JP2019144953A - 太陽電池制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽電池ストリングに部分影が生じた場合であっても、太陽電池アレイのＰ−Ｖ特性に単一のピークが生じるように制御するシステムを提供する。【解決手段】本発明によれば、太陽電池ストリングを構成する複数の太陽電池モジュールに接続される複数の電圧補正ユニットと、該複数の電圧補正ユニットを集中制御する制御装置とを含み、各前記電圧補正ユニットは、ＤＣ−ＤＣコンバータと、前記太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性を取得する手段と、前記Ｉ−Ｖ特性に基づいて対応する前記太陽電池モジュールの最大電力値を算出する手段と、前記最大電力値を前記制御装置に送信する手段と、前記太陽電池モジュールの目標出力電圧を算出する目標出力電圧算出手段と、前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御して対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を前記目標出力電圧に変換する出力電圧制御手段とを含む太陽電池制御システムが提供される。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽電池制御システムに関し、より詳細には、太陽電池アレイのＰ−Ｖ特性を最適化する制御システムに関する。

太陽電池ストリングに部分影が生じると太陽電池アレイの出力に複数のピークが生じるため、山登り法によるＭＰＰＴ制御（最大電力動作点追跡制御）では、アレイがピーク値が低い方の動作点電圧で動作してしまう場合がある。

この問題につき、特許文献１は、太陽電池ストリングのＰ−Ｖ特性を定期的にスキャンし、最も電力の大きくなった動作点電圧で太陽電池を動作させる方法を開示する。この方法によれば、太陽電池アレイの出力に複数のピークが生じた場合でも、アレイを高い方のピークで動作させることが可能になるが、その場合でも、影がかかった太陽電池モジュール自体は、バイパスダイオードによってバイパスされるため、その出力を取り出せないという問題があった。

この点に関し、近年、影がかかったモジュールから出力を取り出すことを目的として、太陽電池モジュール毎にＭＰＰＴユニットを接続したシステムが実用化されている。しかしながら、このようなシステムでは、ストリング毎に最適動作点電圧がずれてしまうため、パワーコンディショナー（ＰＣＳ）側のＭＰＰＴ制御だけでは、全てのモジュールの発電能力を完全に引き出すことができず、また、太陽電池モジュール側のＭＰＰＴ制御とＰＣＳ側のＭＰＰＴ制御が干渉することが原因で動作が不安定になるという問題も指摘されている。

特許第５５０３７４５号公報

本発明は、上記従来技術における課題に鑑みてなされたものであり、太陽電池ストリングに部分影が生じた場合であっても、太陽電池アレイのＰ−Ｖ特性に単一のピークが生じるように制御するシステムを提供することを目的とする。

本発明者は、太陽電池ストリングに部分影が生じた場合であっても、太陽電池アレイのＰ−Ｖ特性に単一のピークが生じるように制御するシステムにつき鋭意検討した結果、以下の構成に想到し、本発明に至ったのである。

すなわち、本発明によれば、太陽電池ストリングを構成する複数の太陽電池モジュールのそれぞれに対して接続される複数の電圧補正ユニットと、該複数の電圧補正ユニットを集中制御する制御装置とを含む太陽電池制御システムであって、各前記電圧補正ユニットは、対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を変換するためのＤＣ−ＤＣコンバータと、対応する前記太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性を取得する手段と、取得された前記Ｉ−Ｖ特性に基づいて対応する前記太陽電池モジュールの最大電力値を算出する手段と、算出された前記最大電力値を前記制御装置に送信する手段と、対応する前記太陽電池モジュールの目標出力電圧を算出する目標出力電圧算出手段と、前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御して対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を前記目標出力電圧に変換する出力電圧制御手段と、を含み、前記制御装置は、複数の前記電圧補正ユニットから受信した前記最大電力値の合計値を前記太陽電池ストリングが接続されるパワーコンディショナーの基準入力電圧で除した商を該太陽電池ストリングの基準電流値として算出する手段と、算出された前記基準電流値を前記複数の電圧補正ユニットに対して送信する手段と、を含み、各前記目標出力電圧算出手段は、算出された前記最大電力値を前記制御装置から受信した前記基準電流値で除した商を前記目標出力電圧として算出する、太陽電池制御システムが提供される。

