JP6841337B2 - 太陽光発電システムおよび太陽光発電方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電システムおよび太陽光発電方法に関する。

従来、例えば日本特開２０００−３２２４号公報に記載されているように、インバータ回路の出力性能評価を行うことのできる太陽光発電装置が知られている。

日本特開２０００−３２２４号公報

上記従来の技術は一つのパワーコンディショナを単体で作動させている。これとは別に、複数の太陽電池アレイおよび複数のパワーコンディショナを備える太陽光発電システムも普及している。この種の太陽光発電システムでは、システムに要求される発電量を複数の太陽電池アレイに最適に分担させるように複数のパワーコンディショナを並行運転させている。

パワーコンディショナの重要な性能の一つは、変換効率である。変換効率は、パワーコンディショナの入出力電気特性から算出される。変換効率は、交流の出力電力を直流の入力電力で除算することによって求められる。

予め定めた基準計測条件において、太陽電池シミュレータと模擬系統によって基準変換効率を計測する方法もある。しかしながら、変換効率は、パワーコンディショナへの入力直流電圧の大きさに左右される。入力直流電圧の大きさは、太陽電池モジュールの受光日射量および太陽電池モジュールの温度などの条件に応じて変わる。自然環境は時々刻々と変化するので、その影響を受けて現実の太陽光発電システムでは入力直流電圧も変化する。

入力直流電圧の値が変化するごとに、パワーコンディショナの実変換効率も変化する。入力直流電圧などの条件が様々に異なると、シミュレータ等で計測した基準変換効率のみでは、太陽光発電システムへの設置後におけるパワーコンディショナの実変換効率を正しく評価できないという問題があった。

本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、パワーコンディショナを精度良く評価できるように改善された太陽光発電システムを提供することを目的とする。

本願の第一発明にかかる太陽光発電システムは、
複数の太陽電池アレイと、
複数の太陽電池アレイそれぞれと接続した複数のパワーコンディショナと、
前記複数のパワーコンディショナと接続された上位装置と、
を備え、
前記上位装置は、
前記複数のパワーコンディショナから選択した一部の特定パワーコンディショナが出力する出力電力を予め定めた所定出力電力へと調節する第一出力制御と、
前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる前記特定パワーコンディショナの発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調節する第二出力制御と、
を時間的に重複させて実行するように構築され、
前記上位装置および前記特定パワーコンディショナの少なくとも一方は、前記第一出力制御の実行中における前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性を取得する特性データ取得を実行するように構築されたものである。

本願の第二発明にかかる太陽光発電システムは、
複数の太陽電池アレイと、
前記複数の太陽電池アレイと接続された複数のパワーコンディショナと、
前記複数のパワーコンディショナを互いに通信させるためのネットワークシステムと、
を備え、
前記複数のパワーコンディショナは、マスタパワーコンディショナと、スレーブパワーコンディショナと、を含み、
前記マスタパワーコンディショナは、
前記複数のパワーコンディショナのうち選択した一部の特定パワーコンディショナの出力電力を予め定めた所定出力電力に調節する第一出力制御と、
前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる前記特定パワーコンディショナの発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調節する第二出力制御と、
を時間的に重複させて実行するように構築され、
前記マスタパワーコンディショナおよび前記特定パワーコンディショナの少なくとも一方は、前記第一出力制御の実行中における前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性の取得である特性データ取得を実行するように構築されたものである。

上記第一発明および上記第二発明において、前記第一出力制御と前記第二出力制御のどちらを先に実行開始するかは限定されない。前記第一出力制御と第二出力制御とが時間的に重複して実行されることで、「特定パワーコンディショナの発電量変化分が残りのパワーコンディショナに分担させられている状態」を作り出せばよい。これにより、特定パワーコンディショナの発電量変化分について太陽光発電システム全体でバランスを取ることができるからである。従って、実行の順番は少なくとも下記の三つの形態が含まれる。第一形態として、前記上位装置または前記マスタパワーコンディショナが、まず前記第一出力制御を実行開始し、前記第一出力制御の実行開始後に前記第二出力制御を実行開始してもよい。第二形態として、前記上位装置または前記マスタパワーコンディショナが、前記特定パワーコンディショナの選択が行われた後に前記第二出力制御を実行開始し、前記第二出力制御の実行開始後に前記第一出力制御を実行開始してもよい。第三形態として、前記上位装置または前記マスタパワーコンディショナが、前記第一出力制御と前記第二出力制御の実行を同時に開始してもよい。

本願の第三発明にかかる太陽光発電方法は、
複数の太陽電池アレイにそれぞれ接続された複数のパワーコンディショナから選択した一部の特定パワーコンディショナの出力電力を予め定めた所定出力電力に調節した状態で前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性を測定するステップと、
前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調整するステップと、
を備える。

上記第一ステップおよび上記第二ステップは、互いに時間的に重複して実行されればよい。第一ステップおよび第二ステップは、どちらか一方を先に実行開始してもよく、あるいは同時に実行開始してもよい。

上記発明によれば、特定パワーコンディショナの入出力電気特性を取得するときに、特定パワーコンディショナの発電量変化分を残りのパワーコンディショナで補うことができる。これにより、太陽光発電システムの発電機能を妨げることなく、現実の自然環境下で、実際の太陽光発電システム内におけるパワーコンディショナの入出力電気特性を計測することができる。その結果、実際の設置環境下での入出力電気特性に基づいて、パワーコンディショナを精度良く評価することができる。

本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムを示す模式図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナおよびメインサイトコントローラの接続関係を示すブロック図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおける特性データ取得を説明するためのブロック図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナの動作を説明するための図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナの動作を説明するための図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムの概要を比較例と比較するためのブロック図である。 実施の形態に対する比較例にかかる評価システムを示すブロック図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナの変換効率を記録したグラフである。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナの変換効率を記録したグラフの部分拡大図である。 本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムで実行されるルーチンを示すフローチャートである。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムを示す模式図である。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナの接続関係を示すブロック図である。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムの特性データ取得を説明するためのブロック図である。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナのネットワークを示すブロック図である。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムで実行されるルーチンを示すフローチャートである。 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムで実行されるルーチンを示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１の変形例にかかる太陽光発電システムを示すブロック図である。 本発明の実施の形態１にかかるＭＳＣのハードウェア構成例を示すブロック図である。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０を示す模式図である。太陽光発電システム１０は、複数の太陽電池アレイ１ａ〜１ｅと、複数の太陽電池アレイ１ａ〜１ｅそれぞれと接続した複数のパワーコンディショナ２ａ〜２ｅと、複数のパワーコンディショナ２ａ〜２ｅと接続された上位装置であるメインサイトコントローラ３と、を備えている。以下、メインサイトコントローラを、簡略化のため「ＭＳＣ」とも称す。また、パワーコンディショナを、簡略化のため「ＰＣ」とも称す。

太陽光発電システム１０は系統連系運転を行っている。複数のＰＣ２ａ〜２ｅが出力する交流電力は、図示しない受変電設備を介して、電力系統２０へと供給される。図１には、雲３０によって太陽電池アレイ１ｃに日陰３１が生じている。

複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれは、直流入力部（図示せず）と、交流出力部（図示せず）と、インバータ制御回路４と、インバータ回路５と、電流計６と、電圧計７と、を備えている。複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの直流入力部は、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅから直流電力を受ける。インバータ回路５は、複数の半導体スイッチング素子で構成されている。インバータ回路５は、直流入力部に入力された直流電力を交流電力に変換する。交流出力部は、インバータ回路５で変換した交流電力を出力する。インバータ制御回路４は、インバータ回路５の半導体スイッチング素子のオンオフを制御する。電流計６は、インバータ回路５の入力直流電流を計測する入力側電流計と、インバータ回路５の出力交流電流を計測する出力側電流計と、を含んでいる。電圧計７は、インバータ回路５の入力直流電圧を計測する入力側電圧計と、インバータ回路５の出力交流電圧を計測する出力側電圧計と、を含んでいる。

複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれは、電流計６および電圧計７によって、入出力電気特性を計測することができる。入出力電気特性とは、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの入力電圧、入力電流、出力電圧、出力電流、力率、および変換効率を含む。入出力電気特性は、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅそれぞれのＩＶ特性カーブを含んでもよい。

ＭＳＣ３には、予め定められた計測開始信号Ｓ１と、太陽光発電システム１０に対する総指定発電量Ｐ０とが入力される。「総指定発電量Ｐ０」は、中央給電指令所などから与えられる発電抑制指示も含まれる。発電抑制指示が、２０％出力抑制という指示であった場合、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅおよびこれと接続されたＰＣ２ａ〜２ｅの全体で発電可能な最大発電量から２０％を減じた発電量で動作するように、ＭＳＣ３は複数のＰＣ２ａ〜２ｅを制御する。計測開始信号Ｓ１は、手動により入力される信号でもよいし、予めスケジューリングされるなどして定期的に生成される信号でもよい。

