し、推定した対地間電位が０Ｖを超えている場合には、対地間電位の制御を行わないこととしてもよい。また、薄膜シリコン型の太陽電池１０を採用した場合には、推定した対地間電位が０Ｖ未満の場合及び０Ｖを超えている場合に、０Ｖとなるように制御してもよい。
これにより系統電圧が変動した場合でも、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖ以上に維持し、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。なお、本例では、図１０の変換器２０Ａに制御部２４と、推定部２５と、測定部２６とを加えた構成を示したが、これに限らず、図１１の変換器２０Ｂに制御部２４と、推定部２５と、測定部２６とを加えた構成とし、測定部２６で測定した系統電圧から太陽電池１０における負極の対地間電位を推定し、この推定した対地間電位に基づいて太陽電池１０における負極の対地間電位が０Ｖ以上となるように制御してもよい。
§３ 形態例
本開示の一例に係る変換器（２０）は、
太陽電池（１０）と、当該太陽電池（１０）から出力される直流電力を交流に変換するインバータ（３１）との間に接続され、
前記太陽電池（１０）で発電された直流電力を前記インバータ側へ出力する際、前記太陽電池（１０）の負極の対地間電位を前記インバータ（３１）の負極の対地間電位よりも高くする。
上述した本発明の実施形態及び変形例はあくまでも例示に過ぎず、本発明はこれに限定されるものではない。また、上述した実施形態及び変形例において示した特徴的な構成は、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において当然にその組み合わせが可能である。
１０ ：太陽電池
２０ ：ＤＣ／ＤＣコンバータ
２０Ａ，２０Ｂ，２０Ｃ，２０Ｄ：変換器
２１ ：第一変換部
２２ ：第二変換部
２３ ：計測部
２４ ：制御部
２５ ：推定部
２６ ：測定部
３０ ：インバータユニット
３１ ：インバータ
４０ ：分電盤
１００ ：太陽光発電システム

Claims (13)

  1. 太陽電池と、当該太陽電池から出力される直流電力を交流に変換するインバータとの間に接続され、
    前記太陽電池で発電された直流電力を前記インバータ側へ出力する際、前記太陽電池の負極の対地間電位を前記インバータの負極の対地間電位よりも高くすることを特徴とする変換器。
  2. 一端が前記太陽電池の負極に接続されたリアクトルと、
    前記太陽電池の正極及び前記インバータの正極と前記リアクトルの他端との間の経路を開閉するスイッチング素子と、
    カソードが前記リアクトルの他端に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続されるダイオードと、
    を備える請求項１に記載の変換器。
  3. 一端が前記太陽電池の負極に接続されたリアクトルと、
    前記太陽電池の正極及び前記インバータの正極と前記リアクトルの他端との間の経路を開閉するスイッチング素子と、
    カソードが前記リアクトルの他端に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続されるダイオードと、
    一端が前記リアクトルの太陽電池側端部と接続され、他端が前記ダイオードのアノードと接続されたコンデンサと、
    を備える請求項１に記載の変換器。
  4. 前記太陽電池の正極の対地間電位を前記インバータの正極の対地間電位以上とする第一変換部と、
    前記太陽電池の負極の対地間電位を前記インバータの負極の対地間電位よりも高くする第二変換部と、
    を備える請求項１に記載の変換器。
  5. 前記第一変換部が、
    前記インバータの正極に一端が接続される第一リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、
    カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記太陽電池の負極に接続される第一ダイオードと、
    を備え、
    前記第二変換部が、
    前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、
    前記第一変換部の正極及び前記インバータの正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、
    カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続される第二ダイオードと、
    を備える請求項４に記載の変換器。
  6. 前記第一変換部が、
    前記インバータの正極に一端が接続される第一リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、
    カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端
    部に接続され、アノードが前記インバータの負極に接続される第一ダイオードと、
    を備え、
    前記第二変換部が、
    前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、
    カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードがインバータの負極に接続される第二ダイオードと、を備える請求項４に記載の変換器。
  7. 前記インバータを含むパワーコンディショナと別体に構成され、当該パワーコンディショナの直流側外部端子を介して前記インバータと接続され、
    前記太陽電池の正負極間の電圧と、前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正負極間へ印加する電圧とを同じとする請求項４に記載の変換器。
  8. 前記第一変換部が、
    前記パワーコンディショナの正極に一端が接続される第一リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、
    カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記太陽電池の負極に接続される第一ダイオードと、
    を備え、
    前記第二変換部が、
    前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、
    前記第一変換部の正極及び前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、
    カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される第二ダイオードと、
    を備える請求項７に記載の変換器。
  9. 前記第一変換部が、
    前記パワーコンディショナの直流側外部端子の正極に一端が接続される第一リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第一リアクトルの他端との間の経路を開閉する第一スイッチング素子と、
    カソードが前記第一リアクトルの他端及び前記第一スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される第一ダイオードと、
    を備え、
    前記第二変換部が、
    前記太陽電池の負極に一端が接続される第二リアクトルと、
    前記太陽電池の正極と前記第二リアクトルの他端との間の経路を開閉する第二スイッチング素子と、
    カソードが前記第二リアクトルの他端及び前記第二スイッチング素子のリアクトル側端部に接続され、アノードが前記パワーコンディショナの直流側外部端子の負極に接続される第二ダイオードと、
    を備える請求項７に記載の変換器。
  10. 前記太陽電池における負極の対地間電位を測定する計測部と、
    前記対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部と、
    を備える請求項５，６，８又は９に記載の変換器。
  11. 前記パワーコンディショナから、当該パワーコンディショナが接続する電力系統の系統電圧を示す情報又は前記インバータの正負極間の電圧を示す情報を取得し、当該情報から前記太陽電池における負極の対地間電位を推定する推定部と、
    前記推定部で推定した対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部と、
    を備える請求項５，６，８又は９に記載の変換器。
  12. 前記パワーコンディショナが接続する電力系統の系統電圧を測定する測定部と、
    前記測定部によって測定した系統電圧に基づいて前記太陽電池における負極の対地間電位を推定する推定部と、
    前記推定部によって推定した対地間電位に基づいて、前記太陽電池の負極の対地間電位が０以上となるように前記スイッチング素子を制御する制御部と、
    を備える請求項５，６，８又は９に記載の変換器。
  13. 前記請求項１〜１２の何れか一項に記載の変換器と、前記太陽電池と、前記インバータとを備える太陽光発電システム。
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