すなわち、本発明によれば、太陽電池ストリングを構成する複数の太陽電池モジュールの出力電圧を個別的に制御するための太陽電池制御システムであって、各前記太陽電池モジュールの出力電圧を変換するためのＤＣ−ＤＣコンバータと、各前記太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性を取得する手段と、各前記太陽電池モジュールの前記Ｉ−Ｖ特性に基づいて該太陽電池モジュールの最大電力値を算出する手段と、各前記太陽電池モジュールの目標出力電圧を算出する目標出力電圧算出手段と、各前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御して対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を前記目標出力電圧に変換する出力電圧制御手段と、を含み、各前記目標出力電圧算出手段は、前記複数の太陽電池モジュールの前記最大電力値の合計値を前記太陽電池ストリングが接続されるパワーコンディショナーの基準入力電圧で除した商を該太陽電池ストリングの基準電流値として算出し、各前記太陽電池モジュールの最大電力値を該基準電流値で除した商を前記目標出力電圧として算出する、太陽電池制御システムが提供される。

上述したように、本発明によれば、太陽電池ストリングに部分影が生じた場合であっても、太陽電池アレイのＰ−Ｖ特性に単一のピークが生じるように制御するシステムが提供される。

本実施形態の太陽光発電システムを示す図。 本実施形態の太陽電池制御システムの機能構成を示す図。 本実施形態の太陽電池制御システムが実行する処理を説明するための概念図。 本実施形態の太陽電池制御システムが実行する処理のフローチャート。 本実施形態の太陽電池制御システムの運用例を示す図。 本実施形態の太陽電池制御システムのシミュレーションに用いたモデルを示す図。 シミュレーション結果（Ｐ−Ｖ特性）を示す図。

以下、本発明を図面に示した実施の形態をもって説明するが、本発明は、図面に示した実施の形態に限定されるものではない。なお、以下に参照する各図においては、共通する要素について同じ符号を用い、適宜、その説明を省略するものとする。

図１は、本発明の実施形態である太陽光発電システム１０００を示す。図１に示すように、太陽光発電システム１０００は、ｎ個の太陽電池モジュール５０が直列に接続されてなる太陽電池ストリング５００がｍ個並行に接続されてなる太陽電池アレイ５５０と、パワーコンディショナー（ＰＣＳ）６００とを含んで構成されており、太陽電池ストリング５００毎にブロッキングダイオード６０が設けられている。ＰＣＳ６００は、太陽電池アレイ５５０から入力される直流電力を交流電力に変換するインバーター装置であり、太陽電池アレイ５５０の最大電力動作点を山登り法によって追跡するＭＰＰＴ機能を搭載している。

ここで、本実施形態では、各太陽電池ストリング５００に対して、本実施形態の太陽電池制御システム３００が設けられている。各太陽電池制御システム３００は、対応する太陽電池ストリング５００を構成するｎ個の太陽電池モジュール５０の出力電圧を個別的に制御するためのシステムであって、ｎ個の太陽電池モジュール５０と対をなすｎ個の電圧補正ユニット１００と、ｎ個の電圧補正ユニット１００を集中制御するための制御装置２００とを含んで構成されている。なお、以下では、太陽電池ストリング５００および太陽電池モジュール５０を、それぞれ、ＰＶストリング５００およびＰＶモジュール５０という場合がある。

電圧補正ユニット１００は、対応するＰＶモジュール５０が発電する直流電力の電圧を補正するための装置であり、１台のＰＶモジュール５０に対して１台の電圧補正ユニット１００が接続され、電圧補正ユニット１００の出力側が直列に接続されている。

図２は、本実施形態の太陽電池制御システム３００の機能構成を示す。

電圧補正ユニット１００は、自身に接続されたＰＶモジュール５０の出力電圧を測定する電圧計３２と、ＰＶモジュール５０の出力電流を検出する電流計３３と、昇降圧型のＤＣ−ＤＣコンバータ４０と、マイコン１０とを含んで構成されており、ＤＣ−ＤＣコンバータ４０は、スイッチ素子４２、スイッチ素子４３、インダクタ４４、ダイオード４５、ダイオード４６および平滑コンデンサ４７、平滑コンデンサ４８を含んで構成されている。