なお、一般的な太陽光発電システムにおいては、ＰＣの最大出力よりも、このＰＣに接続させる太陽電池アレイの発電容量を大きく設置することが多い。これは「過積載」とも呼ばれている。過積載の場合であっても、発電量はＰＣの最大出力によって制約を受ける。太陽光発電システム１０で仮にこの過積載が適用されると、例えば、ＰＣ２ａの最大出力と、太陽電池アレイ１ａの最大発電容量とのうち、小さいほうの値が、ＰＣ２ａおよび太陽電池アレイ１ａの組み合わせの最大出力となる。ＰＣ２ｂ〜２ｅと太陽電池アレイ１ｂ〜１ｅとの組み合わせも、同様である。

ＭＳＣ３は、計測開始信号Ｓ１を受信しない場合には、「通常出力制御」を実行するように構築されている。通常出力制御は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力を可変に調整することで太陽光発電システム１０に対する総指定発電量を複数のＰＣ２ａ〜２ｅに分担させるものである。「通常出力制御」は、「出力補填」とも呼ばれる。出力補填は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのうち出力の少ないＰＣの発電不足分を余力のあるＰＣの発電分で補うように、ＭＳＣ３が複数のＰＣ２ａ〜２ｅの出力電力を調整するものである。

ＭＳＣ３は、計測開始信号Ｓ１を受信した場合には、後述する「第一出力制御」および「第二出力制御」を実行する。ＭＳＣ３は、計測開始信号Ｓ１に応答して、通常出力制御と、第一出力制御および第二出力制御と、を選択的に実行することができる。本明細書では、便宜上、上述した通常出力制御を「第三出力制御」とも称す。

図２は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０における複数のＰＣ２ａ〜２ｅおよびＭＳＣ３の接続関係を示すブロック図である。なお、図２では、ＰＣグループ２１とＰＣグループ２２とを図示している。しかし、これは例示であり、実施の形態１では説明の便宜上、図１との整合性を取るため、太陽光発電システム１０がＰＣグループ２１のＰＣ２ａ〜２ｅのみで構成されるものとする。

ＭＳＣ３は、「第一出力制御」と、「第二出力制御」とを実行可能に構築されている。実施の形態１では、複数のＰＣ２ａ〜２ｅから選択した一つのＰＣを「特定ＰＣ」とも称す。説明の便宜上、一例として「ＰＣ２ａ」を「特定ＰＣ２ａ」とする。また、実施の形態１では、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのうち「特定ＰＣ」を除くＰＣを、「残りのＰＣ」とも称す。ここでは、「残りのＰＣ」は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのうち特定ＰＣ２ａ以外のＰＣ２ｂ〜２ｅである。第一出力制御は、特定ＰＣ２ａが出力する出力電力を予め定めた所定出力電力へと調節する。第二出力制御は、第一出力制御による発電量変化分を、第一出力制御の実行中において、「残りのＰＣ」に分担させるように、「残りのＰＣ」の出力電力を調節する。「発電量変化分」とは、特定ＰＣ２ａを所定出力電力に調節したことにより特定ＰＣ２ａの発電量が変化した量のことである。

実施の形態１にかかるＭＳＣ３は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅから特定ＰＣを一つ選択することができる。実施の形態１にかかるＭＳＣ３は、予め定めた順番で、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのなかで特定ＰＣを交代させることもできる。実施の形態１では、第一出力制御が、複数の所定出力電力への調節を含むものとする。実施の形態１では、複数の所定出力電力は、定格出力電力の２５％、定格出力電力の５０％、定格出力電力の７５％、および定格出力電力の１００％の４点とする。一例として複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれが定格出力電力５００ｋＷ＝０．５ＭＷであるものとする。この場合には、定格出力電力の１００％は５００ｋＷであり、定格出力電力の５０％は２５０ｋＷである。なお、実施の形態１では複数のＰＣ２ａ〜２ｅが同じ定格出力電力を持つものとする。

「通常出力制御」について詳細に説明する。実施の形態１においては、太陽光発電システム１０に「出力制限」が課せられているものとする。出力制限とは、太陽光発電システム１０が有する最大発電能力は発揮させずに、一定の制限を課した状態で発電を行わせる仕組みである。出力制限は既に公知の技術であるため、ここでは実施の形態１の説明に関連する項目を説明する。図１に示す太陽光発電システム１０に基づいて、具体的数値を例示して説明する。ただし、以下に述べる数値は、あくまで一例であり、実施される太陽光発電システム１０の仕様に応じて様々に変更されうるものである。

太陽光発電システム１０において、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅとＰＣ２ａ〜２ｅの組み合わせそれぞれの定格出力電力が５００ｋＷ＝０．５ＭＷであるものとする。この場合、太陽光発電システム１０のシステム全体では最大で２．５ＭＷの発電が可能である。しかしながら、電力供給過多などの都合があるため、必ずしも常に最大発電量での発電がなされるわけではない。実施の形態１では、一例として、２０％の出力制限が実施されているものとする。２０％の出力制限が実施されると、仮にシステム全体で現在最大で２．５ＭＷの発電が可能であったとしても、その２０％を減じた２．０ＭＷでの発電をするようにメインサイトコントローラ３が複数のＰＣ２ａ〜２ｅに出力制限を課す。このとき、複数のＰＣ２ａ〜２ｅに対して一律に出力低減が行われてもよく、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれが異なる出力電力に調整されてもよい。実施の形態１では、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれが異なる出力電力に調整されるものとし、具体的には、下記の表１の状態で通常出力制御が行われているものとする。

太陽電池アレイ状態とは、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅが置かれている個別の状況である。太陽電池アレイ１ａ、１ｂ、１ｄは「余力有り」である。「余力有り」とは、発電量を増加させる余地がまだ十分に残されているということである。これに対し、太陽電池アレイ１ｃは雲３０による日陰３１に起因して、発電量を増加させる余地が少ない。また、太陽電池アレイ１ｅは、いくつかの太陽電池モジュールが不調であるため、発電量を増加させる余地が少ない。

「ＰＣ出力率」とは、ＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力の大きさを、定格出力電力を出力１００％とした場合の割合で表した値である。太陽電池アレイ１ａと接続したＰＣ２ａについてみると、定格出力電力の１００％が５００ｋＷ＝０．５ＭＷなのに対し、その８０％の０．４０ＭＷが発電されている。表１において最も右端に示す「システム全体」の欄を見ると、ＰＣ出力率の平均が８０％である。つまり、２０％出力制限が実現されている。

次に、実施の形態１において第一出力制御および第二出力制御が行われた場合の運転状態を表２に示す。表２では、一例として、第一出力制御によって特定ＰＣ２ａの出力電力が３０％低減されたときの状態を表している。特定ＰＣ２ａの発電量低下分（マイナス０．１５ＭＷ）は、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの発電量が第二出力制御によってプラス０．１５ＭＷ追加されることで、補われる。

実施の形態１にかかる第一出力制御および第二出力制御と、実施の形態１にかかる通常出力制御とは、少なくとも下記の相違点において互いに相違している。

第一の相違点は、総指定発電量と出力制御との関係である。仮に通常出力制御においてシステムに対する総指定発電量が変更された場合には、ＭＳＣの指示によって複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力が調整されることもある。この調整は総指定発電量の変更に起因するものであり、実施の形態１における第二出力制御とは異なる。つまり、実施の形態１において、ＭＳＣ３は、太陽光発電システム１０への総指定発電量が変更されたか否かに関わらずつまり総指定発電量が一定の場合であっても、計測開始信号Ｓ１に応じて第一出力制御および第二出力制御を実行する。

第二の相違点は、出力電力を比較的短時間の間に複数の値に変化させる点である。通常出力制御において、ある一定の時間内に総指定発電量の変更が複数回あった場合には、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力が何度か調整されることがありうる。しかし、通常出力制御では、総指定発電量が一定とされている時間内に、出力電力が意図的に複数の異なる値に変更されるような特定ＰＣ２ａが存在することはない。これに対し、実施の形態１にかかる第一出力制御は、総指定発電量が変化しない一定の時間内に、特定ＰＣ２ａの出力電力を異なる所定出力電力へと次々に積極的に調節していく点で違いがある。

第三の相違点は、特定ＰＣ２ａの「交代」である。通常出力制御において総指定発電量の変更に起因して複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力が調整されることはあっても、その調整は一時的に起きる動作である。これに対し、実施の形態１にかかる第一出力制御は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのなかから選択された「特定ＰＣ」に対して所定出力電力への調節が行われ、この特定ＰＣが予め定められた順番で交代されていく。一例としては、この特定ＰＣの交代は、ＰＣ２ａ→ＰＣ２ｂ→・・・→ＰＣ２ｅという順番で行われてもよい。

第四の相違点は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの出力電力を変化させる方向の違いである。通常出力制御において総指定発電量の変更に起因して複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力が調整されるときには、総指定発電量の増減に応じて、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力の増減が互いに同じ傾向となるのが普通である。これに対し、実施の形態１にかかる第一出力制御および第二出力制御は、特定ＰＣ２ａの発電量変化分を相殺するように残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力を調整するので、特定ＰＣ２ａの出力電力と残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力とが反対方向に変化する。

