JP5432843B2 - 太陽光発電装置の制御方法 - Google Patents

Description

この発明は、太陽光発電装置の制御方法、特に、太陽光発電パネルが搭載される可動架台の架台傾斜角を制御する方法に関する。

太陽光発電装置では、太陽光発電パネルを可動架台に搭載し、パネル面が太陽方向を向くように、太陽追尾制御を行うことにより、快晴時の発電量を増加させることができる。これまでの可動架台の架台傾斜角、すなわちパネル面の方向の制御は、架台制御装置が、緯度及び経度の情報とともに、正確な時刻を取り込んだ後、太陽方位と太陽高度を計算して、行われている（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１０−０１０５４３号公報

しかしながら、上述の従来の太陽追尾制御では、快晴時は発電量を増加させることができるが、曇天時には、発電量が減少する場合がある。これは、曇天時に、太陽追尾制御を行うと、パネル面に入射する散乱日射量成分が減少し、結果としてパネル面に対する傾斜面日射量が減少することによる。

これまでの研究により、快晴時の散乱日射量と、曇天時の散乱日射量とは、ほぼ等しいことが分かっている。従って、快晴時にはパネル面に対する直達日射量が大きくなり、曇天時にはパネル面に対する散乱日射量が大きくなるように、パネル面の方向、すなわち、架台傾斜角を直達日射成分と散乱日射成分の和が最大となるように制御することにより、発電量が増加することが期待される。

この発明は、上述の問題点に鑑みてなされたものであり、この発明の目的は、パネル面に対する散乱日射量と直達日射量の和である傾斜面日射量を最大にする、太陽光発電装置の制御方法、特に、太陽光発電パネルが搭載される可動架台の架台傾斜角を制御する方法を提供することにある。

上述した目的を達成するために、この発明の、太陽光発電パネル、太陽光発電パネルが搭載される可動架台及び架台制御装置を備えて構成される太陽光発電装置の制御方法は、架台制御装置が行う、以下の過程を備えて構成される。

先ず、太陽光発電装置が設置された場所の緯度及び経度と日時とから、太陽方位及び太陽高度を算出する。次に、日時、大気の透過率及び太陽高度から、快晴時直達日射量及び快晴時散乱日射量を算出する。次に、太陽方位、太陽高度、太陽光発電パネルの設備容量、可動架台の架台傾斜角、快晴時直達日射量及び快晴時散乱日射量から、快晴時直達発電量及び快晴時散乱発電量を算出する。次に、太陽光発電パネルでの発電出力量及び快晴時散乱発電量から、現状における直達光による発電出力量である直達発電出力量、及び、散乱光による発電出力量である散乱発電出力量を取得する。次に、直達発電出力量及び快晴時直達発電量から直達日射率を算出する。また、散乱発電出力量及び快晴時散乱発電量から散乱日射率を算出する。次に、太陽方位、太陽高度、快晴時直達日射量、快晴時散乱日射量、直達日射率及び散乱日射率から予測日射量が最大となる最大発電傾斜角を取得する。架台傾斜角を最大発電傾斜角に設定する架台制御信号を生成して可動架台に送る。

この発明の太陽光発電装置の制御方法によれば、快晴時直達日射量、快晴時散乱日射量、及び、直達日射率と、太陽方位及び太陽高度とから算出されるパネル面に対する傾斜面日射量が最大となるように、架台傾斜角を設定する。この結果、太陽追尾制御に比べて、特に、曇天時の発電出力量を増加させ、全体として発電出力量を増加させることができる。

太陽光発電装置の模式図である。 太陽光発電装置の制御方法の処理フロー図である。 日射量の特性図である。 シミュレーション結果を示す図である。

以下、図を参照して、この発明の実施の形態について説明するが、各構成要素の形状、大きさ及び配置関係については、この発明が理解できる程度に概略的に示したものに過ぎない。また、以下、この発明の好適な構成例につき説明するが、数値的条件などは、単なる好適例にすぎない。従って、この発明は以下の実施の形態に限定されるものではなく、この発明の構成の範囲を逸脱せずにこの発明の効果を達成できる多くの変更又は変形を行うことができる。