マイコン１０は、電圧計３２および電流計３３から入力される電圧値および電流値に基づいて所定の演算を実行し、その演算結果に基づいてスイッチ素子４２またはスイッチ素子４３のオン・オフをＰＷＭ制御することによって、ＰＶモジュール５０の出力電圧を補正するための装置であり、Ｉ−Ｖ特性取得部１２と、最大電力値算出部１３と、最大電力値送信部１４と、目標出力電圧算出部１５と、昇降圧比算出部１６と、出力電圧制御部１７とを含んで構成されている。

Ｉ−Ｖ特性取得部１２は、電圧計３２および電流計３３から入力される検出値に基づいて、対応するＰＶモジュール５０のＩ−Ｖ特性を取得する手段である。

最大電力値算出部１３は、Ｉ−Ｖ特性取得部１２が取得したＩ−Ｖ特性に基づいて対応するＰＶモジュール５０の最大電力値を算出するとともに、当該最大電力値に対応する最適動作電圧を取得する手段である。

最大電力値送信部１４は、最大電力値算出部１３が算出した最大電力値を制御装置２００に送信する手段である。

目標出力電圧算出部１５は、対応するＰＶモジュール５０の目標出力電圧を算出する手段である。

昇降圧比算出部１６は、目標出力電圧算出部１５が算出した目標出力電圧に基づいてＤＣ−ＤＣコンバータ４０の昇降圧比を算出する手段である。

出力電圧制御部１７は、ＤＣ−ＤＣコンバータ４０を制御して、対応するＰＶモジュール５０の出力電圧を目標出力電圧に変換する手段である。

なお、上述した各手段は、ハードウェアまたはソフトウェアまたはそれらの組み合わせによって実現することができ、上述した手段の一部または全部をソフトウェアによって実現する場合は、マイコン１０に搭載されるＣＰＵが、所定のプログラムを実行することにより、上述した各手段として機能する。

一方、制御装置２００は、ＰＶストリング５００を構成するｎ個の電圧補正ユニット１００と相互に通信可能に構成されており、電圧補正命令部２２と、基準電流値算出部２３と、基準電流値送信部２４とを含んで構成されている。

電圧補正命令部２２は、予め設定された制御周期に基づいて、ＰＶストリング５００を構成するｎ個の電圧補正ユニット１００に対して定期的に電圧補正命令を送信する手段である。

基準電流値算出部２３は、ｎ個の電圧補正ユニット１００から受信した各ＰＶモジュール５０の最大電力値に基づいてＰＶストリング５００の基準電流値を算出する手段である。

基準電流値送信部２４は、基準電流値算出部２３が算出したＰＶストリング５００の基準電流値を当該ストリングを構成するｎ個の電圧補正ユニット１００に対して送信する手段である。

なお、上述した各手段は、ハードウェアまたはソフトウェアまたはそれらの組み合わせによって実現することができ、上述した手段の一部または全部をソフトウェアによって実現する場合は、制御装置２００に搭載されるコンピュータが、所定のプログラムを実行することにより、上述した各手段として機能する。

以上、本実施形態の電圧補正ユニット１００および制御装置２００の機能構成について説明してきたが、続いて、本実施形態の太陽電池制御システム３００が実行する処理について説明する。なお、以下の説明においては、適宜、図３に示す概念図を参照するものとする。

図４（ａ）は、制御装置２００が実行する処理のフローチャートを示し、図４（ｂ）は、マイコン１０が実行する処理のフローチャートを示す。以下、図４（ａ）および図４（ｂ）を交互に参照しながら説明を行う。

制御装置２００は、予め設定された制御周期の到来を監視し（ステップ１０１、Ｎｏ）、制御周期が到来すると（ステップ１０１、Ｙｅｓ）、電圧補正命令部２２が、ＰＶストリング５００を構成する全ての電圧補正ユニット１００に対して電圧補正命令を送信する（ステップ１０２）。

一方、マイコン１０は、制御装置２００からの電圧補正命令の受信を監視し（ステップ２０１、Ｎｏ）、電圧補正命令を受信すると（ステップ２０１、Ｙｅｓ）、Ｉ−Ｖ特性取得部１２が、ＰＶモジュール５０をスキャンして、ＰＶモジュール５０のＩ−Ｖ特性を取得する。