図３は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０における特性データ取得を説明するためのブロック図である。ＭＳＣ３は、「特性データ取得」を実行するように構築されている。「特性データ取得」とは、第一出力制御の実行中における、特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得する処理である。実施の形態１では、特性データ取得は、定格出力電力の２５％、５０％、７５％、および１００％の４点における特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得するものである。入出力電気特性は、入力直流電圧、入力直流電流、出力交流電圧、および出力交流電流を含む。ただし、電流計６および電圧計７が有する測定誤差を考慮すると、発電量が小さいときの測定データは評価に好ましくないおそれがある。従って、１０％以上の出力電力での入出力電気特性に基づいて評価が行われることが好ましい。

特性データ取得は、電流計６および電圧計７で読み取られた入出力電気特性をＰＣ２ａからＭＳＣ３に送信し、この入出力電気特性をＭＳＣ３内の記憶媒体に記憶するものであってもよい。あるいは、変形例として、ＭＳＣ３ではなく特定ＰＣ２ａが、特性データ取得を実行するように構築されてもよい。つまり、特性データ取得は、電流計６および電圧計７で読み取られた入出力電気特性を特定ＰＣ２ａ内の記憶媒体に記憶するものであってもよい。ＭＳＣ３および特定ＰＣ２ａの両方が、特性データ取得を実行するように構築されてもよい。以上のとおり、ＭＳＣ３および特定ＰＣ２ａの少なくとも一方が特性データ取得を実行すればよい。記憶媒体は、フラッシュメモリその他の読み取り可能な記録メディアでもよく、ハードディスクおよびＳＤＤなどの大容量記憶デバイスでもよい。

図４および図５は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０におけるＰＣ２ａ〜２ｅの動作を説明するための図である。図４は日射変動とＩ−Ｖ特性カーブおよびＰ−Ｖ特性カーブの関係を示した図である。図５は太陽電池モジュール温度とＩ−Ｖ特性カーブおよびＰ−Ｖ特性カーブの関係を示した図である。

複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの出力電力制御は、複数の太陽電池アレイ１ａ〜１ｅそれぞれの動作点を調整することによって実現される。この動作点調整は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれが持つインバータ回路５の制御、具体的にはインバータ回路５の入力インピーダンスを調節することで実現される。なお、動作点調整は、例えば日本特開２０００−３２２４号公報の段落００１０などにも開示されているように、公知の技術である。

図４には、日射量の異なる複数のＩ−Ｖ特性カーブおよびＰ−Ｖ特性カーブが示されている。図４において、破線がアレイ電流［Ａ］であり、実線がアレイ電力［ｋＷ］である。ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｅｒ）制御が行われると、ＭＰＰラインに示された動作点で複数の太陽電池アレイ１ａ〜１ｅそれぞれが発電するように、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの持つインバータ回路５の入力インピーダンスが制御される。例えば図４では、日射量０．８ｋＷ／ｍ^２でのＰ−Ｖ特性カーブにおける最大発電電力動作点Ｑｍと、出力抑制制御動作点Ｑｒとがある。出力抑制制御動作点Ｑｒでは、アレイ電圧Ｖｒおよびアレイ電流Ｉｒにより、アレイ電力Ｐｒが得られる。アレイ電圧Ｖｒは入力直流電圧であり、図４においては約４６０Ｖの電圧となっている。インバータ回路５の入力インピーダンスが制御されることで、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの入力直流電圧であるアレイ電圧Ｖｒと、出力電力であるアレイ電力Ｐｒと、が変わる。図４および図５には、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの最大定格出力電力Ｐｍも図示されている。動作点が制御されることによって、実施の形態１にかかる第一出力制御では、太陽電池アレイ１ａのアレイ電力Ｐｒが、特定ＰＣ２ａの定格出力電力の２５％、定格出力電力の５０％、定格出力電力の７５％、および定格出力電力の１００％の４点にそれぞれ調節される。

特定ＰＣ２ａが持つインバータ回路５は、インバータ制御回路４により制御されている。インバータ制御回路４は、制御パラメータの一つである出力電力目標値とインバータ回路５の実出力電力とが一致するように、電圧を制御している。「所定出力電力への調節」は、このインバータ制御回路４が出力電力目標値の大きさを所定出力電力に変更し、さらに出力電力目標値を所定出力電力に維持することにより実現される。出力電力目標値が所定出力電力へと変更されることにより、図４におけるＰＶカーブ上の動作点が、動作点Ｑｍから動作点Ｑｒへと移動する。出力電力目標値が所定出力電力において調節されることで、動作点Ｑｒにおいて特定ＰＣ２ａが駆動する。

第一出力制御の最中には、理想的には、出力電力の値つまり動作点は動作点Ｑｒで安定的に固定される。ただし、第一出力制御の最中に、現実のフィードバック制御の応答遅れなどに起因して外乱等の影響により動作点が極微小な範囲でずれてしまうことはありうる。このような場合も、出力電力目標値が所定出力電力に変更された後そのまま変わらない場合には、依然として実施の形態にかかる「所定出力電力への調節」が行われているものとする。

図６は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０の概要を比較例と比較するためのブロック図である。図７は、実施の形態に対する比較例にかかる評価システム１００を示すブロック図である。

図７に示すように、予め定めた基準計測条件において、太陽電池シミュレータ１０１と模擬系統１０２とを用いて特定ＰＣ２ａの基準変換効率を計測することも考えられる。しかしながら、複数のＰＣ２ａ〜２ｂそれぞれの変換効率は、複数のＰＣ２ａ〜２ｂそれぞれへの入力直流電圧の大きさに左右される。入力直流電圧の大きさは、太陽電池アレイ１ａ〜１ｅに含まれる太陽電池モジュールの受光日射量および太陽電池モジュールの温度などの条件に応じて変わる。自然環境は時々刻々と変化するので、現実の太陽光発電システム１０では入力直流電圧が完全に一定とはならない。入力直流電圧などの条件が様々に異なると、シミュレータ等で計測した基準変換効率のみでは、太陽光発電システム１０への設置後におけるＰＣ２ａ〜２ｅの実変換効率を正しく評価できないという問題がある。

一方、太陽光発電システム１０への設置後における複数のＰＣ２ａ〜２ｂそれぞれの実変換効率を正確に記録するために、理想的には、ＰＣ性能評価用の太陽光発電システムを実際に構築することも考えられる。しかしながら、現実の太陽光発電システムを性能評価のためだけに構築すると、大きな手間がかかるという問題がある。複数のＰＣ２ａ〜２ｂを設置しようとする太陽光発電システム１０の規模が大きい場合があり、性能評価用にそのような大規模システムを実際に構築することは現実的ではない。

この点、実施の形態１によれば、図６に示すように、実際の太陽光発電システム１０において、現実の自然環境下で、複数のＰＣ２ａ〜２ｂそれぞれの実変換効率を精度よく計測することができる。すなわち、実施の形態１によれば、第一出力制御および特性データ取得によって特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得するときに、第二出力制御によって特定ＰＣ２ａの発電量変化分を残りのＰＣ２ｂ〜２ｅで補うことができる。従って、太陽光発電システム１０の発電機能を妨げることなく、実際の太陽光発電システム１０内における特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得することができる。その結果、実際の設置環境下での入出力電気特性に基づいて、特定ＰＣ２ａを精度良く評価することができる。

特定ＰＣ２ａの電力低下分又は電力増加分を、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅで十分に相殺できることが好ましい。このため、「残りのＰＣ」の個数は、「特定ＰＣ」の個数よりも十分に多いことが好ましい。実施の形態１では、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの個数は４つであり、特定ＰＣ２ａの個数よりも十分に多い。

図８は本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０におけるＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの変換効率を記録したグラフであり、図９はその部分拡大図である。

入出力電気特性は、変換効率を含んでいる。変換効率は、特定ＰＣ２ａに入力される入力直流電力と入力直流電力に応じた特定ＰＣ２ａの出力交流電力との比に基づいて定まる。つまり、「変換効率＝ＡＣ出力電力／ＤＣ入力電力」である。

ＭＳＣ３は、複数の基準変換効率を予め記憶している。基準変換効率とは、基準ＰＣの入力直流電圧が特定の直流電圧であるときの、基準ＰＣの出力電力と変換効率との関係を定めたものである。この「基準ＰＣ」は、評価の基準とされるＰＣであり、複数のＰＣ２ａ〜２ｅと同一仕様を持っている。

ＭＳＣ３は、図８に実線で示した第一基準変換効率特性１１と、図８に一点鎖線で示した第二基準変換効率特性１２と、図８に破線で示した第三変換効率特性１３と、を記憶している。「基準変換効率特性」とは、出力電力と変換効率との関係を定めた特性カーブである。第一〜第三基準変換効率特性１１〜１３は、それぞれ、入力直流電圧がＤＣ４００Ｖ、ＤＣ５００Ｖ、およびＤＣ６００Ｖであるときの基準変換効率特性である。第一〜第三基準変換効率特性１１〜１３は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの設計段階または評価試験段階において「基準ＰＣ」の入出力に基づいて作成することができる。