図１を参照して、この発明の太陽光発電装置の制御方法に用いて好適な太陽光発電装置について説明する。

太陽光発電装置１０は、太陽光発電パネル２０、電力変換装置２６、可動架台３０及び架台制御装置４０を備えて構成される。

太陽光発電パネル２０は、太陽光を受けて発電する機能を有する、任意好適な従来周知の構成にすることができる。太陽光発電パネル２０は、可動架台３０上に搭載される。可動架台３０の傾斜角（架台傾斜角）θに応じて、太陽光発電パネル２０のパネル面２０ａの方向が変わる。また、太陽光発電パネル２０が、パネル面２０ａの方向を示す角度情報２１を架台制御装置４０に送る機能を有する構成にしても良い。

電力変換装置２６は、太陽光発電パネル２０で発電された直流電力２３を、交流電力２７に変換して出力する機能と、太陽光発電パネル２０が発電している発電量の情報（発電出力量）を発電出力信号２９として架台制御装置４０に送る機能とを有する、任意好適な従来周知の構成にすることができる。なお、電力変換装置２６から信号を得られない場合は、太陽光発電パネル２０の出力である電流値を、ホールＣＴなどで取り込む構成にしても良い。

また、太陽光発電装置１０が日射計を備える構成としてもよい。この場合、太陽光発電パネル２０の出力に換えて、日射計の出力を、架台制御装置４０に送る構成にすることができる。

可動架台３０は、架台制御装置４０からの架台制御信号４１を受けて、架台傾斜角θを変更する機能を有する、任意好適な従来周知の構成にすることができる。可動架台３０として、１軸可動及び２軸可動のものが知られているが、この発明では、可動架台自体の構造については、特に限定せず、どちらを用いても良い。以下の説明では、可動架台３０が１軸可動であるものとして説明する。この場合、可動架台３０上に搭載される太陽光発電パネル２０の水平面に対する傾斜角である架台傾斜角θは、１つの角度で与えられる。なお、可動架台が２軸可動の場合は、架台傾斜角は２つの角度からなる組で与えられる。

架台制御装置４０は、例えば、従来周知のコンピュータで構成される。ＲＡＭその他の記憶部４２に格納されているプログラムが実行されると、架台制御部４４として、架台制御装置４０が備える各機能手段が実現される。また、プログラムの実行の際に用いられる各種パラメータ及び計算式は、記憶部４２に読出し及び更新自在に格納される。なお、記憶部４２としては、ハードディスク、ＲＡＭその他好適な記憶装置を１又は複数選択して用いることができる。各機能手段は、特に説明する場合を除いて、各種パラメータを記憶部４２から読出して所定の処理を行い、処理の結果を記憶部４２に読出し及び更新自在に格納する。

各機能手段及び各パラメータの詳細については、後述する。また、図１では、太陽光発電装置が設置される位置及び日時の情報を取得するためのＧＰＳ（Ｇｌｏｂａｌ Ｐｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）４６が、架台制御装置４０内に設けられている状態を示しているが、ＧＰＳ４６は、太陽光発電パネル２０又は可動架台３０に設けられる構成としても良い。また、太陽光発電装置１０がＧＰＳ４６を備えない構成にすることもできる。

図２を参照して、太陽光発電装置の制御方法について説明する。図２（Ａ）及び（Ｂ）は、太陽光発電装置の制御方法を説明するための処理フロー図である。図２（Ａ）は、通常時の処理フロー図であり、図２（Ｂ）は、特に積雪が予想される時期における処理フロー図である。

ステップ（以下、ステップをＳで表す）１０において、架台制御部４４の太陽位置算出手段が、太陽光発電装置１０が設置された場所の緯度φ及び経度Ｌと、日時ｔとから、太陽方位Ａ及び太陽高度ｈを算出する。なお、以下の説明において、太陽方位Ａ及び太陽高度ｈを太陽位置と総称することもある。