具体的には、Ｉ−Ｖ特性取得部１２は、スイッチ素子４２をオフ状態に制御してＰＶモジュール５０を開放状態（Ｖ_ＯＣ）にした後に、スイッチ素子４２とスイッチ素子４３をオン状態に制御する。これにより、インダクタ４４の作用で太陽電池電流がゼロから短絡電流まで自動的に変化するので、それを利用してＩ−Ｖ特性（電流電圧曲線）を取得する。なお、別法として、通常のＰＷＭ動作時に開放〜短絡の入力電圧指令値を与えることによってスキャンを実施してもよい。

これを受けて、最大電力値算出部１３は、取得されたＩ−Ｖ特性に基づいてＰＶモジュール５０の最大電力値Ｐ_ｍａｘを算出するとともに、最大電力値Ｐ_ｍａｘを与える最適動作電圧Ｖ_ＯＰを取得する（ステップ２０３）。

これを受けて、最大電力値送信部１４は、算出された最大電力値Ｐ_ｍａｘを制御装置２００に送信する（ステップ２０４）。

一方、制御装置２００は、全ての電圧補正ユニット１００に対して電圧補正命令を送信した後に、各電圧補正ユニット１００から送信される最大電力値Ｐ_ｍａｘを待機する（ステップ１０３、Ｎｏ）。そして、全ての電圧補正ユニット１００から最大電力値Ｐ_ｍａｘを受信すると（ステップ１０３、Ｙｅｓ）、基準電流値算出部２３が、ＰＶストリング５００の基準電流値Ｉ_Ｓを算出する（ステップ１０４）。具体的には、基準電流値算出部２３は、全ての電圧補正ユニット１００から受信した最大電力値Ｐ_ｍａｘを合計し、その合計値をＰＶストリング５００が接続されるＰＣＳ６００の基準入力電圧Ｖ_ＰＣＳ０で除した商を基準電流値Ｉ_Ｓとして算出する。下記式（１）は、基準電流値Ｉ_Ｓの算出式を示す。

なお、上記式（１）における基準入力電圧Ｖ_ＰＣＳ０は、ＰＶストリング５００が接続されるＰＣＳ６００が動作可能な入力電圧の範囲内で任意の値を予め設定しておく。

基準電流値Ｉ_Ｓが算出されたことを受けて、基準電流値送信部２４が、全ての電圧補正ユニット１００に対して、算出された基準電流値Ｉ_Ｓを送信する（ステップ１０５）。その後、処理はステップ１０１に戻り、以降、上述した一連の処理を繰り返す。

一方、電圧補正ユニット１００は、制御装置２００に最大電力値Ｐ_ｍａｘを送信した後に、制御装置２００から送信される基準電流値Ｉ_Ｓを待機する（ステップ２０５、Ｎｏ）。そして、制御装置２００から基準電流値Ｉ_Ｓを受信すると（ステップ２０５、Ｙｅｓ）、目標出力電圧算出部１５が、電圧補正ユニット１００の目標とする出力電圧である目標出力電圧Ｖ_ａｉｍを算出する（ステップ２０６）。具体的には、目標出力電圧算出部１５は、先のステップ２０３で算出した最大電力値Ｐ_ｍａｘを制御装置２００から受信した基準電流値Ｉ_Ｓで除した商を目標出力電圧Ｖ_ａｉｍとして算出する。下記式（２）は、目標出力電圧Ｖ_ａｉｍの算出式を示す。

これを受けて、昇降圧比算出部１６は、ＰＶモジュール５０の出力電圧Ｖ_ＰＶを目標出力電圧Ｖ_ａｉｍに補正するために必要な昇降圧比ａを算出する。具体的には、昇降圧比算出部１６は、先のステップ２０６で算出した目標出力電圧Ｖ_ａｉｍを先のステップ２０３で取得した最適動作電圧Ｖ_ＯＰで除した商を昇降圧比ａとして算出する。下記式（３）は、目標出力電圧Ｖ_ａｉｍの算出式を示す。