図８の点Ｐ１〜Ｐ５は、入力直流電圧がＤＣ４００Ｖであるときの、出力電力１０％、２５％、５０％、７５％、および１００％の変換効率の値を示す。なお、以下の説明では、便宜上、入力直流電圧および出力電力の関数という意味で、「η（効率＠入力直流電圧、出力電力）」という表現を用いることがある。例えば点Ｐ１の変換効率値は、η（効率＠４００Ｖ、１０％）として表される。

ＭＳＣ３は、第一基準変換効率特性１１と、入力直流電圧が特定の直流電圧であるときに取得した特定ＰＣ２ａの実変換効率と、の差が予め定めた所定範囲内にあるか否かを判定する。図９を用いて詳細に説明すると、特定ＰＣ２ａにおいて入力直流電圧が４００Ｖであるときに取得したデータから、変換効率Ｐ２１が算出されたとする。この変換効率Ｐ２１は、ＤＣ４００Ｖの第一基準変換効率特性１１における変換効率Ｐ２と比較される。ＤＣ４００Ｖの第一基準変換効率特性１１における変換効率Ｐ２と実際に測定した変換効率Ｐ２１との差が、所定範囲内であれば、特定ＰＣ２ａの変換効率は正常であるという判断が下されてもよい。これにより、変換効率が正常であるかどうかを正確に診断することができる。所定範囲は、一例として０．３％とすることができる。

ＭＳＣ３は、「基準変換効率計算」を実行するように構築されている。入力直流電圧がＤＣ４００ＶとＤＣ５００Ｖとの間の任意の電圧、又はＤＣ５００ＶとＤＣ６００Ｖとの間の任意の電圧であったときには、図８に示したデータには、入力直流電圧が正確に一致する特性が含まれていない。このような場合に、下記の数式（１）で行われる基準変換効率計算によって、中間の入力直流電圧についての基準変換効率特性を求める。

η（効率＠４２０Ｖ、７０％）＝η（効率＠４００Ｖ、７０％）×ｋ１＋η（効率＠５００Ｖ、７０％）×ｋ２ ・・・（１）
ただしｋ１、ｋ２は下記のとおりである。
ｋ１＝０．８
ｋ２＝０．２

数式（１）は、比例按分によって変換効率の中間値を求める数式である。η（効率＠４２０Ｖ、７０％）とは、入力直流電圧がＤＣ４２０Ｖであり且つ出力電力が７０％であるときの変換効率である。η（効率＠４００Ｖ、７０％）とは、入力直流電圧がＤＣ４００Ｖすなわち第一基準変換効率特性１１上の値であり、且つ出力電力が７０％であるときの変換効率である。η（効率＠５００Ｖ、７０％）とは、入力直流電圧がＤＣ５００Ｖすなわち第二基準変換効率特性１２上の値であり、且つ出力電力が７０％であるときの変換効率である。まず、比例按分方法に従って、４００Ｖと４２０Ｖとの差分に応じた第一係数ｋ１と、５００Ｖと４２０Ｖとの差分に応じた第二係数ｋ２と、を求める。次に、数式（１）の右辺第一項の値を、η（効率＠４００Ｖ、７０％）に第一係数（ｋ１＝０．８）を乗ずることにより求める。次に、数式（１）の右辺第二項の値を、η（効率＠５００Ｖ、７０％）に第二係数（ｋ２＝０．２）を乗ずることにより求める。

図８の点線Ｑ（ＤＣ４５０Ｖ計算値）は、数式（１）の計算によって得られた特性カーブの具体例である。点線Ｑの特性カーブは、出力電力１０％〜１００％にわたって求めた、入力直流電圧がＤＣ４５０Ｖであるときの変換効率計算値である。入力直流電圧がＤＣ４５０Ｖであるときには、比例按分においては第一係数および第二係数を０．５とすればよい。点線Ｑで例示したように、基準変換効率計算によって中間の変換効率を求めることで、記憶すべき基準変換効率データを抑制しつつ正確な変換効率診断を行うことができる。

図１０は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０で実行されるルーチンを示すフローチャートである。図１０のルーチンは、ＭＳＣ３が備えるメモリに予めプログラムの形態で格納されている。

図１０のルーチンでは、まず、ＭＳＣ３は、計測を開始すべき指示があったか否かを判定する（ステップＳ１００）。ＭＳＣ３が計測開始信号Ｓ１を受信すると、ＭＳＣ３のプログラム内における計測モードフラグに１がセットされる。計測モードフラグに１がセットされることで、ステップＳ１００の判定結果はＹｅｓとなる。ステップＳ１００で判定結果がＮｏである限り、ＭＳＣ３は、通常出力制御すなわち第三出力制御を実行する。

ステップＳ１００で判定結果がＹｅｓとなると、ＭＳＣ３は、「特定ＰＣの指定」を実行する（ステップＳ１０４）。実施の形態１では、ＭＳＣ３は、毎回、ＰＣ２ａを最初の特定ＰＣとして選択するものとする。ただし、特定ＰＣの選択方法はこれに限られるものではない。変形例として、例えば、擬似乱数等を用いて複数のＰＣ２ａ〜２ｅのなかからランダム選択を行ってもよい。あるいは、計測開始信号Ｓ１を受信した時点で最も出力電力が低いあるいは高いＰＣを特定ＰＣとして選択してもよい。あるいは、計測開始信号Ｓ１を受信した時点で出力電力が平均値に最も近いＰＣを特定ＰＣとして選択してもよい。

次に、ＭＳＣ３は、ステップＳ１０４で選択した特定ＰＣ２ａに対して第一出力制御を実行する（ステップＳ１０６）。第一出力制御における所定出力電力は、前述したように、複数の出力電力値を含んでいる。したがって、第一出力制御は、特定ＰＣ２ａの出力電力を定格出力電力の２５％、５０％、７５％、１００％に予め定めた順番で調節するものである。予め定めた順番は、１００％から２５％まで順次低下させてもよく、逆に２５％から１００％まで順次増大させてもよい。実施の形態１では、所定出力電力をはじめに１００％に設定し、その後は１００％から順次低下させるものとする。すなわち、今回のルーチンにおける初回のステップＳ１０６では、所定出力電力が１００％とされる。

なお、日射量が少なかったり太陽電池モジュール温度が高かったりするなどの影響により、ＭＰＰＴ制御を行ったとしても太陽光発電システム１０が定格出力電力と同じ出力を発電できないことがある。このような場合には、出力電力を１００％に調節することはできないので、ＭＳＣ３は、１００％への調節をスキップして７５％以下の所定出力電力への調整を実行してもよい。あるいは、ＭＳＣ３は、現時点で実現可能な定格出力電力に最も近い出力電力への調整を実行しつつ、調整中の出力電力値を記憶しておいてもよい。

次に、ＭＳＣ３は、第二出力制御を実行する（ステップＳ１０８）。ステップＳ１０８では、ＭＳＣ３は、ステップＳ１０６で特定ＰＣ２ａの出力電力を所定出力電力まで増大させたことによる発電量増加分を算出する。今回は、１００％まで増大させたことによる増加分が算出されるものとする。ＭＳＣ３は、この発電量増加分を残りのＰＣ２ｂ〜２ｅに相殺させるように、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力を低下させる。

ステップＳ１０８の第二出力制御における発電量変化分の分担方法は、特定ＰＣ２ａの出力電力を増加する場合と低減する場合とで異なる。つまり、「分担」には、「プラス発電量の分担」と「マイナス発電量の分担」と、がある。「プラス発電量の分担」は、特定ＰＣ２ａの発電量低下分を補うために、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力を増大させるものである。「マイナス発電量の分担」は、特定ＰＣ２ａの発電量増加分を相殺するために、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力を低減するものである。第一出力制御が特定ＰＣ２ａの出力電力を増加するものであったときは、次のようにしてもよい。一例としては、特定ＰＣ２ａの発電量増加分を相殺するように残りのＰＣ２ｂ〜２ｅ全ての出力電力が少しずつ低減されてもよく、平均的に低減されてもよい。他の例としては、特定ＰＣ２ａの発電量増加分を相殺するように残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの一部については出力電力を低減し、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの他の一部については出力電力を維持してもよい。特定ＰＣ２ａの出力電力を低減するときもこれらの例と同様にすることができる。

次に、ＭＳＣ３は、特性データ取得を実行する（ステップＳ１１０）。このステップでは、図３を用いて説明したとおり、ＭＳＣ３が、ステップＳ１０６の第一出力制御が実行されている最中の特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得する。取得された入出力電気特性の値は、取得時における特定ＰＣ２ａの出力電力値および入力直流電圧値と対応付けられた状態でＭＳＣ３のメモリに記憶される。

次に、ＭＳＣ３は、予め定められた複数の所定出力電力の全てについて特性データ取得が完了したか否かを判定する（ステップＳ１１２）。ＭＳＣ３は、今回のルーチンの初回のステップＳ１０６では、所定出力電力＝１００％であるときの特性データ取得しか実行していない。従って、この時点ではステップＳ１１２はＮｏとなる。