太陽位置算出手段は、緯度φ、経度Ｌ及び日時ｔをＧＰＳ４６から取得する。また、太陽光発電装置１０がＧＰＳ４６を備えない場合は、緯度φ及び経度Ｌを、架台制御装置４０が備える記憶部４２に予め格納しておいて、太陽位置算出手段が、適宜読み出す構成にしても良い。日時ｔについては、太陽光発電装置１０が別途計時手段を備える構成として、太陽位置算出手段が、日時をこの計時手段から取得する構成にすることができる。太陽位置の算出は、任意好適な従来周知の方法を用いて行うことができる。

次に、Ｓ２０において、日射量算出手段が、日時ｔ、大気の透過率Ｐ及び太陽高度ｈから、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄ及び快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓを算出する。

ここで、直達日射は、太陽を起源とする放射のうち、太陽面から直接受けるものをいう。また、散乱日射は、太陽を起源とする放射のうち、大気や雲などで散乱又は反射され、太陽面以外から受けるものをいう。また、散乱日射のうち、太陽方向から受けるものを準直達日射ということもある。

ここでは、快晴時に、水平面に入射する日射量の、直達成分及び散乱成分を、それぞれ、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄ及び快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓと称する。

日射量算出手段は、先ず、日時ｔから、春分点を起点とする公転軌道上の角度ω［ｒａｄ］を算出する。次に、日射量算出手段は、地球が大気圏外で受ける日射量である太陽定数Ｉ_０を、以下の式（１）で計算する。

Ｉ_０＝１．１６２９（１．１６４−３９ｓｉｎ（ω）＋９ｃｏｓ（ω））×１０^−３ （１）
次に、日射量算出手段は太陽高度ｈおよび大気の透過率Ｐを用いて、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄを、以下の式（２）で計算する。

Ｉ_Ｄ＝Ｉ_０Ｐ^{１／ｓｉｎ（ｈ）} （２）
また、快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓは、以下の式（３）で計算される。

Ｉ_Ｓ＝Ｉ_０ｓｉｎ（ｈ）×（１−Ｐ^{１／ｓｉｎ（ｈ）}）／２（１−１．４ｌｎ（Ｐ）） （３）
ここで、大気の透過率Ｐとしては、太陽光発電装置１０が設置される地域の、年平均値を用いる。この大気の透過率Ｐは、架台制御装置４０が備える記憶部４２に予め格納されている。なお、大気の透過率Ｐとして、月平均値を用いて、月ごとにその値を変える構成にしても良い。

また、日射量の計算式は、上述の（２）式及び（３）式に限定されず、任意好適なものを用いることができる。例えば、太陽光発電装置１０が日射計を備えている場合は、快晴時直達日射量（準直達成分を含む）Ｉ_Ｄ及び快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓの計算には、従来周知のＰｅｒｅｚモデルを用いることができる。

次に、Ｓ３０において、快晴時発電量算出手段が、太陽位置、太陽光発電パネルの設備容量、架台傾斜角θ、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄ及び快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓから、快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤ及び快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳを算出する。

この過程では、先ず、快晴時発電量算出手段が、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄ、快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓ、架台傾斜角θ及び太陽位置から、太陽光発電パネル２０のパネル面２０ａに入射するパネル面日射量Ｈの、直達成分及び散乱成分をそれぞれ算出する。発電量算出手段は、パネル面２０ａに対するパネル面日射量Ｈの直達成分及び散乱成分と、パネル面日射量Ｈに対する発電量の情報を示す設備容量とを用いて、太陽光発電パネル２０での発電量を算出する。この太陽光発電パネル２０での発電量のうち、直達成分に起因するものを快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤと称し、また、散乱成分に起因するものを快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳと称する。

ここで、架台傾斜角θとして、太陽光発電パネルから受け取るパネル面２０ａの方向を示す角度情報２１を適宜記憶部４２に格納して、この角度情報から架台傾斜角θを取得する構成にしても良い。あるいは、架台制御装置４０が生成する架台制御信号４１に含まれる情報を用いても良い。

次に、Ｓ４０において、発電出力量算出手段が、現状における太陽光発電パネル２０での発電出力量Ｑ_ｏと、快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳから、直達光による発電出力量である直達発電出力量Ｑ_ｏＤｖ及び散乱光による発電出力量である散乱発電出力量Ｑ_ｏＳを算出する。