これを受けて、出力電圧制御部１７は、算出された昇降圧比ａに基づいてＤＣ−ＤＣコンバータ４０を動作させ、ＰＶモジュール５０の出力電圧Ｖ_ＰＶを目標出力電圧Ｖ_ａｉｍに変換する。具体的には、昇降圧比ａに対応するデューティー比（通流率）を決定し、決定したデューティー比のＰＷＭ信号でＤＣ−ＤＣコンバータ４０のスイッチ素子４３のオン・オフ制御（ＰＷＭ制御）を行う。この他、出力電圧制御部１７は、ＤＣ−ＤＣコンバータ４０の出力電圧の計測値が目標出力電圧Ｖ_ａｉｍに漸近するように、ＰＷＭ信号のデューティー比をフィードバック制御するようにしてもよい。

その後、処理はステップ２０１に戻り、以降、上述した一連の処理を繰り返す。

以上、本実施形態の太陽電池制御システム３００が実行する処理について説明してきたが、続いて、上述した制御処理によってもたらされる効果について説明する。

本実施形態においては、ＰＶストリング５００を構成するｎ個のＰＶモジュール５０の最大電力値Ｐ_ｍａｘｋ（k=1,2,…n）と、ＰＶストリング５００の基準電流値Ｉ_Ｓと、ｎ個のＰＶモジュール５０の補正後の出力電圧Ｖ_ｋ（k=1,2,…n）の関係は、下記式（４）で表され、ＰＣＳ６００の基準入力電圧Ｖ_ＰＣＳ０と、ｎ個のＰＶモジュール５０の補正後の出力電圧Ｖ_ｋ（k=1,2,…n）の関係は、下記式（５）で表される。

つまり、本実施形態によれば、ＰＶストリング５００の端子電圧がＰＣＳ６００の基準入力電圧Ｖ_ＰＣＳ０に制御されているときに、ＰＶストリング５００を構成するｎ個のＰＶモジュール５０の全てが各自の最大電力を出力するようになる。

さらに、ｍ個のＰＶストリング５００が並行に接続されてなる太陽電池アレイ５５０においては、アレイの端子電圧がＰＣＳ６００の基準入力電圧Ｖ_ＰＣＳ０に制御されているときに、ｍ個のＰＶストリング５００の全てが各自の最大電力を出力するようになる。

つまり、本実施形態によれば、影がかかるなどして太陽電池アレイ５５０の日射強度に不均一が生じた場合であっても、太陽電池アレイ５５０のＰ−Ｖ特性（電力電圧特性）が常に単一のピークを持つようになり、そのピーク値は、常にｍ個のＰＶストリング５００の最大電力の総和に等しくなる。したがって、ＰＶストリング毎に太陽電池制御システム３００が設けられた太陽電池アレイ５５０においては、ＰＣＳ６００側のＭＰＰＴ制御（山登り法による最大電力点追跡）だけで、アレイを構成する全てのＰＶモジュール５０の発電能力が最大限に引き出される結果となる。

なお、本実施形態の太陽電池制御システム３００が設けられたＰＶストリング５００は、既存の太陽電池アレイの一部として組み込むことができる。

例えば、太陽電池アレイを設置する場所の条件によって、一部のストリングに影がかかることが予め分かっている場合がある。この点、従来型の太陽電池アレイでは、Ｐ−Ｖ特性に複数のピークが生じてしまうため、アレイの電力利用率が低下するという問題がある。

この問題の対策として、図５（ａ）に示すような形で、影がかかることが予め分かっている場所に本実施形態のＰＶストリング５００を設置する運用が考えられる。この場合、ＰＣＳの基準入力電圧を影がかからない場所に設置された他のストリングの最適動作電圧付近に設定すれば、アレイ全体の電力利用率の大幅な向上が期待できる。

また、モジュール毎にＭＰＰＴユニットを接続した太陽電池アレイでは、全てのストリングにＭＰＰＴユニットを接続してしまうと、アレイのＰ−Ｖ特性がフラットになってＰＣＳが迷走するので、そうさせないために、ＭＰＰＴユニットを接続しない基準ストリングを少なくとも一つ接続する必要があるが、この基準ストリングに影がかかった場合に、出力低下が避けられないという問題がある。