ステップＳ１１２がＮｏとなると、ＭＳＣ３は、予め定めた所定順番で、所定出力電力の値を変更する（ステップＳ１１４）。実施の形態１では、所定出力電力を１００％から順次低下させるので、所定出力電力に７５％がセットされる。これにより所定出力電力の値が更新される。

続いて、処理はステップＳ１０６に戻る。ステップＳ１１４から戻った再度のステップＳ１０６において、ＭＳＣ３は、上記更新された所定出力電力＝７５％への調節を行うように第一出力制御を実行する。これに応じてＭＳＣ３はステップＳ１０８で第二出力制御を実行する。その結果、所定出力電力＝７５％への調節による発電量低下分を相殺するように、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力が増加方向へと調節される。続いて、ＭＳＣ３は、ステップＳ１１０において、所定出力電力＝７５％での第一出力制御の実行中における特性データ取得を実行する。その後、ステップＳ１１２およびＳ１１４を経て処理がループすることにより、同様の処理が所定出力電力＝５０％および２５％についても行われる。出力電力２５％での最後の特性データ取得が終わった後は、その後のステップＳ１１２の処理において判定結果がＹｅｓとなる。

次に、ＭＳＣ３は、全てのＰＣ２ａ〜２ｅについて計測が完了したか否かを判定する（ステップＳ１１６）。今回のルーチンにおける初回のステップＳ１１６では、特定ＰＣとして選択されたのはＰＣ２ａのみである。従ってステップＳ１１６の判定結果はＮｏとなり、処理はステップＳ１１８に進む。

ステップＳ１１８では、ＭＳＣ３は、予め定めた所定順番で特定ＰＣを交代させる。実施の形態１では、ＭＳＣ３は、一例としてＰＣ２ａ→２ｂ→２ｃ→２ｄ→２ｅの順番で特定ＰＣの選択を行うものとする。このため、今回のルーチンにおける初回のステップＳ１１８では、ＭＳＣ３は、ＰＣ２ｂを特定ＰＣとして選択する。その後、処理はステップＳ１０６に戻る。

ステップＳ１１８からステップＳ１０６へと処理が戻ると、ＭＳＣ３は、交代後の特定ＰＣ２ｂおよび交代後の残りのＰＣ２ａ、２ｃ〜２ｅに対して、交代前の特定ＰＣ２ａのときと同様にステップＳ１０６〜Ｓ１１４の処理を実行する。その結果、ＭＳＣ３は、特定ＰＣ２ｂについても、所定出力電力＝１００％、７５％、５０％および２５％への第一出力制御と、これらの所定出力電力ごとの特性データ取得と、を実行することができる。また、ＭＳＣ３は、特定ＰＣ２ｂ以外の残りのＰＣ２ａ、２ｃ〜２ｅに対する第二出力制御も実行することができる。その後、ＭＳＣ３は、同様に特定ＰＣ２ｃ→２ｄ→２ｅの順番で特定ＰＣを交代させていくことで、全てのＰＣ２ａ〜２ｅに対して、複数の所定出力電力の全てについて、ステップＳ１０６〜Ｓ１１４の一連の処理を実行することができる。最後の特定ＰＣ２ｅに対する最後の特性データ取得を終えた後、ステップＳ１１２およびステップＳ１１６の両方の処理において判定結果がＹｅｓとなる。ステップＳ１１６で判定結果がＹｅｓとなった場合には、ＭＳＣ３は、計測モードフラグに０をセットした後に次のステップへ進む（ステップＳ１１９）。これにより、ステップＳ１００において要求された今回の計測が完了する。

次に、ＭＳＣ３は、効率テーブルを参照する（ステップＳ１２０）。効率テーブルとは、図８および図９で示した第一〜第三基準変換効率特性１１〜１３を記憶したテーブルである。ＭＳＣ３は、このテーブルを内蔵メモリに記憶しており、ステップＳ１２０において読み出す。

次に、ＭＳＣ３は、「基準変換効率計算プログラム」を実行する（ステップＳ１２２）。ステップＳ１２２では、ＭＳＣ３が、特性データ取得によって取得した多数の入出力電気特性の値を記憶している。下記の表３は、ＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれについてＭＳＣ３が取得するデータと、ステップＳ１２２およびステップＳ１２４で算出されるデータとをまとめたものである。「実変換効率」は、上記のステップＳ１１０によって実際に取得された入出力電気特性値を「変換効率＝ＡＣ出力電力／ＤＣ入力電力」という計算式に代入して得られた値である。ステップＳ１２２の時点で、ＭＳＣ３は、ＰＣ２ａ〜２ｅのデータとして、出力電力２５％〜１００％に応じた入力直流電圧Ｖ_{ＤＣａ２５}〜Ｖ_{ＤＣｅ１００}（Ｖ）および実変換効率η_ｍａ２５〜η_{ｍｅ１００}を記憶している。基準変換効率（計算値）と、効率差と、正常／異常フラグとは、ステップＳ１２２およびステップＳ１２４で算出されるデータである。

ステップＳ１２２では、ＭＳＣ３が、ステップＳ１２０で参照した図８の効率テーブルと上述した数式（１）とを用いて、基準変換効率η_{ｒｅｆａ１}〜η_{ｒｅｆｅ４}を計算する。例えば、実変換効率η_ｍａ７５を取得したときの入力直流電圧Ｖ_{ＤＣａ７５}が、ちょうど４００Ｖ、５００Ｖ、あるいは６００Ｖの値をとらなかったとする。この場合、η_ｍａ７５を、図８の効率テーブルに記憶した基準変換効率特性とそのまま比較することはできない。そこで、ＭＳＣ３は、η_ｍａ７５と比較すべき基準変換効率η_{ｒｅｆａ３}を次のようにして求めるための基準変換効率計算プログラムを実行する。

基準変換効率計算プログラムは、入力直流電圧の値に基づいて場合分けされている。もし４００（Ｖ）＜Ｖ_{ＤＣａ７５}（Ｖ）＜５００（Ｖ）であるときには、下記の数式（２）に従って計算が行われる。ここでは一例として、Ｖ_{ＤＣａ７５}＝４２１Ｖである場合を説明する。
η_{ｒｅｆａ３}＝η（効率＠Ｖ_{ＤＣａ７５}、７５％）＝η（効率＠４００Ｖ、７５％）×ｋ１＋η（効率＠５００Ｖ、７５％）×ｋ２ ・・・（２）
ただしｋ１、ｋ２は下記のとおりである。
ｋ１＝（５００−Ｖ_{ＤＣａ７５}）／（５００−４００）＝（５００−４２１）／１００＝０．７９
ｋ２＝（Ｖ_{ＤＣａ７５}−４００）／（５００−４００）＝（４２１−４００）／１００＝０．２１

もし５００（Ｖ）＜Ｖ_{ＤＣａ７５}（Ｖ）＜６００（Ｖ）であるときには、下記の数式（３）に従って計算が行われる。
η_{ｒｅｆａ３}＝η（効率＠Ｖ_{ＤＣａ７５}、７５％）＝η（効率＠５００Ｖ、７５％）×ｋ１＋η（効率＠６００Ｖ、７５％）×ｋ２ ・・・（３）
ただしｋ１、ｋ２は下記のとおりである。
ｋ１＝（６００−Ｖ_{ＤＣａ７５}）／（６００−５００）
ｋ２＝（Ｖ_{ＤＣａ７５}−５００）／（６００−５００）

ステップＳ１２２の計算内容については、既に図８および図９を用いて説明しているので、ここではこれ以上の詳細な説明を省略する。

次に、ＭＳＣ３は、測定値が正常であるか否かの判定を行う（ステップＳ１２４）。ステップＳ１２４では、実変換効率η_ｍａ２５〜η_{ｍｅ１００}それぞれと基準変換効率η_{ｒｅｆａ１}〜η_{ｒｅｆｅ４}それぞれとの差が計算される。実施の形態１では、変換効率が正常か異常かの判定基準として用いる所定範囲を、０．３％としている。よって、０．３％ダウン範囲以内の誤差は全て正常と判定され、正常フラグが立てられる。上記の表３では、ＰＣ２ｂにおける出力電力５０％のときの効率差が０．３％を超えているので、複数の変換効率のなかで唯一の異常フラグが立てられている。なお、実変換効率が基準変換効率に対して０．３％を超えて大きくなっている場合にも、異常フラグを立てても良い。また、異常判定基準として用いる所定範囲は、基準変換効率の０．３％に限定されない。例えば０．１％などの０．３％より小さな値としてもよく、例えば０．５％などの０．３％より大きな値としても良く、任意の値に設定することができることが好ましい。固定値としなくともよく、太陽光発電システムの設置後に必要に応じて調節できるようにしてもよい。

ステップＳ１２４で少なくとも一つの異常フラグが立った場合には、ステップＳ１２４の判定結果はＮｏとなる。その後、処理はステップＳ１２８に進み、ＭＳＣ３は、太陽光発電システム１０に運転異常があるとの判定履歴を残し（ステップＳ１２８）、異常の発生を記録および報知する（ステップＳ１３０）。その後、処理はステップＳ１００に戻る。