ここで、架台制御装置４０は、常時あるいは周期的に、電力変換装置２６から、太陽光発電パネル２０で発電されている電力量の情報、すなわち、発電出力量Ｑ_ｏを含む発電出力信号２９を受け取っている。この発電出力量Ｑ_ｏは、記憶部４２に格納される。

発電出力量算出手段は、以下の（４）式及び（５）式を用いて、直達発電出力量Ｑ_ｏＤ及び散乱発電出力量Ｑ_ｏＳを算出する。

Ｑ_ｏＤ＝（Ｑ_ｏ−Ｑ_ｃＳ）×α （４）
Ｑ_ｏＳ＝Ｑ_ｃＳ＋（Ｑ_ｏ−Ｑ_ｃＳ）×（１−α） （５）
ここで、αは所定の定数であり、０．８〜０．９の範囲内の値として設定される。例えば、快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳと、曇天時の発電出力量Ｑ_ｏとを比較して、これらが一致するように定数αを設定すれば良い。

次に、Ｓ５０において、日射率算出手段は、直達発電出力量Ｑ_ｏＤ及び快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤから直達日射率γ_Ｄ（＝Ｑ_ｏＤ／Ｑ_ｃＤ）を取得する。また、日射率算出手段は、散乱発電出力量Ｑ_ｏＳ及び快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳから散乱日射率γ_Ｓ（＝Ｑ_ｏＳ／Ｑ_ｃＳ）を取得する。

この過程では、直達日射率γ_Ｄは、快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤに対する直達発電出力量Ｑ_ｏＤの割合として与えられ、散乱日射率γ_Ｓは、快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳに対する散乱発電出力量Ｑ_ｏｓの割合として与えられる。なお、この直達日射率γ_Ｄ及び散乱日射率γ_Ｓの取得にあたり、短期的な発電出力量Ｑ_ｏの変動の影響を抑えるために、発電出力量Ｑ_ｏの値として、所定の時間の平均値を用いるのが良い。

なお、この場合、発電出力量Ｑ_ｏの平均値に対応する太陽位置と、架台傾斜角θの制御を行う時点での太陽位置とが異なってしまう。従って、この影響を抑制するために、直達日射率γ_Ｄ及び散乱日射率γ_Ｓの取得の際には、快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤ及び快晴時散乱発電量Ｑ_ｃＳとして、発電出力量Ｑ_ｏの平均値に対応する太陽位置での算出結果を用いるのがよい。

次に、Ｓ６０において、太陽方位Ａ及び太陽高度ｈから太陽追尾傾斜角θ_ｓを取得する。太陽追尾傾斜角θ_ｓは、太陽方位Ａ及び太陽高度ｈから算出される角度である。架台傾斜角θが太陽追尾傾斜角θ_ｓに設定されると、快晴時直達発電量Ｑ_ｃＤが最大となる。

なお、太陽光発電パネル及び可動架台が複数設けられているときは、隣接する太陽光発電パネル及び可動架台による日陰を考慮して、算出される。

次に、Ｓ７０において、最大発電傾斜角取得手段が、発電出力量Ｑ_ｏを最大にする架台傾斜角θである最大発電傾斜角θ_ＯＭＡＸを予測する。

この過程では、先ず、最大発電傾斜角取得手段が、架台傾斜角θを、Ｓ６０において取得された太陽追尾傾斜角θ_ｓに設定する。この設定された架台傾斜角θは、日射量予測手段に送られる。

日射量予測手段は、最大発電傾斜角取得手段から受け取った、架台傾斜角θに対する予測日射量Ｈ_Ｆを算出する。ここで、予測日射量Ｈ_Ｆは、パネル面２０ａにおける日射量（傾斜面日射量）であり、予測直達日射量Ｈ_ＦＤと予測散乱日射量Ｈ_ＦＳの和として与えられる。