この問題の対策として、図５（ｂ）に示すような形で、本実施形態のＰＶストリング５００を基準ストリングとして導入する運用が考えられる。この場合、ＰＶストリング５００は、ＰＣＳの基準入力電圧で単一のピークを生じるので、基準ストリングとして機能するだけでなく、影がかかった場合においても最大電力を引き出すことができるので、基準ストリングの導入によってアレイ全体の電力利用率が低下しないという利点がある。

以上、本発明について実施形態をもって説明してきたが、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の設計変更が可能である。

例えば、上述した実施形態では、制御装置２００が各電圧補正ユニット１００から受信した最大電力値Ｐ_ｍａｘに基づいて基準電流値Ｉ_Ｓを算出し、これを各電圧補正ユニット１００に返す形態について説明したが、別の実施形態では、制御装置２００が各電圧補正ユニット１００に対して、他の電圧補正ユニット１００から受信した最大電力値Ｐ_ｍａｘを返すようにし、各電圧補正ユニット１００側で基準電流値Ｉ_Ｓを算出するようにしてもよい。

例えば、上述した実施形態では、制御装置２００が各電圧補正ユニット１００から受信した最大電力値Ｐ_ｍａｘに基づいて基準電流値Ｉ_Ｓを算出し、これを各電圧補正ユニット１００に返す形態について説明したが、別の実施形態では、制御装置２００が各電圧補正ユニット１００に対して、他の電圧補正ユニット１００から受信した最大電力値Ｐ_ｍａｘを返すようにし、各電圧補正ユニット１００側で基準電流値Ｉ_Ｓを算出するようにしてもよい。

また、上述した実施形態では、制御装置２００が各電圧補正ユニット１００を集中制御する形態について説明したが、別の実施形態では、各電圧補正ユニット１００が他の電圧補正ユニット１００に対して最大電力値Ｐ_ｍａｘを直接送るようにし、各電圧補正ユニット１００側で基準電流値Ｉ_Ｓを算出するようにしてもよい。この場合、各電圧補正ユニット１００が適切な方法で同期を取ることができれば、制御装置２００は不要となる。

その他、当業者が推考しうる実施態様の範囲内において、本発明の作用・効果を奏する限り、本発明の範囲に含まれるものである。

以下、本発明の太陽電池ストリングについて、実施例を用いてより具体的に説明を行なうが、本発明は、後述する実施例に限定されるものではない。

本発明の効果を検証すべくシミュレーションを行った。図６（ａ）は、本シミュレーションに用いた従来型の太陽電池アレイ（モジュール毎にバイパスダイオードが設けられたアレイ。以下、比較例アレイという）のモデルを示す。一方、図６（ｂ）は、本シミュレーションに用いた本発明の太陽電池アレイ（以下、実施例アレイという）のモデルを示す。

比較例アレイおよび実施例アレイは、いずれも、２つの太陽電池モジュールからなる２つのストリングを並列接続したモデルであり、各アレイを構成する太陽電池モジュールの仕様は下記表１に示す通りである。

本シミュレーションでは、各アレイにおいて、第１のストリングを構成するモジュール（ＰＶ２）の日射強度が７０％低下した状態を想定し、第２のストリングを構成するモジュール（ＰＶ４）の日射強度が５０％低下した状態を想定した。具体的には、ＰＶ２の発電能力（Ｐ_ＰＶ２）を１１．０[Ｗ]、最適動作電圧（Ｖ_ＯＰ２）を１４．６[Ｖ]と設定し、ＰＶ４の発電能力（Ｐ_ＰＶ４）を２３．９[Ｗ]、最適動作電圧（Ｖ_ＯＰ４）を１５．４[Ｖ]と設定した上で、ＰＣＳの基準入力電圧を３２．６[Ｖ]（Ｖ_ＯＰ１×２）として、各アレイのＰ―Ｖ特性をシミュレーションした。

図７(ａ)は、比較例アレイのシミュレーション結果を示す。図７(ａ)に示すように、比較例アレイのＰ―Ｖ特性には、設定２つのピーク（１０３．５[Ｗ]、８２.６[Ｗ]）が生じた。