仮にステップＳ１２４で全く異常が見つからなかった場合、つまり表３において全て正常フラグが立てられたときには、ステップＳ１２４の判定結果はＹｅｓとなる。この場合には、ＭＳＣ３は、今回の測定結果は異常なしであったことを記録する（ステップＳ１２６）。その後、処理はステップＳ１００に戻る。

処理がステップＳ１００に戻った後、ＭＳＣ３が計測開始信号Ｓ１を再び受信した場合には、上記の一連の処理が再度実行される。

以上説明した具体的処理によれば、ＭＳＣ３は、ステップＳ１０６およびＳ１１４で特定ＰＣ２ａの出力電力を異ならしめつつ、複数回の特性データ取得（ステップＳ１１０）を行うことができる。一つの特定ＰＣ２ａを対象にして複数の入出力特性を連続的に取得することができる。複数の所定出力電力それぞれにおいて、予め定めた単位計測時間ずつ、出力電力値を維持してもよい。これにより、個々の入出力特性を確実に計測することができる。

上記の具体的処理におけるステップＳ１１６およびＳ１１８によれば、ＭＳＣ３は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのなかで予め定めた順番で「特定ＰＣ」を交代させるように構築されている。特定ＰＣ２ａを残りのＰＣ２ｂ〜２ｅのうち一つへと交代させ、続いて二番目の特定ＰＣを更に次のＰＣへと順番で交代させていくことで、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの特性データ取得を円滑に進めることができる。

図１０のルーチンにおけるステップＳ１１２およびＳ１１４によって、ＭＳＣ３は、一つの入出力電気特性を取得するための特性データ取得（ステップＳ１１０）の後に、特定ＰＣ２ａの選択を維持したままで特定ＰＣ２ａの出力電力を次の所定出力電力に調節するように構築されている。具体的には、まず、所定出力電力は、予め定められた複数の所定出力電力（２５％〜１００％）を含んでいる。第一出力制御（ステップＳ１０６）は、ステップＳ１１２およびＳ１１４の処理ループを介して、特定ＰＣ２ａを複数の所定出力電力それぞれに調節する。これに応じて、ステップＳ１１０の特性データ取得は、複数の所定出力電力それぞれについて特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を取得する。ＭＳＣ３は、複数の所定出力電力それぞれについての特定ＰＣ２ａへの特性データ取得が終わった後に、所定順番に従って特定ＰＣ２ａを他のＰＣへと交代させる。このような一連の動作によれば、一つの特定ＰＣ２ａを対象にして複数の入出力特性を連続的に取得し終えるごとに、特定ＰＣ２ａを二番目の特定ＰＣへと交代させることができる。

ＭＳＣ３は、ステップＳ１０８において、分担発電量を算出してもよい。分担発電量とは、特定ＰＣ２ａが調整されるべき所定出力電力を総指定発電量Ｐ０から減じた残りの発電量である。第二出力制御は、この分担発電量を、第一出力制御の実行中に残りのＰＣ２ｂ〜２ｅに分担させる。これにより、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅで分担すべき分担発電量を正確に特定して第二出力制御を施すことができるので、太陽光発電システム１０に要求される発電量を確実に補うことができる。

上記の具体的処理によれば、ＭＳＣ３は、ステップＳ１００において計測開始信号Ｓ１に応答して第一出力制御および第二出力制御を実行する。ＭＳＣ３は、ステップＳ１０４〜Ｓ１１８の処理をループさせることで、複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれに第一出力制御が実施されるように特定ＰＣ２ａを予め定めた順番で二番目以降のＰＣへと交代させつつ、交代と並行して「特定ＰＣ以外の残りのＰＣ」に対する第二出力制御を実行する。ＭＳＣ３は、ステップＳ１１６において複数のＰＣ２ａ〜２ｅそれぞれの特性データ取得を終えたら、ステップＳ１２０〜Ｓ１３０の処理の実行後に、ステップＳ１０２で通常出力制御を再開する。その後、次回の計測開始信号Ｓ１が受信されるまでは、通常出力制御が継続される。これにより、太陽光発電システム１０の通常発電を可能な限り妨げることなく、速やかに複数のＰＣ２ａ〜２ｅに対する特性データ取得を行うことができる。

ステップＳ１０６の第一出力制御、ステップＳ１０６の第二出力制御、およびステップＳ１１０の特性データ取得からなる一連の処理は、比較的短時間で行われることが好ましい。第一出力制御および第二出力制御は、予め定めた所定調節時間だけ出力電力調節を行うものであってもよい。所定調節時間は、数十秒〜一分未満程度でもよく、一分以上〜十分未満でもよい。このような短時間とする理由は次のとおりである。特性データ取得時の自然環境条件がばらつくことを抑える観点からは、図１０のルーチンにおける計測開始後からステップＳ１１２の全特性計測特性データ取得を全て終えるまでの間に、日射量の変動が少ないことが好ましく、気温の変動も少ないことが好ましい。さらに、計測開始してから全てのＰＣ２ａ〜２ｅに対する全ての特性データ取得を終えるまでの間に、日射量の変動が少ないことが好ましく、気温の変動も少ないことがさらに好ましい。

なお、実施の形態１では、ＭＳＣ３が、上記発明の概要（Ｓｕｍｍａｒｙ）における「上位装置」に相当している。

図１７は、本発明の実施の形態１の変形例にかかる太陽光発電システム１０を示すブロック図である。実施の形態１では、ＭＳＣ３が制御およびデータ取得の両方を行っている。一方、変形例として、図１７に示すように、上位装置６３が、ＭＳＣ３と、データロガー等のデータ記憶装置６４とから構成されてもよい。この場合にはＭＳＣ３が制御を担当しデータ記憶装置６４がデータ取得を担当する。図１７の変形例では、上位装置６３が、上記発明の概要（Ｓｕｍｍａｒｙ）における「上位装置」に相当している。

実施の形態２．
実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０は、システム構成などの点で実施の形態１と共通している部分がある。一方、実施の形態１と実施の形態２との間の相違点は、ＭＳＣ３あるいは上位装置６３が省略されていること、および、ＰＣ２ｄが「マスタパワーコンディショナ」として用いられて第一出力制御および第二出力制御が実行されることなどである。以下の説明では実施の形態１と同一または相当する構成については同一の符号を付して説明を行うとともに、実施の形態１との相違点を中心に説明し、共通事項は説明を簡略化ないしは省略する。

図１１は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０を示す模式図である。図１２は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０におけるＰＣ２ａ〜２ｅの接続関係を示すブロック図である。実施の形態１、２を比較するうえでは、図１１は図１と対応し、図１２は図２と対応している。実施の形態１と異なり、実施の形態２ではＭＳＣ３が設けられていない。その代わりに、ネットワークシステム４０を介して複数のＰＣ２ａ〜２ｅが互いに通信可能に接続されている。ネットワークシステム４０は、有線ネットワークで構成されてもよく、無線ネットワークで構成されてもよい。実施の形態２では、複数のＰＣ２ａ〜２ｅが、「マスタＰＣ」と「スレーブＰＣ」とを含んでいる。以下では、一例としてＰＣ２ｄがマスタＰＣであるものとし、ＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅがスレーブＰＣであるものとして説明を行う。

実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０では、マスタＰＣ２ｄが持つ制御マイコン１０４が、実施の形態１で説明した第一出力制御、第二出力制御、および特性データ取得を実行するように構築されている。

また、実施の形態２では、好ましい形態として、複数のＰＣ２ａ〜２ｅが「冗長化制御」を実行するように太陽光発電システム１１０が構築されている。複数のＰＣ２ａ〜２ｅが備える制御マイコンには、冗長化制御が実行できるように、冗長化制御プログラムとともに、第一出力制御、第二出力制御および特性データ取得のためのプログラム群が実行可能に記憶されている。

図１３は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０の特性データ取得を説明するためのブロック図である。実施の形態２では、マスタＰＣ２ｄが、スレーブＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅに対して、実施の形態１のＭＳＣ３と同様に特性データ取得を行うことができる。なお、実施の形態１およびその変形例において、ＭＳＣ３と特定ＰＣ２ａの少なくとも一方が特性データ取得を実行可能に構築されることを説明している。実施の形態２においても、マスタＰＣ２ｄおよび複数のスレーブＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅの少なくとも一方が、特性データ取得を実行するように構築されてもよい。

実施の形態２では、マスタＰＣ２ｄがＭＳＣ３および上位装置６３の代わりを務めるので、ＭＳＣ３および上位装置６３を省略することができる。なお、マスタＰＣ２ｄおよびスレーブＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅの両方が、「特定ＰＣ」として選択されうる。つまり、マスタＰＣ２ｄ自身も第一出力制御および第二出力制御の対象になってもよい。マスタＰＣ２ｄは、必要に応じて、自己に対して第一出力制御および特性データ取得を実行することもでき、さらに自己に対して第二出力制御を実行することもできる。