予測直達日射量Ｈ_ＦＤは、快晴時直達日射量Ｉ_Ｄ、太陽位置及び架台傾斜角θを用いて算出されるパネル面２０ａにおける日射量と、直達日射率γ_Ｄの積で与えられる。一方、予測散乱日射量Ｈ_ＦＳは、快晴時散乱日射量Ｉ_Ｓ、架台傾斜角θ及び散乱日射率γ_Ｓを用いて算出される。

日射量予測手段が算出した予測日射量Ｈ_Ｆは、最大発電傾斜角取得手段に送られる。最大発電傾斜角取得手段は、架台傾斜角θと、予測日射量Ｈ_Ｆの情報を、最大発電傾斜角θ_ＯＭＡＸと、最大予測日射量Ｈ_ＦＭＡＸとして、記憶部４２に格納する。

次に、最大発電傾斜角取得手段は、架台傾斜角θを、太陽追尾傾斜角θ_ｓから水平方向に変化させ、このときの予測日射量Ｈ_Ｆを日射量予測手段から取得する。最大発電傾斜角取得手段は、取得した予測日射量Ｈ_Ｆを、記憶部４２に格納されている最大予測日射量Ｈ_ＦＭＡＸと比較する。新たに取得した予測日射量Ｈ_Ｆが、最大予測日射量Ｈ_ＦＭＡＸよりも大きい場合は、架台傾斜角θと、予測日射量Ｈ_Ｆの情報を、新たに、最大発電傾斜角θ_ＯＭＡＸと、最大予測日射量Ｈ_ＦＭＡＸとして、記憶部４２に格納する。

この過程を、架台傾斜角θが０°になるまで行えば、最大予測日射量と、最大発電傾斜角を取得できる。なお、直達日射量は、架台傾斜角が太陽追尾傾斜角θ_ｓから水平方向に変化すると、それにつれて小さくなる。一方、散乱日射量は、架台傾斜角が太陽追尾傾斜角θ_ｓから水平方向に変化すると、それにつれて大きくなる。従って、快晴時など直達日射量が散乱日射量に比べて多いときは、水平方向に変化するにつれて、予測日射量は小さくなり、曇天時など直達日射量が散乱日射量に比べて少ない時は、水平方向に変化するにつれて、予測日射量は大きくなる。このため、例えば、予測日射量Ｈ_Ｆが最大予測日射量Ｈ_ＦＭＡＸよりも小さくなった時点で、最大発電傾斜角取得の処理を終了する構成にしても良い。

この架台傾斜角の変化量は、任意好適に設定することができ、例えば、１度ずつ変化させる構成にすることができる。

次に、Ｓ８０において、架台傾斜角を、Ｓ７０で取得された最大発電傾斜角θ_ＯＭＡＸに設定する架台制御信号４１を生成する。この架台制御信号４１は、可動架台３０に送られる。

このＳ１０〜Ｓ８０の過程を繰り返すことで、太陽光発電パネルでの発電量が増加する。

ここで、直達日射率γ_Ｄは最低値を０．１とするのが良い。これは直達日射率γ_Ｄが０となり、最大発電傾斜角θ_ＯＭＡＸが０°となってしまうと、太陽高度ｈが低い場合など、直達日射が入ってもパネル面での発電量が増えず、直達日射を検出できない場合があるためである。また、直達日射量は、雲の動きに大きく影響されるので、直達日射率γ_Ｄの最低値を０．１にすることで、この急変に備えている。

なお、上述の各過程での太陽位置や予測日射量などの算出には、当業者に周知の式（例えば、金山公夫・馬場弘共著「ソーラーエネルギー利用技術」森北出版株式会社参照。）を用いて行えば良い。

図３を参照して、実測日射量と、快晴時日射量について説明する。図３は、２００８年４月１１日〜１４日の４日間の日射量を示す特性図である。図３では、横軸に日時を取って示し、縦軸に日射量［ｋＷ／ｍ^２］を取って示している。また、図３では、測定された実測全天日射量、実測散乱日射量及び実測直達日射量をそれぞれ曲線Ｉ、ＩＩ及びＩＩＩで示し、また、算出される快晴時全天日射量、快晴時散乱日射量及び快晴時直達日射量をそれぞれ曲線ＩＶ、Ｖ及びＶＩで示している。なお、各日の天気は、４月１１日が曇天、４月１２日が薄曇、４月１３日が薄曇のち晴れ、４月１４日が快晴であった。