一方、図７(ｂ)は、実施例アレイのシミュレーション結果を示す。図７(ｂ)に示すように、実施例アレイのＰ―Ｖ特性には、設定した基準入力電圧（３２．６[Ｖ]）に対応する１つのピークが生じており、この最大電力（１３８[Ｗ]）は、４つのモジュール（ＰＶ１〜ＰＶ４）の発電能力の総和に等しくなった。

１０…マイコン
１２…Ｉ−Ｖ特性取得部
１３…最大電力値算出部
１４…最大電力値送信部
１５…目標出力電圧算出部
１６…昇降圧比算出部
１７…出力電圧制御部
２２…電圧補正命令部
２３…基準電流値算出部
２４…基準電流値送信部
３２…電圧計
３３…電流計
４０…ＤＣ−ＤＣコンバータ
４２，４３…スイッチ素子
４４…インダクタ
４５，４６…ダイオード
４７，４８…平滑コンデンサ
５０…太陽電池モジュール
６０…ブロッキングダイオード
１００…電圧補正ユニット
２００…制御装置
３００…太陽電池制御システム
５００…太陽電池ストリング
５５０…太陽電池アレイ
１０００…太陽光発電システム

Claims (5)

1. 太陽電池ストリングを構成する複数の太陽電池モジュールのそれぞれに対して接続される複数の電圧補正ユニットと、該複数の電圧補正ユニットを集中制御する制御装置とを含む太陽電池制御システムであって、
   各前記電圧補正ユニットは、
   対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を変換するためのＤＣ−ＤＣコンバータと、
   対応する前記太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性を取得する手段と、
   取得された前記Ｉ−Ｖ特性に基づいて対応する前記太陽電池モジュールの最大電力値を算出する手段と、
   算出された前記最大電力値を前記制御装置に送信する手段と、
   対応する前記太陽電池モジュールの目標出力電圧を算出する目標出力電圧算出手段と、
   前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御して対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を前記目標出力電圧に変換する出力電圧制御手段と、
   を含み、
   前記制御装置は、
   複数の前記電圧補正ユニットから受信した前記最大電力値の合計値を前記太陽電池ストリングが接続されるパワーコンディショナーの基準入力電圧で除した商を該太陽電池ストリングの基準電流値として算出する手段と、
   算出された前記基準電流値を前記複数の電圧補正ユニットに対して送信する手段とを含み、
   各前記目標出力電圧算出手段は、
   算出された前記最大電力値を前記制御装置から受信した前記基準電流値で除した商を前記目標出力電圧として算出する、
   太陽電池制御システム。
2. 太陽電池ストリングを構成する複数の太陽電池モジュールの出力電圧を個別的に制御するための太陽電池制御システムであって、
   各前記太陽電池モジュールの出力電圧を変換するためのＤＣ−ＤＣコンバータと、
   各前記太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性を取得する手段と、
   各前記太陽電池モジュールの前記Ｉ−Ｖ特性に基づいて該太陽電池モジュールの最大電力値を算出する手段と、
   各前記太陽電池モジュールの目標出力電圧を算出する目標出力電圧算出手段と、
   各前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御して対応する前記太陽電池モジュールの出力電圧を前記目標出力電圧に変換する出力電圧制御手段とを含み、
   各前記目標出力電圧算出手段は、
   前記複数の太陽電池モジュールの前記最大電力値の合計値を前記太陽電池ストリングが接続されるパワーコンディショナーの基準入力電圧で除した商を該太陽電池ストリングの基準電流値として算出し、各前記太陽電池モジュールの最大電力値を該基準電流値で除した商を前記目標出力電圧として算出する、
   太陽電池制御システム。
3. 各前記電圧補正ユニットは、
   前記目標出力電圧を前記最大電力値に対応する最適動作電圧で除した商を昇降圧比として算出する手段を含み、
   前記出力電圧制御手段は、
   算出された前記昇降圧比で前記ＤＣ−ＤＣコンバータを動作させる、
   請求項１または２に記載の太陽電池制御システム。
4. 請求項１〜３のいずれか一項に記載の太陽電池制御システムが設けられた太陽電池ストリング。
5. 請求項４に記載の太陽電池ストリングが複数並列に接続されてなる太陽電池アレイ。