図１４は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０におけるＰＣ２ａ〜２ｅのネットワークを示すブロック図である。複数のＰＣ２ａ〜２ｅは、冗長化制御を実行可能に構築されている。冗長化制御とは、現在のマスタＰＣに故障などがあった場合に、複数のスレーブＰＣから新たなマスタＰＣを選択するための制御である。複数のＰＣ２ａ〜２ｅには、固有のネットワークアドレスＮｏ．００１〜００５が割り振られている。冗長化制御を実行する制御主体は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅが備える制御マイコン１０４である。制御マイコン１０４には、冗長化制御の内容がプログラミングされている。コンピュータネットワーク等の様々な分野において、冗長化制御技術は公知である。この冗長化制御技術をＰＣ２ａ〜２ｅに適用することで、マスタＰＣに不具合があっても他のスレーブＰＣを新たなマスタＰＣとして用いて太陽光発電システム１１０を維持することができる。

図１５および図１６は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム１１０で実行されるルーチンを示すフローチャートである。実施の形態２にかかる冗長化制御は、図１５のフローチャートにおけるステップＳ２００〜Ｓ２１４にかかる処理を実行するものであってもよい。図１５では、一例として、ＰＣ２ｄの制御マイコン１０４が実行する冗長化制御を説明する。

実施の形態２では、具体例として、故障前のＰＣ２ａがマスタＰＣとして選択されていた状態において、ＰＣ２ａ〜２ｃに故障が発生したときの動作を説明する。説明の便宜上、ＰＣ２ｄを「自機」とも称し、ＰＣ２ｄ以外のＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅを「他機」とも称す。図１５のルーチンでは、まず、制御マイコン１０４が、アドレスＮｏ．００１のＰＣつまりＰＣ２ａから応答要求を受信したか否かを判定する（ステップＳ２００）。ステップＳ２００では、予め定めた所定判定時間の間に応答要求が受信されなかった場合には判定結果はＮｏとされる。ステップＳ２０２、Ｓ２０４も、アドレスＮｏ．００２のＰＣ２ｂおよびＮｏ．００３のＰＣ２ｃからの応答要求について、ステップＳ２００と同様の処理が実行される。ステップＳ２００〜Ｓ２０４において、制御マイコン１０４が、ネットワークシステム４０を介して自機ＰＣ２ｄが他機ＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅから応答要求を受信したか否かを判定する。ステップＳ２００〜Ｓ２０４のいずれかで他機ＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅのいずれかから応答要求が受信された場合には、制御マイコン１０４は、ＰＣ２ｄをスレーブＰＣに設定し（ステップＳ２０６）、返答信号を発し（ステップＳ２０７）、その後通常運転させる（ステップＳ２０８）。これにより、他機ＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅのうち応答要求を発した送信元のＰＣがマスタＰＣとして作動する。ＰＣ２ｄは、実施の形態１でＭＳＣ３から制御されたのと同様にマスタＰＣから制御される。

ステップＳ２００〜Ｓ２０４のいずれにおいても応答要求が受信されなかった場合には、制御マイコン１０４は、自機ＰＣ２ｄを新たなマスタＰＣ２ｄに設定する（ステップＳ２１０）。自機ＰＣ２ｄをマスタＰＣ２ｄに設定した場合には、制御マイコン１０４は、ネットワークに対して応答要求を送信する（ステップＳ２１２）。制御マイコン１０４は、複数のＰＣ２ａ〜２ｅのうち自機ＰＣ２ｄが送信した応答要求に対して返答信号があった応答他機ＰＣを、今回のスレーブＰＣに設定する（ステップＳ２１４）。ネットワーク上での故障レベルは様々であり、動作が全く不能な重度の場合もあれば、一部の動作のみが不能な軽度の場合もある。実施の形態２の具体的処理では、説明の便宜上、一例として、ＰＣ２ａ〜２ｃはマスタＰＣとしての処理に異常があったものの、ＰＣ２ａ〜２ｃは返答信号を出力しスレーブＰＣとしては作動できるものとする。この場合、ＰＣ２ｄは、ＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅをスレーブＰＣとして設定する。

なお、図１５では一例としてＰＣ２ｄの制御マイコン１０４の制御内容について説明したが、他のＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅが持つ制御マイコン１０４についても同様の処理を実行させる。すなわち、制御マイコン１０４は、まず、ステップＳ２００〜Ｓ２０４と同様に「自機ＰＣよりもアドレス番号が若いＰＣ」からの応答要求を待つ。「自機ＰＣよりもアドレス番号が若いＰＣ」からの応答要求を受信すれば自機ＰＣをスレーブＰＣに設定し、「自機ＰＣよりもアドレス番号が若いＰＣ」からの応答要求を受信できなかった場合には自機ＰＣをマスタＰＣに設定すればよい。これにより複数のＰＣ２ａ〜２ｅが自動的にマスタおよびスレーブの割り当てを実行することができる。

スレーブＰＣ２ａ〜２ｃ、２ｅの設定が終わると、次に、ＰＣ２ｄの制御マイコン１０４は、計測モードフラグに１が設定されているか否かを判定する（ステップＳ２１６）。ステップＳ２１６は、実施の形態１においてＭＳＣ３がステップＳ１００で実行した処理と同様の処理とすることができる。

ステップＳ２１６の判定結果がＮｏである場合には、ＰＣ２ｄの制御マイコン１０４は、通常出力制御を実行する（ステップＳ２１８）。ステップＳ２１８は、実施の形態１においてＭＳＣ３がステップＳ１０２で実行した処理と同様の処理とすることができる。

ステップＳ２１６の判定結果がＹｅｓである場合には、ＰＣ２ｄの制御マイコン１０４は、計測運転を開始する（ステップＳ２２０）。図１６は、ステップＳ２２０の計測運転処理を示すフローチャートである。図１６は、図１５におけるステップＳ２２０の内容をサブルーチン化したものである。図１６のフローチャートの内容は、実施の形態１における図１０のフローチャートと同様である。つまり、制御マイコン１０４には、実施の形態１における図１０のフローチャートを実行するためのプログラムデータと同等のプログラムデータが記憶されている。

実施の形態１でＭＳＣ３に施した変形と同様に、実施の形態２における制御マイコン１０４の制御内容に変形を施してもよい。

図１８は、本発明の実施の形態１にかかるＭＳＣ３のハードウェア構成例を示すブロック図である。

ＭＳＣ３の機能は、処理回路により実現される。処理回路は、専用ハードウェア５０であってもよい。処理回路は、プロセッサ５１及びメモリ５２を備えていてもよい。処理回路は、一部が専用ハードウェア５０として形成され、更にプロセッサ５１及びメモリ５２を備えていてもよい。図１８は、処理回路が、その一部が専用ハードウェア５０として形成され、プロセッサ５１及びメモリ５２を備えている場合の例を示している。

処理回路の少なくとも一部が、少なくとも１つの専用ハードウェア５０である場合、処理回路は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ、ＦＰＧＡ、又はこれらを組み合わせたものが該当する。

処理回路が少なくとも１つのプロセッサ５１及び少なくとも１つのメモリ５２を備える場合、ＭＳＣ３の各機能は、ソフトウェア、ファームウェア、又はソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。ソフトウェア及びファームウェアはプログラムとして記述され、メモリ５２に格納される。プロセッサ５１は、メモリ５２に記憶されたプログラムを読み出して実行することにより、各部の機能を実現する。プロセッサ５１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）、中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、およびＤＳＰとも呼ばれる。メモリ５２は、例えば、ＲＡＭ、ＲＯＭ、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ、およびＥＥＰＲＯＭ等の、不揮発性又は揮発性の半導体メモリ等が該当する。

このように、処理回路は、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、又はこれらの組み合わせによって、ＭＳＣ３の各機能を実現することができる。

なお、実施の形態２にかかるＰＣ２ａ〜２ｅが持つ制御マイコン１０４の各機能も、図１８に示す処理回路と同様の処理回路により実現されてもよい。

実施の形態１では、ＭＳＣ３が、第一出力制御を実行開始した後に第二出力制御を実行開始している。また、実施の形態２では、マスタＰＣ２ｄが、第一出力制御を実行開始した後に第二出力制御を実行開始している。しかしながら、実施の形態１、２において、第一出力制御と第二出力制御のどちらが先に実行開始されるかは問われない。第一出力制御と第二出力制御とが時間的に重複して実行されることで、「特定ＰＣの発電量変化分が残りのＰＣに分担させられている状態」を作り出せばよい。これにより、特定ＰＣ２ａの発電量変化分について太陽光発電システム１０、１００の全体でバランスを取ることができるからである。従って、変形例として、実施の形態１にかかるＭＳＣ３または実施の形態２にかかるマスタＰＣ２ｄが、特定ＰＣ２ａの選択が行われた後に第二出力制御を第一出力制御よりも先に実行開始してもよい。他の変形例として、ＭＳＣ３またはマスタＰＣ２ｄが、第一出力制御と第二出力制御の実行を同時に開始してもよい。いずれの場合にも、総指定発電量Ｐ０を超えない範囲内で第一出力制御と第二出力制御とが実行されることが好ましい。