４月１１日及び４月１４日の散乱日射量をみると、実測散乱日射量は、快晴時と曇天時のいずれであっても、快晴時散乱日射量とほぼ等しいことがわかる。また、４月１２日及び４月１３日の薄曇時には、いわゆる準直達日射が多いことが示される。

図４を参照して、上述した実施形態での日射量特性のシミュレーション結果について説明する。図４は、上述した実施形態での日射量と、太陽追尾による日射量とを比較するシミュレーション結果を示す特性図である。図４は横軸に日時を取って示し、縦軸に日射量［ｋＷ／ｍ^２］及び架台傾斜角（度）を取って示している。図４では、追尾日射量、追尾制御角、最適化日射量及び最適化制御角をそれぞれ曲線Ｉ，ＩＩ、ＩＩＩ及びＩＶで示している。

ここでは、実測された、日射量の測定データを用いて、シミュレーションを行っている。１２：００以前（午前中）は、快晴条件に近く、１２：００以降（午後）は曇天条件に近い条件となっている。

図４によれば、快晴時は、日射量、制御角ともに、太陽追尾と最適化制御とで、ほとんど差がない。しかし、曇天時には、最適化制御により日射量が増加していることが示される。

また、最適制御角の変動は小さく、実用に適している。

このシミュレーション結果を表１に示す。例えば、固定架台に対して、一軸可動架台で太陽追尾制御を行うと、８％程度の発電量の増加であるが、本発明の制御を行うと、１１％程度の増加が見込まれ、理論上の最大値に近い値が得られている。

積雪の多い地域では、太陽光発電パネル上の積雪により、発電量が低下する場合がある。そこで、特に積雪の多い地域では、積雪の有無を判定して、パネル面上に積雪がある場合は、落雪を促す制御をするのが良い。この落雪促進制御は、図２（Ａ）のＳ８０の過程に続いて行うことができる。落雪促進制御は、図２（Ｂ）に示すように、Ｓ１１０及びＳ１２０の過程を備えて構成される。

先ず、Ｓ１１０において、積雪判定手段が、パネル面上の積雪の有無を判定する。この過程では、発電出力量Ｑ_ｏと、快晴時散乱発電量Ｑ_ｓＤとの比較を行う。例えば、発電出力量Ｑ_ｏが、快晴時散乱発電量Ｑ_ｓＤの７０％以下であるとき、パネル面上に積雪があると判定される。

Ｓ１１０において、パネル面上に積雪があると判定された場合（Ｙ）は、次に、Ｓ１２０の過程を行う。

Ｓ１２０の過程では、架台の傾斜角を可動架台の最大傾斜角に設定する架台制御信号を生成する。この架台制御信号を可動架台に送る。その後、Ｓ１１０の過程において、再びパネル面上の積雪の有無の判定を行う。

Ｓ１１０において、パネル面上に積雪が無いと判定された場合（Ｎ）は、落雪促進制御を終了し、再びＳ１０の過程をおこなう。この落雪促進制御を行うことで、特に、積雪の多い地域で、パネル面上の積雪による発電量の低下を抑制して、発電出力量を増加させることができる。

この落雪促進制御は、上記Ｓ１０〜Ｓ８０の過程の繰り返しの中の所望の位置に、追加することができる。ここでは、Ｓ８０の過程の後、Ｓ１１０及びＳ１２０の過程の処理を行い、その後Ｓ１０の過程に戻る例について説明したが、これに限定されない。例えば、Ｓ３０及びＳ４０の過程で発電出力量と散乱発電量を取得した後に、Ｓ１１０及びＳ１２０の過程の処理を行うなどしてもよい。また、冬期など積雪が予想される期間でのみこの制御を行い、夏期などは、この制御を行わない構成にしてもよい。

なお、降雪期間の夜間は、架台傾斜角θを最大傾斜角に設定する架台制御信号を生成して可動架台に送る構成にしても良い。このように制御することで、夜間のパネル面上への積雪を抑制することができる。