実施の形態１および実施の形態２にかかる太陽光発電システム１０、１１０の制御手順は、実施の形態にかかる太陽光発電方法として提供されてもよい。既設の太陽光発電システムに対して事後的に制御プログラム等を追加することによっても、実施の形態にかかる太陽光発電方法を実施することができる。実施の形態にかかる太陽光発電方法は、第一ステップと第二ステップとを備える。第一ステップは、第一出力制御によって特定ＰＣ２ａの出力電力を所定出力電力に調節した状態で特定ＰＣ２ａの入出力電気特性を測定するステップである。第二ステップは、特定ＰＣ２ａを所定出力電力に調節したことによる発電量変化分を入出力電気特性の測定中に特定ＰＣ２ａ以外の残りのＰＣ２ｂ〜２ｅに分担させるように、残りのＰＣ２ｂ〜２ｅの出力電力を調整するステップである。これらの第一ステップおよび第二ステップは、互いに時間的に重複して実行されればよい。第一ステップおよび第二ステップは、どちらか一方を先に実行開始してもよく、あるいは同時に実行開始してもよい。

なお、実施の形態２における「冗長化制御」のみを、複数のＰＣ２ａ〜２ｅの入出力電気特性を計測する目的とは切り離して、単独で実施しても良い。この冗長化制御は、マスタＰＣおよびスレーブＰＣを持つ太陽光発電システムに適用することができる。

１ａ〜１ｅ 太陽電池アレイ、２ａ〜２ｅ パワーコンディショナ（ＰＣ）、２ａ 特定パワーコンディショナ（特定ＰＣ）、２ｄ マスタパワーコンディショナ（マスタＰＣ）、３ メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）、４ インバータ制御回路、５ インバータ回路、６ 電流計、６ａ パワーコンディショナグループ、６ｂ パワーコンディショナグループ、７ 電圧計、１０、１１０ 太陽光発電システム、１１ 第一基準変換効率特性、１２ 第二基準変換効率特性、１３ 第三変換効率特性、２０ 電力系統、３０ 雲、３１ 日陰、４０ ネットワークシステム、５０ 専用ハードウェア、５１ プロセッサ、５２ メモリ、６３ 上位装置、６４ データ記憶装置、１００ 評価システム、１０１ 太陽電池シミュレータ、１０２ 模擬系統、１０４ 制御マイコン、Ｐ０ 総指定発電量、Ｑｍ 動作点（最大発電電力動作点）、Ｑｒ 動作点（出力抑制制御動作点）、Ｓ１ 計測開始信号

Claims (12)

1. 複数の太陽電池アレイと、
   複数の太陽電池アレイそれぞれと接続した複数のパワーコンディショナと、
   前記複数のパワーコンディショナと接続された上位装置と、
   を備え、
   前記上位装置は、
   前記複数のパワーコンディショナから選択した一部の特定パワーコンディショナが出力する出力電力を予め定めた所定出力電力へと調節する第一出力制御と、
   前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる前記特定パワーコンディショナの発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調節する第二出力制御と、
   を時間的に重複させて実行するように構築され、
   前記上位装置および前記特定パワーコンディショナの少なくとも一方は、前記第一出力制御の実行中における前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性を取得する特性データ取得を実行するように構築された太陽光発電システム。
2. 前記所定出力電力は、第一所定出力電力と、前記第一所定出力電力と異なる第二所定出力電力と、を含み、
   前記第一出力制御は、前記特定パワーコンディショナの出力電力を前記第一所定出力電力および前記第二所定出力電力に予め定めた順番で調節し、
   前記特性データ取得は、前記第一所定出力電力への調整に応じた前記特定パワーコンディショナの第一入出力電気特性と、前記第二所定出力電力への調整に応じた前記特定パワーコンディショナの第二入出力電気特性と、を取得することを含む請求項１に記載の太陽光発電システム。
3. 前記上位装置は、前記複数のパワーコンディショナのなかで予め定めた順番で前記特定パワーコンディショナを交代させるように構築された請求項１に記載の太陽光発電システム。
4. 前記所定出力電力は、予め定められた複数の所定出力電力を含み、
   前記第一出力制御は、前記特定パワーコンディショナを前記複数の所定出力電力にそれぞれに調節するものであり、
   前記特性データ取得は、前記複数の所定出力電力それぞれについて前記特定パワーコンディショナの前記入出力電気特性を取得するものであり、
   前記上位装置は、前記複数の所定出力電力それぞれについての前記特定パワーコンディショナへの前記特性データ取得が終わった後に前記順番に従って前記特定パワーコンディショナを交代させるように構築された請求項３に記載の太陽光発電システム。
5. 前記入出力電気特性は、前記特定パワーコンディショナに入力される入力直流電力と前記入力直流電力に応じた前記特定パワーコンディショナの出力交流電力との比に基づいて定まる変換効率を含み、
   前記上位装置は、
   入力直流電圧が第一直流電圧であるときの出力電力と変換効率との関係を定めた第一基準変換効率特性を予め記憶しており、
   前記第一基準変換効率特性と、前記特定パワーコンディショナにおいて前記入力直流電圧が前記第一直流電圧であるときに取得した前記変換効率と、の乖離が予め定めた所定範囲内にあるか否かを判定する請求項１に記載の太陽光発電システム。
6. 前記上位装置は、前記入力直流電圧が前記第一直流電圧と異なる第二直流電圧であるときの出力電力と変換効率との関係を定めた第二基準変換効率特性を予め記憶しており、
   前記上位装置は、前記入力直流電圧が前記第一直流電圧と前記第二直流電圧との間の中間直流電圧であるときの出力電力と変換効率との関係を表す中間変換効率特性を算出するための基準変換効率計算を実行するように構築されており、
   前記基準変換効率計算は、
   前記第一直流電圧と前記中間直流電圧との差分に応じた第一係数と、前記第二直流電圧と前記中間直流電圧との差分に応じた第二係数と、を取得し、
   前記第一係数と前記第一基準変換効率特性とに基づく第一の値と、前記第二係数と前記第二基準変換効率特性とに基づく第二の値と、に基づいて前記中間変換効率特性を算出するものである請求項５に記載の太陽光発電システム。
7. 前記上位装置は、
   太陽光発電システムに対する総要求発電量の取得と、
   前記第一出力制御と、
   前記総要求発電量から前記所定出力電力を減じた残りの発電量である分担発電量の取得と、
   前記分担発電量を前記第一出力制御の実行中に前記残りのパワーコンディショナに分担させるための前記残りのパワーコンディショナへの前記第二出力制御と、
   を実行するように構築された請求項１に記載の太陽光発電システム。
8. 前記上位装置は、
   予め定められた計測開始信号を受信しない場合には、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの出力電力を可変に調整することで太陽光発電システムに対する総要求発電量を前記複数のパワーコンディショナに分担させる第三出力制御を実行し、
   前記計測開始信号を受信した場合には、前記第一出力制御および前記第二出力制御を実行する、
   ように構築された請求項１に記載の太陽光発電システム。
9. 前記上位装置は、
   前記第三出力制御の実行中に前記計測開始信号を受信した場合には、前記計測開始信号に応答して前記第一出力制御および前記第二出力制御を実行し、
   前記複数のパワーコンディショナそれぞれに前記第一出力制御が実施されるように前記特定パワーコンディショナを予め定めた順番で交代させつつ、前記交代と並行して前記残りのパワーコンディショナに対する前記第二出力制御を行い、
   前記複数のパワーコンディショナそれぞれを前記特定パワーコンディショナとして選択した状態での前記特性データ取得を実行し、
   前記複数のパワーコンディショナそれぞれの前記特性データ取得を終えたら、前記第三出力制御を再開する、
   ように構築された請求項８に記載の太陽光発電システム。
10. 複数の太陽電池アレイと、
    前記複数の太陽電池アレイと接続された複数のパワーコンディショナと、
    前記複数のパワーコンディショナを互いに通信させるためのネットワークシステムと、
    を備え、
    前記複数のパワーコンディショナは、マスタパワーコンディショナと、スレーブパワーコンディショナと、を含み、
    前記マスタパワーコンディショナは、
    前記複数のパワーコンディショナのうち選択した一部の特定パワーコンディショナの出力電力を予め定めた所定出力電力に調節する第一出力制御と、
    前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる前記特定パワーコンディショナの発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調節する第二出力制御と、
    を時間的に重複させて実行するように構築され、
    前記マスタパワーコンディショナおよび前記特定パワーコンディショナの少なくとも一方は、前記第一出力制御の実行中における前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性の取得である特性データ取得を実行するように構築された太陽光発電システム。
11. 前記複数のパワーコンディショナは、前記スレーブパワーコンディショナから新たなマスタパワーコンディショナを選択するための冗長化制御を実行可能に構築された請求項１０に記載の太陽光発電システム。
12. 複数の太陽電池アレイにそれぞれ接続された複数のパワーコンディショナから選択した一部の特定パワーコンディショナの出力電力を予め定めた所定出力電力に調節した状態で前記特定パワーコンディショナの入出力電気特性を測定するステップと、
    前記特定パワーコンディショナの出力電力が前記所定出力電力に調節されることによる発電量変化分を前記複数のパワーコンディショナのうち前記特定パワーコンディショナを除いた残りのパワーコンディショナに分担させるように、前記残りのパワーコンディショナの出力電力を調整するステップと、
    を備える太陽光発電方法。

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