また、降雪期間の夜間であって、風速が大きい場合は、パネル面を水平に設定する架台制御信号を生成して可動架台に送る構成にしても良い。降雪期間の夜間であって、風速が大きい場合に、上述した制御により架台傾斜角を最大傾斜角に設定すると、いわゆる吹き溜まりによりパネル面上に積雪することがある。これに対し、降雪期間の夜間であって、風速が大きい場合に、架台傾斜角を水平、すなわち、パネル面を水平に設定すると、吹き溜まりによる積雪を抑制することができる。

なお、ここでの「水平」は、架台傾斜角θが０°の場合に限定されない。パネル面上に積雪させないため、あるいは、カルマン渦によるパネルの振動を抑えるために、風上側を高くするなど、若干傾斜を与えて、架台傾斜角を水平付近の角度としても良い。

この場合、太陽光発電装置が風速センサを備え、かつ、架台制御部が風速判定手段を備える構成にすればよい。架台制御部が備える風速判定手段は、風速が予め設定した閾値よりも大きいか否かを判定する。風速が予め設定した閾値よりも大きい場合は、架台傾斜角を水平に設定する。

なお、風速センサは、太陽光発電装置に設けられていなくても良い。これらのセンサが、太陽光発電装置外に設けられている場合は、太陽光発電装置１０は、ＬＡＮ（Ｌｏｃａｌ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）、インターネットなど任意好適な通信回線を用いて、風速センサからの信号を受信し、適宜記憶部４２に格納する構成にすれば良い。

１０ 太陽光発電装置
２０ 太陽光発電パネル
２６ 電力変換装置
３０ 可動架台
４０ 架台制御装置
４２ 記憶部
４４ 架台制御部
４６ ＧＰＳ

Claims (4)

1. 太陽光発電パネル、該太陽光発電パネルが搭載される可動架台及び架台制御装置を備えて構成される太陽光発電装置の制御方法であって、
   前記架台制御装置が行う、
   前記太陽光発電装置が設置された場所の緯度及び経度と日時とから、太陽方位及び太陽高度を算出する過程と、
   前記日時、大気の透過率及び前記太陽高度から、快晴時直達日射量及び快晴時散乱日射量を算出する過程と、
   前記太陽方位、前記太陽高度、前記太陽光発電パネルの設備容量、前記可動架台の架台傾斜角、前記快晴時直達日射量及び前記快晴時散乱日射量から、快晴時直達発電量及び快晴時散乱発電量を算出する過程と、
   前記太陽光発電パネルでの発電出力量及び前記快晴時散乱発電量から直達発電出力量及び散乱発電出力量を取得する過程と、
   前記直達発電出力量及び前記快晴時直達発電量から直達日射率を算出し、及び、前記散乱発電出力量及び前記快晴時散乱発電量から散乱日射率を算出する過程と、
   前記太陽方位、前記太陽高度、前記快晴時直達日射量、前記快晴時散乱日射量、前記直達日射率及び前記散乱日射率から、予測日射量が最大となる最大発電傾斜角を取得する過程と、
   前記架台傾斜角を前記最大発電傾斜角に設定する架台制御信号を生成して、該架台制御信号を前記可動架台に送る過程と
   を備えることを特徴とする太陽光発電装置の制御方法。
2. 前記発電出力量と、前記快晴時散乱日射量とを比較して、前記太陽光発電パネルのパネル面上の、積雪の有無を判定する過程と、
   前記パネル面上に積雪有りと判定された場合に行われる、前記架台傾斜角を最大傾斜角に設定する架台制御信号を生成して前記可動架台に送る過程と
   を備えることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電装置の制御方法。
3. 降雪期間の夜間は、前記架台傾斜角を最大傾斜角に設定する架台制御信号を生成して前記可動架台に送る過程と
   を備えることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電装置の制御方法。
4. 降雪期間の夜間であって、風速が大きい場合は、前記架台を水平に設定する架台制御信号を生成して前記可動架台に送る過程と
   を備えることを特徴とする請求項１〜３のいずれか一項に記載の太陽光発電装置の制御方法。

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